11 DETERMINACIÓN DE CAUDALES DE GAS DE PRODUCCIÓN
Es importante conocer los caudales de gas en cada línea de boca de pozo. Los instrumentos que se utilizan convencionalmente, de placas agujereada / instrumentos DP, que miden los caudales después de la salida del separador pueden no resistir a las condiciones gravosas antes del separador.
Es importante el reconocimiento de las regiones del yacimiento para poder estimar las presiones adecuadas con las cuales el yacimiento está produciendo para saber qué tipo de ecuaciones usar ya que están varían según la presión del yacimiento.
La determinación de caudales lleva bastante tiempo e implica un factor económico que no puede privarse para llegar a tener más certeza de los caudales que se va a producir y así poder tener una estimación de lo rentable que puede llegar a ser un pozo gasífero.
MECANISMOS DE PRODUCCIÓN
El término “recuperación primaria” se refiere a la producción de petróleo o gas mediante el uso de su energía natural. Estas fuerzas almacenadas en el yacimiento pueden estar presentes individualmente o en combinación.
Aunque por lo general es difícil definir claramente el tipo de energía activa durante un deteminado periodo de la vida productiva de un yacimiento, es recomendable clasificar los yacimientos de petróleo y gas de acuerdo a los tipos de energía disponible.
Sistemas de programas para el seguimiento de yacimientos
Para asistir la determinación de los caudales se recurre a archivos, aplicaciones, programas y sistemas para el control y seguimiento de pozos y yacimientos.
Banco de datos
Para mantener, la recolección de información en la industria petrolera se ha elaborado una serie de banco de datos. Estos bancos de datos incluyen variedad de información de pozos, yacimientos y facilidades.
Bancos de datos de pozos (BDDP)
a) Archivo maestro de pozos (maestro): Datos básicos, tales como la ubicación, fecha de perforación, coordenadas, últimas condiciones de producción de cada zona completada en el pozo.
b) Historia de pruebas, producción e inyección (histórico): Producción mensual y acumulada, pruebas de producción y mediciones de presión de fondo.
c) Archivo de operaciones (operaciones): Datos históricos de operaciones, tales como completaciones, reacondicionamiento, reparaciones, estimulaciones, evaluaciones de posibles reacondicionamientos.
d) Archivo de datos geológicos (geológico): Interpretaciones geológicas, contajes de arena, evaluación de intervalos, inventario de perfiles corridos y curvas digitadas. e) Perfiles digitados: Valores de las curvas digitadas
Banco de yacimientos
Incluye los datos básicos del yacimiento, tales como: nomenclatura, arena, área de reservas de petróleo y gas, tipo de crudo, presiones, factores volumétricos, historia de producción, pronósticos. Se utilizan principalmente para controlar reservas.
Banco de depresiones
Este banco, primeramente incluido en el Banco de datos de pozos, mantiene registrada la toma de datos de presión en pruebas de restauración abatimiento y otras.
Banco de datos PVT
12 DETERMINACIÓN DE LOS DIFERENTES TIPOS DE FLUJOS DE GAS
La determinación de la capacidad de flujo de un pozo de gas requiere una relación entre la velocidad del gas de entrada y la presión de la cara de arena o la presión del orificio de fondo que fluye. Esta relación de rendimiento de entrada se puede establecer por la solución adecuada de la ecuación de Darcy. La solución de la Ley de Darcy depende de las condiciones del flujo existente en el reservorio o del régimen de flujo.
Cuando se produce primero un pozo de gas después de ser enclavado durante un periodo de tiempo, el flujo de gas en el reservorio sigue un comportamiento de estado inestable hasta que la presión cae en el límite de drenaje del pozo. Entonces el comportamiento del flujo pasa a través de un corto período de transición, después de lo cual alcanza una condición de estado estacionario.
