Nivel de Fluido y Cartas Dinamometricas Utilizando El TWM de Echometer (UPCO)
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1333 Eldridge Parkway #633, Houston, TX 77077Telf USA 1 281-617-1988 Cel USA 1 972-992-8025 Vzla Number . 58 261-783-0228
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REGLAS BÁSICAS:
1.- Mantener los DispositivosCelulares en Vibración.
2.- Si cuenta con PC-Portátiles personales,manténgase fuera del alcance de materialAJENO al contenido del curso.
3.- Preguntar al momento de presentarse laduda, para no perder continuidad del tema.
4.- Respetar la secuencia lógica delcontenido, referido a los temas de discusión.
OBJETIVOS DEL CURSO• OPTIMIZAR EL LAS APLICACIONES DEL SISTEMA ANALIZADOR DEPOZOS, iniciando el personal de Ingeniería y Operaciones deProducción en los principios de medición de las herramientasEchometer y los pasos a seguir para la adquisición e interpretación dedatos del pozo: Prueba acústica de Nivel, Carta dinagrafica, Prueba deVálvulas.
RESULTADOS• Menor tiempo y esfuerzo para la adquisición de data altamenteprecisa.
• Mayor eficiencia del funcionamiento del pozo.
• Optimización de las operaciones.
• Incremento de la producción de crudo y reducción de los gastosde explotación.
Para verificar el desempeño del equipo de Bombeo así como las condicionesde fondo seleccionamos el tipo de prueba a realizar
MEDICIONES ACÚSTICAS
MED. DINAMOMETRICAS
MED. CORRIENTE Y POTENCIA
BATERIA EXTERNA DE12 VOLT
SEÑAL ACÚSTICA.
SEÑAL DEL TRANSDUCTOR DE PRESIÓN Y CONTROL DE VÁLVULA.
SEÑAL DE CARGA Y ACELERACIÓN.
SEÑAL DE CORRIENTE Y POTENCIA DEL MOTOR.
INYECCIÓN PRESIÓN DE GAS (CO2 ó N2).
LEYANDA.
SENSOR DE BARRAPULIDA
PISTOLA ACÚSTICA /MICROFONO
GAS NIVEL DE FLUIDO
COLUMNA LIQUIDA /GASEOSA
COLUMNA 100%LIQUIDABOMBA
PRESIÓN DE FONDOFLUYENTE
PRESIÓN ESTÁTICA DELYACIMIENTO
PRESIÓN DE CABEZALEN CASING
LINEA DE FLUJO
GENERALIDADES SOBRE LASMEDICIONES ACÚSTICAS
TOTAL WELL MANAGEMENT
MEDICIONES ACÚSTICAS. Un Poco de historia…
1898Patente BatchellerInicialmente los sistemas de registro sonido
se desarrollaron para detectar la
ubicación de atascamiento en los tubos
de los sistemas neumáticos de correo
instalados en los edificios de las empresas.
Deptograph. C.P Walker 1937
MEDICIONES ACÚSTICAS. Un Poco de historia…
Predecesor de los equiposactuales de mediciónusando principios de ondaacústica.
Corte suprema de justicia delos estados unidos:
“No se puede patentarun principio de lafísica o una idea”…
Viaje de la Onda
MEDICIONES ACÚSTICAS. Principio.
Nivel de Fluido
Un pulso acústico es generado desde la superficie del pozo. Este pulso viaja
a través del gas y va reflejando los cambios en el área seccional del anular
Revestidor-Tubería incluyendo cuellos de tubería, liners, nivel de fluido, etc.
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Nivel de Fluido
5
6
5
6
MEDICIONES ACÚSTICAS. Principio.
Generación de Pulso (Onda de Viaje)
Cuellos
Tubería
Nivel de Liquido
DisparoBANG!!!
Pulso deCompresión
Pulso deImplosiónEcos en el Pozo
1. Cambios en el área seccionalcausa ondas de sonido quese reflejan de regreso almicrófono.
2. El reflejo inicial es el deldisparo.
3. Una serie de pequeñosreflejos indican los cuellos dela tubería.
4. Los impulsos de bajafrecuencia detectan el nivelde fluido.
Relación de Tiempo a Profundidad
CUELLOS
REVESTIDOR
TUBERIA
NIVEL DEFLUIDO
WELL ANALYZER
DISPARO
PRESIONDELREVESTIDOR
RASTRO ACUSTICO
1. La profundidad desde la pistolahasta cualquier anormalidad enel anular del revestidor esdirectamente proporcional altiempo, RTTT, para que el pulsoacústico viaje desde la pistolahacia el revestidor hasta laanomalía y se refleje de vuelta almicrófono.
2. El micrófono instalado en lapistola de gas detecta ladetonación del disparo y reflejael eco de los cuellos, liners,perforaciones, nivel de liquido,además de otras obstruccionesen el espacio anular.
3. La data acústica es adquiridapara un predeterminado numerode segundos, basado en laprofundidad de la formación.
VELOCIDAD ACUSTICA EN EL AIRE
La Luz viaja alrededor del mundo ocho (8) veces en un segundo. El sonido en elaire viaja 1100 pies/seg. Si una persona “ve” el resplandor y escucha el “BOOM” 5segundos luego, entonces el relámpago esta a 5500 pies de distancia.
Observa el flashy luego escuchael “BOOM”
Velocidad del Sonido
1100 pies/seg
Rayo
Si un eco es escuchado un segundo luego del grito y serefleja en la pared de un cañón (velocidad de la ondaes 1100 pies/seg.), entonces cual es la distancia a lapared del cañón?
Velocidad acústica comouna función de la gravedaddel gas y la presión
Velocidad Acústica en aire seco:1. 32°F (0°C) y presión estándar es 1087
pies/seg. (331.45 mts/seg.).2. Cambia directamente con
temperatura a tasasaproximadamente de 1,075pies/seg./°F (o 0.59 mts/seg/°C)
Aire (75ºF y 14,7 PSI)
El eco se escucha UN SEGUNDO después del grito al reflejarse en lapared de un cañón
Entonces: ¿Cuál es la distancia hasta la pared del cañon?
La velocidad de laonda de sonido es1100 pies/seg.
La distancia es de 550 pies
Entonces: ¿Cuál es la distancia hasta la pared del cañón?
La velocidad de laonda de sonido es1100 pies/seg.
El eco se escucha UN SEGUNDO después del grito al reflejarse en lapared de un cañón
Generación de Pulso (Onda de Viaje)
SUMINISTRO DE GAS
CONECCION DEL CABEZAL
LAS ONDAS DE ALTA FRECUENCIA SON ATENUADAS MASRAPIDAMENTE QUE LAS ONDAS DE BAJA FRECUENCIA. PERO,TODAS VIAJAN A LA MISMA VELOCIDAD.
EL RETORNO DE LA FRECUENCIA DE LA SEÑAL DEPENDERA DELA PROFUNDIDAD DEL POZO
MIENTRAS MAS PROFUNDO SEA EL POZO, MAYOR SERA ELPORCENTAJE DE FRECUENCIA DE BAJO NIVEL DETECTADO
ESTO ES ESENCIALMENTE VERDAD EN POZOS DE BAJAPRESIÓN
Frecuencia de la Señal
La Frecuencia del contenido de
la señal acústica reflejada varia:
1. Dependiendo de las
características del pulso inicial.
2. Presión en el gas.
3. Distancia viajada
4. Tipos de cambio en el área
seccional.
Generación de Pulso (Explosión)
PISTOLA
A GAS
EXPLOSION
DESCARGA DE GAS DENTRO DEL POZO
PISTO
LA
A GAS
EXPLOSION
DESCARGA DE GAS DENTRO DEL POZO
1. Utiliza suministro de gas externo para generar el pulso acústico
2. El volumen de la cámara de la pistola es cargado a una presión que
exceda la presión del pozo.
3. Este método de generación mantiene la cámara limpia y resulta en menor
mantenimiento.
PISTOLA
A GAS
IMPLOSION
REMOSION DE GAS DESDE EL POZO
PISTOLA
A GAS
IMPLOSION
REMOSION DE GAS DESDE EL POZO
Generación de Pulso (Implosión)
1. No es necesario el suministro de gas externo.
2. La presión del casing deberá ser mayor a los 200 lpc
3. Utiliza la presión del pozo para generar el pulso
4. Implosión fuerza la entrada de arena, humedad y otras partículas a la
cámara de la pistola.
