Estudio técnico de los sistemas de medición actuales en la fase de pruebas de producción de los pozos en los campos nantu y hormiguero de la empresa petrooriental en el bosque sur, para proponer la implementación del sistema de medición mas eficientes

(1)

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERIA

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

ESTUDIO TÉCNICO DE LOS SISTEMAS DE MEDICIÓN

ACTUALES EN LA FASE DE PRUEBAS DE PRODUCCIÓN DE

LOS POZOS EN LOS CAMPOS NANTU Y HORMIGUERO DE

LA EMPRESA PETROORIENTAL EN EL BLOQUE SUR, PARA

PROPONER LA IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE

MEDICIÓN MÁS EFICIENTE EN POZOS SIMILARES

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIERO EN PETRÓLEOS

CESAR ANTONIO LLORI BUSTOS

DIRECTOR: ING. ROGER PEÑAHERRERA

(2)

(3)

DECLARACIÓN

Yo, CESAR ANTONIO LLORI BUSTOS, declaro que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.

_________________________ Cesar A. Llori Bustos

(4)

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Estudio Técnico de

los Sistemas de Medición actuales en la fase de pruebas de producción de los pozos en los Campos Nantu y Hormiguero de la Empresa PetroOriental en el Bloque Sur, para proponer la implementación del Sistema de Medición más eficiente en pozos similares.” que para aspirar al título de Ingeniero en Petróleos fue desarrollado por César Llori, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.

___________________

Ing. Roger Peñaherrera.

DIRECTOR DEL TRABAJO

(5)

DEDICATORIA

A Dios por darme vida y salud para poder terminar mi Carrera Universitaria con éxito junto a mí amada esposa Denisse, mis hijos Gabriel, Alizee y Andrés, a mi querida madre Hulda, mis hermanos, mis suegros y mis cuñados que siempre me brindan su cariño y apoyo incondicional para cumplir mis metas.

(6)

AGRADECIMIENTO

(7)

i

ÍNDICE DE CONTENIDOS

RESUMEN XIX

ABSTRACT XXI

1.INTRODUCCIÓN 1

1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 1

1.1.1 ENUNCIADO DEL TEMA 1

1.1.2 DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA 1

1.2 JUSTIFICACIÓN 1

1.3 OBJETIVOS 2

1.3.1 OBJETIVO GENERAL 2

1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 2

2.MARCO TEÓRICO 4

2.1 GENERALIDADES DEL BLOQUE SUR (CAMPOS NANTU Y

HORMIGUERO) 4

2.1.1 UBICACIÓN GEOFIGURA. 4

2.1.2 ESTRATIGRAFÍA DE LAS FORMACIONES PRODUCTORAS. 5

2.1.3 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LAS FORMACIONES

PRODUCTORAS. 7

2.1.3.1 Propiedades Petrofísicas Arenisca U Inferior. 7

2.1.3.2 Propiedades Petrofísicas Arenisca M-1. 8

2.1.4 PROPIEDADES PVT DE LOS FLUIDOS. 9

2.1.4.1 Propiedades PVT Arenisca U Inferior. 9

2.1.4.2 Propiedades PVT Arenisca M-1. 10

2.1.5 POTENCIAL FORMACIÓN NAPO (BLOQUE 17) 10

2.1.5.1 Potencial Arenisca “U Inferior” 11

(8)

ii

2.1.6 POTENCIAL FORMACIÓN NAPO (BLOQUE 14) 13

2.1.6.1 Potencial Arenisca “U Inferior” 13

2.1.6.2 Potencial Arenisca “M-1” 14

2.7 SITUACIÓN ACTUAL DE LOS CAMPOS DEL BLOQUE SUR. 15

2.7.1 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN CAMPO NANTU. 15

2.7.1.1 Manifold o Múltiple de Distribución. 15

2.7.1.2 Lanzador. 16

2.7.1.3 Producción Actual. 17

2.8 MEDIDOR MULTIFÁSICO DUAL CICLÓNICO Y SEPARADOR

(REMMS). 18

2.8.1 INTRODUCCIÓN. 18

2.8.2 PRINCIPIOS DE OPERACIÓN. 19

2.8.3 COMPONENTES DEL MEDIDOR. 20

2.8.3.1 Cilindro Separador. 21

2.8.3.2 Cilindro Ciclónico o GLCC. 21

2.8.3.3 Instrumentos de Medición de Flujo. 22

2.8.3.4 Medidor Másico CORIOLIS. 22

2.8.3.5 Medidor de Corte de Agua Red Eye. 29

2.8.3.6 Medidor de Gas Tipo VORTEX. 37

2.8.4 VÁLVULAS DE CONTROL DE NIVEL. 39

2.8.5 UNIDAD TERMINAL REMOTA (RTU) 40

2.8.5.1 Interfaz de Usuario. 40

2.8.5.2 Interfaz de Configuración. 41

2.8.5.3 Reportes de Evaluación. 42

2.8.6 INSTRUMENTACIÓN CONVENCIONAL. 43

(9)

iii

2.8.6.2 Transmisor de Presión. 44

2.8.6.3 Transmisor de Temperatura. 45

2.9 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN CAMPO HORMIGUERO. 46

2.9.1 PRODUCCIÓN ACTUAL. 47

2.9.2 MEDIDOR MULTIFÁSICO DE FUENTE RADIOACTIVA

(ROXAR). 48

2.9.2.1 Introducción. 48

2.9.2.2 Principios de Operación. 50

2.9.2.3. Principales Características del Medidor Multifasico de

Fuente Radioactiva ROXAR. 51

2.9.3 MEDICIÓN DE COMPOSICIÓN. 53

2.9.3.1 Densitómetro Gamma. 53

2.9.3.2 Cálculo de la Densidad de la Mezcla. 55

2.9.3.3 Sensor de Capacitancia. 55

2.9.3.4 Material Plástico-Aislante PEEK. 57

2.9.3.5 Sensor de Inductancia. 58

2.9.3.6 Algoritmos: Medición de Composición. 60

2.9.3.7 Flujos de Aceite Continuo y Agua Continua. 61

2.9.4 MEDICIÓN DE LA VELOCIDAD DUAL DE FLUJO DE LÍQUIDO

Y GAS. 63

2.9.4.1 Medidor de Velocidad de Correlación Cruzada (Medidor

Correlación X). 64

2.9.4.2 Medidor Venturi. 68

2.9.5 DESLIZAMIENTO. 70

2.9.6 EFECTOS DE LA ARENA, PARAFINAS, ESCALAS Y

EROSIÓN. 71

(10)

iv

2.10 FLUJOS MULTIFÁSICOS. 81

2.10.1 DEFINICIONES DE LAS VARIABLES UTILIZADAS EN FLUJO

MULTIFÁSICO. 83

2.10.2 FLUJO VERTICAL. (YACIMIENTO - POZO - CABEZAL) 87

2.10.3 FLUJO HORIZONTAL.

(CABEZAL – MEDIDOR MULTIFÁSICO) 90

3.METODOLOGÍA 94

3.1 ACTUALIZACIÓN DE LOS PARÁMETROS PVT DE LOS FLUIDOS

DE LAS ARENISCAS U INFERIOR Y M-1. 94

3.2 CÁLCULO DE LOS PARÁMETROS PVT CON LA

CORRELACIONES DE KARTOATMODJO, T Y SCHMIDT, Z. 94

3.2.1 CÁLCULO DE LA PRESIÓN AL PUNTO DE BURBUJA. 95

3.2.2 CÁLCULO DEL FACTOR DE SOLUBILIDAD DEL GAS EN

PETRÓLEO (RS) 97

3.3.3 CÁLCULO DEL FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO. 98

3.3.4 CÁLCULO DE LA VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO. 99

3.3.5 CÁLCULO DEL FACTOR VOLUMÉTRICO DEL GAS 101

3.3.6 CÁLCULO DEL FACTOR VOLUMÉTRICO DEL AGUA. 102

3.3. TABLA DE RESULTADOS DE LOS CÁLCULOS PVT POR

CORRELACIONES DE LOS POZOS SELECCIONADOS. 105 3.4 ACTUALIZACIÓN DE CURVAS IPR CON LOS DATOS DE

PRODUCCIÓN DE LOS POZOS SELECCIONADOS CON LOS DOS

MEDIDORES MULTIFÁSICOS. 107

3.4.1 CURVA IPR DEL POZO N-16. 108

3.4.2 CURVA IPR ACTUAL DE POZO N-16 112

3.5 ANÁLISIS TÉCNICO DEL SISTEMA DE MEDICIÓN DE LOS

MEDIDORES MULTIFÁSICOS DEL BLOQUE SUR. 113

(11)

