Introducción a los Servicios de Pruebas de Pozos
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Contenido
Libro 1 Introducción a los Servicios de Pruebas de Pozos Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 Pruebas de pozos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 Pruebas de productividad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2 Pruebas descriptivas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 Diseño de las pruebas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 Marcas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 Nomenclatura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 Libro 2 Servicio de Pruebas de Fondo de Pozo Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Centro de Terminaciones de Pozos de Schlumberger . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Historia de las herramientas de fondo de pozo de Flopetrol Johnston–Schlumberger . Tecnología de sello . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Condiciones de fondo de pozo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Compuestos de elastómeros recomendados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Diseño típico de la sarta de pruebas de pozos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Empacadores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sistema FlexPac . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Empacador FlexPac . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Módulo FlexPac para retener las herramientas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Empacador PosiTest . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Empacador PosiTest de recorrido largo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Empacador PosiTest de fijación con peso . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Empacador Positrieve . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sistema de pruebas IRIS operado con pulsos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Beneficios del sistema IRIS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sistema de comandos flexibles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Herramienta IRIS de doble válvula . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Herramientas operadas a presión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Válvula PCT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Módulo para mantener abierta la válvula de esfera . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Herramienta de referencia operada a presión PORT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Módulo protector de la formación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Herramienta de referencia hidrostática . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Válvula de circulación inversa de sobrepresión hidrostática de operación única . . . . . . Válvula de circulación inversa de sobrepresión hidrostática de operación única (interna / externa) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Válvula de circulación inversa de múltiples aperturas operada internamente . . . . . . . . . Válvula de circulación de varios ciclos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Válvula de circulación de varios ciclos con seguro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Introducción a los Servicios de Pruebas de Pozos
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Contenido
1 1 3 7 7 8 11 13 14 14 16 18 20 22 23 25 25 26 29 31 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50
iii
iv
Válvula de seguridad tipo charnela de bombeo directo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Válvula de llenado y prueba de tubería . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Válvula de prueba de tubería . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Válvula de seguridad de una sola esfera . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Válvula de prueba de tubería . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Válvula de seguridad de bombeo directo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Junta deslizante . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Correlación entre la junta deslizante y el cañón TCP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Control de profundidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Martillo hidráulico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Junta de seguridad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Válvula de doble acción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Cámara anular de muestreo de pleno diámetro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Tipos de sarta DST . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sarta IRIS para 10.000 lpc con registrador DataLatch y TCP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sarta IRIS para 10.000 lpc para disparar y extraer . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sarta IRIS de gran diámetro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sarta PCT para 10.000 lpc con registrador DataLatch y TCP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sarta PCT para alta presión y alta temperatura—15.000 lpc—con TCP . . . . . . . . . . . . . . Sarta para condiciones extremas—17.000 lpc—con herramientas de operación única . Sarta para condiciones ultra extremas; 17.000 lpc . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sarta PCT de diámetro reducido con TCP para 15.000 lpc . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sarta con diámetros decrecientes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sarta PERFPAC para 10.000 lpc . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
52 54 56 58 60 62 64 66 66 69 71 72 74 77 77 79 80 82 84 86 87 88 88 90
Libro 3A Sistemas de seguridad Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Mandril de sello del tubo de subida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sistema de árbol de pruebas SenTREE 3 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Componentes del árbol SenTREE 3 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Conjunto de válvulas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Conjunto de acople . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Válvula de retención . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Junta de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Accesorios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sistemas de control submarino . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Tiempo de desconexión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Características estándares del sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sistema hidráulico para gran profundidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Electro-sistema hidráulico para alta profundidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Análisis de desconexión (drift off) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Portador submarino de registrador de presión y temperatura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Válvula lubricadora . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Válvula recuperable E-Z para el control del pozo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1 3 5 8 8 10 13 15 17 19 20 20 24 26 28 29 31 33
Libro 3B Servicios de Superficie para Pruebas de Pozos Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Equipos de superficie para pruebas de pozos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Equipo estándar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Disposición del equipo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Seguridad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Zonas clasificadas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Zona 0 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Zona 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Zona 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Zona limpia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Estándares de seguridad para ubicar los equipos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Requisitos de seguridad para servicio H2S . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Guía para la operación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Normas de seguridad para el equipo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Radiación por calor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Ruido . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Seguridad eléctrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Diseño avanzado de pruebas de pozos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Estándares generales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Diseño de pruebas de pozos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Barreras de seguridad de los equipos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sistemas de seguridad de superficie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sistema de cierre de emergencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Válvula de seguridad de superficie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Cabeza de flujo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Cabeza de control ligera de 21⁄8 pulgadas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Cabeza de control de 21⁄4 pulgadas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Cabezas de control de 31⁄8 y 31⁄16 pulgadas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Cabeza de control de 61⁄8 pulgadas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Múltiple de instrumentación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Equipo de manejo de arena . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Filtro de arena doble . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Separador de arena . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Desarenador ciclónico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Distribuidor de estrangulamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Intercambiador de calor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Tipos de calentadores y aplicaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Prevención de la formación de hidratos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Reducción de la viscosidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Ruptura de emulsiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Intercambiadores de calor a base de vapor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Calentador de fuego indirecto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Intercambiador de vapor de placa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Introducción a los Servicios de Pruebas de Pozos