5. Se necesita mayor mantenimiento incluyendo reemplazado frecuente
“O” rings.
Conectando al Pozo
MEJOR DISPAROLA DISTANCIA DEL MICROFONOHASTA EL REVESTIDOR DEBE SERMENOR A 5 PIES (≈1.5 mts)
MICROFONO
VIEJAS TECNOLOGÍASSONOLOG
ECHOMETER MODELO M
ECHOMETER MODELO MANALOGICO.
EQUIPOS ANALOGICOS.Registro de Nivel, ECHOMETER
EQUIPOS ANALOGICOS.Registro de Nivel, Sonolog
REGISTRO SONOLOG REGISTRO IDEALIZADO
Registro de nivel usando equipoacústico. El sonolog genera laonda a través de cartuchos depólvora. Se imprime en papelespecial (Electrosensitivo) y senecesita usar un espaciadorpara el conteo de cuellos hastael nivel.
Registro Sonico. (Sonolog)
Todas las deflexiones que originan los cuellos de la tubería de producción,pueden ser contadas, utilizando un espaciador. El procedimiento consisteen hacer coincidir diez tubos.
DISPARO
REGISTRO SONICO REGISTRO SONICO
BOTELLA
NIVEL DE FLUIDO
REGISTRO DE ALTA FRECUENCIA
ESPACIADOR
DEFLECCIONES CUELLOS
DE TUBERIA
DISPARO
REGISTRO SONICO REGISTRO SONICO
BOTELLA
NIVEL DE FLUIDO
REGISTRO DE ALTA FRECUENCIA
ESPACIADOR
DEFLECCIONES CUELLOS
DE TUBERIA
DISPARO
REGISTRO SONICO REGISTRO SONICO
BOTELLA
NIVEL DE FLUIDO
REGISTRO DE ALTA FRECUENCIA
ESPACIADOR
DEFLECCIONES CUELLOS
DE TUBERIA
DISPARO
REGISTRO SONICO REGISTRO SONICO
BOTELLA
NIVEL DE FLUIDO
REGISTRO DE ALTA FRECUENCIA
ESPACIADOR
DEFLECCIONES CUELLOS
DE TUBERIA
DISPARO
REGISTRO SONICO REGISTRO SONICO
BOTELLA
NIVEL DE FLUIDO
REGISTRO DE ALTA FRECUENCIA
ESPACIADOR
DEFLECCIONES CUELLOS
DE TUBERIA
DISPARO
REGISTRO SONICO REGISTRO SONICO
BOTELLA
NIVEL DE FLUIDO
REGISTRO DE ALTA FRECUENCIA
ESPACIADOR
DEFLECCIONES CUELLOS
DE TUBERIA
EQUIPOS ANÁLOGOS.
Registro Sonico. (Sonolog). Determinación del Nivel
Para calcular el nivel de fluido es necesario disponer de la longitud
promedio/tubo (completación del pozo). La siguiente ecuación puede ser
utilizada.
Donde:
L = Longitud promedio de tubos, pies/tubo.
VF = Profundidad de la bomba de subsuelo, pies.
NT = Número de tubos hasta la bomba.
El nivel de fluido (NF) será:
El valor de N representa la cantidad de deflexiones o tubos donde se
encuentran NF, obtenido con el espaciador.
NT
VF L
N L NF
EQUIPOS ANALOGICOS.Registro de Nivel, Sonolog
Generación de Pulso
5000 PSI 15000 PSIPISTOLA
COMPACTA
2000 PSI
PISTOLA
AUTOMATICA
1500 PSI
Conexiones en el cabezal:1. Generador de pulso
Acústico2. Mientras mayor sea el
volumen, mejor.3. Micrófono4. Medidor de presión
opcional.
Dentro de los generadores de pulso acústico seincluyen:
1. Fulminantes de dinamita.2. Cartuchos calibre 45.3. Cartuchos de pólvora negra.4. Pulso de gas comprimido
Pressure Transducer
Solenoid Valve
Manual Filler Valve
2 inch NPT
to wellhead
Volume Chamber
Bleed Valve
Chamber Pressure
Automatic Filler Valve
ECHOMETER MODELO E. DIGITAL
TOTAL WELL MANAGMENT
EQUIPOS DE MEDICIÓN ECHOMETERANALIZADOR DE POZOS
SENSORES DE CORRIENTEY POTENCIA
DISPOSITIVO DE DISPARO ACÚSTICOY SENSORES DE PRESIÓN
DINAMOMETROS (HT y PRT)
COMPUTADOR PORTÁTIL
Aplicar toda la tecnología disponible???
A partir de las Medidas Acústicas contamos con el Beneficio de conocer:
• Hay liquido por encima de la Bomba? A que profundidad esta el tope de laColumna de Liquido?
• Esta el gas fluyendo por el Anular? En caso Afirmativo en que Tasa?
• Cuál es la Presión de Cabeza del Revestimiento? Está variando con el Tiempo?
• Cuál es el porcentaje de gas en la Columna de Liquido?
• Cuál es la Presión en las Perforaciones?
• Cuál es el porcentaje de la Tasa Máxima de Petróleo que esta siendo producida?
• Cuál es la Tasa Máxima que puede ser producida por el pozo?
• Cuál es la Velocidad de la Onda Acústica que viaja por el Anular en presencia degas?
• Cuál es la Gravedad Especifica promedio del gas?
• Hay alguna restricción o anomalía en el anular por encima del nivel de líquido?
1938 Objetivo: determinar la Sumergencía de la bomba.
2000 Objetivos:
Total Well ManagmentSoftwaredesarrollado porEchometerCompany para laadquisición yanálisis de ladata.
Total Well ManagmentLos siguientes datos deben ser introducidos para ADQUIRIR DATA a partir de pruebasacústicas.
• Well Name (Nombre del Pozo).
• Pressure Datum (Presión Estática al Datum).
• Pump Depth (Profundidad de la Bomba).
• Average Joint Length (Longitud Promedio de los Tubos - El
programa usara 31.7 pies por Default)
Se recomienda que la data del pozo sea introducida en el archivo tan completacomo sea posible antes de ir al pozo a tomar el registro. Esto le permitirá al operadoranalizar los datos en el pozo y asegurarse que los resultados son de calidad.
Total Well ManagmentLos siguientes datos deben ser introducidos para realizar un análisis completo delpozo.
•Well Name
•Pressure Datum
•Pump Depth
• Casing OD
• Tubing OD
• BOPD
• BWPD
• Surface temperature
• Downhole Temperature
• Oil Gravity
• Water especific gravity
• Casing pressure (introducida o medida)
• Casing pressure buildup rate (introducida o medida)
• SBHP
Cuando se genere un archivo de pozo existente se recomienda que el operador verifiqueque este represente con precisión las condiciones actuales del pozo. En particular lainformación de producción debe ser actualizada con valores recientes.
Trazo Acústico-RTTT
1. Tiempo medida para que el pulso acústico viaje desde la superficie a través delgas en el espacio anular y se refleje de vuelta a la superficie (ROUND TRIP TRAVELTIME, RTTT).
2. El nivel de liquido es automáticamente determinado por el software a través delreflejo de las señales acústicas digitalmente procesadas, filtradas y graficadas vs.tiempo.
PASOS PARA ANALIZAR NIVELES DE FLUIDO
Use el marcador para seleccionar el nivel de fluido
NIVEL DELIQUIDO
Trazo acústico con determinación de profundidad
La profundidaddel conteo decuellos (c) esreflejada en laseñal acústica
La profundidad del nivel de liquido (LL) de 4371 pies es determinada almultiplicar el RTTT (en segundos) por la tasa de reflexión de cuellos (Jts/seg) porla longitud promedio de tubería. 8.152*17.8891*29.98=4371 pies
INFORMACION DEL POZO
Método de análisis: Conteo de Cuellos
Eco del Nivel de Fluido
DISPARO
1EROS 2SEGUNDOS
Análisis automático determinara la profundidad del nivel de liquidopara un 95% de los casos
Gas
Brine
Gradient
Oil + Gas
Pump
Pc
Pt
PBHP
FL
Medición de presiones de fondo dinámicas.