v 3.5.2 PARÁMETROS IMPORTANTES PARA LA MEDICIÓN. 114

3.5.2.1 Condiciones del Yacimiento. 114

3.5.2.2 Presión de Fondo Fluyente. (Pwf) 114

3.5.2.3 Temperatura del Yacimiento. 115

3.5.2.4 Relación Gas-Petróleo (GOR). 115

3.5.2.5 Grado API. 116

3.5.2.6 Salinidad. 116

3.5.2.7 Condiciones de Operación. 116

3.5.2.8 Sistema de Levantamiento Artificial. 117

3.5.2.9 Presión en el Sistema de Medición. 117

3.5.2.10 Temperatura en el Sistema de Medición. 117

3.6 ANÁLISIS TÉCNICO. 118

3.6.1 MEDIDOR DUAL CICLÓNICO-SEPARADOR (REMMS). 118

3.6.1.1 Parámetros de Diseño del Medidor Dual

Ciclónico-Separador. 119

3.6.1.2 Medidor para Caudal de Fluido Total (Coriolis). 120

3.6.1.4 Medidor para El Corte de Agua o Bsw (Red Eye). 129

3.6.1.5 Medidor para el Caudal de Gas (Vórtex). 139

3.6.2 MEDIDOR DE FUENTE RADIOACTIVA ROXAR. 150

3.6.2.1 Parámetros de Diseño del Medidor de Fuente Radioactiva

ROXAR. 150

3.6.2.2 Análisis del Corte de Agua Sensor de Inductancia. 161

3.6.2.3 Análisis del Caudal de Gas del Medidor por Correlación

Cruzada. 171

4.RESULTADOS Y DISCUSIÓN 180

(12)

vi

CALCULADOS CON LOS DE LABORATORIO EN LOS POZOS

SELECCIONADOS. 180

4.2 TABLA COMPARATIVA DE LOS RESULTADOS DE LOS

PARÁMETROS PVT DE LA PRESIÓN AL PUNTO DE BURBUJA (PB) CALCULADOS CON LOS DE LABORATORIO EN LOS POZOS

SELECCIONADOS. 182

4.3 ANÁLISIS TÉCNICO DE LAS CURVAS IPR CON LAS PRUEBAS DE PRODUCCIÓN ACTUALES DE LOS DOS MEDIDORES

MULTIFÁSICOS Y CON LA PB CALCULADA. 189

4.3.1 ANÁLISIS DE CURVAS IPR DEL POZO N-23. 190

4.3.2 ANÁLISIS DE CURVAS IPR DEL POZO N-2 192

4.3.3 ANÁLISIS DE CURVAS IPR DEL POZO H-3. 194

4.3.4 ANÁLISIS DE CURVAS IPR DEL POZO H-5 196

4.4 TABLA COMPARATIVA DE LOS CAUDALES PROMEDIO

MEDIDOS POR LOS DOS MEDIDORES MULTIFÁSICOS. 198

4.5 DETERMINACIÓN DE LOS PATRONES DE FLUJO EN LOS

POZOS SELECCIONADOS. 203

4.5.1 ANÁLISIS DEL GVF (FRACCIÓN VOLUMEN GAS) DEL

MEDIDOR DE FUENTE RADIOACTIVA. 206

4.6 MEDIDOR MULTIFÁSICO DUAL CICLÓNICO-SEPARADOR. 208

4.6.1 ANÁLISIS TÉCNICO DE LOS RESULTADOS DEL MEDIDOR

CORIOLIS. 208

DE CORTE DE AGUA RED EYE. 209

(13)

vii

4.7 MEDIDOR MULTIFÁSICO DE FUENTE RADIOACTIVA (ROXAR) 213

DE CAPACITANCIA. 214

DE INDUCTANCIA. 215

POR CORRELACIÓN CRUZADA. 217

4.8 ANÁLISIS COMPARATIVO DE LOS RESULTADOS DE

EXACTITUD DE LOS MEDIDORES MULTIFÁSICOS. 218 4.9 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS MEDIDORES

MULTIFÁSICOS. 220

4.9.1 MEDIDOR MULTIFÁSICO DUAL

CICLÓNICO – SEPARADOR. 220

4.9.1.1 Ventajas 220

4.9.1.2 Desventajas. 221

4.9.3 MEDIDOR MULTIFÁSICO DE FUENTE RADIOACTIVA. 221

4.9.3.1 Ventajas. 221

4.9.3.2 Desventajas. 222

4.10 SELECCIÓN DEL MEDIDOR MULTIFÁSICO DE MEJOR

DESEMPEÑO. 223

4.10.1 CAUDAL LÍQUIDO. 223

4.10.2 CAUDAL DE AGUA O CORTE DE AGUA (BSW). 224

4.10.3 CAUDAL DE GAS. 224

4.11 OPTIMIZACIÓN DE LAS PRUEBAS DE PRODUCCIÓN CON LOS MEDIDORES MULTIFÁSICOS DEL BLOQUE SUR. 225 4.12 ANÁLISIS ECONÓMICO DE LOS MEDIDORES MULTIFÁSICOS

(14)

viii

5.CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. 230

5.1 CONCLUSIONES. 230

5.2 RECOMENDACIONES. 232

(15)

ix

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 2.1 Propiedades Petrofísicas Arenisca U Inferior. 8

Tabla 2.2 Propiedades Petrofísicas Arenisca M-1. 8

Tabla 2.3 Propiedades PVT Arenisca U Inferior. 9

Tabla 2.4 Propiedades PVT Arenisca M-1. 10

Tabla 2.5 Potencial Arenisca U Inferior. 12

Tabla 2.6 Potencial Arenisca M-1. 13

Tabla 2.7 Potencial Arenisca U Inferior. 13

Tabla 2.8 Potencial Arenisca M-1. 14

Tabla 2.9 Producción Actual del Campo Nantu. 18

Tabla 2.10 Producción Actual del Campo Hormiguero. 48

Tabla 2.11 Tabla de Valores de Incertidumbre del medidor. 76

Tabla 3.1 Tabla de Rango de Datos para la Correlación. 95

Tabla 3.2 Tabla de Constantes para la Correlación. 95

Tabla 3.3 Tabla de Datos de prueba de producción del Pozo N-10. 96

Tabla 3.4 Tabla de Datos de pruebas de producción para la Correlación. 104

Tabla 3.5 Tabla de Resultados PVT calculados con las Correlaciones de

Kartoatmodjo. 105

Tabla 3.6 Tabla de Resultados PVT calculados con las Correlaciones de

Mc Cain. 106

Tabla 3.7 Tabla de Datos de pruebas de producción promedio actuales

de los pozos. 108

Tabla 3.8 Tabla de Datos de presión vs caudal para graficar la curva IPR

del pozo N-16. 111

Tabla 3.9 Parámetros de Diseño y Operación del Medidor Dual. 119

Tabla 3.10 Parámetros de Diseño del Medidor de Caudal Líquido

(Coriolis). 120

Tabla 3.11 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo N-2. 124

(16)

x

Tabla 3.15 Parámetros de Diseño del Medidor de Corte de Agua. 129

Tabla 3.16 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo N-2 132

Tabla 3.20 Parámetros de Diseño del Medidor de Caudal de Gas Vórtex. 140

Tabla 3.25 Datos de Diseño y Operación del Medidor Fuente

Radioactiva 150

Tabla 3.26 Historial de Pruebas de Producción Pozo N-10 153

Tabla 3.27 Historial de Pruebas de Producción Pozo N-16 155

Tabla 3.28 Historial de Pruebas de Producción Pozo H-5 157

Tabla 3.29 Historial de Pruebas de Producción Pozo H-3 159

Tabla 3.32 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo H-5 167

Tabla 4.1 Tabla de Resultados PVT de Solubilidad del Gas (Rs)

calculados con las Correlaciones de Kartoatmodjo. 181

Tabla 4.2 Tabla de Resultados de Presión Al Punto de Burbuja (Pb)

calculados con las Correlaciones de Kartoatmodjo. 183

Tabla 4.3 Tabla comparativa de los Resultados PVT de Rs calculados

(17)

xi

Tabla 4.4 Tabla comparativa de los Resultados PVT de Rs calculados

con los de Laboratorio del pozo N-2 187

Tabla 4.5 Tabla de Datos de presión vs caudal para graficar la curva IPR

del pozo N-23 190

Tabla 4.6 Tabla de Datos de presión vs caudal para graficar la curva IPR del pozo N-02, con Pb = 628 psi referencial. 192

