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Septiembre 26 al 29 - 2004 Instalaciones del Hotel Stauffer Maturín, Edo. Monagas, Venezuela
Hugo Lazarde, Julio 2004
" INTERPRETACIÓN DE PERFILES DE PRODUCCIÓN”
PRESENTACIÓN DEL CURSO LINEAMIENTOS GENERALES
Objetivo / Beneficio El perfilaje de producción se puede definir como el conjunto de las mediciones efectuadas en el subsuelo posteriores a la completación inicial del pozo. Su objetivo es proporcionar información sobre la naturaleza y y el movimiento de los fluidos dentro del pozo. Hay dos grandes áreas a las cuales se le aplica el perfilaje de producción: comportamiento de los yacimientos y problemas en los pozos. El propósito de este curso es presentar los diferentes problemas típicos que pueden ocurrir en pozos productores o inyectores, como afectan el comportamiento de los yacimientos y describir en forma breve la aplicación del perfilaje de producción en la definición de dichos problemas. El beneficio que se espera obtener con el dictado de este curso es brindar a participantes las herramientas para interpretar la naturaleza y magnitud de problemas existentes en sus pozos y como inciden en el comportamiento de yacimientos bajo explotación. Tal conocimiento les permitirá establecer correctivos correspondientes. Taller Dirigido a: Empresas Operadoras de Campos de Gas y Petróleo; Empresas dedicadas a labores de consultoría en el área de estudios integrados, entre otras. Personal Participante: Ingenieros de Yacimientos, Ingenieros de Producción y Técnicos, con responsabilidades en Desarrollo y Estudios de Yacimientos e Ingeniería de Producción. Metodología Por la naturaleza integral del Curso, los capítulos serán expuestos mediante desarrollos teóricos y, donde se disponga de información de campo, con ejemplos reales para mostrar los aspectos prácticos de la interpretación. La exposición del Instructor será en español, siendo opcional la traducción simultánea al Inglés en caso de ser necesario. Se coordinará la discusión de casos reales. los los los los
cuando apliquen. El horario de clases programado es de las 07:30 am a 12:00 m y de la 01:30 pm hasta las 05:00 pm.
. con la excepción de los exámenes. cada participante recibirá un manual en español. completo con todos sus capítulos.Programa de Adiestramiento 2004
Antes de empezar el Curso. que se programen durante o al final del seminario. de Lunes a Jueves durante 4 días con un total de 32 horas.
2.2.2.2. Viscosidad de los gases naturales 2. Gradientes de Presión en Sartas de Flujo.1.4.2.1. Producción cíclica e Intermitente 1. Problemas en pozos productores 1.3.1. Correcciones a los Fluidos 2.2.2.2.2. Factor volumétrico del agua 2.2.1. Información de fluidos necesaria para la interpretación de los perfiles de producción.3. Viscosidad de las mezclas de agua y petróleo 3.3. Flujo Laminar y Flujo turbulento 3. Solubilidad del gas natural en el petróleo 2. Viscosidad del petróleo crudo 2.3. 3. Introducción 2.2.1.Programa de Adiestramiento 2004
SUMARIO TECNICO 1. Medidas de Flujo 3. Factor volumétrico del gas 2.1.2. 2. Reestabilización después de períodos cortos 1. 3. Compresibilidad del petróleo por encima de la presión de saturación 2.2.7.1. FLUJO EN TUBERIAS VERTICALES.4. Densidad del agua a condiciones de fondo 2.2.3.3. Introducción 1.3.3.1. Flujo bifásico 3. Gravedad específica del gas y densidad del gas en el fondo 2. Medidas de los gradientes de presión
.2.1.3. Introducción 3. Densidad del petróleo a condiciones de fondo 2. Intervalo de amplitud de los parámetros de flujo encontrados en pozos de petróleo 3.2.8.5.6.3. Factor volumétrico del petróleo 2.2. Flujo monofásico 3. LOS PROBLEMAS DE LA PRODUCCIÓN Y EL PERFILAJE DE PRODUCCIÓN. Estabilidad estática 1. 2. Estabilidad dinámica 1.2.3. 3.2.3.2. Comportamiento de las Aguas de Formación 2.1.1.2. Viscosidad del agua de formación 2.3.3.3.4.3. Flujo Monofásico.2.3.1.2. COMPORTAMIENTO DE LOS FLUIDOS DE LOS POZOS. Problemas en pozos inyectores 2. Pozos en Condiciones de Estabilidad 1. Fuentes de información 2.2. Problemas Diagnosticados con el Perfilaje de Producción 1.2. 1.
6.1. HERRAMIENTAS INFLABLES DE PRODUCCIÓN Y SUS MEDICIONES.2.4. 4.
. Principio de medición y descripción de la herramienta 4.4.3. Cálculo de las tasas volumétricas de flujo 4. Obtención de la velocidad de deslizamiento 3. 5. Medidores de Temperatura (Termómetros). Medidor Continuo de Flujo 4.3. Características de las Herramientas y Precisión de las mediciones 4. Medidor de densidad de Fluidos (Gradiomanómetro).5. Limitación en Tasas de Flujo.2.1. Corrección a las lecturas 4. 5. 4.3.3.2. Límites entre regímenes de flujo 3.3.2.2. Aplicaciones 5.3. Respuesta de la herramienta 4. Medidor de Corte de Agua (HUM).5. La retención de la fase pesada a partir del gradiomanómetro.1. Limitaciones 4.5. Principio y descripción de la herramienta 4. 5.2. 4.1.2.1. El Gradiomanómetro y las herramientas de presión en pozos estáticos.2.2. Retención (holdup) y deslizamiento (slippage) 3.5. Principio y descripción de la herramienta 4.3. Calibrador a través de Tuberías. 4. Principio y descripción de la herramienta 4.3. Conclusiones. Introducción 4.5. Respuesta de los Sensores.5.2. Características de la herramienta 4. Densímetro 5. Principio y Descripción. Aplicaciones 4.2.4.4.2. Apariencia de la curva de gradiente de presión 4.3. 3.5.1.4.1.3. 5.5.7.2.2.4.6. Aplicaciones 4.Programa de Adiestramiento 2004
3.4.4.5. Medidor Empacado de Flujo 5. Regímenes de Flujo. Retención 3.3. Velocidad de Deslizamiento 3.3.3. Definiciones 3.5. Aplicaciones 4.3.1. HERRAMIENTAS DE PERFILAJE EN LA PRODUCCIÓN CONTINUA Y SUS MEDICIONES 4.3. 4.3.1.3. 4.
1. 7.3.2. Ejemplos de campo 7.3. Interpretación de los medidores de presión 6. Los problemas de los pozos inyectores 7.5. Ejemplo de solución gráfica 7.1. 7.3.2.1.3. Trazadores radioactivos 7. Medidores de Ruidos (Hidrófonos) 6.6. Comunicaciones.1. Principio y descripción de la herramienta 7.6.1.Programa de Adiestramiento 2004
6. Técnicas de interpretación 6.2.3. Ejemplos de campo.3.7.2. 7. Análisis de los niveles de fluido en un pozo de bombeo 7. Medidores de Presión (Manómetros) 6.1. El gradiomanómetro y el medidor de flujo en flujo bifásico 7. 6. Perfiles de temperatura y su interpretación 7. Evaluación de pozos de gas 7.
. El gradiomanómetro en un pozo de bombeo 7. Datos de producción y conversiones 7.1.3. Producción monofásica 7. El medidor de flujo en un pozo de bombeo 7.4. 7. 7.4.5. Limitaciones del método 7. Ejemplo de Interpretación en pozos de bombeo 7.5. Evaluación de pozos productores de líquido 7.3.1.6. En Pozos Inyectores.2.6. Medidores de flujo 7.1. 6.1.2. Análisis de resultados . Pozos de inyección de vapor 7. En Pozos Productores.2. Canalización por detrás de tubería 7. 6. Ejemplo de campo.3. PLT 6.3.1.4.2.4.2. Flujo bifásico.5. GRÁFICOS DE APLICACIÓN.1.5.2.4. Evaluación de Pozos.7. Tomador de Muestras de Fluido.3. 8. Pozos de Bombeo.2. Entrada de de agua en un pozo de bombeo 7.4. Medidor Electromagnético de Espesores 6.2. Interpretación de perfil de temperatura y medidor de flujo 7.5. Medidor de flujo de agua (Water flor log) 6.1. Ejemplo de campo. Respuestas de las herramientas y lecturas 7. Herramienta Combinada de Producción.4. Trazadores Radioactivos. Flujo trifásico 7.6.1. TÉCNICAS DE INTERPRETACIÓN.1. 7. Evaluación de tratamientos a la formación 7.1.2.5.6.1.5.1. HERRAMIENTAS ESPECIALES DE PRODUCCIÓN Y SUS MEDICIONES.
Finalmente. Adicionalmente se ha usado información de otros trabajos de dominio público de empresas dedicadas a la actividad de perfilaje. A todos ellos reconocemos la autoría de muchas de las interpretaciones que aquí se presentan. bajo la tutoría del Ingeniero Américo Perozo Y.Programa de Adiestramiento 2004
Este trabajo tiene como base el Manual de Interpretación de Perfiles de Producción de la empresa Schlumberger Limited. (M Sc). agradecemos a ESP Oil Consultants por el trabajo de logística que puso en la edición y presentación de este manual de trabajo. como la Dresser Services y la Halliburton Logging Services.
. aunque se ha enriquecido también con un trabajo de tesis de grado elaborado por Moraima Portillo.
Cuando se trata de trabajos de fracturamiento. Los estudios de comportamiento incluyen los perfiles de flujo en los pozos. Los problemas causados por fallas en la tubería de revestimiento u otras herramientas de la completación o la comunicación entre zonas. Con los perfiles de producción se puede determinar no solo la distribución. los perfiles de producción se usan para evaluar la efectividad de dichos tratamientos. Los perfiles de producción corridos a una edad temprana en la vida del pozo. En ocasiones. bien sea para monitorear la etapa de agotamiento del pozo o para resolver problemas. Su objetivo es proporcionar información sobre la naturaleza y el movimiento de los fluidos dentro del pozo. sirven como marco de comparación con corridas posteriores. Hay dos grandes áreas a las cuales se le aplica el perfilaje de producción: comportamiento de los yacimientos y problemas en los pozos. acidificaciones y otros tratamientos a las formaciones. a determinadas tasas de inyección. que revela si se está cumpliendo el comportamiento esperado. por detrás de la tubería pueden definirse y localizarse con estos perfiles de producción.
. con poca o escasa pérdida de producción como consecuencia de los trabajos. las soluciones pueden lograrse con herramientas bajadas a través de la tubería eductora. sino la causa de cualquier posible problema durante la inyección. bien sea por fallas mecánicas en el pozo o por características no esperadas de la formación. pues los fluidos inyectados son monofásicos.Programa de Adiestramiento 2004
LOS PROBLEMAS DE LA PRODUCCIÓN Y EL PERFILAJE DE PRODUCCIÓN
El perfilaje de producción se puede definir como las mediciones efectuadas en el subsuelo posteriores a la completación inicial del pozo. La interpretación en pozos inyectores es simple. es importante conocer no solo la cantidad de fluidos que recibe un pozo. sino la cantidad que penetra en cada horizonte o zona. En este capítulo se describen los diferentes problemas típicos que pueden ocurrir en pozos productores o inyectores y se describe en forma breve la aplicación del perfilaje de producción en la definición de dichos problemas. En pozos inyectores. Las reparaciones resultan simples y económicas cuando la naturaleza del problema está bien entendida antes de comenzar los trabajos de reparación. para determinar la cantidad y tipo de fluidos producidos en cada zona del pozo (y del yacimiento) y la determinación del índice de productividad para pozos de petróleo y el potencial total para pozos de gas.
el pozo debe ser reestabilizado.
Para un pozo cerrado en la superficie. hay que tener en cuenta que el hecho de cerrar el pozo en la superficie no impide la posible ocurrencia de un retroflujo o de flujo entre zonas en el fondo del pozo. a veces requiere de más de 72 horas antes de poder ser extrapolada a condiciones estáticas. el pozo puede ser cerrado por un corto lapso para permitir la bajada de la herramienta. sus tasas de producción deben controlarse cuidadosamente para determinar si la producción es estable.Programa de Adiestramiento 2004
Pozos en condiciones de estabilidad:
Excepto por unos pocos casos. de forma de evitar las altas caídas de presión por fricción en el anular entre tubería y herramienta. Si el pozo ha estado cerrado por un período previo prolongado. A los efectos de un Gradiomanómetro y de un Medidor de Flujo. Se considera que el pozo está estabilizado si la presión en el cabezal de producción (THP) permanece constante por alrededor de ½ hora. La estabilidad termal puede requerir muchos días antes de ocurrir. no obstante. Antes de la corrida del perfil. gas y agua. el pozo puede considerarse estático. o menos si el cierre fue solo durante el paso de la herramienta por alguna sección reducida de la tubería. se alcanza cuando se logra una tasa de producción estable. el retorno a condiciones estáticas puede resultar muy lento para ser medido con las herramientas de producción disponibles. Si el diámetro interno de la herramienta es muy cercano al diámetro de la tubería eductora.
Cuando un pozo se programa para perfilaje de producción. un período de dos horas de cierre es suficiente. la estabilidad térmica bajo condiciones dinámicas de producción. Para el propósito de medición del gradiente estático de columnas de petróleo.
Reestabilización después de períodos cortos de cierre:
• Pozos Fluyentes y de Levantamiento por Gas: Usualmente las herramientas de perfilaje de producción se corren con el pozo produciendo a su tasa normal. lo cual puede tomar unas horas si el pozo estuvo cerrado por una hora o más. dependiendo de la magnitud y la cantidad de tiempo en que se causó el disturbio. A continuación se define lo que es una condición estabilizada. las técnicas de interpretación se aplican a un pozo que produce en condiciones relativamente de estado estable. dependiendo de las características del yacimiento y de la tasa de producción que se pretenda estabilizar. la producción puede tomar poco o mucho tiempo para estabilizarse. La presión estática. por ejemplo. cuando se toman medidas a intervalos de media hora en un pozo cerrado y no se perciben variaciones. Por otra parte.
Producción cíclica e intermitente:
La producción de un pozo puede tender a ser en forma de ciclos o intermitente. El cabeceo es raro dentro de la formación. el pozo se coloca en una modalidad de producción conocida como cabeceo o producción por cabezadas. Para los efectos del perfilaje. el tiempo para reestabilizarlo dependerá del tiempo que estuvo cerrado. que a veces hacen peligrosa su realización. Las mediciones efectuadas bajo estas condiciones ofrecen dificultades. El cabeceo en la tubería eductora es causado por acumulaciones de tapones de gas y líquido dentro de la misma tubería y cerca de la superficie y se nota por fluctuaciones de corta duración en la THP. Dos de las causas que se discuten en este taller son el cabeceo o producción por cabezadas y el levantamiento intermitente por gas. Ocurre únicamente en formaciones carbonáticas donde la energía se almacena en fisuras o cavernas. cuyo efecto no se nota cerca del fondo del pozo. un pozo puede comenzar a producir por impulsos. según se verá mas adelante en este curso. • Levantamiento Intermitente por Gas Ocasionalmente. el gas puede ser inyectado en forma intermitente mediante un control de superficie.
. que incluyan no menos de tres ciclos para tener un promedio razonable. cuando se trata de economizar gas de levantamiento. del área anular y del Índice de Productividad (IP). las mediciones deben efectuarse mediante paradas por encima y por debajo de cada zona de producción. La manera más segura de tomar estas mediciones consiste en producir con el pozo “estrangulado” para llevarlo a una condición estable si eso fuera posible. si el pozo no puede ser retornado a condiciones estabilizadas. Es imprescindible asegurarse de que el gas de levantamiento sea sustraído del gas total producido al efectuar los cálculos de flujo. • Cabeceo: Cuando la energía disponible en un yacimiento empieza a declinar. seguidos de períodos de no flujo.Programa de Adiestramiento 2004
Si el bombeo tiene que pararse por cualquier razón no prevista. dando lugar a períodos de producción de cierta duración. Cuando los períodos de no flujo se alargan. En todo caso. el levantamiento debe ser mantenido de manera continua para lograr más precisión en la medida. o regulado automáticamente en el fondo del pozo mediante válvulas de levantamiento ajustadas para operar a una presión predeterminada.
durante el cual las zonas rara vez producen por separado en forma similar a como producen de manera conjunta. por detrás de la tubería de revestimiento (Fig. si la permeabilidad vertical es suficientemente alta (Fig. Si el gas producido en exceso no es reinyectado.
. Cuando la producción viene de una zona de buen espesor y masiva. 1. con la consiguiente pérdida en recobro final.4). 1. lo que permite tomar medidas que propendan al que el drenaje de los yacimientos sea llevado de manera optimizada. esta condición puede resultar agravada dando lugar al mecanismo que es conocido como conificación. Si la cantidad de gas producido es excesiva de acuerdo con lo esperado según las características PVT del fluido. o por fugas en la tubería. A menudo no es posible mantener una presión de fondo que permita producir todas las zonas juntas a una tasa de producción deseada. Finalmente. con permeabilidad estratificada. o si existe una distribución uniforme. Si existe una capa de gas (Fig. a través de las zonas más permeables antes de que las zonas adyacentes dejen de producir petróleo. que el proceso de prueba de las zonas una por una (drill stem testing). en una misma tubería de producción. en los casos donde exista pobre cementación. pues en caso contrario.3).1). es esencial determinar si los fluidos ofensores están entrando desde el tope o desde el fondo de la zona. Los métodos de perfilaje de producción nos proporcionan medidas de la tasa de producción y el contenido de fluidos de cada una de las zonas. esta producción de gas es inevitable.2). el gas libre puede ser producido desde zonas cercanas. por razones económicas. el gas libre puede adedarse hacia abajo desde la capa de gas hacia el pozo (Fig. es importante controlar la relación gas petróleo. 1. 1. la producción de gas libre puede estar viniendo por expansión hacia abajo de la capa de gas. • Problemas con gas en pozos productores de petróleo El gas disuelto en el petróleo a las condiciones de fondo se produce con el petróleo y se libera como gas no asociado o libre en la superficie. la energía del yacimiento se reducirá rápidamente.Programa de Adiestramiento 2004
Problemas diagnosticados con el perfilaje de producción
Problemas en pozos productores:
A veces es menester. la completación de pozos con producción de diferentes zonas de manera conjunta. o si pudiesen provenir de otras zonas. en el yacimiento o en el fondo se está produciendo gas libre. por detrás de la tubería. En zonas de buen espesor. El perfilaje de producción ofrece una forma rápida y económica para determinar y localizar las zonas de alta producción de agua o de alta relación gas petróleo.
gas y agua) se recomienda el uso del Medidor Empacado de Flujo combinado con el Analizador de Fluidos. Las zonas productoras de agua pueden ser fácilmente identificadas mediante el uso del Gradiomanómetro.7). Si las tasas son altas y existe permeabilidad vertical favorable. Esta situación debe ser detectada a tiempo de tomar acciones correctivas. En zonas de buen espesor. Finalmente. existe una zona de transición de mayor o menor espesor dependiendo de las características de las rocas. el agua puede ser producida desde arenas acuíferas cercanas. en conjunto con el Medidor de Flujo y un Perfil de Temperatura. en la facilidad para el levantamiento y en la habilidad para disponer de ella.
Problemas en pozos inyectores:
En los pozos inyectores de agua o gas. 1. Las cantidades de agua que puede ser tolerada en la producción dependen de las características de cada zona productora. Con esta información. el diagnóstico conduce a decisiones sobre la naturaleza del problema y a recomendaciones para su solución. incrementa la presión hidrostática del fluido combinado y podría eventualmente matar al pozo. Con esta información. la inyección se diseña para mantener un frente controlado y evitar la irrupción prematura que puede producirse si una o mas de las zonas reciben cantidades de fluido inyectado mucho mayores que las previstas. el agua puede llegar por adeudamiento hacia arriba desde el contacto hacia el pozo. 1. El alto corte de agua en pozos con gradiente normal de presión. en los casos donde exista pobre cementación. el exceso de agua puede deberse a la elevación del contacto hacia las perforaciones. mientras que las zonas más apretadas todavía conservan mucho petróleo (Fig. • Alto corte de agua en pozos productores de Pertóleo En un yacimiento donde esté presente un contacto agua petróleo. a través de las zonas más permeables. debajo de la cual solamente se produce agua y por encima de la cual se produce petróleo limpio.Programa de Adiestramiento 2004
Las zonas productoras de gas pueden ser fácilmente identificadas mediante el uso del Gradiomanómetro. 1.5). Los pozos completados dentro de la zona de transición producirán petróleo con mayor o menor corte de agua. A semejanza de lo que ocurre en los pozos con alta RGP discutidos anteriormente. adicional al Gradiomanómetro y el Perfil de Temperatura.6). el diagnóstico conduce a decisiones sobre la naturaleza del problema y a recomendaciones para su solución. Para tasas menores y flujo trifásico (petróleo. es posible inducir una conificación de agua (Fig. en conjunto con el Medidor de Flujo y un Perfil de Temperatura. por detrás de la tubería de revestimiento. cuando existe flujo bifásico (agua y petróleo) y las tasas son altas (más de 800 BFPD). con permeabilidad estratificada. a medida que la producción de petróleo progresa.
. o por fugas en la tubería (Fig. Para esto se requiere tener un conocimiento de las cantidades de fluidos recibidas por cada zona.
además de trazadores radioactivos. La selección de la herramienta apropiada depende de las condiciones del pozo. Estas características serán discutidas mas adelante en el curso. propiedades del fluido inyectado.
. tamaño del hoyo y tasas de flujo.Programa de Adiestramiento 2004
El proceso es monitorizado tomando un perfil inicial y luego manteniendo un control periódico del perfil en los pozos inyectores. Para estos propósitos se dispone de herramientas como las ya mencionadas.
en gr/cc en superficie Densidad en el fondo.
. cps AGUA: Salinidad o densidad en superficie. lo están en cantidades despreciables.
Información de fluidos necesaria para la interpretación de los perfiles de producción. petróleo con su gas disuelto.0) Densidad en el fondo. En este capítulo se explicarán y describirán las propiedades y parámetros de los fluidos que son necesarios para la interpretación de los perfiles de producción y la forma en la cual deben ser corregidos por efectos de presión. gr/cc Factor volumétrico del gas Viscosidad en el fondo. (Aire = 1. con las mediciones efectuadas con el perfilaje de producción. y que usualmente. cps. todos los cuales pueden considerarse como impurezas. si están presentes.
