Libro
Páginas: 11 (2718 palabras)
Publicado: 27 de septiembre de 2012
r
“TABLE 1. Liquid Gradient.
API Gravity Degrees 80 75 70 65 60 55 50 48 46 44 42 40 38 36 34 32 30 28 26 24 22 20 18 15 12 fresh water salt water range Fluid Gradient Lb/Sq In/Ft 0.290 0.297 0.304 0.312 0.320 0.329 0.338 0.342 0.345 0.349 0.353 0.358 0.362 0.366 0.370 0.375 0.380 0.384 0.389 0.394 0.399 0.405 0.410 0.419 0.427 0.433 0.477 0.500 0.520 Specific Gravity
by James N. McCoy, President,
Echometer Co., Wichita Falls, Tex.
0.6
,
0
10
20
30
40 WATER
50 60 PERCENTAGE
70
80
90
100
DIRECTIONS: 1. CONNECT OIL API GRAVITY AND WATER SPECIFIC GRAVITY WITH A STRAIGHT LINE. 2. READ LIQUID GRADIENT AS A FUNCTION OF WATER PERCENTAGE.
1 .ooo 1.100 1.154 1.200
Fig. 1. Liquid gradient.
1 psi is approximately 2 ft of water 1 psi isapproximately 3 ft of oil
La información respecto a las presiones de fondo estática y fluyente en pozos con levantamiento por gas es útil al diseñar y operar instalaciones de levantamiento por gas y medir la eficiencia general. La presión estática de fondo de fondo puede ser medida con precisión en pozos normales a gas usando un instrumento acústico para nivel de fluido. Un pozo con levantamientopor gas normal está supuesto a ser un pozo con flujo continuo en el cual una se coloca una empacadura inmediatamente sobre la formación al fondo de la tubería. El interior de la tubería está abierto desde el fondo hasta el tope del pozo. Las válvulas de levantamiento por gas colocadas en o sobre la tubería son válvulas de casing operadas con presión de tubería operadas con presión de fluido. Lapresión estática de fondo es fácil de medir con precisión en pozos a levantamiento por gas de este tipo. Solo cierre la válvula de tubería y de inyección de gas en superficie y permita estabilizarse al pozo. Luego determine el nivel fluido en tubería usando el instrumento acústico para nivel de fluido. Se debe leer la presión de tubería en superficie al momento de la prueba. La presión estática defondo es la sumatoria de la presión de tubería en superficie más la presión de la columna de gas más la presión ejercida por la columna líquida sobre la formación. El líquido sobre la formación consiste de agua y crudo en igual proporción a la producida por el pozo. En un pozo con tubería extendida hasta la formación, el gradiente promedio en la columna se puede determinar usando la Fig. 1. Lapresión hidrostática de la columna líquida se determina multiplicando la altura de la columna por el gradiente promedio de la columna.
La fig. 2 muestra la presión ejercida por la columna de gas. Si la empacadura esta colocada a una altura considerable sobre la formación, se debe calcular el volumen total de líquido sobre la formación. El porcentaje de agua y crudo producido por el pozo multiplicadopor el volumen de líquido sobre la formación indican el volumen de agua y el volumen de crudo. La altura de la columna de agua se calcula dividiendo el volumen de agua entre el volumen por pié del revestidor. Luego son conocidas las alturas de la columna de agua y la columna de crudo. Los gradientes de la columna líquida aparecen en la Tabla 1
Presión de Fondo
Las válvulas de levantamiento porgas en sistemas accionados por presión de revestidor operan como sigue: La válvula abre cuando es expuesta a una presión anular de revestidor que excede un valor predeterminado. Las válvulas están ordenadas en la sarta de tubería de forma que la válvula con mayor rango de presión esté arriba, y la presión operativa de cada válvula decrece con la profundidad. La inyección de gas en el anular delrevestidor aligera la carga en la tubería sobre “la válvula operativa”. Todas las válvulas bajo este punto están abiertas y permiten al gas o líquido pasar a la tubería si la presión de ésta es menor a la presión a la presión anular del revestidor. El nivel de líquido en el anular de revestidor se presionará hasta igualar la presión de tubería en la válvula inferior, o hasta que la válvula de gas...
