Bombeo Mecánico - Diseño

Es uno de los métodos de producción más utilizados (80-90%) a nivel mundial

Cañoneo para Fracturamiento Hidráulico

El cañoneo es una de las más importantes operaciones a considerar durante el diseño de completación y fracturamiento hidráulico

Agentes Apuntalantes

Cuando se hace una fractura en una arenisca, es necesario utilizar un componente que impida que la fractura se cierre completamente una vez terminado el bombeo

Origen del Petróleo

En el siglo XIX se creía ampliamente que el petróleo tenía un origen magnético y que este emigró desde las grandes profundidades a lo largo de las fallas de la corteza terrestre

Selección de candidatos a estimulación

El tratamiento de un pozo es un proceso lógico que requiere un número de fases previas antes de alcanzar los resultados deseados

8/4/2014

Diseño, construcción y evaluación de Trampas de Arena

La problemática de arena asociada a la producción de crudo en el Distrito Morichal (Venezuela), trae como consecuencia a nivel de superficie, impactos considerables sobre las facilidades de producción. El trabajo realizado, consistió en diseñar un sistema capaz de retener la arena (a nivel de superficie), antes que pudiese causar daños a equipos vitales para la operaciones de manejo de crudo, el equipo que se construyó finalmente fue de un diseño bastante sencillo y compacto, siendo su principio de captura de arena el cambio de dirección en el vector velocidad de fluido, con la particularidad de contar con un área de almacenamiento de sólidos. Esto último, permite que la remoción de sólidos retenidos sea realizada sin afectar la operación del sistema. Los resultados obtenidos, con el prototipo instalado en la línea de succión de 16” de una bomba de transferencia de crudo en una estación de flujo, permitieron incrementar la vida útil del sistema que protege en un 300%, con ahorros en mantenimiento de 28000 US$ al año y evitando una producción diferida de 18000 Barriles de crudo al año.

Introducción
La trampa de arena diseñada, es un equipo de superficie que permite remover gran parte de la arena contenida en los fluidos de producción de crudo. La misma consiste en dos segmentos de tubería, una ubicada por encima de la otra y unidas por tramos verticales, en los que se encuentran las válvulas de aislamiento. La sección superior de la trampa, se denomina “Zona de Asentamiento” y está conectada directamente a la corriente de fluido a tratar, siendo esta sección donde produce la separación Sólido – Liquido, mediante un cambio en la dirección del vector de velocidad del fluido.

El fluido que abandona la trampa entra nuevamente al proceso con un mínimo porcentaje de arena, mientras que la arena separada pasa a la sección inferior denominada “Zona de Almacenamiento” de sólidos, a través de bajantes verticales (Unica conexión con el proceso). Al cerrar las válvulas de aislamiento se puede retirar la arena sin poner el equipo y el proceso fuera de servicio. Este equipo se puede ubicar en una Estación de Flujo, aguas arriba de todo sistema que se desee proteger de los daños producidos por la arena.

Desarrollo
La arena presente en los fluidos de producción, genera obstrucción de oleoductos, tanques, calentadores y demás equipos, así como daños en los elementos internos de bombas de las estaciones de flujo y estaciones principales del Distrito Morichal de PDVSA. En este sentido se instaló en 2002 a nivel de superficie una trampa de arena en el Pozo PM-3 del Distrito Morichal y los resultados de esta primera prueba fueron sumamente exitosos, al reducir el porcentaje de arena en la corriente proveniente del pozo en un 80%. En virtud de esto, se tomó la decisión de instalar un equipo análogo, en la succión de las bombas de oleoducto de la Estación de Flujo JOM-4 debido a su historial de fallas asociadas a la presencia de arena.