Para correlacionar las RGP. temperatura y solubilidad del gas. lpca o kg/cm2 GAS: Gravedad específica. sulfuro de hidrógeno y helio. Ocasionalmente pueden producirse los fluidos que se hayan perdido a la formación durante la perforación. ppm o gr/cc Factor volumétrico del agua Densidad en el fondo. Bo Viscosidad en el fondo. tasas de producción y otras medidas de superficie. cps RGP. se requiere de los siguientes datos: PETRÓLEO: °API o densidad. agua y pequeñas fracciones de nitrógeno. gr/cc Factor volumétrico. Pb. gr/cc Viscosidad en el fondo.Programa de Adiestramiento 2004
COMPORTAMIENTO DE LOS FLUIDOS DE LOS POZOS
Los fluidos que se producen en un pozo tras su completación pueden ser gas libre. anhídrido carbónico. cortes de agua. realizadas a condiciones de fondo. pc/bn o m3/m3 Presión de saturación.
Correcciones a los Fluidos
Factor volumétrico del gas. al volumen ocupado por el mismo peso de gas a condiciones normales.6°C) de temperatura y a una atmósfera de presión (14. petróleo y gas puede ser medida directamente en el fondo con un gradiomanómetro. si se cierra el pozo por tiempo suficiente para que los fluidos se segreguen. Este método no será discutido. Bg. c) La densidad en el fondo del agua. los datos
necesarios pueden calcularse a partir del análisis. cuando la gravedad específica del gas. Donde los subíndices cn se refieren a condiciones normales y f a condiciones de fondo. Procedimiento:
. pueden ser estimados en base a las correlaciones publicadas.
b) La información mas representativa se obtiene de análisis PVT realizados en el laboratorio a una muestra representativa del fluido. El Bg puede tomarse de los análisis PVT realizados a una muestra de gas o puede calcularse con la relación: (Pcn Vcn / Zcn Tcn) = (Pf Vf / Zf Tf) y luego se tiene que: Bg = Vf / Vcn = (Pcn Tf Zf / Pf Tcn Zcn). se puede encontrar el valor recíproco. 1/ Bg = (Volumen en la superficie / Volumen en el fondo) Ejemplo: Encuentre el volumen ocupado por 400 pcn de un gas con gravedad específica 0.7 a 200°F y 2000 lpca. 1 / Bg.7 lpc). la temperatura y la presión son conocidos. En los gráficos basados en esta relación. es la relación del volumen ocupado por un cierto peso de gas a temperatura y presión de yacimiento. los volúmenes de gas se miden en condiciones llamadas estándar o normales. A los efectos del curso. a 60°F (15. para gases promedios. Bg:
En la industria. pues pocas veces se dispone de tales análisis. d) Cuando los datos no pueden ser obtenidos de las formas descritas.Programa de Adiestramiento 2004
Fuentes de Información a) Si se tiene un análisis químico completo del gas del condensado. para varias temperaturas. El factor volumétrico del gas. usando datos promedios de las propiedades físicas en función de la gravedad API o la densidad del gas. usaremos PCN o pcn para el gas.
95 lbs.96.107 gr / cc Dado que la densidad de un gas a CN es proporcional a su peso molecular.2 pcn. es de: 400 pcn x 1/125 = 3. con presión de 2000 lpca y temperatura de 200°F.7 a 2000 lpca y 200 °F? Procedimiento: Con la Fig. El volumen de gas ocupado por los 400 pcn de gas en el fondo. Un problema más práctico sería el siguiente: Ejemplo: ¿Cuál es la densidad de un gas de gravedad específica 0. la gravedad específica de cualquier gas puede ser calculada. En otras palabras tiene: Bg = 1 / 125.00122 gr/cc o 0. 2.
Gravedad específica del gas y densidad del gas en el fondo:
La gravedad específica es usada ampliamente en la industria para caracterizar a los gases naturales.7 (Fig.1). Densidad a F = Gravedad x Densidad Aire a cn x 1/Bg. Gr. que ocupará 1/125 de su volumen a las condiciones mencionadas. a las condiciones dadas. es decir. Con este término se designa la relación entre la densidad del gas y la del aire. 2.0762 lbs / pcn = 20. o sea: ρg = 0. Por lo tanto. el peso de cualquier volumen de gas puede hallarse simplemente multiplicando el volumen por la gravedad específica y por la constante respectiva.7 x 0. Ejemplo:
. Esp. Gas = (Densidad del gas a cn / Densidad del aire a cn) Puesto que la densidad del aire a condiciones normales es de 0. ambas a condiciones normales.Programa de Adiestramiento 2004
Del gráfico para gravedad de gas 0.55 x 0. y dado que el peso molecular del aire es de 28. se obtiene la relación entre volúmenes de gas en la superficie y el fondo de 125. Ejemplo: ¿Cuál es el peso de un volumen de 500 pcn de gas de gravedad específica 0.1 hallamos que un gas a las condiciones especificadas tiene una relación de volúmenes de 125.0762 lbs/pcn.55? Respuesta: 500 pcn x 0.00122 gr/cc x 125 = 0.
Los detalles pueden encontrarse en cualquier texto de Ingeniería Básica de Yacimientos. De hecho. mientras que por debajo de ese umbral.61 pc 5. En el sistema de unidades API. CH4 = 16 / 28. la RGP en solución se mide en PCN / BN. La cantidad de gas que se disolverá en un volumen dado de petróleo depende fundamentalmente de la presión. Esp.178 pc/ m3 = RGP en m3 / m3. mientras que a bajas temperaturas y altas presiones. temperatura y gravedad específica del gas.Programa de Adiestramiento 2004
Hallar la gravedad específica del metano (CH4).96 = 0. Rs. que sale de la solución cuando la presión y temperatura de los líquidos del yacimiento son reducidas desde las condiciones de fondo hasta las condiciones en superficie. gravedad API del crudo. La liberación diferencial resulta en más gas y menos líquido. luego: Grav.
Solubilidad del gas natural en el petróleo. para gravedades específicas dadas. se define como el volumen de gas por volumen de petróleo en condiciones normales. 2. un incremento en temperatura aumenta la viscosidad de los gases. En unidades métricas se mide en m3 de gas / m3 de petróleo. su gravedad específica puede hallarse de manera similar haciendo una suma pesada de la fracción de cada componente por su respectivo peso molecular.2 permiten estimar la viscosidad del gas en función de la temperatura y presión. con excepción de aquellos líquidos que
. Rs:
La relación gas petróleo en solución.553 Luego. los gases livianos se asemejan a gases perfectos en su comportamiento. Rs = PC de gas liberado a CN / BN de petróleo. depende de si el gas liberado es mantenido en contacto con el petróleo (liberación instantánea o flash) o si se va removiendo a medida que se va separando (liberación diferencial). La cantidad de gas que se liberará de un crudo.61 pc / bl x RGP en m3 / m3 = RGP en pc / bl RGP en pc/ bl x 0. Los gráficos que se presentan en la Fig. Puesto que el peso molecular del metano es de 16. la solubilidad es casi directamente proporcional a la presión hasta que todo el gas libre disponible se haya disuelto en el petróleo. 1 Bl = 5. un incremento en temperatura disminuye la viscosidad. si se conoce el análisis completo de un gas natural dado. Nótese que por encima de entre unas 1000 y 1500 lpca. El factor más importante es la presión. mientras que la instantánea da menos gas y más líquido. los gases pesados se comportan como líquidos.
Viscosidad de los gases naturales:
A altas temperaturas y bajas presiones.
Ejemplos: Si se tiene un gas de 0. Con la gráfica de la Fig. y como tal se denomina Bob. pues se separa instantáneamente hasta el separador y luego diferencialmente en el separador y en los tanques.
. con respecto al volumen ocupado por ese mismo petróleo a condiciones normales o estándar. No obstante. a condiciones de presión y temperatura de fondo.
Factor volumétrico del petróleo. puede definirse como la relación del volumen ocupado por el petróleo (y su gas en solución). luego el gas separado será de 500 – 350 = 150 pc/bl.75 de gravedad específica. Ejemplo: Si el petróleo existe en el yacimiento a 2500 lpc de presión de saturación y la presión de fondo fluyente es de 2000 lpc ¿cuánto gas se liberará en el fondo debido a esta reducción de presión? Procedimiento: La solubilidad del gas a 2000 lpc es de 350 pc/bl y la Rs a 2500 lpc es de 500 pc/b. Este valor de Bo se encuentra al punto de burbuja. El Bo se determina con más precisión en el laboratorio. con Rs de 370 pc/bl.Programa de Adiestramiento 2004
originalmente tienen una alta merma (shrinkage factor). Bo. en muestras representativas del yacimiento. Ejemplo: Dado un gas de gravedad específica 0. Procedimiento: De la Fig.4 se determina Bo = 1. La Rs se determina con más precisión en el laboratorio. un petróleo de 30 °API en el tanque y temperatura de 200°F. a la temperatura de 200 °F. se recurre a las correlaciones existentes para determinar Bo a la presión de saturación. en muestras representativas del yacimiento. la separación del gas es un proceso combinado. la pérdida del gas disuelto es un factor mucho más importante. No obstante. En un pozo en producción. cuando esta información no está disponible.22.3 (Nomograma). Bo = (Volumen a T y P en el Fondo) / ( Volumen a CN) Aún cuando Bo depende en cierta magnitud en el factor de merma del líquido residual causado por el cambio de la temperatura del yacimiento desde el fondo hasta la superficie. calcule el Bo al punto de burbuja. cuando esta información no está disponible. 2. 2. se recurre a las correlaciones existentes.75. determine la solubilidad del gas a 2500 lpc. se consigue que Rs = 500 pc/ bl. Bo:
El factor volumétrico del petróleo.
Utilizando la Fig. La relación usada es la siguiente: ρof = [1000 x ρcn + (1. se obtiene finalmente un valor de Bo = 1. en una columna estática después de que el pozo haya sido cerrado por suficiente tiempo.66 gr/cc. presentadas en gráficos de uso público. encuentre el factor volumétrico corregido por compresibilidad por encima del punto de burbuja. es una función de la densidad del petróleo en el punto de burbuja y de la cantidad de presión impuesta por encima de dicha presión. Si esta información no se encuentra disponible.22. compresibilidad del petróleo sobre Pb Bo a presión de saturación presión actual del petróleo en lpca presión de saturación en lpca
Densidad del petróleo a condiciones de fondo. que permita la segregación de los fluidos. Se requiere conocer Rs y Bo.pb)] Donde: c = Bob = Po = Pb = Ejemplo: Dado un petróleo con Bob = 1.c (po . densidad a Pb de 0. ρof:
La densidad del petróleo a condiciones de fondo se determina con mayor precisión en el laboratorio. y factor volumétrico del petróleo
. la compresibilidad del petróleo a presiones por encima de la presión de saturación. la densidad a condiciones de fondo puede calcularse utilizando correlaciones de uso común en la industria.Programa de Adiestramiento 2004
Compresibilidad del petróleo por encima de la presión de saturación
De acuerdo con Calhoun. 2.223 x GE x Rs)] / (1000 x Bo) donde: ρof = ρcn = GE = Rs = Bo = densidad del petróleo en el fondo densidad del petróleo crudo gravedad específica del gas RGP en solución. presión en el fondo del yacimiento de 3000 lpc.20. Pb de 2000 lpc.5 y las ecuaciones necesarias. en una muestra adecuada de petróleo del yacimiento. aunque también puede hacerse con el gradiomanómetro y con bombas de presión. Para encontrar el valor de Bo por encima del punto de burbuja se requiere el factor de compresibilidad “c” para resolver la expresión: Bo = Bob [1 .
El factor volumétrico del agua de formación puede definirse como la relación entre el volumen ocupado por el agua y su gas disuelto a la temperatura y presión del yacimiento. Los petróleos pesados son generalmente más viscosos que los más livianos con la misma base hidrocarbonada. debe usarse la curva para agua con su correspondiente gas disuelto. al volumen ocupado por el agua a condiciones normales. Utilizando la Fig. existen numerosas correlaciones que permiten estimarla en función de la densidad del crudo a cn.21. que es 0. gravedad del crudo de 30° API y factor volumétrico de 1. Ejemplo: Dado un petróleo con gravedad API de 30°. la densidad está afectada por temperatura. 2. 2. por lo tanto. A condiciones de fondo. En general se considera que el agua está saturada con gas a sus condiciones de fondo. El efecto de incrementar la presión es incrementar la densidad libre de gas del agua de formación a condiciones de fondo
.765 gr / cc. presión y cantidad de gas disuelto. Si bien las medidas más precisas se obtienen en el laboratorio. RGP en solución de 350 pc / bl.
Densidad del agua a condiciones de fondo:
La densidad del agua de formación puede variar en un amplio intervalo de amplitud. tanto a presiones por encima como por debajo de la presión de burbuja.8). Rs y salinidad. La unidad de medida usual es el centipoise. Operando con la Fig. presión. El efecto de la expansión térmica es disminuir la densidad a condiciones de fondo. calcule su viscosidad a la presión de 2700 lpca.7 se obtiene el valor de 1. El factor volumétrico del agua está afectado por la temperatura. Una correlación establece la relación Bw versus presión para agua saturada con gas y el agua libre de gas a diferentes temperaturas (Fig. 2.75. temperatura y RGP en solución. la cual será la usada en este manual. encuentre la densidad del petróleo a la presión de burbuja. con Rs de 400 pc/bl y presión de burbuja de 1700 lpca.Programa de Adiestramiento 2004
Ejemplo: Dado un gas con GE de 0. se consigue la solución de la densidad del petróleo a la presión de burbuja.6. a menos que se disponga de información en contrario.
Comportamiento de las aguas de formación
Factor volumétrico del agua. a temperatura de 200°F. abreviado cp.07 cps.
Viscosidad del petróleo crudo:
La viscosidad del crudo decrece con el incremento de la temperatura y al aumentar la RGP en solución.
El efecto de la presión es pequeño y despreciable para los efectos de este trabajo.9 pc / bl. Por el contrario.11).10.
Viscosidad del agua de formación:
Existen correlaciones que indican la viscosidad del agua de formación con temperatura en función de salinidad (Fig. se obtiene un valor de 19. Si en la mezcla llegara a formarse una emulsión de agua en petróleo. 2.Programa de Adiestramiento 2004
El efecto de incrementar el gas disuelto es disminuir la densidad a condiciones de fondo La cantidad de gas disuelto incrementa con la presión y disminuye con la salinidad.9 y 2. 2.
Viscosidad de las mezclas de agua y petróleo:
No existe al presente un método que permita calcular la viscosidad de las mezclas agua-petróleo.
Ejemplo: ¿Cuál es la solubilidad de gas en un agua de formación de 20000 ppm. la viscosidad puede alcanzar a cientos de centipoises. pero es ligeramente afectada por la temperatura. a 250°F y 5000 lpca? Con los gráficos de las Figs. una emulsión de petróleo en agua tiene un límite superior cercano a los 5 cps.
FLUJO EN TUBERÍAS VERTICALES
Los perfiles de producción son corridos. se resuelven usualmente en forma simple mediante el uso de un medidor de flujo y un perfil de temperaturas. 3. que toma la forma de burbujas levantándose desde una zona de agua casi estática. Sin embargo. en sistemas en los cuales uno o más fluidos fluyen en una tubería vertical. excepto por el espacio ocupado por la producción de petróleo y gas. La naturaleza de tal flujo vertical. aún cuando la producción en superficie sea limpia.
. cerca del fondo del pozo pueden existir condiciones bifásicas. aunque el flujo adyacente a la pared de la tubería es estacionario. como en el caso de pozos inyectores y de pozos productores de petróleo limpio o gas. (Máxima) es el radio de la tubería es una distancia medida desde el centro de la tubería.
En la práctica es frecuente encontrar tanto flujos monofásicos como multifásicos. por lo general. El perfil de velocidad es parabólico (Fig. Por ejemplo.1) y la velocidad en cada uno de los puntos de la tubería puede calcularse mediante la ecuación:
V = Vc 〈1 −
donde: Vc = R = r = V =
r 〉 R
es la velocidad en el centro de la tubería. Consideraremos en primer lugar el caso de flujos de una sola fase. un pozo produciendo a baja tasa con un corte de agua despreciable. casi siempre mantiene el hoyo totalmente lleno de agua desde el fondo hasta la zapata del eductor. debe ser bien entendida para poder usar la información obtenida con las herramientas de perfilaje de producción y de las mediciones en superficie para resolver los problemas en los pozos. Los problemas de los pozos que presentan flujo monofásico. incluyendo el flujo multifásico. Velocidad promedio. de manera que la terminología y las técnicas de evaluación puedan introducirse en su forma más simple y didáctica.
En el flujo laminar la distribución de la velocidad es simétrica a la dirección del flujo. En este capítulo se tratarán las características del flujo y los parámetros que las gobiernan.
b) La medición de la tasa de flujo es “casi” independiente del tamaño del sensor.5⎥ ⎢ ⎝ e⎠ 8⎣ ⎦
donde: y = distancia medida desde el centro de la tubería. Para calcular el número de Reynolds. f = factor de fricción de la tubería. caracterizándose por un perfil de velocidad casi plano en la zona turbulenta (Fig. En unidades de campo. d µ
ρ = es la densidad del fluido. El tener un perfil de velocidad casi plano tiene dos efectos claros para nuestros fines: a) La medición de la tasa de flujo es “casi” independiente de la posición de la herramienta que hace la medida dentro de la tubería. e = altura media de las rugosidades de la pared Vp = velocidad promedio del fluido (Qt / Área). Cuando se produce un flujo turbulento. pero la velocidad tiene variaciones mucho menores. en poises y
V = es la velocidad promedio. el número de Reynolds se expresa como:
d = es el diámetro interno de la tubería. La velocidad en cada uno de los puntos puede calcularse con la siguiente ecuación:
f⎡ ⎤ ⎛ y⎞ 5.3. función de la rugosidad de la pared. se utiliza la siguiente ecuación:
ρ.Programa de Adiestramiento 2004
Observe la forma de parábola que toma el perfil de flujo. muestran que una combinación de cuatro factores determina si existe flujo laminar o turbulento. en gr / cm3. Experimentos realizados en laboratorios de tuberías verticales. V. en cm. en cm / seg. el fluido es estacionario en la pared de la tubería y hay una capa delgada de flujo laminar cerca de ella.2). Esta combinación es conocida como el número de Reynolds. V = velocidad en un punto a distancia “Y” del centro de la tubería.75 log⎜ ⎟ + 8.
µ = es la viscosidad del fluido. cuya velocidad máxima es Vc.
Q t . Por debajo de 2000 no debe existir flujo turbulento y por encima. La viscosidad del agua de formación varía entre 0.07 cps.2 gr / cc en el fondo. µ
ρ = es la densidad en gr / cc.01 a 0.000
Existe una zona (entre 2000 y 4000) en la cual el flujo puede ser laminar o turbulento. usualmente se consigue flujo turbulento. con la densidad variando entre 0. según los disturbios que puedan estar presentes. La densidad del gas varía entre cerca de 0.
En la siguiente tabla se leen los valores para discriminar el tipo de flujo. 3.
. fluyendo en varios diámetros de tubería en función de la tasa de flujo se muestran en la Fig.
d = es el diámetro interno en pulgadas y
µ = es la viscosidad en centipoises.05 y 0.2 y 10 cps.0 gr / cc. según el número de Reynolds. Los números de Reynolds correspondientes a fluidos de varias viscosidades.
Intervalo de amplitud de parámetros encontrados en pozos de petróleo:
El intervalo de amplitud más común para la viscosidad del petróleo a condiciones de fondo oscila entre 0. en pozos someros que producen crudos de baja gravedad API y en pozos donde ocurren las emulsiones de agua en petróleo. Por el contrario.0 cps. al menos en las zonas superiores de la sarta.Programa de Adiestramiento 2004
N re = 90
donde: Qt = es la tasa de flujo en bls/día. ya es francamente turbulento.
Valor de Nre
≤ 2.8 gr / cc. con viscosidades correspondientes de 0.000
> 4. con la densidad variando alrededor de 1.ρ d.3.2 a cerca de 1. la viscosidad de los fluidos es alta (mayor de 100 cps) y se debe esperar la ocurrencia de flujo laminar. Esta figura ilustra la situación en la cual en tuberías con flujo de petróleo y gas.6 a 0.
En el primer grupo están el medidor de flujo continuo (continuous flowmeters) y el medidor de flujo de caudal o diámetro total (fullbore spinner).
∆v = velocidad promedio al cuadrado. ρ
= es la densidad del fluido. con muy poco efecto de la viscosidad o la composición de los fluidos.
Gradientes de presión en sartas de flujo:
La descripción básica del flujo de un fluido ideal es la ecuación de Bernoulli. La experiencia de campo demuestra que las mediciones son bastante precisas en flujos altos (mayores de 40 pies / min). La respuesta de la hélice está fuertemente afectada por los cambios en la viscosidad de la mezcla de fluidos. ∆h = es la distancia. estos métodos incluyen medidores a base de hélices. trazadores radioactivos. que se ubican en el centro del espacio de la tubería y permiten que el flujo pase por los lados. obligan al flujo a pasar por una restricción lograda con un empaquetamiento del diámetro total de la tubería de flujo.Programa de Adiestramiento 2004
Medidas de flujo:
Se han propuesto varios métodos para medir el flujo de fluidos en el revestidor o en hoyo desnudo por debajo de la tubería de producción. De estos. que como su nombre lo indica. tiempo de tránsito y termómetros. elevación y velocidad en puntos a lo largo de una línea de flujo. la ecuación puede escribirse en la forma de un gradiente de presión: ∆p / ∆h = gρ + [ (ρ / 2) (∆v2 / ∆h) ] Donde: ∆p = es la pérdida de presión total sobre la distancia. la corriente del flujo es dividida. de forma que una parte pasa a los lados de la herramienta (que va centralizada) y el resto del flujo pasa a través de una sección medidora donde se ha colocado una hélice. Los medidores de hélice se agrupan en dos categorías: los de flujo libre. todo el fluido es obligado a pasar a través del mecanismo de medida y la respuesta de la hélice es directamente proporcional al flujo volumétrico. en flujos monofásicos y en mezclas de gas y petróleo. En el segundo grupo se encuentran los medidores de flujo empacado (packer flowmeters). únicamente ciertos medidores a base de hélice resultan de interés práctico para la medida cuantitativa de flujos monofásicos y multifásicos. que se mueve por efecto de la “fricción” causada por la viscosidad del fluido y que en flujo turbulento responde bastante bien a la velocidad del flujo. En los medidores de flujo libre. y los de flujo forzado. En los medidores de flujo empacado. y
. A los propósitos del perfilaje de producción. pero son impredecibles en mezclas de agua y petróleo. que es una relación entre presión.
