Unico va a exponer en el curso corto de Southwest Petroleum Short Course del 20 al 21 de abril

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1 Unico en curso corto Vea la última palabra en controles para sistemas de extracción artificial en nuestro puesto de Lubbock. Calculadora de correlaciones Pruebe la nueva herramienta en línea para predecir propiedades de fluidos. Autodiagnósticos de válvulas Mantenga sus SRP saludables con la nueva función automatizada para revisar válvulas. Nuevas funciones valiosas Aprenda las mejoras más recientes de su software SRP. En los números futuros Espere estos temas en los próximos números. Versión fácil de imprimir Suscribir Enviar a un amigo Terminar suscripción Unico va a exponer en el curso corto de Southwest Petroleum Short Course del 20 al 21 de abril Unico presentará nuevamente sus controles innovadores de extracción artificial en el 52avo curso corto anual Southwest Petroleum Short Course en Lubbock, Texas, del 20 al 21 de abril. Venga a aprender lo que nos hace la nueva norma en cuanto al control de pozos. Los productos que presentaremos incluirán nuestros sofisticados controladores de bomba de vara succionadora (SRP), cavidad progresiva (PCP) y sumergible eléctrica (ESP), nuestro nuevo sistema de extracción artificial impulsado por gas natural, opciones de comunicación remota, y mucho más. Este es nuestro segundo año en el curso corto, y el año pasado tuvimos una respuesta excelente. Visítenos en los puestos número 34 y 35 para ver lo que nos distingue del resto. Para obtener Edición 13 Edición 6 Edición 12 Edición 5 Edición 11 Edición 4 información, contáctenos. Edición 10 Edición 3 Edición 9 Edición 2 Edición 8 Edición 1 Edición 7 Oil & Gas Automation Solutions es una publicación de Unico, Inc. Desde 1967 Unico, Inc Nicholson Rd. La calculadora de correlaciones en línea predice propiedades de fluidos Con esta edición, Unico presenta por primera vez su Calculadora de correlaciones, una herramienta conveniente para predecir las propiedades de fluidos de un pozo a partir de datos limitados. Las mediciones de las propiedades físicas de un fluido son esenciales para la

2 P. O. Box 0505 Franksville, WI fax unicous.com Copyright 2005 Unico, Inc. Todos los derechos reservados. Todas las designaciones comerciales se indican sin referencia a los derechos de sus propietarios respectivos. ingeniería de reservorios y de producción. Para realizar sus cálculos, los ingenieros del petróleo necesitan saber la viscosidad de un líquido, su densidad, contenido de gas disuelto y otros factores, así como la manera en que estas propiedades varían con la temperatura y la presión. Pero esta información, comúnmente no está disponible. En las etapas tempranas de un pozo, puede ser difícil o económicamente impráctico obtener mediciones confiables. Las muestras de fluidos, si están disponibles, pueden someterse a análisis de presión-volumen-temperatura para determinar sus propiedades, pero las muestras a menudo son sospechosas y los análisis de PVT habitualmente se aplican solamente a temperatura del reservorio. Una solución es utilizar lo que se conoce como correlaciones. Al estudiar los datos de campo y las adaptar las curvas a los resultados medidos, los ingenieros han desarrollado relaciones empíricas que asocian diversas propiedades de los fluidos. Estas correlaciones son herramientas útiles para estimar propiedades de fluidos a partir de datos limitados. Se ha desarrollado y publicado en la literatura a lo largo de los años una variedad de métodos que producen diversos grados de éxito dependiendo de la aplicación. Las correlaciones pueden agruparse en dos categorías básicas aquellas que evalúan el contenido de gas y aquellas que predicen viscosidad. Las correlaciones del primer grupo son útiles para estimar la cantidad de gas disuelto en el fluido y a qué presión evolucionará dicho gas. También se estima la influencia del gas en el volumen y la densidad de fluido. Las correlaciones en el segundo grupo predicen la viscosidad del fluido para petróleo sin gas o "muerto", petróleo saturado y petróleo subsaturado. Presentaremos diversos métodos de correlation de ambas categorías en próximas ediciones de Solutions. Las primeras dos correlaciones que quisiéramos examinar son los métodos de Standing y Beal. La correlación de Standing La correlación Standing, presentada por PROPIEDADES DE FLUIDOS Presión de punto de burbuja Los ingenieros de reservorios necesitan saber el punto de burbuja o la presión de "saturación" la presión a la cual burbujea el primer gas de la solución a medida que va en aumento la presión del petróleo. Aunque esto puede determinarse con un análisis de PVT de una muestra de fluido o calcularse si se sabe la composición, esta información a menudo no está disponible. Las correlaciones estiman el punto de burbuja en función de la temperatura del reservorio, la gravedad del petróleo del stock-tanque, la gravedad del gas disuelto y la relación de la solución entre gas y petróleo a la presión inicial del reservorio. Relación gas/petróleo La relación gas/petróleo es una medida de la cantidad de gas restante disuelto en la solución a presiones bajo el punto de burbuja. Esta información la necesitan tanto los ingenieros de reservorio como los de producción para sus cálculos. Aunque no se mide fácilmente, la relación puede estimarse trabajando la correlación del punto de burbuja en sentido inverso y resolviendo la relación gas/petróleo. Factor del volumen de formación de petróleo El petróleo saturado llevado de un reservorio a la superficie se encoge al evolucionar el gas disuelto del fluido. El factor de volumen de formación (FVF) proporciona una medida de este encogimiento. Es el volumen ocupado por 1 STB de petróleo y cualquier gas disuelto