Tabla 4.7 Tabla de Datos de presión vs caudal para graficar la curva IPR del pozo N-02, con Pb=392 psi calculado. 192

Tabla 4.8 Tabla de Datos de presión vs caudal para graficar la curva IPR del pozo H-03, con Pb=800 psi de referencia. 194

Tabla 4.9 Tabla de Datos de presión vs caudal para graficar la curva IPR del pozo H-03, con Pb=664 psi calculado. 194

Tabla 4.10 Tabla de Datos de presión vs caudal para graficar la curva IPR del pozo H-05, con Pb=628 psi de referencia. 196

Tabla 4.11 Tabla de Datos de presión vs caudal para graficar la curva IPR del pozo H-05, con Pb=686 psi calculado. 196

Tabla 4.12 Tabla comparativa de los Datos de producción actuales con los dos medidores multifásicos en los pozos N-10 y N-16. 198

Tabla 4.13 Tabla de Datos de presión vs caudal para graficar las curva IPR del pozo N-16, con los dos Sistemas de Medición y la

Pb=662 psi calculado. 199

Tabla 4.14 Tabla de Datos de presión vs caudal para graficar las curva IPR del pozo N-10, con los dos Sistemas de Medición y la

Pb=521 psi calculado. 201

Tabla 4.15 Tabla de los Porcentajes de Gas (GVF) medidos por el

Medidor de Fuente Radioactiva. 204

Tabla 4.16 Exactitud del Medidor Dual Ciclónico-Separador. 208

Tabla 4.17 Resultados de la exactitud del Medidor Coriolis. 208

Tabla 4.18 Resultados de la exactitud del Medidor Red Eye. 209

Tabla 4.19 Resultados de la exactitud del Medidor Vórtex. 211

Tabla 4.20 Exactitud del Medidor de Fuente Radioactiva. 213

(18)

xii

Tabla 4.22 Resultados del Medidor de Inductancia. 215

Tabla 4.23 Resultados del Medidor de Correlación Cruzada. 217

Tabla 4.24 Optimización de Pruebas de Producción con Medidores

Multifásicos. 226

Tabla 4.25 Optimización de Pruebas de Producción con Medidores

Multifásicos. 227

(19)

xiii

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 2.1 Ubicación Geofigura de los Bloques 14 y 17. 5

Figura 2.2 Cuenca Oriente del Ecuador. 6

Figura 2.3 Manifold y Lanzador del Campo Nantu 17

Figura 2.4 Esquema del Medidor Dual Ciclónico - Separador 21

Figura 2.5 Vista Exterior e Interior del Medidor Coriolis ELITE 23

Figura 2.6 Esquema de Medición en Condiciones Estáticas de flujo. 24

Figura 2.7 Esquema de Medición en Condiciones Dinámicas de flujo. 24

Figura 2.8 Medición de la densidad con frecuencia de resonancia. 25

Figura 2.9 Esquema de Componentes del Medidor. 26

Figura 2.10 Detectores Electromagnéticos del Medidor. 27

Figura 2.11 Bobina Excitadora del Medidor. 27

Figura 2.12 Sensor de Temperatura RTD del Medidor. 28

Figura 2.13 Transmisor de Flujo del Medidor. 29

Figura 2.14 Medidor de corte de agua Red Eye 30

Figura 2.15 Densidad óptica de diversos petróleos. 33

Figura 2.16 Espectro de Absorción, Medidor de corte de agua. 34

Figura 2.17 Principio de medición Red Eye 35

Figura 2.18 Principio de medición Red Eye 36

Figura 2.19 Medidor Tipo Vórtex Foxboro. 37

Figura 2.20 Frecuencia de los vórtices. 38

Figura 2.21 Principio de medición del Medidor Tipo Vórtex Foxboro. 39

Figura 2.22 Válvulas automáticas de control. 40

Figura 2.23 Interfaz de Usuario del Medidor Dual. 41

Figura 2.24 Interfaz Figura Medidor Dual Ciclónico-Separador. 42

Figura 2.25 Reportes de evaluación Medidor Dual Ciclónico-Separador. 43

Figura 2.26 Transmisor de Nivel IDP10 Presión Diferencial. 44

Figura 2.27 Transmisor de Presión de Gas IGP10. 45

Figura 2.28 Transmisor de Temperatura RTT20. 45

Figura 2.29 Medición de Flujo Multifásico. 49

(20)

xiv

Figura 2.31 Principios de Medición del Medidor Multifásico. 52

Figura 2.32 Componentes de Medición del Medidor Multifásico. 53

Figura 2.33 Vista Frontal de Operación del Densitómetro Gamma. 54

Figura 2.34 Vista Superior de Operación del Densitómetro Gamma. 54

Figura 2.35 Esquema de los Electrodos del Sensor de Capacitancia. 56

Figura 2.36 Vista Interior de los Electrodos del Sensor de Capacitancia. 57

Figura 2.37 Diagrama de medición del Sensor de Capacitancia. 58

Figura 2.38 Diagrama de medición del Sensor de Inductancia. 59 Figura 2.39 Curvas de medición del Sensor de Inductancia. 59

Figura 2.40 Rangos de medición para Sensores de Capacitancia e

Inductancia. 62

Figura 2.41 Esquema de medición de velocidad del gas. 63

Figura 2.42 Principio de medición del gas por correlación cruzada. 64

Figura 2.43 Esquema de medición de burbujas grandes de gas. 66

Figura 2.44 Principio de medición de burbujas grandes de gas. 66

Figura 2.45 Principio de medición de burbujas pequeñas de gas. 68

Figura 2.46 Medidor Venturi 69

Figura 2.47 Regímenes de Flujo 70

Figura 2.48 Rango de Operación del Medidor 74

Figura 2.49 Interfaz Figura de Usuario del Medidor de Fuente

Radioactiva. 78

Figura 2.50 Interfaz de Configuración del Medidor de Fuente Radioactiva. 79

Figura 2.51 Reporte de Evaluación del Medidor de Fuente Radioactiva. 81

Figura 2.52 Formación de la Burbuja de Taylor. 84

Figura 2.53 Patrón de Flujo de Burbujas Dispersas. 88

Figura 2.54 Patrón de Flujo Tapón o Slug. 89

Figura 2.55 Patrón de Flujo de Transición o Churn. 89

Figura 2.56 Patrón de Flujo Anular. 90

Figura 2.57 Patrón de Flujo de Burbujas Dispersas. 91

Figura 2.58 Patrón de Flujo Estratificado. 91

Figura 2.59 Patrón de Flujo Estratificado Ondulado. 92

(21)

xv

Figura 2.61 Patrón de Flujo Anular. 93

Figura 3.1 Curva IPR actual del pozo N-16. 112

Figura 3.2 Caudal Líquido vs Presión de Fondo N-2. 123

Figura 3.6 Bsw Red Eye vs Bsw Laboratorio Pozo N-2. 133

Figura 3.10 Caudal de Gas vs Presión de Casing Pozo N-2. 143

Figura 3.14 Caudal Líquido vs Presión de Fondo N-16 155

Figura 3.15 Caudal Líquido vs Presión de Fondo Pozo H-5 157

Figura 3.16 Caudal Líquido vs Presión de Fondo Pozo H-3. 159

Figura 3.17 Bsw Inductancia vs Bsw Laboratorio Pozo N-10 163

Figura 3.18 Bsw Inductancia vs Bsw Laboratorio Pozo N-16. 165

Figura 3.19 Bsw Inductancia vs Bsw Laboratorio Pozo H-5. 167

Figura 3.20 Bsw Inductancia vs Bsw Laboratorio Pozo H-3. 169

Figura 3.21 Caudal de Gas Actual vs GVF Actual Pozo N-10 173

Figura 3.22 Caudal de Gas Actual vs GVF Actual Pozo N-16 175

Figura 3.23 Caudal de Gas Actual vs GVF Actual Pozo H-5 176

Figura 3.24 Caudal de Gas Actual vs GVF Actual Pozo H-3 178

Figura 4.1 Figura de los Resultados PVT de Rs calculados con los de

Laboratorio de los pozos seleccionados. 182

Figura 4.2 Figura de los Resultados PVT de Pb calculados con los de

Laboratorio de los pozos seleccionados. 184

Figura 4.3 Curva de los Resultados PVT de Rs calculados con los de

(22)

xvi

Figura 4.4 Valores de los Resultados PVT de Rs de Laboratorio del

pozo N-10 del año 2004. 186

Figura 4.5 Curva de los Resultados PVT de Rs calculados con los de

Laboratorio del pozo N-02. 188

Figura 4.6 Valores de los Resultados PVT de Rs de Laboratorio del

pozo N-02 del año 2004. 188

Figura 4.7 Curva IPR con los datos de producción promedio actuales

del pozo N-23. 191

del pozo N-2. 193

del pozo H-3. 195

del pozo H-5. 197

Figura 4.11 Curvas IPR con los Datos de producción actuales con los dos medidores multifásicos en el pozo N-16. 200