G = es la aceleración de la gravedad. sino que aumenta más lentamente. quien estableció la relación: ∆p / ∆h α v 7/2 Los efectos viscosos comúnmente se combinan en un término de la forma: ∆p / ∆h = 4f [1 / 2 (ρ / d) v2 ] Donde el coeficiente f es denominado factor de fricción. Para el flujo de fluidos viscosos reales. tiene más validez en el perfilaje de producción.Yliq ) g ρg + F Donde F representa una modificación bifásica del término de pérdida por fricción. se ha encontrado necesario añadir un término de gradiente de presión adicional. Cuando el término por fricción es suficientemente pequeño para ser
. reemplazó en término gρ por su equivalente bifásico: Yliq g ρliq + Yg g ρg Donde ρliq y ρg son las densidades del líquido y del gas y los coeficientes Y. se ha encontrado que el término cinético es despreciable. se cumple que: ∆p / ∆h = Yliq g ρliq + (1 .
Medida de los gradientes de presión:
El gradiomanómetro mide el gradiente de presión promedio sobre un intervalo de 2 pies. y por tanto. por ejemplo. el cual refleja tanto los efectos de la viscosidad como la rugosidad de las paredes de la tubería. La relación de gradiente de presión y velocidad para el flujo turbulento fue estudiada por Blasius. Esto. De esta forma. q ya no es proporcional a la caída de presión. donde ∆h en el gradiomanómetro es de solamente unos pocos pies. son las retenciones (holdups) de líquido y de gas.
Para flujo bifásico. e inversamente proporcional a la viscosidad: q = [( π d4) / (128µ)] / (∆p / ∆h) En el flujo turbulento. Ros. Resulta evidente que Yliq + Yg = 1. podemos escribir la ecuación completa para flujo monofásico en tuberías: ∆p / ∆h = gρ + [ (ρ / 2) (∆v2 / ∆h) ] + 4f [1 / 2 (ρ / d) v2 ] Total = Estático + Cinético + Fricción En la mayoría de los casos. el término estático debe ser modificado para permitir la presencia de dos fluidos de diferentes densidades. Más adelante se tratará lo concerniente a estas retenciones. Para flujo laminar Poiseuille mostró que la tasa volumétrica de flujo es directamente proporcional al gradiente de presión y a la cuarta potencia del radio de la tubería. trabajando con las expresiones anteriores.
El mismo tipo de transiciones ocurre en los sistemas petróleo-agua. Flujo tapón: A medida que ascienden en la tubería. con la reducción de presión las burbujas se expanden y aparecen nuevas. se mueven corriente arriba a través del petróleo a una velocidad marcada por la diferencia de densidades y la viscosidad del crudo. distribuidas de forma homogénea.4). 3. Régimen de burbujas: II. el gas arrastra pequeñas gotas de petróleo en suspensión. y la densidad del líquido y del gas en el fondo son conocidas.25 x 104 + 145 qliq
.6.Programa de Adiestramiento 2004
despreciado. Flujo espuma: La presión se reduce aún más y los tapones tienden a unirse y se mueven hacia el centro de la columna. 3. 5): Flujo burbuja: Burbujas de gas. que se unen formando un cúmulo o tapón de gas que alcanza la dimensión del diámetro interno de la tubería. aunque la mayor parte del petróleo fluye pegado a la pared de la tubería. Los principales regímenes identificados son (Fig. Los trabajos de laboratorio confirman que los términos de gradiente de fricción son despreciables (Fig. Por lo tanto. Como una aproximación del régimen de flujo. Ros define los límites de los sistemas gas-líquido en términos de velocidad adimensional del líquido versus la velocidad adimensional del gas. Witterholt preparó las siguientes relaciones con base en valores promedios: I. el petróleo es transportado en gotas muy pequeñas distribuidas uniformemente en el gas y apenas una capa muy delgada se adhiere a las paredes de la tubería. y complican la interpretación de las mediciones de perfilaje de producción realizadas en tuberías. Régimen de neblina: qg ≤ 1. A altas velocidades del gas. solo que a diferentes velocidades. Flujo neblina: Una mayor reducción de la presión incremento el volumen y flujo de petróleo y gas. Régimen de tapón: III. debido a la diferencia de densidades y a la tensión superficial. tal como se muestra en la Fig. el flujo tapón y el flujo neblina.
Límites entre regímenes de flujo
Los regímenes de flujo son importantes porque están influenciados por las velocidades y las concentraciones de las fases individuales. las dos fases se mueven a la misma velocidad.1 qliq qg ≤ 6.25 x 104 + 36 qliq qg ≥ 9.
Los regímenes de flujo están caracterizados por las tasas de producción y los porcentajes relativos de cada fluido en una mezcla y de sus propiedades físicas. que es el caso usual en tuberías de gran diámetro con tasas de campo normales.27 x 103 + 1. 3. Los tres regímenes principales de interés son el flujo de burbujas. la retención en cada fase puede ser calculada a partir de los gradientes medidos de presión.
siempre hay una mayor proporción de la fase mas pesada presente en la tubería que lo que debería esperarse de la producción en superficie. porque es el eslabón que conecta la retención de una fase con la tasa de producción de esa misma fase. (gm/cc) ρh = Densidad de la fase pesada. Esto es debido a que la fase más liviana tiene mayor velocidad vertical que la fase más pesada. (gm/cc) ρl = Densidad de la fase liviana. y Vo a la velocidad del petróleo. a la proporción volumétrica de una fase de un fluido presente en una sección de la tubería. 3. tenemos: Vo = VW + Vs Cuando una herramienta se perfila en un pozo para medir la densidad de fluidos. se conoce como velocidad de deslizamiento (Vs). en ella está fluyendo una mezcla de petróleo y agua. Llamemos Vw a la velocidad del agua. vienen dadas en bls / dia. dividida por el volumen contenido en esa sección de tubería. y esto tiene un marcado efecto en las herramientas que pretenden medir la densidad de los fluidos. En mezclas de dos fases las retenciones se derivan con facilidad a partir de los gradientes hidrostáticos de presión tal como se miden con el gradiomanómetro. Vo es mayor que Vw por la velocidad de deslizamiento. se puede calcular la retención mediante la siguiente ecuación: Yh = (ρmix .
Velocidad de deslizamiento (Slippage velocity)
La diferencia de velocidades entre una fase liviana y otra más pesada mencionada en la sección anterior. La velocidad de deslizamiento es importante.
Retención (Holdup) y Deslizamiento (Slippage Velocity)
Retención (Hold up)
Se define como retención en flujo en tuberías.ρl ) / (ρh . incluso para una mezcla trifásica. el petróleo viaja más rápido que el agua. Hay que tener en cuenta que las retenciones son distintas de las tasas relativas de flujo de las fases. Así.ρl)
Donde: ρmix = Densidad de la mezcla. Al colocar una burbuja de una densidad P1 en un líquido
. en condiciones de fondo. En una mezcla agua-petróleo. (gm/cc) Al obtener este parámetro es posible hallar la velocidad de deslizamiento. una cantidad Vs.Programa de Adiestramiento 2004
donde las tasas volumétricas.
Obtención de la Velocidad de deslizamiento
El método de interpretación bifásica disponible en este momento fue desarrollado para el flujo de burbujas. La Fig.7 muestra una sección de tubería a la cual se le ha realizado un corte transversal A. de hecho.
dependiendo de la diferencia de las densidades. el petróleo ascenderá con una velocidad dada por la diferencia de su densidad y la del agua y por la fricción entre el petróleo y el agua (Fig. los problemas que involucran casos trifásicos se resuelven mediante la interpretación cuantitativa de las herramientas de perfilaje de producción continuo.8). cuando se interpretan problemas bifásicos de pozos.3. el petróleo fluirá a una velocidad más alta que la del agua. Aunque se ha hecho mucha investigación sobre la forma de calcular o predecir la velocidad de deslizamiento.
Aún cuando la velocidad depende en cierta extensión del régimen de flujo. Por otro lado.
. Nicholas en los años 70 (Fig. o cuando las tasas lo permiten. la fuerza de gravedad la hará flotar o hundirse. el método más usado hasta el momento para computaciones manuales es la gráfica presentada por Y. Cuando la velocidad de deslizamiento no puede ser calculada usando la producción de los pozos y datos de gradiente de presión. De esta forma.
Existe poca información relacionando las velocidades de deslizamiento en flujo trifásico a los parámetros medibles. el error relativo resultante del uso de un valor de deslizamiento basado en flujo tipo burbuja cuando el régimen real es tipo tapón o neblina. con el medidor de flujo empacado y el analizador de fluidos. En general. es necesario tener en mente lo siguiente:
Es necesario evaluar la velocidad de deslizamiento para poder determinar la contribución de cada zona a partir de datos de medidores de flujo y de gradientes de presión. debe ser estimada sobre la base de la composición de la mezcla y la diferencia de densidades asumiendo flujo tipo burbuja. se puede inferir que cuando se tiene flujo de petróleo y agua combinados.9).Programa de Adiestramiento 2004
de densidad P2. es mínimo a tasas altas de flujo. un pequeño error en la estimación de la velocidad puede conducir a valores inaceptables cuando las tasas son bajas. 3. Si imaginamos una burbuja de petróleo liberada en el fondo de un pozo en una columna de agua.
En flujo en tuberías verticales.
de lectura en el fondo del pozo o en superficie. no perturban el régimen de flujo como podrían hacerlo las herramientas empacadas. y • Localizador de Cuellos. mientras que en el caso contrario se tendría que correr una bomba tipo Amerada. vamos a denominar herramientas de perfilaje continuo de producción a las que corresponden al grupo que no utiliza empacaduras para direccionar el flujo de los fluidos en la tubería. Son. con la cual se pueden grabar sucesivamente. • Gradiomanómetro.
Por definición. en una misma corrida. pero por separado. hasta cinco de los parámetros de producción requeridos para el análisis de los problemas. en el perfilaje de producción se utiliza una combinación de herramientas que se baja de una vez. Generalmente. A esta combinación de herramientas se le denomina PCT (Production Combination Tool) o PLT (Production Logging Tool). y además. en oposición a la ejecución de varias mediciones con herramientas diferentes.
.Programa de Adiestramiento 2004
HERRAMIENTAS DE PERFILAJE CONTINUO DE PRODUCCIÓN Y SUS MEDICIONES. • Todos los parámetros pueden ser adquiridos con el pozo fluyendo a varias tasas. tiene las siguientes ventajas: • Reducción en el tiempo de operación. en conjunto con un localizador de cuellos para el control de profundidad. • Manómetro. (si se requiere datos precisos de presión). incluyendo cero flujo. • Termómetro • Calibrador. Las herramientas sin empacaduras se prefieren por sobre las que tienen que ser empacadas siempre que las tasas sean lo suficientemente altas para dar resultados significativos. Esta combinación. sin el requerimiento de excesivos tiempos de cierre para reestabilización entre corridas. Esta combinación incluye las herramientas siguientes: • Medidor de Flujo. en general. pues el arreglo y corrida hacia el fondo del hoyo es apenas ligeramente mayor que el de una herramienta sencilla. • Se puede añadir una herramienta de presión con lectura en la superficie. más confiables desde el punto de vista operacional.
En este capítulo y los subsiguientes, se presentan detalles sobre las diferentes herramientas, por separado.
Medidor Continuo de Flujo (Flowmeter)
El medidor continuo de flujo es una herramienta de hélice del tipo flujo libre, cuya función es evaluar las tasas relativas de flujo con las cuales contribuye cada una de las zonas abiertas a producción que se encuentran en el pozo.
Principio y Descripción de la Herramienta
El principio básico consiste en la medición de la frecuencia de rotación de una hélice que gira según la velocidad del fluido que se mueve en el pozo y pasa a través y frente a ella. La herramienta se corre centralizada para mantenerse en el centro de la columna de flujo y movida a velocidad constante a lo largo de la tubería, usualmente en contra de la dirección de flujo. La hélice esta montada en un vástago sobre un mecanismo de baja fricción (Fig. 4.1), con un pequeño magneto ubicado en dicho vástago, de forma tal que cuando gira genera una corriente cuya frecuencia de señal es proporcional a la velocidad de giro, la cual a su vez es directamente proporcional a la velocidad del fluido dentro de la tubería, relativa a la de la velocidad de la herramienta. La herramienta registra las revoluciones por segundo de la hélice. Se efectúan dos tipos de registros, tal como se muestra en la tabla a continuación: Tipo Fijo Continuo Características Estacionario, sin movimiento. En movimiento al bajar o subir, midiendo simultáneamente la velocidad del cable.
Características principales de las herramientas: Diámetro tubería (pulg) 1 1/16 2¾ ,3½, 5, 7 Bajo diámetro, bajo caudal Todos los diámetros, altas temperaturas Precisión % Escala Total Presión Máxima (lpc) 15.000 20.000 15.000 15.000 Temp Máxima (°F) 350 390 300 600
Modelo CFS FBS-B PBFS - A HCFS-A
Resolución 0,50 Hz 0,08 Hz 0,08 Hz 0,50 Hz
Las principales aplicaciones de los medidores de flujo son las siguientes: a. Generación del perfil de flujo en zonas múltiples que producen en una misma tubería. El perfil muestra cuales zonas fluyen y cual es su contribución relativa en función de la tasa volumétrica total. b. Perfiles de flujo realizados antes y después de tratamientos de estimulación (acidificación o fracturamiento) indican los cambios en el perfil después del tratamiento, permitiendo evaluar su eficiencia. c. Perfiles de flujo tomados en pozos de inyección permiten monitorear los proyectos de recobro secundario, disposición de agua y almacenamiento de gas. d. Cuando se produce agua o gas no esperados con la producción de petróleo, un medidor de flujo en conjunto con otras herramientas de producción permiten ubicar las zonas ofensoras antes de iniciar los trabajos de reparación. e. Un medidor de flujo en conjunto con una medición de presión de fondo puede usarse para evaluar pozos de gas.
Aún cuando no existe un límite superior para las tasas que pueden medirse con los medidores de flujo del tipo continuo, si existe un límite práctico para el valor mínimo bajo el cual la herramienta es incapaz de registrar el flujo. Para determinar cual es la velocidad de flujo suficiente para tener un registro utilizable, se requiere determinar la velocidad de la hélice que debe esperarse con la herramienta ubicada en el hoyo o tubería, por encima de todos los intervalos que producen o que reciben inyección. Si la velocidad de la hélice es mayor de 5 rps, el medidor puede ser usado con efectividad. En el caso de flujos monofásicos, la herramienta proporciona excelentes resultados y en el caso de mezclas de gas y petróleo, los resultados usualmente permiten una buena interpretación cuantitativa. Sin embargo, los perfiles tomados en mezclas de agua y petróleo solamente pueden usarse de manera cualitativa, a menos que las tasas sean suficientemente altas como para que las velocidades del flujo sean mayores de 200 pies por minuto en la tubería considerada.
Respuesta de la herramienta:
En flujo monofásico, cuando el diámetro del hoyo, la viscosidad del fluido, y la velocidad de perfilaje se mantienen constantes, la velocidad de giro de la hélice es una función lineal de la velocidad del fluido relativa a la herramienta. Si se requiere determinar el diámetro del hoyo en hoyo desnudo, se utiliza un calibrador corrido a través de la tubería; en caso de hoyo revestido o dentro de otra tubería, el diámetro se toma de los valores conocidos de la tubería, suponiendo que no se han formado depósitos.
La viscosidad del os fluidos tiene un marcado efecto sobre la velocidad de la hélice, y los resultados de la corrida deben ser cuestionados si no se determina que la viscosidad permanece invariable durante la corrida, por cuanto la hélice podría estar respondiendo mas a los cambios de viscosidad que a cambios de velocidad de flujo. A veces se presentan respuestas en forma de picos o lecturas erráticas a lo largo de los intervalos perforados y por eso las lecturas deben establecerse entre intervalos y no a lo largo de ellos. La velocidad de perfilaje debe ser constante. La herramienta debe ser movida a contraflujo, de forma tal que la velocidad de la hélice nunca sea menor de 2 rps.
Cálculo de las tasas volumétricas de flujo:
Cuando el diámetro del hoyo y la viscosidad del fluido no cambian a través de las zonas de interés, resulta posible hacer una escala sobre la curva de velocidad de la hélice, de forma tal que las contribuciones individuales de cada intervalo sean estimadas como un porcentaje de la producción total. Estas condiciones usualmente resultan satisfechas para flujo monofásico dentro de la tubería de revestimiento con perforaciones (pozos inyectores o pozos que producen petróleo con baja RGP). El procedimiento es como sigue: 1. Trace la línea de cero flujo (Fig. 4.2). Esta se establece registrando con el pozo cerrado, a la misma velocidad de cable y escala del perfil que en el caso del perfil con el pozo fluyendo. Si no se puede registrar la línea de cero flujo, use la curva de respuesta de la herramienta para calcular la velocidad de la hélice que debería esperarse con la sonda moviéndose a través de la columna estática de fluido. 2. Divida proporcionalmente la distancia entre la línea de cero flujo y la de flujo máximo, en una escala de porcentaje. 3. Encuentre la contribución de cada zona, en porcentaje del total, por la diferencia de flujo inmediatamente por encima y por debajo del intervalo analizado. Si el porcentaje se multiplica por el flujo total, se consigue la tasa volumétrica correspondiente al intervalo dado. A los efectos de la interpretación, la herramienta necesita ser calibrada en sitio para las condiciones existentes. Esto se logra de la manera siguiente: 1. Correr la herramienta con el pozo cerrado sobre el intervalo de interés a varias velocidades del cable (3 ó 4 veces) tanto hacia arriba como hacia abajo. 2. Graficar la lectura del medidor de flujo (rps) contra la velocidad del cable (pies/min). La convención para el signo de la velocidad del cable es la siguiente: Pozo productor: signo positivo hacia abajo, pozo inyector: signo positivo hacia arriba. La recta resultante es la recta de calibración. 3. Correr el registro con el pozo produciendo, por encima de los intervalos de interés, de la forma descrita anteriormente.
para mayor exactitud se puede usar valores de la Fig. 5. 6. Graficar las lecturas para cada intervalo perforado. Calcular luego la tasa individual.3. En la práctica. En caso de haber cambios de sentido de la hélice del medidor de flujo. obteniendo una recta para cada uno. Este proceso puede hacerse también con la metodología mostrada en la Fig. Ejemplo Calcule la tasa de flujo si la velocidad dada por la herramienta es 50 pies/min y la tubería de revestimiento es de 7 pulgadas. Obtener la velocidad del fluido trazando una recta paralela a la abscisa (eje X). 23 lbs/pies.Vm . o mediante la siguiente fórmula:
Q t = Velocidad media Área
8. 7. 4. cortar la línea de calibración y leer el valor de velocidad corregido por fricción. Sin embargo.D 2
donde: Vm = es la velocidad medida por la herramienta en pies /min. 4. como sigue: QB = (QA+B .QA) 9. 4.3. Respuesta: El diámetro de la tubería es 6.
. D = diámetro interno de la tubería en pulgadas y Qt = tasa de flujo en B/D. 4. se emplea la siguiente fórmula para calcular la tasa de flujo:
Qt = 1. y estará dada por la forma del perfil de velocidades característico del régimen de flujo. 4. de manera que se anule el efecto de la velocidad del cable. paralelas a la línea de calibración.4C.83.Programa de Adiestramiento 2004
4. se debe cuidar de usar el signo correcto al graficar. Para corregir la medida se requiere aplicar la expresión: C = Velocidad promedio / Velocidad medida En condiciones de flujo turbulento se acostumbra usar el valor de C igual a 0. mediante la diferencia. como se muestra en la Fig. La relación entre la velocidad promedio y la velocidad en el centro del pozo depende del número de Reynolds. Calcular la tasa de flujo acumulada para cada intervalo mediante la tabla mostrada en la Fig. Extrapolar cada una de las rectas que mejor ajuste a los puntos graficados hasta el eje de velocidad de la hélice. 5.366 pulgadas. como se indica en la Fig. 4.3_A.
de forma tal que la herramienta lea 0. En la práctica. lo cual se logra midiendo la diferencia de presión entre dos sensores espaciados a dos pies. 4. aire y agua) para aumentar la precisión de la medida. antes de comenzar el perfil. tal como se muestra en la Fig. el término por fricción es usualmente despreciable y. La diferencia de presión entre dos puntos en el pozo.433 lbs / pulg2 por pie o lpc / pie). 4 * C * V m * D 2 Q t = 1. por lo tanto. Esta información se usa para identificar la naturaleza de los fluidos presentes dentro del pozo. 354 B D
Existe una serie de curvas de respuesta del medidor de flujo continuo determinadas en el laboratorio para diferentes viscosidades.
Características mediciones
La siguiente tabla muestra los modelos de las herramientas de este tipo más utilizadas con sus correspondientes límites en precisión de la escala y resolución. La herramienta se calibra.0 gr / cc inmersa en agua. En el campo esto se logra ajustando la sensitividad del circuito de medición. para viscosidad de 1 cp y diámetro de revestidor de 6 pulgadas.6 es un ejemplo de este caso. El término hidrostático es debido a la densidad promedio del fluido dentro del espaciamiento de dos pies de tubería (para agua por ejemplo es de 1.0 gr / cc en el aire y 1.0 gr / cm2 (0. el registro se puede escalar en unidades de densidad de fluido. 366 Q t = 2 . La Fig.Programa de Adiestramiento 2004
Q t = 1. que permiten determinar la velocidad del fluido en condiciones cuando la información del medidor de flujo no está completa.83 ) * 50 * (6 . 7. El término de fricción es el resultado de pérdidas de presión debidas a la fricción del fluido contra las paredes del pozo y la superficie de la herramienta.
Medidor de densidad de fluidos (Gradiomanómetro)
El gradiomanómetro está diseñado para medir con gran resolución cambios en el gradiente de presión. 4 * (0 . es el resultado de la suma de la diferencial de presión hidrostática más la pérdida por fricción. el registro representa únicamente el término hidrostático.
. 4. en dos fluidos de densidad conocida (por ejemplo. en una tubería vertical. Para las tasas usualmente encontradas dentro de revestidores y del hoyo desnudo.
Temperatura Máxima (°F) 350 350
0. en conjunto con un medidor de flujo.000 20. Flujo bifásico (agua-petróleo. es más conveniente tomar las mediciones con la herramienta estacionaria. Del mismo modo.Programa de Adiestramiento 2004
Modelo GMS-C PTS-A
Precisión % Escala
Resolución G/CC 0. En ciertos casos. la entrada de agua en una columna de fluidos más livianos (petróleo y gas) también puede ser observada. gas-petróleo o gas-agua): El gradiomanómetro. Este incremento de la velocidad es tomado en cuenta durante la interpretación. para mayor precisión. gas y agua): La entrada de cantidades significativas de gas libre en una columna de líquidos (agua y/o petróleo) resulta evidente en el registro. es factible determinar aún la permeabilidad y el potencial a pleno flujo de las zonas productoras. sin embargo.04 %
La velocidad del fluido se incrementa cuando entra en el espacio anular entre las paredes del pozo y la herramienta. Por esta razón. que es normalmente requerido para otros propósitos. El gradiente de presión. Entre ellos: Pozos viejos: El gradiomanómetro usado en conjunto con otras herramientas de producción proporciona información para diagnosticar problemas tales como entradas de agua o RGP muy alta.005 0. (lpc) 15. Flujo trifásico (petróleo. puede determinar con precisión la interfaz entre fluidos en un pozo estático y permite conocer los gradientes de gas. Pozos nuevos: El gradiomanómetro junto con los otros sensores de la herramienta PCT (o PLT) puede usarse en la evaluación de pozos nuevos. es un parámetro importante que encuentra su aplicación en numerosos problemas de ingeniería. de petróleo y del agua de formación.
