Desarrollo Py Msoil

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Pruebas y muestras de pozosproductores de Petróleo

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1. Introducción

La búsqueda de información cronológica de producción de unyacimiento es una constante en la industria petrolera. Una delas herramientas más útiles en el estudio de los pozos, es laprueba y muestra de producción, que no es más que laseparación del petróleo del gas y del agua.

La prueba y muestra de producción realizada periódicamentenos presenta el comportamiento histórico de la vidaproductiva del pozo. En tal sentido la cuantificación exactadel flujo de cada una de las fases de fluidos de unacorriente de producción es de gran importancia debido a quepermite tomar mejores decisiones acerca del desempeño de lospozos.

Con este manual, se pretende que los asistentes a este cursopuedan enriquecer su formación profesional en lo inherente ala prueba y muestra de producción de petróleo y pueda a suvez, servir como material de referencia.

2. Propiedades de los fluidos.

Los fluidos son sustancias capaces de fluir y se adaptan a laforma de los recipientes que lo contiene. Cuando están enequilibrio los fluidos no pueden soportar fuerzastangenciales o cortantes. Todos los fluidos son compresiblesen cierto grado y ofrecen poca resistencia a los cambios deforma.

Los fluidos se pueden dividir en líquidos y gases ypresentan las siguientes propiedades:

Densidad de un fluido: la densidad de una sustancia sedefine como su masa por unidad de volumen.

Dirección: Calle 02, # 74 de la Urbanización Colinas del Norte, en el Sector Tipuro. Maturín – Edo.Monagas - Venezuela.

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ρ = m/V

La unidad de medida en el S.I. de Unidades es kg/m3,también se utiliza frecuentemente la unidad g/cm3.

Peso especifico: se define como su peso por unidad de

volumen, se encuentra relacionado con la densidad por:

γ =ρg

En los líquidos puede considerarse constante para las variaciones ordinarias de presión.Se puede calcular a través de la ecuación de estado de los gases PV=nRT como P=ρRT entonces:

γ =Pg/RT

Volumen especifico: Es el volumen por unidad de masa y es por lo tanto el reciproco de la densidad.

Ʋ = 1/ ρ

Gravedad específica: Se suele designar como SG y se definecomo la relación de la densidad del fluido entre ladensidad del agua a una temperatura dada. Normalmenteesa temperatura es de 4ºC, y a esta temperatura ladensidad del agua es 1000 kg/m3.

SG = ρ/ρH2O@4ºC

Viscosidad de un fluido: es aquella propiedad que determinala cantidad de resistencia opuesta a las fuerzascortantes. La viscosidad se debe primordialmente a lasinteracciones entre las moléculas del fluido.




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2.1. Propiedades de los líquidos.

Los fluidos líquidos son prácticamente incompresibles,ocupan un volumen definido y tienen superficies.

2.2. Propiedades de los gases.

Los fluidos gases son compresibles, se expanden hasta ocupartodas las partes del recipiente que los contenga.

2.3. Sistemas de producción de Petróleo.

El petróleo es un líquido aceitoso, inflamable, cuyo colorvaria de incoloro a negro y esta formado por una mezcla dehidrocarburos.

Elemento % PesoCarbón 84,0 -

87,0Hidrógen

o11,0 –14,0

Azufre 0,0 –2,0

Nitrógeno

0,2




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Tabla 01 Composición elemental del petróleo

Fig. 01 El Sistema de Producción

3. Métodos de producción de Petróleo.

El Levantamiento Artificial se realiza cuando la energíanatural del yacimiento no es suficiente para que los fluidosde producción puedan alcanzar de una manera adecuada lasuperficie, por lo que es necesario proporcionar energíasuplementaria para levantar la columna de fluidos hasta lasuperficie.



100000 Bls

PLANTA DE COM PRESIÓN

GAS A VENTAS

DESHIDRATACIÓN / ALM ACENAM IENTO

EM BARQUE

100000 Bbl.

CABEZAL DEL POZO

LÍNEA DE

FLUJOESTACIÓN DE FLUJO

PROCESAM IENTO

TRATAM IENTO DE AGUAS

INYECCIÓN Y DIST.DE GAS

POZOINYECTOR

VAPOR

EL SISTEMA DE PRODUCCION

100000 Bls

PLANTA DE COM PRESIÓN

GAS A VENTAS

DESHIDRATACIÓN / ALM ACENAM IENTO

EM BARQUE

100000 Bbl.

CABEZAL DEL POZO

LÍNEA DE

FLUJOESTACIÓN DE FLUJO

PROCESAM IENTO

TRATAM IENTO DE AGUAS

INYECCIÓN Y DIST.DE GAS

POZOINYECTOR

VAPOR

EL SISTEMA DE PRODUCCION


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A continuación se describen brevemente los métodos deproducción o métodos de levantamiento artificial másutilizados en Venezuela:

3.1. Levantamiento por gas (continuo)

El método de Levantamiento Artificial por Gas Continuo es unatecnología que se basa en la inyección continua de gasnatural a alta presión, con la finalidad de aumentar larecuperación de crudo. El gas inyectado se mezcla con losfluidos de formación en la tubería, reduciendo la densidad dela columna. La inyección se realiza a través de válvulasespaciadas a lo largo de la sarta. Tanto la profundidad delas válvulas, así como el volumen de gas dependen de lascaracterísticas propias de cada pozo.

Fig. 02 Esquema del Sistema de Levantamiento Artificial por Gas Continuo.

Existen otros métodos de levantamiento artificial por gas, como son:




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Levantamiento por gas intermitente Levantamiento por gas con cámara de acumulación Levantamiento por gas intermitente con pistón metálico

3.2. Bombeo mecánico (BMC)

Este método emplea una bomba reciprocante de desplazamientopositivo en el fondo del pozo para elevar la presión delfluido y enviarlo a la superficie. La bomba de subsuelo estacompuesta por los siguientes elementos básicos: el Barril, elPistón, las Válvula fija y la válvula viajera.

Para que ocurra la acción de bombeo, el pistón realiza unmovimiento reciprocante dentro del barril. Las válvulas fijay viajera, son válvulas de no retorno, de bola y asiento, demodo que sólo permiten el flujo en la dirección hacia elcabezal. El volumen encerrado entre estas dos válvulasconstituye la cámara de bombeo. Cuando el pistón asciende, laválvula viajera se cierra y la fija se abre, permitiendo laentrada de fluido hacia la cámara de bombeo. Cuando el pistóndesciende, se cierra la válvula fija y se abre la válvulaviajera, lo cual permite la salida del fluido de la cámara debombeo hacia la descarga de la bomba.

La bomba de subsuelo es accionada por una sarta de cabillasque transmite el movimiento reciprocante desde la superficiehasta la bomba. En el extremo superior de la sarta decabillas se encuentra la barra pulida, la cual se encarga degarantizar un buen sello en el prensa-estopas colocado sobreel cabezal, de modo de minimizar la fuga de fluidos deproducción. La barra pulida es accionada por el elevadorcolocado en el cabezote del balancín de superficie.




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El balancín es un conjunto de elementos mecánicos que seencargan de transformar el movimiento giratorio de un motor,generalmente eléctrico, en movimiento reciprocante. Debido aque el número de carreras por minutos requeridos a nivel del

sistema de bombeo es relativamente bajo, es necesario colocaruna caja reductora entre el motor y el balancín.

Fig. 03 Esquema del Sistema de Levantamiento Artificial por Bombeo Mecánico.

3.3. Bombas de cavidades progresivas (BCP)

Al igual que el sistema de BM, en este caso existe una bombade desplazamiento positivo en fondo de pozo. Sin embargo, eneste sistema la bomba se acciona por rotación. La BCP poseedos elementos: a) El rotor metálico y b) El estator, el cualusualmente es elástico, fabricado de material elastómero. Elrotor y el estator presentan una geometría helicoidal, en lacual el paso del estator es el doble del paso del rotor. Elrotor se puede definir como un tornillo de un hilo o entrada,mientras que el estator se definiría como una rosca de dosentradas. Esta diferencia en el número de hilos o entradas y




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en el paso de estos dos elementos, produce cavidadessucesivas entre la succión y la descarga de la bomba,separadas por líneas de sello. Al girar el rotor dentro delestator, estas cavidades se desplazan desde la succión a ladescarga, produciendo el incremento de presión requerido pararealizar el levantamiento del fluido.

El accionamiento del rotor es realizado mediante una sarta decabillas que transmite el movimiento giratorio desde lasuperficie, donde un cabezal especial para BCP cumple con lasfunciones de suministrar el torque y velocidades requeridas,así como de soportar la carga axial generada por el peso delas cabillas y por el peso del fluido sobre el rotor. Elequipo de superficie esta compuesto por el motor (usualmenteeléctrico), un sistema de transmisión que incluye cajasreductoras de engranajes y puede incluir además un sistema detransmisión por correas. La transmisión por correas puede serde relación de velocidades fija o variable. En los casos queel motor se acopla directamente a la caja reductora, se sueleutilizar un variador de frecuencia para accionar el motoreléctrico y controlar la velocidad de bombeo. Este sistemaofrece la eficiencia mecánica y termodinámica más alta detodos los métodos de levantamiento existentes.