CLASIFICACIÓN DE REGIONES
Región I: Bajas Presiones
Cuando la presión se encuentra por debajo de 2000 psi
𝑄𝑔= 𝐾ℎ�𝑃�𝑟 2− 𝑃
𝑤𝑓2 �
1422𝑇�𝜇𝑔𝑧�𝑎𝑣𝑔[ln(𝑅𝑒⁄𝑅𝑤)−3 4⁄ +𝑆]
Donde:
𝐾 Permeabilidad 𝑚𝑑
𝑇 Temperatura °𝑅
ℎ Espesor de la arena 𝑓𝑡
𝑅𝑒 Radio de drenaje 𝑓𝑡
𝑄𝑔 Flujo de gas 𝑀𝑠𝑐𝑓/𝑑
𝑅𝑊 Radio del pozo 𝑓𝑡
𝑃�𝑟 Presión promedio 𝑝𝑠𝑖
𝑃𝑤𝑓 Presión de fondo fluyente a nivel de las perforaciones 𝑝𝑠𝑖
𝑆 Factor de daño
𝜇𝑔 Viscosidad del gas 𝑐𝑝
𝑧 Factor de compresibilidad del gas
Región II: Presiones Intermedias
𝑄𝑔=1422𝑇[ln(𝐾ℎ�Ψ�𝑟𝑅𝑒⁄𝑅𝑤− Ψ)𝑤𝑓�−3 4⁄ +𝑆]
Donde:
𝐾 Permeabilidad 𝑚𝑑
𝑇 Temperatura °𝑅
ℎ Espesor de la arena 𝑓𝑡
𝑅𝑒 Radio de drenaje 𝑓𝑡
𝑄𝑔 Flujo de gas 𝑀𝑠𝑐𝑓/𝑑 (mil pies cúbicos estándar por día)
𝑅𝑊 Radio del pozo 𝑓𝑡
Ψ�𝑟 Pseudo-presión 𝑝𝑠𝑖
Ψ𝑤𝑓 Pseudo-presión de fondo fluyente a nivel de las perforaciones 𝑝𝑠𝑖
𝑆 Factor de daño
Región III: Altas Presiones
𝑄𝑔= 7,08 × 10
−6𝑘ℎ�P�
𝑟−P𝑤𝑓� �𝐵𝑔𝜇𝑔�𝑎𝑣𝑔[ln(𝑅𝑒⁄𝑅𝑤)−3 4⁄ +𝑆]
Donde:
𝐾 Permeabilidad 𝑚𝑑
ℎ Espesor de la arena 𝑓𝑡
𝑅𝑒 Radio de drenaje 𝑓𝑡
𝑄𝑔 Flujo de gas 𝑀𝑠𝑐𝑓/𝑑
𝑅𝑊 Radio del pozo 𝑓𝑡
𝑃�𝑟 Presión promedio 𝑝𝑠𝑖
𝑃𝑤𝑓 Presión de fondo fluyente a nivel de las perforaciones 𝑝𝑠𝑖
𝑆 Factor de daño
𝜇𝑔 Viscosidad del gas 𝑐𝑝
13
PRUEBAS DE POZOS DE GAS
13.1INTRODUCCIÓN
La mayoría de las pruebas de pozo de gas tiene como objetivos: Determinar la capacidad de entrega del pozo.
Determinar los parámetros de formación: presión inicial y temperatura, permeabilidad, daño de formación y daño debido a la turbulencia.
Determinar el radio de investigación; la existencia de discontinuidades en la zona investigada, fallas, barreras de permeabilidad, etc.
Determinar la eficiencia del cañoneo y la completación.
Diseñar las instalaciones de superficie o evaluar su comportamiento. Optimizar el sistema productivo.
Estimar las reservas conectadas al pozo.
Como se observa, los resultados de una prueba de pozo interesan tanto al ingeniero de yacimiento como al de producción. Es necesario que al programar una prueba se considere el yacimiento, la completación y las instalaciones de superficie, forman un sistema productivo unitario y que el objetivo de la prueba es conocer el sistema y la manera en la cual funciona (análisis nodal).
