stylesheet

CONFIGURACIONES DEL BOP STACK




La Configuracion del BOP STACK depende de la etapa operacional y de consideraciones acerca de los   procedimientos operacionales, factores de seguridad y lo crítico del blowout. El rating de la presión de trabajo tiene que ser adecuada para controlar la presión máxima esperada durante la perforación, asumiendo que la formación del fluido sea gas.

CONFIGURACION DEL BOP STACK

Pueden instalarse las conexiones de las kill y choke lines directamente en las   salidas laterales del ram-BOP.

  • Por medio de un drilling  spool.

CONEXIONES DE CHOKE LINES AND KILL LINES

En resumen, la configuración del BOP stack depende de:

  • El rating de presión de trabajo del BOP.
  • El diámetro interno del BOP.
  • Tipo de BOP instalado y existencia de de drilling spools.

La configuración completa del BOP stack incluye también la ubicación del ram, que se selecciona dependiendo de una variedad de evaluaciones y consideraciones. Las más importantes son:

  •  RIESGO DE KICK CON O SIN TUBERIA

 Esto define el tipo de rams (blind o shear rams) que es más probable que  vayan a ser usados e indica si los blind rams o los shear rams deberían ponerse arriba.

  •  POSIBILIDAD DE MANIOBRA EN STRIPPING

 En caso de   stripping ram a ram hay que dejar un espacio adecuado entre los rams que se   estén usando junto a líneas de presurización y de descarga de presión. Por lo   tanto, no se puede llevar a cabo el

STRIPPING

stripping si se usa un BOP doble.

  • CIERRE DEL POZO DURANTE EL REEMPLAZO DE RAMS

 Posibilidad   de cerrar el pozo durante el reemplazo de rams (p.e. antes de bajar un   casing).

  • REPARACION DEL DRILLING SPOOL

Posibilidad   de cerrar el pozo debajo de las salidas laterales para permitir reparar las   líneas. Mientras más baja la posición del BOP mayor será la posibilidad de   intervenir en los componentes del stack en caso de una pérdida. En las kill y   choke lines hay generalmente una mayor posibilidad de intervenir.

 BOP TEST

 Todos los componentes del BOP stack deben ser periódicamente chequeados e inspeccionados para detectar cualquier pèrdida o mal funcionamiento. Hay que llevar a cabo, por lo tanto, tests periódicos incluyendo los siguientes:

  •  TEST DE FUNCIONABILIDAD:

Los procedimientos incluyen apertura y cierre del BOP para verificar la actual funcionabilidad del mecanismo.

  • TEST HIDRAULICO:

Esta prueba permite chequear el sellado hidráulico  de todos los componentes del BOP stack que están sujetos a presión

 TEST DE LA PRESIÓN HIDRÁULICA

El test requiere presurización de todo el circuito de alta presión para probar el sellado de todos los componentes del circuito. Un test inicial de presión tiene que ser realizado en los BOPs que han sido instalados después del primer montaje (para ser hecho antes de perforar el tapón de concreto del casing). El test se llevará a cabo entonces en las siguientes situaciones:

  • Después del consecuente casing tubing
  • Antes de perforar una zona que se sabe tiene presiones anormales
  • Después de reemplazar uno de los componentes del BOP stack o del choke manifold   
  • En todo caso, no menos de una vez cada 21 días

 Prácticamente, el choke manifold a veces es testeado separadamente para agilizar las operaciones.

Presión mínima: El equipo debería ser testeado a por lo menos 70% de la presión de trabajo del BOP, pero limitada al componente con la menor presión de trabajo estimada y al 70% de la mínima presión de rendimiento de la parte superior del casing string presiones testeadas no deben ser nunca inferiores a la presión de superficie esperada en caso de que ocurra un kick. Una excepción es el BOP anular que puede ser testeado a 50% de su presión de trabajo estimada para minimizar el uso del elemento pack-off.

 Presurización: El test debe ser realizado con agua y una bomba neumática auxiliar provee la presión necesaria que permite registrar las presiones requeridas.  Un registrador previsto resgistra el test de presión.  La bomba neumática de alta presión se caracteriza por un flowrate bajo. Por lo tanto, la presurización inicial comienza por medio de bombas de lodo, que permiten obtener la máxima presión de bomba permitida y luego sigue a través de la bomba auxiliar. La presurización, que es necesaria para realizar un test de presión, puede obtenerse también por medio de una unidad de cementación (si hay alguna). En caso de primera instalación empezar por aplicar un valor de presión menor que el valor máximo estimado; test a 200-300 psi para comprobar.                  

ANTES DE EMPEZAR EL TEST

  • En caso  de primera instalación, asegúrese de que las líneas operativas del acumulador

    ANTES DE EMPEZAR EL TEST

    estén correctamente instaladas.

  • Circular   con agua desde la kill line inferior para remover el lodo del circuito y de   la cabeza del pozo. Circular una línea a la vez para asegurarse de que han   sido realmente abiertas y de que se les ha limpiado del lodo. Durante la   circulación abrir la válvula del casing spool para expulsar los residuos de   lodo.
  • Usar un   chorro de agua para lavar la cabeza del pozo y cualquier parte que haya que   testear, para detectar mejor cualquier liqueo.
  • Vaciar y   limpiar el sótano del BOP stack.