COLUMNA LÍQUIDO – GASEOSA EN EL ANULAR
UNA COLUMNA GASEOSA ES DEFINIDA
COMO UNA COLUMNA DE PETROLEO QUE ES
ALIGERADA POR FLUJO DE GAS.
PROBLEMA: EL FLUJO DE LAS BURBUJAS DE
GAS EN LA COLUMNA LA ALIGERA POR LO
QUE SE HACE DIGFICIL PRECISAR LAS
PRESIONES DE FONDO.
CARACTERISTICAS DE COLUMNAS GASEOSAS
1. Gas venteando a través del anular.
2. Ruido considerable en el fondo.
3. El nivel de fluido debe ser errático.
4. La presión del casing aumenta cuando este
se cierra.
Gas
Brine
Gradient
Oil + Gas
Pump
Pc
Pt
PBHP
FL
Tasa de flujo de gas fluyendo por el anular
Las mediciones de pequeños cambios enla presión requieren instrumentos deprecisión.
1. Medición directa de flujo de gas en el anular en el campo con un probadorde flujo critico es un proceso tedioso.
2. La tasa de flujo de gas puede ser medida con precisión a partir de pruebasde restauración de presión en el anular.
3. Pruebas de restauración de presión cortas cerrando el anular mientras elpozo continua bombeando y el gas fluye por el anular.
4. La tasa a la cual la presión del casing aumenta es medida.
Restauración de Presión en el anular- dP/dT
1. Luego de realizar el disparo, elcomputador Generara una señalsonora “Beep” a intervalos de 15segundos para confirmar que lapresión del casing esta siendoregistrada y la tasa de restauración depresión es determinada.
2. Luego observe la restauración depresión por un mínimo de 2 minutos.
3. El ajuste lineal de la restauración depresión parte del origen hasta el ultimopunto registrado.
4. Si la línea de restauración de presiónno se ajusta a la mayoría de lospuntos, espere los puntos siguientes aser graficados y detenga larestauración cuando la curva se ajustea todos los puntos.
POZO NORMAL – DIRECCIÓN DEL PULSO
POZO NORMAL – DIRECCIÓN DE LA REFLEXIÓN
LINER – DIRECCIÓN DEL PULSO
EJEMPLO DE CÓMO EL TWM MUESTRA EL PULSO REFLEJADO Pulso Acústico Inicial: Causado por la explosión de gas comprimido dentro del anular del revestidor, esta explosión forma una Ondade viaje compresiva.
Pulso Reflejado: Causado poruna disminución en el áreaseccional. Se muestra como unpico descendente en el trazoacústico. Nivel de Liquido.
Pulso Reflejado: Causado poruna disminución en el áreaseccional. Se muestra como unpico descendente en el trazoacústico. Colgador del Forro.
Pulso Reflejado: Causado por unincremento en el área seccional.Se muestra como un picoascendente en el trazo acústico.Botella. Tub 3-1/2” x 2-7/8”
LINER – DIRECCION DEL PULSO
Pulso reflejado: Disparo.
Pulso reflejado: Botella. Tub 3-1/2” x 2-7/8”
Pulso reflejado: Colgador del Forro.
Pulso reflejado: Nivel de Liquido.
Ejercicios de ReflexionesAcústicas en Niveles de Fluido.
Dibuje la respuestaacústica de loscambios de área enel pozo e indique enla escala su tiempode viaje (RTTT).
Pulso de Explosión
P r o f u n d i d a d
( f t ) .
T i e m p o , s e g u n d o s
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0
Nivel de Fluido:3000’
Perforaciones:5000’,
7500
Velocidad Acústica
= 1000 ft/sec
Un nivel de fluidosomero resultará en lagrabaación demultiples ecos conintervalos de tiempoiguales.
Sin reflexiones desdelas perforacionesinferiores.
Acoustic Response
D e p t h , f t .
T i m e , s e c o n d s
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0
6
12
Pulso
de Explosión
Nivel de Fluido:6000’
Perforaciones:5000’,
7500’
P r o f u n d i d a d , f t .
T i e m p o , s e g u n d o s .
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0
Velocidad Acústica
= 1000 ft/sec
Dibuje la respuestaacústica de loscambios de área enel pozo e indique enla escala su tiempode viaje (RTTT).
Pulso de Explosión
Nivel de Fluido:6000’
Perforaciones:5000’,
7500’
P r o f u n d i d a d , f t .
T i e m p o , s e g u n d o s .
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0
Velocidad Acústica
= 1000 ft/sec
El echo en las perforacionestiene la máxima amplitud.
El nivel de líquido pordebajo de las perforaionescausa múltiples Ecos con lamisma polaridad de lasperforaciones.
Sin reflexiones desde lasperforaciones inferiores.
Pf
Ll
LlPf
10
12
14
Pulso de Explosión
Liner @ 3000’
Nivel de Líquido@4000’
P r o f u n d i d a d , f t .
T i e m p o , s e g u n d o s
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0
Velocidad Acústica
= 1000 ft/sec
Dibuje la respuestaacústica de loscambios de área enel pozo e indique enla escala su tiempode viaje (RTTT).
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0Respuesta Acústicapara Nivel de Líquidodentro del liner.
6
8
10
12
14
Ln
Ll
LlLn
Ln1
LlLnLlLn
El echo del liner tiene lamáxima amplitud.
El nivel de líquido dentro delliner causa múltiples Ecoscon la misma polaridad delas perforaciones.
Liquid level inside linercauses multiple echoes withalternating polarity LlLn andLlLnLlLn
Liner echo is repeated at Ln1
No echoes from theperforations below liquidlevel
P r o f u n d i d a d , f t .
T i e m p o , s e g u n d o s
Hoyo en la tubería
UNIDAD DE BOMBEOOPERANDO
UNIDAD DE BOMBEODETENIDA
RESTRICCION EN ELAREA SECCIONALDEL ANULAR
SIN CUELLOS O DENTRO DE LA TUBERIA
MARCADORES EN SEGUNDOSMARCADORES EN SEGUNDOS
2
V T D
D= DISTANCIA HASTA EL NIVELDE LIQUIDO (PIES)
T= TIEMPO HASTA EL NIVEL DE LIQUIDO (SEGUNDOS)
V=VELOCIDAD DE LA SEÑAL (PIES/SEGUNDO)
VELOCIDAD ACUSTICA / GRAVEDAD ESPECIFICA DEL GAS
SIN CUELLOS O DENTRO DE LA TUBERIA
MARCADORES EN SEGUNDOSMARCADORES EN SEGUNDOS
pies seg pies seg V T
D 640.102
/112019
2
T= 19 SEGUNDOSV=1120 PIES/SEGUNDOS
Determinación de la Velocidad Acústica
Determinación de la Profundidadusando Marcadores de Fondo
Marcador de Fondo usando lasPerforaciones
VS. Conteo Automático de CollaresLiquid Level:
Downhole
Marker
Automatic
Collar Count
Método de Análisis: Low Pass Filter Identifica marcadores de fondo –
Mandriles de Gas LiftAcoustic
Trace:
High
Frequency
Noise
Low Pass
Filter
Determinación Acústica dePresiones de Fondo Estática yDinámica (de producción).
Reference Papers: SPE 14254 and SPE 13810
Prueba deDepresióndel Nivel deLiquido.
SPE 14254
Echometer Co.
Presión Estática del Fondo delPozo, SBHP (Reference: “Acoustic Static BHP)
• Se refiere a la energía de la quese dispone para empujar losFluidos al Pozo.
• Generalmente Aproximado.
• El operador debe medir el nivelde liquido y las presiones desuperficie cuando el pozo estecerrado por cualquier razón.
• TWM Calculan la SBHP.
SBHP
Nivel de Liquido
Presión de Casing
Calculo de SBHP
Gas
Brine
Oil
Pc
Pt
Static FL
Well Shut-in
SBHP
SBHP =
Presión de Casing +
Presión de la columnade gas +
Presión de la columnade Petróleo +
Presión de la Columnade Agua
Nota: Fluidos segregados por gravedad
USO DEL SOFTWARE “TOTAL WELL MANAGEMENT”
Nivel de Fluido
SBHP
Presiónes de Superficie
Velocidad Acústica yGravedad del Gas
Propósito de realizar las mediciones de Nivel deLiquido en pozos productores
Optimización y Análisis del sistema
Basado en el cálculo de las presiones de fondo.