Figura 4.12 Curvas IPR con los Datos de producción actuales con los dos medidores multifásicos en el pozo N-10. 202

Figura 4.13 Figura de los porcentaje de gas (GVF) medidos por el

Medidor de Fuente Radioactiva. 206

Figura 4.14 Mapa de los patrones de flujo actuales de los pozos N-10,

N-16, H-3 y H-5. 207

Figura 4.15 Resultados de exactitud del Medidor Dual

Ciclónico-Separador. 218

Figura 4.16 Resultados de Exactitud del Medidor Fuente Radioactiva. 219

Figura 4.17 Resultados de Exactitud para el Caudal Líquido. 223

Figura 4.18 Resultados de Exactitud del Corte de Agua (BSW). 224

Figura 4.19 Resultados de Exactitud del Caudal de Gas. 225

(23)

xvii

ÍNDICE DE ANEXOS

ANEXO 1.

Historial de Pruebas de Producción Pozo N-23. 235

ANEXO 2.

ANEXO 3.

ANEXO 4.

Historial de Pruebas de Producción Pozo Ntu-2. 237

ANEXO 5.

ANEXO 6.

ANEXO 7.

Historial de Pruebas de Producción Pozo H-5 239

ANEXO 8.

(24)

xviii

NOMENCLATURA O GLOSARIO

Bo Factor Volumétrico del petróleo

Bg Factor Volumétrico del gas

Bw Factor Volumétrico del agua

BSW Corte de agua y sedimentos

BFPD Barriles de Fluido Producido por día

BPPD Barriles de Petróleo Producido por día

BWPD Barriles de Agua Producido por día

GOR Relación Gas – Petróleo GVF Fracción de Volumen de Gas

Pws Presión estática del Yacimiento

Pwf Presión de Fondo Fluyente

Pb Presión al punto de Burbuja

Ps Presión del Separador

Rs Solubilidad del Gas

Ts Temperatura del Separador

Ty Temperatura del yacimiento

Uo Viscosidad del petróleo ∈ 𝐦𝐞𝐳𝐜𝐥𝐚 Permitividad de la mezcla

𝛔𝐦𝐞𝐳𝐜𝐥𝐚 Conductividad de la mezcla

𝛒𝐦𝐞𝐳𝐜𝐥𝐚 Densidad de la mezcla

𝜸 Fracción de petróleo

𝜶 Fracción de agua

(25)

xix

RESUMEN

En el presente proyecto: Estudio Técnico de los Sistemas de Medición actuales en la fase de pruebas de producción de los pozos en los Campos Nantu y Hormiguero de la Empresa PetroOriental en el Bloque Sur, para proponer la implementación del Sistema de Medición más eficiente en pozos similares, se analizaron varios aspectos técnicos, a continuación se describe el resumen del trabajo.

En el capítulo II, se realizó la revisión, descripción y la evaluación general de los campos Nantu y Hormiguero, de los potenciales de producción de las areniscas U Inferior y M1, los parámetros PVT de los pozos N-10 y N-02 que se utilizaron como valores de referencia para la determinación de los nuevos parámetros PVT a las condiciones actuales del fluido y de operación, de los Sistemas de Medición utilizados para la fase de pruebas de producción (Medidores Multifásicos) y una revisión de los patrones de flujo que se forman en las tuberías de producción y líneas de flujo.

En el capítulo III, se realizó la metodología del proyecto que consiste en la actualización de los parámetros PVT, utilizando las correlaciones empíricas de Kartoatmodjo, la actualización de las Curvas IPR de los pozos seleccionados con el Método de Patton – Goland, el análisis técnico de los resultados de las pruebas de producción realizadas con los dos Sistemas de Medición utilizando ecuaciones para determinar la desviación y exactitud de los Medidores de caudal líquido, de corte de agua (BSW) y del caudal de gas y la determinación de los patrones de flujo presentes en los pozos seleccionados analizando la fracción de gas (GVF) que mide el Medidor de Fuente Radioactiva.

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xx mejores ventajas operativas y además se presenta una clasificación de los pozos con los dos Sistemas de Medición para la optimización de las pruebas de producción en base a las condiciones de fluido y de operación analizadas que se presentan en pozos similares.

En el capítulo V, en la parte final del proyecto se presentan las conclusiones y recomendaciones que detallan los resultados obtenidos del Estudio Técnico de los Sistemas de Medición.

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xxi

ABSTRACT

In this project: Technical Study Measurement Systems phase current production testing of wells in the Campos Nantu and Hormiguero Company PetroOriental in South Block to propose the implementation of more efficient measurement system in wells Similar, were analyzed various technical aspects, the following describes the abstract.

In the Chapter II, is conducted the review, overview and general assessment Nantu and Hormiguero fields, of production potentials U Lower and M1 sandstones, PVT parameters of wells N-10 and N-02 that is used as reference values for the determination of the new PVT parameters to the current conditions and operating fluid, Measurement Systems used for production testing phase (Multiphase Meters) and a review of the flow patterns that form in the production tubing and flow lines.

In the Chapter III, is conducted the project methodology consisting in updating PVT parameters using empirical correlations Kartoatmodjo, updating the IPR curves of selected wells Patton Method - Goland, technical analysis the results of the production tests with the two measurement systems using equations to determine the deviation and accuracy of liquid flow meters, water cut (BSW) and the gas flow and the determination of the flow patterns present Selected wells analyzing the gas fraction (GVF) meter which measures the radioactive source.

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xxii optimization of production tests based on fluid conditions and operating analyzed presented similar wells.

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1

1. INTRODUCCIÓN

1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.1.1 ENUNCIADO DEL TEMA

Estudio Técnico de los sistemas de medición actuales en la fase de pruebas de producción de los pozos en los Campos Nantu y Hormiguero de la Empresa PetroOriental en el Bloque Sur, para proponer la implementación del sistema de medición más eficiente en pozos similares.

1.1.2 DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA

El problema de producción que presentan los pozos en los Campos Nantu y Hormiguero operados por la Empresa PetroOriental en el Bloque Sur, dio origen al presente estudio técnico de los sistemas de medición de los pozos seleccionados en los mismos, con la finalidad de realizar el análisis técnico de los componentes del sistema operativo y poder determinar los problemas y las causas que afectan a la producción de los pozos en estudio y proponer soluciones con respecto a uno de sus componentes en el sistema de producción.

1.2 JUSTIFICACIÓN

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2 fases liquida y gaseosa. Determinar los patrones de flujo que afectan a los pozos seleccionados y proponer soluciones operativas para minimizar el efecto en la producción de los pozos. Uno de los objetivos principales es la selección del medidor multifásico de mejor exactitud y ventajas operativas a las condiciones actuales.

1.3 OBJETIVOS

1.3.1 OBJETIVO GENERAL

Realizar el estudio técnico de los sistemas de medición en la fase de pruebas de producción de los pozos en los Campos Nantu y Hormiguero de la empresa PetroOriental en el Bloque Sur, con la finalidad de proponer la implementación del sistema de medición más eficiente en los pozos con similares condiciones de producción.