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Fig. 04 Esquema del Sistema de Levantamiento Artificial Mediante Bombas de Cavidades progresivas

3.4. Bombeo Electrosumergible (BES)

En este sistema, la bomba de subsuelo es una turbomáquina deacción centrífuga o combinada (centrífuga-axial), la cual esaccionada por un motor eléctrico, el cual también seencuentra instalado en el fondo. El motor es alimentado conalto voltaje que es conducido desde superficie a través de uncable especialmente diseñado para soportar las rigurosascondiciones de operación impuestas dentro de un pozopetrolero. El equipo de subsuelo es bastante complejo,comparado con los sistemas de BMC y BCP. Existen elementospara garantizar el enfriamiento adecuado del motor, sellospara evitar la contaminación del mismo, a la vez que permiten



Accionam iento

M otor

Casing

Cabillas

Estator

Niple de Paro

CabezalBarra pulida

AcoplesTubería deProducción

Rotor

Ancla de Torque

Accionam iento

M otor

Casing

Cabillas

Estator

Niple de Paro

CabezalBarra pulida

AcoplesTubería deProducción

Rotor

Ancla de Torque


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la expansión térmica que experimenta el aceite interno delmotor.

En superficie se requiere un transformador para obtener losaltos voltajes que utiliza este sistema. En este caso, el usode una variador de frecuencia es imprescindible para unarranque adecuado y para controlar la velocidad de operaciónde la bomba.

Este sistema permite manejar caudales mucho más elevados quelos obtenidos con otros sistemas de bombeo, sin embargo losconsumos de potencia por barril por día son también máselevados, especialmente en crudos de alta viscosidad (más de100 cP).

Fig. 05 Esquema del Sistema de Levantamiento Artificial por Bombas electrosumergibles

4. Estaciones de flujo y sus componentes




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Fig. 06 Estación de flujo y sus componentes

4.1. Separadores

Sus función es la de separar un componente deseado del fluido(Crudo, gas, agua o contaminantes). Los separadores seclasifican en base a varios criterios:

A Según el número de fases a separar: Bifásico (2) Trifásicos (3)

B. Según los tipos de fases a separar: Gas –Liquido Gas – Sólido Liquido – Liquido Liquido – Sólido



TANQUEDE

PRUEBA

TANQUEDE

PRODUCCIO N

PU

DE

PU

DE

SEP

SEP

POZO PORBOM BEO M ECANICO

POZO CO NLEVANTAM IENTO

ARTIFICIAL

M ULTIPLE

LIC

LIC

A ESTACIO NPRINCIPAL

TRATAM IENTODE


TRATAM IENTODE

A TANQ UE DE PRO D. O

SECCIO N DE PRUEBA

SECCIO N DE PRO DUCCIO N

A ESTACIO NPRINCIPAL DERECO LECCION YCOM PRESIO N DE

GAS

INYECCIO N DE G AS A PO ZOS

TANQUEDE

PRUEBA

TANQUEDE

PRODUCCIO N

PU

DE

PU

DE

SEP

SEP

POZO PORBOM BEO M ECANICO

POZO CO NLEVANTAM IENTO

ARTIFICIAL

M ULTIPLE

LIC

LIC


TRATAM IENTODE


TRATAM IENTODE

A TANQ UE DE PRO D. O

SECCIO N DE PRUEBA

SECCIO N DE PRO DUCCIO N

A ESTACIO NPRINCIPAL DERECO LECCION YCOM PRESIO N DE

GAS

INYECCIO N DE G AS A PO ZOS


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Sólido – Sólido Gas – Liquido

C. Según la forma y posición del separador: Verticales Horizontales Esféricos

D. Según los procesos de separación: Convencionales (Gas – Liquido) Depuradores (Elimina Liquido del gas) Torres de destilación (Productos)

Fig. 07 Separador Convencional.



InletInlet

GasGas

OilOil

GasGas

WaterWater

FlujoFlujoverticalvertical

InletInlet

GasGas

OilOil

GasGas

WaterWater

FlujoFlujoverticalvertical


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Fig. 08 Partes de un Separador de Petróleo y Gas (Vertical y Horizontal)

4.2. Calentadores




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Se utilizan para elevar la temperatura de los crudos pesadosy extrapesados. Esto con la finalidad eliminar parte del gasde la emulsión y cantidades apreciables de agua libre si seencuentran presentes en el fluidos. Los calentadores puedenser directos o indirectos.

4.3. Tanques

Son depósitos destinados al almacenamiento de fluidos queprovienen generalmente de los pozos. Los más utilizados sepueden clasificar según su función:

a) Tanque para almacenar crudo sucio o limpiob) Tanques para probar pozosc) Tanques para usos varios: Diluente, Químicos, Agua de

producción, Agua tratada.

Fig. 09 Tanque para almacenar crudo y Patio de tanques

4.4. Múltiples




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Son puntos de convergencia para el manejo y posteriortratamiento de la producción proveniente de los pozos,Macollas o Cluster, Áreas o Campos. También se utilizan paradistribuir las diferentes segregaciones a sus diferentespuntos de almacenamiento.

Fig. 10 Esquema de múltiples en cluster o macollas

4.5. Bombas

Son utilizadas bombear los fluidos desde las estaciones deflujo hasta los diferentes puntos de almacenamiento. Tambiénse tienen bombas para usos varios:

a) Bombas de diluenteb) Bombas de químicac) Bombas de agua



M ULTIPLE PRINCIPALDILUENTE DE C.O.B.

M EDIDOR DE FLUJO

223208

A LA SUCCION DE LAS BOM BAS M ULTIFASICAS PARA CONTROL DE TEM PERATURA.

POZO ACTIVOPOZO INACTIVO

M ULTIPLE-5

189 184 210 219 214 195 193

M ULTIPLE-2

183 179 174 170 167 176 178

185

M ULTIPLE-4

191 187 192 190

M ULTIPLE-8

207 203

M ULTIPLE-6

25 197 202 194

M ULTIPLE-7

196 198 29 215 212 209 ham-2

M ULTIPLE-9

199 201

M ULTIPLE-10

217 221 222 220 218 216 213

M ULTIPLE-3

211 204 182 186 188 181

M ULTIPLE PRINCIPALM ULTIPLE PRINCIPALDILUENTE DE C.O.B.

M EDIDOR DE FLUJO

223208

A LA SUCCION DE LAS BOM BAS M ULTIFASICAS PARA CONTROL DE TEM PERATURA.

POZO ACTIVOPOZO INACTIVOPOZO ACTIVOPOZO ACTIVOPOZO INACTIVOPOZO INACTIVO

M ULTIPLE-5

189 184 210 219 214 195 193

M ULTIPLE-5M ULTIPLE-5

189 184 210 219 214 195 193

M ULTIPLE-2

183 179 174 170 167 176 178

M ULTIPLE-2

183 179 174 170 167 176 178


183 179 174 170 167 176 178

185

M ULTIPLE-4

191 187 192 190 185

M ULTIPLE-4

191 187 192 190 185


191 187 192 190

M ULTIPLE-8

207 203


207 203

M ULTIPLE-6

25 197 202 194

M ULTIPLE-6

25 197 202 194


25 197 202 194

M ULTIPLE-7

196 198 29 215 212 209 ham-2

M ULTIPLE-7

196 198 29 215 212 209 ham-2


196 198 29 215 212 209 ham-2

M ULTIPLE-9

199 201

M ULTIPLE-9

199 201


199 201

M ULTIPLE-10

217 221 222 220 218 216 213

M ULTIPLE-10

217 221 222 220 218 216 213


217 221 222 220 218 216 213

M ULTIPLE-3

211 204 182 186 188 181

M ULTIPLE-3

211 204 182 186 188 181


211 204 182 186 188 181


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5. Importancia y el por qué de las pruebas de los pozos productores de petróleo,

Las pruebas de producción de fluidos de pozos productorestienen gran importancia para la industria petrolera ya que laprueba de producción permite:

Cuantificar los fluidos (petróleo, agua y gas)extraídos del pozo o yacimiento y predecir elcomportamiento futuro de los mismos.

Son utilizadas para crear bases de datos validadas deproducción durante la vida productiva de un pozo oyacimiento.

Le permite al ingeniero analizar el comportamiento delos fluidos producidos por los pozos y/o yacimientos,controlar la gravedad API, viscosidad del crudo y elcontenido de agua y sedimentos del crudo producidoasí como tomar decisiones de mejoras y optimizar laproducción.

Son usadas para estimar las reservas recuperablesdurante la vida productiva de un pozo o yacimiento,sometidos a proceso de recuperación primaria,secundaria y terciaria.

En base a la prueba de producción se calculan laproducción mensual de crudo y gas por pozo y poryacimiento y se calcula el impuesto a pagar porconcepto de los volúmenes de petróleo y gasproducidos bajo la fiscalización que realiza elMinisterio de energía y Petróleo.




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En base a las pruebas de producción se calculatambién la producción acumulada de un pozo durante suvida productiva.

