Nivel de Fluido y Cartas Dinamometricas Utilizando El TWM de Echometer (UPCO)

1333 Eldridge Parkway #633, Houston, TX 77077 Telf USA 1 281-617-1988 Cel USA 1 972-992-8025 Vzla Number . 58 261-783-0228

www.upcovzla.com

REGLAS BÁSICAS: 1.- Mantener los Dispositivos Celulares en Vibración.

2.- Si cuenta con PC-Portátiles personales, manténgase fuera del alcance de material AJENO al contenido del curso. 3.- Preguntar al momento de presentarse la duda, para no perder continuidad del tema.

4.- Respetar la secuencia lógica del contenido, referido a los temas de discusión.

OBJETIVOS DEL CURSO • OPTIMIZAR EL LAS APLICACIONES DEL SISTEMA ANALIZADOR DE POZOS, iniciando el personal de Ingeniería y Operaciones de Producción en los principios de medición de las herramientas Echometer y los pasos a seguir para la adquisición e interpretación de datos del pozo: Prueba acústica de Nivel, Carta dinagrafica, Prueba de Válvulas.

RESULTADOS • Menor tiempo y esfuerzo para la adquisición de data altamente precisa. • Mayor eficiencia del funcionamiento del pozo.

• Optimización de las operaciones. • Incremento de la producción de crudo y reducción de los gastos de explotación.

Para verificar el desempeño del equipo de Bombeo así como las condiciones de fondo seleccionamos el tipo de prueba a realizar

MEDICIONES ACÚSTICAS

MED. DINAMOMETRICAS MED. CORRIENTE Y POTENCIA

SENSOR DE BARRA PULIDA BATERIA EXTERNA DE 12 VOLT

LINEA DE FLUJO PISTOLA ACÚSTICA / MICROFONO

PRESIÓN DE CABEZAL EN CASING

LEYANDA. SEÑAL ACÚSTICA. SEÑAL DEL TRANSDUCTOR DE PRESIÓN Y CONTROL DE VÁLVULA. SEÑAL DE CARGA Y ACELERACIÓN.

GAS

NIVEL DE FLUIDO

SEÑAL DE CORRIENTE Y POTENCIA DEL MOTOR. INYECCIÓN PRESIÓN DE GAS (CO2 ó N2). COLUMNA LIQUIDA / GASEOSA PRESIÓN ESTÁTICA DEL YACIMIENTO

PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE BOMBA

COLUMNA 100% LIQUIDA

GENERALIDADES SOBRE LAS MEDICIONES ACÚSTICAS TOTAL WELL MANAGEMENT

MEDICIONES ACÚSTICAS. Un Poco de historia…

1898 Patente Batcheller Inicialmente los sistemas de registro sonido se desarrollaron para detectar la ubicación de atascamiento en los tubos de los sistemas neumáticos de correo instalados en los edificios de las empresas.

MEDICIONES ACÚSTICAS. Un Poco de historia…

Predecesor de los equipos actuales de medición usando principios de onda acústica. Corte suprema de justicia de los estados unidos:

“No se puede patentar un principio de la física o una idea”…

Deptograph. C.P Walker 1937

MEDICIONES ACÚSTICAS. Principio. Viaje de la Onda

Fuente: Echometer Company. www.echometer.com

0

MEDICIONES ACÚSTICAS. Principio. 1

Nivel de Fluido

Un pulso acústico es generado desde la superficie del pozo. Este pulso viaja 2

a través del gas y va reflejando los cambios en el área seccional del anular Revestidor-Tubería incluyendo cuellos de tubería, liners, nivel de fluido, etc. 3

0 1

4

2

5

3 4

6

5

Nivel de Fluido 6

Generación de Pulso (Onda de Viaje) Tubería

Ecos en el Pozo 1. Cambios en el área seccional causa ondas de sonido que se reflejan de regreso al micrófono.

Pulso de Compresión

Pulso de Implosión

BANG!!!

Disparo

Cuellos

2. El reflejo inicial es el del disparo. 3. Una serie de pequeños reflejos indican los cuellos de la tubería. 4. Los impulsos de baja frecuencia detectan el nivel de fluido.

Nivel de Liquido

Relación de Tiempo a Profundidad 1. La profundidad desde la pistola PRESION DEL REVESTIDOR

hasta cualquier anormalidad en el anular del revestidor es directamente proporcional al tiempo, RTTT, para que el pulso acústico viaje desde la pistola hacia el revestidor hasta la anomalía y se refleje de vuelta al micrófono.

WELL ANALYZER

DISPARO

CUELLOS

2. El micrófono instalado en la pistola de gas detecta la detonación del disparo y refleja el eco de los cuellos, liners, perforaciones, nivel de liquido, además de otras obstrucciones en el espacio anular.

REVESTIDOR

TUBERIA

3. La data acústica es adquirida para un predeterminado numero de segundos, basado en la profundidad de la formación.

NIVEL DE FLUIDO

RASTRO ACUSTICO

VELOCIDAD ACUSTICA EN EL AIRE Rayo Observa el flash y luego escucha el “BOOM” Velocidad del Sonido

1100 pies/seg

La Luz viaja alrededor del mundo ocho (8) veces en un segundo. El sonido en el aire viaja 1100 pies/seg. Si una persona “ve” el resplandor y escucha el “BOOM” 5 segundos luego, entonces el relámpago esta a 5500 pies de distancia.

Si un eco es escuchado un segundo luego del grito y se refleja en la pared de un cañón (velocidad de la onda es 1100 pies/seg.), entonces cual es la distancia a la pared del cañón? Velocidad acústica como una función de la gravedad del gas y la presión

Aire (75ºF y 14,7 PSI)

Velocidad Acústica en aire seco: 1. 32°F (0°C) y presión estándar es 1087 pies/seg. (331.45 mts/seg.). 2. Cambia directamente con temperatura a tasas aproximadamente de 1,075 pies/seg./°F (o 0.59 mts/seg/°C)

El eco se escucha UN SEGUNDO después del grito al reflejarse en la pared de un cañón

La velocidad de la onda de sonido es 1100 pies/seg.

Entonces: ¿Cuál es la distancia hasta la pared del cañon?

El eco se escucha UN SEGUNDO después del grito al reflejarse en la pared de un cañón

La distancia es de 550 pies

La velocidad de la onda de sonido es 1100 pies/seg.

Entonces: ¿Cuál es la distancia hasta la pared del cañón?

Generación de Pulso (Onda de Viaje) Frecuencia de la Señal La Frecuencia del contenido de la señal acústica reflejada varia: 1. Dependiendo de las características del pulso inicial. 2. Presión en el gas. 3. Distancia viajada 4. Tipos de cambio en el área seccional.

SUMINISTRO DE GAS

CONECCION DEL CABEZAL LAS ONDAS DE ALTA FRECUENCIA SON ATENUADAS MAS RAPIDAMENTE QUE LAS ONDAS DE BAJA FRECUENCIA. PERO, TODAS VIAJAN A LA MISMA VELOCIDAD.

EL RETORNO DE LA FRECUENCIA DE LA SEÑAL DEPENDERA DE LA PROFUNDIDAD DEL POZO MIENTRAS MAS PROFUNDO SEA EL POZO, MAYOR SERA EL PORCENTAJE DE FRECUENCIA DE BAJO NIVEL DETECTADO ESTO ES ESENCIALMENTE VERDAD EN POZOS DE BAJA PRESIÓN

Generación de Pulso (Explosión)

PISTOLA A GAS

EXPLOSION

DESCARGA DE GAS DENTRO DEL POZO

1. Utiliza suministro de gas externo para generar el pulso acústico 2. El volumen de la cámara de la pistola es cargado a una presión que exceda la presión del pozo.

3. Este método de generación mantiene la cámara limpia y resulta en menor mantenimiento.

Generación de Pulso (Implosión) PISTOLA A GAS

IMPLOSION

REMOSION DE GAS DESDE EL POZO

1. No es necesario el suministro de gas externo. 2. La presión del casing deberá ser mayor a los 200 lpc 3. Utiliza la presión del pozo para generar el pulso 4. Implosión fuerza la entrada de arena, humedad y otras partículas a la cámara de la pistola. 5. Se necesita mayor mantenimiento incluyendo reemplazado frecuente “O” rings.

