Source: https://www.scribd.com/document/42865440/Interpretacion-de-Perfiles-de-Produccion
Timestamp: 2018-10-20 18:13:40+00:00

Document:
Uploaded by Lina Secco
TWM Toma de as
Naranjo, Claudio - Caracter y Neurosis
me16ch03
01 Al Introduction
Dictado por: Ing. Hugo Lazarde
de Lunes a Jueves durante 4 días con un total de 32 horas. 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.Programa de Adiestramiento 2004 Antes de empezar el Curso. . completo con todos sus capítulos. cuando apliquen. con la excepción de los exámenes. que se programen durante o al final del seminario. cada participante recibirá un manual en español.
Densidad del petróleo a condiciones de fondo 2. COMPORTAMIENTO DE LOS FLUIDOS DE LOS POZOS. Pozos en Condiciones de Estabilidad 1. Factor volumétrico del petróleo 2. Viscosidad del petróleo crudo 2.3. FLUJO EN TUBERIAS VERTICALES. 3.1.2.3. LOS PROBLEMAS DE LA PRODUCCIÓN Y EL PERFILAJE DE PRODUCCIÓN.2. Correcciones a los Fluidos 2.3.2. Flujo monofásico 3. Solubilidad del gas natural en el petróleo 2. Intervalo de amplitud de los parámetros de flujo encontrados en pozos de petróleo 3.2. 2.1.3.2.4. Gradientes de Presión en Sartas de Flujo.4.1. Viscosidad del agua de formación 2.3.1. Información de fluidos necesaria para la interpretación de los perfiles de producción.1. Factor volumétrico del agua 2.3.2.3.3.2. 3. Producción cíclica e Intermitente 1. Introducción 2. Flujo bifásico 3. Medidas de los gradientes de presión . 3.1.2.2.2.1. Problemas en pozos inyectores 2. Gravedad específica del gas y densidad del gas en el fondo 2. Fuentes de información 2. Introducción 3.3.1. Estabilidad estática 1.3.2. Medidas de Flujo 3. Problemas Diagnosticados con el Perfilaje de Producción 1. Compresibilidad del petróleo por encima de la presión de saturación 2. Viscosidad de las mezclas de agua y petróleo 3. Factor volumétrico del gas 2.2. 2.1.7.2.2.5.4.3.3.6.2.8.2. Flujo Laminar y Flujo turbulento 3.2.2.3. Estabilidad dinámica 1.2. Comportamiento de las Aguas de Formación 2.2. 1.2.2.2.2.Programa de Adiestramiento 2004 SUMARIO TECNICO 1. Flujo Monofásico.3. Introducción 1. Viscosidad de los gases naturales 2.3.3.1. Reestabilización después de períodos cortos 1.2.1. Densidad del agua a condiciones de fondo 2. Problemas en pozos productores 1.1.3.
4. Límites entre regímenes de flujo 3. 5.5. La retención de la fase pesada a partir del gradiomanómetro. 5.7.1.5. Limitación en Tasas de Flujo.2. 4. Respuesta de la herramienta 4. Aplicaciones 4. Medidores de Temperatura (Termómetros). Principio y descripción de la herramienta 4.4. 5.1.1.Programa de Adiestramiento 2004 3.2.5.3. Definiciones 3. . Principio y Descripción.2.3.2.3. Apariencia de la curva de gradiente de presión 4.2.1.6.2. Corrección a las lecturas 4. Introducción 4.1.4.4.2. 4. Características de la herramienta 4. Respuesta de los Sensores. Obtención de la velocidad de deslizamiento 3.1.2. Conclusiones.1.4. 3.3. Velocidad de Deslizamiento 3. Retención 3.2. Retención (holdup) y deslizamiento (slippage) 3.3. Aplicaciones 5.2. 4.5.3. Principio de medición y descripción de la herramienta 4.3.3.5. Calibrador a través de Tuberías.2.3.3.3.4.5.2. Principio y descripción de la herramienta 4. 4. Regímenes de Flujo. El Gradiomanómetro y las herramientas de presión en pozos estáticos. Medidor Empacado de Flujo 5.1.2. Medidor de Corte de Agua (HUM). HERRAMIENTAS DE PERFILAJE EN LA PRODUCCIÓN CONTINUA Y SUS MEDICIONES 4. 5.4.3. Principio y descripción de la herramienta 4. Medidor de densidad de Fluidos (Gradiomanómetro).5. Aplicaciones 4.5.3. HERRAMIENTAS INFLABLES DE PRODUCCIÓN Y SUS MEDICIONES. Densímetro 5.4.6. 4. Cálculo de las tasas volumétricas de flujo 4.5. Medidor Continuo de Flujo 4.5.3. Características de las Herramientas y Precisión de las mediciones 4. Aplicaciones 4.3.3.1. Limitaciones 4.4.3.2.