 DURANTE EL TEST

  •  Chequear   el sellado de todas las parejas de bridas.
  •  Chequear   el sellado secundario del ram BOP mirando por el orificio de asomo (o   mirador) para detectar cualquier liqueo.

DURANTE EL TEST

 PROCEDIMIENTO DEL TEST

  •  El test se realiza usando herramientas apropiadas que permitan la presurización del BOP stack siendo esta la principal razón.

 Al FINAL DEL TEST

  •  Descargar la presión de la válvula de la bomba auxiliar y reintegrar las válvulas manteniendo la correcta configuración del circuito.

AL FINAL DEL TEST

EQUIPO DE TESTEO DE LA PRESION HIDRAULICA

Plug tester:

Está compuesto de un tapón con extremos roscados incomunicados cuyas   medidas le permiten acomodarse dentro del casing spool, cuenta con sellos de presión con empaquetadura de anillo para asegurar el sellado.  En el extremo inferior se instalan uno o más   tubos para asegurar un adecuado tirón hacia abajo para facilitar el descenso.

EQUIPO DE TESTEO DE LA PRESION HIDRAULICA

El tester se acomoda en su lugar por medio de uno o dos tubos que serán   desatornillados después, cuando se testeen los rams ciegos, y será retirado   después del test atornillándolo en los tubos y sacándolo. Cuando se aplica la presión hay que abrir las salidas laterales del casing spool para evitar, en caso de liqueos, la presurización del pozo.

Cup tester:

Se compone   de 2 elementos atornillados con un orificio y conexiones roscadas en sus extremidades para conectarlas a los tubos. Ademas de 1 unidad de empaque con forma de cono (cup),  asegurada entre los dos elementos.

La copa se   compone de una parte de caucho con terminaciones de acero, disponible en   diferentes tamaños para garantizar un sellado adecuado con un diámetro   conveniente al interior del casing. El mandril se atornilla en al conexión con el elemento copa en medio, mientras que los drill pipes se atornillan en los extremos inferiores y superiores. Durante el test el tubo está sometido al jalón del cup-tester que se añade al empuje (debido a la presión). Este doble efecto involucra una disminución de la resistencia de los tubos a estirarse e impone una reducción de la presión del test. Si se inserta el cup-tester en la cabeza del drill string para definir la presión de empuje de los tubos, hay que considerar también la fuerza de tiro creada por el peso debajo de la sarta.



PROCESOS DE DESULFURIZACION, MEROX Y REFORMACION CATALITICA




Este es un proceso que realiza para mejorar la calidad antidetonante que tiene el combustible transformado principalmete los naftenicos a aromaticos (aquellos que tienen un octanaje elevado).

La Nafta desulfurizada se mezcla con H2 para generar la reaccion de hidrocracking , luego dirigirse al horno en donde se precalienta, sube y llega hacia los reactores en donde la carga que entra (carga precalentada) sufre una Deshidrogenacion y Isomerizacion (La Nafta sufre esas reacciones). Luego de ello se dirige hacia el siguiente horno en donde la temperatura incrementa

REFORMACION CATALITICA

para que alcance la energia necesaria para que se produscan las siguientes reacciones.

Una vez que la carga este a la temperatura adecuada, pasa hacia el segundo reactor en donde se termina las 2 primeras reacciones (Isomerizacion y Deshidrogenacion) y luego de ello se da inicio a la Ciclizacion  y al Hidrocracking. Luego de ello, se dirige hacia el segundo horno en donde nuevamente se incrementa su temperatura para las siguientes reacciones. Sale del horno y luego se dirige hacia al tercer reactor en donde se finalizan las reacciones de Ciclizacion y Hidrocracking. Todo la carga se dirige a un condensador y luego al separador en donde ocurre la fase de separacion de sus componentes (separador de alta presion) Unos productos ligeros se dirigen hacia el Unifining, y otros van por el fondo en donde entran a la columna Estabilizadora. En el fondo de la  estabilizadora sale la Nafta Reformada, y por el tope ocurre sale los otros productos en donde sufren un proceso de ciclizacion (pasan por un condensador y luego separados) lo que sale de ese etapa son gases de H2S y gases livianos los cuales se dirigen  hacia Unifining, otros H2. Otros H2 se dirigen hacia la etapa incial para mezclarse con la Nafta Desulfurizada para nuevamente comenzar el proceso.

Observacion:

  • En los reactores siempre va a ver perdida de calor ya sea de reacciones exotermicas o endotermicas o por la cantidad de componentes predomina la reaccion de Aromatizacion que Isomerizacion.
  • Existen 4 procesos que se dan, siendo la mas importante la Aromatizacion o Deshidrogenacion del Nafteno.