1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

1. Revisar, describir y evaluar la situación actual e historiales de producción de los pozos y los medidores multifásicos de los Campos Nantu y Hormiguero del Bloque Sur.

2. Actualizar los parámetros PVT de los fluidos de producción actuales en las areniscas U Inferior y M-1, utilizando las correlaciones empíricas de cálculo.

3. Actualizar las curvas IPR de los pozos en estudio con los resultados de las pruebas de producción actuales realizadas con los dos medidores multifásicos.

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2. MARCO TEÓRICO

2.1 GENERALIDADES DEL BLOQUE SUR (CAMPOS NANTU

Y HORMIGUERO)

El Bloque Sur, se encuentra ubicado en la región amazónica Provincia de Orellana. Está conformado por los Bloques 14 y 17 respectivamente y se encuentra asignado a la empresa operadora Andes Petroleum Ecuador Limited, bajo la modalidad de contrato de Prestación de Servicios con el Estado Ecuatoriano.

Los dos bloques 14 y 17 producen crudos pesados entre 15 – 23° API, principalmente de la formación Napo (Arenisca U Inferior, Arenisca T Inferior y Arenisca M-1) y de la Formación Hollín (Arenisca Hollín Superior y Arenisca Hollín Inferior).

El Bloque 17, está conformado por los campos Hormiguero y Hormiguero Sur respectivamente, el Campo Hormiguero está conformado por cuatro plataformas (Wellpad) con un total de 27 pozos y el Campo Hormiguero Sur dispone solo de una Plataforma (Wellpad) de 7 pozos.

El Bloque 14, está conformado por los campos Nantu, Penke, Sunka, Wanke y Shiripuno, el Campo Nantu está conformado por dos plataformas o Wellpad que son el Nantu B con 7 pozos y el Nantu D con 4 pozos.

2.1.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA.

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5 El Campo Hormiguero se encuentra ubicado en la región Noreste del Bloque 17 de la cuenca oriente y limita al Este con el Campo Nantu (Bloque 14).

Figura 2.1 Ubicación Geográfica de los Bloques 14 y 17. (Andes Petroleum, 2012)

2.1.2 ESTRATIGRAFÍA DE LAS FORMACIONES PRODUCTORAS.

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6 Las principales areniscas productoras del campo Hormiguero, Hormiguero Sur y Nantu son las siguientes: Arenisca U inferior (Lower U), Arenisca T inferior (Lower T), Arenisca U superior, Formación Hollín Superior, Basal Tena, Arenisca M-1.

Figura 2.2 Cuenca Oriente del Ecuador. (Andes Petroleum, 2012)

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7 salinidad del agua de formación, como se puede observar en la columna estratigráfica de la Cuenca Oriente la Fig.2.2.

2.1.3 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LAS FORMACIONES PRODUCTORAS.

Para el estudio técnico de los sistemas de medición en la fase de pruebas de producción de los pozos seleccionados con los medidores Multifásicos se consideran las propiedades petrofísicas de los yacimientos productores, con la finalidad de conocer sus condiciones de flujo (Patrones de flujo) de los fluidos producidos en los pozos.

2.1.3.1 Propiedades Petrofísicas Arenisca U Inferior.

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8

Tabla 2.1 Propiedades Petrofísicas Arenisca U Inferior. PROPIEDADES DEL RESERVORIO

FORMACIÓN ARENISCA U INFERIOR

PERMEABILIDAD 107 md

POROSIDAD 16.40%

TEMPERATURA DE YACIMIENTO 225 °F

PRESIÓN DE RESERVORIO 3420 PSI

DAÑO DE FORMACIÓN -0.448

COMPRESIBILIDAD 5.70E10-6 psi-1

VISCOSIDAD 18.676 CP

2.1.3.2 Propiedades Petrofísicas Arenisca M-1.

En la tabla 2.2, se detalla las propiedades petrofísicas de la arenisca M-1, la segunda arena productora de mayor potencial en los dos bloques 14 y 17, ya que esta presenta valores excelentes de 20% de porosidad y 525 md de permeabilidad para el flujo de fluidos de la arenisca a los pozos, además tiene una presión de reservorio de 2205 psi y una temperatura de 220°F, estos valores son menores que las areniscas anteriores debido a que las mismas se encuentran a mayor profundidad. Este yacimiento presenta mecanismos de empuje por expansión de gas en pozos con bajo corte de agua y empuje hidráulico en pozos con cortes de agua mayor al 40%.

Tabla 2.2 Propiedades Petrofísicas Arenisca M-1. PROPIEDADES FÍSICAS DEL RESERVORIO

FORMACIÓN ARENISCA M-1

PERMEABILIDAD 525 md

POROSIDAD 20.00%

TEMPERATURA DE YACIMIENTO 220 °F

PRESIÓN DE RESERVORIO 2205 PSI

DAÑO DE FORMACIÓN -0.85

COMPRESIBILIDAD 7.50E10-6 psi-1

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2.1.4 PROPIEDADES PVT DE LOS FLUIDOS.

Es importante analizar y detallar las propiedades PVT de los fluidos que producen las areniscas mencionadas anteriormente. Debido a que estos datos se ingresan en el software del computador de flujo de los Medidores Multifásicos para realizar los cálculos de volúmenes de cada fase de condiciones actuales de yacimiento a condiciones estándar de superficie.

2.1.4.1 Propiedades PVT Arenisca U Inferior.

La siguiente tabla 2.3 corresponde a los resultados del análisis PVT, realizados a dos muestras de fluido recolectadas del fondo del pozo Nantu-10 de la arenisca U Inferior, en el año 2004. Estos valores son obtenidos en el laboratorio simulado a condiciones de yacimiento y condiciones de superficie. Para el análisis técnico de la medición del caudal de gas consideramos la presión de burbuja que es de 800 psi, la relación gas-petróleo (GOR) de 109 PCS/BBL. El diferencial de presión entre la presión de burbuja 800 psi y la presión de operación 500 psi del medidor es de 300 psi, la cantidad de gas liberado es menor considerando la calidad del petróleo que es de 17.6 °API.

Tabla 2.3 Propiedades PVT Arenisca U Inferior. PROPIEDADES PVT DEL FLUIDO DE RESERVORIO

°API 17.6

PRESIÓN DE BURBUJA (Pb) 800 PSI

COMPRESIBILIDAD DEL FLUIDO 6.23E10-6 PSI-1

VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO (µo) 12.646 CP

VISCOSIDAD DEL GAS (µg) 0.0140 CP

VISCOSIDAD DEL AGUA (µw) 0.3 CP

FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO (Bo) 1.102

DENSIDAD DEL AGUA (ρw) 1.03 gr/cm3

FACTOR VOLUMÉTRICO DEL GAS (Bg) 0.02776 BBL/BF

RELACIÓN GAS-PETRÓLEO (GOR) 109 PCS/BBL

FACTOR DE DESVIACIÓN (Z) _0.962

DENSIDAD DEL PETRÓLEO (ρo) 0.8749 gr/cm3

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10

2.1.4.2 Propiedades PVT Arenisca M-1.

La siguiente tabla 2.4, corresponde a los resultados del análisis PVT, realizados a dos muestras de fluido recolectadas del fondo del pozo Nantu-2 de la arenisca M-1, en el año 2004. La presión de burbuja es de 628 psi y la presión de operación en los medidores multifásicos es de un promedio de 500 psi lo que da un diferencial de presión de 128 psi, la cantidad de gas liberado y medido por el medidor bajo este diferencial es bajo considerando la baja calidad de petróleo 19.5 °API, los valores medidos tienen que estar en correlación al obtenido en el laboratorio que es simulado a diferentes presiones. El valor obtenido del laboratorio de la relación gas-petróleo (GOR) es 146 pcs/bbl.