También se obtiene el factor de recobro de unyacimiento.

Conociendo el volumen de gas producido por pozo oyacimiento y su acumulado, se determina o calcula elconsumo de las plantas compresoras y de lasestaciones de flujo, haciendo una mejor distribucióndel gas de manera de eficiente y disminuyendo losvolúmenes de gas quemados y venteados a la atmósfera.

Una prueba bien realizada se traduce en disminuciónde costos de producción debido a que si se tomandecisiones en base a los resultados de la misma :

o No hay el trabajo de realizar nuevamente laprueba.

o No se realizan mediciones adicionales, talescomo niveles de fluidos, cartas dinagráficas,monitoreo de variables, etc.

o No se realizan inspecciones o chequeosadicionales de los pozos o equipos de prueba.

o No se realizan Pruebas de tuberías,circulaciones, etc.

o No se realizar trabajos innecesarios dereparación o servicios a pozos.

o Se mantiene un historial limpio y preciso de la producción de los pozos en las bases de datos.

En base a la prueba de producción se estima elpotencial del pozo o capacidad de producción, asícomo índice de productividad del mismo.




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En la industria cualquier estudio pozos y/oyacimientos arranca con el análisis delcomportamiento de producción.

6. Reglamentación del Ministerio de Energía y Petróleo:

Por reglamentación el Ministerio de Energía y Petróleo (MEP)solicita una prueba de producción por lo menos una vez al mesen todos los pozos activos de los campos petrolíferos deVenezuela. Se necesita hacer pruebas especiales en los pozosdonde se han realizado trabajos de reparación. Los pozosnuevos que se están preparando para la producción necesitande una serie de pruebas para la completación oficial ante elMEP.

La duración de la prueba de producción debe ser de 24 horas oproyectada a esta.

7. Descripción del Método tradicional de medición de pozos .

7.1. Descripción General

La prueba de producción de pozos contempla una serie deactividades que se realizan desde el cabezal del pozo hastala estación de flujo.

Normalmente el revisor de pozos es quien realiza lasactividades a nivel del pozo, es quien verifica lascondiciones físicas del cabezal y si el pozo esta operativo,también registra los parámetros de producción y toma lamuestra del fluido. El operador de estación es quien realizalas actividades en la estación de flujo, revisa lascondiciones generales del sistema y mete el pozo seleccionadoa prueba.




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Cuando se realizan las pruebas de producción el flujoproducido por los pozos se desvía de la producción general alsistema de pruebas, se utilizan en este proceso:

1) Múltiples de prueba2) Separadores de prueba3) Medidores de flujo4) Tanques de pruebas

Fig. 11 Esquemas del sistema general y de prueba en la Estación de Flujo.



OIL PIPELINEOIL PIPELINE

GASGAS

GAS GAS PIPELIN EPIPELIN ECO M PRESO RCO M PRESO R

LIQ UIDLIQ UID

FRO M THE FRO M THE W ELLSW ELLS

LIQ UID LIQ UID PUM PPUM P

TANKTANK

SEPARATO RSEPARATO R

TEST TEST SEPARATO RSEPARATO R

W ELL TESTW ELL TEST

GASGAS

LIQ UIDLIQ UID

PRO DUCTIO N PRO DUCTIO N M ANIFOLDM ANIFOLD

OIL PIPELINEOIL PIPELINE

GASGAS

GAS GAS PIPELIN EPIPELIN ECO M PRESO RCO M PRESO R

LIQ UIDLIQ UID

FRO M THE FRO M THE W ELLSW ELLS

LIQ UID LIQ UID PUM PPUM P

TANKTANK

SEPARATO RSEPARATO R

TEST TEST SEPARATO RSEPARATO R

W ELL TESTW ELL TEST

GASGAS

LIQ UIDLIQ UID

PRO DUCTIO N PRO DUCTIO N M ANIFOLDM ANIFOLD


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El operador de la estación debe estar familiarizado con laoperación de los múltiples (General y de prueba) y conocerlas líneas de petróleo y gas que se conectan a éstos. Losoperadores deben guiarse por un programa de pruebas ymuestras previamente preparado, revisado y autorizado por losgrupos de Ingeniería y Operaciones de producción, este debecontener la lista de pozos, los días y horas a ser probados,el tiempo de duración de las pruebas y el separador por dondeserá probado.

Para probar un pozo que se encuentra produciendo petróleo ygas al mismo tanque de recepción general de producción deotros pozos, se le debe aislar previamente. El pozo esalineado manualmente en el múltiple de prueba, quien desviarála producción a la línea de prueba Se abre la válvula delpozo en el cañón o línea de prueba y se cierra la válvula delcañón de producción general. Seguidamente el fluido pasa alseparador de prueba donde se separa el fluido del gas. Aquíel petróleo producido durante la medición se mantieneseparado del petróleo producido por los otros pozos. Una vezseparado el fluido en fases se procede a medir cada fase enla línea de salida del separador.

Cuando se utiliza el tanque de prueba, el fluido, después depasar por el separador, se desvía al tanque para ser medidolos niveles de líquido, inicial y final, mediante el aforo,esta medida posteriormente es convertida de altura a Barrilesde fluido.

7.2. Aforo de tanque

Cuando un tanque está recibiendo o cuando se bombea petróleode él, el aforo inicial se realiza antes de que el flujoentre o salga del tanque. Cuando el tanque está recibiendo el




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aforo inicial muestra menos petróleo en el tanque alprincipio y más en el aforamiento final. Para el aforo detanque se utiliza una cinta de acero flexible, que tiene ½pulgada de ancho, graduada en cada ⅛ de pulgada y puedetener 18, 33, 44 o más pies de largo con una plomada en suextremo que está fija a un gancho giratorio, debe tener elpeso suficiente como para mantener la cinta tensa y verticaldurante la operación de aforo.

Fig. 12 A) Plomada de extensión de aforo directo, B) Plomada de aforoindirecto, C) Plomada de aforo directo




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Fig. 13 A) Medida directa, B) Medida directa correcta, C) Medida directa incorrecta,D) Medida directa incorrecta. Plomada descansa en desperdicios, E) Medida directaincorrecta. Plomada descansa en sedimentos.

7.3. Medición de Fluidos

La medición de fluidos es de fundamental importancia en laindustria, prueba de ello es su elevado porcentaje deocurrencia en la práctica, dentro del conjunto de medicionesque se realiza habitualmente.

He aquí algunas de las funciones que se pueden llevar a caboa través de la medición de fluidos.

a. Conocimiento de la producción de un proceso o planta.b. Conocimiento de los diferentes consumos.

c. Distribución en forma prefijada de una corriente.

d. Mezcla de varias corrientes en determinadasproporciones.

e. Realización de balance de materia alrededor de unequipo.

Existe una gran división en este tipo de medidores. Es la quesurge de clasifica los en:

a. Medidores de caudal en los cuales se obtienen valoresexpresados en unidades de volumen por unidad de tiempo.

b. Medidores de volumen, es decir de caudal acumulado ointegrado en el tiempo. Y se los obtiene en unidades devolumen.




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Los medidores de caudal se aplican mayormente a la mediciónde variables de proceso mientras que los de volumen seutilizan básicamente con fines contables.

Se puede en todos los casos pasar de una medición a la otra.Dependerá del proceso particular, que la magnitud básica seacaudal o volumen.

Se presentarán así casos en que se desea controlar caudal yconocer asimismo el volumen procesado en un determinado lapsode tiempo.

En la misma forma, en aquellos casos en que se mide elvolumen acumulado a partir de un determinado instante, porderivación se podré determinar el caudal que circulainstantáneamente. Caso típico es el de las estacionesterminales de oleoductos o poliductos.

7.3.1. Medición de Líquidos

Los fluidos provenientes de los yacimientos petrolíferos, ensu mayoría son mezclas complejas de hidrocarburo, agua,partículas de arena y contaminantes, por lo que se hacenecesario contar con instalaciones que permitan la separaciónprimaria de la fase líquidos de la fase gaseosa. En esteproceso la fase líquida se mide en barriles brutos.

7.3.1.1. Separadores de pruebas

Los separadores de prueba son versiones reducidas de losseparadores de producción grandes que segregan y miden elgas, el petróleo y el agua en las instalaciones deprocesamiento de superficie. En las operaciones de campo yaestablecidas, los separadores de prueba son instalacionespermanentes. Para pozos exploratorios y los pozos de




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avanzada, las compañías deben desplegar separadores de pruebamodulares.

Habitualmente, los separadores de prueba son recipientescilíndricos que despliegan en forma horizontal. Estosrecipientes poseen una longitud que oscila entre 4,6 y 9,1 m(15 y 30 pies) y pesan hasta 9,072 Kg(10 toneladas). Losseparadores reciben el efluente producido por los pozosindividuales y segregan las diferentes fases de fluidos através de un proceso basado en la fuerza de gravedad.

Los recipientes bifásicos separan el gas de los líquidos ylos recipientes trifásicos separan ulteriormente los líquidosen petróleo y agua

7.3.2. Medición de gas

La medición del volumen de gas producido durante la prueba esde tanta importancia como la determinación del volumen de loslíquidos.