Determinación de la Sumergencia de la Bomba AlgunosOperadores realizan la medida acústica de nivel de fluido solopara determinar el líquido por encima de la bomba, esto refiereun uso ineficiente de los resultados.
DIAGRAMA DE DATOS INTEGRADOS
PARA LA DETERMINACIÓN DEBHP SE REQUIERE:
• Condiciones de flujo estable.
• Determinación del Nivel de Liquido.
• Medidas de Presión de Casing.
• Medida de la tasa de restauración depresión (para condiciones estáticas ydinámicas)
• Densidades de petróleo, agua y gas en elanular.
• Descripción de la completación del pozo.
PBHP Estabilizada
• Requiere una producciónconstante (WOR).
• Requiere una presión deCasing constante.
• Requiere un Nivel de fluidoconstante.
Gas
Brine
Gradient
Oil + Gas
Pump
Pc
Pt
PBHP
FL
USO DEL SOFTWARE “TOTAL WELL MANAGEMENT”
Estas pruebas consisten enverificar el nivel de fluido con el pozoen producción con la finalidad deobtener principalmente la Presión deFondo Fluyente del pozo. Además deobtener adicionalmente parámetroscomo: Presión de Casing, Presión en laEntrada de la Bomba, Sumergencia dela Bomba, Potencial del Pozo, etc. Estaprueba se puede realizar en pozos deBombeo Mecánico, BCP, BES y enalgunos casos Gas Lift.
PARA MEDICIÓN DE PRESIONES DE FONDO DINÁMICAS
PRESIÓN DE CASING: Esta es medida automáticamente porel Transductor de Presión en superficie.
RESTAURACIÓN DE PRESIÓN: Es la tasa de Cambio de laPresión del Casing en función del tiempo, medida ensuperficie.
P R E S I Ó N
TIEMPO
USO DEL SOFTWARE “TOTAL WELL MANAGEMENT”
USO DEL SOFTWARE “TOTAL WELL MANAGEMENT” MEDICIÓN DE PRESIONES DE FONDO DINÁMICAS
Adicionalmente a lamedida del nivel de fluidodinámico, se toma encuenta la tasa derestauración de presión enel anular (Casing-Tubing)para el cálculo del gas enel pozo y así ajustar elgradiente de fluido parahacer mejores cálculos delas presiones de fondodinámicas.
USO DEL SOFTWARE “TOTAL WELL MANAGEMENT”
Potencial de Producción
Nivel de fluido dinámico
Presiones de fondodinámicas: PIP y PBHP
Tasa de Gas en el Anular
TASA DEL POTENCIAL DE PRODUCCIÓN: Estos resultados seObtienen a partir de datos de Producción de Petróleo, Agua y Gasde Pruebas Recientes, con al aplicación del Método de Índice deProductividad ó VOGEL (IPR).
Q máx
Q L= 1,0 – 0,2
Pwf
Py
- 0,8Pwf
Py
2
Donde:QL: Tasa de Liquido.Py: Presión de Yacimiento.Pwf: Presión de Fondo Fluyente.Qmáx: Tasa Máxima de Liquido @ Pwf= 0 Psi.
Pwf
Py
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0
Qo(máx)
Qo
USO DEL SOFTWARE “TOTAL WELL MANAGEMENT”
INGENIERÍA Y APLICACIONES
INGENIERÍA Y APLICACIONES
LIQUID LEVEL TRAKING.
Este programa se usa en conjunto conel Analizador de Pozo y la pistola agas disparada remotamente con elobjetivo de monitorearcontinuamente la posición del niveldel líquido en un pozo a intervalos tanpequeños como una vez cadaminuto. Procesa y muestra la posicióndel nivel del líquido y la presión defondo de pozo calculada Vs. tiempo.
Luego revisa si el nivel de líquido estaentre los límites de profundidad ygenera una alarma cuando seexcede cualquier límite.
Sistema de Alarmas
Seguimiento ( Control Pozo)
INGENIERÍA Y APLICACIONESLIQUID LEVEL TRAKING.
El programa tiene numerosas aplicaciones enperforación, trabajos de reacondicionamiento,completamiento y operaciones de producción. Algunas de estasson:
• Monitorear el nivel de fluido en tubería de elevación (risers)costa afuera.• Monitorear el nivel de fluido mientras se perfora sin retorno.• Mantener el nivel de fluido en los límites para minimizar daño deformación.• Monitorear la posición de tratamientos a baches.• Monitorear la descarga del levantamiento continuo con gas.• Generar un registro permanente de nivel de fluido duranteoperaciones delicadas.
Pruebas de Restauración de PozosBuild-up Tests
Una prueba de presión consiste en medir elcomportamiento/variación de la presión delyacimiento con respecto al tiempo. Con estaspruebas se obtienen datos a partir de soluciones alas ecuaciones de flujo en el medio poroso.
- Presión del Yacimiento.
- Factor de Daño (Skin Factor).
- Permeabilidad.
Determinación de Nivel deFluido
Determinación de laProfundidad
VALORES DE LA PRUEBA
Presión Casing Vs Prof. Nivel Liq
Graficas de Análisis
BHP Vs Tiempo
Análisis de la Prueba -Log-Log Plot w/Derivative
-Horner Plot
-MDH Plot
-Type Curves
BENEFICIOS Y VENTAJAS• No es necesario sacar cabillas y bomba.
– Bajos Costos
– Mejora el tiempo de respuesta de los datos.
• Data vista en tiempo real. – Asegura los Objetivos de los resultados de la prueba.
– Permite activar el pozo tan pronto termine la prueba.Menor tiempo.
• No se utilizan herramientas de fondo. – Permite evaluar pozos con desviaciones altas.
– Elimina las actividades de Pesca.
CARTA LLENA GOLPE DE FLUIDO INTERFRENCIA DE GAS GOLPE DE BOMBACARTA LLENA GOLPE DE FLUIDO INTERFRENCIA DE GAS GOLPE DE BOMBA
MEDICIONESDINAMOMÉTRICAS
PRINCIPIO
A PARTIR DE LAS PRUEBAS DINAMOMÉTRICAS SEPUEDEN RESPONDER LAS SIGUIENTES INTERROGANTES.
1. ¿Está el pozo bombeando sin producción?2. ¿Cual es la presión en la entrada de la bomba?3. ¿Cual es el llenado de la bomba? Y cual es el desplazamiento
de esta?4. ¿ Cual es la velocidad de bombeo de la unidad?5. ¿Existe fuga en la válvula viajera y/o fija? Y si es afirmativo a que
tasa?6. ¿Están las cargas máximas y mínimas de la Barra pulida dentro
de sus limites?7. ¿Cual es la potencia generada en la barra pulida y en la
bomba?8. ¿Esta la caja de engranajes sobrecargada? Está la unidad
apropiadamente balanceada?9. ¿Cual es el momento de contrabalance necesario para
balancear la unidad?10. ¿Esta operando eficientemente el ancla de gas de fondo?
CARTA DINAGRAFICA. Definición
El comportamiento de las bombas por varillas de succión escomúnmente monitoreado por las mediciones de carga en la barrapulida con un dinamómetro. Un grafico de las cargas sobre la barrapulida en un ciclo completo de bombeo es lo que se conoce como“Carta Dianagrafica”.
CARTA LLENA GOLPE DE FLUIDO INTERFRENCIA DE GAS GOLPE DE BOMBA
C a r g a s
, L
b .
Posición, in.
MEDICIONES DE CAMPO Mediciones Analógicas
Dinamómetro Convencional (LEUTERT)
Es un instrumento que se utiliza para medir directamente las cargas de
fluido que soporta la barra pulida en función del desplazamiento del
embolo de la bomba. Estas cargas se registran sobre una tarjeta
describiendo una curva cerrada denominada diagrama o carta
dinagrafica.