DESULFURIZACION QUIMICA

Proceso que se realiza con las aminas para remover el H2S y CO2 de las corrientes de gas. El Sour Gas ingrea hacia el Inlet Separator o separador de entrada para que se produsca la remocion de liquidos y solidos. Una vez extraido, ingresa al contactor o absorbedor, en ese lugar el gas hace contacto con la solucion acuosa de la amina (MEA, DEA, TEA) que al

DESULFURIZACION QUIMICA

reaccionar generan sal regenerada. La Amina rica (muy corrosiva) se va por el fondo hacia el tanque flash, y la otra parte se va hacia el tope, fluye el gas endulzado, el cual se dirige hacia el outlet separator. En el separador externo, se atrapan cualquier solucion arrastrada por la reaccion y finalmente sale el Sweet Gas. Por otro lado, la amina rica al ingresar al tanque flash, se reduce la remocion de hidrocarburos absorbidos, por el tope salen C6H6, Hidrocarburos ligeros , VOCs and HAP’s y por el fondo, el resto dirigiendose hacia el Regenerador, previamente pasando por el Intercambiador Mezcla Rica-Pobre (Donde el calor es absorbido de la solucion pobre). Si la solucion es MEA, la temperatura de ingreso al Regenerador sera de 100°C (solucion Rica calentada). Se llega a Stripear la solucion en donde hay vapor de agua, H2S(g), CO2(l) y gases hidrocarburos. Por el tope del regenerado sale el gas acido agotado de la amina, pasa por un condensador (se usa el agua para la condensacion) en donde el agua condensa los gases, una vez pasado por el condensador se dirige hacia el Separador de Reflujo en donde se elimina el contacto de amina, en contacto de agua de reflujo. en este lugar por el tope salen los gases acidos los cuales pueden ser venteados o incinerados. Y por el fondo, el agua (el cual se da la recuperacion para retornarlo al agotador como reflujo) dirgiendose hacia el Regenerador.

Por el fondo del regenerador existe un flujo en contracorriente en el Rebolier; en este lugar la solucion es agotadade H2S y CO2 ademas de agua y hidrocarburos ligeros. Se produce vapor y liquido . Finalmente la solucion Amina sale del agotador como solucion Pobre, esta se dirige hacia el intercambiador rico-pobre y pasa por un cooler  en donde su temperatura debe estar a 6°C mayor a la temperatura de entrada o al dew point del hidrocarburo, para que finalmente entre al Contactor.

Observacion:

  • En el Regenerador hay Lechos de Relleno  el cual permiten eliminar el arrastre de amina en contacto con  agua de reflujo. Ademas un lecho de relleno que separa los gases acidos producidos en el rehervidor.
  • La absorcion de H2S ocurre a 100°F y para el CO2 a 120°F. Dependiendo del gas a tratar la eleccion de la amina y la concentracion de la solucion es afectada por el gas a tratar.
  • MEA stands for Mono-etanolamina. DEA stands for Di-etanolamina. TEA stands for Tri-etilamina. Otros como MDEA as Metil-di-etalamina y la Diglomina que es DGA, se podrian usar.

 PROCESO MEROX PARA LA EXTRACCION DEL MERCAPTANO

Este proceso es aplicable a gases como el propano, butano, gas licuado del petroleo y las naftas. En el proceso de extraccion

PROCESO MEROX PARA LA EXTRACCION DE MERCAPTANOS

Merox, los mercaptanos solubles en caustico son removidos en una columna simple multietapas usando platos de alta eficiencia. Una seccion regeneracion convierte los mercaptanos extraidos a disulfuros que son separados y removidos. Para cargas ligeras como el GLP, no requieren un proceso de Endulzamiento ya que los mercaptanos son removidos casi completamente.

La carga fresca con H2S ingresa por el fondo del Extractor fluyen en flujo contracorriente al de la solucion caustica con catalizador Merox. El material tratado sale por el tope del extractor y por el fondo sale la solucion rica en mercaptanos y pasa a travez de un calentador de vapor, a esta corriente se le inyecta aire antes que ingrese al Oxidador. En el Oxidador los mercaptanos se convierten en Disulfuros. Luego esta corriente de gases pasa a un separador donde se elimina el aire remanente y los disulfuros son decantados y eliminados en forma conveniente. El catalizador Merox de reposicion se agrega a la unidad desde un recipiente dosificador.

Observacion:

  • En el Oxidador el R-HS al mezclarse con el aire y el NaOH causan reacciones para la formacion de R-S2-R’ (Disulfuros).
  • En el Extractor se produce la separacion del R-HS del Hidrocarburo ya que el NaOH retiene el R-HS.

PROCESO MEROX PARA EL KEROSENE

Proceso para el kerosene, jet fuel sweeting El Kerosene ingresa a una Torre de Prelavado que tiene un nivel de NaOH diluida que asegura una completa remocion del H2S; por el fondo sale la caustica diluida y por el tope sale la carga sin H2S. Una vez que la carga pasa por la Torre de Prelavado se le inyecta aireantes de que ingrese al Reactor Merox con

MEROX KEROSENE

el proposito de generar reacciones (se oxida el R-HS en ambiente alcalino formandose Disulfuros. Luego el Sedimentador es la segunda etapa (se separa el NaOH y el Kerosene), el NaOH regenerado va hacia la Torre de Prelavado para su reutilizacion, y el Kerosene que sale del Sedimentador se dirige hacia la columna de Lavado de agua. El agua permite eliminar el arrastre de soda en el kerosene. Una segunda torre de Filtro de Sal elimina el agua arrastrada con el kerosene (puede variar el numero de Flitros de Sal dependiendo del nivel de agua) usualmente son 2. Finalmente el kerosene pasa por la Torre de Filtro de Arcilla para eliminar y evitar el arrastre de metales, contaminantes y compuestos colorados.

