Diapositivas Terminacion De Pozos 5j275f

INTRODUCCIÓN La importancia de establecer en forma aproximada el comportamiento de afluencia de los pozos tiene implicaciones técnicas y económicas muy importantes, ya que con base a su cálculo se podrán conocer no sólo las condiciones de flujo en la vecindad de los pozos y su efecto sobre la productividad El propósito de este trabajo es explicar la importancia de la etapa de terminación en la explotación de los hidrocarburos en Bolivia, el propósito que tienen las pruebas de producción y explicar la importancia de la perforación de pozos, el procedimiento para evitar accidentes durante la pruebas de producción. En este trabajo se ha realizado un estudio con el fin de determinar el potencial productivo del pozo KNT X-1 para ello hemos aplicado los MÉTODOS DE DARCY y BLOUNT GLAZE tomando en cuenta las propiedades de los fluidos y datos del reservorio.

OBJETIVO GENERAL • Determinar la importancia en la evaluación del comportamiento de afluencia en la Producción de Hidrocarburos y aplicarlo al pozo KNT X-1 utilizando los métodos de Darcy y Blount Glaze.

OBJETIVOS ESPECIFICOS • Determinar el comportamiento de afluencia en la producción de gas del pozo KNT X-1mediante los métodos de Darcy y Blount Glaze. • Comparar los resultados obtenidos mediante los métodos de Darcy y Blount Glaze. • Profundizar los conocimientos relacionados con la terminación y la producción de pozos petroleros. • Determinar la importancia de las pruebas de pozos para la producción de los pozos petroleros. • Conocer los métodos que existen para determinar los caudales en los pozos petroleros. • Investigar información extra del pozo “KNT X-1”. • Identificar las nociones de seguridad y medio ambiente referente a las operaciones de pruebas de producción de pozos petroleros.

MARCO TEORICO PRODUCCION DE POZOS PETROLEROS

Mecanismos de empuje 1.Empuje por Agua 2.Empuje por gas en solución 3.Empuje por expansión de la roca y de los fluidos 4.Empuje por capa de gas 5.Drenaje por gravedad 6.Empuje Combinado

Empuje por agua eficiencias de recobro entre un 30 y un 50 % del petróleo original in situ.

Empuje por gas en solución Los recobros que se logran son bajos, en el orden de un 10 a 30 % del petróleo in situ.

Empuje por expansión de la roca y de los fluidos Cuando se perfora un pozo, estos tienen un conducto para fluir produciendo su expansión. Esta expansión deriva en una caída de la presión de fluido dentro del espacio poroso y también tiende a reducir el espacio poroso debido a la expansión de la roca. Debido a que los líquidos y la roca son mínimamente compresibles, entonces el reservorio con este empuje sufrirá una rápida declinación de presión. Los reservorios que tienen este mecanismo de empuje se caracterizan por tener una relación gas petróleo constante. Este mecanismo de empuje es considerado el menos eficiente y generalmente solo aporta un pequeño porcentaje de recuperación del petróleo in situ.

Empuje por capa de gas La expansión de la capa de gas está limitada por el nivel deseado de la presión del yacimiento.

Drenaje por gravedad Tal proceso es lento porque el gas debe migrar a la parte más alta de la estructura o al tope de la formación para llenar el espacio inicialmente ocupado por el petróleo y crear una capa secundaria de gas.

Empuje combinado Se presenta cuando tenemos una combinación de dos o más mecanismos de empuje mencionados anteriormente. Generalmente se tiene yacimientos que combinan la expansión de la roca, más la capa de cas, más el empuje de agua. De esta manera cada mecanismo contribuye parcialmente en la recuperación de petróleo.

Sistemas De Elevación Artificial

Cuando la energía del yacimiento es suficiente para promover el desplazamiento de los fluidos desde su interior hasta el fondo del pozo, y de allí hasta la superficie, se dice que el pozo fluye “naturalmente”; es decir, el fluido se desplaza como consecuencia del diferencial de presión entre la formación y el fondo del pozo. Posteriormente como producto de la explotación del yacimiento la presión de este disminuye, esto implica que la producción de fluidos baja hasta el momento en el cual, el pozo deja de producir por sí mismo. De allí que surja la necesidad de extraer los fluidos del yacimiento mediante la aplicación de fuerzas o energías ajenas al pozo, a este proceso selo denomina “Levantamiento Artificial”.