Conectando al Pozo MICROFONO

MEJOR DISPARO

LA DISTANCIA DEL MICROFONO HASTA EL REVESTIDOR DEBE SER MENOR A 5 PIES (≈1.5 mts)

VIEJAS TECNOLOGÍAS

SONOLOG ECHOMETER MODELO M

EQUIPOS ANALOGICOS.

Registro de Nivel, ECHOMETER

ECHOMETER MODELO M ANALOGICO.

EQUIPOS ANALOGICOS. Registro de Nivel, Sonolog Registro de nivel usando equipo acústico. El sonolog genera la onda a través de cartuchos de pólvora. Se imprime en papel especial (Electrosensitivo) y se necesita usar un espaciador para el conteo de cuellos hasta el nivel.

REGISTRO SONOLOG

REGISTRO IDEALIZADO

EQUIPOS ANÁLOGOS. Registro Sonico. (Sonolog) Todas las deflexiones que originan los cuellos de la tubería de producción, pueden ser contadas, utilizando un espaciador. El procedimiento consiste en hacer coincidir diez tubos.

BOTELLA

DISPARO REGISTRO SONICO DEFLECCIONES CUELLOS DE TUBERIA

REGISTRO SONICO NIVEL DE FLUIDO

REGISTRO DE ALTA FRECUENCIA

ESPACIADOR

EQUIPOS ANALOGICOS. Registro de Nivel, Sonolog Registro Sonico. (Sonolog). Determinación del Nivel Para calcular el nivel de fluido es necesario disponer de la longitud promedio/tubo (completación del pozo). La siguiente ecuación puede ser utilizada. L

VF NT

Donde: L = Longitud promedio de tubos, pies/tubo. VF = Profundidad de la bomba de subsuelo, pies. NT = Número de tubos hasta la bomba. El nivel de fluido (NF) será:

NF  L  N El valor de N representa la cantidad de deflexiones o tubos donde se encuentran NF, obtenido con el espaciador.

Generación de Pulso Conexiones en el cabezal: 1. Generador de pulso Acústico 2. Mientras mayor sea el volumen, mejor. 3. Micrófono 4. Medidor de presión opcional.

PISTOLA COMPACTA 2000 PSI

PISTOLA AUTOMATICA 1500 PSI

Dentro de los generadores de pulso acústico se incluyen: 1. Fulminantes de dinamita. 2. Cartuchos calibre 45. 3. Cartuchos de pólvora negra. 4. Pulso de gas comprimido

5000 PSI

15000 PSI

Chamber Pressure Pressure Transducer

Solenoid Valve

Volume Chamber

Manual Filler Valve 2 inch NPT to wellhead Automatic Filler Valve

Bleed Valve

ECHOMETER MODELO E. DIGITAL TOTAL WELL MANAGMENT

EQUIPOS DE MEDICIÓN ECHOMETER ANALIZADOR DE POZOS

DISPOSITIVO DE DISPARO ACÚSTICO Y SENSORES DE PRESIÓN

COMPUTADOR PORTÁTIL

SENSORES DE CORRIENTE Y POTENCIA DINAMOMETROS (HT y PRT)

Aplicar toda la tecnología disponible??? 1938 Objetivo: determinar la Sumergencía de la bomba.

2000 Objetivos: A partir de las Medidas Acústicas contamos con el Beneficio de conocer: • Hay liquido por encima de la Bomba? A que profundidad esta el tope de la Columna de Liquido? • Esta el gas fluyendo por el Anular? En caso Afirmativo en que Tasa? • Cuál es la Presión de Cabeza del Revestimiento? Está variando con el Tiempo? • Cuál es el porcentaje de gas en la Columna de Liquido? • Cuál es la Presión en las Perforaciones? • Cuál es el porcentaje de la Tasa Máxima de Petróleo que esta siendo producida? • Cuál es la Tasa Máxima que puede ser producida por el pozo? • Cuál es la Velocidad de la Onda Acústica que viaja por el Anular en presencia de gas? • Cuál es la Gravedad Especifica promedio del gas? • Hay alguna restricción o anomalía en el anular por encima del nivel de líquido?

Total Well Managment Software desarrollado por Echometer Company para la adquisición y análisis de la data.

Total Well Managment Los siguientes datos deben ser introducidos para ADQUIRIR DATA a partir de pruebas acústicas.

• Well Name (Nombre del Pozo). • Pressure Datum (Presión Estática al Datum). • Pump Depth (Profundidad de la Bomba). • Average Joint Length (Longitud Promedio de los Tubos - El programa usara 31.7 pies por Default) Se recomienda que la data del pozo sea introducida en el archivo tan completa como sea posible antes de ir al pozo a tomar el registro. Esto le permitirá al operador analizar los datos en el pozo y asegurarse que los resultados son de calidad.

Total Well Managment Los siguientes datos deben ser introducidos para realizar un análisis completo del pozo. •Well Name •Pressure Datum •Pump Depth • Casing OD • Tubing OD • BOPD • BWPD • Surface temperature • Downhole Temperature • Oil Gravity • Water especific gravity • Casing pressure (introducida o medida) • Casing pressure buildup rate (introducida o medida) • SBHP

Cuando se genere un archivo de pozo existente se recomienda que el operador verifique que este represente con precisión las condiciones actuales del pozo. En particular la información de producción debe ser actualizada con valores recientes.

PASOS PARA ANALIZAR NIVELES DE FLUIDO Trazo Acústico-RTTT

1. Tiempo medida para que el pulso acústico viaje desde la superficie a través del gas en el espacio anular y se refleje de vuelta a la superficie (ROUND TRIP TRAVEL TIME, RTTT). 2. El nivel de liquido es automáticamente determinado por el software a través del reflejo de las señales acústicas digitalmente procesadas, filtradas y graficadas vs. tiempo.

Use el marcador para seleccionar el nivel de fluido

NIVEL DE LIQUIDO

Trazo acústico con determinación de profundidad La profundidad del conteo de cuellos (c) es reflejada en la señal acústica

La profundidad del nivel de liquido (LL) de 4371 pies es determinada al multiplicar el RTTT (en segundos) por la tasa de reflexión de cuellos (Jts/seg) por la longitud promedio de tubería. 8.152*17.8891*29.98=4371 pies

INFORMACION DEL POZO

Método de análisis: Conteo de Cuellos DISPARO

1EROS 2 SEGUNDOS

Eco del Nivel de Fluido

Análisis automático determinara la profundidad del nivel de liquido para un 95% de los casos

Medición de presiones de fondo dinámicas. Pt

Pc

Gas

FL

Oil + Gas Pump PBHP

Brine Gradient

COLUMNA LÍQUIDO – GASEOSA EN EL ANULAR UNA COLUMNA GASEOSA ES DEFINIDA COMO UNA COLUMNA DE PETROLEO QUE ES ALIGERADA POR FLUJO DE GAS.

Pt

Pc

Gas

FL

Oil + Gas Pump PBHP

Brine Gradient

PROBLEMA: EL FLUJO DE LAS BURBUJAS DE GAS EN LA COLUMNA LA ALIGERA POR LO QUE SE HACE DIGFICIL PRECISAR LAS PRESIONES DE FONDO. CARACTERISTICAS DE COLUMNAS GASEOSAS 1. Gas venteando a través del anular. 2. Ruido considerable en el fondo. 3. El nivel de fluido debe ser errático. 4. La presión del casing aumenta cuando este se cierra.

Tasa de flujo de gas fluyendo por el anular

Las mediciones de pequeños cambios en la presión requieren instrumentos de precisión.

