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THE FUNDAMENTALS OF FLUID CONTROL ARE KEY TO WELL CONTROL




The general functions of drilling fluids are fairly standardized. Since most drilling operations rely on liquid drilling fluids, we will make them our main concern. The eight basic functions of drilling fluids are listed below.

  • Transportation of cuttings to surface.
  • Suspension of cuttings when circulation is stopped.
  • Control of annular pressure.
  •  Lubrication and cooling of the drilling assembly.
  •  Provision of wall support
  • Suspension of drilling assembly and casing
  • Delivery of hydraulic energy
  •  Provision of a suitable medium for wireline logging.

    DRILLING FLUID PROCCESS

    DRILLING FLUID PROCCESS

TRANSPORT CUTTINGS TO SURFACE:

The hole must be properly cleaned to prevent cuttings from accumulating in the annulus, which could cause increased torque, drag, fill or hydrostatic pressure.

DRILLING FLUIDS

This may result in stuck pipe, loss circulation, pipe failure or a decrease in penetration. Since cuttings are heavier than the drilling fluid, they are lifted out of the hole by the fluid flowing in the annulus. Gravity will try to cause the cuttings to fall toward the bottom of the hole. The speed at which the cuttings fall depends on particle size, shape, density and fluid viscosity.

SUSPENSION OF CUTTINGS:

Cuttings will try to fall to bottom when circulation is stopped unless the drilling fluid forms a gel-like structure. This gel-like structure should suspend or hold the cuttings in place until circulation is started again. Excessive surge and swab pressures may be caused if the mud remains in a gel-like structure once circulation has started.

ANNULAR PRESSURE CONTROL:

Since formation fluids (oil, water or gas) are under great pressure, they must be balanced or overbalanced to prevent uncontrolled flow. The hydrostatic pressure of the mud in the annulus accomplishes this.

LUBRICATION AND COOLING:

As the bit drills on bottom and the drillstring turns in the hole extreme heat is developed. This heat must be absorbed by the drilling fluid and carried away from the bottom of the hole. The drilling fluid must also lubricate the casing, drillstring and bit. Lubricating properties can be improved by the addition of special materials (dispersants, friction reducers). This may also increase bit life, decrease torque and drag, reduce pump pressure and reduce frictional wear on the drillstring and casing.

WALL SUPPORT:

The formation could fall into the wellbore before casing is set unless support is replaced by the drilling fluid. The amount of support required to prevent this from occurring depends on the formation. Little support is needed in a very firm formation, whereas consolidated or fairly firm formations may be supported just by the mud density. In weak or unconsolidated formations the drilling fluid must have the ability to form a thin, tough wall cake in the hole.

DRILLING ASSEMBLY/ CASING SUSPENSION:

The drillstring and casing weight can exceed many thousands of pounds and develop extreme stress on the rig’s structure. These extreme weights can be partly supported by the buoyant force of the drilling fluid. This force is dependent on the weight of the fluid and the displacement of the pipe.

DELIVER HYDRAULIC ENERGY:

The drillstring and casing weight can exceed many thousands of pounds and develop extreme stress on the rig’s structure. These extreme weights can be partly supported by the buoyant force of the drilling fluid. This force is dependent on the weight of the fluid and the displacement of the pipe.

A high velocity is developed as drilling fluid passes through bit nozzles during circulation. This velocity, or hydraulic force, will keep the area under the bit clean, so the bit will not have to regrind the old cuttings, causing a reduction in penetration rate. The physical properties and velocity of the drilling fluid help keep the area under the bit clean.

SIDE EFFECTS:

The following side effects should be minimized while drilling.

  • Open hole formation damage.
  • Casing and drillstring corrosion.
  • Penetration rate reduction.
  •  Circulation, surge and swab problems.
  • Lost circulation.
  •  Drill string sticking.
  •  Wellbore erosion.
  • Settling in the pits.
  • Mud pump wear.
  • Cement and environmental contamination.

Formation damage can appear in two different forms: a reduction in hydrocarbon production or wellbore stability. Many types of drilling fluids will alter formation characteristics, but some formations are more sensitive than others and some fluids more damaging. Particularly sensitive formations (e.g., hydropressured or bentonitic shale may require special drilling fluids, treating chemicals or other considerations.

 CASING AND DRILLSTRING CORROSION

 The steel tubulars in the hole may be subject to a corrosive environment from the drilling fluid and formation. Chemical treatment of the drilling fluid or adding a protective coating to the surface of the steel can minimize the corrosive effect.

PENETRATION RATE PRODUCTION

Many factors affect the penetration rate, but the difference between formation pressure and hydrostatic pressure is the most significant. If the hydrostatic pressure of the drilling fluid is much higher than the formation pressure, a reduction in penetration rate will occur.

CIRCULATION, SURGE AND SWAB PROBLEMS

A thick filter cake can also contribute to surge and swab pressures that might result in a kick. Excessive viscosity limits the flow rate, puts extra stress on the pump and may also reduce penetration rates if sufficient pressure at the bit cannot be achieved.