7.3.2.1. Medidores de flujo de gas

Los sistemas de medición de flujo de fluidos del tipo depresión diferencial son ampliamente usados en el sectorindustrial. En particular, las placas de orificio gozan deuna ventaja comparativa importante.

En particular, la industria del transporte de gas naturalhace uso de una gran cantidad de placas de orificio pararealizar la medición del gas que es transportado de un lugara otro.

Para la medición del gas, en el método tradicional, se coloca unaplaca de orificio correspondiente al rango de medición o de




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producción de gas del pozo y los discos de papel en losregistros de flujo correspondientes.

7.3.2.1.1. La placa de Orificio

La placa de orificio (Fig.14), es una placa circular metálica(acero inoxidable), perforada por un orificio, la cual secoloca (generalmente entre bridas o en una guarnición portaplacas especialmente diseñada) en una tubería a través de lacual pasa el fluido. El diámetro del orificio es siempreinferior al diámetro interno del tubo, creando por tanto unacaída de presión transversal al plato. Midiendo la caída depresión diferencial (presión diferencial o "dp") puede serdeterminada la proporción de flujo que pasa por la tubería.

Fig. 14 Placa de Orificio

La placa de orificio es uno de los dispositivos de mediciónmás antiguos, fue diseñado para usarse en gases, no obstantese ha aplicado ampliamente y con gran éxito para medir elgasto de agua en tuberías.

En 1991, se reunieron ingenieros de muchos países paraestablecer las características geométricas, reglas para la




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instalación y operación de este dispositivo. Como resultadose obtuvo una norma internacional válida en todo el mundo,esta es la Norma ISO 5167-1.

Los componentes que integran el equipo de medición se dividenen elementos primarios y en elementos secundarios.

Elementos Primarios: se encuentran dentro de la tubería, seintegran por el orificio y la placa de orificio, queconsiste en una placa delgada y plana (de 1/8” a 3/8” deespesor) con una perforación circular que guardadiferentes posiciones en relación con el centro de latubería, esta posición puede ser concéntrica, excéntricao segmentada (Fig. 15). La concéntrica sirve paralíquidos, la excéntrica para los gases donde los cambiosde presión implican condensación, cuando los fluidoscontienen un alto porcentaje de gases disueltos. Cuandodicha placa se coloca en forma concéntrica dentro de unatubería, esta provoca que el flujo se contraiga derepente conforme se aproxima al orificio y después seexpande de repente al diámetro total de la tubería. Lacorriente que fluye a través del orificio forma una venacontracta y la rápida velocidad del flujo resulta en unadisminución de presión hacia abajo desde el orificio.

Fig. 15 Diferentes posiciones del orificio de la placa con respecto al centrode la tubería



Concéntrica Excéntrica Segmentada


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Elementos secundarios: Se encuentran fuera de la tubería,son dispositivos para medir la presión en la tubería,esta operación se realiza con las tomas de presión. Enla figura 16 se colocan dos tomas de presión una antes yotra después de la placa de orificio

Fig. 16 Posición de las tomas de presión

7.3.2.1.1.1. Especificaciones de la placa orificio

La norma ISO 5167-1 establece que espesor debe tener la placade orificio y que proporción debe tener el orificio enrelación con el diámetro de la tubería.

La Tabla 02, muestra los valores mínimo y máximo de losespesores del orificio e y el de la placa E, en función deldiámetro de la tubería que se utilice.

También, el valor mínimo y máximo del diámetro del orificio yde los valores de la relación β (d/D).

Tabla 02 Dimensiones recomendadas para los elementos primarios



Toma aguas abajo

Toma aguas arriba

Placa de Orificio

Dimensión

Mínimo Máximo

e 0.005D 0.02DE 0.005D 0.005Dd 1/2pulg 38pulg

d/D 0.20 0.75


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Al aplicar el criterio expuesto en la Tabla 02 paradiferentes diámetros de tubería, obtenemos la Tabla 03

Tabla 03 Dimensiones extremas para elementos primarios

En el caso de que el espesor de la placa “E” sea mayor a el espesor del orificio “e”, se debe de colocar un bisel de 45º en la esquina aguas arriba, como se muestra en la Figura 17.



Díametro e(mm) E(mm)(pulg) (mm) mínimo máximo mínimo máximo24 609,60 3,05 12,19 3,05 30,4820 508,00 2,54 10,16 2,54 25,4018 457,20 2,29 9,14 2,29 22,8616 405,40 2,03 8,13 2,03 20,3214 355,60 1,78 7,11 1,78 17,7812 304,80 1,52 6,10 1,52 15,2410 254,00 1,27 5,08 1,27 12,708 203,20 1,02 4,06 1,02 10,166 152,43 0,76 3,05 0,76 7,624 101,60 0,51 2,03 0,51 5,08


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Fig. 17 Dimensiones generales de la placa de orificio

Existen tres posiciones para la instalación de las tomas depresión, en la tabla 04 se muestra las distancias requeridasaguas arriba (L1) y aguas abajo (L2) para cada tipo deinstalación.

Tabla 04 Posiciones de las tomas de presión

En las figuras 18a, b y c, se presentan las seccionestransversales de los tres tipos de instalaciones.

Fig. 18a Tomas de presión a D-D/2 Fig. 18b Tomas de presión a una pulg.



Tipo de Instalación L1 L2D-D/2 D D/2A una pulg 1 pulgEn los bordes Cero

D

Tom a de presiónAguas arriba

Tom a de presiónAguas abajo

Dirección del agua

DD/2

DD



Dirección del agua

DD/2

DDirección del agua

1 pulg.

1 pulg.



DDDirección del agua

1 pulg.

1 pulg.




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Fig. 18c Tomas de presión en bordes.

7.3.2.1.1.2. Selección de las placas orificio

Es necesario que se considere varios puntos como lossiguientes:

Los Diámetros mínimos y máximos: para poder emplear la placade orificio, el diámetro mínimo de la tubería debe serde 2 pulg. Y el diámetro máximo de 50 pulg. Este factorno representa gran problema, que los diámetros máscomunes don de 6, 8, 10 y 12 pulg.

Costo de operación: es un factor importante que debetomarse en cuenta en su selección es el costo deoperación en términos de las pérdidas de cargashidráulicas permanentes, la cual depende de la relaciónde diámetros. Esta perdida de carga es la diferencia depresiones estáticas entre la presión medida en la paredde la tubería aguas arriba de la placa de orificio dondela influencia de la placa es despreciable(aproximadamente un diámetro) y la presión aguas debajode la misma, donde el flujo se recupera del impacto conla placa (aproximadamente seis diámetros)



Toma de presión

Aguas abajo

Toma de presión

Aguas arriba

Dirección del agua

D


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Naturaleza del flujo: es recomendable que el fluido circulelibre de partículas en suspensión, en los pozos con altocontenido se sólidos en suspensión, no son convenienteslos medidores del tipo placa de orificio.

Características de la instalación: En cada caso, es necesariorevisar los requerimientos de tramo recto, para decidirsi es conveniente colocar este tipo de dispositivo demedición.

7.3.2.1.1.3. El Porta Orificio

La porta placa orificio (Fig. 19), está compuesta por uncuerpo para la colocación de una placa de medición de tamañouniversal que se monta sobre la unidad de sellado. Estaunidad está constituida por un aro de goma intercambiablepara el uso en otras placas, lo que permite cambiar rápida yeconómicamente la placa de medición.

Puesto que el porta placa orificio, están construidas por uncuerpo enterizo, no hay posibilidad de fuga de fluidosdurante la operación, lo que evita el deterioro de sus partesy la demora en el cambio de las placas. Su sistema defuncionamiento es sumamente sencillo, debido a las pocaspartes que la componen. El anillo portador de la placa, sevincula permanentemente a la barra de sellado para que elanillo, placa y la unidad de sellado sean retirados al mismotiempo. Las demás partes que la conforman son los pernos quesujetan la barra, los tapones de la tubería de medición y dedrenaje. Los detalles constructivos pueden variar en funciónde las dimensiones y series.




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Fig. 19 Porta placa de orificio.

7.3.2.1.1.4. Instalación de las placas orificios

Condiciones de operación: es necesario que en lasinstalaciones que revises y verifiques lo siguiente:

1. Que la tubería sea circular2. Que la tubería sea horizontal3. Que el fluido circule a tubo lleno4. Que el diámetro antes y después de la placa sea el mismo5. Que interior de la tubería se encuentre limpio y libre

de incrustaciones, al menos 10 diámetros aguas arriba dela placa y 4 diámetros después de la misma.