MEDICIONES DE CAMPO Mediciones AnalógicasDinamómetro Convencional (LEUTERT)
MEDICIONES DE CAMPO Mediciones Analógicas
MEDICIONES DE CAMPO Mediciones AnalógicasDinamómetro Convencional (LEUTERT)
MEDICIONES DE CAMPO Mediciones Analógicas
MEDICIONES DE CAMPOMediciones Analógicas
Dinamómetro Convencional (LEUTERT)
Resultados:
Prueba de bomba completa, incluyendo chequeo de válvulas y efecto de contrabalance. La
línea base: Esencial para la lectura al instante de la carga real. Para los cuatro resortes existen
escalas de lectura correspondientes.
Válvula Viajera
Válvula Fija
Efecto de Contrabalance
Reporte Fecha:
Línea Base
Válvula Viajera
Válvula Fija
Efecto de Contrabalance
Reporte Fecha:
Línea Base
MEDICIONES DE CAMPOMediciones Analógicas
Dinamómetro Convencional (LEUTERT)
Dycomaster DYCEl dinamómetro electrónicoDYCOMASTER DYC se hadesarrollado después del estudiocuidadoso de los requisitos delcampo petrolífero y de laspruebas prácticas exhaustivasdurante años en condicionesvariadas y a menudo difíciles,tales como funcionamientorápido, gigante e instalaciones debombeo de multi-terminacion.Este instrumento registra la cargade la barra pulida (cargainstantánea) a través del ciclo defuncionamiento de una unidadde bombeo.
El dycomaster regular que registra, sin lainterrupción de la bomba, tiene la ventajaagregada que los cambios en el nivel fluidopueden ser reconocidos. Con el cálculo de laPIP por medio de las cargas de la bomba.
MEDICIONES DE CAMPO
INSTRUMENTOS DE MEDICION.Dinamómetros Electrónicos. Característica básica:• Uso transductores electrónicos (a diferencia de los mecánicos o
hidráulicos) medir las cargas y el desplazamiento en los pozos.
Las partes principales de tales unidades dinamométricas son:
• El transductor de cargas (celda de carga),
• El transductor de posición
• Electrónica que produce la interfase, registro de la señal, y
procesamiento. La celda de carga es colocada entre el elevador
y la grapa de la barra pulida y usualmente utiliza medidores
tensión para registrar las cargas en la barra pulida.
MEDICIONES DE CAMPO
DINAMÓMETROS ELECTRÓNICOS ECHOMETER
TRANSDUCTOR TIPO HERRADURA
Uso y Principio de Mención
La celda de caga contiene
registradores de tensión. Estos
dispositivos cambian la resistencia
eléctrica de un cable a medidas de
carga. Cuando una carga es aplicada
en los registradores de tensión,
comprime hacia adentro a los
registradores de tensión
incrementándose el área seccional de
un cable delgado. El cambio en el área
causa un cambio en la resistencia al
flujo de electricidad. Los circuitos
electrónicos en la caja dinagrafica
trasladan los cambios en resistencia a
cargas sobre barra pulida.
DINAMÓMETROS ELECTRÓNICOS ECHOMETER
TRANSDUCTOR TIPO HERRADURA
Uso y Principio de Mención
Adicional esta integrada con
un acelerómetro que mide la
aceleración de la barra
pulida. El programa calcula
la velocidad y posición de la
barra pulida a través de
integración numérica de
señales de aceleración vs.
Tiempo.
DINAMÓMETROS ELECTRÓNICOS ECHOMETER
TRANSDUCTOR TIPO BARRA PULIDA
Uso y Principio de Mención
El transductor de barra pulida es un sensor
muy practico para mediciones
dinamométricas rápidas y seguras. Consiste en
una pequeña grapa tipo “C” que se coloca
en la barra pulida, unas 6” por debajo del
elevador. Este inastrumento con medidores
extremadamente sensibles reguistra el cambio
en diametro de la barra pulida debido a la
variacion de cargas durante la embolada de
la bomba. Al igual que el HT este transductor
contiene un acelerometro.
1. El PRT se conecta a la barra pulida.
2. Para las cargas el PRT genera una señal de
voltaje de salida proporcional al cambio en
diámetro de la barra pulida debido a las
cargas.
3. La data de aceleración es procesada para
determinar la posición de la barra pulida.
DINAMÓMETROS ELECTRÓNICOS ECHOMETER
TRANSDUCTOR TIPO BARRA PULIDA
Uso y Principio de Mención
Operadora: Chevron Corporation
Campo: Boscan, Edo Zulia.
Contratista: Upco de Venezuela S,A
PRT T1 HT 30KLbs SAM Deviation PRT-SAM Deviation T1/HT-SAM
Peak Polished Rod Loads 30,862 Lbs NO APLICA 29,969 Lbs 28,414 Lbs 2448 Lbs 1554.6
Equipment: Equipment:
Manufacturer Manufacturer
Date: Date:
Time: Time:
SAM CONTROLLER (LUFKIN AUTOMATION)PRT & HT. (UPCO DE VENEZUELA S,A)
Celda de carga permanente
10-May-06
A-2560-470-240
2/2
240
2.98
150
THP 100
Unit
Analisis Comparativo. Celda de Carga Permanente vs. PRT&HT(T1-Echometer)
Detalles de Medicion Detalles de Medicion
Surface (Equipment and parameters) COMENTARIOS
PRT-Polished Rod transducer
Echometer Lufkin
10-May-06
12:10 PM
Surf. Stroke
Strokes per minute
Motor (HP)
Crank hole
POZO BN-0206(Superposicion de Graficos)
8000
13000
18000
23000
28000
33000
38000
43000
0 50 100 150 200
POSICION (PULG)
C A R G A S ( L B S )
CARTA PRT CARTA SAM CARTA T1 CARTA HT 30KLbs
POZO BN-0206
(Cargas vs. Posicion)
8000
13000
18000
23000
28000
33000
38000
43000
0 50 100 150 200
POSICION (PULG)
C A R G A S ( L B S )
CARTA PRT CARTA T1 CARTA HT 30KLbs
POZO BN-0206
(Cargas vs. Posicion)
8000
13000
18000
23000
28000
33000
38000
43000
0 50 100 150 200
POSICION (PULG)
C A R G A S ( L B S )
CARTA SAM
Comparación Mediciones PRT-HT
Las mediciones con PRT(Polished Rod Transducer) hanprobado estar entre un 1% y un7% de desviación con respectoa las celda de carga tipoherradura.
MEDICIONES DE CAMPO
Medidas de Superficie1. Cargas en la Barra pulida
2. Aceleración en la BarraPulida
3. Potencia y consumo decorriente en el motor
Surface Sensors Records vs. Time
Analyze Stroke #1
Adquisición de ladata de Cargas yAceleración Vs. el
tiempo.
Medidas de Superficie
MEDICIONES EN TIEMPO REAL
MEDICIONES EN TIEMPO REAL
INGENIERÍA Y APLICACIONES
MEDICIONES EN TIEMPO REAL
MEDICIONES EN TIEMPO REAL
CARTA DINAGRAFICA. Efecto de Contrabalance. Ejemplo de Aplicaciones.
Ejemplo de Medición
de Efecto de
Contrabalancee
usando el TWM de
Echometer.
CBE. Well Analyzer. Echometer
TV, SV y CBE en carta dinagrafica de
Superficie
Análisis de torque enla Caja de engranaje
Torque neto en la Caja
Adicionalmente contamoscon los servicios de los sensores demedición de corriente y potenciacon los cuales podemos realizar unanálisis completo de las cargaseléctricas y determinar el consumode Electricidad, Torque en la Cajade Engranaje, movimientonecesario de las contrapesas paraBalancear la Unidad y además deverificar si el tamaño del Motor es elAdecuado.
OTRO INSTRUMENTO DE MEDICIÓN
A partir de las Medidas de Corriente y Potencia del Motor Podemosconocer:
• Cual es la potencia usada durante una carrera de la Bomba?
Cuál es la corriente aparente del Motor?
Está el Motor Generando Electricidad en algún momento de la carrera?
Cuál es el consumo exacto de potencia, kwh/day, $/mes, $/bbl?
Es o no el tamaño del Motor suficiente para la Unidad y la Carga?
Cuál es la carga del Torque?
Está la unidad bien Balanceada?