Evaluación de tratamientos a la formación 7. Técnicas de interpretación 6. 7. Trazadores Radioactivos. HERRAMIENTAS ESPECIALES DE PRODUCCIÓN Y SUS MEDICIONES.4.5.3.1.7. TÉCNICAS DE INTERPRETACIÓN.3.1. El gradiomanómetro y el medidor de flujo en flujo bifásico 7.1. Pozos de Bombeo. Ejemplos de campo. Los problemas de los pozos inyectores 7.1. Ejemplo de Interpretación en pozos de bombeo 7.2. Respuestas de las herramientas y lecturas 7. Pozos de inyección de vapor 7. Evaluación de pozos productores de líquido 7. El medidor de flujo en un pozo de bombeo 7.2.5. Ejemplo de campo. 7.2.2.1. 7.1.2. Entrada de de agua en un pozo de bombeo 7.6.4.2. 6. Medidores de Ruidos (Hidrófonos) 6.6.7. Medidor Electromagnético de Espesores 6. Perfiles de temperatura y su interpretación 7.4. Principio y descripción de la herramienta 7.3. Ejemplos de campo 7.Programa de Adiestramiento 2004 6.4.1. Análisis de los niveles de fluido en un pozo de bombeo 7.1. Análisis de resultados .3. 6.2.6.2.2. Evaluación de pozos de gas 7.1. PLT 6. Trazadores radioactivos 7.2.5. Canalización por detrás de tubería 7.3. En Pozos Inyectores. Flujo bifásico. 8.6. 7.1.2.1.2. Medidores de Presión (Manómetros) 6. Interpretación de perfil de temperatura y medidor de flujo 7. Interpretación de los medidores de presión 6. 7.1. El gradiomanómetro en un pozo de bombeo 7.3.5.1. Datos de producción y conversiones 7.5. Tomador de Muestras de Fluido.3.3.1. Ejemplo de solución gráfica 7.1.4. GRÁFICOS DE APLICACIÓN.4. Flujo trifásico 7.3. Comunicaciones. Ejemplo de campo. Herramienta Combinada de Producción. 7. Medidor de flujo de agua (Water flor log) 6. 6.1. .1.5.3. Producción monofásica 7.2.3. Medidores de flujo 7.5. En Pozos Productores.6.5.1. Limitaciones del método 7.4.6. Evaluación de Pozos.
A todos ellos reconocemos la autoría de muchas de las interpretaciones que aquí se presentan. Adicionalmente se ha usado información de otros trabajos de dominio público de empresas dedicadas a la actividad de perfilaje. agradecemos a ESP Oil Consultants por el trabajo de logística que puso en la edición y presentación de este manual de trabajo. bajo la tutoría del Ingeniero Américo Perozo Y. 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. (M Sc).Programa de Adiestramiento 2004 Reconocimiento Este trabajo tiene como base el Manual de Interpretación de Perfiles de Producción de la empresa Schlumberger Limited. 2 . Finalmente.
acidificaciones y otros tratamientos a las formaciones. sino la causa de cualquier posible problema durante la inyección. Los perfiles de producción corridos a una edad temprana en la vida del pozo. 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. bien sea para monitorear la etapa de agotamiento del pozo o para resolver problemas. a determinadas tasas de inyección. sino la cantidad que penetra en cada horizonte o zona. que revela si se está cumpliendo el comportamiento esperado. 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. Los estudios de comportamiento incluyen los perfiles de flujo en los pozos. los perfiles de producción se usan para evaluar la efectividad de dichos tratamientos. con poca o escasa pérdida de producción como consecuencia de los trabajos. por detrás de la tubería pueden definirse y localizarse con estos perfiles de producción. pues los fluidos inyectados son monofásicos. Con los perfiles de producción se puede determinar no solo la distribución. 3 . Las reparaciones resultan simples y económicas cuando la naturaleza del problema está bien entendida antes de comenzar los trabajos de reparación. es importante conocer no solo la cantidad de fluidos que recibe un pozo. Hay dos grandes áreas a las cuales se le aplica el perfilaje de producción: comportamiento de los yacimientos y problemas en los pozos. Su objetivo es proporcionar información sobre la naturaleza y el movimiento de los fluidos dentro del pozo. En ocasiones. sirven como marco de comparación con corridas posteriores. Cuando se trata de trabajos de fracturamiento. En pozos inyectores.Programa de Adiestramiento 2004 Capítulo 1 LOS PROBLEMAS DE LA PRODUCCIÓN Y EL PERFILAJE DE PRODUCCIÓN Introducción El perfilaje de producción se puede definir como las mediciones efectuadas en el subsuelo posteriores a la completación inicial del pozo. bien sea por fallas mecánicas en el pozo o por características no esperadas de la formación. La interpretación en pozos inyectores es simple. Los problemas causados por fallas en la tubería de revestimiento u otras herramientas de la completación o la comunicación entre zonas. las soluciones pueden lograrse con herramientas bajadas a través de la tubería eductora.
