Pruebas de Produccion

DIPLOMADO: OPERADORES EN PLANTAS DE GAS MODULO I: FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS

TEMA: PRUEBAS DE PRODUCCIÓN

Docente: Ing. Enrique J. Cuellar Correo: [email protected]

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PRUEBAS DE PRODUCCIÓN

Se realizan en varias etapas en la perforación, completación y durante la producción. Los objetivos de las pruebas en cada etapa abarcan desde la identificación de los fluidos producidos, la determinación del reservorio y la identificación de características complejas de reservorio. Las pruebas de productividad del pozo se realizan para : - Identificar los fluidos producidos y determinar sus relaciones de volumen respectivas. - Medir la Presión y la Temperatura del reservorio. - Obtener muestras para análisis PVT. - Potencial de producción del pozo. - Evaluar la eficiencia de la completación. - Caracterizar daños del pozo - Evaluar tratamiento de estimulación o reparación

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PRUEBAS DE PRODUCCIÓN •

•

Las Pruebas Descriptivas: - Evaluar Parámetros de Reservorio. - Caracterizar heterogeneidades del Reservorio. - Valorar la extensión del reservorio y su geometría. - Determinar la comunicación hidráulica entre los pozos. Limpieza del Pozo Es una operación de flujo preliminar para extraer lodos, partículas de rocas y los líquidos que han sido bombeados a la formación.

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El final de la limpieza se define por la estabilización del caudal y la presión de surgencia. No se puede predecir el tiempo necesario para la limpieza a un pozo. • BS&W de menos del 5%. • Estabilización de la Salinidad. • Estabilización de presión de fondo • Estabilización del caudal de flujo • PH, neutro después de acidificar.

PLANIFICACIÓN DE PRUEBA DE POZO La planificación debe empezar con anticipación, especialmente para una prueba crítica compleja involucrando altas presiones y temperaturas, o donde operaciones de estimulación serán parte integrante de la prueba. Los objetivos usuales de una prueba de pozo de exploración son:  Realizar la prueba de manera segura y eficiente  Determinar la naturaleza de los fluidos de formación  Medir la presión del yacimiento y la temperatura de la forma más precisa posible  Determinar la transmisibilidad del yacimiento (producto kh) y daños  Determinar la productividad del pozo (y/o inyectividad)  Determinar las características de la formación  Evaluar los efectos de delimitación.

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EQUIPOS DE PRUEBA DE POZO

       

Cabezal Mangueras Coflexip Panel de Cierre de Emergencia Bombas de Inyección Química Filtros de Arena Tubería Válvula de Seguridad de Superficie Data Header

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       

Choke Manifold Calentador. Separador Tanque de Calibración Bombas Diverter Manifold Lanzas de Quemador Cabezas de Quemador

DIAGRAMA ESQUEMÁTICO DE EQUIPOS Surface flow tree

SURFACE WELL TEST EQUIPEMENT DATA HEADER

3” 10,000 PsiPI 1 P 2

2 6

CHOKE MANIFOLD 3” 10,000 Psi

Disc o de Rupt ura

100 BBL Atmosferic tank

7

P I

4” 602 W

4” 602 W

Disco de SET @ Ruptur 1520 a psi

PSV 2 SET @ 1440 psi

PCV 1 P 3

MC-II Medidor de turbina

3” 1 9 2 1

3”

2 4

2 6

MC-II LCV 2 5 1

3”

2 2

line

TXTXW

T 3

4” 602 THD 1 0

SEPARATOR MAWP=1440 psi, 42”x15’, 3phase LCV 2 2”

PIPE 3” 3000 Psi Relief

1 3

6” Sch. 80

TXTXW

9

PLACA DANIEL

1 8 2” 20

Linha de Alivio Overboard Vent hose

T I

8

STEAM EXCHANGE 4.5MM BTU/hr

P 4 T 4

PSV 3

100 BBL 250 PSI vertical

4

T 1

ESD PSV 1

WELL

T 2

SSV

3

1

1 1

1 2

Diverter oil 3” 602 TXWXW

3” 3000 Psi

Diverter oil 3” 602 TXWXW MOYNO PUMP 3600 BBL/D

3” 3000 Psi 2” 602 W

3” Sch. 80

Peneiras

TXTXW

AIR COMPRESSOR

27 4” Sch. 80

3” 3000 Psi

23

3” 602 W

SEA EMERALD BURNER

Diverter oil 3” 602 TXTXW

COFLEXIP 2” 10k

S C

PI

TXWXW

ESDV COFLEXIP 2 3” 10,000 Psi

Gas line overboard

5 PSH L 1

Diverter oil 3” 602 TXTXWXWXW

ESDV 1

ALCOOL PUMP (MAC-26)

Ar to the burner

SEA EMERALD BURNER

MANIFOLD MANIFOLD PARA QUEIMA DE GAS NOTA:

NOTE: - WING Connection

Description:

