Well Testing Teoria Buena

WELL TESTING EQUIPO DE WELL TSETING

Esta constituido por los elementos elementos de: a) Equipo de Medición de Parámetros de Fondo: Los parámetros que normalmente se miden en el fondo de un pozo son Presión y Temperatura. Los instrumentos de medición son sensores mecánicos y eléctricos b) Cabeza Cabezall de Prueb Prueba: a:

c) Choke Manifold: Es un conjunto de Válvulas y conductos d) Calentador o Intercambiador de Calor : Constituido por conjuntos de tubo y carcaza y en tubo en forma de U. La función es de calentar el líquido para evitar la formación de hidratos y también de facilitar la separación de las fases liquidas y gaseosas a traves de reducción de la tensión superficial y de la viscosidad del liquido. e) Separadores : Su función es la de separar y medir los fluidos producidos f) Manifold de Petroleo: Conjunto de Válvula y líneas de conducción que permiten la derivación de los líquidos que salen del separador hacia los TK de almacenamiento. g) TK de Almac Almacen enami amien entos tos

h) Bomba de Trasvase : Es una bomba de accionamiento eléctrico o motor a diesel. i) Quemadores: Dispositivos que permiten la total combustión del petróleo  producido cuando no existe en la locacion para almacenarlos.  j) Sistema Sistema de monit monitoreo oreo y medic medición ión electr electrónic ónica a de parámet parámetros. ros.

MEDICION DE PRESION Y TEMPERATURA Mediciones Convencionales de Presión: Estos dispositivos se dividen en Instrumentos

de Medición Directa e Indirecta. Balanza de Pesos Muertos (DWT): se los usa en laboratorios Tubo Bourdon Manómetro a Diafragma

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Medidores a Crista Oscilante: Estos combinan el elemento Sensor y el Dispositivo de

transformación de señal en una sola unidad Caudal Degas Principios de Medición: Hay 2 Tipos de Dispositivos de Mediciones de Gas MEDIDIORES DINAMICOS

MEDIDORES VOLUMETRICOS

Medidor Orificio

Medidor a Diafragma

Tubo Venturi

Medidor Humedo

Tubo Pitot Rotametro CALCULO DEL CAUDAL DEL GAS Qh = CxVxHwxPf  Qh= Caudal de gas en condiciones normales C= Ctte.de flujo de orificio Hw= Presión Diferencial Pf= Presión Estática

COMPORTAMIENTO DE RESERVORIOS GASIFEROS: Los reservorios pueden

clasificarse en 2 categorías. RESERVORIO GAS SECO: Es cuando el gas permanece siempre a la temperatura del

reservorio integro en fase gaseosa. Se señala que si las condiciones del separador el líquido se encuentra en 2 fases: Líquido y Gaseosa, esta seria causada por efecto de la caída de temperatura originado entre el reservorio y la superficie. RESERVORIO GAS-CONDENSADO: En estos reservorios es cuando la presión esta

 por encima del punto de rocío por lo tanto hay una condensación de los componentes mas  pesados del fluido. En los reservorios de gas-condensados la presión correspondiente del punto de rocío o  presión de saturación puede ser igual a la presión estática inicial (reservorios saturados) o menos a la presión estática inicial (reservorios subsaturados)

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RESERVORIOS SUBSATURADOS: Es hacer producir un pozo con presión dinámica

de fondo mayor presión de rocío para evitar la condensación de líquidos en el reservorio y obtener un efluente idéntico al fluido inicial del reservorio lo que es GOR=GORi=CTe. RESERVORIO SATURADOS: La producción se da siempre con la presión dinámica

de fondo inferior a la presión del punto de rocío por lo tanto se genera condensación de líquidos dentro del reservorio. La relación Gas-Liquido en el separador aumentara proporcionalmente en la diferencia entre la presión de rocío y la presión dinámica de fondo GOR=GORi Para que esta condición sea posible se requiere que la presión dinámica de fondo sea superior a la de rocío. “En reservorios de gas seco y gas –condensados, las muestras son representativas cuando el gas obtenido contiene la totalidad de los componente pesados presentes en el fluido inicial del reservorio” DATOS NECESARIOS PARA ESTIMAR LAS CARACTERISTICAS DEL RESERVORIO Y FLUJO:

Para a determinar si la fluencia de los HCB en el reservorios es monofásico y si el reservorio es saturado o subsaturado, es necesario e stimar la presión de burbuja del fluido y compararla con la presión estática y dinámica del yacimiento, para esto se sugiere conocer los datos: Presión estática inicial o actual del reservorio (Pwi o Pws) Temperatura del reservorio Densidad del Petróleo Densidad del Gas Presiones de fluencia del reservorio en una o en varias requiere (Pwf) Relación Gas-Petróleo inicial y actual (GORi y GOR) RESERVORIOS SUBSATURADOS (Pwi > Pb)

Se los pueden identificar por presentar: GOR ctte. o= Rs para grandes caídas de presión (Drwan-Down) el GOR pued e aumentar  ya que en estos casos la presión puede caer bajo del punto de burbuja.

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El punto de burbuja puede ser estimado a través de una correlación y si se obtiene un valor de presión menor que la presión estática inicial, quedara confirmado que es un yacimiento subsaturado

Pwf > Pb

RESERVORIOS SATURADOS (Pwsi = Pb)

Estos reservorio presenta las sgtes. Caracteristicas: El GOR es solo igual a Rs. Durante un muy breve periodo de tiempo de producción. Luego el GOR aumenta levemente si el pozo es puesto en producción con un régimen de fluencia ctte. y bajo Choke pequeño. En cambio si el régimen es elevado choke grande el incremento de GOR es considerable ya que el draw down generado será también importante y a consecuencia se producirá una gran liberación de gas en el interior del reservorio GORi= Rsi RESERVORIOS EN PRODUCCION O POZOS EN ZONAS LEVEMENTE AGOTADAS

GOR IGUAL A GORi El flujo es monofásico y el muestreo de superficie y de fondo puedes ser  Pws > pwf > pb GOR > GORi El flujo es bifásico pb debe ser determinado utilizando le valor GORi y comparado con la  presión estática actual y con la presión dinámica de fondo a) Si pws > pb > pwf : El muestreo puede realizarse como para el caso de reservorios saturados.  b) Si pb > pws : El reservorio esta agotado y con el fluido permanente en dos fases mucho el fluido inicial de reservorio ya no existe desde mucho tiempo y no hay manera de obtener una muestra representativa.

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