dependiendo de las características del yacimiento y de la tasa de producción que se pretenda estabilizar. dependiendo de la magnitud y la cantidad de tiempo en que se causó el disturbio. Se considera que el pozo está estabilizado si la presión en el cabezal de producción (THP) permanece constante por alrededor de ½ hora. Por otra parte. lo cual puede tomar unas horas si el pozo estuvo cerrado por una hora o más. A los efectos de un Gradiomanómetro y de un Medidor de Flujo. Si el pozo ha estado cerrado por un período previo prolongado. Estabilidad dinámica: Cuando un pozo se programa para perfilaje de producción. Antes de la corrida del perfil. 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. 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. Para el propósito de medición del gradiente estático de columnas de petróleo. Estabilidad estática: Para un pozo cerrado en la superficie. Si el diámetro interno de la herramienta es muy cercano al diámetro de la tubería eductora. de forma de evitar las altas caídas de presión por fricción en el anular entre tubería y herramienta. el retorno a condiciones estáticas puede resultar muy lento para ser medido con las herramientas de producción disponibles. cuando se toman medidas a intervalos de media hora en un pozo cerrado y no se perciben variaciones. La estabilidad termal puede requerir muchos días antes de ocurrir. el pozo puede considerarse estático. por ejemplo. se alcanza cuando se logra una tasa de producción estable. a veces requiere de más de 72 horas antes de poder ser extrapolada a condiciones estáticas. las técnicas de interpretación se aplican a un pozo que produce en condiciones relativamente de estado estable. el pozo debe ser reestabilizado.Programa de Adiestramiento 2004 Pozos en condiciones de estabilidad: Excepto por unos pocos casos. gas y agua. A continuación se define lo que es una condición estabilizada. 4 . o menos si el cierre fue solo durante el paso de la herramienta por alguna sección reducida de la tubería. un período de dos horas de cierre es suficiente. el pozo puede ser cerrado por un corto lapso para permitir la bajada de la herramienta. la estabilidad térmica bajo condiciones dinámicas de producción. sus tasas de producción deben controlarse cuidadosamente para determinar si la producción es estable. La presión estática. no obstante. la producción puede tomar poco o mucho tiempo para estabilizarse.
• Levantamiento Intermitente por Gas Ocasionalmente. según se verá mas adelante en este curso. cuyo efecto no se nota cerca del fondo del pozo. 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. 5 . Producción cíclica e intermitente: La producción de un pozo puede tender a ser en forma de ciclos o intermitente. el pozo se coloca en una modalidad de producción conocida como cabeceo o producción por cabezadas. cuando se trata de economizar gas de levantamiento. las mediciones deben efectuarse mediante paradas por encima y por debajo de cada zona de producción. que a veces hacen peligrosa su realización. o regulado automáticamente en el fondo del pozo mediante válvulas de levantamiento ajustadas para operar a una presión predeterminada. Para los efectos del perfilaje. si el pozo no puede ser retornado a condiciones estabilizadas. El cabeceo es raro dentro de la formación. un pozo puede comenzar a producir por impulsos. Dos de las causas que se discuten en este taller son el cabeceo o producción por cabezadas y el levantamiento intermitente por gas. el levantamiento debe ser mantenido de manera continua para lograr más precisión en la medida. Cuando los períodos de no flujo se alargan. seguidos de períodos de no flujo. el tiempo para reestabilizarlo dependerá del tiempo que estuvo cerrado.Programa de Adiestramiento 2004 • Pozos de bombeo: Si el bombeo tiene que pararse por cualquier razón no prevista. En todo caso. que incluyan no menos de tres ciclos para tener un promedio razonable. Las mediciones efectuadas bajo estas condiciones ofrecen dificultades. dando lugar a períodos de producción de cierta duración. • Cabeceo: Cuando la energía disponible en un yacimiento empieza a declinar. 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. el gas puede ser inyectado en forma intermitente mediante un control de superficie. Ocurre únicamente en formaciones carbonáticas donde la energía se almacena en fisuras o cavernas. del área anular y del Índice de Productividad (IP). Es imprescindible asegurarse de que el gas de levantamiento sea sustraído del gas total producido al efectuar los cálculos de flujo.