3 petróleo saturado se basa en la viscosidad del petróleo muerto y se ajusta por M. B. Standing en 1952, estima la presión del punto de burbuja, la relación gas/petróleo, el factor de volumen de formación de petróleo y la densidad del petróleo basándose en 105 lecturas experimentales de pozos de California que presentan la gama siguiente de datos: Presiones de punto de burbuja: 130 a 7,000 psia Temperatura del reservorio: 100 a 258 F Relación gas/petróleo: 20 a 1,425 scf/stb API: 16.5 a 63.8 Gravedad del gas: 0.59 a 0.95 Con la correlación Standing, se determina la relación gas/petróleo basándose en la gravedad API del gas y la presión y temperatura investigadas. La presión de punto de burbuja y el factor de volumen de formación dependen de la gravedad API, la relación gas/petróleo y la temperatura investigada. La densidad del petróleo se calcula usando el factor de volumen de formación de petróleo y la gravedad API del petróleo, relación gas/ petróleo y temperatura investigada. a una presión y temperatura elevadas. Los ingenieros usan esto para comparar volúmenes de tanque con volúmenes de reservorio y velocidades de flujo en la superficie con las de la perforación bajo condiciones variables. El volumen líquido también se ve afectado por la temperatura. Si aumenta la presión sobre el punto de burbuja, el fluido se comprime y aumenta su viscosidad. Los ingenieros de reservorio deben relacionar volúmenes de tanque con volúmenes de reservorio a distintas presiones y temperatura constante de reservorio. Los ingenieros de producción deben convertir velocidades de flujo en la superficie en aquellas a diversas presiones y temperaturas conforme se va produciendo el fluido. Viscosidad La viscosidad es una medida de la resistencia del fluido al flujo, resultante de la fricción interna conforme se cortan las moléculas de fluido. Los cálculos de reservorio y producción necesitan conocer la viscosidad a diversas presiones y temperaturas. Puede usarse un análisis de PVT para medir la viscosidad a la temperatura del reservorio, pero las correlaciones son útiles para estimar los cambios con temperatura a medida que avanza el fluido por el sistema de producción. La viscosidad aumenta conforme disminuye la gravedad API y la temperatura. El gas disuelto aligera el fluido y disminuye su viscosidad, mientras que el aumento de presión en un petróleo subsaturado hace aumentar su viscosidad. El efecto del gas disuelto es aligerar el petróleo y así disminuir su viscosidad, mientras un aumento de presión sobre petróleo subsaturado comprime el petróleo y hace aumentar su viscosidad. El método Standing estimó la presión del punto de burbuja dentro de 4.8% o 106 psi al usarse con los datos del estudio. El método debe aportar resultados razonables con pozos que tengan composición similar a los pozos del estudio, los cual no tenían casi nada de nitrógeno o sulfuro de hidrógeno y mínimo dióxido de carbono. Correlación de Beal C. Beal (1946) introdujo una correlación que mostraba cómo la gravedad del petróleo y la temperatura del reservorio podían pronosticar la viscosidad en petróleo muerto. La correlación se basaba en mediciones de 665 muestras de petróleo. La correlación original se presentó gráficamente, pero desde entonces se ha convertido en una ecuación para ser más conveniente. La correlación de Beal estima la viscosidad del petróleo muerto usando la gravedad API del petróleo y la temperatura investigada. La viscosidad del