El 09/03/06, se instaló en la estación de flujo JOM-4 la trampa de arena diseñada en Morichal.  Esta trampa de arena se caracteriza por inducir la separación Sólido-Liquido, forzando el cambio de dirección del fluido que la atraviesa y consta de dos Tramos de Tubería de 16” y 12”, según el diseño mostrado en la Figura 1. Después de la instalación de la trampa de arena ha disminuido notablemente el impacto de la arena en el sistema de bombas de oleoducto de la estación de Flujo JOM-4. Anteriormente el mantenimiento por obstrucción en el sistema de succión se realizaba con regularidad cada 4 meses, sin embargo luego de la instalación de la trampa, este mantenimiento se extendió a más de 1 año, lo cual genera ahorros por el orden de los 28000 US$ anuales.

Trampa de Arena 1

Figura 1. Diseño esquemático de la Trampa de Arena

   
A esto se suma la reducción del impacto por producción diferida, considerando los dos días que dura el mantenimiento por obstrucción en el sistema de bombas, para una estación que maneja la producción de unos 6000 BND de crudo, por todo esto la evaluación de este dispositivo se considera exitosa.  Vale destacar que este diseño fue construido a un costo de apenas 2500 US$. En términos volumétricos este el equipo maneja un caudal total de 9000 BPD de fluidos, de los cuales el 70% es agua y el 30% es crudo, la frecuencia de servicio rutinario ha permitido la remoción de una tasa de 3.5 pie3 de arena (Con una granulometría superior a 300 micras) en un período de 90 días.

Contribuciones técnicas y económicas
El diseño compacto y de fácil fabricación, utiliza principios básicos de Mecánica de Fluidos. Asimismo  el equipo permite la remoción en línea de gran parte de la arena asociada a los fluidos de producción sin afectación de la producción, ya que requiere para retirar los sólidos retenidos contenidos en la zona de almacenamiento, no es necesario desconectar el equipo. El prototipo construido con esfuerzo propio tuvo un bajo costo de construcción, con un alto impacto en ahorros por concepto de mantenimiento mucho mayores, demostrándose que su aplicación disminuyó el desgaste y taponamiento de equipos y líneas de producción. Es muy importante resaltar, la disminución en la afectación de la producción por problemas de taponamiento (18000 Barriles neto de crudo por año), como efecto directo de la utilización de este equipo.

Conclusiones
- Los resultados obtenidos durante la evaluación de las trampas de arena, indican una efectiva remoción de sedimentos. Se incrementa la vida útil de los equipos de bombeo en un 300%.
- La trampa de arena es un efectivo método para remover sólidos de corrientes liquidas, y su uso también es posible a otras aplicaciones tanto dentro con fuera de la industria petrolera.
- La automatización de la limpieza de las trampas, lo cual puede realizarse con equipos denominados “Sand Jets”, o con un equipo de remoción tipo tornillo sin fin.

Autores
Juan Carlos Brown (PDVSA)
Álvaro Quezada (PDVSA)
Lenín García (PDVSA)

Bibliografía


Perry R. Green, P. Manual del ingeniero Químico, Séptima edición, Editorial Mc Graw Hill, España.

John M Campbell. Gas Conditioning and Processing Volume 2 (The Equipment Modules). Campbell Petroleum Series Norman Oklahoma.

División de Ingeniería CRANE, Flujo de fluidos, Primera Edición, Editorial Mc Graw Hill, México.

Fox R. McDonald A., Introducción a la mecánica de fluidos, Cuarta edicion, Mc Graw Hill, México.

Alonso M. Finn E. Física mecánica, Volumen I, Primera Edición, Addison- Wesley Iberoamericana.


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30/11/2013

Análisis Nodal Probabilístico mediante Prosper®–CrystalBall®-Macro (VBA)

ProductivityEn un artículo anterior, donde se hacía referencia a los análisis probabilísticos de productividad, se explicaba que es una buena metodología a usar, cuando no se cuenta con un modelo detallado de simulación numérica. Más aún cuando se quieren hacer análisis para pozos que tienen un alto riesgo, o con alta incertidumbre en los datos disponibles, los análisis nodales determinísticos no siempre son una alternativa confiable de cálculo. En vista de esto, existe en el mercado paquetes de software que más allá de realizar cálculos de tipo determinístico, tienen un código abierto que permiten que terceras aplicaciones pueden interconectarse y mejorar los análisis ya disponibles.

