Producción I Cap. 4

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PRODUCCION PETROLERA I

CAPÍTULO IV .

PRUEBAS DE PRODUCCIÓN EN POZOS PRODUCTORES

1. Definición Son pruebas que se realizan con el fin de evaluar parámetros fundamentales para la caracterización adecuada del reservorio. Para tal efecto se necesita registrar las presiones de fondo fluyentes y estáticas, a su vez las temperaturas de fondo de pozo. Para el registro de presiones se utiliza el memory gauge. Las pruebas de producción se realizan en pozos gasíferos y petrolíferos antes de ponerlos en producción definitiva con la apertura del árbol de navidad para orientar el flujo pasando por los choques hasta los sistemas de separaciónLas pruebas 1.1OBJETIVOS DE LAS PRUEBAS -

Establecer los parámetros definitivos de producción en lo que respecta al caudal y las presiones que se controla en boca de pozo. Regular las condiciones óptimas de explotación con el control de la RGP en función al programa específico diseñado para el pozo. Estas pruebas se realizan en forma obligatoria de acuerdo con las normas de explotación tanto en pozos exploratorios como en pozos de desarrollo. En este último caso las pruebas se ejecutan una vez concluida la terminación del pozo y periódicamente en cualquier etapa de producción para chequear el comportamiento de flujo que va variando con el tiempo de explotación. Las pruebas de producción se clasifican en dos tipos: 1. Pruebas de producción en pozos petrolíferos. 2. Pruebas de producción en pozos gasíferos. La selección del tipo de prueba depende del análisis que se realiza a las variaciones de las permeabilidades en la matriz de las rocas que influyen en el tiempo de estabilización del caudal cuando los pozos son abiertos a la producción. Así por ejemplo, las formaciones de baja permeabilidad requieren mayores períodos de aplicación de choqueo para alcanzar la estabilización de flujo y por el contrario las de elevada permeabilidad requieren menor tiempo para su estabilización. 2. PRUEBAS DE PRODUCCIÓN EN POZOS PETROLÍFEROS Se clasifican en los siguientes tipos: 2.1 Pruebas de productividad 2.2 Pruebas periódicas 2.3 Pruebas de restitución de presiones. 2.1 Pruebas de productividad Estas pruebas se realizan en pozos nuevos recién terminados con el objeto de controlar su comportamiento al flujo, en función de los parámetros de producción establecidos. Para la realización de estas pruebas se utiliza un juego de choques de diferentes dimensiones que son aplicados por períodos definidos hasta obtener la estabilización del flujo en boca de pozo para valores de presión de surgencia y caudal calculados en el programa de terminación. El período de estas pruebas dura entre 48 y 72 horas con un número de choques variable entre 4 y 6 de distintos diámetros de los cuales se elige el choque adecuado con el que el pozo trabajará durante toda la etapa de producción por flujo natural. Este tipo de pruebas varía también con el tipo de pozos donde el tiempo de aplicación es menor en pozos de desarrollo y mayor en pozos exploratorios. Docente: Ing. Raúl Maldonado