LOST CIRCULATION

Lost circulation can be caused when hydrostatic pressure exceeds the strength of the formation. High pressures can also be the result of bad tripping or drilling practices, high mud weight and/or fluid viscosity. High drilling fluid and well cost, along with the chance of taking a kick are the results of lost circulation.

LOST CIRCULATION

DRILLSTRING STICKING

An excessive amount of cuttings in the hole is one cause of pipe sticking, but the most significant type of sticking is when the pipe is embedded in a thick filter cake. Pipe sticking can lead to expensive fishing jobs and increase the well cost.

WELLBORE EROSION

Problems with wireline logging, cementing and stuck pipe are just a few of the difficulties of wellbore erosion. There are two types of wellbore erosion, physical and chemical. Pumping the drilling fluid up the annulus at a lower velocity will help reduce physical erosion. Chemical erosion depends on the chemical reaction between the drilling fluid and the formation.

SETTLING IN THE PITS 

The same gel strength that prevents the cutting from falling in the well when circulation is stopped can also prevent unwanted solids from falling in the pits. Gravity does cause some of the solids to fall to the pit bottom.

MUD PUMP WEAR

Those same solids can cause excessive pump wear if solids are not removed. The most abrasive solid is probably sand incorporated into the fluid while drilling. This sand should be removed by solids control equipment.

CEMENT/ ENVIRONMENTAL CONTAMINATION

Some drilling fluids that are good for drilling operations are incompatible with slurries of cement. A flush, wash or spacer fluid should be used to separate the cement and the drilling fluid.

DRILLING MUD



REFINACION – HISTORIA Y PROCESOS DE REFINO EN EL PERU




HISTORIA DE LA REFINACION EN EL PERU. En 1852, el físico y geólogo canadiense Abraham Gessner obtuvo una patente para producir a partir de petróleo crudo un combustible para lámparas relativamente limpio y barato, el queroseno. Tres años más tarde, el químico estadounidense Benjamín Silliman publicó un informe que indicaba la amplia gama de productos útiles que se podían obtener mediante la destilación del petróleo.

Con ello empezó la búsqueda de mayores suministros de petróleo. Hacía años que la gente sabía que en los pozos perforados para obtener agua o sal se producían en ocasiones filtraciones de petróleo, por lo que pronto surgió la idea de realizar perforaciones para obtenerlo. Los primeros pozos de este tipo se perforaron en Alemania entre 1857 y 1859, pero el acontecimiento que obtuvo fama mundial fue la perforación de un pozo petrolífero cerca de Oil Creek, en Pennsylvania (Estados Unidos), llevada a cabo por Edwin L. Drake, el Coronel, en 1859. Drake, contratado por el industrial estadounidense George H. Bissell —que también proporcionó a Sillimar muestras de rocas petrolíferas para su informe—, perforó en busca del supuesto “depósito matriz”, del que parece ser surgían las filtraciones de petróleo de Pennsylvania occidental. El depósito encontrado por Drake era poco profundo (21,2 m) y el petróleo era de tipo parafínico, muy fluido y fácil de destilar.

El éxito de Drake marcó el comienzo del rápido crecimiento de la moderna industria petrolera. La comunidad

POZO DRAKE

científica no tardó en prestar atención al petróleo, y se desarrollaron hipótesis coherentes para explicar su formación, su movimiento ascendente y su confinamiento en depósitos. Con la invención del automóvil y las necesidades energéticas surgidas en la I Guerra Mundial, la industria del petróleo se convirtió en uno de los cimientos de la sociedad industrial.

Desde el principio era la transformación de los procesos primarios a secundarios principalmente la gasolina y aquellos productos gaseosa eran llevados hacia la atmósfera. La fuente de carbón mineral, la fermentación de los carbohidratos para la obtención del alcohol y del alcohol etílico son generados por la destilación. Durante la segunda guerra mundial se dieron la obtención de productos sintéticos para reemplazar a los productos naturales, lo que en desarrollo se a ido transformando en un proceso de refinación mas liviana

En el Perú, desde hace tiempo ya se extraía el petróleo, en Santa Elena, Cerros de Amotape y las emanaciones de Pirin. En el Perú antigua el petróleo se usaba en la brea en construcciones, en ceremonias rituales y medicinales  así como las leyendas. El petróleo ya se había conocido hasta la actualidad y su extracción y refinación se dio después de que llegaran los españoles.

En 1863, le ing., A. Prentice de la fabrica de Gas de Lima, llego a Zorritos y exploto el petróleo liviano de 35 grados API. El Estadounidense Larkin, formo la Compañía Peruana de Petróleo lo cual llego en 1866 se llego a producir en tres pozos 480 barriles por dia. Luego de un declive Larkin se retira del país. En 1871 se constituyo la compañía Peruana de Refinación del Petróleo sucesora de la compañía Peruana de petróleo, que fue la primera empresa refinadora del país.