Con éste artículo no quiero establecer alguna preferencia por algún software en particular, pero quiero hacer referencia a Prosper®, de la compañía Petroleum Experts. Este software de análisis nodal tiene un código abierto que permite conectar mediante una macro de Microsoft Excel con el software CrystalBall®, para realizar análisis nodal probabilísticos mediante el método de Montecarlo. Las bondades de esta combinación de software, es que podemos preguntarnos cosas como: que probabilidad tenemos de obtener un pozo de “n” cantidad de barriles? cuanto es el P10, P50 y P90 de caudal de petróleo? que variables me están impactando más en mi análisis? cual es mi desviación estándar?

Probabilistic Nodal Analysis 2

Este análisis permite abrir un abanico de posibilidades que pueden ayudar a tomar una decisión al momento de evaluar la prospectividad de perforar un nuevo pozo (en el aspecto de productividad) o evaluar la oportunidad de intervención (estimulación, cañoneo, cambios de zona), en pozos ya existentes.

Entre las variables que podemos sensibilizar con está macro (VBA) tenemos:

  • Presión de Yacimiento
  • Permeabilidad
  • Relación Gas-Petróleo
  • Espesor Útil
  • Factor Skin
  • Presión de Cabezal

Las variables de salida obtenidas en el análisis son:

  • Caudal de Líquido
  • Caudal de Gas

Una de las principales ventajas de utilizar este tipo de macros es que se pueden realizar cambios específicos para evaluar cualquier parámetro que se quiera sensibilizar, gracias a la flexibilidad que brinda una hoja de cálculo de Microsoft Excel.

Requerimientos de Hardware:

  • Procesador Intel Core 2 Duo o superior
  • 2 GB RAM disponible

Requerimiento de Software:

  • Petroleum Experts: Prosper v10 o superior y licencia OpenServer
  • Oracle: Crystal Ball 2000 o superior
  • Microsoft Excel 2003 o superior

Para descargar la macro VBA para enlace de software puede hacer clic en el enlace:

Probabilistic Nodal Analysis

Se debe tener conocimiento de manejo de los software Prosper® y CrystalBall®.

Las variables a sensibilizar deben cargarse a CrystalBall® desde archivos tipo ASCII.

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4/8/2013

DST (Drill Stem Test)

DSTUn Drill Stem Test (DST) es una prueba la cual se usan herramientas especiales colocadas al final de la sarta de perforación. Esta prueba es generalmente practicada para probar pozos nuevos, ya que solo puede llevarse a cabo con el taladro en sitio. En un DST, el pozo es abierto a flujo a través de una válvula ubicada en el fondo de la herramienta de prueba, y el fluido de yacimiento fluye hacia superficie por la sarta de perforación (que generalmente esta vacía al momento de comenzar la prueba). Una prueba común es una secuencia de períodos de cierre de acuerdo a las necesidades de evaluación que se requieran practicar en el pozo.

Un DST permite evaluar el potencial de producción de alguna arena particular en el yacimiento, presión y características de la roca yacimiento. La prueba es una importante medición del comportamiento del yacimiento, y una manera valiosa de obtener fluidos en fondo. Toda la información recolectada en el DST permite saber si el pozo puede producir hidrocarburos de manera comercial.

Los DST generalmente son pruebas cortas, ya que un cierre positivo de las válvulas de fondo evitan los efectos de almacenamiento durante la prueba de restauración de presión. Los DST requieren de especial técnicas de análisis, ya que generalmente las tasas de producción encontradas no son estables debido al período corto de flujo, adicionalmente que el pozo no se encuentre totalmente limpio de los fluidos utilizados durante la operación de perforación y completación.