Tabla 2.4 Propiedades PVT Arenisca M-1. PROPIEDADES PVT DEL FLUIDO DE RESERVORIO

°API 19.5

PRESIÓN DE BURBUJA (Pb) 628 PSI

COMPRESIBILIDAD DEL FLUIDO 6.15E10-6 PSI-1

VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO (µo) 6.446 CP

VISCOSIDAD DEL GAS (µg) 0.0133 CP

VISCOSIDAD DEL AGUA (µw) 0.3 CP

FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO (Bo) 1.118 BBL/BF

DENSIDAD DEL AGUA (ρw) 1.03 gr/cm3

FACTOR VOLUMÉTRICO DEL GAS (Bg) 0.03604 BBL/BF

RELACIÓN GAS-PETRÓLEO (GOR) 146 PCS/BBL

FACTOR DE DESVIACIÓN (Z) _0.950

DENSIDAD DEL PETRÓLEO (ρo) 0.8519 gr/cm3

TEMPERATURA DE SATURACIÓN 204 °F

2.1.5 POTENCIAL FORMACIÓN NAPO (BLOQUE 17)

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11 dentro de las secuencias de la formación Napo se dividen en miembros que varían del más antiguo al más reciente detallados de la siguiente manera:

2.1.5.1 Potencial Arenisca “U Inferior”

En la tabla 2.5, se detalla el potencial de la arenisca “U Inferior”, esta se encuentra presente actualmente en 13 pozos del bloque 17, con un potencial de producción de 32419 BFPD, con 4285 BPPD, 28134 BWPD, 805 MPCD de gas, con un corte de agua de agua (BSW) promedio de 76%, una calidad promedio de 17°API y una salinidad promedio de 80016 Nacl.

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12

Tabla 2.5 Potencial Arenisca U Inferior (18 Febrero 2013).

POZO ARENA

PRODUCCION CAMPO HORMIGUERO

BFPD BOPD BWPD BSW GAS GOR

API SALINID

seco ppm

BBL BBL BBL % mpcs pcs\bbl 60 oF Cl Na

1 U INFERIOR 4301 69 4232 98.4 106.2 1543 15.3 82005

2 U INFERIOR 3787 398 3390 89.5 26.9 68 15.8 95700

3 U INFERIOR 4288 1158 3130 73 168 145 17.5 70125

4 U INFERIOR 4400 471 3929 89.3 60 127 17.5 78735

6 U INFERIOR 704 84 620 88 32 377 16.5 75570

7 U INFERIOR 4658 326 4332 76.4 107.6 330 17.1 75117

10 U INFERIOR 3115 193 2922 93.8 63 326 16.7 80025

12 U INFERIOR 2020 196 1824 90.3 55.4 283 18.2 82005

15 U INFERIOR 2027 71 1956 96.5 44 620 17.3 86625

16 U INFERIOR 664 178 486 73.2 46.9 264 17.3 69205

31 U INFERIOR 824 548 276 33.5 31.1 57 18.5 77138

33 U INFERIOR 399 382 17 4.2 44 115 17.4 79448

35 U INFERIOR 1232 212 1020 82.8 20 94 17.5 88510

POTENCIAL 32419 4285 28134 76 805 335 17 80016

2.1.5.2 Potencial Arenisca “M-1”

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13

Tabla 2.6 Potencial Arenisca M-1 (18 Febrero 2013).

POZO ARENA

PRODUCCION CAMPO HORMIGUERO

API SALINID

seco ppm

5 M-1 681 627 54 8 68.5 109 20.3 40855

18 M-1 336.1 286 50 15 55 193 19.7 33578

20 M-1 632 161 471 74.6 140 872 20.5 46582

24 M-1 326 246 80 24.5 23 93 15.5 34870

POTENCIAL 1975 1319 656 31 287 317 19 38971

2.1.6 POTENCIAL FORMACIÓN NAPO (BLOQUE 14)

La formación Napo en el Campo Nantu está conformada por dos areniscas la U Inferior y la M1, de las cuales producen los pozos de este campo.

2.1.6.1 Potencial Arenisca “U Inferior”

En la tabla 2.7, se detalla el potencial de la arenisca “U Inferior”, la misma se encuentra presente actualmente en 2 pozos del Campo Nantu, con un potencial de producción de 1950 BFPD, con 425 BPPD, 1525 BWPD, 61 MPCD de gas, con un corte de agua de agua (BSW) promedio de 48%, una calidad promedio de 17°API y una salinidad promedio de 72641 Nacl.

Tabla 2.7 Potencial Arenisca U Inferior (18 Febrero 2013).

POZO ARENA

PRODUCCION CAMPO NANTU

API SALINID

seco ppm

10 U INFERIOR 1739 233 1506 86.6 44 189 16.1 79612

21 U INFERIOR 211 192 19 9.0 17 89 18.0 65670

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2.1.6.2 Potencial Arenisca “M-1”

En la tabla 2.8, se detalla el potencial de la arenisca “M-1”, la misma se encuentra presente actualmente en 4 pozos del Campo Nantu, con un potencial de producción de 6033 BFPD, con 1904 BPPD, 4129 BWPD, 250 MPCD de gas, con un corte de agua de agua (BSW) promedio de 55%, una calidad promedio de 21°API y una salinidad promedio de 45783 Nacl.

Tabla 2.8 Potencial Arenisca M-1 (18 Febrero 2013).

POZO ARENA

API SALINID

seco ppm

2 M-1 2946 342 2604 88.4 40 117 19.5 56165

16 M1 2270 1067 1203 53.0 120 112 21.2 37290

18 M-1 297 178 119 40.0 78 438 19.9 41003

23 M-1 520 317 203 39 12 38 22 48675

POTENCIAL 6033 1904 4129 55 250 176 21 45783

En las tablas 2.7 y 2.8, se puede apreciar que la salinidad de la Areniscas U Inferior de los dos bloques 14 (72641 ppm NaCl) y 17 (80016 ppm NaCl), se asemejan ya que se encuentran a las mismas profundidades y edad de deposición.

En cambio en la Arenisca T Inferior en el bloque 17 (46874 ppm NaCl), se puede apreciar que tiene una salinidad más baja, ya que se encuentra a menor profundidad que la Arenisca U Inferior.

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2.7 SITUACIÓN ACTUAL DE LOS CAMPOS DEL BLOQUE

SUR.

Para fines de nuestro estudio de los medidores multifásicos utilizados para las pruebas de producción en el Bloque Sur se hará referencia de la situación actual de las plataformas de pozos o wellpad donde se encuentran instalados los mismos.

2.7.1 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN CAMPO NANTU.

El Campo Nantu, está conformada por 6 pozos de los cuales; 2 pozos producen de la Arenisca U Inferior de la formación Napo y los 4 pozos restantes producen de la Arenisca M-1.

2.7.1.1 Manifold o Múltiple de Distribución.

La plataforma dispone de un manifold de distribución para los pozos, conformado por una tubería recolectora de 12 pulgadas de diámetro para la producción, una tubería recolectora de 6 pulgadas de diámetro conectada al medidor multifásico para las pruebas de los mismos y las 7 tuberías o líneas de flujo correspondientes a la descarga de cada pozo.

Cada tubería o línea de flujo en el manifold, está integrada por dos secciones que se distribuyen a las dos líneas o tuberías recolectoras la una para producción y la otra para las pruebas.

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16 Esta plataforma dispone de un medidor multifásico Dual Ciclónico – Separador para las pruebas de los pozos.

2.7.1.2 Lanzador.

Los fluidos producidos de los pozos que pasan primeramente por el manifold o múltiple de distribución, son luego direccionados hacia el lanzador que consta de una línea o tubería principal de 6 pulgadas de diámetro, la cual está encargada de transportar los fluidos hacia la Estación de procesos más cercano.

Este lanzador dispone además de una cámara o sección de tubería de mayor diámetro que la línea de descarga principal, para poder introducir un Pig, más conocido como raspador o limpiador, el mismo que se lo transporta con el flujo de producción para que vaya limpiando los depósitos de escalas y parafinas que se depositan y obstruyen el interior de la tubería.

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Figura 2.3 Manifold y Lanzador del Campo Nantu

2.7.1.3 Producción Actual (18 Febrero 2013).

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18

Tabla 2.9 Producción Actual del Campo Nantu (18 Febrero 2013).

POZO ARENA

API SALINID

seco ppm

2 M-1 2946 342 2604 88.4 40 117 19.5 56165

16 M1 2270 1067 1203 53.0 119.8 112 21.2 37290

18 M-1 297 178 119 40.0 78 438 19.9 41003

23 M-1 520 317 203 39 12 38 22 48675

10 _INFERIORU 1739 233 1506 86.6 44 189 16.1 79612

21 _INFERIORU 211 192 19 9 17 89 18 65670

POTENCIAL 7983 2329 5654 53 311 164 19 54736

2.8 MEDIDOR MULTIFÁSICO DUAL CICLÓNICO Y

SEPARADOR (REMMS).