1. Medición directa de flujo de gas en el anular en el campo con un probador de flujo critico es un proceso tedioso. 2. La tasa de flujo de gas puede ser medida con precisión a partir de pruebas de restauración de presión en el anular. 3. Pruebas de restauración de presión cortas cerrando el anular mientras el pozo continua bombeando y el gas fluye por el anular. 4. La tasa a la cual la presión del casing aumenta es medida.

Restauración de Presión en el anular- dP/dT 1. Luego de realizar el disparo, el computador Generara una señal sonora “Beep” a intervalos de 15 segundos para confirmar que la presión del casing esta siendo registrada y la tasa de restauración de presión es determinada. 2. Luego observe la restauración de presión por un mínimo de 2 minutos. 3. El ajuste lineal de la restauración de presión parte del origen hasta el ultimo punto registrado. 4. Si la línea de restauración de presión no se ajusta a la mayoría de los puntos, espere los puntos siguientes a ser graficados y detenga la restauración cuando la curva se ajuste a todos los puntos.

POZO NORMAL – DIRECCIÓN DEL PULSO

POZO NORMAL – DIRECCIÓN DE LA REFLEXIÓN

LINER – DIRECCIÓN DEL PULSO

EJEMPLO DE CÓMO EL TWM MUESTRA EL PULSO REFLEJADO Pulso Acústico Inicial: Causado por la explosión de gas comprimido dentro del anular del revestidor, esta explosión forma una Onda de viaje compresiva. Pulso Reflejado: Causado por una disminución en el área seccional. Se muestra como un pico descendente en el trazo acústico. Nivel de Liquido.

Pulso Reflejado: Causado por una disminución en el área seccional. Se muestra como un pico descendente en el trazo acústico. Colgador del Forro.

Pulso Reflejado: Causado por un incremento en el área seccional. Se muestra como un pico ascendente en el trazo acústico. Botella. Tub 3-1/2” x 2-7/8”

LINER – DIRECCION DEL PULSO Pulso reflejado: Disparo.

Pulso reflejado: Botella. Tub 3-1/2” x 2-7/8”

Pulso reflejado: Colgador del Forro. Pulso reflejado: Nivel de Liquido.

Ejercicios de Reflexiones Acústicas en Niveles de Fluido.

= 1000 ft/sec

Nivel de Fluido: 3000’

1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

Perforaciones: 5000’, 7500

0

8000

Tiempo, segundos

Velocidad Acústica

0

Profundidad (ft).

Dibuje la respuesta acústica de los cambios de área en el pozo e indique en la escala su tiempo de viaje (RTTT).

Pulso de Explosión

Acoustic Response Pulso de Explosión 0

2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

6

Time, seconds

Sin reflexiones desde las perforaciones inferiores.

1000

Depth, ft.

Un nivel de fluido somero resultará en la grabaación de multiples ecos con intervalos de tiempo iguales.

0

12

= 1000 ft/sec

Nivel de Fluido: 6000’ Perforaciones: 5000’, 7500’

0

1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Tiempo, segundos.

Velocidad Acústica

0

Profundidad, ft.

Dibuje la respuesta acústica de los cambios de área en el pozo e indique en la escala su tiempo de viaje (RTTT).

Pulso de Explosión

Pulso de Explosión El echo en las perforaciones tiene la máxima amplitud.

0

El nivel de líquido por debajo de las perforaiones causa múltiples Ecos con la misma polaridad de las perforaciones.

1000

= 1000 ft/sec

Nivel de Fluido: 6000’ Perforaciones: 5000’, 7500’

3000 4000 5000 6000 7000 8000

Tiempo, segundos.

Velocidad Acústica

2000

Profundidad, ft.

Sin reflexiones desde las perforaciones inferiores.

0

10

Pf

12

Ll

14

LlPf

= 1000 ft/sec

Liner @ 3000’ Nivel de Líquido@4000’

0

1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Tiempo, segundos

Velocidad Acústica

0

Profundidad, ft.

Dibuje la respuesta acústica de los cambios de área en el pozo e indique en la escala su tiempo de viaje (RTTT).

Respuesta Acústica para Nivel de Líquido dentro del liner.

0 1000

El nivel de líquido dentro del liner causa múltiples Ecos con la misma polaridad de las perforaciones.

3000

Liner echo is repeated at Ln1 No echoes from the perforations below liquid level

4000 5000 6000 7000 8000

Tiempo, segundos

2000

Profundidad, ft.

El echo del liner tiene la máxima amplitud.

Liquid level inside liner causes multiple echoes with alternating polarity LlLn and LlLnLlLn

0

6

Ln

8

Ll

10

LlLn

12

Ln1

14

LlLnLlLn

Hoyo en la tubería

RESTRICCION EN EL AREA SECCIONAL DEL ANULAR

UNIDAD DE BOMBEO OPERANDO

UNIDAD DE BOMBEO DETENIDA

SIN CUELLOS O DENTRO DE LA TUBERIA

MARCADORES EN SEGUNDOS

T V D 2

D= DISTANCIA HASTA EL NIVELDE LIQUIDO (PIES) T= TIEMPO HASTA EL NIVEL DE LIQUIDO (SEGUNDOS) V=VELOCIDAD DE LA SEÑAL (PIES/SEGUNDO)

VELOCIDAD ACUSTICA / GRAVEDAD ESPECIFICA DEL GAS

SIN CUELLOS O DENTRO DE LA TUBERIA

MARCADORES EN SEGUNDOS

T= 19 SEGUNDOS V=1120 PIES/SEGUNDOS

D

T  V 19 seg 1120 pies / seg   10.640 pies 2 2

Determinación de la Velocidad Acústica

Determinación de la Profundidad usando Marcadores de Fondo

Marcador de Fondo usando las Perforaciones VS. Conteo Automático de Collares

Liquid Level: Downhole Marker

Automatic Collar Count

Método de Análisis: Low Pass Filter Identifica marcadores de fondo – Acoustic Mandriles de Gas Lift Trace:

High Frequency Noise

Low Pass Filter

Determinación Acústica de Presiones de Fondo Estática y Dinámica (de producción). Reference Papers: SPE 14254 and SPE 13810

SPE 14254

Prueba de Depresión del Nivel de Liquido. Echometer Co.

Presión Estática del Fondo del Pozo, SBHP (Reference: “Acoustic Static BHP) Presión de Casing

• Se refiere a la energía de la que se dispone para empujar los Fluidos al Pozo. Nivel de Liquido

• Generalmente Aproximado. • El operador debe medir el nivel de liquido y las presiones de superficie cuando el pozo este cerrado por cualquier razón. • TWM Calculan la SBHP. SBHP

Calculo de SBHP SBHP =  





Pt

Well Shut-in

Pc

Presión de Casing + Presión de la columna de gas +

Gas

Static FL

Presión de la columna de Petróleo +

Oil

Presión de la Columna de Agua Brine

Nota: Fluidos segregados por gravedad

SBHP

USO DEL SOFTWARE “TOTAL WELL MANAGEMENT”

Presiónes de Superficie Nivel de Fluido Velocidad Acústica y Gravedad del Gas SBHP

Propósito de realizar las mediciones de Nivel de Liquido en pozos productores Optimización y Análisis del sistema Basado en el cálculo de las presiones de fondo.

Determinación de la Sumergencia de la Bomba

Algunos Operadores realizan la medida acústica de nivel de fluido solo para determinar el líquido por encima de la bomba, esto refiere un uso ineficiente de los resultados.

DIAGRAMA DE DATOS INTEGRADOS

PARA LA DETERMINACIÓN DE BHP SE REQUIERE: • • • •

Condiciones de flujo estable. Determinación del Nivel de Liquido. Medidas de Presión de Casing. Medida de la tasa de restauración de presión (para condiciones estáticas y dinámicas) • Densidades de petróleo, agua y gas en el anular. • Descripción de la completación del pozo.

PBHP Estabilizada

Pt

Pc

• Requiere una producción constante (WOR). • Requiere una presión de Casing constante.

Gas

• Requiere un Nivel de fluido constante.