Historia

Trabajando en los años 20 en el Dorado, Arkansas, E.C. Johnston y su hermano M.O. Johnston desarrollaron el primer DST y corrieron por primera vez de manera comercial en 1926. En Abril de 1929, la Johnston Formation Testing Corporation patentaron la técnica (U.S. Patent 1.709.940) y posteriormente mejoraron el sistema a principios de los años 30. En los años 50, Schlumberger introdujo un método para evaluación de formaciones usando equipo de wireline. La herramienta de evaluación de formación de Schlumberger, la cual puso en funcionamiento en 1953, la cual disparó una carga hueca a través de una almohadilla de goma que se había extendido en el agujero en la profundidad requerida. Los fluidos de formación salían a través de los perforados y un tubo de conexión permitía depositar los fluidos producidos hacia un contenedor. Luego la herramienta es sacada a superficie con el contenedor cerrado con los fluidos de fondo a condiciones de yacimiento. En 1956, Schlumberger compra la Johnston Testers y continúan realizando pruebas DST y con probadores de formación tanto en pozos a hoyo entubado, como desnudo.

Prueba DST – Diseño

Generalmente, las pruebas DST se realizan en un corto período de tiempo, por lo que se debe tener claro cuales son los objetivos de la misma, que información queremos obtener para la caracterización del yacimiento, etc. Las pruebas DST casi siempre se llevan a cabo en pozos exploratorios, o en áreas que no se tienen suficiente grado de certeza, por ejemplo, áreas de reservas probables/posibles, la cual requiere comprobar si las reservas tienen algún atractivo comercial. Con la prueba DST permite evaluar los siguientes aspectos del yacimiento:

Productividad: permite evaluar el potencial de la arena productora, con distintos reductores, evaluar efectos de turbulencia (daño), presión de fondo fluyentes, y otros efectos en la cara de la arena (resistencia inercial y despojamiento capilar).

Propiedades de Yacimiento: con el cierre para restauración de presión, permite evaluar la presión promedio de la formación, permeabilidad, capacidad de la formación, skin, efectos de barrera o límites de yacimiento.

Muestreo de fluidos: con las muestras de fluido en fondo permite caracterizar en fluido original de yacimiento, la cual juega un papel importante en la estimación de fluidos originales en sitio, monitoreo y estudios de yacimiento, diseño de las facilidades de superficie, etc.

Generalmente la prueba DST inicia con la bajada de la herramienta hasta su posicionamiento en fondo (ya desde el comienzo de la bajada se va haciendo registros de presión y temperatura). Posteriormente se realiza el cañoneo (dependiendo) si se tiene acoplado los cañones en la sección final de la sarta, que generalmente pueden contener soltadores para enviarlos al fondo del pozo o pueden ser recuperadores posterior a la operación. Luego de la ejecución del cañoneo, y teniendo el pozo alineado en superficie con unidad de well testing (separador portátil), se alinea el pozo a producción con reductor de mínimo diámetro. Es aquí cuando empieza los períodos de flujo y cierre la cual podemos detallar a continuación:

1. Primer período de flujo y primer cierre (opcional): generalmente queda a consideración de la compañía operadora, y se hace a las pocas horas de haber realizado el cañoneo del pozo. En este período el pozo solo desplazará lodo de perforación, pero permitirá verificar la conexión yacimiento-pozo. Debido al poco período de cierre, el BU realizado no permitirá una interpretación.

2. Segundo período de flujo y cierre (período de limpieza): este período de flujo y cierre puede realizarse con varios reductores dependiendo de la respuestas energética que tenga el pozo, con el equipo de well testing se monitorean los parámetros de corte de agua y API hasta desplazar totalmente el lodo de perforación. Generalmente el período de cierre ulterior es el doble del período tiempo de flujo. La BU realizada permitirá analizar la condición de daño que pueda tener la arena productora.

