Escrito por 11:30 am Artículos de Opinión

WELL TESTING

El well testing se puede llevar a cabo en varias etapas de la vida productiva de un pozo ya sea de gas y/o aceite. Así como también existen diferentes pruebas por las que se llevan a cabo, todo dependiendo de los datos o propósitos que se quiera obtener a través de estas.

¿QUÉ ES EL WELL TESTING?

Well testing (prueba de pozos) no son más que pruebas que se realizan a un pozo petrolero para obtener y monitorear ciertos parámetros dinámicos ya sea en el fondo y/o en superficie que permiten determinar por ejemplo: el daño total de la formación, permeabilidades, áreas de drene, almacenamiento, la presión del yacimiento, que tipo de fluido se produce y cuales son sus propiedades físicas a través de pruebas de laboratorio que complementan al well testing.

Con ayuda de estas pruebas y los análisis de laboratorio a los que se someten los pozos, se obtienen parámetros que se pueden utilizar en un análisis nodal y crear escenarios los cuales permiten documentar quizás una propuesta para implementar un sistema artificial de producción, estimar los volúmenes de producción, si hay que efectuar una estimulación o fracturamiento, o alguna otra intervención.

Figura 1-. Diagrama de configuración básica del equipo para operaciones de well testing. (FlowBack, 2018)

COMPONENTES DEL EQUIPO PARA WELL TESTING

Un equipo para realizar las pruebas de well testing están compuestos por los siguientes elementos:

1. SENSORES DE FONDO

Las variables que se busca monitorear son presión y temperatura y para esto se utiliza un sensor que puede ser clasificado como mecánico o electrónico. Y ambos cuentan con un medidor de memoria el cual se compone de un sensor, que es el encargado de percibir la magnitud y convertirla en una variación eléctrica que posteriormente se transmite a la unidad de memoria donde se almacena el impulso del sensor y se traspasa a un computador.

La diferencia entre estos es que el sensor mecánico se baja a través de un cable flexible en el cual se colocan barras de peso, usualmente de tungsteno, para provocar un peso extra y pueda bajar el cable sin complicaciones a través de flujo de fluidos, además, los datos que se recolectan con el sensor serán leídos hasta tenerlos en superficie. Mientras que el sensor electrónico, se encuentra conectado por medio de un cable conductor que permite la transferencia de datos en tiempo real estando disponibles en superficie, teniendo este punto como ventaja, ya que permite llevar a cabo un análisis in situ y detectar fallas en caso de que estas sucedan.

Figura 2-. Sensor de fondo eléctronico. (Pionner PetroTech Services Inc., 2015)

2. CABEZAL DE FLUJO

Figura 3.- Cabezal de flujo (Dysco EP, 2020)

Este se encuentra encima del pozo y es la primer pieza del equipo en donde pasa el flujo de fluidos. Tiene como objetivo específico controlar el paso de fluidos hacia dentro y fuera del pozo, además cuenta con las siguientes funciones:

  • Controla el flujo que proviene del pozo hacia la superficie
  • Sostiene el peso de la sarta con la que se realiza la prueba
  • Permite que se introduzcan herramientas hacia el pozo
  • Permite la conexión de una línea para matar, en caso de ocurrir una emergencia y se tenga que controlar la presión.
  • Permite el movimiento de la sarta de manera ascendente, descendente y giratoria.

3. VÁLVULAS DE SEGURIDAD

Debido a las presiones con las que se trabajan, es muy importante la parte de seguridad y una de estas se cumple al contar con válvulas de seguridad. Estás se tiene para poder controlar las presiones y el flujo volumétrico en caso de correr algún riesgo al llevarse a cabo las operaciones.

Figura 4-. Válvulas de seguridad. (FlowBack, 2018)

4. FILTROS DE ARENA

Es el primer dispositivo en donde se aloja el fluido proveniente del pozo, y es utilizado para eliminar los residuos sólidos que arrastra el flujo de aceite provenientes del fondo del pozo. Este dispositivo es colocado para poder proteger los equipos y dispositivos que se encuentren configurados de ese punto en adelante.

Figura 5.- Equipo desarenador. (FlowBack, 2018)

5. CHOKE MANIFOLD

Son un arreglo de válvulas que tiene el propósito de permitir controlar la presión y el flujo volumétrico proveniente del pozo. Esta cuenta con dos tipos de válvulas, para baja presión (5000 psi) y alta presión (15000 psi).

Figura 6.- Equipo choke manifold.(FlowBack, 2018)

6. INTERCAMBIADOR DE CALOR

El un calentador es un tubo el cual usualmente tiene en forma de “U”, donde dentro de este se genera una combustión. El combustible que se utiliza es el propio gas del pozo siempre y cuando no se presente gas sulfhídrico (H2S) o algún otro gas tóxico. Cabe aclarar que se utiliza el gas que ya previamente ha sido tratado por un separador para evitar que este venga acompañado de líquidos, y en caso de se tengan arrastramiento de líquidos, el calentador deben tener una configuración distinta y especial, la cual permite atomizar el fluido a la entrada del quemador.