El gradiente de presión de un pozo productor o cerrado. No obstante. que no puede ser tomado en cuenta y es fuente de error para la retención. y permite que los programas de reparación resulten bien planificados. en el caso de flujo trifásico la interpretación del gradiomanómetro es cualitativa.004
Presión Máxima. hay un pequeño incremento de velocidad causado por el desplazamiento de fluido por la herramienta en movimiento. proporciona suficiente información para resolver las tasas volumétricas de cada componente de la mezcla en cada zona de producción.
y no el flujo. En la zona C. Por esta razón es importante familiarizarse con la curva. En el caso de la opción 3. Esta “agua de fondo” usualmente se toma como un fluido de densidad conocida. o que apenas produzca una pequeña fracción. La zona produce fluido de la misma densidad del que ya existe. Para la corrección se divide el valor leído por el gradiomanómetro entre el coseno del ángulo de desviación del hoyo o mediante el gráfico de la Fig. aún cuando ocasionalmente pueda ser un fluido pastoso con la consistencia de la mayonesa. sino que sea de la misma densidad. es afectado por la fricción con los líquidos y por la desviación de la herramienta dentro del hoyo. para determinar si entra agua. 4. Un ejemplo hipotético resulta apropiado para seguir la interpretación. una entrada de gas en una columna de gas o una entrada de petróleo en una columna del mismo petróleo.
Apariencia de la curva de gradiente de presión:
Pozos productores: No obstante que la curva de gradiente de presión proporciona una inmensa cantidad de información. La corrección por gradiente de fricción se evalúa con las curvas de la Fig. puede darse una de tres posibilidades: 1. usualmente está llena de agua por efecto de la segregación gravitacional. 4. y en cual cantidad. pues no hay cambio de gradiente de presión. La zona toma fluido 3. La corrección por inclinación se basa en que en un hoyo inclinado. si el gradiente de presión no cambia al pasar por una zona de perforaciones preexistente. de las zonas A y B. es una de las más malinterpretadas en razón de las suposiciones incorrectas que a menudo se utilizan en dicha interpretación. Una entrada de agua en una columna de agua no puede ser detectada con el gradiomanómetro. parece existir una entrada de hidrocarburos. tampoco puede ser detectada por el gradiomanómetro.9. indicada por una disminución en la densidad. Si bien un cambio en la lectura del gradiomanómetro en frente de un intervalo cañoneado es indicio de entrada de
.10) entre las zonas A.Programa de Adiestramiento 2004
Corrección a las lecturas:
El gradiomanómetro es muy sensible y. Es imprescindible tomar estaciones de medidor de flujo (Fig. Esto es cierto bien sea que el pozo produzca con alto corte de agua. 8. La porción inferior del pozo bajo las perforaciones de la zona productora más profunda. B y C. No se produce fluido alguno 2. como tal. teniendo en cuenta que ella solamente mide el gradiente de presión. el espaciamiento deja de ser dos pies y se hace menor a medida que aumenta la inclinación. por lo tanto. nótese que no es necesario que sea el mismo fluido. En forma más general. esta práctica debe ser aplicada con atención. De la misma manera. 4. aún cuando las entradas de fluido resulten evidentes.
El gradiomanómetro y las herramientas de presión en pozos estáticos:
Las herramientas de presión se corren usualmente para determinar presión de fondo estática o de flujo en pozos de petróleo. ρo = densidad del petróleo.ρ o
donde: Yw. 4. pueden ser calculadas si se conoce la densidad de cada fluido y la de la mezcla. Si la densidad indicada es menor que la de una columna de petróleo crudo.
. La corrida incluye a menudo una serie de paradas en el revestidor o en el eductor. 4.ρ w + Yo . A los efectos de mejorar aún más la capacidad de interpretación. Con el gradiomanómetro.Yw. es conveniente tener una columna de fluido de densidad conocida para reescalar apropiadamente la curva de gradientes. se calcula la densidad del fluido observada por el gradiomanómetro. La lectura del gradiomanómetro aumenta en cuanto la herramienta penetra en la tubería de producción.Programa de Adiestramiento 2004
fluido. lo cual se debe a que el efecto del término por fricción.. es evidente que existe gas libre presente. se presenta el siguiente ejemplo: Ejemplo: Para una mezcla agua – petróleo. aunque no necesariamente con mayor precisión absoluta. la zona E produce una gran cantidad de gas. debe tenerse cuidado para no equivocarse y confundir cambios de densidad en las interfaces de fluidos con supuestas entradas de fluido. De nuevo. respectivamente.12. Esto sería evidente en la producción en superficie. Yo = fracciones de retención del agua y del petróleo. Es importante mencionar que el gradiomanómetro permite conocer el gradiente de manera directa y con mayor resolución. La comparación con un gradiomanómetro corrido en las mismas condiciones se presenta en la Fig. puesto que la columna por encima de E tiene cerca del mismo gradiente que una columna de gas. y ρER = densidad observada. 11. ρw = densidad del agua. las fracciones en el fondo del pozo pueden determinarse en forma gráfica usando la Fig. mediante la expresión:
ρ ER = Yw . obviamente. Como Yo = 1. después que el pozo ha sido cerrado por tiempo suficiente para permitir la segregación de los fluidos. ya deja de ser despreciable. causado por la restricción a la entrada de la tubería.
La retención de la fase pesada a partir del gradiomanómetro:
Resulta obvio que las fracciones de dos fluidos (o retenciones) en una mezcla en el fondo del pozo.
Problema Determine las tasas de flujo de agua y petróleo de un intervalo cuya tasa total es 1. d = diámetro externo del gradiomanómetro.80 = 0.05 gr/cm3 Cuando el gradiomanómetro lea 0. 4.23 lbs/pie.000 B/D. Qt = tasa de flujo total. Su uso para la ubicación de entradas de gas y líquidos.
Medidores de temperatura (Termómetros)
Los termómetros fueron probablemente las primeras herramientas de producción utilizadas. pulgadas. Las tasas de flujo de la fase liviana (petróleo o gas) se pueden calcular para la ecuación:
Q o = Yo Q t − 1. Hoy en día existen pequeñas herramientas capaces de medir la temperatura y sus variaciones con gran precisión y resolución en pozos productores e inyectores (Fig. Yw
donde: Qo = tasa de flujo de la fase liviana. 3. Vs = velocidad de deslizamiento. si en las condiciones del yacimiento: ρo = 0. Schlumberger en 1936. Yo = retención de la fase liviana (petróleo o gas).84 − 0. Para el cálculo de Vs utilizar gráfico de la Fig.181 1.
. fue descrito por M. B/D. pulgadas. B/D. El diámetro externo del gradiomanómetro es de 2. para observar los cambios anormales. y para definir capas. entonces:
0. en forma cualitativa. pies/min.8 gr/cm3 y ρw = 1.Programa de Adiestramiento 2004
se deduce que Yw = ρ ER − ρ o ρ w − ρo Por ejemplo.80
Esto significa que la retención del agua es 18%.9.13).85 pulg.84 gr/cm3. que fluye en un revestidor de 7” . gradientes de temperatura y perfiles de temperatura y. D = diámetro interno del revestidor. como la localización de entrada de fluidos y flujo por detrás del revestidor.05 − 0. Yw = retención de la fase pesada (agua). Los termómetros se utilizan para obtener medidas de temperatura absoluta.4[ D 2 − d 2 ]Vs .
e. la conductividad y capacidad térmica de la matriz de la roca. °F 350 350 350
Modelo MTS-E PTS-A HIT-C
Resolución 0.Programa de Adiestramiento 2004
Principio de medición y descripción de la herramienta:
Esta herramienta consiste en un elemento sensor conformado por un filamento de platino. c. La entrada de líquidos.01 0. El filamento es un brazo de un circuito sensitivo que controla la frecuencia de un oscilador en el cartucho electrónico de fondo.000 20.8 ±1
Es importante aclarar que las condiciones del pozo previas a la toma del perfil de temperatura determinan la utilidad de la medición.000 20. con la corrida efectuada con el pozo produciendo a condiciones estabilizadas. % Escala Presión Máxima (lpc) 20. La tasa de cambio de temperatura estará relacionada con la temperatura final e inicial. Una serie de perfiles tomados después de un fracturamiento permite evaluar la efectividad del tratamiento. La entrada de gas en un pozo en producción se puede detectar por el efecto de enfriamiento que se produce en el punto de entrada. gas y agua de la roca y la geometría del sistema. Frecuentemente es posible detectar movimientos de fluidos por detrás de la tubería con un perfil de temperatura. f. las saturaciones de petróleo. petróleo o agua causa anomalías en el perfil. La ubicación de las zonas que han recibido inyección se puede encontrar con una serie de perfiles tomados con el pozo cerrado después que la inyección se ha detenido.10
±1 ± 1.000 Temperatura Máxima. Las aplicaciones más importantes son las siguientes: a. Las características principales de las herramientas se presentan en la tabla incluida a continuación: Presión.10 0. Se han realizado algunos esfuerzos para ubicar las zonas productoras de agua por comparación de una serie de corridas efectuadas con pozo cerrado. cuya resistencia cambia con los cambios de temperatura al estar expuesto al fluido del pozo. Los perfiles son tomados usualmente bajo condiciones estabilizadas de producción o de inyección o a intervalos regulares una vez que el pozo ha sido cerrado y las formaciones van retornando a su equilibrio geotérmico. Debe suponerse que
. d. b. Se pueden derivar perfiles semi-cuantitativos de pozos de inyección de agua o de gas con un registro corrido durante la etapa estabilizada. La unidad de medición de esta herramienta es grados Fahrenheit (°F).
ser tomados con precaución.11/16 (43 mm) 1 – 11/16 a 12” 350 °F (175 °C) 15.
Las características principales y modelos de herramientas se muestran en la Tabla que se presenta a continuación:
Tipo de Herramienta Diámetro Amplitud Temperatura Máxima Presión Máxima Discriminación
TTC-A 1.11/16 (43 mm) 2” – 12” 285 °F (140 °C) 10. TTC)
El calibrador a través de tubería dispone de tres brazos en forma de ballesta.1”
TCS-A 1. condición que en la práctica es difícil de determinar.000 lpc ± 0. ventanas. reducciones.
Calibrador a través de tubería (Through tubing caliper.
. cuyos movimientos quedan registrados por medio de un potenciómetro lineal ubicado en la parte inferior de la sonda. tales como deformaciones por alta densidad de perforaciones. En hoyo revestido pueden señalar las anomalías en el diámetro del revestidor. la resolución de la herramienta se reducirá en los puntos de menor entrada. Dado que la temperatura del hoyo se desplaza del gradiente geotérmico por causa de la producción de los fluidos del pozo.. hasta los resultados cualitativos deben ser difíciles de obtener y por lo tanto. obstrucciones parciales. Obviamente. pues en este caso se requiere distinguir los cambios en diámetro del hoyo. etc.000 lpc ± 0.1”
Los perfiles de calibración son indispensables para la interpretación de los medidores de flujo cuando se trabaja en hoyo desnudo. 4-14. que dan lugar a reducciones en la velocidad de flujo.Programa de Adiestramiento 2004
no hay flujo cruzado interno en la roca cuando el pozo se cierra en la superficie. tal como se muestra en la Fig.
HERRAMIENTAS INFLABLES DE PRODUCCIÓN Y SUS MEDICIONES.
Principio y Descripción
El medidor empacado es una herramienta que se usa para estudiar perfiles de inyección o de producción en tasas bajas donde el medidor continuo queda fuera de su amplitud de cobertura. El medidor empacado usa una bolsa inflable para sellar el anular contra la pared de la tubería, forzando a todo el fluido a pasar a través de su sección de medición. Por esto, la herramienta es un medidor de flujo absoluto, cuya respuesta puede ser directamente escalada en tasas volumétricas. Las mediciones se registran en estaciones por encima y por debajo de cada zona de flujo. La herramienta puede usarse en combinación con otras y recibe entonces el nombre de herramienta empacada combinada (ICT), que como se muestra en la Fig. 5.1, permite varias combinaciones diferentes adaptadas a las condiciones específicas de la producción del pozo. La ICT puede consistir simplemente de un Medidor de Flujo Empacado, en cualquiera de sus versiones, o puede también incluir un Medidor de Corte de Agua y un Densímetro o Densitómetro, combinación que es conocida como Medidor Empacado con Analizador de Fluidos (ver Tabla anexa). En la combinación con el analizador de fluidos, todos los sensores están conectados en tandem, de forma que todo el fluido que se mueve en el pozo pasa a través de cada uno de los sensores. Debido al tamaño del orificio por donde pasa el flujo, la velocidad de flujo es mucho mayor que la existente en el pozo. Por esta razón, para la mayoría de las tasas de flujo que puedan presentarse en el pozo, la velocidad promedio a través de la herramienta es tal, que la velocidad de deslizamiento entre el agua, gas y petróleo es despreciable comparada con la velocidad de cualquiera de las fases.
Limitación en las tasas de Flujo.
La restricción creada por la herramienta empacada a veces causa una caída de presión tal a través de la herramienta que puede ser suficiente para alterar el perfil de flujo. Esta caída de presión determina el límite superior de las tasas para el uso de la herramienta empacada. El límite superior se alcanza cuando la fuerza hacia arriba sobre la empacadura, debido a la caída de presión a través de ella, excede el peso total de la herramienta. Esto obliga a aumentar el número de pesos que se colocan bajo la herramienta para aumentar sus posibilidades. Este número puede disminuirse utilizando un aditamento de anclaje. La caída de
presión para 1 cp y 60 cps en función de la tasa de flujo se muestra en la Fig. 5.2.
Respuesta de los Sensores.
1. Medidor Empacado de Flujo (Packer Flowmeter)
El principio de medición del medidor empacado de flujo es similar al del medidor de flujo continuo, excepto que en el caso del empacado, se genera una señal asimétrica a partir de la cual se puede inferir la dirección del flujo. La respuesta de la hélice, después que se ha superado el umbral de unos pocos barriles por día, es una función lineal de la tasa volumétrica de flujo y solo está afectada en bajo grado por la viscosidad del fluido. Esto es cierto aún para gas, siempre y cuando la densidad no sea muy baja (presión mayor de 400 lpc). La corrección por viscosidad es pequeña y varía en menos de 15% entre 1 y 60 cps. El siguiente ejemplo ilustra el procedimiento para encontrar las tasas volumétricas mediante la Fig. 5.3. Ejemplo: Dados una herramienta con diámetro de hélice de 27 mm, viscosidad de fluido de 30 cps y una señal de 46 rps, calcule la tasa volumétrica en bls / día. Procedimiento: Con los gráficos adecuados entre en la ordenada con 46 rps y proyecte horizontalmente a las curvas para 27 mm. Interpole entre 1 y 60 cps y halle la tasa de 700 bls / día. Las tasas de flujo deben exceder un cierto umbral para que la herramienta responda. Si se lee cero rps, la tasa de flujo puede estar entre: 0 a 10 bls / día para hélice de 19.5 mm 0 a 20 bls / día para hélice de 27 mm 0 a 30 bls / día para hélice de 37 mm
2. Densímetro:
El densímetro mide la densidad promedio de la mezcla de fluidos por medio de un cilindro vibrador. De esta manera, las retenciones pueden ser discriminadas si se conoce la densidad de cada fase en el fondo. Si la tasa es mayor de 100 bls/d, las retenciones en el sensor son prácticamente iguales a las proporciones de flujo a través de una herramienta de 1 – 11/16, en una mezcla agua-petróleo. Igual caso se presenta en una herramienta de 2 – 1/8 para un flujo mayor de 200 bls/d. Por debajo de estas tasas, debe hacerse una corrección para determinar la retención verdadera.
La determinación de las retenciones por una medición de densidades, por supuesto, mas precisa mientras mayor sea la diferencia entre las densidades de las fases. a. Determinación de la respuesta El densímetro se calibra a presión y temperatura de superficie mediante observación de las frecuencias cuando está en el aire (Densidad = .00122 gr/cc) y cuando está en agua dulce (Densidad = 1.00 gr/cc) bajo condiciones de no flujo a través del sensor. La respuesta a condiciones de fondo se determina aplicando las correcciones necesarias por temperatura y por flujo a la respuesta en superficie (Fig. 5.4). Las correcciones son diferentes para cada tipo de sensor y existe una curva de corrección para cada uno de ellos. El proceso es como sigue: Ejemplo: En una herramienta de 1-11/16 con analizador, la calibración en el aire es de 1125 cps, mientras que en el agua es de 980 cps. La deriva termal en el sensor es de -20 cps a condiciones de fondo. Encuentre la curva de respuesta estática y la densidad de un fluido que lee 987 cps a 500 bls/día de tasa. Procedimiento: 1. Sustraiga la deriva termal a condiciones de fondo de la calibración en superficie: 1125 – 20 = 1105 cps. Grafique el valor corregido en el papel para el densímetro, en la ordenada, a cero densidad. 2. Sustraiga la deriva termal a condiciones de fondo de la calibración en superficie para agua: 980 – 20 = 960 cps. Grafique el valor correcto en el papel para el densímetro, para la densidad de 1.00 gr/cc. 3. Dibuje una línea que conecte los dos puntos previamente determinados. Esta línea representa la respuesta corregida para condiciones estáticas a cero flujo (Fig. 5.4). Si el punto correspondiente a una columna de fluido de densidad conocida (tal como una columna de agua en el fondo) no cae sobre la línea de respuesta, es necesario corregir esta, pasando una paralela por el punto de densidad conocida. 4. El densímetro es sumamente sensible al movimiento de fluidos fluyendo a través de él, lo que causa que las frecuencias sean muy altas. Por lo tanto, las lecturas tienen que ser corregidas usando las tasas de flujo determinadas con el medidor de flujo. Con la herramienta de 1-11/16, en la Fig. 5.5 la corrección de la tasa de flujo para 500 bls/día es de -3 cps, Por lo tanto la tasa corregida es de: 987 -3 = 984 cps. 5. Con 984 y la curva de respuesta estática, la curva establecida en el paso 3 da una densidad de 0.8 gr/ cc. b. Determinación del corte de agua en el fondo o de la RGP en flujo bifásico.
Tasas volumétricas a través de la herramienta: Ahora se tiene: Tasa de flujo de agua = tasa total x corte de agua 1. 0.ρo) / (ρw . Por lo tanto.30. Debe existir. como se muestra en la Fig. Corte de agua en el fondo. se consigue que el corte de agua en el fondo es de 0. Del resultado se observa que el valor es 0. 2. 5. yw = (ρm . Esta operación puede realizarse gráficamente en papel mallado lineal. Con el valor de retención de 0.7.Programa de Adiestramiento 2004
La tasa total obtenida con el medidor empacado de flujo y la densidad de la mezcla con el densímetro proporcionan suficiente información para calcular las tasas a condiciones de fondo y las fases liviana y pesada en la mezcla de dos fases. suficiente diferencia de densidad entre las dos fases y conocer la densidad de cada una de ellas. Donde ρm. Tasa de flujo de petróleo en el fondo. no obstante. Densidad de la mezcla: Tasa de flujo total: Conseguir: Índice de retención en la estación.80 gr/cc 50 bl/día. Determine el índice de las retenciones: Este índice es la fracción de la fase pesada presente dentro de la herramienta.6. 5. Ejemplo: La siguiente información se obtuvo de una estación con medidor empacado de flujo y densímetro: Densidad del agua: Densidad del petróleo. 3.
. ρw y ρo son las densidades. Esta corrección se realiza como se muestra en la Fig.ρo). Tasa de flujo de agua en el fondo. Procedimiento: 1. Corrección por deslizamiento.00 gr/cc 0.33 y 50 B/D. y yw y yo son las fracciones o retenciones de agua y petróleo. Para el caso de agua y petróleo: ρm = yw * ρw + yo * ρo y yw + yo = 1.33.70 gr/cc.
2.30 = 15 bl/día. una placa conforma el cuerpo de la herramienta y la otra es un electrodo protegido con teflón. c. las características de producción de cada zona en el pozo pueden determinarse comparando la información de la tasa acumulativa obtenida de los valores por encima y por debajo de la zona considerada. desde la superficie. 3. de agua. que no es lavado porque no hay flujo a través de la herramienta cuando se está en una columna estática de agua. 5. Medidor de corte de agua (HUM)
La función de los medidores de corte de agua es detectar agua en el fluido que se está produciendo y determinar. El uso de la curva de respuesta registrada con el densímetro no es muy preciso cuando la diferencia de densidad es pequeña (petróleo de baja gravedad API y agua dulce). en función de temperatura y concentración de sales. debido a la presencia de posibles cantidades de petróleo atrapado en el sensor. las zonas que están aportando agua. La Fig.Programa de Adiestramiento 2004
= 50 x . El principio de esta herramienta es medir la constante dieléctrica del fluido.0 1. Consiste en hacer pasar el fluido presente en el pozo hacia el sensor (Fig. Tasa de flujo de petróleo: = tasa total menos tasa de agua = 50 . a través de unos orificios.9 muestra la variación de la constante dieléctrica del agua.15 = 35 bls/día. Las constantes dieléctricas de los fluidos se muestran en la siguiente tabla: Fluidos Agua Petróleo Gas Constante Dieléctrica 60 a 80 2. (cuentas por segundo) enviada y registrada en superficie. Electrónicamente esta medida es convertida a frecuencia.8 a 3. 1. La densidad de agua registrada en el fondo del pozo puede ser ligeramente menor que el valor calculado. de petróleo Como puede verse.