Para garantizar que el fluido circula de manera uniformeantes de la placa de orificio se requiere de una suficientelongitud de tramo recto aguas arriba y aguas debajo de laplaca, con ello se garantiza que el flujo es uniforme.Conociendo la relación de diámetros β es posible saber quelongitud de tramo recto de tubería agua arriba (A) y aguaabajo (B) se requiere.En la Figura 20, se reproducen diferentes condiciones deinstalación y a partir de la relación de diámetros, semuestra la longitud necesaria del tramo recto para que seestablezca un flujo uniforme




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Fig.20 Localización del punto de instalación para placa de orificio conaccesorios en un mismo plano

En la instalación de la placa de orificio, el dispositivoprimario (la placa) se fija a la tubería entre un par debridas con sus respectivos empaques, mientras que losdispositivos secundarios (tomas de presión) se colocan antesy después de la placa. En la figura 21 se puede apreciar latoma de presión, la diferencia entre ambos valores de presióndiferencial, es indispensable conocer su valor para sabertasa de flujo que esta pasando por la tubería.



DIAMETRODETUBORECTO

RELACION DE DIAMETRO β


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Fig.21 Especificaciones de instalación de la placa de orificio

7.3.2.1.2. Constante del medidor de flujo

Para determinar el volumen de gas el ingeniero necesita laconstante del medidor de flujo y para ello requiere conocerotros datos tales como:

La temperatura. La gravedad especifica del gas (entre 0,60 y 0,80). El número de Reynolds que relaciona el flujo y la

rugosidad de la tubería (turbulencia del flujo). Compresibilidad del gas, naturaleza del mismo

7.3.2.1.3. Registrador de flujo

El flujo a través de la placa de orificio se registra endisco o cartilla de medición, el cual es un disco portátilinserto en el registrador adjunto a los medidores de placa deorificio. El disco viene en círculos concéntricos, dentro delos cuales una plumilla rectora graba la presión estática,será otra plumilla registra el diferencial de presión y unatercera plumilla mide la temperatura.

7.3.2.1.4. Lectura del discos




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Dado que el fundamento de los medidores de orificio consisteen hacer pasar el flujo a través de un orificio de diámetromenor que la tubería de tal manera que se incremente lavelocidad del fluido y se produzca una presión aguas abajomenor que la presión aguas arriba. Esta diferencia se conocecon la denominación de “diferencial” (hw) y se registra en lacarta con una pluma y tinta roja. La pluma con tinta azulregistra la presión estática (Pf).

7.3.2.1.5. El Cálculo del disco

En disco se registra la presión estática y el diferencial depresión, los cálculos que se realizan con estos datosdependen del tipo de disco utilizado (convencional o de raízcuadrada).

7.3.2.1.5.1. Disco convencional

Formula básica Qh = C´ *√hw * Pf

Donde:

Qh= Volumen en pies cúbicos de gas por horaC´= Constante del medidor.hw= Presión diferencial promedio en pulg., de agua.Pf= Presión estática promedio leída del disco

La constante del orificio es determinada a partir de lasiguiente ecuación que esta dada por una serie de factores

C´=Fb*Fpb*Ftb*Ftf*Fpv*Fg*Fr*Y*Fa*Fm

Donde:

Fb = Factor de OrificioFpb= Factor de Presión base




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Ftb = Factor de temperatura baseFtf = Factor de temperatura de flujoFpv= Factor de compresibilidadFg= Factor de gravedad especificaFr= Factor de ReynoldsY= Factor de expansión del gasFa= Factor de expansión de la placa de orificioFm= Factor del manómetro

Ejemplo: Si se requiere determinar la cantidad de flujo degas entre las 7:00 y 8:00 a.m. registrada en el discoconvencional (Fig. 22)

El diferencial tiene un promedio de 70” de agua.

La Presión estática es de un promedio de 32 Lpc,norma de medida.

Si suponemos una altura sobre elnivel del mar de 500 pies, con una presión atmosféricade 14,7 Lpc.

La cantidad de flujo de gas esta dada por: Qh = C´ *√hw * Pf

Conociendohw = 70” aguaPf= 32 psig

LuegoPf = 32 psig + 14,7 Lpca = 46,7 Lpc.

hw * Pf = 70 * 46,7 = 3269

√hw * Pf = 57.18

Si se sabe que C´ = 800Dirección: Calle 02, # 74 de la Urbanización Colinas del Norte, en el Sector Tipuro. Maturín – Edo.

Monagas - Venezuela.Zona Postal 6201. Correo-e: [email protected] Telf.: 0416-6922694 - 0291-8084003


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Qg = 800 * 57.18 = 45.744 Pie3/h

Fig. 22 Corte de un disco medidor convencional

7.3.2.1.5.2.Disco de raíz cuadrada

A diferencia del disco convencional, cuando se usa el discode raíz cuadrada no se requiere extraer la raíz cuadrada alos valores leídos del disco y la formula en este caso estadada por:

Qh= C´*hw*Pf*Cs

Cs= “Constante del Disco” se basa en el rango de loselementos de presión diferencial y estática y el valor de laconstante del disco puede tomarse de tablas.

Ejemplo: Se pide determinar la cantidad de flujo de gas entrelas 5:00 y 6:00 a.m. registrada en el disco de raíz cuadrada (Fig.23):




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Supongamos que:C´ = 100

El medidor tiene un rango de presión de 50 Lpc.

El medidor tiene un rango de diferencial de 50” de agua

La constante del disco Cs = .500hw = 7.00 y Pf = 9.00

Sustituyendo en la ecuación: Qh = C´*hw*Pf*Cs

Qh = 1000*7.00*9.00 *.500 = 31.500 pie/h

Fig. 23 Corte de un disco medidor de raíz cuadrada

8. Variables que proporciona una prueba de producción de pozos .




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8.1. Tasa de liquido

Este parámetro representa el volumen total de líquidoproducido por un pozo. Este volumen puede incluir, crudo,agua y diluente. Normalmente se mide mediante las prueba deproducción realizada por separadores de prueba, por tanque opor medidores multifasicos. En la Industria petrolera seconoce como Barriles Bruto por día (BBPD) a la volumen totalde liquida medido en 24 horas o en un día.

8.1.1. Crudo: La tasa de crudo se expresa en BarrilesNormales por día (BNPD) cuando no se encuentra asociada aotros líquidos.

8.1.2. Agua: La tasa de agua se expresa Barriles de Aguapor día (BAPD) y para su determinación se requiere conocerel %AyS de una muestra de producción.

8.1.3. Diluente: Cuando se producen crudos muy viscosos, eldiluente que se inyecta a los pozos para disminuir laviscosidad del crudo y manera de aligerar la columna defluido y mejorar la producción. Se expresa Barriles dediluentes inyectados por día (BDPD)

8.2. Tasa de gas

Este parámetro representa el volumen total de gas producidopor un pozo. Este volumen puede incluir, dependiendo delarreglo de superficie o de la disposición del gas, el gas ensolución y el gas libre. Cuando se ventea el gas por ejemplo,solo se mide el gas en solución, asociado al crudo.Normalmente se mide mediante las prueba de producciónrealizada por separadores de prueba o por medidoresmultifasicos. En la Industria petrolera se conoce como GasTotal (GT) a la tasa de gas medida en 24 horas o en un día.




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9. Lista de verificación y procedimientos, tantos en el pozo como en la estación de flujo, durante las pruebas de producción de los pozosproductores de petróleo.

9.1. Verificación y Procedimientos a nivel del pozo

Verificación de las condiciones físicas del cabezaldel pozo:

El operador de pozos debe verificar las condicionesfísicas de los componentes de cada una de las seccionesque constituyen el cabezal del pozo, con la finalidad dedetectar cualquier anomalía como: fugas de gas, crudo odiluente, estado de corrosión y la correctaoperatividad, para lo que debe revisar:

o Las válvulas maestra, TxT, Válvula Check, etc.o La T de flujo, manómetros, bridas, líneas de

flujo y bridas. o Cualquier otro accesorio o instrumento que forme

parte del cabezal.o La conexión Casing – Tubing o el venteo del gas

(Si aplica).

9.2. Procedimiento para verificar que el pozo este en producción:

El Operador de pozos cuando verifica las condicionesfísicas del cabezal del pozo, también debe verificar queel mismo esta produciendo o fluyendo para lo cual debeseguir el siguiente procedimiento:

o Verificar que estén abiertas las válvulasmaestra y la línea de flujo.

o Tocar la línea de flujo y verificar si esta fríao caliente (debería estar caliente). Esta




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temperatura no debe confundirse con la que esgenerado por los rayos solares.

o Tomar las presiones manométricas en la tuberíade producción (tubing), líneas de flujo ytubería de revestimiento (casing) del pozo ycompararlas con las registradas históricamente.

o Tomar la temperatura en el cabezal del pozo.o Abrir la válvula toma muestra y tomar muestra de

crudo fluyente. El crudo Fluyente (multifásico)se muestra espumoso con desprendimiento de gas,mientras que el crudo retenido en la línea escrudo en reposo.

o Si existe registrador de flujo instalado,también sirve para determinar si el pozo estafluyendo.

o Si en la verificación indica que el pozo no estafluyendo, el operador de pozo procederá arevisarlo de acuerdo con el método de producciónque tenga y reportarlo.

Verificación de las condiciones de los instrumentos:Los instrumentos que generalmente se verifican en elpozo son: los Manómetros, las termocuplas, lostransmisores y medidores de flujo si aplican estosdos últimos.

Es importante verificar que cada línea de flujo quellega al múltiple este debidamente identificada conel nombre del pozo.