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2.2 Pruebas periódicas Que se utilizan para controlar y verificar las condiciones normales de flujo en pozos en cualquier etapa de producción. Para este efecto se programa para cada pozo períodos de control de flujo, a fin de detectar las variaciones que pueden presentarse en los valores del caudal y presión en boca de pozo e introducir los correctivos necesarios de acuerdo a los resultados que se obtengan con las operaciones de choqueo y estabilizar las presiones, los caudales y los parámetros relacionados con la RGP y RAP. 2.3 Pruebas de restitución de presiones Se practican después de largos períodos de explotación y que puede ser cada 12 meses, 18 ó 24 meses y tiene como objetivo principal el de controlar después de cada período el grado de declinación de las presiones de pozo y sus efectos en los factores de recuperación. En general mediante las pruebas de restitución se lleva el control de la vida del yacimiento y las arenas productoras mediante la confección de las curvas de declinación vs caudales de producción anual, para determinar en que período el pozo va alcanzar el límite de su explotación por flujo natural y para ingresar a programar en unos casos los métodos artificiales y en otros casos la recuperación secundaria, que consiste en restaurar presiones mediante inyección de energías artificiales como la energía hidráulica o de gas por ejemplo, y restituir presiones para continuar con los sistemas de producción. 3. PRUEBAS DE PRODUCCIÓN EN POZOS GASIFEROS Estas pruebas tienen los siguientes objetivos: - Medir la capacidad de entrada de los fluidos de formación al fondo de pozo con un máximo caudal permisible. - A pozo abierto verificar y registrar los datos de las presiones de fondo de pozo, la temperatura de fondo, estado de las permeabilidades, detección de presencia de daños y el radio definitivo de drenaje del pozo, para la determinación de estos parámetros se corre registros a pozo abierto tomando en cuanta todos los factores de seguridad industrial. Las pruebas de producción en pozos gasíferos se clasifican en dos tipos: Primero.- Pruebas de contrapresión ó de punto múltiple.- Son denominados también pruebas multipunto, que consiste en hacer fluir el pozo utilizando distintos diámetros de choque hasta obtener con cada uno de ellos caudales y presiones que se acerquen a la estabilidad. Este tipo de pruebas se aplica en yacimientos de mediana y alta permeabilidad en los caudales el tiempo mínimo de estabilización fluctúa entre 8 y 12 hrs. en pozos de desarrollo y mayores a 12 hrs. en pozos exploratorios. En la secuencia de operaciones, estas pruebas son las siguientes: •

•

•

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Abrir pozo para orientar flujo de gas al quemador con caudales máximos hasta obtener producción de fluido limpio. Cerrar pozo hasta que se estabilice las presiones, el período de cierre varía entre 8 y 12 hrs. Estabilizada la presión se baja a fondo de pozo bomba amerada para medir exactamente los valores definitivos de la presión de fondo de pozo y la presión fluyente en fondo de pozo. Instalar alternativamente el número de choques programado. En estas pruebas se utiliza como mínimo un juego de sus choques de diámetros variables para período variables de acuerdo a la presión de fondo de pozo que en yacimientos gasíferos son Docente: Ing. Raúl Maldonado

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venerablemente altas. Los datos obtenidos son registrados en las planillas de control de choqueo, con clara identificación del choque definitivo con el que se obtuvo la estabilización de los valores de caudal y presión en boca de pozo diseñado en el programa respectivo. En la aplicación de este proceso de pruebas el tiempo de estabilización que se obtiene con el choqueo es el parámetro principal y se calcula con la siguiente ecuación:

t( S )

 c ⋅ µ g ⋅ φ ef ⋅ re 2  = 0.04   ⇒ [ días ] k ef  

µ g : Viscosidad del gas en cp.

C = Constante de compresibilidad del gas

φef : Porosidad efectiva % re : Radio de drenaje, pies

t ( S ) : tiempo de estabilización. k ef : Permeabilidad efectiva, md

Ejemplo.- ¿Cuál será el tiempo de estabilización de una prueba de producción en un pozo gasífero?, para los siguientes datos:

µ g : 0.02 cp

C = 1.2x10-6

φef : 20 % k ef : 0.130 md

re : 1200 ft

Reemplazando valores:

t( S )

1.2 × 10 −6 ⋅ 0.2 ⋅ 0.02 ⋅ 1200 2  = 0.04   = 1.06[ días ] ≅ 24[ hrs ] 0.130  

Con los valores de caudal, t(s), presiones de estabilización registradas se calcula la capacidad productiva de los pozos utilizando la siguiente ecuación de caudal de flujo de gas.