3). es importante controlar la relación gas petróleo.4). con la consiguiente pérdida en recobro final. que el proceso de prueba de las zonas una por una (drill stem testing). 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. Cuando la producción viene de una zona de buen espesor y masiva. esta producción de gas es inevitable. con permeabilidad estratificada. si la permeabilidad vertical es suficientemente alta (Fig. la completación de pozos con producción de diferentes zonas de manera conjunta. por detrás de la tubería. 1. Finalmente. el gas libre puede adedarse hacia abajo desde la capa de gas hacia el pozo (Fig. 1. En zonas de buen espesor. es esencial determinar si los fluidos ofensores están entrando desde el tope o desde el fondo de la zona. 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. o por fugas en la tubería. Si existe una capa de gas (Fig. lo que permite tomar medidas que propendan al que el drenaje de los yacimientos sea llevado de manera optimizada. la producción de gas libre puede estar viniendo por expansión hacia abajo de la capa de gas. A menudo no es posible mantener una presión de fondo que permita producir todas las zonas juntas a una tasa de producción deseada.2).1). en una misma tubería de producción. la energía del yacimiento se reducirá rápidamente. Si la cantidad de gas producido es excesiva de acuerdo con lo esperado según las características PVT del fluido. o si pudiesen provenir de otras zonas. 1. esta condición puede resultar agravada dando lugar al mecanismo que es conocido como conificación. • 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. 1. el gas libre puede ser producido desde zonas cercanas. por razones económicas. en el yacimiento o en el fondo se está produciendo gas libre. Si el gas producido en exceso no es reinyectado. 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. pues en caso contrario.Programa de Adiestramiento 2004 Problemas diagnosticados con el perfilaje de producción Problemas en pozos productores: A veces es menester. 6 . o si existe una distribución uniforme. en los casos donde exista pobre cementación. a través de las zonas más permeables antes de que las zonas adyacentes dejen de producir petróleo.
6). 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. gas y agua) se recomienda el uso del Medidor Empacado de Flujo combinado con el Analizador de Fluidos. el diagnóstico conduce a decisiones sobre la naturaleza del problema y a recomendaciones para su solución. Para tasas menores y flujo trifásico (petróleo.Programa de Adiestramiento 2004 Las zonas productoras de gas pueden ser fácilmente identificadas mediante el uso del Gradiomanómetro. 7 . el diagnóstico conduce a decisiones sobre la naturaleza del problema y a recomendaciones para su solución. En zonas de buen espesor. el agua puede llegar por adeudamiento hacia arriba desde el contacto hacia el pozo. debajo de la cual solamente se produce agua y por encima de la cual se produce petróleo limpio. 1. cuando existe flujo bifásico (agua y petróleo) y las tasas son altas (más de 800 BFPD). • Alto corte de agua en pozos productores de Pertóleo En un yacimiento donde esté presente un contacto agua petróleo. mientras que las zonas más apretadas todavía conservan mucho petróleo (Fig. con permeabilidad estratificada. incrementa la presión hidrostática del fluido combinado y podría eventualmente matar al pozo. Las zonas productoras de agua pueden ser fácilmente identificadas mediante el uso del Gradiomanómetro. el exceso de agua puede deberse a la elevación del contacto hacia las perforaciones.7). Si las tasas son altas y existe permeabilidad vertical favorable. Para esto se requiere tener un conocimiento de las cantidades de fluidos recibidas por cada zona. 1. a través de las zonas más permeables.5). adicional al Gradiomanómetro y el Perfil de Temperatura. Los pozos completados dentro de la zona de transición producirán petróleo con mayor o menor corte de agua. 1. por detrás de la tubería de revestimiento. o por fugas en la tubería (Fig. en conjunto con el Medidor de Flujo y un Perfil de Temperatura. existe una zona de transición de mayor o menor espesor dependiendo de las características de las rocas. Finalmente. Problemas en pozos inyectores: En los pozos inyectores de agua o gas. en conjunto con el Medidor de Flujo y un Perfil de Temperatura. Con esta información. Con esta información. Las cantidades de agua que puede ser tolerada en la producción dependen de las características de cada zona productora. en la facilidad para el levantamiento y en la habilidad para disponer de ella. a medida que la producción de petróleo progresa. en los casos donde exista pobre cementación. el agua puede ser producida desde arenas acuíferas cercanas. A semejanza de lo que ocurre en los pozos con alta RGP discutidos anteriormente. El alto corte de agua en pozos con gradiente normal de presión. es posible inducir una conificación de agua (Fig. Esta situación debe ser detectada a tiempo de tomar acciones correctivas.