POZO DE PETROLEO EN ZORRITOS, PERU

Después las empresas extranjeras incursionaron por el país. En 1661 se fundo la Heath, Petroleum Co., y la empresa Perú Petroleum Company. En 1911, la London Pacific trabajaba en la propiedad de Tweddle y Keswick. Donde se encontraba la brea y pariñas y las Lobitos Oilfields Ltd. En donde se refinaba el petróleo. En el gobierno de Oscar Raymundo Benavides se compro una refinería de 1200 barriles diarios de capacidad a la que se conoció como Villar. En lo cual  producido kerosén, diesel y residual.

En 1940 se inicio la industria estatal de refinación del petróleo poniéndose en servicio en zorritos con 1300 Bb. /d.

En 1954 se desmonto la refinería del villar de zorritos y se traslado a Iquitos donde inicio sus operaciones con 1100 Bb. /d, suministrados por la compañía Ganso Azul. S obtenía Kerosén, diesel, y petróleo industrial. En 1982 se crea la refinería de Iquitos. En la Década de los 60 la refinería de talara se amplia y se construyo la unidad de destilación primaria con capacidad para procesar 62000 Bb. /d. En 1962 inicio operaciones la refinería Conchan diseñada para tratar 2200 Bb./d., y ya en 1867 se construyo la unidad de destilación al Vació de 3000bb/d., Empresas japonesas crearon la refinería la Pampilla  la cual se inauguro en 1967 ubicada al norte del callao teniendo como base las destilaciones de craqueo catalítico y reformacion catalítica, única en el país para la obtención de gasolina de alto octanaje. En 1868 se amplio la capacidad de destilación primaria de la refinería de conchan y una unidad de destilación al vació

Petroperu firmo un contrato de explotación en Corrientes _Pava yacu en donde se dio un promedio de 7257 bb/d., con un buen crudo de alta calidad. En 1991 Petroperu subasto la refinería Conchan. En la actualidad existen 7 refinerías operativas las cuales en la cual la Refinería de Talara es la mas antigua.

REFINERIA TALARA

 PROCESO DE REFINACION DEL PETROLEO:

Los hidrocarburos con menor masa molecular son los que se vaporizan a temperaturas más bajas y a medida que aumenta la temperatura se van

DESTILACION PRIMARIA Y AL VACIO

evaporando las moléculas más grandes. Las fracciones  más ligeras del crudo, como son los gases y la nafta, ascienden hasta la parte superior de la torre. A medida que descendemos, nos encontramos con los productos más pesados: el queroseno, gasoil ligero, gasoil pesado. En último lugar, se encuentra el residuo de fuel óleo atmosférico. Existen 2 tipos de tratamiento las cuales van a hacer uno fisico y el otro químico.

 Destilación fisica:

  1. Destilación  primaria o atmosférica.
  2. Destilación secundaria o al vació.

Destilación quimica:

  1.  Desintegración Térmica.
  2.   Desintegración Catalítica.

Otros procesos mas frecuentes:

  • Reducción de viscosidad
  • Reformación de naftas.
  • Desulfuración.
  • Fraccionamientos de líquidos.
  • Alquilación.
  •  Isomerización….etc.                       

PROCESO FISICO:

DESTILACION PRIMARIA O ATMOSFERICA:

La destilación es la operación fundamental para el refino del petróleo. Su objetivo es conseguir, mediante calor, separar los diversos

DESTILACION PRIMARIA

componentes del crudo. Cuando el crudo llega a la refinería es sometido a un proceso denominado “destilación fraccionada”. En éste, el petróleo calentado es alimentado a una columna, llamado también “torre de fraccionamiento o de destilación”. El petróleo pasa primero por un calentador que alcanza una temperatura de 370ºC y posteriormente es introducido en una torre, donde comienza a circular y a evaporarse. De esta forma se separan los productos ligeros y los residuos.

DESTILACION AL VACIO:

Destilación al Vacío en el proceso de refinación significa que el producto a ser destilado se encuentra sometido a una presión por debajo de la atmosférica para que su punto de ebullición sea menor

COLUMNA DE VACIO

Considerando que en una destilación atmosférica, operando a tan bajas presiones y tan altas temperaturas de zona flash como sea posible se vaporizará la máxima cantidad de hidrocarburos, sin embargo se estima que por los cortes del rango de destilación (TBP) entre 700 y 800 ºF. el residuo atmosférico (crudo reducido), aún contiene un gran volumen de destilados los cuales pueden ser recuperados mediante la operación de destilación al vacío.

La temperatura máxima en la zona flash de una columna. de destilación al vacío, pueden ser de hasta 1125 ºF Esta temperatura límite está fuertemente influenciada por el contenido de metales de los destilados, particularmente el Vanadio y otros como el níquel, cromo etc. Por el fondo de la torre se inyecta vapor de agotamiento para reducir la presión parcial del líquido del fondo que favorece la destilación. El fondo de la columna es de diámetro más reducido en su parte inferior para disminuir el tiempo en que el fondo permanece a una temperatura elevada. También se provee una línea de entrada de aceite de enfriamiento (quench) para proteger a las bombas de fondos.

