Control de Pozos Petroleros
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CONTROL DE POZOS PETROLEROS 1.- Procedimientos de control de pozo una vez que se haya detectado una surgencia . Un control de pozo consiste en observar un pozo con las bombas detenidas para determinar si es que está fluyendo. Algunas veces los controles de flujo son llevados a cabo como política de norma de la empresa, quizá antes de levantar la tubería del fondo, en la zapata de la tubería de revestimiento, o antes de quitar la barrena. También son llevados a cabo a juicio del perforador debido a cambios en los parámetros de perforación, o a pedido de los supervisores, el ingeniero de lodos, o los miembros del personal que noten indicaciones de una surgencia. Los controles de flujo son llevados a cabo por medio de la observación directa, usando sensores de flujo, o de manera volumétrica. Si el pozo está fluyendo, los procedimientos de cierre deben iniciarse de inmediato. La profundidad, el tipo de fluido, la permeabilidad de la formación, el grado de desequilibrio y otros factores, afectan el período de observación del pozo durante el control de flujo. El control debe durar lo suficiente como para determinar si es que el pozo está fluyendo o permanece estático. Métodos de circulación, de presión de fondo de pozo constante . Despues de que se cierra el pozo y se detiene el flujo desde la formación, la presión en el fondo del pozo pronto es igual a la presión de la formación. Se debe tener una presión adicional para evitar que el fluido de la formación siga fluyendo mientras circulan la surgencia hasta sacarla. Al mismo tiempo se debe evitar una presión excesiva en el fondo del pozo para evitar la pérdida de circulación. Si se va a circular y retirar una surgencia del pozo, se requiere que se circule manteniendo la presión en el fondo del pozo. Los procedimientos para hacer esto se llamam
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4. EQUIPOS UTILIZADOS EN LA DESHIDRATACIÓN DE CRUDOSUna vez que el crudo es producido a nivel de fondo de pozo, la producción proveniente de los diferentes pozos se lleva a un múltiple de producción, compuesto a su vez por tres submútiples de acuerdo a la presión de línea en baja, alta y de prueba, figura 16. Está constituido por tuberías de 6 pulgadas de diámetro a través de las cuales circula la mezcla gas-crudo-agua que pasará posteriormente a los separadores gas-líquido donde se elimina el gas disuelto.Luego, la emulsión pasa a un separador gravitacional para eliminar el agua libre y el crudo no emulsionado. La emulsión restante se lleva al sistema de tratamiento seleccionado para la aplicación de calor y/o corriente eléctrica, y finalmente el crudo separado pasa a un tanque de almacenamiento. El punto de inyección de química es a la salida del múltiple de producción, antes de los separadores, como se muestra en la figura 17.Tratamiento de ResiduosFigura 16. Múltiple de producción de una estación de flujo.Tratamiento de ResiduosFigura 17. Representación esquemática de una estación de flujo para deshidratar crudo.4.1 Separadores gas-líquidoLos separadores horizontales o verticales sirven para separar el gas asociado al crudo que proviene desde los pozos de producción. El procedimiento consiste en que la mezcla de fluidos entrante choca con las placas de impacto o bafles desviadores a fin de promover la separación gas-líquido mediante la reducción de velocidad y diferencia de densidad. El número de separadores varía en función del volumen de producción de gas y petróleo en las estaciones. Se identifican cuatro secciones de separación:Separación primaria: Comprende la entrada de la mezcla crudo-agua-gas.Separación secundaria: Está representada por la etapa de separación máxima de líquido por efecto de gravedad.Extracción de neblina: Consiste en la separación de las gotas de líquido que aún contiene elgas.Acumulación de líquido: Está constituida por la parte inferior del separador que actúa como colector, posee control de nivel mediante un flotador para manejar volúmenes de líquidos obtenidos durante la operación.Los separadores verticales operan con mayor eficiencia a una baja relación gas-petróleo menor de 500 pie3/barril, mientras que los separadores horizontales poseen mayor área superficial y tienen controladores de espumas. En la figura 18 se muestran un tren de tres separadores verticales.Tratamiento de ResiduosFigura 18. Tren de separación (separadores de alta presión, de baja y de prueba).4.2 Separadores gravitacionalesEl asentamiento gravitacional se lleva a cabo en grandes recipientes llamados tanques, sedimentadores, tanques de lavado, “gun barrels” y eliminadores de agua libre (EAL ó “Free Water Knockout FWK”). Los eliminadores de agua libre (EAL) son utilizados solamente para remover grandes cantidades de agua que es producida en la corriente, pero que no está emulsionada y se asienta fácilmente en menos de 5-20 minutos, figura 19. El crudo de salida de un EAL todavía contiene desde 1 hasta 30 % de agua emulsionada. En el interior de estos recipientes que son de simple construcción y operación, se encuentran bafles para direccionar el flujo y platos de coalescencia. El agua es removida por la fuerza de gravedad y esta remoción provoca ahorros en el uso de combustible de los calentadores. Un calentador requiere de 350 Btu para calentar un barril de agua en 1°F, pero solamente requiere 150 Btu para calentar 1 barril de crudo en 1°F. El calentamiento de agua, aparte de que es un desperdicio de energía provoca problemas de incrustación y requiere del uso adicional de tratamiento químico muy costoso para prevenir la incrustación.Los eliminadores de agua libre (EAL), no son lo mejor ya que ellos solo remueven el agua libre. Están protegidos por ánodos de sacrificio y por aditivos para prevenir la corrosión por el efecto del agua de sal. Tratami
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CONTROL DE POZOS PETROLEROS
1.-
Procedimientos de control de pozo una vez que se haya detectado una surgencia.Un control de pozo consiste en observar un pozo con las bombas detenidas para determinar si es que está fluyendo. Algunas veces los controles de flujo son llevados a cabo como política de norma de la empresa, quizá antes de levantar la tubería del fondo, en la zapata de la tubería de revestimiento, o antes de quitar la barrena. También son llevados a cabo a juicio del perforador debido a cambios en los parámetros de perforación, o a pedido de los supervisores, el ingeniero de lodos, o los miembros del personal que noten indicaciones de una surgencia. Los controles de flujo son llevados a cabo por medio de la observación directa, usando sensores de flujo, o de manera volumétrica. Si el pozo está fluyendo, los procedimientos de cierre deben iniciarse de inmediato.