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Contenido
1 1 2 2 3 3 3 4 4 4 5 9 10 10 11 12 12 15 15 17 21 22 23 26 29 31 33 35 37 39 43 43 46 49 53 55 55 55 55 56 56 61 65
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vi
Separador de prueba . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Tanque del separador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Separador de prueba tipo N (48 pulgadas × 12,5 pies, 1440 lpc) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Separador de prueba horizontal (42 pulgadas × 10 pies, 1440 lpc) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Separador de prueba tipo G (42 pulgadas × 15 pies, 720 lpc) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Separador vertical de gas (2200 lpc) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Distribuidores de petróleo y gas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Distribuidor de petróleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Distribuidor de gas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Tanques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Tanque de surgencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Tanque de calibración atmosférica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Bomba de transferencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Bomba de transferencia centrífuga . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Bomba de transferencia tipo tirabuzón . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Bomba de transferencia tipo engranaje . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Quemadores y barras de extensión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Aplicaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Beneficios y características . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Operación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Quemador EverGreen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Quemador Green Dragon de alta eficiencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Quemador de lodo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Extensor del quemador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Extensor estándar del quemador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Extensor del quemador para trabajo pesado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
69 70 74 76 79 80 83 83 85 87 87 91 93 94 96 98 101 101 101 102 102 105 108 110 112 113
Libro 4 Servicios de Adquisición de Datos Cabina de laboratorio y de adquisición de datos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Parámetros ambientales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Descripción del área de laboratorio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Metrología del sensor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Parámetros estáticos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Precisión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Resolución . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Estabilidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sensibilidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Parámetros dinámicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Respuesta transitoria durante variaciones de temperatura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Respuesta transitoria durante variaciones de presión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Respuesta dinámica frente a choques de temperatura y presión . . . . . . . . . . . . . . . . Medidor de flujo multifásico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Curva envolvente operativa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sensores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Red de adquisición de datos en superficie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sistema SMART . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . STAF . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1 2 2 5 5 5 7 9 10 10 10 11 12 13 14 21 21 23 23
Sensor de presión absoluta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Transductor de presión STPS-A . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Transductor de presión STPS-C/D . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sensor de presión diferencial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sensor de temperatura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Medidor de flujo por pulsos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Medidor de flujo mejorado para líquidos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Plataforma Universal de Presión (UPP) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Requerimientos para los sensores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Confiabilidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Calidad de los datos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Flexibilidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Versatilidad de la UPP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Registrador UNIGAGE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sensor de presión UNIGAGE CQG . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Medición en un solo punto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Aplicaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Beneficios y características . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sensor de presión de cuarzo UNIGAGE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Aplicaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Beneficios y características . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sensor de presión UNIGAGE H-Sapphire . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Construcción singular . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Desempeño en pruebas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sensor de presión de zafiro UNIGAGE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Beneficios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Registrador monolítico y sección del sensor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Desempeño en pruebas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Esquema de la UPP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Característica de protección de memoria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Registro completo del historial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Comunicación a través de la propiedad de la batería . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Informe y transferencia de datos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Calibración de registradores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sistema DataLatch . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Adaptador de registrador DST . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Beneficios y características . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . DGA con adaptador de cable LINC para fondo de pozo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Conjunto del acople LINC para fondo de pozo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Herramienta de bajada del acople LINC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Herramientas de cierre de fondo de pozo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Herramienta de cierre de fondo de pozo para línea de arrastre múltiple . . . . . . . . . . . . . . Herramienta de cierre libre de explosivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Beneficios y características . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Introducción a los Servicios de Pruebas de Pozos
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Contenido
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Introducción
Este primer libro de la serie Servicios de Pruebas de Pozos de Schlumberger presenta las pruebas para determinar la productividad de los pozos y describir el yacimiento en la vecindad del pozo, así como también los principios de diseño de las mismas. Estas técnicas constituyen la base para los demás libros sobre servicios de pruebas de pozos, sistemas de seguridad, servicios de superficie para pruebas de pozos y servicios de adquisición de datos. En un futuro se producirán nuevos libros sobre servicios de muestreo de fluidos y sistemas submarinos de gran diámetro. Este libro también contiene la lista de marcas y nomenclatura que se utilizarán a lo largo de toda la serie.