Bombeo mecánico Ventajas Puede ser usado durante toda la vida productiva del pozo La capacidad de bombeo puede ser cambiada fácilmente para adaptarse a las variaciones del índice de productividad Desventajas: Susceptible a presentar bloque por excesivo gas libre en la bomba. En pozos desviados la fricción entre las cabillas y la tubería puede inducir a fallas d material. La unidad de superficie es pesada, necesita mucho espacio y es obstruida al ambiente. Aplicaciones Pozos de profundidad hasta 8000 pies (no mayores a 9000 pies Pozos crudos extra pesados, pesados medianos y livianos No es recomendable aplicar en pozos que producen alto volúmenes de gas No debe existir presencia d arena

Bombeo de gas lift Procesos de gas lift Este sistema se basa en la inyección de gas natural el cual reduce la densidad de la columna de Liquido, a medida que el gas se mueve hacia arriba en la tubería, y cada burbuja se expande debido a la reducción de la presión en ella. La figura muestra cómo funciona este método. Ventajas • • •

La principal ventaja de Gas Lift es la flexibilidad. Este tipo de elevación se adecuara prácticamente a cualquier profundidad y/o Caudal. Materiales abrasivos tales como arena ofrecen pocos problemas. Es adaptable a pozos desviados.

Desventajas • • •

•

El congelamiento y formación de Hidratos en el Gas cuando entran a las líneas pueden causar excesivos contratiempos. El gas seco puede mejorar las operaciones pero puede causar perdida de líquidos. Costras, corrosión y/o parafinas puede incrementar la contrapresión y reducir la eficiencia, la contrapresión en las líneas, separadores causan la perdida de eficiencia en la contrapresión. No es aplicable en cañerías en mal estado donde la reparación de la cañería es antieconómica.

Flujo continúo

Para que el pozo surja eficientemente, hay que instalar una válvula Gas Lift en la mayor profundidad posible en función de la presión de inyección que sea posible. Este método se lo emplea cuando el pozo tiene alto índice de productivas y alta presión de yacimiento. Flujo intermitente El flujo intermitente es un método cíclico de producción, en donde un bache de líquido es impulsado por gas a alta presión desde el punto de inyección hasta la superficie.

Ventajas del flujo continuo comparado con el intermitente En la inyección intermitente, la presión del gas de inyección no se transmite inmediatamente sino hasta que se expande y recién se transmite esta energía a la presión de flujo en cabeza de pozo. Todas las instalaciones del flujo continuo requieren solo de un choke para el control del gas de inyección. Es posible obtener una presión de flujo de fondo constante en todos los pozos de flujo continuo. Limitaciones de flujo continuo Una limitación importante es la mínima presión de fondo fluyente en un pozo con nivel de fluido cercano a los baleos de formación que no permiten utilizar este sistema continuo por la escasa cantidad de fluido que acumula.

Sistema de elevación plunger lift Éste sistema es una forma de levantamiento artificial basado en un método de cierre y apertura del pozo en superficie con el fin de utilizar la energía del yacimiento para producir los líquidos acumulados en el pozo mediante un plunger o pistón. El pistón es una restricción que permite el paso de gas alrededor de este.

Funcionamiento La energía del gas es usada para empujar el pistón, transportando un pequeño bache de líquido hasta la superficie. Después de producir gas el pozo se cierra y el pistón cae de nuevo en el fondo. El aumento en la presión de gas se inicia de nuevo y el proceso se repite tan pronto como la energía del gas por debajo del pistón sea superior a la carga del fluido por encima de este, tras lo cual, se abre de nuevo el pozo y se repite el ciclo. Ventajas: • Ofrece una gran variedad de diseños. • Mayor eficiencia en la descarga de pozos productores. • Conserva la presión de gas en formación. • Incrementa la Producción. • Produce desde una presión baja en casing. • Mantiene tubería de producción limpia de hidratos y parafinas. Desventajas: El sistema utiliza GLR específicas. El sistema produce a 400 barriles por día. No adecuado para pozos con migración de sólidos.