PROCESO QUIMICO:

CRAQUEO TERMICO:

El proceso de craqueo térmico, o pirolisis a presión, se desarrolló en un esfuerzo por aumentar el rendimiento de la destilación. En este proceso, las partes más pesadas del crudo se calientan a altas temperaturas bajo presión. Esto divide (craquea) las moléculas grandes de hidrocarburos en moléculas más pequeñas, lo que aumenta la cantidad de gasolina —compuesta por este tipo de moléculas— producida a partir de un barril de crudo. No obstante, la eficiencia del proceso era limitada porque, debido a las elevadas temperaturas y presiones, se depositaba una gran cantidad de coque (combustible sólido y poroso) en los reactores..

DESINTEGRACION CATALITICA O CRACKING CATALITICO: 

Este cracking produce los hidrocarburos requeridos para naftas de números de octano elevado, pero además se obtiene hidrocarburos gaseosos que son materia prima para la petroquímica. Este a desplazado al térmico siendo el mejor proceso para transformar destilados de nafta.

Los procesos se clasifican en tres tipos:

  • Lecho Fijo: En este proceso se conduce los vapores del producto al reactor y se somete al periodo de regeneración del catalizador, trabajando con varios reactores, el proceso es continuo
  • Lecho Móvil: Se cambia la posición del catalizador yendo del reactor al regenerado
  • Lecho Fluido: En esta operación se hecha como catalizador polvo finamente pulverizado, al moverse del reactor al regenerador.

REFORMING:

Es la reformación de la estructura molecular de las naftas. Las naftas extraídas directamente de la destilación primaria suelen tener moléculas lineales por lo que tienden a detonar por presión. Por eso el reforming se encarga de “reformar” dichas moléculas lineales en ramificadas y cíclicas.

 

     CH3(CH2)5CH3   —–PT/ SIO2/AL2O3———–   Tolueno

Reformateo

REFORMING CATALITICO SIN ADITIVOS ANTIDETONANTES:

Se deshidrogenan alcanos tanto de cadena abierta como cíclica para obtener aromáticos, principalmente benceno, tolueno y xilenos, empleando catalizadores de platino -renio -alúmina. Es posible convertir ciclohexanos sustituidos en bencenos sustituidos; parafinas lineales como el n-heptano se convierten en tolueno y también los ciclo pentanos sustituidos pueden convertirse en aromáticos.

ALQUILACION:

Proceso para la producción de un componente de gasolina de alto octano por síntesis de butilenos con isobutano. El proceso de alquilación es una síntesis química por medio de la cual se une un alcano ramificado al doble enlace de un alqueno, extraído del craking o segunda destilación. Al resultado de la síntesis se le denomina alquilado o gasolina alquilada, producto constituido por componentes isoparafínicos. Su objetivo es producir una fracción cuyas características tanto técnicas (alto octano) como ambientales (bajas presión de vapor y reactividad fotoquímica) la hacen hoy en día, uno de los componentes más importantes de la gasolina reformulada. La alquilación es un proceso catalítico que requiere de un catalizador de naturaleza ácida fuerte, y se utilizan para este propósito ya sea ácido fluorhídrico o ácido sulfúrico.

ISOMERIZACION:

Convierte la cadena recta de los hidrocarburos parafínicos en una cadena ramificada. Se hace sin aumentar o disminuir ninguno de sus componentes. Las parafinas, son hidrocarburos constituidos por cadenas de átomos de carbono asociados a hidrógeno, que poseen una gran variedad de estructuras; cuando la cadena de átomos de carbono es lineal, el compuesto se denomina parafina normal, y si la cadena es ramificada, el compuesto es una isoparafina.   Las reacciones de isomerización son promovidas por catalizador de platino.

POLIMERIZACION:

Consiste en la conversión de hidrocarburos no saturados de peso molecular bajo (gases) por polimerización a combustibles para motores (naftas) de alto numero de octano.

DESULFURIZACION:

Es el proceso mediante el cual al crudo o petróleo pasa por un lugar en donde se le extrae todas las composiciones de azufre y sus derivados.

EQUIPOS USADOS EN UNA REFINERIA DE PETROLEO

COLUMNA DE FRACCIONAMIENTO:

Es una torre en donde puede tener hasta 9 metros de altura y es en donde el petróleo se fracciona de acuerdo al punto de ebullición. Además no solo existe una sino varias para tratamientos como destilación al vacío u otros para lo cual se hace el craqueen u otra reformaciones.

BANDEJA HORIZONTAL:

Estos platos son muy numerosos lo cual su objetivo es procurar un contacto eficiente entre los vapores y el líquido con un mínimo de caída de presión. En estos platos se van a depositar las sustancias fraccionadas del petróleo los cuales de acuerdo a su temperatura de ebullición ellas aumentan de arriba hacia abajo hasta darnos productos pesados en donde serán luego pasados a otra columna para su respectiva división por medio de su volatilidad.