Pruebas de pozos Las pruebas de pozos de petróleo y gas se realizan durante diferentes etapas de la construcción, terminación y producción del pozo. El objetivo de las pruebas en cada una de las etapas varía desde la simple identificación de los fluidos obtenidos y la determinación de la facilidad de su producción hasta la caracterización de propiedades complejas del yacimiento. La mayoría de las pruebas se pueden agrupar en pruebas de productividad o pruebas descriptivas. Las pruebas de productividad tienen como fin: ■ identificar los fluidos producidos y determinar sus respectivas proporciones volumétricas ■ medir la presión y la temperatura del yacimiento ■ obtener muestras apropiadas para el análisis de presión – volumen – temperatura (PVT) ■ determinar la productividad de la formación ■ evaluar la eficiencia de la terminación ■ caracterizar el daño de la formación ■ evaluar trabajos de reparación o tratamientos de estimulación. ■ ■ ■ ■
Las pruebas descriptivas tienen por objeto: evaluar los parámetros del yacimiento caracterizar las heterogeneidades del yacimiento estimar el tamaño y la geometría del yacimiento determinar el grado de comunicación hidráulica entre pozos.
Cualesquiera que sea el objetivo, los datos de las pruebas son esenciales para analizar, predecir y mejorar el comportamiento del yacimiento. Estas actividades son a su vez fundamentales, para optimizar el desarrollo del yacimiento y el manejo eficiente del mismo. La tecnología de las pruebas está evolucionando con gran rapidez. La importancia y el potencial de las pruebas de pozos han aumentado de manera significativa debido a la integración con datos obtenidos por otras disciplinas relacionadas con yacimientos, la evolución constante del software interactivo para el análisis de presiones transitorias, los adelantos tecnológicos en los sensores de fondo de pozo y el mejor control de las condiciones existentes en el pozo.
Introducción a los Servicios de Pruebas de Pozos
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Introducción
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Pruebas de productividad Las pruebas de productividad, que son las más sencillas de realizar, permiten identificar los fluidos producidos, recoger muestras representativas de los mismos y determinar la producibilidad del yacimiento. Las muestras de fluidos de la formación se emplean para el análisis PVT, el cual nos revela cómo se encuentran los hidrocarburos a diferentes presiones y temperaturas. El análisis PVT también ofrece información sobre las propiedades físicas de los fluidos. Esta información es necesaria para el análisis de las pruebas de pozo y la simulación del flujo de fluidos. La producibilidad del yacimiento constituye una preocupación clave para su explotación comercial. (a)
q4 q3 Velocidad o tasa de flujo en boca de pozo
q2
q1
(b)
Presión en el fondo del pozo
P4 Tiempo Figura 1. Relación entre las velocidades o tazas de flujo (q) y las caídas de presión (P).
Para calcular la productividad de un yacimiento es preciso encontrar la relación existente entre la velocidad de flujo y la caída de presión. Esto se logra haciendo fluir el pozo a diferentes velocidades, a través de estranguladores de distinto diámetro (Fig. 1a) y midiendo la presión y la temperatura estabilizadas en el fondo del pozo para cada estrangulador (Fig. 1b). La gráfica de flujo en función de la presión de fondo se conoce como Curva de Comportamiento (IPR, por sus siglas en inglés). Para un petróleo monofásico, la curva IPR es una línea recta cuya intersección con el eje vertical define la presión estática del yacimiento. La inversa de la pendiente corresponde al índice de productividad del pozo. La curva IPR está regida por las propiedades de los fluidos y de la roca y por las condiciones existentes en las proximidades del pozo.
