Nivel de Fluido y Cartas Dinamometricas Utilizando El TWM de Echometer (UPCO)

1333 Eldridge Parkway #633, Houston, TX 77077Telf USA 1 281-617-1988 Cel USA 1 972-992-8025 Vzla Number . 58 261-783-0228

www.upcovzla.com

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.

Fuente: Echometer Company. www.echometer.com

http://www.echometer.com/

http://www.echometer.com/

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.

0

1

2

3

4

5

6

0

1

2

3

4

5

6

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


BOTELLA

NIVEL DE FLUIDO


ESPACIADOR


DE TUBERIA

DISPARO


BOTELLA

NIVEL DE FLUIDO


ESPACIADOR


DE TUBERIA

DISPARO


BOTELLA

NIVEL DE FLUIDO


ESPACIADOR


DE TUBERIA

DISPARO


BOTELLA

NIVEL DE FLUIDO


ESPACIADOR


DE TUBERIA

DISPARO


BOTELLA

NIVEL DE FLUIDO


ESPACIADOR


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



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


Pulso de Explosión



7500’


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’



0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0

Velocidad Acústica

= 1000 ft/sec


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



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


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” 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.


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


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 AnalógicasDinamómetro Convencional (LEUTERT)


MEDICIONES DE CAMPOMediciones Analógicas


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


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.


TRANSDUCTOR TIPO HERRADURA


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.


TRANSDUCTOR TIPO BARRA PULIDA


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.


TRANSDUCTOR TIPO BARRA PULIDA


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)


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)


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





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?


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


CARTA DINAGRAFICA DE FONDO. Mediciones Digitales

Carta de Superficie

Carta 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


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.


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


Gas Comprimido

Carrera

Efectiva

Carrera

Neta

A B

C

D



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.



Ajuste de Líneas para Separar Fricción de Carga de Fluido Real.



Ajuste de Líneas. Ejemplo de Campo




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



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 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.



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


FALLAS TIPICAS

MEDICIONES DE CAMPO


INTERFERENCIA DE GAS


FALLAS TIPICAS

MEDICIONES DE CAMPO




FALLAS TIPICAS


-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


Mas de 2000 piesDe sumergencia



Bloqueo por gas, sin Separadorde fondo

Eliminó el Bloqueo por gas,instalo Separador de fondo

FALLAS TIPICAS


MEDICIONES DE CAMPO


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%


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


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


GOLPE DE FLUIDO


EJEMPLOS DE CAMPOMediciones Digitales

GOLPE DE FLUIDO.



GOLPE DE FLUIDOSEVERO .

PISTON=2 PULG???Spm= 7.79 stk/min ???


FALLAS TIPICAS

MEDICIONES DE CAMPO


GOLPE DE FLUIDO


FALLAS TIPICAS

MEDICIONES DE CAMPO


FUGA EN VALVULA VIAJERA


FALLAS TIPICAS

MEDICIONES DE CAMPO


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


FALLAS TIPICAS

MEDICIONES DE CAMPO


FUGA EN VALVULAVIAJERA


FALLAS TIPICAS

MEDICIONES DE CAMPO


FUGA EN VALVULAVIAJERA


FALLAS TIPICAS

MEDICIONES DE CAMPO


FUGA EN VALVULA FIJA


FALLAS TIPICAS

MEDICIONES DE CAMPO


FUGA EN VALVULAFIJA


FALLAS TIPICAS

MEDICIONES DE CAMPO


TUBERIA DESANCLADA.


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.


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.


FALLAS TIPICAS

MEDICIONES DE CAMPO


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


FALLAS TIPICAS

MEDICIONES DE CAMPO


TUBERIA DESANCLADA.


FALLAS TIPICAS

MEDICIONES DE CAMPO


MAL FUNCIONAMIENTODEL ANCLA DE TUBERIA


FALLAS TIPICAS

MEDICIONES DE CAMPO


MAL FUNCIONAMIENTODEL ANCLA DE TUBERIA


SOFTWARE PARA EL CALCULO DE LA TENSION REQUERIDA PARA ANCLAR LA HERRAMIENTA


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.


FALLAS TIPICAS

MEDICIONES DE CAMPO


GOLPE DE BOMBA O CHACARERO


FALLAS TIPICAS

MEDICIONES DE CAMPO


GOLPE DE BOMBA


FALLAS TIPICAS

MEDICIONES DE CAMPO


0-2.00

0

2.00

4.00


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


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.


FALLAS TIPICAS

MEDICIONES DE CAMPO


BARRIL DE LA BOMBADOBLADO-ATASCADO


FALLAS TIPICAS

MEDICIONES DE CAMPO


BARRIL DE LA BOMBADOBLADO-ATASCADO


FALLAS TIPICAS

MEDICIONES DE CAMPO


BARRIL DE LA BOMBADAÑADO


FALLAS TIPICAS

MEDICIONES DE CAMPO


ALTA ACELERACION DEFLUIDO


FALLAS TIPICAS

MEDICIONES DE CAMPO


ALTA ASCELERACION DEFLUIDO


CARTAS DINAGRAFICASOtras condiciones de Operacion


Golpe de Bomba Final Carrera Ascendente.


Pistón Atascado


Alta Fricción

Fricción



PRENSA ESTOPA MUY AJUSTADO.

Valores negativoscausados por el excesode fricción en el prensaestopa

Observe el efectode aflojar elprensa estopa en lacarta siguiente.


Cierre Tardío Válvula Viajera



CIERRE TARDIO VALVULA VIAJERA


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.


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


CABILLAS PARTIDAS

GRACIAS POR SUPARTICIPACIÓN

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+1 972-767-5949 (Oficina USA)+58 261-7830228 (Oficina Vzla)+58 416-2697010 (Celular)

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Nivel de Fluido y Cartas Dinamometricas Utilizando El TWM de Echometer (UPCO)