Que tamaño requieren las Contrapesas para Balancear la Unidad?
Cuál es el tamaño mínimo Recomendado del Motor?
INGENIERÍA Y APLICACIONES
MEDICIONES DE POTENCIA Y CONSUMO ELÉCTRICO
INGENIERÍA Y APLICACIONESMEDICIONES DE POTENCIA Y CONSUMO ELÉCTRICO
INGENIERÍA Y APLICACIONESMEDICIONES DE POTENCIA Y CONSUMO ELÉCTRICO
Torque Neto en la CajaMedición de Potencia
Resumen:• Cargas dinamométricas desuperficie son usadas en ladeterminación de cargasmecánicas sobre las cabillas,unidad de bombeo y caja deengranaje.
• Mediciones precisas y descripciónde la unidad y sarta de cabillas sonrequeridas para realizar un análisiscorrecto.
CARTAS DINAGRAFICAS Análisis de Fondo
La carta dinagrafica de Superficie. Archivoformato Universal (*.Dyn) representa los puntos
de cargas vs. Posición.
0 100.06
7
8
9
10
11
12
0.298705 9.709630.669662 9.709631.14254 9.613791.73809 9.821452.44531 9.85343.24979 9.629774.16783 9.709635.19156 9.581856.2639 9.517957.40208 10.04518.64408 10.39659.99545 10.508311.4362 10.763912.9396 10.939614.5268 11.035416.2074 11.29117.9559 11.466719.7671 11.546621.6619 11.750223.6247 11.868
- -- -- -- -- -- -- -- -- -
Ver TWM – Exportar Archivo.dyn
MEDICIONES DE CAMPO
CARTA DINAGRAFICA DE FONDO. Mediciones Digitales
Usar cartas dinamométricas de fondo, también llamadas “CartasDinagraficas” ofrece una detección más directa de malfuncionamiento de la bomba que las cartas de superficie.
CARTADINAMOMETRICADE FONDO
CARTADINAMOMETRICADE SUPERFICIE
CARTAS DINAGRAFICAS Análisis de Fondo
CARTA DINAGRAFICA DE FONDO. Mediciones Digitales
Carta de Superficie
Carta de Fondo
CARTAS DINAGRAFICAS Análisis de Fondo
COMPARACIÓN DE LA POSICIÓN DE LA BARRAPULIDA Y DEL PISTÓN – TUBERÍA ANCLADA
COMPARACIÓN DE LA VELOCIDAD DE LA BARRAPULIDA Y DEL PISTÓN – TUBERÍA ANCLADA
Nota: el pistón no semueva, V=0. Hastaque el Fo estransferido.
COMPARACIÓN DE LA POSICIÓN DE LA BARRAPULIDA Y DEL PISTÓN – TUBERÍA DESANCLADA
CARTA DINAGRAFICA DE FONDO. Ecuación de Onda
CARTAS DINAGRAFICAS Análisis de Fondo
MEDICIONES DE CAMPOMediciones Digitales
Dinamómetro Electrónico vs. Carta Analógica (LEUTERT)
Interrogantes:• ¿Conoce la Eficiencia del sistema?• ¿Conoce el desplazamiento efectivo del pistón?• ¿Existen sobrecargas en la caja de engranaje, Cabillas, Estructura?• ¿Conoce la eficiencia de la bomba?.• ¿Existe fugas en las válvulas, escurrimiento pistón-barril, etc?.
LA CARTA ANALOGICA NO RESPONDE NINGUNA DE ESTAS INTERROGANTES O NO DE LA MEJOR MANERA.HA SIDO Y SEGUIRA SIENDO SIN DUDA UNA HERRAMIENTA FUNDAMENTAL DE ANALISIS CUALITATIVO DE LA OPERACIÓNDE LA BOMBA, SIN EMBARGO, CAMPOS CON FRECUENCIA ALTA DE FALLAS EN LOS COMPONENTES SUBSUELO-SUPERFICIE DEBEN INTEGRAR A SUS PROCESOS EQUIPOS DE DIAGNOSTICO DIGITAL COMO RESPUESTA A LASINTERROGANTES ARRIBA EXPUESTAS.
CARTAS DINAGRAFICAS Análisis de Fondo
CARTA DINAGRAFICA DE FONDO. Cálculos a partir de la carta de fondo.
Diferencia entre Carrera Efectiva y carrera neta debido a llenado incompleto de la bomba
Fluido Incompresible
Gas Comprimido
Carrera
Efectiva
Carrera
Neta
A B
C
D
Fluido Incompresible
Gas Comprimido
Carrera
Efectiva
Carrera
Neta
A B
C
D
CARTAS DINAGRAFICAS Análisis de Fondo
CARTA DINAGRAFICA DE FONDO. Cálculos a partir de la carta de fondo.
CARGA DEFLUIDO
Snet
Sgross
Snet
Sgross
CARGA DEFLUIDO
FRICCION
Para dibujar correctamente las líneashorizontales se debe tener experiencia eninterpretación de formas de cartasdinagráficas. También se debe tener una ideade cuánta fricción cabilla-tubería existe en elpozo.
CARTAS DINAGRAFICAS Análisis de Fondo
CARTA DINAGRAFICA DE FONDO. Cálculos a partir de la carta de fondo.
Ajuste de Líneas para Separar Fricción de Carga de Fluido Real.
CARTAS DINAGRAFICAS Análisis de Fondo
CARTA DINAGRAFICA DE FONDO. Cálculos a partir de la carta de fondo.
Ajuste de Líneas. Ejemplo de Campo
CARTAS DINAGRAFICAS Análisis de Fondo
CARTA DINAGRAFICA DE FONDO. Cálculos a partir de la carta de fondo.
Fluido Incompresible
Gas Comprimido
CarreraEfectiva
CarreraNeta
A B
C
D
Diferencia entre Carrera Efectiva y carrera neta debido allenado incompleto de la bomba
SPM Lc Dp Pd 21166.0
Fluido desplazado. Tasa de Producción:
Pd= Desplazamiento de la bomba en barriles por día
Dp= Diámetro del pistón en pulgadas
Lc= Longitud de la carrera en fondo, pulgadas
(Carrera Efectiva).
SPM= Velocidad de bombeo en strokes por minuto
CARTAS DINAGRAFICAS Análisis de Fondo
CARTA DINAGRAFICA DE FONDO. Cálculos a partir de la carta de fondo.
Nivel de Fluido. Presión de entrada de labomba. PIP
Fo
CARRERA ASCENDENTE
H
Pa
Pb
Pi
g ca
g cai
g ca g cai
piston
oaiia
piston
o
piston
piston
tubing tubing a
pistoniao
P P H
P H P
A
F P P P P
A
F
A
P L P
A P P F
sin
sin
sinsin
2
433.0
433.0
4
433.0
CARTAS DINAGRAFICAS Análisis de Fondo
CARTAS DINAGRAFICASFallas Típicas
Diagnostico y Corrección de Fallas.
Existen varios indicadores que pueden emplearse en el diagnostico de los posibles problemas
asociados al sistema de bombeo del pozo o al equipo de superficie. Entre estos indicadores se
encuentran:
La historia del pozo y el comportamiento del equipo.
Un análisis representativo de las condiciones del pozo.
Cartas Dinagraficas.√
Niveles de fluido y otros.
MEDICIONES DE CAMPOMediciones Digitales
CARTAS DINAGRAFICASFallas Típicas
INTERPRETACION DE CARTAS
Las cartas dinagraficas permiten identificar la condición de operación del sistema de bombeo
mecánico. No solo el estado de la bomba y sus componentes sino también las cargas y esfuerzos
transmitidos por la sarta de cabillas al equipo de superficie.