BLOWOUT PREVENTERS RAMS – BOP RAMS




Los ram de los BOPs pueden ser de tipo sencillo, doble o triple y tiene que contar sea con un mecanismo manual que con un ram hidráulico para bloquear el sistema (reglamento API), además ellos cuentan con conexiones principales y laterales con bridas o empalmadas con abrazaderas y son todos, salvo pocas excepciones, para servicio H2S.

Son particularmente apropiados para las operaciones de stripping, pero no pueden utilizarse solos.

RAM DOBLE DEL BOP

Durante el stripping o a altas presiones, pueden combinarse sea con BOPs anulares u otro ram BOP. Los rams son apropiados para cualquier diámetro de tubo. Algunos modelos más recientes con variables cuerpos de ram permiten el sellado de diferentes diámetros de tubería.

Los rams tienen que ser reemplazados siempre que el diámetro de la tubería cambie y antes de bajar el casing. Los rams de los BOPs tienen que ser cerrados siempre alrededor de la tubería con una medida fija. Excepto los blind rams, que permiten sellar sin tubería dentro del pozo. El sellado mecánico hacia arriba previene la expulsión del drill string en caso de valores de presión los pozos altos, o peso insuficiente de la tubería.

Principales ventajas del BOP ram comparado con el BOP anular:

  • Mejor resistencia para valores de alta presión.
  • Requiere menor volumen de fluido de control, lo que implica menor tiempo de cierre.
  • Pueden soportar el peso del drill string (durante el hang-off).
  • Permiten el stripping en caso de valores de presión muy altos (de ram a ram).
  • Una vez cerrados previenen la expulsión del drill string.

COMPONENTES DE UN BOP

 COMPONENTES  Y  OPERACIONES

COMPONENTES

 El BOP tiene un sistema de cierre/apertura compuesto por dos pistones horizontales hidráulicamente operados a través de sus respectivas cámaras de presurización. Activan los rams para abrir y cerrar el pozo. Principales componentes del BOP son:

  • Cuerpo: Diseñado con técnicas de Elementos Acabados para soportar altas presiones. Todos los modelos tienen un cuerpo reforzado.
  •  Sistema de cierre/apertura: El Sistema de cierre/ apertura está compuesto por un circuito hidráulico de cierre/apertura y un mecanismo ram de cierre/apertura.
  • Sistema asegurador de rams: Se usa después de cerrar el BOP para evitar un imprevisto cierre de ram. El sistema asegurador puede ser: manual, automático o hidráulico.

Unidades de empaque (rams): Los rams de los BOPs cuentan en el presente con sellado secundario, que hay que usar sólo en caso de que el sellado primario no fuera completo

OPERACIONES

  • Cierre/apertura hidráulico: El sistema de cierre/apertura está compuesto por dos pistones horizontales y se opera hidráulicamente a través de dos cámaras  para activar los rams para abrir y cerrar el pozo.
  • Asegurando los rams: En caso de control de un blow-out, si los BOP rams han sido cerrados, el cierre de ram siempre tiene que ser bloqueado.
  •  Asegurando manualmente: El sistema de seguro manual también puede ser usado para cerrar el BOP en caso de emergencia (falla del circuito hidráulico).

 PRESION DE TRABAJO DE CIERRE Y APERTURA

La presión de trabajo de cierre y apertura es de 1500 psi, pero puede llegar a ser de 3000 psi en caso de emergencia. El tiempo de cierre para cada tipo de BOP, sin importar el valor de la presión de trabajo, tiene que ser menor de 30 segundos (reglamento API RP 53). Una de las características más importantes del ram del BOP es la “relación de cierre” que es la relación de la presión máxima del BOP permitida para el valor de la presión mínima de cierre. La presión de cierre tiene que ser siempre lo suficientemente alta para sellar el pozo asumiendo en el pozo la más alta presión de trabajo del BOP.

PRESION DE TRABAJO DE CIERRE-APERTURA

TIPOLOGIA DE RAMS

COMPONENTES

  • Cuerpo: hecho de acero, está conectado al vástago a través de asientos verticales y horizontales; en algunos modelos cuenta con un soporte para acomodar el ram mismo. Tiene una guía

    COMPONENTES DE UN RAM

    frontal para centrar tubos de diámetro pequeño en el pozo durante el cierre.

  • Packer Superior: caucho frontal del packer para el sellado total alrededor de la tubería
  •  Packer Frontal: caucho de sellado superior para el sellado total entre el ram y el cuerpo del BOP. Packers frontales de ram se estimulan a sí mismos para asegurar una mayor duración del sellado bajo presión y durante operaciones de stripping.  La extrusión del caucho que deriva de ésto compensa el desgaste del caucho y permite mantener el sellado.