- THD Connection

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Layout STE

Oil AND GAS PROCESSING OIL IN PROCESSING GAS IN PROCESSING

WATER IN PROCESSING

ESDV - EMERGENCY SHUT DOWN PSHL - PRESSURE SWITCH HIGH / LOW COMBINATION PSV - PRESSURE SAFETY VALVE ( RELIEF VALVE ) PCV - PRESSURE CONTROL VALVE LCV - LEVEL CONTROL VALVE TI - TEMPERATURE INDICATOR PI - PRESSURE INDICATOR SC - SAMPLE CONNECTION HH - HAND HOSE

3

DIAGRAMA ESQUEMÁTICO DE EQUIPOS

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CABEZA DE REGULADOR DE FLUJO (FLOW HEAD):  Control de Pozo.  Permite flujo y ahogar o matar el pozo.  Permite la intervención del pozo (slickline, e-line, coiled tubing)

 Configuración: para cuatro válvulas - Swab, Master, Acuador Hidraulico ESD para la Línea de Flujo y Línea de Ahogado de pozo.

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VÁLVULA DE SEGURIDAD EN SUPERFICIE - SSV:

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COLECTOR DE DATOS Permite el fluido para la obtención de datos tanto en aguas arriba como aguas abajo desde el choke manifold:

 Medida de Presiones  Medidas de Temperaturas  Muestreo

 Inyectar  Rangos 10 Kpsi & 15 Kpsi

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CHOKE MANIFOLD: • Controla el flujo y las dimensiones de estrangulamiento.  Previene el daño en la formación mientras

se abre el flujo de pozo.  Monitorea Flujo de pozo en presión y temperatura  Muestreo

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CHOKE MANIFOLD 15 KPSI (POWER CHOKES):  100% inconel ;  Resistente a fluidos abrasivos;  Usado em operaciones de estimulación ( frac / acid);

 Usado en pozos de gas que producen sólidos in suspensión durante la limpieza;  Chokes Fijos y ajustable ;

 Usado junto con el by pass.

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INTERCAMBIADOR DE CALOR

 Proporciona calor a los fluidos producidos  Reduce la viscosidad del petróleo  Rompe la emulsión  Previene la formación de hidratos.

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SEPARADOR DE PRUEBA:  Diseñado para separar y medir los diferente fluidos procedentes del pozo.  Cuenta con válvulas de control de presión y Niveles. (Neumática y/o manual).  Mediciones digitales.  Equipado con válvula de alivio y disco de ruptura.

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MEDIDOR DE GAS Diseñado y construido para medir gas de bajo caudal, principalmente en pozos que producen petróleo viscoso con GOR bajo. Esto requiere la utilización de pequeños platos de orificio que no son el estándar para crear un diferencial de presión perceptible. Montado sobre la salida del gas del separador.

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TANQUE DE COMPENSACIÓN  Almacenaje Liquido

 Puede ser utilizado como un separador de 2 ª etapa  Medidor de calibración y factores de corrección y Encogecimiento.

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TANQUE DE ALMACENAMIENTO DE LIQUIDO

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BOMBAS DE TRANSFERENCIAS

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QUEMADORES • • •

Sistemas de inyección Cortina de agua para reducir la radiación de calor Rotación Hidráulica en Quemadores de 6 cabezas.

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LABORATORIO DE CAMPO

• • • • • • • • • • •

Equipos Balanza de Peso Muerto Gravitómetro de Gas Set Muestreo de Gas Densímetros para Petróleo Centrífuga Kit de Detección H2S / CO2 Manómetros Registrador gráfico para Presión & Temperatura (Foxboro) Bomba de Inyección Química Termómetros y termodensímetros

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LABORATORIO DE CAMPO

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CLASIFICACIONES SURGENCIA NATURAL Fluyen por los Mecanismos de Empuje

CLASIFICACION POR ENERGIA DE SURGENCIA

SURGENCIA ARTIFICIAL Bombeo Mecánico, gas lift, inyección de agua, inyección de gas, procesos térmicos, procesos químicos, biológicos. RECUPERACION PRIMARIA Mecanismos de empuje, elevación artificial RECUPERACION SECUNDARIA

CLASIFICACION POR FASE DE PRODUCCION

Inyección de agua y gas RECUPERACION MEJORADA (EOR) Procesos térmicos, procesos químicos, procesos de desplazamiento miscible, biológicos.

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COMO ESTIMAR LA CAPACIDAD

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PÉRDIDA DE PRODUCCIÓN EN EL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

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TIPOS DE TERMINACIONES MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

Existen diversos Métodos de Levantamiento Artificial entre los principales se encuentran los siguientes:  Levantamiento Artificial por Gas (LAG).