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En la Fig. 2 se muestran ejemplos de curvas IPR para baja (A) y alta (B) productividad. La línea con mayor pendiente corresponde a una productividad baja. Esto se puede deber a malas propiedades de la formación (bajo producto de la movilidad por el espesor) o a daños ocasionados durante la perforación o la terminación del pozo (alto factor de daño). En el caso de pozos de gas, las curvas IPR muestran una cierta curvatura (C) causada por las caídas de presión adicionales resultantes de los efectos de flujo inercial y turbulento en la vecindad del pozo y cambios en las propiedades del gas causadas por la presión. Los pozos de petróleo que fluyen por debajo del punto de burbujeo presentan también una curvatura similar, pero en este caso se debe a cambios en la permeabilidad relativa creados por variaciones en la saturación. 4200
3800
Presión en la ón (lpca)
3400 C
3000 A
B
2600 0
20,000
40,000
60,000
80,000
Velocidad de flujo en condiciones de superficie (B/D) Figura 2. Curvas de comportamiento típicas.
Pruebas descriptivas Para poder estimar la capacidad de flujo de la formación, caracterizar los daños sufridos por el pozo, y evaluar un trabajo de reparación o un tratamiento de estimulación se requiere una prueba de presión transitoria, debido a que una prueba estabilizada no es capaz de proporcionar valores únicos del producto movilidad por espesor y factor de daño. Las pruebas de presión transitoria se llevan a cabo introduciendo cambios bruscos en las tasas de producción en la superficie y registrando los cambios que ocurren en la presión en el fondo del pozo. La perturbación de la presión penetra mucho más lejos de la región vecina al pozo. Por esta razón, las pruebas de presión transitoria han evolucionado hasta convertirse en unas de las herramientas más poderosas para la caracterización de yacimientos. Este tipo de pruebas suele recibir el nombre de pruebas descriptivas o pruebas de yacimiento. Los cambios de producción que se presentan durante una prueba de presión transitoria inducen perturbaciones en la presión del pozo y de la roca circundante. Estas perturbaciones se extienden hacia el interior de la formación y se ven afectadas de varias maneras por las características de la roca. Por ejemplo, una perturbación de presión tendrá dificultad para entrar en una zona de baja permeabilidad del yacimiento pero pasará sin problema a través de un área de alta permeabilidad. Frente a un casquete de gas puede disminuir e incluso desvanecerse.
Introducción a los Servicios de Pruebas de Pozos
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Introducción
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Por lo tanto, un registro de la respuesta de la presión en función del tiempo en el fondo del pozo, produce una curva cuya forma está definida por las características especificas del yacimiento. La interpretación de la información contenida en las curvas de presión transitoria es el objetivo fundamental del análisis de las pruebas de pozo. Para lograr este objetivo, los analistas grafican los datos de presión transitoria en tres diferentes sistemas de coordenadas: ■ Doble logarítmico (para identificar a qué modelo responde el yacimiento) ■ Semilogarítmico (para cálculo de parámetros) ■ Cartesiano (para verificación del modelo y de los parámetros). En la Fig. 3 se ilustran las respuestas típicas de presión que pueden observarse en formaciones con características diferentes. Cada gráfica consta de dos curvas presentadas en escalas logarítmicas doble. La curva superior representa los cambios de presión asociados con una perturbación brusca en la tasa de producción, en tanto que la curva inferior (denominada curva derivada) indica la velocidad de cambio de presión con respecto al tiempo. Su sensibilidad a las características resultantes de la geometría del pozo y del yacimiento (las cuales son demasiado sutiles para poderlas reconocer en la respuesta de cambio de presión) convierte a la curva deriYacimiento homogéneo
Yacimiento con doble porosidad
Presión – Derivada de presión (lpc)
Límite impermeable
Tiempo transcurrido (hr) Figura 3. Gráficas de presión transitoria en papel doble logarítmico.