• Bombeo electro sumergible El sistema de bombeo electro sumergible (BES) es un sistema de levantamiento artificial que emplea la energía eléctrica convertida en energía mecánica para levantar una columna de fluido desde un nivel determinado hasta la superficie, descargándolo a una determinada presión. Características Alto índice de productividad - Baja presión de fondo - Alta relación agua petróleo Baja relación gas liquido - Capacidades desde 200 a 9000 BPD - Profundidades entre los 12000 y 15000 pies

Ventajas Eficiencia entre 18 – 68 % Los costos de levantamientos para grandes volúmenes son bajos Es usado en pozos verticales y desviados Pueden manejar tasas de producción altas. Desventajas Es imprescindible la corriente eléctrica, se requiere de altos voltajes Los cables se deterioran al estar expuestos a altas temperaturas No es recomendable usar cuando hay alta producción de solidos (menor a 200 ppm) Limitado por temperaturas mayores a 350 F

CLASIFICACIÓN DE LAS TERMINACIONES DE ACUERDO A LAS CARACTERISTICAS DEL POZO

Terminación con agujero abierto Terminación con cañería baleada Terminación múltiple Terminación con grava

TERMINACIÓN A AGUJERO ABIERTO

TERMINACIÓN CON CAÑERÍA BALEADA

TERMINACIÓN MULTIPLE

TERMINACIÓN CON GRAVA

IMPORTANCIA DE LAS PRUEBAS DE POZO

Una prueba de producción es de vital importancia ya que esta nos determina el volumen de fluido que es aportado por el yacimiento, así como también nos ayuda a conocer la composición y la calidad de estos fluidos.

PRUEBA DE FLUJO TRAS FLUJO

PRUEBA ISOCRONAL

PRUEBA ISOCRONAL MODIFICADA

METODOS PARA DETERMINAR LOS CAUDALES EN POZOS DE PETROLEO AOF.- Un parámetro comúnmente usado para ver el potencial cuando la Pwf=0, es llamado Potencial Absoluto de Flujo Abierto (AOF), el cual es definido como el máximo caudal que un pozo de gas produciría sin contrapresión

Método de Darcy Método De Jones, Blount Y Glaze Método de Vogel Método de standing

Método de Darcy: Para flujo continuo de un líquido monofásico: En yacimientos petrolíferos donde la presión estática y la presión fluyente del fondo de pozo son mayores que la presión de burbuja, Pb existe flujo de solo una fase liquida (petróleo) y adicionalmente existe una fuente de energía, por ejemplo un acuífero que mantenga la presión contante en el borde exterior del área de drenaje (r=re) la ley de Darcy para flujo radial continuo (estacionario, dP/dt=0) es la siguiente:

Método De Jones, Blount Y Glaze Jones, Blount y Glaze (1976) propusieron una relación entre presión y gasto, la cual sirve para evaluar el comportamiento de afluencia de pozos de petróleo, que está dada por:

Una vez determinado los coeficientes el gasto puede ser calculado mediante la ecuación:

Método de Vogel Vogel propuso la siguiente expresión para predecir el comportamiento de pozos drenando yacimientos con empuje de gas en solución.

 Pfw   P fw  qo     1  0.2  0.8  qomáx  Pws   Pws 

2

  qo     P fw  0.125Pws  1  81  80   qomáx   Las condiciones que se consideran son: •S=0 •EF=1 •IP=J

Método de standing El método de Vogel para generación de la Curvas IPR’s no considera los efectos de daño en las cercanías del pozo. Para incluir este fenómeno Standing desarrollo un procedimiento basado en la ecuación de Vogel, la cual fue modificada tomando en cuenta la presencia de daño o estimulación en las vecindades del pozo, en términos de eficiencia de flujo. La Eficiencia de Flujo: no es más que la relación entre la caída de presión que existiría en una formación inalterada; es decir, no dañada ni estimulada, y la caída de presión real.

EF 

P  P ' wf abatimiento de presión ideal  ws abatimiento de presión real Pws  Pwf

Donde Pwf  P ' wf  P  P ' wf  Pwf  P EF 

Pws  Pwf  P Pws  Pwf

 r  Ln 0.472 e  rw  q s  EF  o  qo  r  Ln 0.472 e   S rw  

UBICACIÓN DEL CAMPO El Campo Kanata se encuentra ubicado a 160 km al Noroeste de la ciudad de Santa Cruz en la Provincia Carrasco del Departamento de Cochabamba. Fue descubierto el año 2002 con la perforación del pozo Kanata - X1. Dentro de este campo se encuentran los pozos Kanata X1, Kanata X2 y Kanata FW-1, y en un futuro cercano la explotación de Kanata FW-2.