3. 4. en conjunto con la herramienta de medición de flujo. y un campo eléctrico es aplicado al área de flujo en forma radial con un determinado voltaje. 5.8).01 gr/cc. La precisión total del densímetro es de 0. mientras que la de 2-1/8 deja de hacerlo a unos 1800 bls/día de fluido de 1 cp.0
. El fluido que penetra actúa como un aislante o dieléctrico. La herramienta de 1-11/16 deja de funcionar con tasas sobre los 700 bls/día en fluidos de 1 cp. Limitaciones y Precisión.
es necesario corregir el índice de corte de agua con la carta adecuada (Fig. por observación de la respuesta del sensor en aire.12) y se traza una línea recta entre los dos puntos obtenidos. Área
3. del agua y del petróleo respectivamente. Ko = son las constantes dieléctricas del fluido.14159( D 2 − d 2 ) 4
. 5. Yo = retenciones del agua y del petróleo respectivamente. Con los valores corregidos se entra en el gráfico en papel para el HUM (Fig. se corrige por presión y temperatura. Para interpretar la herramienta en flujo bifásico. agua y petróleo. Para obtener el corte de agua en el fondo. El proceso se efectúa de la siguiente manera: con los gráficos de la Fig. Con la lectura indicada para la mezcla.10 y 5. tanto para agua como para petróleo. Kw. Como entonces: Yw + Yo =1. se hace uso de la siguiente expresión:
K = Yw .
K − Ko Kw − Ko
Vo = Vw + Vs Qt = Qw + Qo
Q o = Vo . por efectos de deslizamiento entre las fases y la respuesta del sensor a la geometría en la herramienta. se obtiene en la abscisa el valor del índice de corte de agua.11. K w + Yo K o
donde: K. Respuesta del Medidor de corte de agua (HUM) en mezclas bifásicas La calibración del HUM se efectúa en a condiciones de superficie. La respuesta en el fondo se determina corrigiendo las lecturas de calibración en superficie por temperatura y presión. 5. Modelo HUM-A Presión Máxima (lpc) 15. Yw. La corrección se sustrae de las señales en superficie.13). 5.000 Temperatura Máxima °F 350
a.Programa de Adiestramiento 2004
A continuación se muestra las características más importantes del modelo de herramienta utilizada.
Qo = es la tasa de flujo del petróleo. se mide un valor de K= 45. Por lo tanto. Kw = 84. en B/D. Ejemplo En un pozo con revestidor de 7 pulgadas y 23 libras por pie.8) = 0. El diámetro de la herramienta es 2.Programa de Adiestramiento 2004
donde: Vo = es la velocidad del petróleo.8) / (84 – 2. Qw = 0.9 con la diferencia de densidades y la retención de agua. Vw = es la velocidad del agua. 5.8%. en pies/min. Tomando en cuenta los datos anteriores calcule el porcentaje de agua que aporta la zona.000 PPM. en pulgadas.52 *[ 1000 – 1. Luego.3662 – 2. con una herramienta HUM. D = es el diámetro interno del revestidor. en pies/min. B/D.
.8. en pulgadas.9 se halla el valor de Kw empleando las medidas de temperatura y salinidad del agua.petróleo es 0. Vs = 9 pie/min. Se estima la Ko según la tabla mostrada. d = es el diámetro externo de la herramienta. se calculan los caudales. La diferencia de densidad agua . De las mediciones se tiene una tasa de flujo de fondo de 1. La temperatura de fondo es de 170°F y la salinidad del agua es 18. Ko = 2. Por lo tanto el corte de agua es: 308 / 1000 = 30. de 20°API.4 * 9 * (6. Yw = (45 – 2.85 pulgadas. Vs = es la velocidad de deslizamiento.000 barriles diarios.852) ] = 308 B/D.52. El crudo es mediano. Procedimiento: En la Fig. Dado que el tipo de crudo es mediano tomamos el valor inferior. Qo = (1000 – 308) = 692 B/D.15 g/cm3. en pies/min. Qt = es la tasa de flujo total. La velocidad de deslizamiento se halla en la Fig. Así. 3.
Ubicar dentro del triángulo el punto correspondiente a los valores medidos en el perfil de producción (Punto M). Unir el punto G (de gas) con el punto M y se extrapola hasta alcanzar la línea A-P. 5. Ko = constante dieléctrica del petróleo. agua (A) y gas (G) en un gráfico de constante dieléctrica contra la densidad de fluido. Trazar el triángulo definido por estos puntos. Obtener las retenciones individuales de cada fase. Estimar las velocidades de deslizamiento para el gas y el petróleo. PA PA
Las retenciones de agua y petróleo son:
. 2. 1. perfiles.14). 3. Esta puede dividirse en agua y petróleo por la relación de distancia. Estos datos se obtienen de la tabla. Cálculo de la retención para cada fase Para realizar los cálculos de retención en cada fase se procede así: 1. Graficar los puntos correspondientes al petróleo (P). la retención del gas es:
Y3 = ML1 GL1
La línea GM representa la fracción del líquido en la mezcla. ρa = densidad del agua y Kw = constante dieléctrica del agua. cuando se compara con la distancia GL1. ρo = densidad del petróleo. los valores de retención y las velocidades de deslizamiento para el gas y el petróleo. Por lo tanto. Para ello es necesario conocer : ρg = densidad del gas. determinando el punto de corte (L). Kg = constante dieléctrica del gas. los cuales definen las zonas de flujo bifásico: gas – petróleo. A continuación se especifican los pasos que se deben seguir para conocer las tasas individuales de los fluidos (Fig. correlaciones y experiencia local. 4. representa la fracción de gas. usando una gráfica de constante dieléctrica contra la densidad del fluido.Programa de Adiestramiento 2004
b. 2. gas – agua y agua – petróleo. La distancia ML1. agua y gas). Calcular las tasas de flujo individuales. así:
PL1 LA y 1 respectivamente. Respuesta del medidor de corte de agua en mezclas trifásicas El siguiente método de interpretación permite resolver el problema de las tres incógnitas (volúmenes de petróleo. 3.
.9.3. cuya diferencia de densidad es:
∆ρ ow = ρ w − ρ o
Esta diferencia y la fracción de agua en el líquido se ubican en el gráfico de la Fig. con una repetibilidad de 4% cuando la fase continua es el hidrocarburo. tiende a flotar en el mismo.
Limitaciones de los medidores de corte de agua:
El medidor de corte de agua mide la fracción de agua presente en una mezcla de hidrocarburos más agua. el más liviano se moverá con mayor velocidad. cuya densidad es:
ρ L = Yw . ρ w + (1 − Yw )ρ o
ρL = es la densidad de la mezcla líquida. La diferencia de velocidades entre los dos fluidos es la velocidad de deslizamiento (Vs). gas y petróleo Cuando un fluido liviano se encuentra dentro de otro más pesado. utilizando la tasa total. Cálculo de las tasas de flujo Para conocer las tasas de flujo en las condiciones del fondo. Al fluir uno dentro del otro. se considera un modelo de agua y petróleo. Las tasas de petróleo y de agua se calculan con la tasa de líquido.
La diferencia de la densidad entre el gas y el líquido es:
∆ρ = ρ L − ρ g
Cálculo de Vs del petróleo Para determinar la velocidad de deslizamiento del petróleo.Programa de Adiestramiento 2004
⎡ ( AP − PL1 ) ( GL1 − ML1 ) ⎤ ⎥ Yo = ⎢ − AP GL1 ⎢ ⎥ ⎣ ⎦
⎡ PL ⎤ ⎡ ( GL1 − ML1 ) ⎤ ⎥ Yw = ⎢ 1 ⎥ ⎢ GL1 ⎣ AP ⎦ ⎣ ⎢ ⎥ ⎦
Yo = 1 − Yg − Yw
Estimación de velocidad de deslizamiento para agua. Cálculo de Vs del gas Para obtener la velocidad de deslizamiento del gas se considera un modelo de gas y un líquido compuesto por la mezcla de agua y petróleo. se obtienen primero las del líquido y las del gas.
. 5. Este efecto es evidente por la convergencia de las líneas de corte de agua en la esquina noreste en la Fig. en la herramienta de 2 – 1/8 esto ocurre cuando la tasa es de 300 bls/día con 30% de agua. sino que indica valores de corte cercanos al 100% de agua.13.Programa de Adiestramiento 2004
Las fases se invierten cuando a través de la herramienta de 1 – 11/16” fluye una tasa de 200 bls/día y 30% de agua. Sobre estos límites el medidor de corte de agua no es capaz de medir con precisión la presencia de hidrocarburos.
025 ± 0. La unidad de medida de los manómetros es libras por pulgada cuadrada (lpc).000 Temperatura Máxima.10 2. °F 300 350 350 350
Herramienta HSM-B WTPS PTS-A MTS-C
Presión % Lectura
Medidores de presión (Manómetros)
La función de los manómetros es obtener presiones absolutas del fondo y gradientes de presión contra tiempo.000 15.01 0. Los manómetros que existen son de cristal de cuarzo y de medida por esfuerzo.150 ± 0.025 ± 0.
.000 20. lpc 11. con el fin de evaluar las presiones que existen en el yacimiento.000 20. En la siguiente tabla se detallan los modelos de herramientas disponibles. Resolución Sensor 10. Tasa de flujo constante A continuación se muestran algunas de las técnicas de interpretación más usuales cuando la tasa de flujo es constante. Técnica HORNER Interpretación Se grafica presión contra (t + ∆t) / ∆t donde : t = es el tiempo de producción del pozo y ∆t = es el tiempo de cierre del pozo.50 Presión Máxima. El principio se basa en un resorte helicoidal que cambia a medida que varía la presión.Programa de Adiestramiento 2004
HERRAMIENTAS ESPECIALES DE PRODUCCIÓN Y SUS MEDICIONES.000 lpc 0. Se diferencian por su precisión y resolución.01 0.150
Interpretación de los medidores de presión (Manómetros) La interpretación del registro de presión depende de si la tasa de flujo es constante o variable. Se grafica presión contra ∆t.
El ruido dentro del pozo se encuentra en función de la aceleración. ya que las frecuencias son separadas en grupos (200. la permeabilidad y la razón de daño del yacimiento. lo cual hace posible la interpretación visual del registro. y la unidad de medida de esta herramienta es (RMS) voltios.) 1000 >1000 200-600 Interpretación Gas Flujo monofásico Flujo bifásico
Las mediciones se efectúan deteniendo la herramienta a la profundidad requerida. Es posible identificar los casos más comunes según la respuesta de la herramienta pues existe un patrón característico para cada situación. La herramienta posee un transductor que convierte el sonido en una señal eléctrica. combinados con otros registros. El modelo disponible de esta herramienta se muestra con sus características como sigue:
. La Fig. o turbulencia. Los valores se presentan como una serie de puntos en escala logarítmica. como se muestra en la tabla adjunta. la permeabilidad y la razón de daño. El gráfico de MDH sirve para calcular la razón de daño y la permeabilidad. con el fin de detectar roturas en las tuberías. para evitar los ruidos causados por el movimiento de la herramienta. el registro permite calcular la presión estática. permiten confirmar la interpretación de flujo detrás del revestidor y la detección de fluidos. por la metodología descrita en los libros sobre análisis de pruebas de presión. Tasa de flujo variable Cuando la tasa de flujo es variable. 1000. Frecuencia (Hz. 6.
Medidores de ruidos (Hidrófonos)
Los hidrófonos se usan para escuchar ruidos producidos en el fondo del pozo.1) capta minúsculas variaciones de presión producidas por el sonido y las envía a la superficie. 6. 2000 Hz).Programa de Adiestramiento 2004
El gráfico de Horner permite determinar la presión estática. generalmente de temperatura.2 muestra un ejemplo de un pozo que presenta una entrada de gas. Existen dos tipos de hidrófonos: de Frecuencia Simple (Continuo) y de Frecuencia Múltiple (Estacionario). El hidrófono (Fig. y estos pueden clasificarse mediante el análisis del espectro de frecuencia de la señal en comparación con patrones simulados en laboratorio. para evitar los ruidos causados por el movimiento de la herramienta. Las mediciones se efectúan deteniendo la herramienta a la profundidad requerida. y del movimiento de fluidos. Así se generan diferentes tipos de ruido. por causa de la variación en la presión diferencial. Además este tipo de perfiles se emplean para confirmar situaciones. 600. La unidad de medida de esta herramienta es (RMS) voltios. la cual es amplificada y transmitida hasta la superficie mediante un cable.
La diferencia entre ambas corridas identificará la ubicación del material. Capacidad: 200 ml. También es usada para detectar canales y evaluar tratamientos efectuados en el pozo (Fracturamiento hidráulico. La segunda posee un detector múltiple de rayos gamma combinado con una cámara que expulsa el material radioactivo.
. No se recomienda su uso con otros registros de producción debido a la contaminación que genera en el fluido. La herramienta lleva una cantidad de material radioactivo dentro del pozo que puede ser selectivamente liberada en la corriente del flujo. La tabla a continuación muestra algunos de los modelos disponibles para esta herramienta: Tipo Tracer Scan CSNG-Z CSNG-T RotaScan Diámetro externo (Pulg) 1. Las especificaciones de la herramienta son las siguientes: Longitud: 11. Perfilaje recomendada (pie/min) 10 10 10 10
Los Trazadores radioactivos pueden dividirse en dos categorías: La primera usa un dispositivo estándar de rayos gamma para registros de flujo con la técnica de tiempo controlado.688 3. Número de eyecciones: 50-80. mediante la comparación de perfiles registrados antes y después de inyectar fluidos contenedores de material radioactivo dentro del pozo.Programa de Adiestramiento 2004
Modelo MTS-E
Presión % Presión Temperatura Escala Total Máxima (lpc) Máxima (°F)
15.688 Máxima Presión (Lpca) 20000 10000 20000 20000 Máxima Temperatura (°F) 350 275 400 300 Vel.625 3.1’ Peso: 90 lbs.625 1. Los movimientos de fluidos pueden ser “trazados” dentro del pozo mediante uno o mas detectores de rayos gamma montados por encima y/o por debajo del eyector del material radioactivo. Cementación y Empaque con grava). Los detectores realizan un seguimiento del material radioactivo inyectado.000
Esta herramienta es empleada para registrar perfiles en pozos inyectores y determinar el patrón de viaje de los fluidos inyectados fuera del revestidor.
cuya selección depende del fluido en el cual son solubles.1 0.995 * [(D2 – d2 )* X] / t Donde: Q = Caudal (Bls/día.4) suministra perfiles del flujo de fluidos en operaciones de producción / inyección.3 muestra un ejemplo típico de perfilaje de trazadores radioactivos.5. Canalización Inyección de petróleo. lo cual hace posible detectar el movimiento del mismo.Programa de Adiestramiento 2004
Técnicas de interpretación: Análisis Cuantitativo: La herramienta es colgada en forma estacionaria dentro del pozo y se realiza la eyección.) d = Diámetro externo de la herramienta (pulg. 6.05 74 8. La tasa de flujo se calcula con la siguiente ecuación: Q = 6. una vez que se ha inyectado el material radioactivo. Con esta información es posible realizar ajustes en el programa de producción / inyección y planificar trabajos de reacondicionamiento. liberándose el material radioactivo.
La herramienta combinada para Registros de Producción (Fig. Estos perfiles muestran la cantidad de fluido que están siendo inyectados o producidos en intervalos diferentes y además revelan anomalías con respecto al movimiento de fluidos entre las zonas. dos detectores de rayos gamma registran la intensidad en función del tiempo.) X = Espaciamiento entre los detectores (59 pulg. La Fig. 6.) t = Tiempo (seg. La tabla que sigue muestra algunos materiales radioactivos.
. Rayos Duración Gamma (Días) predominante 8.46 MEV (94%) 0. Un ejemplo de perfilaje con la herramienta PLT se muestra en la Fig. 6.) Análisis Cualitativo: Este método consiste en un análisis visual de varios registros tomados sucesivamente.364 MEV (80%) 0. flujo de agua.364 MEV
Isótopo Yodo131 Soluble en agua Iridio192 Soluble en aceite Yodo131 Soluble en gas
Fluido portador YNa en agua Na2IrCl Ch3IY Yoduro de Etilo
Usos Reg. PLT. Cementación Inyección de Gas
Herramienta Combinada de Producción.) D = Diámetro interno del revestidor (pulg.
con una caída de presión despreciable. 21 lbs. 836 cc.Programa de Adiestramiento 2004
Al menos cinco herramientas individuales son incluidas en una sarta cuya ventaja principal es efectuar mediciones simultaneas más confiables. conificación. La herramienta (Fig. La puerta es cerrada posteriormente.
1 – 11/16 pulg. Suministrar guía en trabajos de rehabilitación de pozos enlazados con proyectos de recobro. 10000 lpc 2 – 1/2 pulg. Las características principales de la herramienta son las siguientes: Equipo de fondo:
Diámetro Longitud Peso Capacidad Temperatura max. Incluye un localizador de cuellos y un equipo de rayos gamma para correlación y control de la profundidad. 10000 lpc. entre otras. adedamiento. pues se anulan los efectos de variación de parámetros generados en el pozo entre una y otra operación individual. 650 cc. Detectar zonas ladronas. Presión max. 6. Un pistón flotante fuerza aceite hidráulico a través del regulador dentro de la cámara superior.6) es un artefacto con dos cámaras separadas por una válvula explosiva y un regulador de flujo. Las principales aplicaciones de los Registros de Producción obtenidos con la herramienta combinada son: Evaluar la eficiencia de la completación. 45 lbs. 2’ 3”. sin compresión de la muestra.
Tomador de muestras de fluidos (Sample taker)
El tomador de muestras se usa para recuperar muestras con excelente control de profundidad. Monitoreo de la producción e inyección. Evaluación de formaciones usando modelos de una o varias capas. Presión max. Detectar problemas mecánicos. Evaluar la efectividad de tratamientos aplicados. con propósitos de ejecución de análisis PVT. Identificar los límites del yacimiento para el desarrollo del campo. Diámetro Longitud Peso Capacidad Temperatura max.
Receptáculo (para transporte):
. canalizaciones de cemento. 13 pies. 350 °F. dando lugar a que la muestra sea tomada lentamente a través de una entrada de gran tamaño relativo. Determinar características del yacimiento.
Las mejores muestras se obtienen a condiciones después de cerrar el pozo para una prueba de presión. de forma que no haya caída de presión súbita durante el muestreo. La herramienta se configura con una fuente de neutrones y dos detectores ubicados a corta distancia. La curva está registrada a dos sensibilidades y escalada en grados de desplazamiento de la fase.Programa de Adiestramiento 2004
La herramienta impide que se contamine la muestra con fluidos diferentes a los que se encuentran a la profundidad de muestreo. en un régimen de flujo con burbujas es razonable suponer que un medidor de flujo responde al flujo promedio de la mezcla. La Fig. La corriente que fluye en la primera crea un campo magnético acoplado al receptor dentro del revestidor. se puede utilizar una técnica conocida como Perfil de Flujo de Agua (WFL).7).
Perfilaje del flujo de agua (WFL):
Como se dijo anteriormente. en todos los casos. conviene medir las velocidades individuales de las fases. 6. El perfil realizado con esta herramienta se denomina Perfil de Inspección de Tubería (Pipe Inspection Log.
Admite el fluido lentamente y a través de orificios amplios. permite la ubicación precisa en profundidad. Para realizar una medición independiente de la velocidad de flujo del agua.9). Con el uso del localizador de cuellos. Mientras mayor sea el espesor del revestidor para un diámetro dado.
En esta técnica se emplea una herramienta de captura de neutrones. para irradiar con neutrones de alta energía el entorno circundante a la herramienta. similar a la herramienta RST (Fig. La herramienta debe colocarse en posición estacionaria por encima y por debajo de cada una de las posibles zonas ofensoras. los núcleos atómicos
Medidor electromagnético de espesores ( ETT)
Esta herramienta se usa para inspeccionar el revestidor y detectar puntos de corrosión u otros daños similares. daño y otros aspectos. una que se excita y otra que recibe. ésta no sería una suposición válida y. en otros regímenes. más un detector de rayos gamma ubicado a unos 19 pies del la fuente. en grados. Se puede tomar muestras en lugares cercanos a contactos de fluidos detectados con el gradiomanómetro. mayor será el desfase. 6. tales como corrosión. La curva registrada es el desfase. Al irradiar el entorno. 6. La fase de la señal inducida se recibe en el receptor desfasada por una magnitud proporcional al espesor del revestidor. Sin embargo. PIL). La sonda consiste básicamente de dos bobinas (Fig.8 muestra un perfil con respuestas típicas en variaciones del revestidor.
se crea un pequeño bolsón de agua activada. 6. 6. a partir de la distancia entre la fuente y el detector y el “tiempo de vuelo” del bolsón de agua activada. para comprobar la existencia de agua subiendo por detrás del revestidor. que tiene un decaimiento exponencial.9). que luego decaen y emiten rayos gamma.
. A continuación. La mayor parte de estos decaimientos tienen una vida media muy corta. Por lo tanto.11).11 se observa un ejemplo de un perfil WFL obtenido en un pozo del Occidente de Venezuela. Como se observa en la Fig. proveniente de una arenisca más profunda. las cinco mediciones estacionarias muestran claramente flujo descendente proveniente del intervalo comprendido entre 11. La velocidad del flujo del agua se puede calcular.770 pies (Pista 4. entonces.1 segundos.739 y 11. la técnica del WFL puede determinar la velocidad de la misma. Fig. Fig. si hay agua en movimiento detrás del revestidor. En este caso. lo que hace que el perfil WFL sea una técnica sumamente poderosa. 6. La irradiación proveniente del agua no es sólo del volumen de agua que se encuentra dentro del pozo. con excepción del oxígeno activado. En la Fig. 6. Las tres mediciones estacionarias. una vez emitido un pulso de neutrones. que será medido por los detectores al pasar frente a ellos. 6. En un pozo que produce agua e hidrocarburo. supuestamente de la arenisca a 11. La sarta de herramientas debe estar configurada de manera apropiada para poder detectar si el flujo es ascendente o descendente (Fig.Programa de Adiestramiento 2004
absorben estos neutrones y se transforman en átomos inestables.11).10. sólo la técnica WFL es capaz de determinar el origen del agua. no muestran ningún flujo (Pista 3. Por ejemplo. En efecto.824 pies. que tiene una vida media de 7. ubicadas por debajo de las perforaciones. este bolsón se puede distinguir claramente de la señal generada por la presencia del oxígeno estático. Se corrió el WFL en modo de flujo ascendente. sólo el agua contiene átomos de oxígeno. a través de los canales en el cemento. Es justamente esta capacidad de detectar y cuantificar el movimiento de agua detrás del revestidor o de la tubería de producción. se corrió el WFL en modo de flujo descendente para comprobar si el agua provenía de las areniscas superiores. Este pozo producía 258 bapd y 172 bppd de un intervalo del cual no se esperaba que tuviera un corte de agua tan elevado.
los cuales nos dan el perfil de inyección en los pozos inyectores.Programa de Adiestramiento 2004
TÉCNICAS DE INTERPRETACIÓN. Para lograr una eficiencia de barrido óptima.1). Si esta situación no se detecta a tiempo para tomar las acciones correctivas. de las propiedades de los fluidos y de las tasas de flujo. Las características de cada una de estas herramientas ya han sido revisadas con anterioridad. es esencial conocer las cantidades de hidrocarburos inyectados en cada zona. mientras que otras apenas si reciben algo de los fluidos inyectados. 7. Medidores de flujo: Flujo libre: Estos medidores (de flujo continuo y de diámetro o caudal total) son adecuados cuando las velocidades de flujo exceden los 40 pies/min en la tubería.3. a menudo una zona recibe una cantidad desproporcionada de inyección. En un yacimiento se inyecta agua o gas. y en el Capítulo 4. La selección de la herramienta más apropiada va a depender de las condiciones existentes en el pozo.1. El monitoreo del proceso de inyección se puede lograr mediante la utilización de herramientas de producción. desde una sola tubería. causando irrupción prematura en el pozo productor y dejando atrás cantidades de hidrocarburos en las zonas no barridas (Fig. 4. Existe una buena cantidad de herramientas adecuadas para lograr este propósito.