BANDEJA HORIZONTAL

CALDERA U HORNO:

Es donde el petróleo se calienta hasta a temperaturas elevadas no pasando los 400’C., ya que sino ocurriria un crackin o rompimiento de las moléculas del hidrocarburo.

 INTERCAMBIADOR DE CALOR AL VACIO:

Extraen el calor de un fluido a través de la absorción del otro lo cual hace enfriar el destilado a una temperatura considerable.

COALESCEDORES R DESHIDRATORES ( FILTROS DE SAL):

Los cortes laterales de Solvente y Diesel llegan a los coalescedores. Los coalescedores D-122 y D-123 son recipientes para separar el agua de las corrientes de Solvente y diesel. El D-122 internamente tiene anillos raschig para favorecer la coalescencia del agua. El D-123 en cambio es un recipiente simple de separación de agua del hidrocarburo.

 DRUMS O ACUMULADORES DE TOPE:

Son recipientes de separación por decantación de la gasolina pesada (V-1) y liviana (V-2) del agua condensado en el sistema de enfriamiento de tope (E-1 y E-6) y en el sistema de enfriamiento de los gases y vapores de salida del acumulador V-1 (E-15). Cada acumulador dispone de un colector tipo pierna que es un acumulador de agua con control automático y/o manual, . El drum acumulador tope se maneja con control automático hacia los tanques de producción de gasolina. Acostumbran tener un rompedor de vórtice en el tubo de succión de la gasolina.

 TRATAMIENTO CAUSTICO DE SODA:

Para eliminar los mercaptanos y el H2S de hidrocarburos ligeros es usado la Cal y la sosa cáustica para eliminarlos constituyentes ácidos que están en el petróleo lo cual es usado frecuentemente para gases licuados para eliminar el H2S.

GAS WELL TESTING HANDBOOK




The testing of gas wells falls into two general classifications depending upon the status (Shut-in or Flowing) of the well prior to each rate of flow. If rates of flow are imposed in succession without allowing a shut-in period between the flow periods, the test is a multipoint type of test. If the well is test in between the various flow periods, the test is isochronal. A multipoint test is sometimes referred to as a three-, four-, or five point test, depending upon the number of rates of flow used in the test. A one-point test usually means that the well was started from shut-in at a predetermined rate of flow and was allowed to produce for an extended period of time. Deliverability tests are usually one-point tests run under specified conditions or tests in which the results are corrected to correspond to a specific set of conditions.

WELLHEAD PERFORMANCE CURVE FOR MULTI-POINT TEST

  • Multipoint Test (Flow After Flow “FAF”) – Natural Gas wells

Starting with a shut-in well, a series of flow rates-usually in increasing sequence-are imposed on the well at fixed time intervals. The objective of the test is to determine the open-flow potential of a well or to determine the exponent (slope) to be used with a one-point test. The exponent from the original multipoint test may be used with subsequent one-point tests to determine the open-flow potential for a well as the shut-in pressure decreases with production and time.

FLOW AFTER FLOW

  • One-Point Test - Natural Gas wells:

Starting from shut-in, the well is opened to flow with producing pressures, temperatures, and rates of flow measured at specified time intervals. The duration of flow is one to three days or longer.

The one-point test is intended to include deliverability testing and tests to determine the maximum allowable or the contractual maximum quantity for a given well. The test, usually with production into a gathering system, extends over a period of 72 hours, with the production during the last 24 hours period being taken as the test rate. Regardless of the information required by the regulatory body or the gas sales contract , the engineers should use the one-point test as an opportunity to gain useful performance information on the well.

  • Isochronal Test – Natural Gas wells:

The Isochronal test consists of a series of one-point tests, each starting with the well shut-in and with the shut-in pressure constant or nearly constant with time. Producing pressures, temperatures and rates of flow are measured and recorded at specified time intervals after the well is opened to flow. The Isochornal Test is a series of one point tests, each of which starts with well shut-in and the shut-in pressure stabilized or built up to 95% of the stabilized pressure. After flow is started in the well, flowing pressures, temperatures, and instantaneous flow rates are measured at specified time intervals.

MODIFIED ISOCHRONAL TEST

MODIFIED ISOCHRONAL TEST

Convinient time intervals are 0.5, 1, 2, 3, 6, 24 hr, etc. The isochronal test usually consists of 2 to 4 one point tests with a minimum duration of 3 hours for each rate of flow. Occasionally, one of the series may be extended to 24 hours or more. Each shut-in pressure should be at least 95% of the highest shut-in pressure observed on the well during the series of one-point tests.

Comments on Isochronal Testing:

  • The advantage of isochronal testing gas wells is that it provides a method

    DIAGRAM OF ISOCHRONAL TESTS WITH VARIOUS EXPONENTS

    for eliminating the complicated pressure gradients in the reservoir that so often confuse the results of multipoint tests. It thereby permits the determination of the true value of the exponent “n” for the performance curves.

  • The results of an isochronal test are good measures of well performance over a period of years.