Q( g )

(

2

)

2 n

k ⋅ h ⋅ PS − PW = 703 ⇒ [ MMPCD ]  re  µ ⋅ T ⋅ z ⋅ ln   rw 

Durante el flujo en boca de pozo en función a las temperaturas compresibilidad, los siguientes términos:

y el factor de

703 ⋅ k ⋅ h =C  re  µ ⋅ T ⋅ z ⋅ ln   rw 

h : Altura de la arena productora, pies. T = temperatura de formación, °F. re, rw = pies Luego el

(

2

Q( g ) = C PS − PW

)

2 n

n : coeficiente de orificio de flujo de los choques en pulgadas, y sus valores varían: n = 1; flujo laminar, n = 0.68 para flujo turbulento. C : coeficiente de los choques instalados en forma definitiva. Segundo.- El método Isocromal.- Se aplica en yacimientos con arenas de baja permeabilidad y en pozos que presentan dificultades para estabilizar su presión y caudal en boca de pozo una vez puestas en producción, lo que obliga a utilizar un número mayor de choques por períodos más prolongados de operación. Docente: Ing. Raúl Maldonado

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El procedimiento de aplicación Isocromal consiste en hacer fluir el pozo con distintos diámetros de choque por períodos iguales, o sea 8, 12, 24, 36, 72 hrs., luego interrumpir flujo para chequear las condiciones de pozo estático se anotan los valores y se determina con cual de los choques se aproxima a los valores de presión y caudal programados para continuar el trabajo de choqueo con el choque así seleccionado y aplicar la operación hasta conseguir la estabilización. La secuencia de operación en este caso es el siguiente: a) Abrir pozo a flujo franco, o sea sin choque durante 24 hrs. hasta obtener fluido limpio. b) Cerrar pozo y medir la Presión de formación y presión fluyente de pozo con bomba amerada. c) Abrir pozo con choque de mayor diámetro y registrar las variaciones de presión y caudal cada 8 hrs. d) Cerrar pozo, elegir el choque con el que se aproxima a los parámetros de producción programada y registrar los datos en la planilla de control de choqueo. En este método el caudal de producción se calcula también con la ecuación:

(

2

Q( g ) = C PS − PW

)

2 n

Pero considerando las variaciones diferenciales que se presenta antes de obtener la estabilización definitiva, las ecuaciones de cálculo más exactos que se utilizan son las siguientes: Para flujo laminar:

 TP ⋅ µ ( g ) ⋅ z    0.42 ⋅ re Q( g ) = 1422   ln  k ef ⋅ h    rW

   + S  ⇒ MMPCD  

Tp: temperatura del pozo, °F. h : Altura de la arena productora, pies. S : factor de daño o Skim. Cuando las operaciones d0e terminación de pozos ha sido realizada en forma eficiente, S = 0 ; S > 0. Para flujo turbulento:

 Ge( g ) ⋅ t ( g ) ⋅ TP ⋅ D  Q( g ) = 3155   h 2 ⋅ rw  

Ge Gravedad específica rw : radio de pozo. D : coeficiente de velocidad de flujo del gas y que se origina la turbulencia. Su objetivo es obtener datos de presión para calcular la cuerva de entrega y la capacidad de entrega del pozo sin necesidad de fluir el pozo el tiempo necesario para que este se estabilice. 3.1 VENTAJAS Y DESVENTAJAS • • • •

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Estas pruebas son realizadas principalmente en pozos donde la permeabilidad es baja y es casi imposible alcanzar el radio de investigación, así como también el radio de drenaje y donde el aspecto económico sea una limitante En el ensayo isocronal se debe llegar hasta la estabilización de la presión luego de cada fluencia. Cuando la permeabilidad es muy baja, toma mucho tiempo en llegar a la estabilización de la presión. Los periodos tanto de cierre como los de flujo, son de diferente duración en comparación con el método isocronal modificado.