Realizar la prueba de presión del pozo para verificarel estado o integridad del equipo de subsuelo.

Verificación de los manómetros : El operador de pozodebe verificar :




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o Que el manómetro instalado sea el adecuado parael rango de presiones que se registran.

o Observar su funcionamiento y comparar laspresiones leídas con las del registrador, paraverificar que sean las mismas.

o Verificar el ajuste del ceros

Corrección de fallas menores en el pozo:

Algunas de las fallas más comunes presentadas en lospozos son de rápida corrección, tales como:

o Filtraciones de crudo por la válvula demuestreo: para corregirla se debe cerrar,reemplazar o ajustar la válvula.

o Manómetro descalibrado: se debe reemplazar elmanómetro

o Pozo cerrado sin información: Antes de tomarcualquier acción, se debe consultar de inmediatola razón del cierre y esperar recomendaciones.

o Fuga por conexiones de instrumentos: Paracorregir debe proceder a eliminar la fugaajustando los instrumentos.

o Agujas de instrumentos sueltas: Reemplazarinstrumentos.

Reporte de falla mayores en el pozo:

Si el operador de pozo en su verificación del pozoconsigue una falla considerada como mayor, debereportarla por escrito (dependiendo de la empresa, estatendrá su formato para fallas mayores, que el operadordebe llenar y entregar).

En el caso de ser una falla que afecte la producción ola seguridad deben reportarse por medios mas rápidos




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como: radio, teléfonos, etc. para poder tomar accionecorrectivas inmediatas para solventar el problema

9.3. Verificación y Procedimientos en la Estación de flujo

Los fluidos producidos por los pozos se transporta através de líneas o tuberías y son recibidos en laestación de flujo, donde van a los separadores deprueba y a los de producción general. Dependiendo deltipo de crudo la producción de varios pozos llega almismo punto de recepción (múltiple, Válvulasmultipuerto manifold o cañón de prueba) en laestación de flujo razón por la cual el operador, parapoder meter un pozo seleccionado a prueba, debeaislar de este de los demás pozos. Es importantedestacar que el operador de estación para realizar elaislamiento del pozo que se someterá a prueba debetener conocimientos bien claros del funcionamiento delos múltiples de producción y de las líneas que seconectan a éstos.

Los múltiples son instalaciones que reciben el crudocon características semejantes que ya ha sidotransportado por líneas de flujo desde cada uno delos pozos asignados a esa estación. Su diseño permiteel manejo de la producción total de los pozos que hande pasar por los separadores y la desviación de lacorriente total de producción de un pozo hasta elsistema de pruebas para cuantificar su producción.

Estos equipos pueden ocasionar confusiones si estánconectados a muchos pozos, a varios tanques y/oseparadores, ya que muchas de las tuberías de entraday Salida son visibles, por lo que cada línea debe seridentificada.




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Los colectores de tubos del múltiple se enumeran paraidentificarlo, también se usa un código de colores enlas válvulas del equipo y en algunas de las bandaspara identificar el uso del conducto o tubería. Eloperador de pozos debe conocer el sistema deidentificación que se usa a fin de evitar errores enla operación de abrir y cerrar las válvulas, alaislar el pozo que se va a probar.

Cuando la prueba de producción es por tanque, eltanque de prueba que se va a utilizar debe serrevisado. La válvula de succión debe estar cerrada,sellada o asegurada. El fluido del tanque debe seraforado y esta medida se usa como el aforo inicial enla prueba.

El separador de prueba debe ser revisado paracomprobar si está en buenas condiciones para recibirel petróleo y gas del pozo.

Es necesario revisar la instalación del medidor,instalar la carta, limpiar y entintar las plumas ydar cuerda al reloj. Si es necesario, hay que revisarla placa de orificio y verificar el diámetro delmismo. El medidor, ya sea si es de tipo de fuelle ode tipo de manómetro de mercurio, debe ser revisadopara determinar si es del rango apropiado.

La prueba generalmente dura 24 horas, sin embargo,puede ser de menor duración. En ciertas estaciones serequieren pruebas de ocho horas. Los resultadosobtenidos en una prueba de más corta duración puedenusarse para calcular la producción de un período de24 horas.




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9.4. Procedimientos para realizar pruebas de producción

A continuación se indican algunas instrucciones a seguircuando se quiere probar un pozo. Estos procedimientos varíande acuerdo a la compañía operadora de los campos petroleros.

1. El operador de pozo debe visitar el pozo que se va aprobar.

2. El operador de pozo debe realizar las verificacionesnecesarias del pozo a probar.

3. Comuníquese con el operador de la estación para querealice la alineación del pozo a la línea de prueba.

4. El Operador de estación debe colocar una carta nueva enel orificio del medidor de gas. Esta carta deberá tenerla siguiente información escrita por la persona queefectúa la prueba:

o Nombre y número del pozoo Fecha de la prueba.o Nombre de la estación donde se ha de realizar la

prueba.o Número del tanque.o Aforo inicial (o lectura inicial del medidor).o Presión de la tubería de producción del pozo.o Nombre y firma de la persona que efectúa la prueba.o La clasificación del resorte de presión del

medidor.5. El Operador de estación debe revisar la placa de

orificio en la instalación del medidor de gas y cambiela placa si es necesario. La pluma que registra lapresión diferencial debe operar cerca del centro de laescala de la carta, más o menos en la mitad entre elcentro y el borde exterior de la carta.

6. El Operador de estación debe anotar el diámetro delorificio en la carta.

7. Si la prueba es por tanque, El Operador de estación debeefectuar el aforo final del tanque (o la lectura final




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del medidor de petróleo) y anotar la informacióncorrespondiente.

8. Después de completar las pruebas, la carta del medidorde gas, el registro de la producción de líquidos, juntocon otros datos pertinentes, el operador de estación lasrevisará y esperará por los resultados de las muestrasde crudo para realizar los cálculos finales de la pruebade producción

10.Importancia y el por qué de las muestras de los pozos productores de petróleo,Las muestras de fluidos de pozos productores tienen gran importancia para la industria petrolera ya que mediante sepueden:

Determinar el porcentaje agua y sedimento contenidoen la muestra de crudo.

Determinar la gravedad API del crudo producido delpozo o yacimiento

Determinar la salinidad del agua de un pozo oYacimiento.

Control y seguimiento al avance del agua o invasióndel agua al pozo o yacimiento.

Planificar el cierre o apertura de pozo o yacimientopor incremento de agua.

Planificar trabajos de reparación y rehabilitaciónque requiera el pozo.




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Es usada para determinar la tasa de crudo netoproducido.

Con el histórico de las muestras el Ingeniero puedecontrolar la gravedad API, viscosidad del crudo y elcontenido de agua y sedimentos del crudo producido.

Realizar mapas de gravedad API.

Realizar ajustes de la dosificación de diluente(Cuando aplica).

Evaluar los resultados de los trabajos de reparaciónrealizados a pozos.

11.Descripción del Método tradicional de toma de muestras.

Cada pozo que esté en prueba requiere de una muestra decrudo, es por eso que el operador debe recibir y conocer cuales el programa de pruebas y muestras programado.

Para efectos de los cálculos de las pruebas de producción esnecesario tomar una muestra del crudo para ser analizada enel laboratorio, donde se determinan:

Gravedad API Porcentaje de agua y sedimento (% AyS) Salinidad (De requerirse) Viscosidad (De requerirse)

Se recomienda tomar muestras de crudo a los pozos por lomenos dos veces por mes, al menos que sea un pozo especial




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donde la frecuencia podrá ser mayor, por ejemplo un pozo conalto porcentaje de agua y sedimento.

Para tomar las muestras de pozos, se debe colocar, si esnecesario, una conexión o extensión a la válvula tomamuestra. Se abre la válvula toma muestra para verificar queel pozo está produciendo y las características, visuales, delcrudo (Muy viscoso, con mucho agua, con gas, etc.). Se cierrala válvula toma muestra y se coloca un envase plástico ometálico de 1 galón, se abre nuevamente la válvula tomamuestra y se llena el envase hasta la mitad o las trescuartas partes. El envase debe estar cerrado herméticamentepara evitar contaminarse con otros fluidos. Se cierra laválvula toma muestra, luego de haber drenado la conexión oextensión se procede a retirar esta. Finalmente se coloca surespectiva etiqueta de identificación de muestra y es enviadaal laboratorio para su análisis. Se recomienda escribir conun marcador para evitar que los datos sean borrados oalterados. Finalmente utilice estopas o trapos para limpiarcualquier residuo que deje el crudo durante la toma demuestras.

12.Variables que proporciona una toma de muestras a pozos productores

12.1.Gravedad API:

La gravedad es una medida de la calidad del crudo. El término“gravedad” puede referirse a la gravedad específica o a lagravedad API; ambos términos expresan el mismo concepto peroen diferentes sistemas de unidades.

Es la relación de densidad o el peso específico del petróleocon respecto a la densidad del agua a condiciones estándar.En la industria petrolera se utiliza la gravedad API comomedida de la gravedad específica del petróleo.