PREPARATION OF A NATURAL GAS WELL FOR TESTING

The wellbore should be cleaned of liquids by flowing at a high rate to a pipeline for a period of 24 hours.  If the well does not have a pipeline connection, it may be necessary to produce the well to the atmosphere for a short time if such action is considered safe. Extra precautions should be tanken on new wells to remove drilling mud, solids, and stimulation fluids from the wellbore. If the well has a low capacity to produce gas, extra care should be taken in swabbing the fluids from the wellbore during completion. The time and expense involved in cleaning the well can be kept to a minimum by installing acarefully sized tubing string in the well during completion. The well should be shut in for an appropriate period of time equalize the reservoir pressure around the wellbore. Even with the largest capacity wells, the period between completion and cleanup and connection to the pipeline should be used as the shut-in period.

During the shut-in period, gas measurement equipment should be prepared for use. If the gas is to be measured by an orifice meter, the meter should be calibrated, the diameters and condition of the run and plate should be verified and recorded, and the differential pen should be zeroed in accordance with good meter practice. If a separator is used, the flow rate should be controlled by a production choke, and pressure should be maintained on the spearator by the critical flow prover or a back-pressure regulator when an orifice meter is used. If a separator is not used, the rate of flow can be controlled at the wellhead by the critical flow prover.

TESTING PRACTICES

  • The tester should understand the purpose of testing and know what information will be recorded.
  • All surface pressures at the wellhead should be measured by dead weight gauge.
  • The well should be conditioned for testing by removing liquids from the wellbore prior to measuring the shut-in pressure.
  • Multipoint tests should be run in increasing rate of flow sequence, and each flow period should last the same period of time. During each flow rate, wellhead flowing pressures and flow rate data should be recorded after 15-min period to permit a determination of the degree of stabilization.
  • The rate of liquid production should be observed at frequent intervals during testing to ensure good liquid-gas ratio information.
  • Multipoint tests on deep, large-capacity wells in reservoirs with high temperature should be preceded by a preflow test at a high rate to ensure temperature stabilization.

 DEFINITONS OF TERMS

  1. Open-flow potential is the flow rate that would be obtained if the bottom-hole pressure opposite the sand face were reduced to zero pressure. The open-flow potential is independent of well equipment. ( the time dependency aspect should be kept in mind).
  2. Deliverability is the flowrate from a well against a specified pressure (usually a working pressure at the wellhead) after a specified period of time following a specified shut-in period.
  3. Official tests are tests required by regulatory agencies for alloweable purposes. The tester should obtain the test and calculation procedures from the appropriate regulatory agency before testing a well for allowable purposes. No attempt will be made outline official testing.

PROPERTIES OF FLUID RESERVOIRS – PVT TESTS

FLASH VAPORIZATION. A sample of the reservoir liquid is placed in a laboratory cell. Pressure is adjusted to a value equal to or greater than initial reservoir pressure. Temperature is set at reservoir temperature. Pressure is reduced by increasing the volume in increments.

This procedure is called FLASH VAPORIZATION, there is a graphic that represents the process of this porcedure where the plot reporduces part of an isotherm of a pressure-volume diagram. The shape is similar to that shown in below.

PRESSURE VS VOLUME

The pressure at which the slope changes is the bubble point pressure of the mixture. The volume at this point is the volume of the bubble -point liquid. Often it is given the symbol Vsat. The volume of the bubble point

FLASH VAPORIZATION

liquid can be divided by the mass of reservoir fluid in the cell to obtain a value of specific volume at the bubble point. Specific volume at the bubble point also is meaasured during other tests and is used as a check on the quality of the data.

All values of total volume, Vt, are divided by volume at the bubble point, and the data or information is reported as relative volume. Sometimes the symbol  V/Vsat is used; however, we will use the sysmbol (Vt/Vb)f. The sysmbol (Vt/Vb)f means total volume divided by volume at the bubble point for a flash vaporization.

DIFFERENTIAL VAPORIZATION:

The sample of reservoir liquid in the laboratory cell is brought to bubble-point pressure, and the temperature is set at reservoir temperature. Pressure is reduced by increasing cell volume, and the cell is agitated to ensure equilibrium between the gas and liquid. Then, all the gas is expelled from the cell while pressure in the cell is held constant by reducing cell volume.

DIFFERENTIAL VAPORIZATION PROCEDURE

The gas is collected, and its quantity and specific gravity are measured. The volume of liquid remaining in the cell, V0, is measured. The process is repeated in steps until atmospheric pressure is reached. Then  temperature is reduced to 60·F, and the volume of remaining liquid is measured. This is called residual oil from differential vaporization or residual oil.

Each of the values of volume of cell liquid, Vo, is divided by the volume of the residual oil. The result is called relative oil volume and is given the symbol BoD. In addition, the volume of gas removed during each step is measured both at cell conditions and at standard conditions.

The total volume of gas removed during the entire process is the amount of gas in solution at the bubble point. This total volume is divided by the volume of residual oil, and the untis are converted to standard cubic feet per barrrel of residual oil. The symbol RsDb represents atandard cubic feet of gas removed per barrel of residual oil. The gas remaining in solution at any lower pressure is calculated by subtracting the sum of the gas removed down to and including the pressure of interest from the total volume of gas removed. The result is divided by the volume of residual oil, converted to SCF/residual bbl, and reported as RsD.