En Pozos Inyectores:
Antes de atacar los problemas más complicados de flujo multifásico que pueden ocurrir en los pozos productores. De esta manera se facilita la comprensión y el entendimiento de las técnicas de interpretación. y proporcionan un excelente perfil continuo de flujo utilizando para su evaluación la metodología ya descrita en las Figs. y 4. es aconsejable estudiar los casos más simples de inyección de fluidos en una sola fase.
. el frente de inyección va a avanzar en forma irregular. Si los fluidos son inyectados en más de una zona simultáneamente. entre las cuales los medidores de flujo (libre y empacado).2. 4. el termómetro y el detector de trazadores radioactivos. con el objetivo de desplazar petróleo hacia los pozos productores. yendo de lo más simple a lo más complicado. Los problemas de los pozos inyectores.
Una serie de perfiles tomados con el pozo cerrado. el gradiente varía en cada capa de acuerdo con su conductividad.Programa de Adiestramiento 2004
Flujo empacado: Esta es la única herramienta que puede medir con precisión en tasa tan bajas como de 10 bls/día. En todos los problemas de interpretación que serán presentados en este trabajo. 7. El calor en cada capa es función de la tasa de calor y el recíproco de la conductividad térmica de la capa. El gradiente geotérmico es producto del flujo de calor desde el núcleo de la tierra hacia su corteza. La principal ventaja de los perfiles de temperatura es que ellos aportan datos sobre la ubicación de los fluidos inyectados. Otra ventaja adicional. De esta manera. entre otros. Perfiles de temperatura y su interpretación: Los perfiles de temperatura registrados durante condiciones estabilizadas aportan datos semicuantitativos de flujo. a menos que los detectores estén muy espaciados. si las tasas son muy bajas.Una sola entrada. empacaduras que fugan. el patrón de flujo no resulta muy perturbado. Por otra parte.2. La precisión en la medición de la velocidad de flujo sufre cuando las velocidades son muy altas. tal como se observa en la Fig. aportan información sobre las zonas que han recibido inyección o aceptado fluidos de tratamiento. a) Inyección de agua . 7. en pozos inyectores. El perfil se presenta graficando la información de medidas estacionarias entre los intervalos cañoneados (ver Capítulo 5 para más detalles). para los propósitos de la interpretación. hay transferencia de calor entre el fluido y las formaciones alrededor. principalmente en pozos de agua. En la interpretación de las curvas de temperatura. es que los trazadores de flujo pueden detectar flujo por detrás de la tubería. Sin embargo. Después que
.2). Por otra parte. las medidas usualmente son comparadas con el gradiente geotérmico. A medida que el agua inyectada a temperatura ambiente se desplaza hacia abajo desde la superficie. cuando las condiciones son tales que la curva de temperatura se aproxima de forma asintótica al gradiente geotérmico. es que las herramientas son de pequeño diámetro en relación con el pozo y. el gradiente se puede considerar como el promedio de todas las capas en el intervalo de interés. independientemente de si el flujo es por fuera o por dentro de la tubería. la difusión de los fluidos inyectados hace imprecisa la detección de los tiempos de viaje del material inyectado. Para más detalles. Trazadores radioactivos: En ocasiones se recurre a los trazadores radioactivos para establecer los perfiles de flujo. Una ventaja de este método. en el caso de pozos inyectores su límite superior varía entre unos 1800 y 3000 bls/día según el tipo de herramienta. véase el Capítulo 6. por tanto. calentando o enfriando el fluido (Fig. el gradiente aparecerá como una línea recta.
7. Gt. entre la línea del gradiente geotermal y la asíntota puede expresarse como una función de la tasa de flujo de masa. el recíproco del gradiente. y la temperatura original. en lugar del gradiente geotérmico. en la práctica. 7. Procedimiento:
. pues hay muy poca variación. La forma de la curva de temperatura bajo cada entrada depende de la tasa de flujo de masa. ∆T es proporcional al peso de fluido inyectado por unidad de tiempo y el tamaño del revestidor tiene poco efecto. siempre y cuando las tasas de flujo de masa sean similares y el pozo sea lo suficientemente profundo para hacerlo evidente. Ejemplo: Use la Fig. a la misma asíntota. d.Programa de Adiestramiento 2004
el agua ha viajado cierta distancia. por lo cual los resultados pueden ser altamente dudosos.3 se describe como sigue: La temperatura permanece casi constante a través del espesor de cada capa que acepta fluido. Hay que mencionar que para altas tasas de inyección y pozos someros. las evaluaciones pueden hacerse usando la pendiente de la curva de temperatura.
Cuando la curva de temperatura no es lo suficientemente cercana a la asíntota.Gt * (Tf – Tw) / b. y la diferencia entre la temperatura medida del agua. dada por el gradiente geotérmico.b * w / G.4 correspondiente a un pozo que inyecta 250 bls / día. 1/G.2). Tf. 7. se aproxima exponencialmente a una asíntota (A-A’) paralela al gradiente T-T’. aunque desde diferentes direcciones. la tasa de transferencia de calor se hace constante y la curva de temperatura medida (curva “médium” en la Fig. el diámetro del revestidor. La diferencia de temperatura. pues bajo esta profundidad la temperatura retorna rápidamente a la temperatura geotérmica. b) Inyección de agua – Dos entradas Capas de espesor finito Cuando los fluidos están entrando la formación en más de una entrada y las capas son de espesor finito. ∆T. y coeficientes que dependen del tipo de fluido inyectado. Tw. El punto de inflexión más profundo está claramente marcado. De modo que: w = . w. el diferencial de temperatura es casi nulo. de modo que ∆T = . Es notable que la temperatura producida por el agua fría y por la caliente se aproximan. Sin embargo. para encontrar las cantidades de agua tomadas por las zonas A y B. la forma de la curva en la Fig.
5. las capas que han tomado fluidos pueden ser identificadas por una serie de registros tomados a intervalos regulares después de cerrar el pozo (Fig. Estos registros pueden compararse con el gradiente geotérmico o. es 6000 / (174 – 80) = 63. este valor se usará para calcular la tasa volumétrica de flujo en la zona A. Gt * (Tf – Tw) = 63. la BHT en el punto C es de 174 °F a 6000 pies.8 pies / °F. El remanente es la cantidad que entra en la zona B. Las capas que han tomado fluidos fríos (o calientes) permanecen mas fríos (o calientes) y requieren un tiempo mayor para retornar a la temperatura geotérmica que las formaciones a su alrededor.5) = 191. Del perfil. 7. Suponiendo una temperatura de superficie de 80 °F. los resultados no pasan de ser cualitativos.5). Cuando la inyección estabilizada es interrumpida. la temperatura a lo largo del pozo empieza a retornar a su equilibrio estático.5 B/D). Aunque se han realizado numerosas investigaciones al respecto. inmediatamente después de tratamientos. Una serie de registros tomados después de tratamientos de fractura o de acidificación. c) Registro de temperatura con pozo cerrado.3 3. Gt * (Tf – Tw) = 63.
. Evalúe a 5885 pies. Esta línea se usará como referencia para calcular la temperatura a cualquier profundidad. en la abscisa. inmediatamente después de inyección estabilizada.5 0 = 62. De esta manera.8 * (170 – 166) = 255. G. Los mejores resultados se obtienen después de que el pozo ha permanecido cerrado al menos unas 12 horas.8 * (171. Entre el valor de Gt * (Tf – Tw) a 5885 pies en la ordenada. 6.Programa de Adiestramiento 2004
1.4 4. el disturbio de temperatura persiste a veces hasta por semanas después de que el pozo haya sido cerrado. trace una línea que pase por el origen (Fig. Grafique Gt*(Tf – Tw) en la ordenada. que está por encima de todas las entradas de fluido. d) Registro de temperatura con pozo cerrado.5 – 168. Evalúe a 5830 pies. Dibuje la línea del gradiente geotérmico desde el punto C. el recíproco del gradiente. contra la tasa total de fluido. 2. por encima de todas las entradas de fluido (paso 2). El volumen de agua que entra en la zona A es la diferencia entre las dos tasas (250 – 187. y desde este punto. 7. para hallar la tasa volumétrica a esa profundidad. puede usarse para identificar las zonas que hayan recibido el tratamiento. 6). En un pozo donde se haya inyectado por un largo período. en la abscisa.
Si bien el perfil muestra cuales zonas han sido tratadas. El significado de la línea guía es el mismo de la línea geotermal en el caso de líquidos. Para cada entrada de gas existe un cambio en la asíntota y un cambio en la línea guía (Ver Fig. por lo cual es recomendable que el primer perfil sea tomado inmediatamente después del tratamiento. pero su pendiente será la misma de las asíntotas. La línea geotermal puede ser ubicada solamente debajo de la última entrada de gas. la temperatura retorna rápidamente el valor geotérmico. 7. La línea guía en la Fig. La segunda corrida.7. la efectividad del tratamiento en cada zona debe ser determinada por comparación de los Índices de Productividad antes y después del tratamiento. con un perfil de temperatura tomado inmediatamente antes de proceder con el tratamiento. Es evidente que la zona más profunda en recibir fluidos fue la zona B. 7.16.Programa de Adiestramiento 2004
preferiblemente. Si este punto está en el fondo del pozo la temperatura geotermal puede ser difícil de determinar. su tangente es vertical (paralela a la abscisa). En la Fig.9). La zona E parece tener una capacidad y conductividad térmica diferente y la variación notada parece ser efecto litológico. la curva de temperatura y su asíntota se desplazan hacia una temperatura mayor en una magnitud dada por b*w*G / Cp donde Cp es el calor específico del gas. como el gas incrementa su presión con profundidad. la curva de temperatura puede que no se acerque a la asíntota para un flujo dado antes del siguiente cambio en tasa de flujo. los disturbios de temperatura son también pequeños. si únicamente se conoce la posición de la línea guía. Para el metano el valor es de un tercio de ∆T = . la cual es menor que la temperatura geotermal. La línea guía se determina por el punto donde la tangente de la curva de temperatura se hace vertical. e) Inyección de gas – Una sola entrada. muestra el disturbio de temperatura frente a la zona D desapareciendo más lentamente que el disturbio en la zona B. tal como en la Fig. 7. la compresión produce calor. 7. Esto se discute mas adelante.b*w/G. en tanto que las zonas A y C no recibieron. Como las cantidades inyectadas son relativamente bajas. Usando la subtangente.8 se muestran dos curvas que están relacionadas con la temperatura en superficie del gas inyectado La temperatura del gas se aproxima a la asíntota AA’. Un ejemplo se muestra en la Fig. Sin embargo.
. una línea vertical trazada desde la asíntota hasta la curva de temperatura puede ser útil para ubicar la asíntota. 7. pues debajo de ella. Las zonas B y D tomaron fluidos. En un pozo con múltiples entradas o salidas. Entonces. En el punto donde la línea cruza la línea guía. En tal caso la asíntota puede aproximarse por la extrapolación de la curva geotermal exponencial.8 es una línea paralela a la línea geotérmica y se ubica a una distancia ∆T de la asíntota. T2.
9 los dos puntos P1 y P2 están tomando gas a tasas de flujo de masa de w1 y w2. las mediciones son erráticas. lo cual podría requerir que el pozo sea cerrado para permitir el paso de la herramienta para efectuar la medición. Ésta se aplica de dos formas diferentes: como inyección continua (steam flooding) o como inyección cíclica (huff and puff). es en general el mismo que ya ha sido delineado. Cuando las tasas son bajas. en tanto que la tasa w2 esta relacionada con la asíntota A2A2’. y que representa la cantidad de agua presente en la fase de vapor.10 proporciona un medio para realizar tal cálculo. la calidad del medidor continuo es excelente. El vapor se mantiene saturado. La experiencia muestra que cuando las tasas son altas. En P1 hay un cambio en la pendiente de la curva de temperatura.Programa de Adiestramiento 2004
f) Inyección de gas – Dos entradas. 7. Debido a que en los pozos donde se inyecta vapor usualmente hay grandes variaciones en el diámetro interno de las tuberías. La Fig. El procedimiento de interpretación para el medidor de flujo continuo usado en pozos de inyección de vapor. Empezando desde el fondo. moviéndose ahora exponencialmente lejos de la asíntota A1A1’ Pozos de Inyección de Vapor: El método de interpretación de perfiles de temperatura en pozos de inyección de vapor es esencialmente similar a los de otros fluidos. 7. el tamaño de la hélice utilizada para medir el flujo debe ser cuidadosamente calculado. con una pequeña cantidad de agua. pues de otra forma las formaciones se taponarían rápidamente al igual que los generadores que producen el vapor. La asíntota A1A2’ corresponde a la tasa de flujo de masa total. excepto por una terminología que pudiera resultar poco familiar. la curva de temperatura sigue el gradiente geotermal TT’ hasta el punto P2. En la Fig. 200 a 500 o más toneladas por día en revestidores o forros de 5-1/2 pulgadas. En P2 hay un abrupto descenso de la temperatura a un valor entre las asíntotas A1A!’ y A2A2’. El vapor se mide por su peso en toneladas y por su calidad. La hélice debe seleccionarse para que lea entre 5 y 100 rps máximo. La inyección de vapor no es más que una forma de transferir grandes cantidades de calor a las formaciones para bajar la viscosidad de los crudos generalmente pesados a los cuales se aplica la metodología. Para estos casos es cuando se hace más recomendable el uso de corridas del perfil de temperatura con el pozo cerrado.
. El agua usada en la generación de vapor debe ser libre de minerales disueltos. Sobre P2 a curva es exponencial y se aleja de la asíntota A2A2¨. que no es sino el peso del vapor dividido por el peso total del vapor más el líquido.
Después del trabajo se tomó un segundo medidor de flujo. por encima de la cual la temperatura es prácticamente vertical. La curva permanece casi constante por encima de esta zona. En este pozo se corrió un medidor de flujo continuo (Fig. indicada por una inflexión en esa zona. en los pozos nuevos se toma un conjunto de perfiles de producción poco después de que han sido abiertos a producción.
En el Capítulo 1 se hizo una breve discusión de los problemas de yacimientos y mecánicos más comunes en los pozos productores. El trazador radioactivo se hizo con tiros de velocidad cerca de un año después del medidor empacado. El medidor de flujo mostró que la zona F estaba tomando todo el fluido. En este nuevo ejemplo (Fig. que es el caso usual cuando las tasas son altas. Un perfil tomado después de 171/2 horas de cierre indica que la zona A y el área entre las perforaciones de las zonas B. Un perfil de temperatura registrado mientras se inyectaba en la misma fecha del trazador. Las corridas con el pozo cerrado después de 1 y 3 días. muestran que las zonas F y C están tomando la mayor parte del agua. debido a que la formación había restaurado su presión durante ese período. C y D toman la mayor parte del fluido.
Producción monofásica
A menudo. La tasa de inyección era algo menor durante la toma del trazador. por lo cual se decidió realizar un trabajo de fracturamiento para el resto de las zonas. La zona B toma el 5% o 1150 B/D. b) Pozo de Inyección de agua.Programa de Adiestramiento 2004
Ejemplos de Campo:
a) Pozo de Inyección de agua. La zona C toma el 60% o 13800 B/D.11) mientras se inyectaba agua a una tasa de 11000 B/D. los perfiles son prácticamente idénticos en carácter. muestra que la entrada más profunda es la zona A. 7. 7. el propósito del perfilaje puede ser un simple perfil de flujo para saber cuales zonas producen y a que tasas. las zonas toman como sigue: La zona F toma el 35% o 8050 B/D. Caso 2. el cual mostró un perfil mejorado. Con una tasa total de 23000 B/D. El perfil tomado durante la inyección muestra que la zona B es la más profunda que toma cantidades apreciables de fluido. No obstante. respectivamente. Si los pozos están produciendo petróleo limpio o gas.
Tres años después de este trabajo se tomó una serie de perfiles de temperatura. Esta información
. Caso 1.12) se observa la comparación entre un medidor de flujo empacado con un perfil de trazadores radioactivos y un perfil de temperatura. Existe una entrada de menor importancia en la zona F.
Note que mientras la tangente es vertical en P1. La tangente a la curva de temperatura es vertical en P. Empezando desde el fondo. Estos perfiles se usan también como punto de comparación para la solución de problemas que pudieran presentarse eventualmente en la vida del pozo. de forma que el petróleo que entra. hay una sola entrada de producción. no hay movimiento vertical detrás del revestidor. los líquidos pueden ser agua o petróleo. por lo cual la temperatura deja de ser función del tiempo. En los siguientes ejemplos se muestran las respuestas teóricas de temperatura en pozos que producen líquidos y gases. 7. Los ∆T vienen dados por: ∆T1 = b1 * w1 / G y ∆T2 = (b1 * w1 + b2 * w2) / G. La temperatura geotérmica se asume que aumenta linealmente con la profundidad. TT’. hacia arriba en el pozo.14 los dos puntos P1 y P2 están produciendo petróleo a tasas de producción de w1 y w2. la temperatura sigue el perfil geotermal hasta el punto de entrada de petróleo. hay un solo punto produciendo. 7. a) Producción de líquidos – Una sola entrada En este ejemplo (Fig. Desde P1 a P2 la temperatura se mueve exponencialmente hacia la asíntota A1A!’ como si fuera un caso se una sola entrada. compresible. está a la temperatura dada por el perfil geotermal en el punto de entrada. Cuando hay gas. No hay movimiento vertical detrás del revestidor. b) Producción de líquidos – Dos entradas En la Fig. lo cual es característico de la producción de líquidos. pero no necesariamente mezclas de ellos. 7. de forma que ∆T es proporcional al peso de fluido producido por unidad de tiempo y el tamaño del revestidor tiene poco efecto. es menos que vertical en P2. de forma que el petróleo entrando al revestidor está a la temperatura dada por el perfil geotermal en el punto de entrada. En estos ejemplos. El factor w es la tasa de flujo de masa. El petróleo y el agua se supone que son incompresibles.13). Por encima de
. La curva de temperatura sigue el perfil geotermal hasta el punto P. En P2 el perfil de temperatura se mueve horizontalmente hacia el perfil geotermal T-T’.15. la temperatura se mueve ahora exponencialmente hacia la asíntota A2A2’. Por encima del punto de entrada la curva se aproxima exponencialmente a la asíntota A-A´. por supuesto. Las condiciones son estabilizadas y dinámicas y han existido por largo tiempo. la distancia que se mueve es función de las tasas w1 y w2. la cual es paralela al perfil geotermal. Comenzando desde el fondo. se supone que es metano y es. Desde P2. la curva de temperatura sigue el gradiente geotermal TT’ hasta el punto de la primera entrada P1.Programa de Adiestramiento 2004
es de valor para conocer la forma en que se están drenando los yacimientos y optimizar el diseño de las completaciones futuras. La distancia horizontal ∆T entre el perfil termal y la asíntota viene dado por la expresión ∆T = b * w / G. c) Producción de líquidos – Una sola entrada – Produciendo por el eductor Como se muestra en la Fig.
en flujo bifásico:
El medidor de flujo indica cuales zonas están produciendo y a que tasas. e) Producción de gas – Dos entradas. en este caso el gas no se calienta y no hay reversión de la pendiente del perfil de la temperatura. permite el cálculo de las retenciones de los fluidos en la tubería. es necesario calcular la velocidad de deslizamiento tal como se explicó en el Capítulo 3. cuando el gas entra al revestidor está a una temperatura mayor que la que le corresponde según la línea guía.
El Gradiomanómetro y el medidor de flujo.Programa de Adiestramiento 2004
él. Hay dos casos posibles: 1) Si la permeabilidad es baja hay una caída de presión relativamente alta entre el yacimiento y el revestidor y. la curva es exponencial con una asíntota A1-A1’. y como hay poca expansión. La lectura del gradiomanómetro. Por encima de S el perfil de temperatura se mueve exponencialmente hacia la asíntota A2-A2’. la temperatura rompe de manera abrupta hacia un valor bajo. Para calcular la contribución de cada fluido de cada zona utilizando la combinación de las dos herramientas. Tanto en P1 como en P2. 7. la caída de presión entre el yacimiento y el revestidor es baja. 7. En la Fig. 7. De esta manera el anular actúa como un aislante y el fluido en el eductor se enfría más lentamente. 2) Si la permeabilidad es alta. el intercambio de temperatura entre el líquido y la formación es mediante convección natural del petróleo o el agua en el espacio anular. A la profundidad S todo el flujo entra al eductor. la contribución de cada zona es proporcional a la longitud de la subtangente para esa zona.16 se presentan dos curvas de temperatura. se interceptan en la asíntota. como se explicó anteriormente. En la Fig. Si dos o más zonas están produciendo gas. Un intervalo P está produciendo y no hay movimiento vertical detrás del revestidor. w1 + w2 corresponde a la asíntota A2A2¨. junto con el conocimiento de la densidad de los fluidos en el fondo del pozo. debido a la gran expansión. En la Fig.16 una subtangente única es común para ambas curvas de temperatura. que la tangente a la curva a una profundidad dada y una línea vertical trazada de la línea guía a esa profundidad. d) Producción de gas – Una sola entrada Este caso se muestra en la Fig.16.7. cuando el gas entra al revestidor está a una temperatura menor que la correspondiente a la línea guía. porque la tasa de producción es la misma en ambos casos. La posición de la línea guía y de la asíntota dependen de la tasa de producción. La tasa de flujo de masa w1 corresponde a la asíntota A1-A1’. El carácter exponencial de la curva de temperatura sobre un punto de entrada de gas es tal. por encima del punto de entrada el gas será calentado por las formaciones. La tasa de flujo total. 17 los dos puntos P1 y P2 están produciendo metano y no hay movimiento vertical detrás del revestidor. Por encima de este punto S. Esta línea vertical es conocida como la subtangente y su longitud es proporcional a la tasa de flujo de masa.