3. Tercer período de flujo (prueba multitasa) y cierre (BU principal): este se considera el período principal de flujo, generalmente se hace con 3 o 4 reductores, dependiendo de la respuesta de la arena productora. Generalmente estas pruebas son de 24 horas con cada reductor y siempre se realiza fiscalizada ante el ente regulador. El período de cierre se realiza al menos el doble de tiempo de la prueba multitasa (en ocasiones, bajando una herramienta de lectura de sensores con equipo de wireline en el BHA), para realizar seguimiento de la prueba de restauración. Con esta información de BU, permitirá observar el daño del pozo (compararla con la BU del período de limpieza), estimar permeabilidad, capacidad de formación, y si el tiempo lo permite, analizar límites o barreras.

4. Cuarto período de flujo y cierre (toma de muestras): ya con el pozo con suficiente desplazamiento, se realiza el muestreo de fondo o superficie (de acuerdo al tipo de yacimiento), con el propósito de realizar estudios convencionales PVT y/o análisis especiales, según sea el requerimiento.

Con esta etapa, en líneas generales se culminaría la prueba DST, se procede operacionalmente a realizar el control del pozo, ya sea para seguir probando otra arena superior o bajar la completación permanente. En la Figura 1, se puede ver un esquemático de una prueba DST, de acuerdo con la explicación dada previamente.

clip_image002Figura 1. Esquemático de prueba DST con cada uno de los períodos de flujo y cierre.

En la Figura 2, se muestran comportamientos de referencia de pruebas DST realizadas a yacimientos, de acuerdo a la permeabilidad registrada (solo referencia):

permratingsFigura 2. Rangos de respuesta de Yacimiento en prueba DST, de acuerdo a la K.

En el video a continuación se muestra la maniobra operacional durante una prueba DST. En este caso la prueba se realiza offshore, por lo que el requerimiento de tecnologías es aún mayor con lo observado en las pruebas DST onshore.

Video de descripción operacional de prueba DST

Con extractos de:

  • Horne, Roland. Modern Well Test Analysis. Petroway.
  • History of Petroleum Engineering. API Division of Production. New York City, 1961.
  • Video: Drill Stem Testing. Expro.
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28/7/2013

Como diferenciar un sistema gas condensado y un petróleo volátil?

imageUna regla de dedo para diferenciar un sistema de gas condensado y un petróleo volátil, de acuerdo a McCain, es citada a continuación:

Las composiciones en laboratorio para sistemas de petróleo volátil tienen entre un 12,5% a 30% de heptano plus. La línea divisoria entre petróleo volátil y gas condensado es de 12,5% mol de heptano plus, la cual se considera bastante definida. Cuando la concentración de heptano plus es mayor a 12,5% mol, el fluido de yacimiento es casi siempre líquido y exhibe un punto de burbuja. Cuando la concentración de heptano plus es menor a 12,5% mol, el fluido de yacimiento es casi siempre gas y exhibe un punto de rocío. Cualquier excepción a esta regla normalmente no cumplen las reglas de dedo con respecto a la gravedad del petróleo y otras características en tanque.

Los datos de esta regla de dedo aparecen graficados por McCain y Bridges (ver Figura 1).

imageFigura 1. Gráfico de diferenciación entre sistemas de gas condensado y    petróleo volátil.

La interpretación de Carlson tiene ligeras diferencias. Si el heptanos plus contenido en una muestra de fluido se encuentra entre 12,5 y 13,5% mol, se puede ir a cualquier dirección, cuando se estudia sistemas agrios. Carlson ha graficado varios sistemas de fluidos agrios que caen cerca de la línea divisoria en la figura previa. Los datos ploteados corresponden al porcentaje mol de heptano plus proveniente de pruebas MDT en sistemas que presentaron punto de rocío y dos provenientes de sistemas que presentaron puntos de burbujeo. Los datos claramente caen fuera de la tendencia (recuadro negro, Figura 1). De acuerdo con Carlson, la regla de dedo no debe ser usada cuando se estudian sistemas de fluidos agrios.

Tomado de: Carlson, M. Practical Reservoir Simulation. PennWell. 2006. Imagen: Schlumberger Oilfield Review.