Algunas de las Condiciones Típicas de Operación son las siguientes:
1.Interferencia por gas
2.Golpe de Fluido
3.Fuga en Válvula Viajera
4.Fuga en Válvula Fija
5.Tubería Desanclada
6.Mal funcionamiento del ancla de tubería
7.Golpe de Bomba
8.Barril doblado – pistón atascado
9.Barril Dañado
10. Llenado incompleto por crudo Viscoso. *
MEDICIONES DE CAMPO
Mediciones Digitales
CARTAS DINAGRAFICASFallas Típicas
FALLAS TIPICAS
MEDICIONES DE CAMPO
Mediciones Digitales
INTERFERENCIA DE GAS
CARTAS DINAGRAFICASFallas Típicas
FALLAS TIPICAS
MEDICIONES DE CAMPO
Mediciones Digitales
INTERFERENCIA DE GAS
CARTAS DINAGRAFICASFallas Típicas
FALLAS TIPICAS
INTERFERENCIA DE GAS
-LL
0 1 2 3 4 5 6 7 8Sec
Explosion
3 1 6
. 2 m
V
( ft ) 0 500 1000 1500 2000 2500
C -MEDICIONES DE CAMPO
Mediciones Digitales
Mas de 2000 piesDe sumergencia
CARTAS DINAGRAFICASFallas Típicas
CARTAS DINAGRAFICASFallas Típicas
Bloqueo por gas, sin Separadorde fondo
Eliminó el Bloqueo por gas,instalo Separador de fondo
FALLAS TIPICAS
INTERFERENCIA DE GAS
MEDICIONES DE CAMPO
Mediciones Digitales
RE-ESPACIADO DE POZOS.Disminuyendo el Espacio muertoINTERFERENCIA POR GAS / BLOQUEO PORGAS
OBJETIVOSIncrementar la carrera neta aldisminuir el espacio muerto entreválvulas (Re-espaciado de bomba),en pozos identificados con problemasde interferencia por gas.
0 20.0 40.0 60.0 80.0 100.0 120.0 140.0 160.0 180.0 200.0-2.00
0
2.00
4.00
6.00
8.00
10.00
12.00
Plunger Postion (In)
P u m p
L o a
d ( K L b s
)
0 20.0 40.0 60.0 80.0 100.0 120.0 140.0 160.0 180.0 200.0-4.00
-2.00
0
2.00
4.00
6.00
8.00
10.00
12.00
Plunger Postion (In)
P u m p
L o a
d ( K L b s
)
PUMP FILLAGE 70%
PUMP FILLAGE 81%
CARTAS DINAGRAFICASFallas Típicas
INTERFERENCIA POR GAS: Re-Espaciado de la bomba.
Una de las operaciones aceptadas y recomendadas por API(Practica recomendada RP 11AR) esta la disminución del Vo(Volumen muerto). Se sugiere que la distancia entre las válvulastiene que ser mayor a ¼” y menor a 2”.
El gas libre afecta severamente la eficiencia de una bomba dedesplazamiento positivo. En esencia demora la apertura de laválvula viajera ya que una buena parte de la carrera descendentese emplea en comprimir el gas alojado en el barril de la bomba.
0 171.6-1.5625
0
1.5625
3.1250
4.6875
6.2500
7.8125
9.3750Fo Max
Disminuyendo elespacio muerto entrelas válvulas (Vo) sedisminuye la entrada degas en la bomba.
Vo
Vo
Down Strok
Antes de Re-espaciar
Después deRe-espaciar
MEDICIONES DE CAMPOMediciones Digitales
EL PROBLEMA.1.- Interferencia por Gas. Pozo: 01
Nivel de Fluido 5120 Ft
Sumergencia Liquida/Gaseosa 1363 Ft
Sumergencia Liquida 740 Ft
Tasa de Gas 18 Mpcd
% Liquido 54 %
PIP 422.5 psi
THP 100 psi
CHP 120 psi 0
144
-2.50
0
2.50
5.00
7.50
10.00
12.50
15.00
17.50
20.00
50,86% 137,9
0 3.00 -0.20
0
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
119.40
119.60
119.80
120.00
120.20
120.40
Delta Time (min)
D e
l t a P r e s s u r e
( p s i )
C a s i n g
P r e s s u r e
( p s i ( g ) )
Desplazamiento: 77 BBPD.Recorrido efectivo del Pistón: 65”.
6.1”
RE-ESPACEO DE LA BOMBA.
Pozo: 01 Pozo con interferencia por gas se reespaceo y bajo 7" la barra pulida, dejo sin golpe y bombeando. Setomó nuevamente carta dinagrafica observando un incremento de la eficiencia de llenado de 46,34%@ 58,02%, en desplazamiento de la bomba respecto a la carrera efectiva del pistón incrementó de(98,9 BBPD para 65,1 Pulg.) hasta (120 BBPD para 78,8 Pulg.). Se recomienda alinear en medida deproducción para observar comportamiento.
Nivel de fluido : 5161 Ft.Sumergencia Liquida Gaseosa : 1323 Ft.Sumergencia Liquida : 701 Ft.% Liquido en el anular : 53%.Tasa de Gas en el Anular : 18 Mpcd.PIP : 417,7 psi.Pwf @ 8405 Ft : 1019 psi.
Antes de Reespacear (77 BBPD)46,34% de Llenado.Después de Reespacear (120 BBPD)58,02% de Llenado.
0 140.5-1.25
0
1.25
2.50
3.75
5.00
6.25
7.50
Fo Max
Recorrido Efectivo del Pistón
LLENADO INCOMPLETO PORRESTRICCIÓN AL FLUJO
La parafina, laacumulación de
escamas o el crudoviscoso causa
restricción a la entradade la bomba.
Entrada tapada “Bomba
estrangulada”
EJERCICIO: Tasa de liquido a la entrada de labomba.
• Carrera de fondo = 121 pulg.
• Diámetro del Pistón = 1.75 pulg.
• Velocidad de Bombeo = 6.3 SPM
Calcule la tasa de liquido que serequiere pasar por la válvula fija
para llenar la bomba al final de lacarrera ascendente.
Datos:
Pozo Ejemplo – 19.3 API
S= 144 inch
Sp= 121 inch
SPM= 6.3
Pistón de 1-3/4”
Separador de gas instalado.
¿Cuál será el llenado al final de lacarrera ascendente si la tasa deliquido que pasa a través de laválvula fija es de 270 bls/día?
EJERCICIO SIMPLE.
Plunger and Incoming Liquid Interface Position in Pump Barrel vs. Time
1.75 " plunger - 6.3 SPM - 270 BPD
-10
10
30
50
70
90
110
130
150
0 2 4 6 8 10 12
Time, seconds
P o s
i t i o n ,
I n c
h e s
Plunger Position Liquid Position @170 bpd
Liquid
Vapor
0
74
-2.50
0
2.50
5.00
7.50
10.00
12.50
15.00
17.50
20.00
Nivel de Fluido 6154 Ft
Sumergencia Liquida/Gaseosa 343 Ft
Sumergencia Liquida 343 Ft
Tasa de Gas 162 pcd
% Liquido 98 %
PIP 218 psi
THP 100 psi
CHP 67 `psi
0 3.00 -0.20
0
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
67.80
68.00
68.20
68.40
68.60
68.80
Delta Time (min)
D e l t a P r e s s u r e ( p s i )
C a s i n g
P r e s s u r e
( p s i ( g ) )
EL PROBLEMA.1.- Llenado Incompleto. Pozo: 02.
20.7”
53.3
RE-ESPACEO DE LA BOMBA.
Pozo: 02. La prueba de eficiencia con Pi= 100 psi durante 5 min. hasta una Pf= 180 psi. La prueba de válvulasmuestra fuga en la viajera (probó tres puntos del barril) calculando una perdida de 10 BBPD, secorrobora con prueba de tubing en carrera ascendente. Se bajo y toco fondo, subió 10 pulg y notogolpe de bomba luego sucesivamente se subió 22 pulg. y no Observó golpe. Dejo pozo OK.
Nivel de fluido : 6162 Ft.Sumergencia Liquida Gaseosa : 336Ft.Sumergencia Liquida : 327 Ft.% Liquido en el anular : 97%.Tasa de Gas en el Anular : 861 pcd.PIP : 212,3 psi.Pwf @ 7035 Ft : 451,7 psi.
Antes de Reespacear (96,3 BBPD)60,43% de Llenado.Después de Reespacear (137,1 BBPD)99,75% de Llenado.
0 53-2
0
2
4
6
8
Fo Max
FALLAS TIPICAS
MEDICIONES DE CAMPO
Mediciones Digitales
GOLPE DE FLUIDO
CARTAS DINAGRAFICASFallas Típicas
EJEMPLOS DE CAMPOMediciones Digitales
GOLPE DE FLUIDO.