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vada en la herramienta más efectiva de interpretación. No obstante, siempre se ve en conjunto con la curva de cambio de presión para poder cuantificar los efectos de daño que no se reconocen en la respuesta derivada sola. El análisis de la curva de presión transitoria probablemente proporciona más información sobre las características del yacimiento que cualquier otra técnica. Algunas de las características que se pueden determinar con este análisis son: la permeabilidad horizontal y vertical, la presión de la formación, el daño existente en las inmediaciones del pozo, la longitud de fracturas, la relación de almacenamiento y el coeficiente de flujo de inter-porosidad. Además, las curvas de presión transitoria pueden indicar la extensión del área del yacimiento y la geometría de sus límites. En la Fig. 4 se ilustran las características de efectos de límites externos y los efectos resultantes de remover el daño. La forma de la curva de presión transitoria también se ve afectada por la historia de producción del yacimiento. Cada cambio que se produce en la tasa de producción genera una nueva presión transitoria que pasa al interior del yacimiento combinándose con los efectos previos de presión. Las presiones observadas en el pozo son el resultado de la superposición de todos estos cambios de presión. Al alterar las tasas de producción se pueden obtener diferentes tipos de pruebas. Mientras que una prueba de recuperación de presión se realiza cerrando una válvula en el pozo en producción, una prueba de fluencia se lleva a cabo poniendo un pozo en producción. También es posible hacer otras pruebas de pozo, como las de tasas múltiples, pozos múltiples, isocronales y de caída de presión en pozos inyectores. Para simular la respuesta del yacimiento a los cambios de producción se emplean modelos matemáticos. Durante la interpretación de las pruebas de pozo se verifica la exactitud del modelo mediante la comparación de las respuestas observadas con las simuladas del yacimiento. Por ejemplo, cuando se alteran parámetros del modelo, tales como la permeabilidad o la distancia desde el pozo hasta una falla, puede obtenerse una buena equivalencia entre los datos reales y los del modelo. De esta manera, los parámetros del modelo se consideran entonces como una buena representación de los del yacimiento real. 10 1
10 0 ó
ónn
Presión – Derivada de presión (lpc) 10 –1 ó
10 –2 10 –3
10 –2
10 –1
10 0
ó
10 1
10 2
Tiempo transcurrido (hr) Figura 4. Efectos de límites externos y de la remoción del daño en las curvas de respuesta de presión.
Introducción a los Servicios de Pruebas de Pozos
■
Introducción
5
Los modelos actuales generados por computadora ofrecen mayor flexibilidad y aumentan la exactitud de la equivalencia entre los datos reales y los simulados. Hoy en día, es posible comparar un número casi ilimitado de modelos de yacimientos con los datos observados.
Diseño de las pruebas Actualmente, no es posible diseñar e implementar un programa de pruebas de pozo siguiendo normas estándares o tradicionales. Las cada vez más sofisticadas prácticas de desarrollo y manejo de yacimientos, las estrictas exigencias de seguridad, las preocupaciones ambientales y una mayor necesidad de eficiencia en cuanto a los costos, hacen necesario que la secuencia completa de pruebas—desde el diseño de la prueba hasta la evaluación de los datos—se conduzca de manera inteligente. El diseño apropiado de las pruebas, el correcto manejo de los efluentes en superficie, la utilización de registradores de alto desempeño, las herramientas de fondo de pozo y los sistemas de disparo flexibles, así como la validación del pozo y una interpretación completa son claves para el éxito de las pruebas de pozo. La importancia de tener objetivos claramente definidos y una planificación cuidadosa no será nunca exagerada. El diseño de una prueba de pozo incluye el desarrollo de una secuencia dinámica de medición y la selección de equipos mecánicos que permitan adquirir los datos del pozo de manera efectiva y económica. El diseño de las pruebas es más exitoso cuando el analista puede integrar simultáneamente a través de programas de computación los registros de pozo abierto, el análisis de la optimización de la producción, el diseño del programa de disparos y de la terminación del pozo, y los módulos de interpretación de las pruebas de yacimiento. El primer paso en el diseño de las pruebas consiste en dividir el yacimiento en zonas verticales usando registros de pozo abierto y datos geológicos. Luego se definen los datos del pozo y del yacimiento que se deben obtener durante las pruebas para determinar el tipo de prueba que se debe llevar a cabo (Tabla 1).