FL

Oil + Gas Pump PBHP

Brine Gradient

USO DEL SOFTWARE “TOTAL WELL MANAGEMENT” PARA MEDICIÓN DE PRESIONES DE FONDO DINÁMICAS

Estas pruebas consisten en verificar el nivel de fluido con el pozo en producción con la finalidad de obtener principalmente la Presión de Fondo Fluyente del pozo. Además de obtener adicionalmente parámetros como: Presión de Casing, Presión en la Entrada de la Bomba, Sumergencia de la Bomba, Potencial del Pozo, etc. Esta prueba se puede realizar en pozos de Bombeo Mecánico, BCP, BES y en algunos casos Gas Lift.

USO DEL SOFTWARE “TOTAL WELL MANAGEMENT” PRESIÓN DE CASING: Esta es medida automáticamente por el Transductor de Presión en superficie.

PRESIÓN

RESTAURACIÓN DE PRESIÓN: Es la tasa de Cambio de la Presión del Casing en función del tiempo, medida en superficie.

TIEMPO

USO DEL SOFTWARE “TOTAL WELL MANAGEMENT” MEDICIÓN DE PRESIONES DE FONDO DINÁMICAS Adicionalmente a la medida del nivel de fluido dinámico, se toma en cuenta la tasa de restauración de presión en el anular (Casing-Tubing) para el cálculo del gas en el pozo y así ajustar el gradiente de fluido para hacer mejores cálculos de las presiones de fondo dinámicas.

USO DEL SOFTWARE “TOTAL WELL MANAGEMENT” Potencial de Producción

Tasa de Gas en el Anular

Nivel de fluido dinámico

Presiones de fondo dinámicas: PIP y PBHP

INGENIERÍA Y APLICACIONES USO DEL SOFTWARE “TOTAL WELL MANAGEMENT” TASA DEL POTENCIAL DE PRODUCCIÓN: Estos resultados se Obtienen a partir de datos de Producción de Petróleo, Agua y Gas de Pruebas Recientes, con al aplicación del Método de Índice de Productividad ó VOGEL (IPR). 2

QL 1,0 – 0,2 Qmáx =

Pwf Py

- 0,8

Pwf Py

Donde: QL: Tasa de Liquido. Py: Presión de Yacimiento. Pwf: Presión de Fondo Fluyente. Qmáx: Tasa Máxima de Liquido @ Pwf= 0 Psi.

Pwf Py

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0

Qo Qo(máx)

INGENIERÍA Y APLICACIONES LIQUID LEVEL TRAKING. Este programa se usa en conjunto con el Analizador de Pozo y la pistola a gas disparada remotamente con el objetivo de monitorear continuamente la posición del nivel del líquido en un pozo a intervalos tan pequeños como una vez cada minuto. Procesa y muestra la posición del nivel del líquido y la presión de fondo de pozo calculada Vs. tiempo. Luego revisa si el nivel de líquido esta entre los límites de profundidad y genera una alarma cuando se excede cualquier límite.

Sistema de Alarmas

Seguimiento ( Control Pozo)

INGENIERÍA Y APLICACIONES LIQUID LEVEL TRAKING. El programa tiene numerosas aplicaciones en perforación, trabajos de reacondicionamiento, completamiento y operaciones de producción. Algunas de estas son: • Monitorear el nivel de fluido en tubería de elevación (risers) costa afuera. • Monitorear el nivel de fluido mientras se perfora sin retorno. • Mantener el nivel de fluido en los límites para minimizar daño de formación. • Monitorear la posición de tratamientos a baches. • Monitorear la descarga del levantamiento continuo con gas. • Generar un registro permanente de nivel de fluido durante operaciones delicadas.

Pruebas de Restauración de Pozos Build-up Tests Una prueba de presión consiste en medir el comportamiento/variación de la presión del yacimiento con respecto al tiempo. Con estas pruebas se obtienen datos a partir de soluciones a las ecuaciones de flujo en el medio poroso. - Presión del Yacimiento. - Factor de Daño (Skin Factor). - Permeabilidad.

Determinación de Nivel de Fluido

Determinación de la Profundidad

VALORES DE LA PRUEBA

Graficas de Análisis BHP Vs Tiempo

Presión Casing Vs Prof. Nivel Liq

Análisis de la Prueba

-Log-Log Plot w/Derivative -Horner Plot -MDH Plot -Type Curves

BENEFICIOS Y VENTAJAS • No es necesario sacar cabillas y bomba. – Bajos Costos – Mejora el tiempo de respuesta de los datos.

• Data vista en tiempo real. – Asegura los Objetivos de los resultados de la prueba. – Permite activar el pozo tan pronto termine la prueba. Menor tiempo.

• No se utilizan herramientas de fondo. – Permite evaluar pozos con desviaciones altas. – Elimina las actividades de Pesca.

MEDICIONES DINAMOMÉTRICAS PRINCIPIO

CARTA LLENA

GOLPE DE FLUIDO

INTERFRENCI A DE GAS

GOLPE DE BOMBA

1

A PARTIR DE LAS PRUEBAS DINAMOMÉTRICAS SE PUEDEN RESPONDER LAS SIGUIENTES INTERROGANTES. 1. ¿Está el pozo bombeando sin producción? 2. ¿Cual es la presión en la entrada de la bomba? 3. ¿Cual es el llenado de la bomba? Y cual es el desplazamiento de esta? 4. ¿ Cual es la velocidad de bombeo de la unidad? 5. ¿Existe fuga en la válvula viajera y/o fija? Y si es afirmativo a que tasa? 6. ¿Están las cargas máximas y mínimas de la Barra pulida dentro de sus limites? 7. ¿Cual es la potencia generada en la barra pulida y en la bomba? 8. ¿Esta la caja de engranajes sobrecargada? Está la unidad apropiadamente balanceada? 9. ¿Cual es el momento de contrabalance necesario para balancear la unidad? 10. ¿Esta operando eficientemente el ancla de gas de fondo?

CARTA DINAGRAFICA. Definición

Cargas, Lb.

El comportamiento de las bombas por varillas de succión es comúnmente monitoreado por las mediciones de carga en la barra pulida con un dinamómetro. Un grafico de las cargas sobre la barra pulida en un ciclo completo de bombeo es lo que se conoce como “Carta Dianagrafica”.

Posición, in.

CARTA LLENA

GOLPE DE FLUIDO

INTERFRENCIA DE GAS

GOLPE DE BOMBA

MEDICIONES DE CAMPO Mediciones Analógicas

Dinamómetro Convencional (LEUTERT) Es un instrumento que se utiliza para medir directamente las cargas de fluido que soporta la barra pulida en función del desplazamiento del embolo de la bomba. Estas cargas se registran sobre una tarjeta describiendo una curva cerrada denominada diagrama o carta dinagrafica.

MEDICIONES DE CAMPO

Mediciones Analógicas

MEDICIONES DE CAMPO Mediciones Analógicas

Dinamómetro Convencional (LEUTERT)

MEDICIONES DE CAMPO

Mediciones Analógicas

MEDICIONES DE CAMPO Mediciones Analógicas

Dinamómetro Convencional (LEUTERT)

MEDICIONES DE CAMPO Mediciones Analógicas

Dinamómetro Convencional (LEUTERT) Resultados: Prueba de bomba completa, incluyendo chequeo de válvulas y efecto de contrabalance. La línea base: Esencial para la lectura al instante de la carga real. Para los cuatro resortes existen escalas de lectura correspondientes.

Reporte

Fecha:

Válvula Viajera

Efecto de Contrabalance

Válvula Fija Línea Base

MEDICIONES DE CAMPO Mediciones Analógicas

Dinamómetro Convencional (LEUTERT)

MEDICIONES DE CAMPO

Dycomaster DYC El dinamómetro electrónico DYCOMASTER DYC se ha desarrollado después del estudio cuidadoso de los requisitos del campo petrolífero y de las pruebas prácticas exhaustivas durante años en condiciones variadas y a menudo difíciles, tales como funcionamiento rápido, gigante e instalaciones de bombeo de multi-terminacion. Este instrumento registra la carga de la barra pulida (carga instantánea) a través del ciclo de funcionamiento de una unidad de bombeo.