“TABLE 1. Liquid Gradient.
API Gravity Degrees 80 75 70 65 60 55 50 48 46 44 42 40 38 36 34 32 30 28 26 24 22 20 18 15 12 fresh water salt water range Fluid Gradient Lb/Sq In/Ft 0.290 0.297 0.304 0.312 0.320 0.329 0.338 0.342 0.345 0.349 0.353 0.358 0.362 0.366 0.370 0.375 0.380 0.384 0.389 0.394 0.399 0.405 0.410 0.419 0.427 0.433 0.477 0.500 0.520 Specific Gravity
by James N. McCoy, President,
Echometer Co., Wichita Falls, Tex.
0.6
,
0
10
20
30
40 WATER
50 60 PERCENTAGE
70
80
90
100
DIRECTIONS: 1. CONNECT OIL API GRAVITY AND WATER SPECIFIC GRAVITY WITH A STRAIGHT LINE. 2. READ LIQUID GRADIENT AS A FUNCTION OF WATER PERCENTAGE.
1 .ooo 1.100 1.154 1.200
Fig. 1. Liquid gradient.
1 psi is approximately 2 ft of water 1 psi isapproximately 3 ft of oil
La información respecto a las presiones de fondo estática y fluyente en pozos con levantamiento por gas es útil al diseñar y operar instalaciones de levantamiento por gas y medir la eficiencia general. La presión estática de fondo de fondo puede ser medida con precisión en pozos normales a gas usando un instrumento acústico para nivel de fluido. Un pozo con levantamientopor gas normal está supuesto a ser un pozo con flujo continuo en el cual una se coloca una empacadura inmediatamente sobre la formación al fondo de la tubería. El interior de la tubería está abierto desde el fondo hasta el tope del pozo. Las válvulas de levantamiento por gas colocadas en o sobre la tubería son válvulas de casing operadas con presión de tubería operadas con presión de fluido. Lapresión estática de fondo es fácil de medir con precisión en pozos a levantamiento por gas de este tipo. Solo cierre la válvula de tubería y de inyección de gas en superficie y permita estabilizarse al pozo. Luego determine el nivel fluido en tubería usando el instrumento acústico para nivel de fluido. Se debe leer la presión de tubería en superficie al momento de la prueba. La presión estática defondo es la sumatoria de la presión de tubería en superficie más la presión de la columna de gas más la presión ejercida por la columna líquida sobre la formación. El líquido sobre la formación consiste de agua y crudo en igual proporción a la producida por el pozo. En un pozo con tubería extendida hasta la formación, el gradiente promedio en la columna se puede determinar usando la Fig. 1. Lapresión hidrostática de la columna líquida se determina multiplicando la altura de la columna por el gradiente promedio de la columna.
La fig. 2 muestra la presión ejercida por la columna de gas. Si la empacadura esta colocada a una altura considerable sobre la formación, se debe calcular el volumen total de líquido sobre la formación. El porcentaje de agua y crudo producido por el pozo multiplicadopor el volumen de líquido sobre la formación indican el volumen de agua y el volumen de crudo. La altura de la columna de agua se calcula dividiendo el volumen de agua entre el volumen por pié del revestidor. Luego son conocidas las alturas de la columna de agua y la columna de crudo. Los gradientes de la columna líquida aparecen en la Tabla 1
Presión de Fondo
Las válvulas de levantamiento porgas en sistemas accionados por presión de revestidor operan como sigue: La válvula abre cuando es expuesta a una presión anular de revestidor que excede un valor predeterminado. Las válvulas están ordenadas en la sarta de tubería de forma que la válvula con mayor rango de presión esté arriba, y la presión operativa de cada válvula decrece con la profundidad. La inyección de gas en el anular delrevestidor aligera la carga en la tubería sobre “la válvula operativa”. Todas las válvulas bajo este punto están abiertas y permiten al gas o líquido pasar a la tubería si la presión de ésta es menor a la presión a la presión anular del revestidor. El nivel de líquido en el anular de revestidor se presionará hasta igualar la presión de tubería en la válvula inferior, o hasta que la válvula de gas...
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