Lograr la obtención de todos los resultado arriba mencionados es posible en el estado actual de la practica petrolera, inclusive desde el primer pozo en un yacimiento nuevo, mediante la utilización de equipos modernos de fondo, especialmente medidores de presión de alta precisión con lectura directa en superficie, junto a equipos de superficie (caja de reductores, separador) de alta maniobrabilidad y confiabilidad y bajo la aplicación de métodos modernos de interpretación de presión y de optimización del sistema productivo.
Estos tipos de equipos, métodos de interpretación y optimización son ya una práctica corriente y necesaria en muchos países productores de hidrocarburos.
13.2PRUEBAS DE RESTITUCIÓN (BUILD UP)
Las pruebas de restitución son usadas para determinar importantes propiedades del reservorio, tales como el daño en las cercanías del pozo (skin), permeabilidad, geometría del reservorio, etc.
La prueba de restitución requiere que el pozo sea cerrado después de un tiempo extendido de producción a un caudal estable. Una prueba de restitución de suficiente duración puede dar una correcta interpretación de las propiedades del reservorio.
13.3PRUEBAS DE PRODUCCIÓN
13.4TIPOS DE PRUEBAS
13.4.1 PRUEBA CONVENCIONAL (BACK PRESSURE TEST) Ó FLUJO TRAS FLUJO
Este tipo de prueba consiste en fluir el pozo en varios diámetros de reductor sucesivos, cada periodo siendo extendido hasta obtener presiones y caudales estables. Este tipo de prueba se aplica a yacimientos de media y alta permeabilidad, para los cuales, generalmente, el tiempo necesario para alcanzar estabilización es corto.
Ilustración 1. Prueba Convencional o Flujo tras Flujo
13.4.2 PRUEBA ISOCRONAL
Ilustración 2. Prueba de Flujo Isocronal
13.4.3 PRUEBA ISOCRONAL MODIFICADA
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METODOS DE INTERPRETACION DE PRUEBAS
14.1INTRODUCCIÓN
La “capacidad de entrega” (Deliverability) de un pozo de gas se puede definir como la capacidad del pozo de producir contra las restricciones de las cercanías del pozo (well bore) y del sistema en los cuales el pozo debe fluir. Estas restricciones son las barreras que se deben superar por la energía en el reservorio. Reduciendo el tamaño del (well bore) o aumentando la presión del sistema en el cual el pozo de“Deliverability be producir, aumenta la resistencia al flujo y por lo tanto reduce el” del pozo. La prueba de Deliverability permite la predicción de los caudales de flujo para diversas líneas y presiones de reservorio.
La prueba de Deliverability va bajo varios nombres tales como “Pruebas de contrapresión”, “Prueba de 4-Puntos”, “Prueba de Potencial de flujo abierto”, y “Prueba de AOF”. Los términos “Prueba de Potencial de flujo” y el “flujo abierto absoluto” refieren al caudal de flujo máximo teórico del reservorio, si la presión de la cara de la arena fuera reducida a la presión atmosférica. Una “prueba de Deliverability” requiere generalmente que el pozo sea producido en varias caudales. La presión fluyente en la cara de la arena para cada caudal y la presión de la cara de la arena después de la restitución (build up) entonces son determinadas. Los datos de presión/flujo se utilizan para determinar el AOF o Deliverability. Las pruebas de Deliverability son utilizadas por las agencias reguladoras para asignar contingentes de la producción y por los operadores de la tubería para contraer para las compras del gas
La prueba de Deliverability requiere la medida exacta de las presiones de cabeza y de los caudales de flujo bajo condiciones que cambian rápidamente. El registrador de carta circular de la dos-pluma usado normalmente para la medida del flujo es difícil de leer y relativamente inexacto.