S0 = 141.5

131.5+ APIGES0 =

141.5131.5+ API

GE


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12.2. Contenido de agua y sedimento:

Es calculado en la superficie como el porcentaje del volumende agua en relación al volumen de los otros fluidos del pozoy se conoce como la cantidad de agua y sedimento contenido enel crudo.

12.3.Salinidad del agua producida:

Casi toda el agua que se extrae de los yacimientos es salada.La concentración de sal puede variar de una pequeñaproporción hasta una saturación completa (mas del 25% de saló 250000 partes por millón).

La prueba de salinidad es importante, ya que ella puederevelar desplazamiento de agua de una zona a otra.

12.4.Viscosidad del crudo:

Se define como la resistencia que ofrece un fluido al corte.

Viscosidad Absoluta o Dinámica (Centipoise)

Viscosidad Cinemática (Centistokes o SSU)

Su Unidad es en Centipoise (Cp) y normalmente es medida en ellaboratorio o por correlaciones: En Función de la Temperaturay En Función de la Presión.

13.Lista de verificación y procedimientos durante la toma de muestras de los pozos productores de petróleo.



C = A

Densidad C =

A

Densidad


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13.1.Verificación general

Verifique cual es el o los pozos que se va amuestrear.

Verifique que están completos los equipos yherramientas a utilizar para la toma de muestras :

Lista de pozos a Muestrear Embase plástico o metálico de 1 galón. Estopas o trapos Etiqueta de identificación de muestra. Marcadores de punta fina. Una llave de tubo Conexión o extensión

Verifique que el pozos que se va a muestrear estéproduciendo

Verifique el estado de operatividad de las válvulastoma muestra (Apertura y cierre correctos)

13.2.Procedimientos para realizar la toma de muestras

A continuación se indican algunas instrucciones a seguircuando se quiere probar un pozo. Estos procedimientos varíande acuerdo a la compañía operadora de los campos petroleros.

1) Verifique que la presión y la temperatura en elcabezal del pozo. Si la presión ó temperatura sonanormales informe.




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2) Si es necesario, dependiendo de la configuración delcabezal del pozo, coloque una conexión o extensión ala válvula toma muestra.

3) Ubíquese a favor del viento y sujete el envase confirmeza.

4) Abra lentamente la válvula de la toma muestra ubicadaen el cabezal del pozo y verifique visualmente crudo.

5) Cierre la válvula de la toma muestra, luego de haberdrenado la línea y coloque el envase en la válvula.

6) Abra la válvula de la toma muestra y tomeaproximadamente de ½ a ¾ de galón.

7) Cierre la válvula y agite suavemente el envasepermitiendo la liberación del gas en la muestra. Deser necesario repita los pasos 6.0 y 7.0 hastacompletar la cantidad de crudo deseado.

8) Drene la conexión o extensión y desconéctela de laválvula toma muestra.

9) Cierre herméticamente el envase e identifíquelo conla etiqueta, colocando: el N° del pozo, estación deflujo, fecha, turno, hora, y su nombre y apellido.

10) Limpie los residuos de crudo dejados durante estaoperación.




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11) Registre en el libro diario el nombre del pozo,estación de flujo, fecha, y hora que se tomo lamuestra.

12) Lleve la muestra al laboratorio para susrespectivos análisis.

15.Análisis de las muestras de los pozos en el Laboratorio

Al recibir la muestra tomada de crudo tomada del pozo ellaboratorio debe verificar que el la muestra esteidentificada con el nombre del pozo, para luego proceder a suanálisis.

La muestra de fluido del pozo que llega al laboratorio se lepuede realizar:

15.1. Gravedad API

Para obtener la gravedad del petróleo se utiliza unhidrómetro-termómetro combinado (Fig.24). Este es uninstrumento de precisión que requiere cuidado especial, ycomo en el caso de todos los instrumentos debe limpiarsedespués de cada uso. No debe usarse ningún instrumento amenos que esté en perfectas condiciones, ya que puede verseafectada la medición.




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Fig. 24 Hidrómetro-Termómetro y Medición de la °API

El procedimiento es el siguiente:

La muestra de petróleo se vierte en un cilindro hastallenar el mismo.

El Hidrómetro-termómetro se introduce lentamente hastaaproximada-mente 2 grados por encima de la gravedad quese espera obtener y se suelta. Se debe evitar queinstrumento toque las paredes del cilindro. Una vez queel contenido del cilindro se ha estabilizado, se toma lalectura. Para tomar la temperatura, el hidrómetro-termómetro debe permanecer en el cilindro durante 5 ó 10minutos; luego se toma la lectura.

Si al flotar, el instrumento sube por encima del nivelal cual se soltó, hay que sacarlo, limpiarlo y volver acomenzar el procedimiento.

La gravedad que se obtiene en el hidrómetro es lagravedad a la temperatura que indica el termómetro. Estagravedad deberá llevarse a la temperatura base de 60 °Fpor medio de tablas convencionales.

En los informes de pruebas de pozo, se incluye la gravedadAPI del crudo. Este valor se obtiene con muestras tomadas enla boca del pozo.




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En los tanques de almacenamientos también se hacen medicionesde la gravedad. En este caso se toman muestras del crudo atres niveles diferentes, a fin de que las mediciones seanrepresentativas.

15.2. El contenido de agua y sedimento (% AyS)

La prueba del porcentaje de agua y de sedimento básicos(impurezas insolubles suspendidas en el petróleo) se hace enel laboratorio por el método centrífugo.

Fig. 25 Tubos centrífugos en forma de pera (A) y en forma de cono (B)

A continuación se describe el procedimiento:

Se prepara un baño de agua a 120 °F.

Dos (2) tubos centrífugos se llenan con agentesdisolventes (Varsol, tolueno etc.) hasta 50 mililitroscada uno.

Nota: Estos tubos de centrifuga deben estarcalibrados para capacidad de 100 ml.




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Se toma el recipiente con una muestra de los fluidosproducidos, tomada en la boca del pozo y se agita bien.De esta muestra se le agrega a cada tubo de centrífuga,50 mililitros.

Se agrega 2 ó 3 gotas de un agente desemulsionante encada tubo y se agitan hasta mezclar completamente lamuestra con agente disolvente (Varsol, tolueno etc.).

Se introducen los tubos en el baño de agua hasta elnivel de 100 mililitros y se dejan durante 10 minutos.La temperatura debe permanecer en 120 °F (140 ° F parapetróleos parafinados.

Se sacan los tubos de la centrífuga, sin agitarlos. Enla parte inferior de cada uno se leen los volúmenes deagua y de sedimentos básicos. El porcentaje de agua ysedimento es igual a la suma de los volúmenes de agua ysedimentos en cada tubo. Nunca se utilizara la lecturade un solo tubo. El porcentaje de crudo esta dado por:

% crudo (petróleo) = 100 - % de agua




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Fig. 26 Acumulación en tubos de centrifuga: 1) Emulsión, 2) Agua, 3) Arena y otrossedimentos.

Pozos con Alto porcentaje de agua y sedimentos (% AyS): Cuando un pozoproduce alto porcentaje de agua y sedimentos se recomiendatomar la muestra tal cual como sale del pozo, es decir con elagua libre que produce el pozo, pues esta cantidad de agua semide y se toma en cuanta el laboratorio para calcular elporcentaje de agua y sedimento real. Si es posible se utilizaun recipiente mas grande del que normalmente se utiliza y laconexión al toma muestra de un diámetro mayor.

15.3. Salinidad del agua producida (De requerirse)

El análisis volumétrico es la prueba más común paradeterminar la concentración de sal. Para realizarla seprocede de la manera siguiente:

Se toma un mililitro de agua de la muestra. Se coloca enuna retorta y se agrega un revelador (2 ó 3 gotas decromato de potasio), que le da un color amarillo deagua. Esta se tornará roja cuando reaccione con lasotras sustancias en la prueba.

Se toma una bureta y se llena con nitrato de plata hastael nivel cero, teniendo cuidado de que no haya burbujasde aire en la columna.

Se abre la válvula dejando gotear el nitrato de plata enel agua, moviendo el recipiente en forma circular, a finde mezclar los componentes. Cuando el agua se torna rojase cierra la válvula de la bureta y se lee la escala (enmililitros) para determinar la cantidad usada de nitratode plata.




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Con este valor se va a la tabla de PPMC1 de la que seobtiene el contenido de cloruro de sodio en partes pormillón. De no tenerse la tabla, se puede obtener unresultado aceptable, multiplicando por 3546 losmililitros de nitrato de plata usados.

Fig. 27 Bureta usada para determinar el contenido de sal

Ejemplo:Dirección: Calle 02, # 74 de la Urbanización Colinas del Norte, en el Sector Tipuro. Maturín – Edo.

Monagas - Venezuela.Zona Postal 6201. Correo-e: [email protected] Telf.: 0416-6922694 - 0291-8084003


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En una prueba de salinidad de agua de un pozo se utilizaron0.85 mililitros de nitrato de plata.

Solución:

Salinidad = (0.85) x (3546) = 3014.1 P.P.M.Cl (sal)

15.4. Viscosidad del crudo (De requerirse)

Para medir la viscosidad del crudo en laboratorio se usaun viscosímetro de bola o uno rotacional (tipo Haake).