6
Tabla 1. Resumen de diferentes tipos de pruebas Tipo de prueba
Condiciones de medición
Características
Consideraciones de diseño
‡
Cierre efectuado en el fondo del pozo
Longitudes de cámara y columna de fluido de perforación; secuencia de apertura y cierre de válvula
‡
Requiere medición de la tasa de flujo transitorio
Sensibilidad de la tasa de flujo Duración de secuencia de flujo y cierre
Fluyendo Pozo Pulso Tapón cerrado líquido
Prueba de cámara cerrada
†
Prueba de flujo a presión constante
‡
Prueba de formación (DST)
†
‡
Cierre efectuado en el fondo del pozo; pozo con o sin revestimiento
Prueba de formación
‡
‡
Prueba realizada en la pared Definición de tamaño / selección del pozo; toma de muestras de herramientas; sensibilidad de de fluido de la formación la formación a la presión
Prueba de pozo horizontal
‡
‡
Las herramientas de prueba Minimizar los efectos de usualmente son localizadas almacenamiento del pozo; en la sección vertical del pozo pruebas de larga duración
Prueba de impulso
‡
‡
Presión transitoria iniciada Comparación de beneficios por impulso de baja velocidad entre duración del impulso y sensibilidad a la presión
Prueba de presión transitoria en múltiples estratos
‡
‡
Prueba a tasas múltiples; la presión y la tasa de flujo se miden a varias profundidades
Sensibilidad a la tasa de flujo y a la presión; secuencia de la prueba; profundidades de medición
Pruebas de interferencia en múltiples pozos
‡
‡
Presión transitoria inducida en pozo activo y medida en pozo de observación
Duración de la prueba; sensibilidad a la presión
Presión en el fondo del pozo medida o calculada en base a los niveles líquidos
Sensor de presión en el fondo del pozo y dispositivo acústico de superficie
Prueba de pozo con bombeo
‡
†
‡
Prueba de flujo estabilizado
‡
Isocronal, flujo escalonado, IPR y registros de producción
Tiempo para alcanzar estabilización
Prueba con tasas escalonadas
‡
Prueba de flujo para determinar presión de inyección del pozo
El rango de presión de flujo tiene que incluir la presión de fractura
Pruebas durante la operación de disparo
‡
‡
Se colocan las herramientas de prueba y de disparo en la misma sarta
Determinación del desbalance
Pruebas de presión y flujo transitorios
‡
‡
Medición en el fondo del pozo de presión, tasa de flujo, temperatura y (usualmente) densidad
Sensibilidad a la tasa de flujo y a la presión
Prueba de interferencia vertical
†
‡
‡
†
Presiones transitorias Duración de la prueba; inducidas en una profundidad sensibilidad a la presión y medidas en otra
† = bajo ciertas condiciones ‡ = Realizada comúnmente
Introducción a los Servicios de Pruebas de Pozos
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Introducción
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Una vez que se ha determinado el tipo de prueba, se calcula la secuencia de cambios que deben ocurrir en la tasa de flujo en la superficie durante la prueba. Los cambios en la tasa de flujo y en su duración deben ser realistas y prácticos para que puedan generar las respuestas esperadas en los datos de la prueba. Esto se logra mejor si se escoge un modelo apropiado de yacimiento y se simula la secuencia completa de la prueba de antemano (Figs. 5 y 6). La simulación de la secuencia de la prueba permite explorar todo el rango posible de mediciones de presión y tasas de flujo. La simulación también ayuda a identificar los tipos de sensores necesarios para medir los rangos esperados. Examinando los datos simulados y por medio de gráficas se puede diagnosticar el momento en que aparecen características fundamentales tales como el final de los efectos de almacenamiento del pozo, la duración del flujo radial de comportamiento infinito y el comienzo de la respuesta de un yacimiento fisurado. Las gráficas también pueden ayudar a prever la aparición de efectos de límites externos, incluyendo las fallas selladas o parcialmente selladas y los límites con presión constante. El siguiente paso consiste en generar gráficas de sensibilidad para determinar los efectos de los parámetros del yacimiento en la duración de los diferentes regímenes de flujo. El paso final del proceso de diseño de la prueba consiste en seleccionar las herramientas y el equipo adecuados para la adquisición de los datos. Los equipos de superficie y de fondo de pozo han de ser versátiles para que se puedan realizar operaciones seguras y flexibles. Algunos factores clave que hay que tener en cuenta son: ■ el control del ambiente interior del pozo para minimizar el almacenamiento en el pozo ■ la utilización simultánea de herramientas de disparo y de prueba a fin de minimizar el tiempo del equipo de perforación ■ la utilización de registradores de presión de altísima precisión cuando los objetivos de las pruebas persiguen una descripción detallada del yacimiento ■ escoger registradores confiables de fondo de pozo que permitan la recuperación de los datos esperados al retirar las herramientas del pozo ■ seleccionar un equipo de superficie que permita manejar con seguridad las velocidades y presiones esperadas ■ deshacerse de los líquidos producidos de manera ambientalmente aceptable. Cualquiera que sea el diseño de las pruebas, es importante asegurar que todos los datos se adquieren con la máxima precisión. Para lograrlo, es necesario entender bien las opciones de herramientas disponibles y prever cualquier impacto negativo sobre la calidad de los datos.
8
10,000
8000
Presión (lpca)
6000
4000 0
1
2
3
4
Tiempo transcurrido (hr) Figura 5. Respuesta simulada de presión.
10 6 Presión Derivada 10 5
10 4 Almacenamiento en el pozo
Pressure – Derivada de presión (lpc)
Límites
10 3 Flujo radial 10 2
Comportamiento por dobl doble porosidad 10 1 10–4
10–2
100
102
104
Tiempo transcurrido (hr) Figura 6. Diseño de pruebas - Gráficas para identificar los distintos regímenes de flujo.