 PIPE RAMS

 Los pipe rams pueden cerrarse sólo cuando la tubería está en el pozo. Hay dos tipos de pipe rams:

Pipe Rams Fijos: Siendo de diámetro específico, no tienen que ser cerrados si la tubería dentro del pozo no coincide con el diámetro de los rams ya que esto podría determinar extrusión de caucho, comprometiendo el sellado del BOP. Por esto, hay que llevar a cabo siempre un test del ram del BOP con tubería en el pozo.

 Rams de cuerpo variable: Pueden ser instalados en cualquier tipo de BOP y son particularmente adecuados para aplicaciones submarinas cuando se usan tubos de diferente diámetro o de aluminio. En BOPs submarinos estos rams permiten que el diámetro de la tubería cambie sin que sea necesario recuperar el BOP stack.

 BLIND RAMS

 Pueden usarse sólo sin tubería en el pozo. Durante el cambio de broca pueden cerrarse para prevenir la caída de objetos dentro del pozo. Los controles (de apertura y cierre) para operar blind y shear rams son generalmente protegidos para evitar el no-asegurado para operaciones.

 SHEAR RAMS

Pueden sólo cortar los drill pipe y son principalmente adoptados en operaciones de offshore para permitir el abandono de emergencia. Pueden utilizarse en tierra sobretodo en situaciones de seria emergencia, que no pueden superarse adoptando procedimientos estándard.

 CORTE DE TUBERIA

Se corta la tubería y la parte inferior se dobla debajo de los rams sellando totalmente el BOP. El corte

CORTE DE TUBERIA

mantiene los dos bordes separados para permitir restaurar la circulación a través de la tubería. Los shear rams pueden tener diferentes grados de dureza según la presencia o ausencia de H2S: La operación de corte requiere un incremento de la presión de cierre, de 1500 psi a 3000 psi.

INSPECCION, TESTEO Y MANTENIMIENTO

  1. Inspección visual

La inspección visual tiene que ser llevada a cabo periódicamente y siempre que se reemplacen los rams (Reglamento API RP 53).

Chequear el desgaste y los posibles daños donde el sello está más sujeto a la fricción y chequear el sello mismo. Chequear las conexiones ram-vástago. Chequear las   condiciones de los rams de los packers frontal y superior (desgaste, cortes,   daños). Finalmente, chequear los asientos de los rams con especial cuidado la parte central superior donde trabaja el sello superior. Medir la distancia entre la parte superior del ram y su asiento para definir el juego vertical y lateral de acuerdo con las recomendaciones del fabricante.

  1. Test de Operación

De acuerdo con el reglamento API RP 53 los tests de operación del ram BOP deberían ser llevados a cabo en cada viaje, con una frecuencia máxima de un test al día. Tiene que llevarse a cabo.

SISTEMAS ASEGURADORES DE RAM

  1. SISTEMA MANUAL

Es un sistema mecánico de seguro operado manualmente con una rueda. Después de cerrar el BOP, se pueden asegurar manualmente los rams rotando la varilla en sentido de las agujas del reloj, hasta que la extensión anular en el tornillo alcance la superficie posterior del cilindro. La varilla se instala dentro del cilindro de trabajo y se sumerge en el fluido hidráulico. Así la rosca está protegida y lubricada gracias al fluido operante, y protegida del clima, la corrosión y cualquier daño que pueda ocurrir durante el levantamiento del BOP.

  1. SISTEMA AUTOMATICO (POSLOCK)

 Se efectúa siempre que se estén cerrando los rams,   garantizando el seguro del BOP aun cuando la presión es liberada. El poslock de

SISTEMA AUTOMATICO (POSLOCK)

apertura/cierre se lleva a cabo a través del mismo mecanismo que el de   apertura/cierre de rams (No hay sistemas hidráulicos adicionales) y es   causado por el viaje del pistón.

Cierre: Durante el cierre el pistón empieza a moverse y a empujar hacia adelante los rams. Después del cierre, el pistón interno (anillo asegurador) es conducido por la presión de cierre a empujar los segmentos de sello/segmentos de bloqueo: éstos se expanden más allá del diámetro del pistón sellándose en el asiento con el diámetro más grande. El pistón interno los mantiene en la correcta posición de sellado. Un resorte previene que se desaseguren sin querer ya sea por vibraciones o caídas de la presión de cierre.

Apertura: Durante la apertura la presión hidráulica supera la fuerza del resorte y empuja el pistón hacia atrás. Los segmentos de sellado se retrasan liberando la operación del pistón que se mueve hacia atrás para abrir los rams.

HYDRIL

Generalidades

 La cubierta   es de bisagras y la cavidad interna está inclinada respecto al pozo para

HYDRIL

permitir el drenaje de sedimentos. Se   ha fijado un plato desgastador en la parte superior del BOP mediante un juego   de tornillos y un anillo de bloqueo.  El circuito hidráulico completo está   acomodado dentro del cuerpo del BOP y las bisagras han sido   insertadas entre los pins de las bisagras de la cubierta para distribuir el fluido de control.