SEPARATOR TESTS:

A sample of reservoir liquid is placed in the laboratory cell and brougt to reservoir temperature and bubble point pressure. Then the liquid is expelled from the cell through two stages of separation.The vessel representing the stock tank is a stage of separation

SEPARATOR TESTS

if it has lower pressure than the separator. Pressure in the cells held constant at the bubble point by reducing cell volume as the liquid is expelled.The temperatures of the laboratory separator and stock tank usually are set to represent average in the field. The stock tank is always at atmospheric pressure. The pressure in the separator is selected by the operator. The specific gravities of the separator gas and stock tank gas are measured. Often the composition of the separator gas is determined. Finally, a separator volume factor is calculated. It is the volume of separator liquid measured at separator conditions divided by the volume of stock-tank oil at standrad conditions, SP BBl/ STB.

HISTORIA DEL PETROLEO EN EL PERU PARTE 1

La historia del aprovechamiento del petroleo en el Peru empezó hace mas de mil años, cuando los nativos de la costa norte y la sierra sur descubrieron las diferentes propiedades que tenian los afloramientos naturales de Santa Elena (Euador), la Brea de los Cerros de Amotape, en Piura, y las emanaciones de Pirin, en Puno. Diversos hallazgos arqueológicos,

PRIMEROS POZOS PERFORADOS EN EL PERU

asi como testimonios de varios cronistas que acompañaron a los conquistadores, señalan los usos y beneficios del petroleo en el Peru antiguo. Hay referencias del uso de la Brea como amargamasa en las construcciones. Aun, como material para preservar las momias y para el alumbrado de ceremonias. Ademas del uso militar que se le dio en el Peru antiguo. Los afloramientos existentes aun frente a las costas de tumbes, en el Oceano Pacifico, servian tambien como punto punto de referencia en la navegacion. Asi se sabe que cuando los navegantes españoles observaban manchas negras ( petroleo) en el mar, sabian que tenian que enrumbar velas hacia tierra firme porque ya estaban cerca de Peru.

Consolidado el Virreinato, se amplio el uso del COPE y la explotacion de los depositos se convirtio en un monopolio del Rey de España. Una escritura publica de 1702 da cuenta de una consecion referida a los “Ojos de Cope o Brea Blanda que se encuentran en Cerro Prieto que va desde el pueblo y rio de Amotape hasta la ciudad de Tumbes”.

El 1 de Enero de 1782 comenzo el establecimiento de la renta de brea con 6.051 quintales y 94 libras. Los españoles se interesaron de inmediato en los pozos de brea.Con ello llego el barco de vela que requeria de impermeabilizantes y grasas para su cosntruccion y

INTERNATIONAL PETROLEUM COMPANY

mantenimiento. Asi, el calafateo de los barcos y el embreado de las jarcias y aparejos de los veleros crearo un nuevo mercado para la brea y sus productos, los que tambien se utilizaron en curtimbres. Gracias a estas aplicaciones inmediatas, una vez descubiertos los pozos,se decidio su explotacion.

En 1629, el Capitan Martin Alonso`Granadino, que residia en Paita, descubre los campos en Mancora, que le fueron adjudicados en 1642. Pese a que el aprovechamiento del petroleo y la brea no se rigieron por las ordenanzas en Mineria. Las afloraciones de petroleo fueron declaradas propiedades de la Corona y llamados pozos del Rey. Cien años despues de descubiertas y declaradas Patrimonio Real, las explotaciones de petroleo fueron otorgadas en arrendamiento. Los arrendatarios pagaron a la Corona el quinto  osea el 20% de la produccion.

Dos caballeros españoles, Mateo Urdapileta y Mateo Gonzales, fueron autorizados por la Corona a explotar, en 1709 lo que en pocas palabras eran arrendatarios de practicamente todo lo que actualmente es la zona petrolera del Norte Peruano. Las minas de Cope o brea pasaron  por varios arrendatarios, hasta quedar en poder de Don Jose Antonio de La Quintana que las recibio en 1826 recibido como pago por solventar la Guerra de la Independencia.

De La Quintana vendio sus derechos en la mina de brea (no de petroleo que en ese momento no se explotaba) a Jose de Lama. A su muerta su hija Josefa de Lama hereda la hacienda, quien lo llama La Brea y su Viuda, otra porcion se llamo Pariñas. Cuando fallecio la esposa de Don Jose de Lama, las haciendas se fusionaron llamandose LA BREA Y PARIÑAS o HACIENDA LA BREA Y PARIÑAS, como se le conocio mas tarde.

Los primeros trabajos para extraer petroleo no tuvieron exito-realizados por Jose de Lama-. En 1863, el Ing. E.A Prentice de la fabrica de gas de Lima, llego a Zorritos con el equipo y personal necesarios para realizar una excavacion Tubular, asi que el 2 de noviembre de 1863, se inicio la perforacion del primer pozo de petroleo en el Peru y Sudamerica.