La función de este equipo es generar la circulación de vapor que cuenta con regulador de temperatura y presión. Esto evita que se lleguen a generar hidratos, además de permiten que los fluidos se separen en fase líquida y gaseosa fácilmente, esto como resultado de la reducción de la viscosidad y la tensión superficial del líquido.

7. SEPARADOR

Este dispositivo es uno de los más importantes, el cual permite la separación y medición de los fluidos proveniente del pozo.

Comúnmente tienen un dispositivo de entrada centrífuga en la cual se realiza una separación primaria de líquido y gas. Posterior el equipo cuenta con un extractor de neblina  cerca de la salida de gas. Estos muchas veces cuentan con controles de nivel, válvulas de descarga de líquido, válvulas de contrapresión de gas, válvula de seguridad, manómetro, entre otros. Hay que destacar que son recipientes que trabajan a cierta presión, por lo que muchas veces cuando se trabaja con pozos de con altas producción se recomienda tener una configuración con separadores de alta y baja presión, esto con el fin de mejorar la separación.

Figura 7.- Equipo de separación. (Cortés Torres, 2020)

8. MANIFOLD DE PETRÓLEO

Al igual que el choke manifold estos son un conjunto de válvulas y líneas, sin embargo, estos permiten la comunicación entre el equipo de separación hacia los tanques de almacenamiento, al tanque de medición, al quemador o a la bomba de transferencia. Este dispositivo trabaja con las presiones que se tenga en los separadores, y únicamente tienen el objetivo de permitir o no la comunicación entre los diferentes objetivos de acuerdo a la etapa en la que se encuentre.

9. TANQUE DE MEDICIÓN

Es un tanque el cual se conoce perfectamente cuál es su capacidad, este cuenta con visores externos de nivel con una escala graduada. Además cuenta con termopozos a distintas alturas, esto con el propósito de poder conocer la temperatura del fluido a distintos niveles.

Figura 8.- Tanque de medición. (FlowBack, 2018)

10. BOMBA DE TRANSFERENCIA

Es una bomba electro centrífuga con motor eléctrico o de diésel, y se utiliza para ejercer presión al fluido proveniente del tanque de medición hacia otro dispositivo como los quemadores o los tanques de almacenamiento.

Figura 9.- Bomba de transferencia. (R., 2018)

11. QUEMADORES

Este es un dispositivo el que permite la combustión del gas producido que ya no puede ser almacenado o re – inyectado a un pozo.  Tienen válvulas reguladoras de volumen de aire que se inyectará, el gas piloto y el agua para refrigerar. El dispositivo cuenta con varios conductos en los que circulan diferentes fluidos:

  1. El gas que se produce en exceso para realizar su combustión
  2. El agua de refrigeración
  3. El aire que es utilizado para atomizar el aceite
  4. El gas piloto el cual permite mantener una llama regulada

Figura 10.- Equipo quemador (Cortés Torres, 2020)

12. SISTEMA DE MONITOREO

Gracias al avance del Internet de las Cosas Industriales (IIOT) la industria petrolera ha tenido grandes avances que han permitido una mejora continua en los equipos de well testing, ya que facilita y disminuye el error humano, ya que todos los parámetros pueden ser monitoreados desde una cabina de laboratorio y pueden detectarse alguna variación o falla de manera instantánea permitiendo una toma de decisión de manera oportuna.

Una gran ventaja de la implementación de un sistema de monitoreo es que el usuario puede terminar el sampling time (tiempo de muestreo), el cual es determinado por el usuario , que este será de acuerdo a los requerimientos u objetivos por los que se realiza la prueba al pozo.

El sistema que ofrece Dynamic Software-Based Controls E&P permite monitorear de manera simultánea en una misma pantalla, todas las variables de interés como presiones, temperatura, flujo volumétricos, entre otros. Esto permite al operador interpretar los resultados, además a través de su plataforma CloudLoggerSCADA™, se hace el traslado de datos y se generan reportes de manera automática con los resultados que se van obteniendo a través de la prueba.

Figura 11-. Sensor de DYSCO EP para monitoreo de parametros en operaciones de well testing (DYSCO EP, 2020)

Contar con un equipo de monitoreo en tiempo real y confiable como el de Dynamic Software-Based Controls E&P, marca la diferencia en la calidad de los resultados, tanto en la prueba como la interpretación de sus resultados.

REFERENCIAS

[1] Alibaba. (2020). Manifold Choke. Obtenido de https://www.alibaba.com/product-detail/API-standard-3-1-16-with_60272837842.html
[2] Cortés Torres, P. M. (04 de 05 de 2020). EPMEX.ORG. Obtenido de https://epmex.org/news/2020/05/04/equipos-de-separacion/
[3] FlowBack. (2018). Introducción a operaciones de Well Testing.
[4] Pionner PetroTech Services Inc. (2015). Pionner PetroTech Services Inc. Obtenido de http://www.pioneerps.com/Spanish/SpanishPages/Products/pps25-s.html
[5] R., J. L. (2018). ComoFunciona. Obtenido de https://como-funciona.co/una-bomba-centrifuga/

 

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Autor: Ing. Pamela Montserrat Cortés Torres

Contacto: pamela.cortes@dyscoep.com

 

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