Las bisagras   de distribución del fluido no hacen parte de la bisagra y pueden ser   removidas sin abrir el BOP. Las   bisagras de la cubierta son completamente independientes del circuito   hidráulico y cuentan con rodamientos auto-lubricantes para una apertura y un   cierre de la cubierta más fáciles.

OIL RESERVOIRS PERFORMANCE

Each reservoir is composed of a unique combination of geometric form, geological rock properties, fluid characteristics, and primary drive mechanism. Although no two reservoirs are identical in all aspects, they can be grouped according to the primary recovery mechanism by which they produce. It has been observed that each drive mechanism has certain typical performance characteristics in terms of:

  • Ultimate recovery factor.
  • Pressure decline rate.
  • Gas-Oil ratio.
  • Water Production.

PRIMARY RECOVERY MECHANISMS

For a proper understanding of reservoir behavior and predicting future performance, it is necessary to have knowledge of the driving mechanisms that control the behavior of fluids within reservoirs.

The overall performance of oil reservoirs is largely determined by the nature of the energy, i.e., driving mechanism, available for moving the oil to the wellbore. There are basically six driving mechanisms that provide the natural energy necessary for oil recovery:

  • Rock and Liquid Expansion Drive.
  • Depletion Drive.
  • Water Drive.
  • Gas Cap Drive.
  • Gravity Drainage Drive.
  • Combination Drive.

ROCK AND LIQUID EXPANSION DRIVE

When an oil reservoir initially exists at a pressure higher than its bubble point pressure, the reservoir is called an “undersaturated oil reservoir.” At pressures above the bubble point pressure, crude oil, connate water, and rock are the only materials present. As the reservoir pressure declines, the rock and fluids expand due to their individual compressibilities. The reservoir rock compressibility is the result of two factors:

  1. Expansion of the individual rock grains.
  2. Formation compaction.

Both of these factors are the results of a decrease of fluid pressure within the pore spaces, and both tend to reduce the pore volume through the reduction of the porosity. As the expansion of the fluids and reduction in the pore volume occur with decreasing reservoir pressure, the crude oil and water will be forced out of the pore space to the wellbore. Because liquids and rocks are only slightly compressible, the reservoir will experience a rapid pressure decline. The oil reservoir under this driving mechanism is characterized by a constant gas–oil ratio that is equal to the gas solubility at the bubble point pressure.

This driving mechanism is considered the least efficient driving force and usually results in the recovery of only a small percentage of the total oil-in-place.

DEPLETION DRIVE MECHANISM

This driving form may also be reffered to by the following various terms:

  • Solution Gas Drive.
  • Dissolved Gas Drive.
  • Internal Gas Drive.

SOLUTION GAS DRIVE RESERVOIR

In this type of reservoir, the principal source of energy is a result of gas liberation from the crude oil and the subsequent expansion of the solution gas as the reservoir pressure is reduced.

PRODUCTION DATA-SOLUTION GAS DRIVE RESERVOIR-

As pressure falls below the bubble point pressure, gas bubbles are liberated within the microscopic pore spaces. These bubbles expand and force the crude oil out of the pore space. Cole (1969) suggests that a depletion drive reservoir can be identified by the following characteristics:

Pressure behavior: The reservoir pressure declines rapidly and continuously. This reservoir pressure behavior is attributed to the fact that no extraneous fluids or gas caps are available to provide a replacement of the gas and oil withdrawals.

Water production: The absence of a water drive means there will be little or no water production with the oil during the entire producing life of the reservoir. A depletion drive reservoir is characterized by a rapidly increasing gas–oil ratio from all wells, regardless of their structural position. After the reservoir pressure has been reduced below the bubble point pressure, gas evolves from solution throughout the reservoir. Once the gas saturation exceeds the critical gas saturation, free gas begins to flow toward the wellbore and the gas–oil ratio increases. The gas will also begin a vertical movement due to gravitational forces, which may result in the formation of a secondary gas cap. Vertical permeability is an important factor in the formation of a secondary gas cap.

Unique oil recovery: Oil production by depletion drive is usually the least efficient recovery method. This is a direct result of the formation of gas saturation throughout the reservoir. Ultimate oil recovery from depletion drive reservoirs may vary from less than 5% to about 30%. The low recovery from this type of reservoir suggests that large quantities of oil remain in the reservoir and, therefore, depletion drive reservoirs are considered the best candidates for secondary recovery applications.

GAS CAP DRIVE

Gas cap drive reservoirs can be identified by the presence of a gas cap with little or no water drive. Due to the ability of the gas cap to expand, these reservoirs are characterized by a slow decline in the reservoir pressure.

GAS CAP RESERVOIR

The natural energy available to produce the crude oil comes from the following two sources:

  •  Expansion of the gas cap gas.
  • Expansion of the solution gas as it is liberated.