La profundidad, el tipo de fluido, la permeabilidad de la formación, el grado de desequilibrio y otros factores, afectan el período de observación del pozo durante el control de flujo. El control debe durar lo suficiente como para determinar si es que el pozo está fluyendo o permanece estático.
Métodos de circulación, de presión de fondo de pozo constante.Despues de que se cierra el pozo y se detiene el flujo desde la formación, la presión en el fondo del pozo pronto es igual a la presión de la formación. Se debe tener una presión adicional para evitar que el fluido de la formación siga fluyendo mientras circulan la surgencia hasta sacarla. Al mismo tiempo se debe evitar una presión excesiva en el fondo del pozo para evitar la pérdida de circulación.
Si se va a circular y retirar una surgencia del pozo, se requiere que se circule manteniendo la presión en el fondo del pozo. Los procedimientos para hacer esto se llamam Métodos de Presión de Fondo de Pozo Constante.
Hay que elegir cuándo circular o sacar la surgencia del pozo y cuándo incrementar el peso del lodo. Se pueden hacer cualquiera de los dos primero, o se pueden hacer ambos al miemo tiempo, pero siempre hay que mantener la presión en el fondo del pozo igual a la presión de la formación o un poco por encima de la misma. Los métodos para cualquiera de las dos elecciones son los mismos. Basado en el orden de la circulación e incremento en el peso del lodo de ahogo, los siguientes son los Métodos más comunes para mantener Constante la Presión de Fondo del Pozo:-El Método del Perforador.- circula la surgencia hasta sacarla del pozo y luego densificar piletas y pozo.-El Método de Esperar y Densificar.- densificar las piletas, y luego circular la surgencia, manteniendo la densidad.-El Método Concurrente.- circular la surgencia e ir agregando peso al mismo tiempo.Estos métodos tienen ventajas y desventajas relativas que se deben entender a fondo antes de elegir el método apropiado.
Métodos de No Circulación, de presión de fondo del pozo constante.-Hay varias técnicas que relacionan la presión con el volumen de luido liberado del pozo.
Dos de lás técnicas que proveen control en el fondo sin circulación son la "Volumétrica" y la "Inyección y Purga"
2.- El control de un pozo es necesario para el manejo de una situación de riesgo provocada por una arremetida o por la sospecha de ella. Las arremetidas y los influjos son provocados porque la presión que ejerce la columna hidrostática del fluido de perforación es menor que la presión de poro de la formación lo que produce que los fluidos que están dentro de ella invadan la tubería generando un aumento de los tanques y posiblemente, dependiendo del tipo de influjo, un aumento en las unidades de gas.El control del pozo debe provocar que la presión dentro de la tubería sea igual a la presión de la formación o mayor. La presión de la formación es medida al cerrar el pozo y medir la presión en el cabezal. Con el gradiente hidrostático de los fluidos se puede determinar el tipo y la cantidad del influjo junto con la presión de la formación.El control de pozo puede ser llevado a cavo en diferentes formas, una de ellas es densificar el fluido de perforación y otra es aumentar la presión desde la superficie (en la bomba). Es posible combinar ambos métodos.
3.-Control de Pozos al iniciar su intervención.-Definiciones:Presión de Poro.- Es la presión de los fluidos contenidos dentro de los espacios porosos de una roca.Presión de Fractura.- Es la presión a la cual se presenta una falla mecánica de la formación.Densidad de control o equilibrio.- Es la densidad que genera la presión hidrostática necesaria para contener la presión de poro.Fluido empacador.- Es un fluido que ocupa el espacio anular entre la tubería de producción y la TR de explotación, desde el empacador hasta el cabezal.Fluido de terminación.- Es el fluido que está al frente al intervalo productor al momento del disparo, en algunos casos un mismo fluido cumple las dos funciones.Fluido de control.-Es el fluido que se prepara con la densidad requerida para efectuar el control del intervalo.Agua dulce - Salmueras (Cálcicas) Fluidos de emulsión inversaAgua de mar - Fapx Fluidos base agua Polimérico) Tubin Puncher.- Disparo que se realiza al aparejo de producción para establecer comunicación con el espacio anular. En falla o ausencia de la camisa de circulación.