El dycomaster regular que registra, sin la interrupción de la bomba, tiene la ventaja agregada que los cambios en el nivel fluido pueden ser reconocidos. Con el cálculo de la PIP por medio de las cargas de la bomba.

MEDICIONES DE CAMPO INSTRUMENTOS DE MEDICION.

Dinamómetros Electrónicos. Característica básica: • Uso transductores electrónicos (a diferencia de los mecánicos o hidráulicos) medir las cargas y el desplazamiento en los pozos. Las partes principales de tales unidades dinamométricas son: • El transductor de cargas (celda de carga), • El transductor de posición • Electrónica que produce la interfase, registro de la señal, y procesamiento. La celda de carga es colocada entre el elevador y la grapa de la barra pulida y usualmente utiliza medidores tensión para registrar las cargas en la barra pulida.

DINAMÓMETROS ELECTRÓNICOS ECHOMETER TRANSDUCTOR TIPO HERRADURA Uso y Principio de Mención

La

celda

registradores dispositivos

de

caga

de

contiene

tensión.

cambian

la

Estos

resistencia

eléctrica de un cable a medidas de carga. Cuando una carga es aplicada en

los

registradores

comprime

hacia

registradores

de

tensión,

adentro

a

los

de

tensión

incrementándose el área seccional de un cable delgado. El cambio en el área causa un cambio en la resistencia al flujo

de

electricidad.

Los

circuitos

electrónicos en la caja dinagrafica trasladan los cambios en resistencia a cargas sobre barra pulida.

DINAMÓMETROS ELECTRÓNICOS ECHOMETER TRANSDUCTOR TIPO HERRADURA Uso y Principio de Mención Adicional esta integrada con un acelerómetro que mide la aceleración

de

la

barra

pulida. El programa calcula

la velocidad y posición de la barra pulida a través de integración

numérica

de

señales de aceleración vs. Tiempo.

DINAMÓMETROS ELECTRÓNICOS ECHOMETER TRANSDUCTOR TIPO BARRA PULIDA Uso y Principio de Mención El transductor de barra pulida es un sensor muy

practico

para

mediciones

dinamométricas rápidas y seguras. Consiste en una pequeña grapa tipo “C” que se coloca en la barra pulida, unas 6” por debajo del elevador. Este inastrumento con medidores extremadamente sensibles reguistra el cambio en diametro de la barra pulida debido a la variacion de cargas durante la embolada de la bomba. Al igual que el HT este transductor contiene un acelerometro.

DINAMÓMETROS ELECTRÓNICOS ECHOMETER TRANSDUCTOR TIPO BARRA PULIDA Uso y Principio de Mención 1. El PRT se conecta a la barra pulida. 2. Para las cargas el PRT genera una señal de voltaje de salida proporcional al cambio en diámetro de la barra pulida debido a las cargas. 3. La data de aceleración es procesada para determinar la posición de la barra pulida.

MEDICIONES DE CAMPO Comparación Mediciones PRTHT

Analisis Comparativo. Celda de Carga Permanente vs. PRT&HT(T1-Echometer)

Las mediciones con PRT (Polished Rod Transducer) han probado estar entre un 1% y un 7% de desviación con respecto a las celda de carga tipo herradura.

PRT & HT. (UPCO DE VENEZUELA S,A)

Operadora: ChevronCorporation Campo: Boscan, EdoZulia. Contratista: UpcodeVenezuelaS,A SAM CONTROLLER (LUFKIN AUTOMATION) POZO BN-0206 (Cargas vs. Posicion) CARGAS (LBS)

CARGAS (LBS)

POZO BN-0206 (Cargas vs. Posicion) 43000 38000 33000 28000 23000 18000 13000 8000

POSICION (PULG)

0

50

100

CARTA PRT

150

CARTA T1

Peak Polished Rod Loads

43000 38000 33000 28000 23000 18000 13000 8000

200

0

50

100

PRT

T1

HT 30KLbs

SAM

30,862 Lbs

NO APLICA

29,969 Lbs

28,414 Lbs

Detalles de Medicion

150

Deviation PRT-SAM

2448 Lbs

Detalles de Medicion

Equipment: PRT-Polished Rod transducer

Equipment: Celda de carga permanente

Manufacturer Echometer

Manufacturer Lufkin

Date: Time:

Date: Time:

10-May-06 12:10 PM

10-May-06

Surface (Equipment and parameters) Unit Crank hole Surf. Stroke Strokes per minute Motor (HP) THP

COMENTARIOS

A-2560-470-240 2/2 240 2.98 150 100

POZO BN-0206 (Superposicion de Graficos) 43000

CARGAS (LBS)

38000

33000

28000

23000

18000

13000

8000 0

50

100

150

200

POSICION (PULG) CARTA PRT

CARTA SAM

CARTA T1

200

POSICION (PULG)

CARTA SAM

CARTA HT 30KLbs

CARTA HT 30KLbs

Deviation T1/HT-SAM

1554.6

Medidas de Superficie 1. 2. 3.

Cargas en la Barra pulida Aceleración en la Barra Pulida Potencia y consumo de corriente en el motor

Surface Sensors Records vs. Time

Medidas de Superficie

Adquisición de la data de Cargas y Aceleración Vs. el tiempo.

Analyze Stroke #1

MEDICIONES EN TIEMPO REAL

INGENIERÍA Y APLICACIONES MEDICIONES EN TIEMPO REAL

MEDICIONES EN TIEMPO REAL

MEDICIONES EN TIEMPO REAL

CARTA DINAGRAFICA. Efecto de Contrabalance. Ejemplo de Aplicaciones. Ejemplo de Medición de Efecto de Contrabalancee usando el TWM de Echometer.

CBE. Well Analyzer. Echometer

TV, SV y CBE en carta dinagrafica de TV, SV, and CBE on Surface Dyno Card Superficie

Análisis de torque en la Caja de engranaje

Torque neto en la Caja

OTRO INSTRUMENTO DE MEDICIÓN Adicionalmente contamos con los servicios de los sensores de medición de corriente y potencia con los cuales podemos realizar un análisis completo de las cargas eléctricas y determinar el consumo de Electricidad, Torque en la Caja de Engranaje, movimiento necesario de las contrapesas para Balancear la Unidad y además de verificar si el tamaño del Motor es el Adecuado.

INGENIERÍA Y APLICACIONES MEDICIONES DE POTENCIA Y CONSUMO ELÉCTRICO A partir de las Medidas de Corriente y Potencia del Motor Podemos conocer: • Cual es la potencia usada durante una carrera de la Bomba?  Cuál es la corriente aparente del Motor?  Está el Motor Generando Electricidad en algún momento de la carrera?  Cuál es el consumo exacto de potencia, kwh/day, $/mes, $/bbl?  Es o no el tamaño del Motor suficiente para la Unidad y la Carga?  Cuál es la carga del Torque?  Está la unidad bien Balanceada?  Que tamaño requieren las Contrapesas para Balancear la Unidad?  Cuál es el tamaño mínimo Recomendado del Motor?

INGENIERÍA Y APLICACIONES MEDICIONES DE POTENCIA Y CONSUMO ELÉCTRICO

INGENIERÍA Y APLICACIONES MEDICIONES DE POTENCIA Y CONSUMO ELÉCTRICO

Torque Neto en la Caja Medición de Potencia Resumen:

• Cargas dinamométricas de superficie son usadas en la determinación de cargas mecánicas sobre las cabillas, unidad de bombeo y caja de engranaje. • Mediciones precisas y descripción de la unidad y sarta de cabillas son requeridas para realizar un análisis correcto.