Cole (1969) and Clark (1969) presented a comprehensive review of the characteristic trends associated with gas cap drive reservoirs. These characteristic trends are summarized below:

Reservoir pressure: The reservoir falls slowly and continuously. Pressure tends to be maintained at a higher level than in a depletion drive reservoir. The degree of pressure maintenance depends upon the volume of gas in the gas cap compared to the oil volume.

Water production: Absent or negligible water production.

Gas–oil ratio: The Gas-Oil Ratio rises continuously in upstructure wells. As the expanding gas cap reaches the producing intervals of upstructure wells, the gas–oil ratio from the affected wells will increase to high values.

Ultimate oil recovery: Oil recovery by gas cap expansion is actually a frontal drive displacing mechanism which, therefore, yields considerably larger recovery efficiency than that of depletion drive reservoirs. This larger recovery efficiency is also attributed to the fact that no gas saturation is being formed throughout the reservoir at the same time. The ultimate oil recovery froma gas cap drive reservoir will vary depending largely on the following six important parameters:

  1. Size of the original gas cap.
  2. Vertical permeability.
  3. Oil Viscosity.
  4. Degree of conservation of the gas.
  5. Oil Production rate.
  6. Dip Angle.

Well behavior: Because of the effects of gas cap expansion on maintaining reservoir pressure and the effect of decreased liquid column weight as it is produced out the well, gas cap drive reservoirs tend to flow longer than depletion drive reservoirs.

WATER DRIVE MECHANISM

Many reservoirs are bounded on a portion or all of their peripheries by water-bearing rocks called aquifers. The aquifers may be so large compared to the reservoir they adjoin as to appear infinite for all practical purposes, and they may range down to those so small as to be negligible in their effects on the reservoir performance.

PRODUCTION DATA FOR A WATER DRIVE

PRODUCTION DATA FOR A WATER DRIVE

The aquifer itself may be entirely bounded by impermeable rock so that the reservoir and aquifer together form a closed (volumetric) unit. On the other hand, the reservoir may outcrop at one or more places where it may be replenished by surface water.

It is common to speak of edge water or bottom water in discussing water influx into a reservoir. Bottom water occurs directly beneath the oil and edge water occurs off the flanks of the structure at the edge of the oil. Regardless of the source of water, the water drive is the result of water moving into the pore spaces originally occupied by oil, replacing the oil and displacing it to the producing wells.

GRAVITY DRAINAGE DRIVE

The mechanism of gravity drainage occurs in petroleum reservoirs as a result of differences in densities of the reservoir fluids. The effects of gravitational forces can be simply illustrated by placing a quantity of crude oil and a quantity of water in a jar and agitating the contents. After agitation, the jar is placed at rest, and the more dense fluid (normally water) will settle to the bottom of the jar, while the less

GRAVITY DRAINAGE DRIVE

dense fluid (normally oil) will rest on top of the denser fluid. The fluids have separated as a result of the gravitational forces acting on them. The fluids in petroleum reservoirs have all been subjected to the forces of gravity, as evidenced by the relative positions of the fluids, i.e., gas on top, oil underlying the gas, and water underlying oil.

Due to the long periods of time involved in the petroleum accumulation and migration process, it is generally assumed that the reservoir fluids are in equilibrium. If the reservoir fluids are in equilibrium then the gas–oil and oil–water contacts should be essentially horizontal. Although it is difficult to determine precisely the reservoir fluid contacts, the best available data indicates that, in most reservoirs, the fluid contacts actually are essentially horizontal. Gravity segregation of fluids is probably present to some degree in all petroleum reservoirs, but it may contribute substantially to oil production in some reservoirs.

COMBINATION DRIVE MECHANISM

The driving mechanism most commonly encountered is one in which both water and free gas are available in some degree to displace the oil toward the producing wells. The most common type of drive encountered, therefore, is a combination drive mechanism. Two combinations of driving forces are usually present in combination drive reservoirs:

    • Depletion drive and weak water drive.
    • Depletion drive with a small gas cap and a weak water drive.
In addition, gravity segregation can also play an important role in any of these two drives. In general, combination drive reservoirs can be recognized by the occurrence of a combination of some of the following factors.
Reservoir Pressure: These types of reservoirs usually experience a relatively

COMBINATION -DRIVE

rapid pressure decline. Water encroachment and/or external gas cap expansion are insufficient to maintain reservoir pressures.

Water Production: The producing wells that are structurally located near the initial oil–water contact will slowly exhibit increasing water producing rates due to the increase in the water encroachment from the associated aquifer.

Gas–oil ratio: If a small gas cap is present the structurally high wells will exhibit continually increasing gas–oil ratios, provided the gas cap is expanding. It is possible that the gas cap will shrink due to production of excess free gas, in which case the structurally high wells will exhibit a decreasing gas–oil ratio. This condition should be avoided whenever possible, as large volumes of oil can be lost as a result of a shrinking gas cap.