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Es más exacto debido a que los periodos cortos empleados para la presión de build up. El análisis de datos es la misma que para los otros tipos de test. Se tiene pérdida de producción durante el test. De todas formas si el reservorio tiene una permeabilidad moderada o alta, todo el test puede ser realizado en dos días. Los periodos de cierre son moderadamente amplios como para alcanzar la presión inicial. Esta técnica puede ser aplicada para calcular caídas de presión en el área cercana al agujero del pozo en función del rango de presiones alcanzadas en la prueba. El AOF (absolute open flow), caudal a flujo abierto. El AOF representa el caudal máximo de fluencia del pozo, como si este fluyera libremente a la presión estándar. AOF, es requerido por organizaciónes, entidades o empresas para evaluar proyectos o establecer contratos comerciales, esto para determinar los valores estabilizados de P y Q, que nos permitirán determinar la capacidad de producción. En este caso la presión de cierre que anteceda a cada periodo de flujo a ser utilizada para la construcción del gráfico “AOF” no será más que la presión original estabilizada. (La última presión leida).

3.2PROCEDIMIENTO 1. Periodo de Limpieza Tiene el objetivo de limpiar las paredes del pozo de los fluidos extraños en el intervalo que se realizará la prueba. 2. Estática Inicial Tiene el objetivo de llegar a la presión original del pozo, la cual es tomada como punto de partida de la prueba. 3. Secuencia Isocronal Modificada Tres caudales de igual duración de tiempo intercalados por cierres de pozo de igual duración que los periodos de flujo (no es necesario llegar a la presión de estabilización). Los tiempos medidos de duración de los periodos de flujo y cierre se recomiendan a continuación  Flujo (de 4 a 8 horas en cada choke)  Cerrado (de la misma forma que el flujo). El último flujo debe ser mantenido por un periodo largo o suficiente para conseguir las condiciones de estabilización (variación de presión menor a 1 psi/h 4. Estática final Para registro de presión estática. Duración de 1 a 3 días . 5.

ASPECTOS DE SEGURIDAD DURANTE LAS PRUEBAS DE PRODUCCIÓN

Durante el período de pruebas de producción se practica las siguientes medidas de seguridad con el objeto de extraer datos correctos sobre los parámetros de producción y evitar posibles descontroles por surgimientos de energía cuando los pozos son abiertos para iniciar las pruebas producción. Entre estas medidas podemos indicar los siguientes:  Verificar las condiciones de instalación y todas las válvulas de seguridad del árbol de navidad para evitar pérdidas de fluido, escape de presiones las que pueden originar el afloje de las tuercas de rosque de las bridas inferiores del árbol, de navidad con peligro de descontrol.  Instalar los separadores de prueba a una distancia mínima de 1 km de los equipos de perforación o del pozo donde se va practicar las pruebas, para evitar posibles incendios. Docente: Ing. Raúl Maldonado

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 Tender las líneas de desfogue y de venteo, hasta una distancia mínima de 1 Km de los equipos de separación.  Llevar un control sistematizado de las pruebas, en las planillas respectivas. En la práctica las pruebas de producción en pozos petrolíferos no presentan dificultades técnicas de aplicación si se sigue en forma adecuada las normas de seguridad establecidas para este tipo de trabajos. 6. CONCLUSIONES  Este método es una variación de la anterior, la diferencia consiste en que todos los periodos, tanto los de cierre, como los de flujo, son de igual duración a excepción del flujo extendido estabilizado y los cierres final e inicial.  Estas pruebas son realizadas en pozos donde la permeabilidad es baja y es casi imposible alcanzar el radio de investigación así como también, el radio de drenaje.  Las pruebas en pozos de gas por sus peculiaridades y caudales elevados, se ve en la necesidad de separar el daño debido a la turbulencia (en Darcy Skin), del daño normal y la posibilidades de producción de condensado, deben ser cuidadosamente planificados y ejecutados. Esta planificación debe ser de mayor importancia si consideramos agregar otras variables en nuestro problema, por ejemplo; en un intervalo productor con la existencia de fallas u otras heterogeneidades en las cercanías del pozo. Los sucesos de interpretación de pruebas estarán directamente relacionados a la correcta planificación y ejecución de la prueba.  No se consigue obtener los parámetros de daño debido a la turbulencia y no se puede realizar una adecuada interpretación.

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