REFINERIA LA PAMPILLA

Ese dia es considerado el DIA DE LA INGENIERIA DEL PETROLEO. Luego capitales Estado Unidenses. arrendan Zorritos y se forma la COMPAÑIA PERUANA DE PETROLEO. En 1865, ya se perforaba con tubos de acero y en 1866 se llego a porducir , en tres pozos, 480 barriles por dia. Sin Embargo, las dificultades tecnicas  se aumentaron y los dueños de la propiedad mostraron su desacuerdo con la compañia. Para 1871, se constituyo la Compañia Peruana de Refinacion del Petroleo, sucesora de la Compañia Peruana de Petroleo, que fue la primera empresa refinadora en el pais. Dedicada a la produccion de kerosene construyo una pequeña planta cercana de Berbedero, a orillas del Rio Tumbes, que opero en la zona hasta 1879, año que fue trasladada a Zorritos.

La Hacienda Mancora, conocida como La Brea y Pariñas, y sus yacimientos petroliferos, habian pasado de manos de los de Lama a la familia Helguero. Un juez de la epoca dividio los 1644 km2 que poseia Don Genaro Helguero en 10 pertenencias. Despues de 9 dias, Genaro Helguero cedio sus derechos al ciudadano ingles Herbert Tweddle, un promotor denegocios que habia intentado convertirse en monopolista del oleoducto de Baku. Tweddle, a su vez, se asocio con su compatriota Willian Keswick para celebrar un contrato de arrendamiento por 99 años con la London & Pacific Petroleum Company.

El 1890, Don Alejandro Milne formo la Sub America Pêtroleo y exploro la zona de Lobitos. En 1891, se fundo la Health Petroleum Co., que perforo 3

UBICACION DE LA BREA Y PARIÑAS

pozos y paralizo sus trabajos por falta de fondos. Ese mismo año se forma otra compañia Peru Petroleum Company. Para esa fecha ya se habian formado 14 empresas destinadas a explotar petroleo, las cuales 12 operaron en el norte. En 1901, la compañia Lobitos hizo su primera perforacion en el campo del mismo nombre, y luego llego hasta Cabo Blanco. En 1911, La London Pacific trabajaba en la propiedad de Tweddle y Keswick, dividida en 10 pertenencias, comprendia la Brea y Pariñas.

Los negocios de la London Pacific llamaron la atencion en los EEUU, en 1911, la Standard Oil de New Jersey fue obligada a disolverse y necesitaba petroleo para atender sus compromisos. En 1913, uno de sus directores, Water C. Teagle, gestiona la compra de la London utilizando a Imperial Oil, filial canadiense de la Standard. Nadie se habia ocupado en medir el area explotada por London Pacific, empresa que estaba en visperas de ser traspasada a la International Petroleum Co, IPC, la London pagaba una suma modica por concepto de impuestos hasta que el Ingeniero Ricardo Deustua hizo una revelacion: explotaba 41,614 pertenencias y no las 10 que decia. En 1914, dos comisionados del Cuerpo de Ingenieros del Peru confirmaron los calculos de Deustua.

Asi bien, empezo entonces un conflicto sobre el cual se ha escrito una buena cantidad de libros. Por eso, tal vez sea suficiente señalar que gran parte de la industria del Petroleo esta ligada a la IPC; que a raiz de las diferencias con esa petrolera se firmo el Laudo de Paris. Por otro lado en 1916, comenzaron las operaciones de la Refineria de Talara, con capacidad de instalacion para procesar 10’000 BBl/Day. En 1920, se formo la Cia. Petrolifera del Marañon, primer acto de interes en la selva. 2 años mas tarde, la Compañia Petrolera Lobitos obtuvo las concesiones Lima, las mismas que habrian de ser operadas por la IPC en los años 50. En 1924, la IPC adquirio la propiedad de la Brea y Pariñas y paso a ser la compañia de mayor importancia. En la refineria de Talara se instalo torres de burbujeo y condensadores parciales sobre los alambiques. Al año siguiente se instalo unidades de Craqueo Termico, con capacidad de prcesar 15’000 BBL/day.

Muchos años Despues haya en el año de 1938, la compañia de petroleo Ganso Azul Ltda. perforo su primer pozo, el cual fue abandonado a los miles de metros porque la cantidad de petroleo encontrado era relativamente pequeña, unos 20 millones de barriles, lo cual estaba por debajo de los 500 millones de barriles que se consideraba como el minimo necesario. para justificar la construccion de un oleoducto hacia la costa.

Finalmente, en 1940, se inicio la industria estatal de refinacion del petroleo, poniendose en servicio una nueva refineria en Zorritos con una capacidad de procesamiento de 1300 B/D. En 1945, se formo la Compañia Peruana de Petroleo El Oriente S.A, con capitales peruanos y alemanes para explotar la Cuenca de Ucayali. En 1946 se creo la Facultad de Ingenieria de Petroleo en la Universidad Nacional de Ingenieria.