CARTAS DINAGRAFICASFallas Típicas
EJEMPLOS DE CAMPOMediciones Digitales
GOLPE DE FLUIDOSEVERO .
PISTON=2 PULG???Spm= 7.79 stk/min ???
CARTAS DINAGRAFICASFallas Típicas
FALLAS TIPICAS
MEDICIONES DE CAMPO
Mediciones Digitales
GOLPE DE FLUIDO
CARTAS DINAGRAFICASFallas Típicas
FALLAS TIPICAS
MEDICIONES DE CAMPO
Mediciones Digitales
FUGA EN VALVULA VIAJERA
CARTAS DINAGRAFICASFallas Típicas
FALLAS TIPICAS
MEDICIONES DE CAMPO
Mediciones Digitales
0 64.3-2.5
0
2.5
5.0
7.5
10.0
12.5
Fo Max
0 50.00 100.00 150.00 200.00 250.00 300.00
12.500
15.625
18.750
21.875
25.000
28.125
31.250
34.375
BOUYANT W EIGHT
BOUYANT W EIGHT + FLUID LOAD
CARTAS DINAGRAFICASFallas Típicas
FALLAS TIPICAS
MEDICIONES DE CAMPO
Mediciones Digitales
FUGA EN VALVULAVIAJERA
CARTAS DINAGRAFICASFallas Típicas
FALLAS TIPICAS
MEDICIONES DE CAMPO
Mediciones Digitales
FUGA EN VALVULAVIAJERA
CARTAS DINAGRAFICASFallas Típicas
FALLAS TIPICAS
MEDICIONES DE CAMPO
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FUGA EN VALVULA FIJA
CARTAS DINAGRAFICASFallas Típicas
FALLAS TIPICAS
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FUGA EN VALVULAFIJA
CARTAS DINAGRAFICASFallas Típicas
FALLAS TIPICAS
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TUBERIA DESANCLADA.
CARTAS DINAGRAFICASFallas Típicas
Prevención de Fallas. Sarta de Cabillas
El desgaste, la fatiga por flexión, fatiga porflexión unidireccional y fallas por fatiga deesfuerzo indican Cargas Compresivas de lavarilla, pozos desviados, golpe de fluido,interferencia de gas, cabillas de bombeobajo gran esfuerzo, tubería ancladaincorrectamente, bombas golpeando elfondo, émbolos de bombas que seatascan, tubería desanclada o algunacombinación de los ya mencionados.
PROBLEMAS MECÁNICOS INCLUIDOS OPERACIONALMENTE Y PORDISEÑO.
CARTAS DINAGRAFICASFallas Típicas
Prevención de Fallas. Sarta de Cabillas
El golpeteo de acoplador a tubería es el resultado de contactode ángulo extremadamente agresivo con la tubería por la sartade cabillas. Este contacto agresivo es el resultado directo degolpe severo de fluido, tubería desanclada (o ancladaincorrectamente), atascamiento de émbolos de bomba (oémbolos atascados), o cualquier combinación de losmencionados.
PROBLEMAS MECÁNICOS INCLUIDOS OPERACIONALMENTE Y PORDISEÑO.
CARTAS DINAGRAFICASFallas Típicas
FALLAS TIPICAS
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C A R R E R A
A S C E N D E N T E
C A R R E R A
D E S C E N D E N T EPuntos de Desgaste
CARTAS DINAGRAFICASFallas Típicas
FALLAS TIPICAS
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TUBERIA DESANCLADA.
CARTAS DINAGRAFICASFallas Típicas
FALLAS TIPICAS
MEDICIONES DE CAMPO
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MAL FUNCIONAMIENTODEL ANCLA DE TUBERIA
CARTAS DINAGRAFICASFallas Típicas
FALLAS TIPICAS
MEDICIONES DE CAMPO
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MAL FUNCIONAMIENTODEL ANCLA DE TUBERIA
CARTAS DINAGRAFICASFallas Típicas
SOFTWARE PARA EL CALCULO DE LA TENSION REQUERIDA PARA ANCLAR LA HERRAMIENTA
MEDICIONES DE CAMPOMediciones Digitales
XTOOLS. BY THETA ENTERPRISE
Esta aplicación usa los cálculos recomendados por ARTHUR LUBINSKI Y K. A. BLENKARNS en sufamoso informe titulado: “Pandeo de tuberías en pozo con bombeo mecánico, sus efectos ymedios para controlarlos.
CARTAS DINAGRAFICASFallas Típicas
FALLAS TIPICAS
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GOLPE DE BOMBA O CHACARERO
CARTAS DINAGRAFICASFallas Típicas
FALLAS TIPICAS
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GOLPE DE BOMBA
CARTAS DINAGRAFICASFallas Típicas
FALLAS TIPICAS
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0-2.00
0
2.00
4.00
CARTAS DINAGRAFICASFallas Típicas
PLUNGER HITTING BOTTOMBOSCAN FIELD
WHEN THE PLUNGER IS SPACED TOO LOW,IT CAN BE HITTING BOTTOM AT THE ENDOF THE DOWMSTROKE.
USING THE TWM ANALYSIS PLOT TAG YOUCAN ESTIMATED HOW MANI INCH YOUWILL UP THE PLUNGER.
SPIKE
CARTAS DINAGRAFICASFallas Típicas
PLUNGER HITTING BOTTOMBOSCAN FIELD
PLUNGER POSITION 9.13 IN
0 233.0-2.5
0
2.5
5.0
7.5
10.0
Fo Max
AFTER ESPACING. 10 INCH
THIS PLOT IS A GOOD REFERENCE ATTHE TIME TO RE-ESPACING.
CARTAS DINAGRAFICASFallas Típicas
FALLAS TIPICAS
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BARRIL DE LA BOMBADOBLADO-ATASCADO
CARTAS DINAGRAFICASFallas Típicas
FALLAS TIPICAS
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BARRIL DE LA BOMBADOBLADO-ATASCADO
CARTAS DINAGRAFICASFallas Típicas
FALLAS TIPICAS
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BARRIL DE LA BOMBADAÑADO
CARTAS DINAGRAFICASFallas Típicas
FALLAS TIPICAS
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ALTA ACELERACION DEFLUIDO
CARTAS DINAGRAFICASFallas Típicas
FALLAS TIPICAS
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ALTA ASCELERACION DEFLUIDO
CARTAS DINAGRAFICASFallas Típicas
CARTAS DINAGRAFICASOtras condiciones de Operacion
CARTAS DINAGRAFICASFallas Típicas
Golpe de Bomba Final Carrera Ascendente.
CARTAS DINAGRAFICASOtras condiciones de Operacion
Pistón Atascado
CARTAS DINAGRAFICASOtras condiciones de Operacion
Alta Fricción
Fricción
CARTAS DINAGRAFICASOtras condiciones de Operacion
EJEMPLOS DE CAMPOMediciones Digitales
PRENSA ESTOPA MUY AJUSTADO.
Valores negativoscausados por el excesode fricción en el prensaestopa
Observe el efectode aflojar elprensa estopa en lacarta siguiente.
CARTAS DINAGRAFICASOtras condiciones de Operacion
Cierre Tardío Válvula Viajera
CARTAS DINAGRAFICASOtras condiciones de Operacion
EJEMPLOS DE CAMPOMediciones Digitales
CIERRE TARDIO VALVULA VIAJERA
CARTAS DINAGRAFICASOtras condiciones de Operacion
Bomba severamente dañada. Cabillas partidaso pozo flumping.
Solo se registra el peso de lascabillas en flotación o inclusomenos. Señal clara de no operaciónde las válvulas o incluso cabillasrotas.
CARTAS DINAGRAFICASOtras condiciones de Operacion
CABILLAS SUELTAS, PARTIDAS O BOMBA DESANCLADA.
Observe como en la carta dinagrafica de fondo no se registran las cargas de fluido duranteun ciclo completo de bombeo.Apenas se registran las cargas del peso de cabillas en flotación.
Carta de Fondo
CARTAS DINAGRAFICASOtras condiciones de Operacion
CABILLAS PARTIDAS
GRACIAS POR SUPARTICIPACIÓN
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