4 el contenido de gas usando la relación gas/petróleo. La viscosidad del petróleo no saturado se calcula usando la viscosidad saturada, la presión del punto de burbuja y la presión investigada. La relación gas/petróleo y la presión del punto de burbuja puede estimarse usando una correlación como la de Standing. Visite y pruebe los métodos Standing y Beal personalmente. A medida que se presenten nuevas correlaciones en Solutions, las agregaremos a la Calculadora de correlaciones. Para obtener más información, contáctenos. El diagnóstico automatizado de válvulas mantiene saludables las bomba de vara succionadora La unidad de la bomba de vara succionadora (SRP) de Unico ahora incorpora una función revolucionaria de revisión de válvulas que diagnostica el estado de la bomba sin intervención humana. La función automatizada hace pasar la unidad de bombeo por los movimientos necesarios, incluyendo parada y persistencia durante la carrera ascendente y la carrera descendente. Después de unos 40 segundos, la unidad informa las tasas de fuga estática de las válvulas móviles y las fijas, así como la distancia de émbolo.

5 La función de diagnóstico de válvulas da a los usuarios la capacidad de vigilar de cerca el estado de sus bombas y de identificar y reparar rápidamente problemas con las bombas. Dado que los diagnósticos de válvulas pueden realizarse frecuentemente, es posible detectar fallas tempranamente para eliminar la pérdida costosa de producción y el desperdicio de consumo de energía relacionados con la operación de bombas gastadas o en mal estado. Puede iniciarse una revisión de válvulas desde el teclado de la unidad o remotamente mediante un enlace de comunicación. Para mayor conveniencia, una opción de software permite programar la prueba automáticamente a una hora fija cada día. El software de gestión del extremo del cabezal también puede programarse para presentar automáticamente los resultados de las revisiones de válvulas así como un mensaje de alerta si la fuga de la bomba supera un valor de umbral. La función de revisión de válvulas es otro ejemplo de cómo la innovación de Unico le ayuda a obtener el máximo de sus sistemas de extracción artificial. Para obtener más información sobre la función, visite los puestos 34 y 35 en la exposición SWPSC o contáctenos. Numerosas mejoras de características en las versiones recientes del software de control de bomba de vara succionadora (SRP) de Unico Las siguientes se encuentran entre algunas de las mejoras efectuadas hasta la última versión (.106) del software de control de bomba succionadora (SRP) de Unico. Mejoras de la Versión.106 Se agregó la revisión automatizada de válvulas (ver el artículo arriba) Se agregó la medición automática de producción diaria (registro de producción) Se agregó la hora y fecha de la última revisión de válvulas Se agregó la identificación automática de la distancia de la bomba (durante la revisión de válvulas) Se agregó la determinación automática para activar el llenado de la bomba (determinado en cada carrera) Se agregó el ajuste SPM del usuario Se agregó una barra indicadora de avance de identificación del pozo Se agregó un soporte de entrada analógica de presión de tubos

6 Se agregó un soporte de entrada analógica de presión de entubado Se agregó monitor y pantalla de potencia máxima del motor Se agregó un limitador de corriente de arranque en frío Se agregó almacenamiento de las cuatro últimas tarjetas dinamométricas de superficie Se mejoró la rutina de identificación de pozo para que sea compatible con sistemas generadores impulsados con gas Se mejoró la compatibilidad de la rutina de identificación de pozo con gatos de bomba HG Se mejoró la rutina de identificación de pozo para unidades de bombas simétricas Se mejoró la señal de calibrar inclinómetro Mejoró la señal de asistencia de contrabalanceo Mejoró la limitación de torsión de la caja de engranajes (límite de torsión) En números futuros... Próximamente aparecerán los artículos indicados en los números futuros de Oil & Gas Automation Solutions: Pruebas de campo de los métodos para eliminar bloqueo e interferencia de gas de la bomba de vara Reducción del consumo de energía y mejoramiento del factor energético de las bombas de viga Uso de un modo economizador de torsión para mejorar la eficiencia y reducir la tensión de la caja de engranajes Detección de oscilaciones de atasco/deslizamiento de PCP que fatigan los acoples de vara-cuerda y reducen la eficiencia energética Opciones de control para superar perturbaciones de energía