CARTAS DINAGRAFICAS Análisis de Fondo

MEDICIONES DE CAMPO

La carta dinagrafica de Superficie. Archivo formato Universal (*.Dyn) representa los puntos de cargas vs. Posición. 12

11

10

9

8

7

6

0

Ver TWM – Exportar Archivo.dyn

100.0

0.298705 0.669662 1.14254 1.73809 2.44531 3.24979 4.16783 5.19156 6.2639 7.40208 8.64408 9.99545 11.4362 12.9396 14.5268 16.2074 17.9559 19.7671 21.6619 23.6247 -

9.70963 9.70963 9.61379 9.82145 9.8534 9.62977 9.70963 9.58185 9.51795 10.0451 10.3965 10.5083 10.7639 10.9396 11.0354 11.291 11.4667 11.5466 11.7502 11.868 -

CARTAS DINAGRAFICAS Análisis de Fondo

CARTA DINAGRAFICA DE FONDO. Mediciones Digitales Usar cartas dinamométricas de fondo, también llamadas “Cartas Dinagraficas” ofrece una detección más directa de mal funcionamiento de la bomba que las cartas de superficie.

CARTA DINAMOMETRICA DE SUPERFICIE CARTA DINAMOMETRICA DE FONDO

CARTAS DINAGRAFICAS Análisis de Fondo

CARTA DINAGRAFICA DE FONDO. Mediciones Digitales

Carta de Superficie

Carta de Fondo

COMPARACIÓN DE LA POSICIÓN DE LA BARRA PULIDA Y DEL PISTÓN – TUBERÍA ANCLADA

COMPARACIÓN DE LA VELOCIDAD DE LA BARRA PULIDA Y DEL PISTÓN – TUBERÍA ANCLADA

Nota: el pistón no se mueva, V=0. Hasta que el Fo es transferido.

COMPARACIÓN DE LA POSICIÓN DE LA BARRA PULIDA Y DEL PISTÓN – TUBERÍA DESANCLADA

CARTAS DINAGRAFICAS Análisis de Fondo

CARTA DINAGRAFICA DE FONDO. Ecuación de Onda

CARTAS DINAGRAFICAS Análisis de Fondo

MEDICIONES DE CAMPO Mediciones Digitales

Dinamómetro Electrónico vs. Carta Analógica (LEUTERT)

Interrogantes: • ¿Conoce la Eficiencia del sistema? • ¿Conoce el desplazamiento efectivo del pistón? • ¿Existen sobrecargas en la caja de engranaje, Cabillas, Estructura? • ¿Conoce la eficiencia de la bomba?. • ¿Existe fugas en las válvulas, escurrimiento pistón-barril, etc?. LA CARTA ANALOGICA NO RESPONDE NINGUNA DE ESTAS INTERROGANTES O NO DE LA MEJOR MANERA. HA SIDO Y SEGUIRA SIENDO SIN DUDA UNA HERRAMIENTA FUNDAMENTAL DE ANALISIS CUALITATIVO DE LA OPERACIÓN DE LA BOMBA, SIN EMBARGO, CAMPOS CON FRECUENCIA ALTA DE FALLAS EN LOS COMPONENTES SUBSUELOSUPERFICIE DEBEN INTEGRAR A SUS PROCESOS EQUIPOS DE DIAGNOSTICO DIGITAL COMO RESPUESTA A LAS INTERROGANTES ARRIBA EXPUESTAS.

CARTAS DINAGRAFICAS Análisis de Fondo

CARTA DINAGRAFICA DE FONDO. Cálculos a partir de la carta de fondo. Fluido Incompresible Gas Comprimido

A

B C

Carrera Efectiva

D

Carrera Neta

Diferencia entre Carrera Efectiva y carrera neta debido a llenado incompleto de la bomba

CARTAS DINAGRAFICAS Análisis de Fondo

CARTA DINAGRAFICA DE FONDO. Cálculos a partir de la carta de fondo.

CARGA DE FLUIDO

Para dibujar correctamente las líneas horizontales se debe tener experiencia en interpretación de formas de cartas dinagráficas. También se debe tener una idea de cuánta fricción cabilla-tubería existe en el pozo.

Snet Sgross

FRICCION

CARGA DE FLUIDO

Snet Sgross

CARTAS DINAGRAFICAS Análisis de Fondo

CARTA DINAGRAFICA DE FONDO. Cálculos a partir de la carta de fondo.

Ajuste de Líneas para Separar Fricción de Carga de Fluido Real.

CARTAS DINAGRAFICAS Análisis de Fondo

CARTA DINAGRAFICA DE FONDO. Cálculos a partir de la carta de fondo. Ajuste de Líneas. Ejemplo de Campo

CARTAS DINAGRAFICAS Análisis de Fondo

CARTA DINAGRAFICA DE FONDO. Cálculos a partir de la carta de fondo. Fluido Incompresible

Gas Comprimido

A

B Fluido desplazado. Tasa de Producción:

C

Pd  0.1166  Dp2  Lc  SPM Carrera Efectiva

D

Carrera Neta

Pd= Desplazamiento de la bomba en barriles por día Dp= Diámetro del pistón en pulgadas Lc= Longitud de la carrera en fondo, pulgadas (Carrera Efectiva). SPM= Velocidad de bombeo en strokes por minuto

Diferencia entre Carrera Efectiva y carrera neta debido a llenado incompleto de la bomba

CARTAS DINAGRAFICAS Análisis de Fondo

CARTA DINAGRAFICA DE FONDO. Cálculos a partir de la carta de fondo. Nivel de Fluido. Presión de entrada de la bomba. PIP Fo Pa

Pb

H

Fo  Pa  Pi Apiston

Pa  0.433   tubing  L  Ptubing Apiston   

 piston2 4

Fo  Pa  Pi Apiston

Pi

CARRERA ASCENDENTE

Fo Pi  Pa  Apiston

Pi  H  0.433   ca sin g   Pca sin g

H

Pi  Pca sin g 0.433   ca sin g

CARTAS DINAGRAFICAS Fallas Típicas

CARTAS DINAGRAFICAS Fallas Típicas MEDICIONES DE CAMPO Mediciones Digitales Diagnostico y Corrección de Fallas. Existen varios indicadores que pueden emplearse en el diagnostico de los posibles problemas asociados al sistema de bombeo del pozo o al equipo de superficie. Entre estos indicadores se encuentran:  La historia del pozo y el comportamiento del equipo.  Un análisis representativo de las condiciones del pozo.  Cartas Dinagraficas.√  Niveles de fluido y otros.

CARTAS DINAGRAFICAS Fallas Típicas MEDICIONES DE CAMPO Mediciones Digitales INTERPRETACION DE CARTAS Las cartas dinagraficas permiten identificar la condición de operación del sistema de bombeo mecánico. No solo el estado de la bomba y sus componentes sino también las cargas y esfuerzos transmitidos por la sarta de cabillas al equipo de superficie. Algunas de las Condiciones Típicas de Operación son las siguientes: 1.Interferencia por gas 2.Golpe de Fluido 3.Fuga en Válvula Viajera 4.Fuga en Válvula Fija 5.Tubería Desanclada 6.Mal funcionamiento del ancla de tubería 7.Golpe de Bomba 8.Barril doblado – pistón atascado 9.Barril Dañado 10. Llenado incompleto por crudo Viscoso. *

CARTAS DINAGRAFICAS Fallas Típicas MEDICIONES DE CAMPO Mediciones Digitales FALLAS TIPICAS

INTERFERENCIA DE GAS

CARTAS DINAGRAFICAS Fallas Típicas MEDICIONES DE CAMPO Mediciones Digitales FALLAS TIPICAS INTERFERENCIA DE GAS

CARTAS DINAGRAFICAS Fallas Típicas Sec

MEDICIONES DE CAMPO

1

2

3

4

5

6

C-

7 -LL

316.2 mV

Mediciones Digitales FALLAS TIPICAS INTERFERENCIA DE GAS

0

Explosion ( ft ) 0

Mas de 2000 pies De sumergencia

500

1000

1500

2000

2500

8

CARTAS DINAGRAFICAS Fallas Típicas

Bloqueo por gas, sin Separador de fondo

Eliminó el Bloqueo por gas, instalo Separador de fondo

CARTAS DINAGRAFICAS Fallas Típicas MEDICIONES DE CAMPO Mediciones Digitales FALLAS TIPICAS INTERFERENCIA DE GAS

12.00

RE-ESPACIADO

DE

POZOS.