UBICACIÓN DEL CAMPO

TIPO DE PLANTA La planta Carrasco es donde llega la producción del campo Kanata, esta es de tipo Criogénica con recuperación de GLP y Gasolina Natural. Otros campos que alimentan esta planta son: Campo Carrasco, Carrasco Este, Carrasco FW, Bulo Bulo, Kanata, Kanata Norte y Gas del Lazo Víbora. La producción promedio es de: Gas Natural: 38 MMPCD Condensado y Gasolina Natural: 206 BPD GLP: 188 TMD

DIAGRAMA DE PLANTA

PROPIEDADES DEL CONDENSADO

ESTRUCTURA GEOLOGICA La estructura de Kanata geomorfológicamente está situado en la zona Verdemontaña de la Faja Subandina Central. Presenta una topografía llana con una altura promedio del terreno de 230 m.

ESTRUCTURA GEOLOGICA

NOCIONES DE SEGURIDAD Y MEDIO AMBIENTE REFERENTE A OPERACIONES DE PRUEBAS DE PRODUCCIÓN DE POZOS PETROLEROS

Las Guías sobre medio ambiente, salud y seguridad contienen los niveles y los indicadores de desempeño que generalmente pueden lograrse en instalaciones nuevas, con la tecnología existente y a costos razonables. La seguridad industrial es un área multidisciplinaria que se encarga de minimizar los riesgos en la industria. Parte del supuesto de que toda actividad industrial tiene peligros inherentes que necesitan de una correcta gestión. La decisión de aplicar recomendaciones técnicas específicas debe basarse en la opinión profesional de personas idóneas y con experiencia.

MEDIO AMBIENTE Las cuestiones ambientales potenciales asociadas a los proyectos de desarrollo de petróleo y gas en tierra incluyen las siguientes:     

Emisiones al aire Descargas de aguas residuales / efluentes Manejo de residuos sólidos y líquidos Generación de ruido Impactos terrestres y huella del proyecto

PRUEBAS DE PRODUCCION DE LOS POZOS: Durante las pruebas de producción del pozo, debe evitarse la quema de los hidrocarburos producidos siempre que sea factible y posible, especialmente en la proximidad de comunidades locales o en áreas sensibles desde el punto de vista ambiental. Deben evaluarse las alternativas viables para la recuperación de los fluidos de prueba de los hidrocarburos, sin perder de vista la seguridad en la manipulación de los hidrocarburos, para su transferencia a una instalación de procesamiento u otras opciones alternativas de eliminación. La evaluación de las alternativas de eliminación de los hidrocarburos producidos debe documentarse y registrarse adecuadamente.

En caso de que la quema sea la única opción disponible para eliminar los fluidos de prueba, sólo debe descargarse el mínimo volumen de hidrocarburos necesario para practicar la prueba y la duración de la prueba de pozo debe reducirse en la medida en que sea posible. Es preciso seleccionar un quemador controlador eficiente equipado con un sistema de incremento de la combustión para minimizar los episodios de combustión incompleta, humo negro y precipitación de hidrocarburos. El volumen de hidrocarburos quemado debe quedar registrado.

1. OBJETIVO: Establecer criterios para la planeación, ejecución y istración ambiental de las pruebas de producción efectuadas a los pozos.

2. IMPACTOS A PREVENIR / MITIGAR: Contaminación del suelo y del agua generada por la disposición inadecuada de residuos o por el manejo de los fluidos extraídos durante la prueba • Contaminación del aire, por la incineración de los hidrocarburos producidos o por el venteo de gases a la atmósfera • Contaminación originada en incidentes tecnológicos (derrames; otros) que puedan ocurrir durante la prueba