Como Yo = 1. el siguiente procedimiento permite utilizar el gradiomanómetro en combinación con el medidor de flujo para el análisis del flujo de fluidos.8 gr/cm3 y ρw = 1.Yw.80 = 0. ρo = densidad del petróleo.05 gr/cm3. cuando el gradiomanómetro lea 0. se tiene que:
ρ ER − ρ o ρ w − ρo
Por ejemplo.181 Yw = 1.ρ o
Donde: Yw. respectivamente.05 − 0. si en las condiciones del yacimiento: ρo = 0.Yw Donde: Qo = tasa de flujo de la fase liviana (B/D) Yo = retención de la fase liviana (petróleo o gas) Yw = retención” de la fase pesada (agua) D = diámetro interno del revestidor (pulgadas) d = diámetro externo del gradiomanómetro (pulgadas) Vs = velocidad de deslizamiento (pies/min) Qt = tasa de flujo total (B/D) La tasa de flujo para la fase pesada se calcula mediante la diferencia.ρ w + Yo . Yo = retenciones del agua y del petróleo. ρw = densidad del agua. así: Q W = 1 . conociendo los siguientes datos:
. Se calcula la densidad del fluido observado por el gradiomanómetro con la siguiente ecuación:
ρ ER = Yw .Programa de Adiestramiento 2004
Entonces.84 gr/cm3.80 Esto significa que la retención del agua es 18%. entonces: 0.Qo Ejemplo: Determine las tasas de flujo de agua y petróleo para los intervalos A y B.84 − 0.4 * D 2 − d 2 * Vs . Las tasas de flujo de la fase liviana (petróleo o gas) se pueden calcular con la expresión: Qo = Yo Qt − 1. cuando el régimen de flujo en el pozo es bifásico (agua-petróleo o agua-gas).
85)2 ] * 0.84 ⎨820 – 1.25 y los valores de retención calculados anteriormente. convertidas a tasas de fondo y los valores de densidad de los fluidos en el fondo se indican en el ejemplo.4 * [ (6.
.366)2 – (2.13 * 0.18 de un pozo produciendo petróleo y agua a través de dos zonas de cañoneo. Se calculan los caudales de agua y petróleo para cada intervalo.4 * [ (6. Las tasas de producción en superficie. YwA = (0. QoA+B = 0. Para el cálculo de Vs. 3. con la diferencia de densidades. Considere el ejemplo de la Fig. YoA = 1 – 0.8) / (1.84.48 YoA+B = 1 – 0.84 – 0.52 ⎨1800 – 1. estas consumen mucho tiempo cuando deben realizarse en muchas estaciones.9.16⎬ = 451 B/D.9.8 = 0.84 y 0.8 gr/cm3 y ρw = 1.
Lectura del gradiomanómetro = 0.8 * 0.05 – 0. QwA = (820 – 451) B/D = 369 B/D. QoA = 0. VsA+B = 13 pie/min.05 – 0. YwA+B = (0.Programa de Adiestramiento 2004
Tasa total es 820 y 1800 B/D. El diámetro externo del gradiomanómetro es de 2.8) = 0.05 gr/cm3. Ejemplo de solución gráfica: Si bien un análisis completo de flujo se puede realizar con ecuaciones simples.05 – 0.16 = 0. 7. Para acelerar este proceso se diseñó una metodología gráfica. QwB = (1800 – 789) B/D = 1011 B/D. QoB = (789 – 451) B/D = 338 B/D. Procedimiento: Se calcula la retención de agua y petróleo para cada intervalo.8) / (1.48⎬ = 789 B/D.92 – 0.52. Revestidor de 7” .23 lbs/pie.48 = 0.16. Se halla la velocidad de deslizamiento empleando la Fig.85 pulg.8) = 0.
ρo = 0. ∆ρ = 1.92 gr/cm3 respectivamente.85)2 ] * 0 . VsA = 8 pie/min. utilizar Fig.366)2 – (2. 3.
02 gr/cc por división en la escala amplificada.5 div = 3.0 pies / min Luego.5 div . es de 0. que lee 10.0039 convierte B/D a pies3 / min.06 gr/cc = 0.0.10 gr/cc 1.10 gr/cc = 0.19).6) * 0.06 gr/cc 1. La sensitividad del gradiomanómetro es de 0.99 gr/cc. Yw.5 divisiones representa una retención de 1.5 div – 5. Efectuando los cálculos de nuevo: 10.0 div.6.5 div = 5 div 5 div * 0.Programa de Adiestramiento 2004
El primer paso de este ejemplo es determinar las lecturas del gradiomanómetro para 100% de agua.9 y determinamos una velocidad de deslizamiento de 15.99 gr/cc en la gráfica para las retenciones (Fig.25 pies / min En forma similar: Vw = qw / Yw * A = 17.25 pies/min.039) / (1 – 0.00 div * 0.0. Esta lectura probablemente está asociada con lodo de perforación que se asentaron en el fondo del pozo. Nota: El multiplicador 0. 7.05 gr/cc .02 gr/cc/div = 0.
. Para confirmar esto.05 gr/cc – 0.0 pies/min.25 gr/cc. la lectura del gradiomanómetro es de 7.7. La curva amplificada del gradiomanómetro en la estación 4 lee 17 divisiones.5 divisiones. Se supone que la estación 3.5 divisiones. En la estación 2. Vs = Vo .95 gr/cc. el pozo fue cerrado y se obtuvo una lectura de 10.19). entramos en la Fig.Vw = 15. se tiene que la retención de la fase pesada. Esto puede verificarse de la información de flujo sustrayendo las velocidades que se consiguen con la solución de las expresiones: Vo = qo / (1 – Yw) * A = (390 * 0.0. Con esta retención y la diferencia de densidades de 0.76. por lo cual la densidad en la estación 1 es de 10.02 gr/cc/div = 0. se obtiene la retención de agua en 0. correspondiente a una retención de agua de 1. Si entramos la lectura corregida del gradiomanómetro en una hoja para determinación gráfica de la retención (Fig. 7. El cálculo de la velocidad de deslizamiento se muestra únicamente para verificar la gráfica y no se usa en el análisis de flujo de las zonas individuales.118 = 32. 3. 3. cuando el agua se separó de la producción y cayó al fondo. Entrando con 0.
76) * 0. Qw = 0. se puede utilizar un nomograma como el que se muestra en la Fig. Para resolver el problema de flujo bifásico sin el paso intermedio de calcular las velocidades de deslizamiento. tomada del medidor empacado. Todos los resultados se presentan en la Tabla a continuación:
Medidor flujo Empac. 7.76 1.5 7.0039) .Medidor de flujo es una buena combinación para resolver problemas de flujo bifásico en régimen de flujo burbuja. las densidades de las dos fases deben ser bastante diferentes. en grado tal que mientras mayor sea la diferencia.392 pie3/min o 100 B/D.5 10. No obstante.0 – 0.0. la retención es muy baja y el efecto en el gradiomanómetro es también bajo.76) * 0.0 – 0.Programa de Adiestramiento 2004
La tasa total en la estación 2 es de 270 B/D. en el cual se indican los pasos a seguir.76 * (1.
Anteriormente se hizo notar que la combinación Gradiomanómetro .76 * (1.0039) + 0. De la misma manera se llevaron cálculos gráficos para las estaciones 3 y 4.00 -
Yo 0. hay varias limitaciones relacionadas con la resolución de ambas herramientas Para que el gradiomanómetro produzca interpretaciones usables.. Las tasas de petróleo y agua calculadas con las expresiones ya mencionadas en el inicio de esta sección.118 * 19 0 = 0.76 y la diferencia de densidad en 0.5 17. la velocidad de deslizamiento se obtiene como 19 pies/min.21. Con un flujo muy bajo de la fase liviana. son: Qo = (1. 7.118 * 19 0 = 0. mayor es la resolución.40 0.76) (270 * 0.
. la tasa de flujo de la fase liviana debe ser significante.60 0.25 gr/cc.0
Yw 0.662 pie3/min o 170 B/D. Además.24 0.00
Qw 310 100 65 0
Qo 390 170 0 0 Totales
Los valores calculados se usan entonces para construir un perfil de flujo como el que se muestra en la Fig.00 0. Con la retención de agua en 0.0 – 0.76 * (270 * 0. 700 270 65 0 Prod B/D Agua 210 35 65 Prod B/D Petról 220 170 0
Estación 1 2 3 4
Gradio Amplif 5.20.
El pozo fue recompletado en la zona superior y produjo petróleo limpio. G y F. en la Fig.
. el medidor empacado y el analizador de fluidos deben usarse si se requieren resultados cuantitativos. B y C. el gradiomanómetro y el termómetro. El perfil de temperatura indica entradas de gas a los niveles A. Posteriormente se probaron las tres zonas inferiores con una prueba de vástago (drill stem test) y probaron ser muy apretadas. aún cuando el corte de agua en superficie era despreciable.Programa de Adiestramiento 2004
En el caso de tasas bajas. usualmente no se consigue suficiente información como para una interpretación cuantitativa. Ubicación de entradas de agua. En este caso. en la mayoría de los casos. es evidente que no se produce petróleo de las zonas A. Apenas se nota un pequeño cambio en el gradiente de presión en C y D. por lo cual el problema puede atacarse con el medidor empacado y el gradiomanómetro. 2) Pozo produciendo con alta RGP En este pozo Fig.. En pozos con alta tasa de flujo. todo el gas en el fondo está disuelto en el petróleo a esas condiciones. nótese la presencia de una columna estática de agua por debajo de la primera entrada en A. se calcularon y graficaron las contribuciones de las zonas D. El problema en este pozo con 6 zonas. Donde las tasas de flujo y las condiciones del pozo lo permiten. mientras que se produce poco o nada en B. Un medidor empacado muestra que no hay flujo de las mismas zonas. De hecho. por lo tanto.
La introducción de un tercer fluido en el flujo complica seriamente la solución del problema del pozo. Del gradiomanómetro. dado que deben usarse medidores continuos de flujo.
Ejemplos de campo Flujo bifásico:
1). para bajo flujo de petróleo con cero flujo de agua. es preferible recurrir al Medidor de flujo empacado en su combinación ICT (con densímetro y medidor de corte de agua. El incremento de la tasa de agua a través de la herramienta elimina el problema de la baja retención en la fase liviana. Del medidor de flujo se observan fuertes entradas en las zonas C y D que conforman la mayor parte de la producción. 7.00. Usando un análisis de flujo con el medidor de flujo y el gradiomanómetro.23. 2.22. No obstante.
Flujo trifásico. C y D. los problemas que se tengan pueden ser resueltos cuantitativamente con el medidor de flujo. Hay entradas menores en A y E. indicando que la producción de todas las zonas tiene aproximadamente la misma RGP. la retención de petróleo en la herramienta será de 1. consiste en ubicar las zonas que están produciendo con alto corte de agua. se puede esperar una columna estática de agua hasta la primera entrada en la zona D. E y F.
El conjunto Medidor empacado y Analizador de flujo puede usarse para resolver problemas de flujo trifásicos si las condiciones del pozo y las tasas lo permiten y si se requiere la interpretación cuantitativa. Las entradas de agua son más difíciles de ubicar usando el equipo continuo. Las entradas adicionales de agua se encuentran más fácilmente observando si hay incrementos de tasa de flujo acompañados por ligeros incrementos en el gradiente de presión. aunque no necesariamente el mismo fluido. 2. Por ejemplo. No se están produciendo fluidos. excepto donde ésta es desplazada por los hidrocarburos. aún si la producción de agua en superficie es despreciable.
. Las entradas de petróleo se confirman mediante incremento en la tasa de flujo con un descenso en el gradiente de presión donde el revestidor esté mayormente lleno de agua. Entonces. bien sea en pozos con tasas altas o con tasas bajas. indicará la tasa de producción. Realmente. Si la extensión de la columna de agua se extiende mas allá de las perforaciones más profundas. si se requieren resultados cuantitativos. existen tres posibilidades: 1.Programa de Adiestramiento 2004
a) Herramientas de flujo continuo Las entradas de gas o las producciones con alta RGP.24. se ha observado que en la mayor parte de los casos. el cambio notado es el tope de una columna de agua. un medidor de flujo indicará si el agua es estática o si se mueve. no todos los descensos en gradiente de presión corresponden a entradas de fluidos . b) Herramientas empacadas. 7. Pueden existir incertidumbres cuando se interpretan entradas mezcladas. un cambio de gradiente de presión en el punto 1 pudiera tomarse como una entrada de petróleo. pues el revestidor normalmente está lleno de agua. Note que una columna de gas con agua puede tener la misma densidad que una de petróleo. hay gas presente.podría tratarse de interfases entre fluidos. Cuando el gradiente de presión medido es menor que el de un petróleo puro. sin embargo. Este caso enfatiza la importancia del medidor de flujo para una interpretación cabal. El fondo del pozo invariablemente está lleno de agua hasta la primera entrada de hidrocarburos. Por supuesto. según indicación del gradiomanómetro. que el perfil con el pozo cerrado mostró desplazado hacia arriba por petróleo o gas burbujeando a través del agua estática. Si la lectura de gradiente no cambia al pasar por una zona perforada. Hay inyección de fluidos. no se producía agua en superficie. 3. en la Fig. se ubican con mucha facilidad con el gradiomanómetro y luego son confirmadas con el termómetro y el medidor de flujo. Se está produciendo fluido con la misma densidad. las capas individuales producen fluidos monofásicos. En este caso. debe usarse el medidor empacado con analizador de flujo.
del petróleo y del agua. la ecuación puede resolverse para la proporción de gas: Yg = [Yw*( ρw – ρo) + ρo – ρm] / (ρo – ρg) La producción de agua y gas puede conseguirse multiplicando la tasa total de flujo por sus respectivas retenciones. La densidad. puede esperarse que algo de la producción pueda pasar sin ser medida por detrás de revestidotes mal cementados o forros empacados con grava. Para ilustrar el método. que la velocidad de deslizamiento es despreciable. Donde: Yw = % corte de agua. Yo = % de petróleo. La producción de petróleo es la total menos la suma de la producción de agua y gas. la tasa de flujo de cada fase es proporcional a su retención. Los efectos del deslizamiento se minimizan cuando el fluido es forzado a fluir a mayor velocidad a través de una sección de medición cuyo diámetro es reducido. A partir de estas mediciones se puede calcular las tasas de flujo del gas. además.0. La herramienta puede ser asentada en revestidotes cementados. El método gráfico es útil si se requiere calcular un buen número de zonas. Yg = % de gas. pues el diseño de las herramientas minimiza los efectos del deslizamiento y.6 gr/cc
. como la herramienta empacada representa una obstrucción al flujo en el pozo. sin embargo.Programa de Adiestramiento 2004
Las interpretaciones cuantitativas con las herramientas empacadas son posibles. se mide el parámetro del corte de agua. el corte de agua y la tasa total de flujo de las mezclas se miden en la sección de diámetro reducido. El procedimiento usual para establecer un perfil de flujo trifásico requiere efectuar mediciones sobre y por debajo de cada una de las zonas perforadas. c) Soluciones para las mezclas trifásicas. Dado que Yw es conocido del medidor de corte de agua (HUM). Los problemas de mezclas trifásicas pueden resolverse si se cumple la suposición de que la velocidad de la mezcla de fluido dentro de la herramienta es tal. La densidad de la mezcla puede expresarse en función de las densidades y proporciones de los componentes: ρm = Yw*ρw + Yo*ρo + Yg*ρg. y se hace posible la solución computacional o gráfica. eductores o en hoyo desnudo. consideremos un nivel para el cual se tiene la siguiente información: Tasa total para 1 – 11/16” Densidad de la mezcla = 500 B/D = 0. y Yw + Yo + Yg = 1. En este caso.
Corte de agua del HUM Densidad de la columna de agua Densidad de la columna de petróleo puro Densidad de la columna de gas Procedimiento: Utilizando el gráfico de la Fig. 7.25:
= 30% = 1.0 gr/cc = 0.7 gr/cc = 0.2 gr/cc
1. En la ordenada indicada, para agua y para hidrocarburos, conecte los valores correspondientes para obtener las dos líneas agua-petróleo y agua-gas. 2. En el corte de agua de 30% pase una línea vertical que corte las dos líneas establecidas en el paso anterior, la de agua-gas en el punto A y la de agua-petróleo en el punto B. 3. Proyecte los puntos A y B horizontalmente hacia la derecha y luego trace la línea A´- B´. Esta línea representa la densidad de una mezcla trifásica con 30% de agua y que varía de 100% gas en la izquierda hasta 100% petróleo en la derecha 4. De la intersección de esta línea con la línea previamente trazada en el punto de densidad de mezcla igual a 0.6 baje hasta el eje horizontal para encontrar la fracción de gas del total de los hidrocarburos, que es igual a 0.54. Luego : Fracción de gas/ Fluidos totales = 0.54*(1.0 - .3) = 0.378. y por tanto, la fracción de petróleo será 0.322. La validez de la gráfica se puede comprobar sumando los pesos totales de 1 cc de mezcla: 0.3 cc de agua * 1.0 gr/cc 0.378 cc de gas * 0.2 gr/cc 0.322 cc de petróleo * 0.7 gr/cc = .300 gramos de agua = 0.075 gramos de gas = 0.225 gramos de petróleo
Total: = 0.600 gramos de mezcla. 5. El flujo total en esta estación es mayor de 200 B/D, por lo cual el deslizamiento es despreciable. Las tasa volumétricas se calculan como: 500 * 0.3 = 150 B/D, de agua 500 * 0.378 = 189 B/D de gas, y 500 * 0.322 = 161 B/D de petróleo. Los resultados totales se presentan en la Fig. 7.26 para la estación 3. d) Deslizamiento trifásico. Los gráficos de corrección para el Medidor de corte de agua (HUM) y el Densímetro no han sido establecidos para el caso trifásico; sin embargo, es posible realizar interpretaciones cuantitativas y establecer límites.
Si revisamos la gráfica de la Fig. 7. 27 podemos observar que: 1. Cuando la tasa de flujo es mayor de 200 B/D con la herramienta de diámetro 1 – 11/16” o sobre 300 B/D con la de 2 – 1/8”, y el corte de agua es menor de 30%, es posible efectuar un análisis cuantitativo. Esto porque el deslizamiento es despreciable en este nivel de flujo. 2. Cuando la tasa total es menor de 200 B/D para la herramienta de 1-11/16” (o 300 para la de 2- 1/8) se puede efectuar un análisis cuantitativo si se desprecia el deslizamiento. Los resultados obtenidos en este caso revelan el límite superior del corte de agua y el límite inferior de la fracción de gas. 3. Cuando la tasa de flujo es mayor de 200 para la herramienta de 1-11/16” (o 300 para la de 2- 1/8”) y el corte de agua es mayor de 30%, el medidor de corte de agua indica valores muy altos del corte. Cuando las tasas son altas y el HUM indica valores cercanos a 100% de corte de agua, el valor real puede estar entre 30 y 100%. El densímetro puede ayudar a disminuir un poco la banda de variación cuando el balance de la mezcla es mayormente de gas.
Cuando se registra una prueba de presión en conjunto con un medidor de flujo a dos o más tasas de producción, es posible realizar una evaluación de la capacidad productiva de la formación contra una presión de fondo dada. La ventaja de usar un medidor de flujo es que la evaluación puede hacerse para cada zona, en lugar de hacerla para el pozo completo. Las principales aplicaciones de las herramientas de producción en la evaluación zona por zona son las siguientes: - Evaluación de los tratamientos a las formaciones mediante la realización cálculos de IPR antes y después del tratamiento. - Evaluación del potencial total de pozos de gas. 1. Evaluación de pozos productores de líquidos: La habilidad productora (o productividad) de un pozo de petróleo se caracteriza por su Relación de Influjo de Producción (IPR. Inflow Performance Relationship). El Índice de Productividad, J, se obtiene de la medición de la presión de fondo y la producción a dos diferentes tasas, en la cual qo = 0 es usualmente tomada como una de las tasas: J = qo / (pws – pwf), Que viene dada en B/D por lpc de caída de presión. El valor pws representa la presión estática del yacimiento, es decir, la presión cuando esta cerrado, y pwf representa la presión de fondo fluyente, a la tasa qo. La IPR es la línea que se consigue por extrapolación a través de los dos puntos, hasta pwf = 0 (Fig. 7. 28). De la curva de IPR se puede establecer la producción a cualquier valor de
presión de fondo fluyente, pwf, incluyendo el caso especial de pwf = 0, que representa el potencial máximo del pozo. Cuando se requiere información de presión para este propósito en pozos de petróleo, particularmente si las caídas de presión son pequeñas, se debe correr una herramienta de presión en tandem con el medidor de flujo. Si este es del tipo empacado, la herramienta de presión debe ir por debajo de la empacadura de la herramienta empacada.
2. Evaluación de tratamientos a la formación:
Para evaluar la mejoría real de un tratamiento de fracturas o de acidificación, el IPR del pozo debe ser comparado antes y después del tratamiento (Fig. 7.29). Este procedimiento elimina las dudas de si cualquier cambio observado en la producción se debe a mejoras en la productividad de la formación o a los cambios en condiciones de producción relacionadas con mejor eficiencia de las bombas, limpieza del pozo, diferente tamaño de la tubería, etc. Es decir, si la curva de IPR muestra mayor potencial a pwf =0 después del tratamiento, hubo mejoría cualesquiera que fuesen las tasas observadas antes y después del tratamiento.
3. Evaluación de pozos de gas:
Quizás la mas importante aplicación del perfilaje de producción PCT .es la evaluación de pozos de gas. Los pozos de gas se evalúan mediante la metodología del “back pressure testing”, que consiste en fluir el pozo a tres diferentes tasas estabilizadas, al tiempo que se miden y registran las presiones. En un pozo de gas la cantidad q / (pws2 - pwf2) caracteriza la productividad en la misma forma en que la cantidad J = q / (pws - pwf) lo hace para los pozos que producen líquidos. Cuando se grafica q versus (pws2 - pwf2) en papel doble logarítmico para dos o mas tasas de flujo, se obtiene una línea recta. Esta línea, extrapolada hasta el valor de pws2, la presión estática al cuadrado, da el potencial del pozo Fig.7.30. Con la PCT–A, un pozo de gas puede, de esta manera, ser evaluado zona por zona, usando el medidor de flujo y el registro de presión de la PCT, que tiene suficiente precisión para este propósito cuando las caídas de presión son altas.