Disminuyendo el Espacio muerto INTERFERENCIA POR GAS / BLOQUEO POR GAS

Pump Load (KLbs)

10.00 8.00 6.00 4.00 2.00

PUMP FILLAGE 70%

0

OBJETIVOS Incrementar la carrera neta al disminuir el espacio muerto entre válvulas (Re-espaciado de bomba), en pozos identificados con problemas de interferencia por gas.

-2.00

0

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

120.0

140.0

160.0

180.0

200.0

Plunger Postion (In)

12.00 10.00

Pump Load (KLbs)

8.00 6.00 4.00 2.00 0

PUMP FILLAGE 81%

-2.00 -4.00

0

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

120.0

Plunger Postion (In)

140.0

160.0

180.0

200.0

MEDICIONES DE CAMPO

Down Strok

Mediciones Digitales

INTERFERENCIA POR GAS: Re-Espaciado de la bomba. Una de las operaciones aceptadas y recomendadas por API (Practica recomendada RP 11AR) esta la disminución del Vo (Volumen muerto). Se sugiere que la distancia entre las válvulas tiene que ser mayor a ¼” y menor a 2”. El gas libre afecta severamente la eficiencia de una bomba de desplazamiento positivo. En esencia demora la apertura de la válvula viajera ya que una buena parte de la carrera descendente se emplea en comprimir el gas alojado en el barril de la bomba.

Vo Vo

9.3750 Fo Max

Disminuyendo el espacio muerto entre las válvulas (Vo) se disminuye la entrada de gas en la bomba.

7.8125 6.2500 4.6875 3.1250 1.5625 0 -1.5625

0

171.6

Antes de Reespaciar

Después de Re-espaciar

EL PROBLEMA. 1.- Interferencia por Gas. Pozo: 01 1.00 120.40

20.00

0.80

Delta Pressure (psi)

0.60 120.00 0.40 119.80 0.20

Casing Pressure (psi (g))

120.20

17.50 15.00

119.60 0 119.40 -0.20

0

12.50 144

3.00

10.00

Delta Time (min)

Nivel de Fluido

5120 Ft

Sumergencia Liquida/Gaseosa

1363 Ft

Sumergencia Liquida

740 Ft

Tasa de Gas

18 Mpcd

% Liquido

54 %

PIP

422.5 psi

THP

100 psi

CHP

120 psi

Desplazamiento: 77 BBPD. Recorrido efectivo del Pistón: 65”.

7.50

6.1”

5.00 2.50 0 -2.50

0

50,86%

137,9

RE-ESPACEO DE LA BOMBA. Pozo: 01

Pozo con interferencia por gas se reespaceo y bajo 7" la barra pulida, dejo sin golpe y bombeando. Se tomó nuevamente carta dinagrafica observando un incremento de la eficiencia de llenado de 46,34% @ 58,02%, en desplazamiento de la bomba respecto a la carrera efectiva del pistón incrementó de (98,9 BBPD para 65,1 Pulg.) hasta (120 BBPD para 78,8 Pulg.). Se recomienda alinear en medida de producción para observar comportamiento. Nivel de fluido : 5161 Ft. Sumergencia Liquida Gaseosa : 1323 Ft. Sumergencia Liquida : 701 Ft. % Liquido en el anular : 53%. Tasa de Gas en el Anular : 18 Mpcd. PIP : 417,7 psi. Pwf @ 8405 Ft : 1019 psi.

Recorrido Efectivo del Pistón

7.50 Fo Max

6.25 5.00 3.75 2.50 1.25

Antes de Reespacear (77 BBPD) 46,34% de Llenado. Después de Reespacear (120 BBPD) 58,02% de Llenado.

0 -1.25

0

140.5

LLENADO INCOMPLETO POR RESTRICCIÓN AL FLUJO

Entrada tapada “Bomba estrangulada”

La parafina, la acumulación de escamas o el crudo viscoso causa restricción a la entrada de la bomba.

EJERCICIO: Tasa de liquido a la entrada de la bomba.

Datos: • Carrera de fondo = 121 pulg. • Diámetro del Pistón = 1.75 pulg. • Velocidad de Bombeo = 6.3 SPM Calcule la tasa de liquido que se requiere pasar por la válvula fija para llenar la bomba al final de la carrera ascendente.

Pozo Ejemplo – 19.3 API S= 144 inch Sp= 121 inch SPM= 6.3 Pistón de 1-3/4”

Separador de gas instalado.

EJERCICIO SIMPLE. ¿Cuál será el llenado al final de la carrera ascendente si la tasa de liquido que pasa a través de la válvula fija es de 270 bls/día?

Plunger and Incoming Liquid Interface Position in Pump Barrel vs. Time 1.75 " plunger - 6.3 SPM - 270 BPD Plunger Position

Liquid Position @170 bpd

150

130

Vapor

Position, Inches

110

90

70

50

Liquid 30

10

-10

0

2

4

6 Time, seconds

8

10

12

EL PROBLEMA. 1.- Llenado Incompleto. Pozo: 02. 1.00

20.00

68.80

Delta Pressure (psi)

68.60 0.60 68.40 0.40 68.20 0.20 68.00 0 67.80 -0.20

0

Casing Pressure (psi (g))

0.80

17.50

74

15.00 12.50

3.00

10.00

Delta Time (min)

20.7”

7.50 Nivel de Fluido

6154 Ft

Sumergencia Liquida/Gaseosa

343 Ft

Sumergencia Liquida

343 Ft

Tasa de Gas

162 pcd

% Liquido

98 %

PIP

218 psi

THP

100 psi

CHP

67 `psi

5.00

53.3

2.50 0 -2.50

0

RE-ESPACEO DE LA BOMBA. Pozo: 02. La prueba de eficiencia con Pi= 100 psi durante 5 min. hasta una Pf= 180 psi. La prueba de válvulas muestra fuga en la viajera (probó tres puntos del barril) calculando una perdida de 10 BBPD, se corrobora con prueba de tubing en carrera ascendente. Se bajo y toco fondo, subió 10 pulg y noto golpe de bomba luego sucesivamente se subió 22 pulg. y no Observó golpe. Dejo pozo OK. Nivel de fluido : 6162 Ft. Sumergencia Liquida Gaseosa : 336Ft. Sumergencia Liquida : 327 Ft. % Liquido en el anular : 97%. Tasa de Gas en el Anular : 861 pcd. PIP : 212,3 psi. Pwf @ 7035 Ft : 451,7 psi.

8 Fo Max 6 4 2 0

Antes de Reespacear (96,3 BBPD) 60,43% de Llenado. Después de Reespacear (137,1 BBPD) 99,75% de Llenado.

-2

0

53

CARTAS DINAGRAFICAS Fallas Típicas MEDICIONES DE CAMPO Mediciones Digitales FALLAS TIPICAS GOLPE DE FLUIDO

CARTAS DINAGRAFICAS Fallas Típicas EJEMPLOS DE CAMPO Mediciones Digitales GOLPE DE FLUIDO.

CARTAS DINAGRAFICAS Fallas Típicas EJEMPLOS DE CAMPO Mediciones Digitales GOLPE DE FLUIDO SEVERO!!!.

PISTON=2 PULG??? Spm= 7.79 stk/min ???