Introducción a los Servicios de Pruebas de Pozos
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Introducción
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Marcas
Marcas de Schlumberger Marca
Versión completa o descripción de las marcas
CQG
manómetro de cristal de cuarzo
DataLatch
registrador / transmisor de cable eléctrico para fondo de pozo
EverGreen
quemador de efluentes del pozo de mínimo impacto ambiental
E-Z Tree
árbol recuperable de control de pozo
E-Z Valve
válvula recuperable de control de pozo
Green Dragon
quemador de alta eficiencia
HPR
registrador de presión en condiciones ambientales difíciles
HSD
cañón de alta densidad de disparos
IRIS
Sistema Inteligente de Implementación Remota
LINC
herramienta de acople inductivo
MFE
herramienta de evaluación de flujo múltiple
PCT
herramienta de prueba operada a presión
PERFPAC
método de control de arena
PhaseTester
equipo portátil de pruebas multifásicas periódicas
PORT
herramienta de referencia operada a presión
PosiTest
empacador recuperable de compresión
Positrieve
empacador recuperable de fijación por peso y con sistema de retención en el fondo
QUANTUM
familia de empacadores para operaciones de empaque de grava
Sandec
equipo de detección de flujo de arena
Sapphire
registrador de presión
SenTREE
árbol (corto) universal de pruebas submarinas
SMART
Terminal Modular de Registro de Adquisición de Schlumberger
UNIGAGE
sistema de medidores de presión
Vx
tecnología para pruebas de pozo en condiciones multifásicas
Introducción a los Servicios de Pruebas de Pozos
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Marcas
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Otras marcas
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Marca
Compañía dueña de la marca
Aflas®
Marca registrada de Asahi Glass Co., Ltd.
Barton®
Marca registrada de Barton Instrument Sistemas, LLC
Daniel®
Marca registrada de Daniel Industries, Inc.
Floco®
Marca registrada de Barton Instrument Sistemas, LLC
HASTELLOY®
Marca registrada de Haynes International, Inc.
HP®
Marca registrada de Hewlett-Packard Company
Kimray®
Marca registrada de Kimray, Inc.
Lee Jeva®
Marca registrada de Lee Company
Quartzdyne®
Marca registrada de Quartzdyne Inc.
Ranarex®
Marca registrada de EG&G Chandler Engineering Company
Rotron™
Marca registrada de Ametek, Inc.
Unix®
Marca registrada de The Open Group
Viton®
Marca registrada de DuPont Dow Elastomers L.L.C.
Windows™
Marca registrada de Microsoft Corporation.
Nomenclatura
∆P
cambios de presión
DGA
adaptador de medidor para sarta de DST
µ
viscosidad
DHSIT
herramienta de cierre de fondo de pozo
ρ
densidad
dm
diámetro de las gotas
A
área
DNV
Det Norske Veritas
ADC
convertidor de análogo a digital
DST
prueba de formación
ANSI
Instituto Nacional Americano de Estándares
DWLA
adaptador de cable para DST LINC
API
Instituto Americano del Petróleo
DWT
probador de peso muerto
ASCII
Código Estándar Americano para Intercambio de Información
EEPROM
memoria borrable de lectura programable eléctricamente por el usuario
ASIC
circuito integrado específico de una aplicación EFST
herramienta de cierre libre de explosivos
ASME
Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos
ELMF
medidor mejorado de flujo líquido
BHA
conjunto de herramientas de fondo de pozo
EMC
compatibilidad electromagnética
BHP
presión de fondo de pozo
EN
estándares europeos
BOP
preventor de reventones
EOP
disparo con condiciones extremas de sobrebalance
BOST
Herramienta de Cierre Operada con Batería ERS
Programa Sencillo de Registro
BOV
válvula de liberación de presión ESD
apagado de emergencia
C
concentración ESFA
dispositivo de activación para EFST
Cd
coeficiente de arrastre EZGC
CaBr
bromuro de calcio
portador submarino de registrador de presión y temperatura
CCL
registro de collares de revestimiento
EZTH
CEC
Comisión para la Cooperación Ambiental
conjunto de acople del sistema SenTREE 3
CENELEC
Comité Europeo de Normalización Electrotécnica
EZTM
sistema SenTREE 3
EZTV
ensamblaje de válvula del sistema SenTREE 3
CO2
dióxido de carbono
EZV
Válvula E-Z
CT
tubería flexible
FASC
CTU
uso acumulativo de la herramienta