3. MANEJO AMBIENTAL DE LAS PRUEBAS DE PRODUCCION: Las pruebas extensas de producción, por sus características, requerirán de un PMA específico que involucre el análisis de riesgos ambientales derivados de la duración de la actividad. Este Plan se elaborará en el momento en que se decida efectuar la prueba (que no corresponde a la fase de planificación ambiental de la perforación), previamente a ella. En cualquier caso, será necesario tener en cuenta y desarrollar los siguientes lineamientos generales. Donde según el RASH Capitulo III, articulo 48 nos indica:

a) Los equipos utilizados en las pruebas (tanques; separadores gas/líquido y líquido/líquido, etc) deben diseñarse y construirse para que satisfagan las normas aplicables expedidas por el Ministerio de Minas y Energía, las propias de la industria y los estándares internos de la compañías operadoras. Estas definen, entre otros, los siguientes aspectos técnicos: • Características de equipos y materiales • Espaciamiento entre unidades de equipo • Confinamiento de unidades de almacenamiento • Sistemas de seguridad • Protección contra incendio. El líquido almacenado deberá ser dispuesto mediante el uso de un método aprobado en la DIA O DAA. b) La segregación de corrientes de aguas residuales será obligatoria. Se construirá un canal interceptor de aguas lluvias alrededor de cada una de las unidades de equipo habilitadas para la prueba, el cual descargará a un colector de aguas aceitosas. El colector tendrá su propia trampa de grasas, y en el caso de pruebas extensas. c) Instalación, preferiblemente y cuando sea técnicamente viable en altura (altura mínima de 15 m), para la quema del gas. Si las condiciones lo permiten, la línea debe estar provista de facilidades para separación de líquidos, los cuales se retornarán por tubería a tanques. d) Instalación de facilidades para el manejo segregado, tratamiento y disposición de las aguas asociadas y otras aguas aceitosas. El sistema debe estar acorde con las características del residuo, y prever las variaciones de la producción de agua en función de la pluviosidad, emergencias (pérdida de control) y otros factores determinantes. e) Deberá implementarse, antes de iniciar una prueba, el tratamiento adecuado para que los vertimientos cumplan con las normas vigentes. Cuando se trate de pruebas de corta duración el tratamiento podrá integrarse a las facilidades instaladas para el servicio de la perforación; también existe la posibilidad, en algunos casos particulares, de transportar los residuos a instalaciones existentes.

f) Para el manejo de los residuos sólidos que acompañan la prueba se seguirán las pautas definidas en esta Guía. g) Para la disposición de los hidrocarburos recuperados se establece el siguiente orden de preferencia: • Aprovechamiento del crudo, cuando las condiciones particulares del pozo así lo determinen. Estas condiciones se refieren entre otras a la cercanía relativa a instalaciones petroleras que puedan recibir el hidrocarburo, la facilidad de transporte desde el pozo a dichas instalaciones y los costos implicados. En el caso de las pruebas extensas es obligatorio aprovechar comercialmente el crudo, para lo cual se deben prever, y cuando sea pertinente construir, las facilidades requeridas • De ser posible técnica y económicamente, aprovechamiento del gas. De lo contrario este hidrocarburo deberá ser incinerado en teas debidamente ubicadas, construidas y operadas • Si no hay posibilidades de aprovechamiento del crudo, también debe procederse a su incineración. h) El establecimiento de procedimientos de control sobre las operaciones críticas de la facilidad. i) Prohibir fumar durante las pruebas de producción en el área de la planchada j) Utilizar calentadores indirectos de gas para la realización de pruebas de terminación de pozos gasíferos, cuando el caso así lo requiera

RESOLUCION DEL CASO • DATOS: PROPIEDADES DE LA FORMACION YANTATA hp(ft) K(md) Φ(%) Tf(F) Pr(Psi) Patm(Psi) RGP(PCN/BN) PMg(Lb/mol) Area de drene(ft^2) Casing de prod.(Pulg) μo() API Csg(Pulg)

53 30 22 150 2000 14,7 360 23,54 6969600 7 0,93 38 6,725

CONCLUSIONES La evaluación del comportamiento de afluencia es vital para optimizar el sistema integral de producción. En este sentido aplicar un método adecuado resulta un punto muy importante. Después de hacer una comparación entre los métodos de Blount Glaze y Darcy para la evaluación del comportamiento de afluencia de gas en el pozo KNT X-1 se pudo comprobar que los resultados obtenidos presentan una buena aproximación y por lo tanto ambos métodos son confiables para su aplicación en la explotación del pozo. Todos los trabajos referentes a pruebas de producción deben regirse y/o cumplir con las normas de seguridad y especificaciones ambientales para reducir de esta manera el impacto al mismo, así como cualquier operación en la industria petrolera.