CARTAS DINAGRAFICAS Fallas Típicas MEDICIONES DE CAMPO Mediciones Digitales FALLAS TIPICAS GOLPE DE FLUIDO

CARTAS DINAGRAFICAS Fallas Típicas MEDICIONES DE CAMPO Mediciones Digitales FALLAS TIPICAS

FUGA EN VALVULA VIAJERA

CARTAS DINAGRAFICAS Fallas Típicas MEDICIONES DE CAMPO Mediciones Digitales FALLAS TIPICAS TV

34.375

SV

BO UYANT W EIG HT + F LUID LO AD

31.250 28.125 25.000 21.875

BO UYANT W EIG HT

18.750 15.625 12.500 0

50.00

100.00

150.00

200.00

250.00

12.5 Fo Max 10.0 7.5 5.0 2.5 0 -2.5

0

64.3

300.00

CARTAS DINAGRAFICAS Fallas Típicas MEDICIONES DE CAMPO Mediciones Digitales FALLAS TIPICAS FUGA EN VALVULA VIAJERA

CARTAS DINAGRAFICAS Fallas Típicas MEDICIONES DE CAMPO Mediciones Digitales FALLAS TIPICAS FUGA EN VALVULA VIAJERA

CARTAS DINAGRAFICAS Fallas Típicas MEDICIONES DE CAMPO Mediciones Digitales FALLAS TIPICAS

FUGA EN VALVULA FIJA

CARTAS DINAGRAFICAS Fallas Típicas MEDICIONES DE CAMPO Mediciones Digitales FALLAS TIPICAS FUGA EN VALVULA FIJA

CARTAS DINAGRAFICAS Fallas Típicas MEDICIONES DE CAMPO Mediciones Digitales FALLAS TIPICAS

TUBERIA DESANCLADA.

CARTAS DINAGRAFICAS Fallas Típicas PROBLEMAS MECÁNICOS INCLUIDOS OPERACIONALMENTE Y POR DISEÑO. Prevención de Fallas. Sarta de Cabillas

El desgaste, la fatiga por flexión, fatiga por flexión unidireccional y fallas por fatiga de esfuerzo indican Cargas Compresivas de la varilla, pozos desviados, golpe de fluido, interferencia de gas, cabillas de bombeo bajo gran esfuerzo, tubería anclada incorrectamente, bombas golpeando el fondo, émbolos de bombas que se atascan, tubería desanclada o alguna combinación de los ya mencionados.

CARTAS DINAGRAFICAS Fallas Típicas PROBLEMAS MECÁNICOS INCLUIDOS OPERACIONALMENTE Y POR DISEÑO. Prevención de Fallas. Sarta de Cabillas

El golpeteo de acoplador a tubería es el resultado de contacto de ángulo extremadamente agresivo con la tubería por la sarta de cabillas. Este contacto agresivo es el resultado directo de golpe severo de fluido, tubería desanclada (o anclada incorrectamente), atascamiento de émbolos de bomba (o émbolos atascados), o cualquier combinación de los mencionados.

CARTAS DINAGRAFICAS Fallas Típicas MEDICIONES DE CAMPO

CARRERA DESCENDENTE

Puntos de Desgaste

CARRERA ASCENDENTE

Mediciones Digitales FALLAS TIPICAS

CARTAS DINAGRAFICAS Fallas Típicas MEDICIONES DE CAMPO Mediciones Digitales FALLAS TIPICAS TUBERIA DESANCLADA.

CARTAS DINAGRAFICAS Fallas Típicas MEDICIONES DE CAMPO Mediciones Digitales FALLAS TIPICAS

MAL FUNCIONAMIENTO DEL ANCLA DE TUBERIA

CARTAS DINAGRAFICAS Fallas Típicas MEDICIONES DE CAMPO Mediciones Digitales FALLAS TIPICAS MAL FUNCIONAMIENTO DEL ANCLA DE TUBERIA

CARTAS DINAGRAFICAS Fallas Típicas MEDICIONES DE CAMPO Mediciones Digitales SOFTWARE PARA EL CALCULO DE LA TENSION REQUERIDA PARA ANCLAR LA HERRAMIENTA

XTOOLS. BY THETA ENTERPRISE Esta aplicación usa los cálculos recomendados por ARTHUR LUBINSKI Y K. A. BLENKARNS en su famoso informe titulado: “Pandeo de tuberías en pozo con bombeo mecánico, sus efectos y medios para controlarlos.

CARTAS DINAGRAFICAS Fallas Típicas MEDICIONES DE CAMPO Mediciones Digitales FALLAS TIPICAS

GOLPE DE BOMBA O CHACARERO

CARTAS DINAGRAFICAS Fallas Típicas MEDICIONES DE CAMPO Mediciones Digitales FALLAS TIPICAS GOLPE DE BOMBA

Pump Loa

MEDICIONES DE CAMPO

CARTAS DINAGRAFICAS 6.00 Fallas Típicas

4.00

Mediciones Digitales FALLAS TIPICAS

2.00 0 -2.00 0

CARTAS DINAGRAFICAS Fallas Típicas

PLUNGER HITTING BOTTOM BOSCAN FIELD

WHEN THE PLUNGER IS SPACED TOO LOW, IT CAN BE HITTING BOTTOM AT THE END OF THE DOWMSTROKE. USING THE TWM ANALYSIS PLOT TAG YOU CAN ESTIMATED HOW MANI INCH YOU WILL UP THE PLUNGER.

SPIKE

CARTAS DINAGRAFICAS Fallas Típicas

PLUNGER HITTING BOTTOM BOSCAN FIELD

AFTER ESPACING. 10 INCH 10.0 Fo Max 7.5

5.0

2.5

0

-2.5

0

THIS PLOT IS A GOOD REFERENCE AT THE TIME TO RE-ESPACING.

PLUNGER POSITION 9.13 IN

233.0

CARTAS DINAGRAFICAS Fallas Típicas MEDICIONES DE CAMPO Mediciones Digitales FALLAS TIPICAS

BARRIL DE LA BOMBA DOBLADO-ATASCADO

CARTAS DINAGRAFICAS Fallas Típicas MEDICIONES DE CAMPO Mediciones Digitales FALLAS TIPICAS BARRIL DE LA BOMBA DOBLADO-ATASCADO

CARTAS DINAGRAFICAS Fallas Típicas MEDICIONES DE CAMPO Mediciones Digitales FALLAS TIPICAS BARRIL DE LA BOMBA DAÑADO

CARTAS DINAGRAFICAS Fallas Típicas MEDICIONES DE CAMPO Mediciones Digitales FALLAS TIPICAS ALTA ACELERACION DE FLUIDO

CARTAS DINAGRAFICAS Fallas Típicas MEDICIONES DE CAMPO Mediciones Digitales FALLAS TIPICAS ALTA ASCELERACION DE FLUIDO

CARTAS DINAGRAFICAS Fallas Típicas

CARTAS DINAGRAFICAS Otras condiciones de Operacion

CARTAS DINAGRAFICAS Otras condiciones de Operacion

Golpe de Bomba Final Carrera Ascendente.

CARTAS DINAGRAFICAS Otras condiciones de Operacion

Pistón Atascado

CARTAS DINAGRAFICAS Otras condiciones de Operacion

Fricción

Alta Fricción

CARTAS DINAGRAFICAS Otras condiciones de Operacion

EJEMPLOS DE CAMPO Mediciones Digitales PRENSA ESTOPA MUY AJUSTADO.

Observe el efecto de aflojar el prensa estopa en la carta siguiente.

Valores negativos causados por el exceso de fricción en el prensa estopa

CARTAS DINAGRAFICAS Otras condiciones de Operacion

Cierre Tardío Válvula Viajera

CARTAS DINAGRAFICAS Otras condiciones de Operacion

EJEMPLOS DE CAMPO Mediciones Digitales CIERRE TARDIO VALVULA VIAJERA

CARTAS DINAGRAFICAS Otras condiciones de Operacion

Bomba severamente dañada. Cabillas partidas o pozo flumping.

Solo se registra el peso de las cabillas en flotación o incluso menos. Señal clara de no operación de las válvulas o incluso cabillas rotas.

CARTAS DINAGRAFICAS Otras condiciones de Operacion CABILLAS SUELTAS, PARTIDAS O BOMBA DESANCLADA. Observe como en la carta dinagrafica de fondo no se registran las cargas de fluido durante un ciclo completo de bombeo. Apenas se registran las cargas del peso de cabillas en flotación.

Carta de Fondo

CABILLAS PARTIDAS

GRACIAS POR SU PARTICIPACIÓN [email protected] [email protected] +1 972-767-5949 (Oficina USA) +58 261-7830228 (Oficina Vzla) +58 416-2697010 (Celular)