cámara anular de muestreo de pleno diámetro
CV
válvula de circulación
FHH
herramienta de datos para la línea de flujo
DAC
convertidor de digital a análogo
FLXH
módulo FlexPac hidráulico para retener las herramientas
DAV
válvula de acción doble
FLXP
empacador recuperable FlexPac
Introducción a los Servicios de Pruebas de Pozos
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Nomenclatura
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14
FPM
módulo protector de la formación
MCCV
válvula de circulación de varios ciclos
GFI
interrupción por falla a tierra
MCVL
válvula de circulación de varios ciclos con seguro
GLR
relación gas / líquido min
mínimo
GOR
relación gas / petróleo MIRV
GR
rayos gamma
válvula de circulación inversa de múltiples aperturas operada internamente
GUI
interfaz gráfica de usuario
MQD
desviación cuadrática media
GVF
fracción del volumen de gas
MSDST
h
altura
herramienta de cierres múltiples en fondo de pozo operada por línea de arrastre
H2S
sulfuro de hidrógeno
NACE
Asociación Nacional de Ingenieros de Corrosión
HAZOP
Riesgo y Operabilidad
HCl
ácido clorhídrico
NACE MR-01-75
especificación de requisitos para materiales de equipos petroleros
HF
ácido fluorhídrico
NEC
Código Nacional de Electricidad
HOOP
módulo para mantener la válvula abierta
NPD
Dirección Noruega del Petróleo
HPHT
alta presión y alta temperatura
NPT
Rosca NPT
HSE
seguridad, salud y ambiente
OD
diámetro externo
ID
diámetro interno
P
presión
IEC
Comisión Internacional Electrotécnica
Pa
presión aplicada
IRDV
herramienta IRIS de válvula doble
Pc
presión calculada
ISO
Organización Internacional de Estándares
Pmax
presión máxima
L
longitud
PC
computadora personal
LCD
pantalla de cristal líquido
PCTV
válvula PCT
LDCA
conjunto de acople para fondo de pozo DLWA/LINC
PFSV
válvula de seguridad tipo charnela de bombeo directo
LRT
herramienta de bajada para el acople LINC
PIPK
empacador Positrieve
LRTC
cartucho de herramienta de bajada para el acople LINC
PowerLINC acople de inducción con seguro de potencia PSPC
empacador PosiTest de fijación a compresión
PSPK
empacador de pozo entubado PosiTest
LRTL
seguro de herramienta de bajada para el acople LINC
LSCI
interfaz de superficie de computadora para el acople LINC
PTSV
válvula de seguridad de bombeo directo
PTV
válvula de prueba de tubería
LUBV
lubricador de válvula
PVT
presión-volumen-temperatura
max
máximo
Q
capacidad
SRC
Centro de Terminación de Pozos de Schlumberger
SRO
lectura en superficie
SSV
válvula de seguridad en superficie
STAF
extremo frontal de las pruebas de adquisición de superficie
mandril de sellado del tubo de subida
STAN
red (en superficie) de adquisición de pruebas
S.A.
Stub Acme
SXAR
S.A.T.
Cuadro de Análisis de Seguridad
conector de liberación automática-explosiva del cañón
SBSA
Servicios Básicos de Adquisición SMART
T
temperatura
SBSV
válvula de seguridad de una sola esfera
t
tiempo
SCPU
Unidad Central de Procesamiento SMART
TCP
cañón transportado por tubería
SCSSV
válvula de seguridad de subsuelo controlada desde la superficie
TFTV
válvula para llenado y prueba de tubería
TTV
válvula de prueba de tubería
UPP
plataforma universal de presión
Vc
velocidad crítica
Vs
velocidad de sedimentación
WCQR
sensor CQG UNIGAGE
válvula de circulación inversa de sobrepresión hidrostática de operación única (interna / externa)
WP
presión de trabajo
WT
temperatura
SJB
junta de seguridad
Z
factor de compresibilidad de un gas
SLPJ
junta deslizante
ZnBr
bromuro de cinc
Sn
salida del sensor
SORTIE
válvula de circulación inversa de sobrepresión hidrostática de operación única (interna / externa)
q
velocidad o tasa de flujo
RA
radioactivo
Re
Número de Reynolds
RETV
válvula retenedora del sistema SenTREE 3
RIH
bajando en el pozo
RSM
SHORT
herramienta inversa de sobrepresión hidrostática de operación única
SHRT
herramienta de referencia hidrostática
SHRV
válvula de circulación inversa de sobrepresión hidrostática de operación única
SHRV-T
Introducción a los Servicios de Pruebas de Pozos
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Nomenclatura
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