También se calcula por medio de Correlaciones.

16.Cálculos y ajustes de la producción de los pozos y las muestras .

Después de tener los resultados de la prueba de producción(Tasa de liquido y tasa de gas) y de la muestra de crudo(°API y % AyS) se procede a realizar los cálculos y/o ajustesde la producción de los pozos.

16.1.Tasa de agua producida

Para obtener la tasa de agua se multiplica por la tasa de líquido, medida en el separador o en los tanques de la estaciones de flujo por el % AyS.

Tasa de Agua = Tasa de Liquido * (% AyS / 100)

16.2.Tasa de petróleo producido




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Los operadores de las estaciones de flujo determinan el volumen total de petróleo producido por un pozo. Las producciones se asignan, tomando como base las pruebas individuales de los pozos.

Es importante conocer con cierta regularidad la el históricode producción o la producción individual de cada pozo. Estose hace con el fin saber si la prueba de producción fueexitosa y también para observar si el pozo requiere algúntipo de reacondicionamiento o servicio. Si este no fuese elcaso, se pueden aplicar otras técnicas con el fin de lograrla capacidad de producción anterior (Espaciamiento de pozoscon BCP y BMC, circulaciones, estrangulamiento, cambios decondiciones de bombeo, etc.)

Las tasas de producción se pueden medir directamente de lostanques en las estaciones de flujo (cuando el crudo es muyviscoso) o mediante el uso de separadores de pruebas. En lamayoría de los casos la tasa de líquido se obtiene:

Tasa de Crudo = Tasa de Liquido – Tasa de Agua

En el caso de crudos pesados y extra-pesados con inyección dediluente se determina de la siguiente manera:

Tasa de Crudo = Tasa de Liquido – Tasa de Agua – Tasa dediluente inyectado

16.3.Tasa de gas producido

Las mediciones del volumen de gas producido se obtienen almismo tiempo que se determina la producción de petróleo. Larelación que existe entre las cantidades de gas y petróleo se




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conoce como RGP y se expresa en pie3 de gas producido porbarril de petróleo.Para medir esta tasa de gas se utiliza una placa de orificio,la cual se introduce transversalmente en la tubería. Estorestringe el flujo de gas y da por resultado una presiónmenor flujo abajo que la presión flujo arriba. Estasdiferencias de presiones, al igual que la presión estática,se registran en los discos de medición.

16.4.Relación gas petróleo (GOR o RGP)

Es el volumen total de gas producido por día dividido por elvolumen total de petróleo producido por día, las unidades deGOR son Pie3/BNPD. La RGP de producción es calculado en lasuperficie, por lo tanto se considera que todo el gasexistente se encuentra en estado libre.

Prod GOR = Sol GOR (Rs) + Gas Libre

16.5.Tabla de corrección de gravedad API por temperatura

En el caso de las muestras de crudo tomadas a los pozos, cuando se analizan en laboratorio, los resultados se refierena las mediciones hechas con las denominaciones de “gravedad observada y temperatura observada”. Estas mediciones deben ser corregidas para la gravedad a 60 grados Fahrenheit mediante la Tabla D-1250 de Mediciones ASTM, publicada por la“American Society for Testing Materials”.



SuperficieenPetroleodeVolumenSuperficiedeGasdeVolumenGOR


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Esta tabla de los valores de gravedad API a 60 gradosFahrenheit, correspondientes a gravedades API medidas con unhidrómetro de vidrio a temperaturas distintas de 60 gradosFahrenheit. La expresión “Gravedad API a la temperatura demedición” aparece en la Tabla, ya que es el término más usadoen la industria. Una expresión más exacta sería “IndicaciónAPI del hidrómetro a la temperatura t grados F” que difiereligeramente de la verdadera gravedad API, porque el volumendel vidrio del hidrómetro es distinto del volumen a latemperatura de calibración de 60 grados F.

17.Descripción de la medición de pozos mediante Medidores Multifásicos

A diferencia de los separadores convencionales los medidoresde flujo multifásico miden continuamente el flujo de gas,petróleo y agua sin separar físicamente la corriente de flujoen fases de fluidos individuales.Los medidores de flujo multifásico reciben los fluidostrifásicos directamente desde una línea de flujo, realizanlas mediciones inmediatamente devuelven los fluidos a lalínea de flujo.

El uso de medidores multifásico en la industria petroleravenezolana es hoy por hoy la tecnología de medición de flujomultifásico (Crudo, Agua y gas) más utilizada en los camposnuevos. Existen varias marcas comerciales y varios modelos,entre ellas AGAR MPFM, FLUENTA (ROXAR), MFI (ROXAR), LYRA(TEA), MFM 200L (HAIMO), MIXMETER (JISKOOT), Vx(Schlumberger) entre otros.




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Fig. 28 Medidores de Flujo Multifásico fijo (izquierda) y móvil (derecha)

18.Variables que proporciona

En la figura 29 se presenta ejemplo de la tecnología depruebas de pozos con medidores Multifásicos en línea (Vx), eneste caso consta de un medidor tipo venturi. Las medicionesde la presión absoluta y la presión diferencial se obtienenen el mismo lugar, es decir en la garganta tipo venturi. Lasventanas transparentes nucleares del medidor venturapermiten que los rayos gamma pasen de la fuente al reactorcon una perdida insignificante (lo que incrementa laprecisión de las mediciones) midiendo composiciones yvelocidad del gas (g), el petróleo (o) y el agua (w), (Ag,Ao, Aw y Vg, Vo, Vw respectivamente). Todos estos parámetros




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enviados a la computadora de flujo provee datos deprocesamiento del sensor (las características de fluidosespecificas del pozo) y de tasas de flujo además de 30parámetros adicionales en condiciones estándar y condicionesde línea para calcular las tasas de fluidos de la prueba.

Fig. 29 Medidor de flujo multifásico Vx Fig. 30 Medición deflujo multifásico en tubería

18.1.Una prueba de producción de pozos mediante Medidores Multifásicos




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Los medidores de flujo en línea (Vx) comúnmente emplean unacombinación de dos o más fases siguiendo técnicas de medidas.El volumen de tasa de flujo de cada fase esta representadapor una fracción de área (Ag, Ao, Aw) que multiplicado por lavelocidad de cada una de las fases (Vg, Vo, Vw).

18.2.Una muestra de pozos mediante Medidores Multifásicos

Los valores de corte de agua en muestra mediante medidoresMultifásicos es determinada a partir de relación aguapetróleo.

19.Recomendaciones Operacionales y de Seguridad durante la operación de pruebas y muestras a pozos productores de petróleo

Durante la Operación de pruebas y muestras existen diversosriesgos potenciales debido principalmente a: altas presionesy temperaturas, inflamabilidad de los equipos manejados,peligrosidad de los productos químicos utilizados, por eso esnecesario considerar y conocer varios aspectos operacionales,normas de seguridad y cumplirlas para así, minimizar losriesgos de sufrir accidentes durante sus operacionesrutinarias de esta forma garantizar la integridad física delpersonal y de las instalaciones.

Utilice los implementos de seguridad previamenteestablecidos según las normas internas de la compañía,entre ellas ISO 9000 – 2000.

o Cascoso Botas de seguridado Guanteso Lentes.o Radio portátilo Llave de tubo




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o Discoso Linterna

Verificar que el equipo y herramientas de trabajo seencuentren en buenas condiciones.

Antes de iniciar su trabajo en la instalación, realiceuna rápida inspección para detectar cualquier situaciónanormal.

Durante las guardias nocturnas, las estaciones de flujodeben estar bien iluminadas. Si nota algunadeficiencia, comuníquelo al supervisor.

No trate de realizar ningún trabajo en equiposrotativos mientras estos estén en movimiento.

No opere ningún equipo para el cual no esté autorizado.

Dependiendo del método de producción, observe queningún elemento móvil del equipo de superficie puedagolpearle durante la toma de muestras y la toma dedatos del cabezal del pozo. Mantenga una distanciarazonable.

Mantenga las válvulas bien lubricada para facilitar lasoperaciones de cierre y apertura.

Abrir y cerrar las válvulas completamente para :o Evitar el aumento de presión en la línea de flujo.o Evitar el desgaste de la compuerta

Manténgase siempre informado sobre los productosquímicos que esté manipulando o relacionados con sutrabajo, en cuanto a la toxicidad y propiedadesexplosivas.




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En las estaciones donde se maneje crudo con H2S, se debemantener al máximo las normas y procedimientos deseguridad exigidos.

Cuando sea necesario el uso de herramientas de impactoen una instalación donde se maneje petróleo o alguno desus derivados, se usarán martillos o mandarrias debronce para evitar cualquier chispa.

Evitar subir solo a un tanque de almacenamiento decrudo, cuando note una alta concentración de gas. Sedebe tener especial cuidado con los tanques de techoflotante.

No use o trate de reparar cables eléctricos, circuitoso tomas de corriente que se noten defectuoso. En estoscasos avise inmediatamente al supervisor o llame aldepartamento de electricidad.




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