Una llave a la determinación exacta del “Deliverability” es la capacidad de convertir confiablemente las presiones de cabeza a las presiones del fondo del pozo, para ambas condiciones, estáticas y que fluyen. Esto es especialmente importante para los pozos con significativa producción de fluidos.
La conversión a la presión del fondo del pozo es exacta para los pozos que producen hasta 150 barriles de líquido por millón de pies cúbicos de gas.
El flujo del gas del “well bore” se puede describir por la ecuación:
es una constante que incluye el radio del drenaje, el radio del “well bore”, la permeabilidad del reservorio, el espesor de la formación, la compresibilidad y la viscosidad del gas, y temperatura del reservorio. El exponente “n” explica comportamiento no-ideal del gas y estado de flujo no constante. Bajo condiciones ideales, “n” es igual a 1.
La ecuación del flujo del gas puede ser re escrita tomando el logaritmo de la ecuación
De esta ecuación es evidente que un diagrama del logaritmo del caudal contra el logaritmo de las diferencias de la presión del fondo del pozo al cuadrado, rendirá una línea recta de la cuesta recíproca “n” como se muestra en la derecha.
La intersección de la línea recta con el cuadrado de la presión de cierre del fondo de pozo rinde el flujo teórico del reservorio (AOF) si la presión de la cara de la arena fue reducida a cero. Para un pozo dado, los términos “C” y “n” se pueden considerar a menudo como constantes. Sin embargo, para los pozos con permeabilidad baja, “C” disminuirá con el aumento del tiempo de flujo. Entonces será necesario utilizar las pruebas isocronales o isocronales modificadas de Deliverability descritas más abajo
de flujo viscoso constante y un valor de 0,5 indica un estado de flujo turbulento constante.
Una vez que el valor “n” se haya determinado para un pozo dado, las pruebas subsecuentes pueden utilizar el método de “un-punto”. Esta técnica asume que la cuesta de la curva del deliverability no cambia con el tiempo. La prueba de “un-punto” requiere la presión de cabeza a un caudal de flujo estabilizado y después, un cierre estabilizado. Las presiones de cabeza se convierten a las presiones del fondo del pozo y el AOF se calcula de la ecuación
Para encontrar el “DELIVERABILITY” del pozo contra cualquier línea de presión, la ecuación es modificada sustituyendo las presiones de superficie por las presiones del fondo del pozo
14.2Métodos de prueba de Deliverability
La prueba de “DELIVERABILITY” requiere que el pozo sea producido en varios caudales, generalmente cuatro. Como regla general, los caudales deben ser suficientemente altos para crear drawdowns de 5, 10, 15, y el 20%, de la presión de cierre de cabeza. Los caudales deben también ser suficientemente altos para descargar continuamente los líquidos producidos. El caudal y la temperatura de cabeza fluyente se deben registrar exactamente en el final de cada período del flujo. Los períodos del flujo deben ser de la suficiente duración para alcanzar el flujo estabilizado que se definen como los cambios de presión de menos de 0,1% de la presión de cierre en cabeza de 15 minutos. La figura es un diagrama de la prueba convencional de Deliverability.
Cuando es difícil o impráctico alcanzar flujo estabilizado debido a permeabilidad baja del reservorio, la prueba de múltiples puntos isocronal o isocronal modificada son usadas. En la prueba isocronal, se tiene el cuidado de que los períodos de flujo sean de igual duración. En el final de cada período de flujo, se permite que la presión de cabeza del pozo vuelva a la presión inicial de cierre (PSI). El último flujo en la secuencia es de duración extendida para alcanzar flujo estabilizado. Un diagrama de la prueba isocronal se demuestra en la derecha.
La pendiente de cada línea debe ser similar. La presión fluyente de cabeza al final del período extendido de flujo se convierte a la presión del fondo de pozo y se utiliza para localizar el punto estable del flujo en el diagrama anterior. Una línea de la misma pendiente se dibuja a través del punto estable del flujo para obtener el AOF.