Ultimate oil recovery: As a substantial percentage of the total oil recovery may be due to the depletion drive mechanism, the gas–oil ratio of structurally low wells will also continue to increase, due to evolution of solution gas from the crude oil throughout the reservoir as pressure is reduced. Ultimate recovery from combination drive reservoirs is usually greater than recovery from depletion drive reservoirs but less than recovery from water drive or gas cap drive reservoirs. Actual recovery will depend upon the degree to which it is possible to reduce the magnitude of recovery by depletion drive. In most combination drive reservoirs it will be economically feasible to institute some type of pressure maintenance operation, either gas injection or water injection, or both gas and water injection, depending upon the availability of the fluids.

WELL TESTING ANALYSIS CONCEPTS

PRIMARY RESERVOIR CHARACTERISTICS. Flow in porous media is a very complex phenomenon and cannot be described as explicitly as flow through pipes or conduits. It is rather easy to measure the length and diameter of a pipe and compute its flow capacity as a function of pressure; however, in porous media flow is different in that there are no clear-cut flow paths which lend themselves to measurement.

The analysis of fluid flow in porous media has evolved throughout the years along two fronts:

PRESSURE-VOLUME RELATIONSHIP

the experimental and the analytical. Physicists, engineers, hydrologists, and the like have examined experimentally the behavior of various fluids as they flow through porous media ranging from sand packs to fused Pyrex glass. On the basis of their analyses, they have attempted to formulate laws and correlations that can then be utilized to make analytical predictions for similar systems. The mathematical forms of these relationships will vary depending upon the characteristics of the reservoir. These primary reservoir characteristics that must be considered include:

  • types of fluids in the reservoir.
  • Flow regimes.
  • Reservoir geometry.
  • Number of flowing fluids in the reservoir.

TYPES OF FLUIDS IN THE RESERVOIR

The isothermal compressibility coefficient is essentially the controlling factor in identifying the type of the reservoir fluid. In general, reservoir fluids are classified into three groups:

  • Incompressible fluids.
  • Slightly compressible fluids.
  • Compressible fluids.

FLUID DENSITY VERSUS PRESSURE FOR DIFFERENT FLUID TYPES

FLOW REGIMES

There are basically three types of flow regimes that must be recognized in order to describe the fluid flow behavior and reservoir pressure distribution as a function of time. These three flow regimes are:

  • Steady-State flow.
  • Unsteady-State flow.
  • Pseudosteady-State flow.
FLOW REGIME

FLOW REGIME

Steady-State Flow:

The flow regime is identified as a steady-state flow if the pressure at every location in the reservoir remains constant, i.e., does not change with time. This equation states that the rate of change of pressure p with respect to time t at any location i is zero. In reservoirs, the steady-state flow condition can only occur when the reservoir is completely recharged and supported by strong aquifer or pressure maintenance operations.

Unsteady-State Flow:

Unsteady-state flow (frequently called transient flow) is defined as the fluid flowing condition at which the rate ofchange of pressure with respect to time at any position in the reservoir is not zero or constant. This definition suggests that the pressure derivative with respect to time is essentially a function of both position i and time t.

Pseudosteady-State Flow:

When the pressure at different locations in the reservoiris declining linearly as a function of time, i.e., at a constant declining rate, the flowing condition is characterized as pseudosteady-state flow. Mathematically, this definition states that the rate of change of It should be pointed out that pseudosteady-state flow is commonly referred to as semisteady-state flow and quasisteadystate flow. pressure with respect to time at every position is constant.

RESERVOIR GEOMETRY

The shape of a reservoir has a significant effect on its flow behavior. Most reservoirs have irregular boundaries and a rigorous mathematical description of their geometry is often possible only with the use of numerical simulators. However, for many engineering purposes, the actual flow geometry may be represented by one of the following flow geometries:

  • Radial Flow.
  • Linear Flow.
  • Spherical Flow and Hemispherical Flow.

Radial Flow:

In the absence of severe reservoir heterogeneities, flow into or away from wellbore will follow radial

IDEAL RADIAL FLOW INTO A WELLBORE

flow lines a substantial distance from the wellbore. Because fluids move toward the well from all directions and coverage at the wellbore, the term radial flow is used to characterize the flow of fluid into the wellbore.

Linear Flow:

Linear flow occurs when flow paths are parallel and the fluid flows in a single direction. In addition, the cross-sectional area to flow must be constant. A common application of linear flowequations is the fluid flow into vertical hydraulic fractures.

Spherical and Hemispherical Flow:

Depending upon the type of wellbore completion configuration, it is possible to have spherical or hemispherical flow near the wellbore. A well with a limited perforated interval could result in spherical flow in the vicinity of the perforations. A well which only partially penetrates the pay zone,  could result in hemispherical flow. The condition could arise where coning of bottom water is important.

NUMBER OF FLOWING FLUIDS IN THE RESERVOIR

The mathematical expressions that are used to predict the volumetric performance and pressure behavior of a reservoir vary in form and complexity depending upon the number of mobile fluids in the reservoir.

PRESSURE GRADIENT IN RADIAL FLOW

There are generally three cases of flowing system:

  • Single-phase flow (oil, water, or gas).
  • Two-phase flow (oil–water, oil–gas, or gas–water).
  • Three-phase flow (oil, water, and gas).

The description of fluid flow and subsequent analysis of pressure data becomes more difficult as the number of mobile fluids increases.