La comunicación detrás de tubería, las empacaduras que filtran y otros problemas mecánicos, pueden ser detectados mediante el uso de trazadores radioactivos y perfiles de temperatura. El uso de trazadores radioactivos está restringido a los problemas de inyección, mientras que el termómetro puede usarse bien sea para problemas de inyección o de producción. El uso de un
El perfil de temperatura es casi el mismo que si el líquido hubiese entrado al revestidor en P.31_c. c) Producción de líquidos – Una sola entrada – Flujo hacia abajo detrás del revestidor. 7. a la izquierda de la primera si hay un flujo continuo en el anulus más arriba de P´.33 muestra la respuesta de las curvas cuando el flujo de líquidos primero es hacia abajo. Interpretación de perfil de temperatura y medidor de flujo. el perfil de temperatura es más caliente que el perfil geotermal debido al calentamiento que resulta por el flujo de fluido de P a P´ y de P´ a P. Si no hay esa condición de flujo. a) Producción de líquidos – Una sola entrada (Fuga en el revestidor). El petróleo fluye hacia arriba desde el punto P en el anulus revestidor – formación y luego el flujo es dentro del revestidor en P´. La Fig. cuando todo el flujo hacia arriba de petróleo está por debajo de la guía del eductor o en el anular eductor-revestidor. La Fig. el perfil de temperatura retornará inmediatamente al perfil geotermal. detrás del revestidor. En cada caso la fuga en el revestidor es por encima de la zapata del eductor. En P´ hay un salto hacia una temperatura más baja entre el perfil geotermal a P y P´. la curva de temperatura se mueve hacia la asíntota A1A1´ hasta que se acerca al nivel de la pérdida P´. En P´ la tangente a la curva de temperatura
.31 muestra las respuestas de herramientas de temperatura y medidor de flujo corridas en tubería de producción llena de líquido. De P´ a P la curva de temperatura es exponencial hasta la asíntota A1A1´.31_b. Por encima de P la curva de temperatura es exponencial hasta la asíntota A2A2´. Después de abandonar el perfil geotermal en P. La Fig. y luego dentro del revestidor y hacia arriba. desde donde continua fluyendo hacia arriba. Varios casos de flujo por detrás de tubería que pueden ser detectados con perfiles de temperatura se explican más adelante. Dos posibilidades se muestran en la Fig. 7. como se muestra en la Fig. 1. 7. El petróleo fluye hacia abajo desde el punto P en el anulus revestidor – formación y luego el flujo es dentro del revestidor en P´.31_a y 7. Por encima de P´ el perfil geotermal reacciona exponencialmente hacia una segunda asíntota A2A2´. 7. En P.Programa de Adiestramiento 2004
perfil de cementación a través del eductor debe tenerse en mente cuando se consideren trabajos de reparación. Iniciando en el fondo de la figura. y luego hacia arriba dentro del revestidor. 7. la curva de temperatura sigue el perfil geotermal hasta P´. primero hacia arriba en el anulus revestidor-formación. desde donde continua fluyendo hacia arriba. b) Producción de líquidos – Una sola entrada – Flujo hacia arriba detrás del revestidor.32 muestra las curvas de respuesta cuando el flujo de petróleo es.
Normalmente se esperaría que el gas entre
. Ambas partes de la curva de temperatura tienen la misma asíntota AA´. pero hay un número infinito de posibilidades para el cambio de temperatura en P’ y el cambio de pendiente en P. Probablemente hay un enfriamiento debido a la expansión del gas. La Fig.36).35 muestra las curvas de respuesta cuando el flujo de gas es inicialmente hacia abajo en el anulus revestidor-formación. el caso mostrado es típico. El brusco descenso en P y P´ es debido a la expansión del gas. Ejemplo de campo – Canalización de gas por detrás de la tubería. 7. En P hay un abrupto descenso en temperatura. pero en P es menos que vertical. sin un cambio abrupto en temperatura. El cambio de temperatura ∆T es el mismo que si no existiese flujo en el anulus revestidor – formación. 7. este es un caso típico. En la Fig. d) Producción de gas – Una sola entrada – Flujo hacia arriba detrás del revestidor. La curva de temperatura (Fig. y luego hacia arriba dentro del revestidor. 37 hay una fuerte entrada de gas en el revestidor que ocurre en la base del intervalo perforado “A”. 7. De P a P´ la curva de temperatura muestra un enfriamiento exponencial hacia la asíntota AA´. De nuevo. Probablemente hay un efecto de enfriamiento tanto en P como en P´. 2. pero hay un número infinito de posibilidades correspondiendo a las caídas de temperatura en P y P´. y luego hacia arriba dentro del revestidor. e) Producción de gas – Una sola entrada – Flujo hacia abajo detrás del revestidor. la capa que estaba tomando el agua retorna a la temperatura geotermal más lentamente que las capas que la rodean. En P´ hay un abrupto descenso de temperatura debido a la expansión del gas. f) Inyección de agua – Una sola entrada – Flujo detrás del revestidor hacia abajo dentro de una capa de espesor finito.Programa de Adiestramiento 2004
es vertical.34 muestra las curvas de respuesta cuando el flujo de gas es inicialmente hacia arriba en el anulus revestidor-formación. De P´ a P la temperatura se mueve exponencialmente hasta la asíntota A1A1´. la curva de temperatura sigue el perfil geotermal hasta P. La Fig. Después de cerrar el pozo. Por encima de P. El gas fluye hacia abajo desde el punto P en el anulus revestidor – formación y luego el flujo es dentro del revestidor en P´. la curva de temperatura sigue el perfil geotermal hasta P´. 7. Iniciando en el fondo de la figura. durante la inyección sigue la asíntota AA’ aún hasta después de que el flujo deja el revestidor en P. El metano deja la formación en el punto P en el anulus revestidor – formación y luego el flujo es dentro del revestidor en P´. La temperatura es constante a través del espesor de la capa que recibe y luego retorna al gradiente geotermal debajo de la entrada a la formación en P’. la curva cambia su pendiente y se mueve exponencialmente hacia la asíntota A2A2´. Iniciando en el fondo de la figura.
Los pozos de bombeo representan un caso especial en el perfilaje de producción. una para bombear el pozo en la forma normal y la otra para el pasaje de las herramientas. debe ser corrido siempre hacia abajo. En el fondo. el fluido por encima de la bomba es petróleo únicamente. Entre la zona de agua en el fondo y el eductor. El gradiomanómetro. siempre y cuando no haya empacaduras. Por debajo de la zona de producción más profunda existe. mientras el petróleo y el gas burbujean a través de ella. pues el sitio en el eductor por donde las herramientas usualmente se corren. Si las condiciones del pozo lo permiten. En la mayoría de los casos. no mostrado en el ejemplo. mientras la bomba está operando. es correr dos sartas paralelas de tubería de producción. Es importante notar que el perfil eléctrico. después de haber pasado detrás de la tubería (la temperatura aumenta hacia la derecha en el ejemplo).Programa de Adiestramiento 2004
cerca del tope de la capa. la escala debería ser reverificada en las columnas de agua y de petróleo. hidrocarburos y agua. las corridas deberían hacerse con el bombeo detenido y siempre por el menor tiempo posible. A veces se consigue en el fondo fluidos muy pesados. mostrando una anomalía de enfriamiento (1) en el punto donde el gas deja la formación y una segunda anomalía (2) donde el gas se expande dentro del revestidor. cuando el espacio en el revestidor lo permite. como lodo. existe una zona de flujo mezclado. solamente agua. por causa de la segregación gravitacional. El gradiomanómetro en un pozo de bombeo En el anular eductor-revestidor (sin empacadura). está ocupado por las cabillas y la bomba. prácticamente no hay flujo. por la misma razón. 1. en estos casos. esto es cierto aún cuando la producción de agua sea despreciable. Antes de correr el gradiomanómetro. El procedimiento recomendado. Es necesario hacer corridas repetidas.35. anclas o cualquier otra obstrucción al paso de la herramienta. 7. Otra solución es aplicar un levantamiento temporal por gas mientras se toman los perfiles de producción. por lo cual se sospechó una filtración desde una zona más profunda. en cuyo caso el agua en el revestidor es prácticamente estática. El hecho más resaltante es que el agua usualmente llena el revestidor hasta el nivel de la bomba. En pozos de muy
. El gradiomanómetro muestra que el revestidor por debajo de las perforaciones está lleno de agua. Entre corridas el bombeo debe mantenerse. usando un hidrómetro para verificar el valor real de las densidades. La forma de la curva está en completa concordancia con el caso teórico presentado en la Fig. muestra una delgada capa resistiva en el punto 1. la curva amplificada debe ser calibrada en la superficie entre dos fluidos de densidad conocida. En ocasiones ninguna de las dos opciones es practicable. tal como agua y kerosene. Las herramientas deben entonces correrse a través del anular entre revestidor y el eductor.
7. puesto que la densidad de la mezcla en el pozo es muy cercana a la del agua. Se encontró que de esta suposición se pueden producir grandes errores. pero es pobre indicando las entradas de agua. sino que corresponden a segregación de fluidos dentro del revestidor. 39). obtenido por el usuario. La única técnica válida para efectuar mediciones tonel medidor empacado es observar la tasa de flujo con la bomba detenida (Fig.Programa de Adiestramiento 2004
baja caída de presión. En la zona de agua se lee el gradiente de agua. En los primeros intentos por interpretar estos perfiles. el tiempo de bombeo debe ser calculado mediante la siguiente relación:
. Estos son los cambios significativos que deben buscarse. se lee un valor cercano al de una columna de agua. Un minuto debería ser suficiente. b) El tiempo de bombeo antes de iniciar el perfilaje debe ser 4 TC. c) Durante el perfilaje. que debe efectuase con la técnica de #parada de la bomba mientras se registra”. puede reducirse a 2 ó 3TC. El gradiomanómetro de la Fig.44* J) Donde: A = área del anulus en pies cuadrados J = índice de productividad del pozo. se tomaba el promedio de las oscilaciones como la lectura correcta. El medidor de flujo empacado en un pozo de bombeo Los perfiles de medidores de flujo empacado en pozos de bombeo resultan en el registro de patrones oscilatorios. Es evidente que el gradiomanómetro es utilizable como un localizador de entradas de hidrocarburos. Note que las grandes variaciones en el perfil del gradiomanómetro no indican zonas productoras. 2. Si el bombeo debe ser detenido por otras razones. Si el índice de productividad es bajo. dado que el agua predomina. se requiere hacer una estimación de la “constante de tiempo” de estabilización: TC (en minutos) = A / (2.. por lo cual podría hacerse necesario registrar mientras se bombea. los cambios pequeños si están relacionados con entradas de hidrocarburos. que son causados por la acción de bombeo. la producción puede cesar casi de inmediato al parar el bombeo. es necesario reestabilizar el pozo en bombeo antes de efectuar cualquier otra medición.38 se explica de la siguiente manera: En el anular se lee el gradiente de presión de una columna de petróleo limpio. la bomba debe ser parada por un tiempo tan corto como sea posible. En la zona mezclada. Después que el bombeo ha sido detenido para tomar un perfil o por cualquier otra razón. 7. Por otra parte. El procedimiento se delinea en lo que sigue: a) Antes de intentar una corrida de medidor de flujo.
50 0. Ejemplo de campo – Entrada de agua en un pozo de bombeo Un problema de localización de entrada de agua en un pozo de bombeo se resolvió corriendo el medidor empacado y el analizador de fluidos a través del anulus eductor-revestidor.40. la bomba se par durante 2/33 = 0.%AYS Corte Agua Promedio Agua B/D Petr B/D Gas B/D
En agua Calibración antes del trabajo En aire En Petr 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1130 1140 1205 1230 1245 1300 1315 1335 1350 1410 1435 80 80 0 52 65 75 74 72 32 42 ---305 305 <10 200 265 286 283 275 126 163 ----
1129 946 975 965 952 946 946 952 952 953 956 947 947 948
1128 945 974 87 96 100 100 96 96 96 93 99 99 ----
11740 9815 11410 10075 9950 9865 9840 9940 9950 9975 10100 9850 9845 9850
11734 9772 11399 80 86 93 91 87 86 86 79 90 90 ---52 59 98 83 69 62 59 57 93 83 ---159 180 <10 166 182 177 167 157 117 139 ---131 125 0 34 83 109 116 118 9 28 ---15 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Def
.1 0.00 1.30 0. y el pozo tiene un TC de 33 minutos. La tabla a continuación muestra el análisis completo de este perfilaje:
Flujo Asent N° Prof pies Tiempo Flujo RPS Tota B/Dl Densímetro Cps . TC 1 1 0. Por tanto. 7.%AYS HUM Cps . Una sarta de 2-3/8” Flush Hydrill permite el pasaje de la herramienta en un revestidor de 5-1/2”. y la tasa es medida inmediatamente después de parar la bomba. El efecto de las emboladas puede verse en el medidor de flujo. como se muestra en la Fig.00 3. 3. si la bomba se detiene por 2 minutos para asentar la empacadura.001
Tiempo para reestabilización. el tiempo de reestabilización será de 1TC o sea 33 minutos.06TC. TC 4.01 0.03
Por ejemplo.Programa de Adiestramiento 2004
como se observa en la Fig.42. 7. Cuando la bomba ha estado trabajando de manera estabilizada por largo tiempo. Esto puede ser el resultado de gas saliendo de la solución en el petróleo a medida que la presión se reduce. Como tal. este flujo es menor y no tiene importancia desde el punto de vista de producción. 4. donde: h H t ρ J A = altura del fluido sobre el nivel estabilizado de bombeo. Si nos referimos a la Fig. = A – B. En cualquier instancia. Se nota un pequeño flujo de gas en la estación más alta (#1).Programa de Adiestramiento 2004
El agua esta siendo producida junto con petróleo de una sola zona cercana al fondo del pozo.41. el nivel de fluidos se mueve hacia arriba siguiendo una tendencia exponencial dada por: h = H (1 – e – at ). como: J = qo / (pws – pwf). si la bomba ha sido detenida por largo tiempo. Luego. = área del anulus en pies cuadrados. ahora: h = H * e – at . podemos definir una constante de tiempo TC = 1/a. el nivel de fluido baja de nuevo siguiendo la misma ley exponencial. sino que usando el medidor empacado se puede calcular el índice de productividad a cada nivel. Análisis de los niveles de fluido en un pozo de bombeo Siguiendo las subidas y bajadas del nivel de fluido en el anular no solamente se puede calcular la presión instantánea a la profundidad de la medida. cambio de nivel de fluido.
La determinación de J puede hacerse a partir de la curva de gradiente del medidor de flujo después de parar la bomba.44 * ρ * J) / A. cuando la bomba se detiene por cualquier razón. entonces el nivel está en B. lo cual es desafortunado desde el punto de vista de la reparación. La presión ejercida por la columna AB. Este fenómeno es similar a la carga y descarga de un capacitor eléctrico. = tiempo de parada de la bomba en días. y: a = (2. = densidad del fluido. 7. O bien. es la caída de presión o diferencial (pws – pwf). Durante una constante
. Cuando el bombeo se reinicia. Sin embargo. el nivel estático del fluido se marca en A. = índice de productividad. la tasa de flujo viene dada por: qo = J*(pws – pwf).
El gas total en solución es entonces 325 * 452 = 147 MPCN/D.16 = 525 B/D.7 1417 lpc 1250 lpc 1. y con un conocimiento de los fluidos que están siendo producidos. 2. La interpretación procede de la siguiente manera: 1. y los datos de fondo se deducen de las lecturas de las herramientas. se pueden efectuar predicciones razonables después del trabajo. Se concluye que si se usa este método. Los parámetros en superficie de los fluidos producidos se usan para determinar los factores volumétricos y otros (Bo. igual a 1. etc). el Rs y la gravedad del gas se plotean en la gráfica correspondiente y se encuentra el factor volumétrico del petróleo. Luego. Las respuestas de las herramientas se determinan de la información de calibración. en flujo trifásico.33% de la distancia hasta el nivel B.Programa de Adiestramiento 2004
de tiempo el nivel de fluido baja 63.76 gr/cc. La tasa de petróleo en el fondo es entonces 452 * 1. 3.
Ejemplo de Interpretación en pozos de bombeo:
El siguiente ejemplo ilustra el proceso completo para una interpretación con medidor empacado de flujo y analizador de fluidos.135 gr/cc
Con la gráfica correspondiente hallamos Rs = 325 PC/BN. durante dos constantes de tiempo baja 95% y durante 4 constantes baja 98%.16. Con esto se grafica un perfil de flujo para visualizar la situación y ayudar a la planificación de los trabajos de reparación.
. Bg. con Rs y Bo es de 0. Bo. De la gráfica adecuada. la densidad del petróleo en el fondo. Los resultados son analizados para determinar la tasa de producción de cada fluido a cada asentamiento de la empacadura de la herramienta de flujo. a) Datos de producción y conversiones La compañía proporciona un esquema de la configuración mecánica del pozo junto con los siguientes datos en superficie: Tasas de producción Gravedad API Gravedad del gas (aire = 1) Presión de burbuja Presión de fondo fluyente Densidad del agua (superf) 112 BAPD 452 BPPD 200 MPCND 39 °API 0. y por lo tanto la producción de gas libre es 200 – 147 = 53 MPCN/D.
La producción de gas libre en el fondo es de 53000/90 = 590 PC/D. El punto de hidrocarburo está ubicado a 15% de la distancia desde el punto de petróleo al punto de aire.Programa de Adiestramiento 2004
La densidad del gas libre en el fondo se encuentra entrando en la gráfica con gravedad del gas 0. Entrando en
. que convertidos a barriles equivalentes por día dan 590/5. la producción total de hidrocarburos es de 690 B/D. trabajando con la gráfica de manera inversa. b) Respuestas de las herramientas y lecturas La tabla que sigue muestra la información registrada en cada uno de los 3 niveles de interés. Por lo tanto la densidad en el fondo es de 0.
Flujo Asent N° Prof pies Tiempo Flujo RPS Total B/Dl Densímetro Cps . Las tasas para las estaciones 1.5 mm. así como las calibraciones en aire. respectivamente.7 * 0. con cerca de 15% de gas. y la línea de respuesta trazada desde ahí a la lectura en fondo para el agua.125 gr/cc. se consigue la tasa para la mitad de esa lectura y se duplica esa tasa.615 = 105 B/D de gas. kerosene y agua. La corrección para petróleo es de -16 cps y para el punto de agua es de . Como la producción es trifásica. pero como la respuesta es lineal. 7. con la presión y la temperatura de fondo. 200 y 115 B/D. La lectura de 195 rps cae fuera del gráfico. Los valores corregidos se grafican en el papel especial para medidor de corte de agua.%AYS HUM Cps .00122 * 90 = 0. que es la viscosidad aproximada del petróleo. la línea de respuesta debe tomar en cuenta este hecho. como puede ser verificado con el procedimiento adecuado. leyendo de la línea para 1 centipoise. Con las producciones determinadas anteriormente.077 gr/cc. Fig.7. La densidad del agua en el fondo es de 1.43.%AYS
En agua Calibración antes del trabajo En aire En Petr 1 2 3 12:30 12:35 12:41 191 53 29
1175 1010 984 1016 983 955
11930 11600 10070 11300 10480 10020
La tasa de flujo para cada punto de asentamiento de la empacadura se encuentra con la gráfica adecuada. Se usó una herramienta con medidor empacado y analizador de fluidos de 1-11/16” con hélice de 19. La viscosidad del agua es un poco menos de 1 cp. Los puntos de calibración del medidor de corte de agua (analizador de fluidos) se corrigen por presión y temperatura. El siguiente parámetro a determinar es el corte de agua encada estación. 2 y 3 son de 735. La relación de densidad en el fondo a densidad en la superficie es de 90.63 cps.
o sea 200 – (114 + 8) = 78 B/D. Fig. Sabemos que para tasas sobre los 200 B/D y cortes de agua mayores de 30%. se combinan para calcular la proporción de gas a cada nivel. los índices de corte de agua son 0. Para los niveles 2 y 3 la corrección es despreciable. 57% y casi 100%. 0. 2 y 3. 2.13 * 735 = 96 B/D. En este caso usaremos la solución matemática: Yg = [Yw*( ρw – ρo) + ρo – ρm] / (ρo – ρg).44. En el nivel 1.04 * 200 = 8 B/D. La corrección térmica para este sensor es de -10 cps a 120°F. se requiere una pequeña corrección. ahora se puede calcular la tasa de fluido a cada nivel: 1. La solución se obtiene con el proceso de solución del problema trifásico. Aún cuando el medidor empacado minimiza el efecto de deslizamiento al incrementar la velocidad de los fluidos que pasan a través de él. el corte de agua es 57%. 7. es evidente que toda el agua proviene del nivel 3 y que los niveles 1 y 2 producen sin agua. que nos da 0. tal como se discutió en la sección Pozos Productores – Flujo trifásico – Solución para mezclas trifásicas. que nos da 0.675 y 0. Luego la calibración corregida es de 1175 – 10 = 1165 cps y 984 – 10 = 974 cps.Programa de Adiestramiento 2004
este gráfico con las lecturas de la herramienta. La producción de gas es 0. La producción de gas es .7. 115 B/D. En el nivel 3 la producción es toda de agua. Con las gráficas adecuadas. c) Análisis de Resultados Los valores de la densidad de las mezclas. El resto es petróleo. o sea 735 – (118 + 96) = 521 B/D. 3. el corte de agua es 16%.99.57 * 200 = 114 B/D.25. Puesto que esta cifra es esencialmente la misma que la producción de agua para los niveles 1 y 2. El resto es petróleo.125. corregidas por la deriva térmica en el fondo Fig.94 y 1. los valores de corte de agua corregidos son de 16%.041 y 0. Cap . Mantengamos esto en cuenta.13. En el nivel 2.
. para aire y agua respectivamente. La curva de respuesta del densímetro se define graficando las lecturas de la calibración de superficie. Los valores corregidos se ubican en el papel para el densímetro para encontrar la densidad de la mezcla en cada nivel: 0. Por efecto de las tasas de flujo en el densímetro.73. que nos da 0. 7. respectivamente. esta herramienta pierde precisión y no es confiable. Con esto. 0. en bajas tasas se necesita una pequeña corrección.175. Con las gráficas adecuadas se tiene que para 735 B(D la corrección es de 4 cps.16 * 735 = 118 B/D. densidad en el fondo de los fluidos y cortes de agua en el fondo.0 para los niveles 1. 0.
La tabla que sigue muestra las lecturas corregidas y los resultados del análisis.94 1.
.0 16 57 100 118 114 115 521 78 0 96 8 0
Las tasas de flujo a condiciones de fondo pueden ser convertidas a condiciones estándar para ser comparadas con las de superficie. Con este gráfico se puede deducir que la única forma de parar la producción de agua es aislando el nivel 3.45.
Flujo Total B/Dl Densímetro Cps – Dens gr/cc Corte Agua Prom
Asent N°
Prof pies
Flujo RPS
HUM Cps . 7.73 0. Las tasas de flujo a condiciones de fondo se graficaron en forma de perfil de flujo y se muestran en la Fig.%AYS
Agua B/D
Petr B/D
Gas B/D
En agua Calibración antes del trabajo En aire En Petr 1 2 3 12:30 12:35 12:41 192 53 29 735 200 115
1165 1000 974 0.125
11930 11584 10007 17.5 100.5 67.
.Anexo .
Anexo .6
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