 Bombeo Mecánico Convencional (BMC),  Bombeo Electrosumergible (BES),  Bombeo de Cavidades Progresivas (PCP),

 Bombeo Hidráulico (BH)

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TIPOS DE TERMINACIONES

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EXTRACCIÓN CON GAS - LIFT

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LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS (LAG)

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EXTRACCIÓN CON GAS LIFT

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GAS LIFT

Consiste en inyectar gas a presión en la tubería para alivianar la columna de petróleo y hacerlo llegar a la superficie. La inyección del gas se hace en varios sitios de la tubería a través de válvulas reguladas que abren y cierran el gas automáticamente.

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GAS LIFT

El “Gas Lift” es un sistema artificial de extracción en el cual se utiliza gas de alta presión para llevar los líquidos producidos por el pozo desde el fondo hasta la superficie.

GAS LIFT CONTINUO

• Alto índice de productividad • Alta presión de fondo

GAS LIFT GAS LIFT INTERMITENTE www.inegas.edu.bo

• Bajos valores de producción • Alto I.P. + baja presión de fondo • Bajo I.P. + baja presión de fondo

CICLO DE GAS LIFT INTERMITENTE

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PROBLEMAS A MINIMIZAR

Casing

Tubing

 Fallback o resbalamiento: cada

Slug de Líquido

slug de líquido pierde entre un 5 y 7% por cada 1,000ft de prof.

Gas de Empuje

Fall-Back en las paredes del Tubing

•

Formación de Anillos de sal, por evaporación del agua de formación.

•

Depósitos de parafinas y asfaltenos

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Fall-Back como gotas que pasan de la fase líquida a la gaseosa

ESQUEMA DE GAS LIFT EN SUPERFICIE

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VENTAJAS DE GAS LIFT  Método probado  Bajo costo de equipo  Puede ser instalado y atendido sin workover  Flexible a cambios de condiciones de funcionamiento  No es afectado por arena, escamas y asfáltenos  Adecuado para pozos desviados  Permite la inyección química  Tolera GOR alto  Tubería abierta para PLT

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DESVENTAJAS DE GAS LIFT

 Necesita suministro de gas.  Puede ser lento para arrancar después del cierre.

 Necesario línea de flujo para cada pozo  El diseño de la tubería, el Casing y el Cabezal de pozo, deberían resistir el gas de alta presión.  Manejo de Altas Presiones en Cabezales.  Formación de Hidratos.  Interferencia de válvula; cabeceo.

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BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE El Sistema de una Bomba

Electrosumergible está constituido por:

 Motor Electrosumergible  Bomba Centrifuga multi-etapas.  Sección de Sellos.

 Intake, Separador de Gas.  Cable de potencia.  Variadores. www.inegas.edu.bo

BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE   

La presión que genera la bomba depende del número de etapas. Del número de etapas depende de la potencia requerida. La selección de una bomba óptima cumple con los siguientes pasos: - Series, - Tipo, - Número de Etapas.

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VENTAJAS Y BENEFICIOS:

• • •

Costos de operación rentables en pozos con alta producción. Bajos requerimientos de mantenimiento resultando una mayor producción por menos cierres de pozos. Alta resistencia a ambientes corrosivos.

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LIMITACIONES: 

 



El sistema es limitado a áreas que dispongan de energía eléctrica o generadores. Dificultad para reparar en el campo, requiere que los components sean llevados a centros de servicios para reparación y prueba. Baja eficiencia de la bomba y alto riesgo de fallas cuando la abrasividad y/o gas libre están presentes. Requerimientos grandes de energía con fluidos de alta viscosidad.

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BOMBEO MECÁNICO

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BOMBEO MECÁNICO Es uno de los métodos de producción más utilizados, su principal característica es la de utilizar una unidad de bombeo para transmitir movimiento a la bomba de subsuelo a través de una sarta de varillas y energía suministrada por un motor.

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BOMBEO MECÁNICO

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BOMBEO POR CAVIDADES PROGRESIVAS

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BOMBEO POR CAVIDADES PROGRESIVAS

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BOMBEO POR CAVIDADES PROGRESIVAS

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BOMBEO CENTRÍFUGO ELECTROSUMERGIBLE

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BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

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BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

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BOMBEO HIDRÁULICO

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BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET

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PLUNGER LIFT



Extracción de líquidos acumulados en pozos productores de gas y condensado que producen por debajo de su caudal critico.



Aplicable en pozos de petróleo con RGL muy altas, o en pozos de gas

con presiones de fondo muy bajas y bajas productividad.

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METODOLOGÍA

“ Implementar una metodología para aumentar la eficiencia del sistema de

extracción Gas Lift Intermitente.” Oportunidades de mejora detectadas: 

Reducir la perdida por resbalamiento en pozos con sistema Gas Lift

Intermitente. 

Reducir el consumo de gas de inyección



Mantenga el tubing libre de deposiciones de cristales de sal y parafina

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CICLO DE PLUNGER LIFT

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PLUNGER LIFT ASISTIDO

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PISTÓN PARA PETRÓLEOS PARAFÍNICOS

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