2.8.1 INTRODUCCIÓN.

En el Bloque Sur, se dispone de un medidor multifásico denominado REMMS – C, por sus siglas en inglés (Compact Red Eye Multiphase Metering System), diseñado, patentado y construido por la empresa Weatherford Ecuador, este medidor fue diseñado con parámetros de operación de los pozos, facilidades de superficie y propiedades de los fluidos de yacimientos del campo Nantu, con el objetivo de realizar las pruebas de producción insitu o en la plataforma de los pozos del mismo.

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19 producción de los mismos tales como, intrusión temprana de agua o bonificación, bajos aporte de producción, incremento del volumen de gas (GOR), problemas mecánicos en las completaciones de los pozos, como huecos en la tubería etc.

Con toda la información recopilada el personal de ingeniería se encarga de realizar el análisis detallado de los posibles problemas de producción que afectan a los pozos y poder dar soluciones inmediatas a los mismos ahorrando costos en las operaciones ya que se ayuda a evitar pérdidas de producción innecesarias por paradas repentinas en los pozos.

El diseño del separador Dual Ciclónico-Separador, está integrado por dos trenes para diferentes capacidades de medición volumétrica y son denominados (Tren A y Tren B), los cuales disponen de medidores de flujo convencionales, instrumentación y válvulas de control.

2.8.2 PRINCIPIOS DE OPERACIÓN.

El medidor Dual Ciclónico-Separador, combina la tecnología de separación GLCC parcial con la medición convencional de líquido y gas para proveer una solución completa de medición multifásico. Dispone de un computador (PC) avanzado para controlar y monitorear la operación del sistema en el pozo, además interpreta, registra y graba los datos de prueba (Data) y proporciona comunicaciones con un sistema de servidor externo (Remoto) de usuario.

El principio de operación está basado en inducir la separación volumétrica de las fases liquida y gaseosa por la creación de un patrón de flujo ciclónico.

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20 fases, luego las fases separadas son recombinadas y transportadas a línea de flujo.

El medidor Dual Ciclónico-Separador, está compuesto esencialmente por un separador vertical con un pequeño tubo cilíndrico en su interior.

Las tres fases del fluido ingresan al tubo cilíndrico mediante una entrada tangencial con diámetro reducido, con el objetivo de incrementar la velocidad del fluido multifásico y crear el patrón de flujo ciclónico. La separación primaria ocurre en el interior del tubo cilíndrico debido a las fuerzas centrifugas y gravitacionales creadas por el efecto ciclónico, el cual separa las fases liquida y gaseosa por diferencia de densidades, la fase liquida se expulsada a las paredes del tubo cilíndrico, mientras que la fase gaseosa se forma en el centro de vórtice, una vez separada la fase liquida desciende al fondo y se comunica con el interior del separador vertical y la fase gaseosa asciende a la parte superior del mismo.

2.8.3 COMPONENTES DEL MEDIDOR.

Los principales componentes del medidor Dual Ciclónico-Separador, que opera en el Bloque Sur son:

 Cilindro separador.  Cilindro ciclónico.

 Instrumentos de medición de flujo.  Válvulas de control de nivel.  Computador (PC).

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2.8.3.1 Cilindro Separador.

Es un tubo cilíndrico que tiene un diámetro de 30 pulgadas. Su diámetro depende del caudal de diseño que se requiera separar, es el componente de mayor tamaño del medidor, este se encuentra cubriendo externamente al tubo cilíndrico GLCC y su función principal es la de aislar a la fase líquida de la fase gaseosa para poder utilizar el medidor másico Coriolis y el medidor de corte de agua.

2.8.3.2 Cilindro Ciclónico o GLCC.

Este tubo cilíndrico que tiene un diámetro de 10 pulgadas. De la misma manera su diámetro depende del caudal de diseño que se requiera separar, es el segundo componente de mayor tamaño que conforma el medidor, este se encuentra ubicado e instalado en la parte interior del tubo separador de mayor diámetro, su función principal es la de crear el efecto ciclónico mediante el ingreso del fluido del pozo por una entrada tangencial reducida adherida al mismo y por medio de las fuerzas centrifugas y gravitacionales creadas por el efecto ciclónico al incrementar la velocidad del fluido, lograr separar la fase gaseosa de la fase líquida, aislar las fases separadas y poder medir el caudal de cada fase por la aplicación de medidores convencionales de flujo.

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22 La figura 2.4, demuestra cómo están ubicados los dos tubos cilíndricos de acuerdo al diámetro de su diseño.

2.8.3.3 Instrumentos de Medición de Flujo.

Los caudales de flujo de petróleo y agua son medidos usando un medidor de flujo para líquido (Medidor Coriolis), y un medidor para determinar el porcentaje del corte de agua en la mezcla liquida (Red Eye 2G), el caudal de flujo de gas es medido utilizando un medidor de gas (Medidor Vórtex), una vez medidos los caudales estos se recombinan nuevamente y son transportados a la línea de flujo principal.

El medidor multifásico dual, está integrado con una instrumentación de medición de flujo convencional, sus principios se describirán a continuación:

2.8.3.4 Medidor Másico CORIOLIS.

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23

Figura 2.5 Vista Exterior e Interior del Medidor Coriolis ELITE (Micromotion, 2012)

 Principio de medición.

La medición del caudal del líquido medido por el medidor Coriolis se basa en medir las fuerzas coriolis generadas a la entrada y salida de los tubos de flujo, las cuales son igual en magnitud pero opuestas en dirección causando la deformación o torcedura de los tubos de flujo, esta deformación de los tubos es proporcional al flujo másico del fluido.

Para una mayor comprensión del principio del medidor se analizan las dos condiciones de flujo siguientes.

 Condición de Flujo Estático.

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Figura 2.6 Esquema de Medición en Condiciones Estáticas de flujo. (Micromotion, 2012)

 Condición de Flujo Dinámico.

En cambio, cuando el fluido fluye a través de los tubos se producen las fuerzas coriolis a la entrada y salida de los mismos en direcciones opuestas causando el efecto coriolis es decir, la deformación o torcedura de los tubos, las ondas sinusoidales generadas por los detectores electromagnéticos (Pick off) a la entrada y salida de los tubos tienen un desplazamiento entre las fases en el tiempo debido a la torcedura o deformación de los tubos, la cual es proporcional al flujo de la masa, como se puede observar en la figura 2.7.

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 Medición de la Densidad.

La densidad del fluido determinada por el medidor coriolis, se basa en medir la variación de la frecuencia de resonancia de los tubos de flujo cuando la masa del fluido fluye a través de los mismos provocando el movimiento oscilatorio y esta variación de resonancia depende de la masa del fluido como se puede observar en la figura 2.8.

Figura 2.8 Medición de la densidad con frecuencia de resonancia. (Micromotion, 2012)

A un incremento en la masa del fluido, mayor es la densidad y la variación de la frecuencia de resonancia (movimiento de los tubos) disminuye.

En cambio, a una reducción en la masa del fluido, menor es la densidad, la variación de la frecuencia de resonancia (movimiento de los tubos) se incrementa.

 Componentes del medidor.

Un medidor coriolis, está compuesto por los siguientes componentes principales para que se cumpla el principio de medición de flujo y densidad.

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Figura 2.9 Esquema de Componentes del Medidor. (Micromotion, 2012)

 Tubos de Flujo.

Al entrar al medidor, el fluido es desviado hacia los tubos de flujo, los mismos están fabricados con materiales 316 L de acero inoxidable (SS) o de una aleación de Níquel C22 (Níquel-Cromo-Molibdeno), dependiendo de la aplicación requerida para condiciones de fluidos corrosivos.

 Detectores Electromagnéticos.

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Figura 2.10 Detectores Electromagnéticos del Medidor. (Micromotion, 2012)

 Bobina Conductora o Excitadora.

Esta bobina excitadora es energizada para que los tubos de flujo vibren u oscilen de arriba hacia debajo de manera contraria a una frecuencia de resonancia.

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 Sensor de Temperatura RTD.

Es el detector de resistencia terminal o de termo resistencia, este sensor de temperatura va instalado en uno de los tubos de flujo y consta de una lámina de platino que tiene resistencia eléctrica de 0 a 100 ohmios y que emite una señal eléctrica proporcional a la Temperatura.

Figura 2.12 Sensor de Temperatura RTD del Medidor. (Micromotion, 2012)

 El Múltiple Divisor.

Este manifold que divide a los tubos de flujo aislando el fluido de ingreso con el de la salida del medidor, se encuentra ubicado en el centro del mismo entre sus bridas.

 Caja de Conexiones.

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 Transmisor.

El transmisor funciona junto con el sensor y los periféricos para completar la medición de flujo de masa y densidad. Se lo puede considerar como la parte principal del sistema de medición de flujo másico.

El transmisor cumple con las siguientes funciones principales:

 Envía la señal pulsada a la bobina excitadora y al magneto que hacen vibrar los tubos de flujo.

 Procesa la señal que registran los detectores electromagnéticos (Pick

off Coil), realiza los cálculos y envía la señal a los periféricos conectados.

Figura 2.13 Transmisor de Flujo del Medidor. (Micromotion, 2012)

2.8.3.5 Medidor de Corte de Agua Red Eye.

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30 exactitud todo un rango de 0 a 100% de concentración de petróleo y agua en un flujo multifásico.

Las señales utilizadas para trabajar con este instrumento de medición son las siguientes:

 Puertos de comunicación RS-232 y RS-485.

 Entradas de medidor de flujo pulsos o de 4 a 20 mA.  Pantalla fluorescente al vacío de 2 líneas.

 Salida de 4 a 20 mA para medir el corte de agua.

 Comunicación Modbus RTU, hacia una Interfaz figura en una PC.

Figura 2.14 Medidor de corte de agua Red Eye

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 Principio de Medición.

Introducción.

Los petróleos tienen color, se han visto petróleos crudos negros, marrón, rojo, marrón amarillento e incluso verde. El matiz y la intensidad de luz transmitida o reflejada por el petróleo crudo o el gas condensado, dependen de la interacción de la luz con las moléculas y con los enlaces moleculares del fluido. Las mediciones de esta interacción se pueden utilizar para distinguir los petróleos de diferentes composiciones.

 Densidad óptica.

La unidad de absorción de luz o densidad óptica (OD, por sus siglas en inglés) es el logaritmo de la relación que existe entre las intensidades de la luz incidente y de la luz transmitida.

[2.1] 𝐼

𝐼𝑜= 10−𝑎𝑏𝑐

Dónde:

𝐼 = 𝐿𝑢𝑧 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑚𝑖𝑡𝑖𝑑𝑎. 𝐼𝑜 = 𝐿𝑢𝑧 𝐼𝑛𝑐𝑖𝑑𝑖𝑑𝑎.

𝑎 = 𝐶𝑜𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑎𝑏𝑠𝑜𝑟𝑐𝑖ó𝑛. 𝑏 = 𝐸𝑠𝑝𝑒𝑠𝑜𝑟 𝑑𝑒𝑙 𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜.

𝑐 = 𝐶𝑜𝑛𝑐𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛.

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32 densidad óptica de cero indica que se transmite toda la luz, mientras que una densidad óptica de 2 representa una transmisión del 1%. La densidad óptica de un fluido varía con la longitud de onda de la luz incidente.

La reducción de la intensidad de la luz transmitida puede deberse a uno o dos proceso físicos. Algo de luz se dispersa debido a las partículas del fluido, la dispersión fuera del trayecto óptico hacia el detector disminuye la intensidad. La luz también puede ser absorbida por las moléculas del fluido. Para diferenciar los fluidos en la línea de flujo, la óptica del medidor Red Eye, se basa en las diferencias de absorción de las porciones visibles y casi infrarrojas del espectro electromagnético de la luz.

Los hidrocarburos puros y ligeros como el pentano, son esencialmente incoloros, no absorben la luz dentro del espectro visible. Los condensados pueden ser claros o sombreados suavemente en amarillo rojizo hasta marrón amarillento, porque absorben más del extremo azul del espectro que del rojo. Los petróleos crudos más pesados, que contienen moléculas más complejas, absorben fuertemente la luz en toda la región visible, volviéndolos marrón oscuro o negros.

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Figura 2.15 Densidad óptica de diversos petróleos. (SIB, 2012)

En la figura 2.15, se puede observar la densidad óptica de diversos petróleos, el espectro de la densidad óptica de los hidrocarburos está relacionado con la cantidad de aromáticos, los que a su vez están relacionados con la gravedad API. Los gases condensados poseen poca o ninguna absorción de color más allá de los 500 nanómetros (nm) aproximadamente. Los grados de los petróleos varían desde petróleo de un negro denso cada vez mayor, con una mayor absorción de color, hasta los asfaltos, que absorben fuertemente incluso hasta en la región cercana al infrarrojo. Todos los petróleos y condensados absorben casi 1725 nm.

 Excitación de moléculas.

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Figura 2.16 Espectro de Absorción, Medidor de corte de agua. (SIB, 2012)

El petróleo posee un pico de absorción fuerte alrededor de los 1725 nm, mientras que el agua no lo tiene. Estos picos provienen de la interacción de la luz con las bandas de energía vibratoria de los enlaces carbono – hidrógeno y de los enlaces oxigeno – hidrógeno para el agua. Las moléculas que contienen este tipo de enlace absorben fotones de la longitud de onda adecuada y la energía de los fotones se convierte en vibración molecular. El monitoreo de la absorción en estas tres longitudes de onda permite diferenciar entre el agua y el petróleo.

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Figura 2.17 Principio de medición Red Eye

(Weatherford, 2012)

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36 El objetivo de calibrar estas cuatro longitudes de onda de luz es poder medir la cantidad de agua dentro del flujo multifásico, diferenciando el agua del petróleo sea liviano, mediano y pesado.

El principio utilizado para la medición está basado en la Ley de Beer-Lambert, la cual establece que la densidad óptica de una mezcla de dos petróleos es una combinación lineal ponderada volumétricamente de las densidades ópticas individuales, evaluadas en cada longitud de onda. Un cambio en la densidad óptica se relaciona directamente con un cambio en la composición.

El cual aplica la relación que existe entre una luz transmitida con respecto a la luz incidida la misma depende del espesor del medio, concentración y un coeficiente de absorción.

Figura 2.18 Principio de medición Red Eye

(Weatherford, 2012)

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37 donde se proyecta el rayo de luz visible o cercano al infrarrojo emitido por una lámpara de halógeno de tungsteno (emisor NIR), el rayo de luz emitida y reflejada es absorbida por las moléculas complejas y simples del petróleo y moléculas de agua presentes en el flujo multifásico, en la óptica del recolector se encuentran los cuatro detectores (foto diodos) de densidad óptica que filtran los fotones de la longitud de onda en base al coeficiente de absorción de cada componente.

2.8.3.6 Medidor de Gas Tipo VORTEX.

El medidor de gas Tipo Vórtex, utilizado en el separador Dual, es un medidor de 0.75 pulgadas de diámetro, modelo 84F fabricado por la empresa Foxboro, con materiales de construcción con aleación de acero inoxidable 316 y con señales de salida de 4 a 20 mA para las mediciones.

Figura 2.19 Medidor Tipo Vórtex Foxboro. (Foxboro, 2012)

 Principio de Medición.

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38 otro lado del obstáculo. La frecuencia a la cual los vórtices se forman es directamente proporcional a la velocidad del fluido dentro de ciertos límites.

Para calcular la frecuencia en la que se forman los vórtices se utiliza la siguiente ecuación:

[2.2]

𝑓 = 𝑆. 𝑣

𝐻

Dónde:

𝑓 = 𝐹𝑟𝑒𝑐𝑢𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑜𝑠 𝑣𝑜𝑟𝑡𝑖𝑐𝑒𝑠. 𝑆 = 𝑁ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑆𝑡𝑟𝑜𝑢ℎ𝑎𝑙.

𝑣 = 𝑉𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 𝑐𝑢𝑎𝑛𝑑𝑜 𝑓𝑙𝑢𝑦𝑒 𝑙𝑖𝑏𝑟𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑒. 𝐻 = 𝐴𝑛𝑐ℎ𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑢𝑒𝑟𝑝𝑜 𝑛𝑜 𝑎𝑒𝑟𝑜𝑑𝑖𝑛á𝑚𝑖𝑐𝑜.

Figura 2.20 Frecuencia de los vórtices. (Foxboro, 2012)