Estas características serán discutidas mas adelante en el curso. Para estos propósitos se dispone de herramientas como las ya mencionadas. propiedades del fluido inyectado. tamaño del hoyo y tasas de flujo. además de trazadores radioactivos. La selección de la herramienta apropiada depende de las condiciones del pozo.Programa de Adiestramiento 2004 El proceso es monitorizado tomando un perfil inicial y luego manteniendo un control periódico del perfil en los pozos inyectores. 8 .
anhídrido carbónico. cps AGUA: Salinidad o densidad en superficie. cps RGP. Ocasionalmente pueden producirse los fluidos que se hayan perdido a la formación durante la perforación. cps. petróleo con su gas disuelto. agua y pequeñas fracciones de nitrógeno. pc/bn o m3/m3 Presión de saturación. con las mediciones efectuadas con el perfilaje de producción. Para correlacionar las RGP. ppm o gr/cc Factor volumétrico del agua Densidad en el fondo. (Aire = 1. gr/cc Viscosidad en el fondo. y que usualmente. si están presentes.0) Densidad en el fondo. lo están en cantidades despreciables. realizadas a condiciones de 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. Bo Viscosidad en el fondo. gr/cc Factor volumétrico. gr/cc Factor volumétrico del gas Viscosidad en el fondo. cortes de agua. sulfuro de hidrógeno y helio. tasas de producción y otras medidas de superficie. Información de fluidos necesaria para la interpretación de los perfiles de producción. temperatura y solubilidad del gas. se requiere de los siguientes datos: PETRÓLEO: °API o densidad. lpca o kg/cm2 GAS: Gravedad específica. en gr/cc en superficie Densidad en el fondo. 9 .Programa de Adiestramiento 2004 Capítulo 2 COMPORTAMIENTO DE LOS FLUIDOS DE LOS POZOS Introducción Los fluidos que se producen en un pozo tras su completación pueden ser gas libre. todos los cuales pueden considerarse como impurezas. Pb.
para varias temperaturas. a 60°F (15.7 lpc). pueden ser estimados en base a las correlaciones publicadas. se puede encontrar el valor recíproco. d) Cuando los datos no pueden ser obtenidos de las formas descritas. En los gráficos basados en esta relación. los volúmenes de gas se miden en condiciones llamadas estándar o normales. si se cierra el pozo por tiempo suficiente para que los fluidos se segreguen.Programa de Adiestramiento 2004 Fuentes de Información a) Si se tiene un análisis químico completo del gas del condensado.7 a 200°F y 2000 lpca. 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. Correcciones a los Fluidos Factor volumétrico del gas. Bg: En la industria. usando datos promedios de las propiedades físicas en función de la gravedad API o la densidad del gas. para gases promedios. la temperatura y la presión son conocidos. El factor volumétrico del gas. Bg. los datos necesarios pueden calcularse a partir del análisis.6°C) de temperatura y a una atmósfera de presión (14. petróleo y gas puede ser medida directamente en el fondo con un gradiomanómetro. pues pocas veces se dispone de tales análisis. al volumen ocupado por el mismo peso de gas a condiciones normales. A los efectos del curso. usaremos PCN o pcn para el gas. Este método no será discutido. 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). b) La información mas representativa se obtiene de análisis PVT realizados en el laboratorio a una muestra representativa del fluido. Procedimiento: 10 . es la relación del volumen ocupado por un cierto peso de gas a temperatura y presión de yacimiento. 1 / Bg. cuando la gravedad específica del gas. c) La densidad en el fondo del agua. Donde los subíndices cn se refieren a condiciones normales y f a condiciones de fondo.
Programa de Adiestramiento 2004 Del gráfico para gravedad de gas 0.0762 lbs / pcn = 20. ambas a condiciones normales. Gr. 2.2 pcn.1 hallamos que un gas a las condiciones especificadas tiene una relación de volúmenes de 125. o sea: ρg = 0. Ejemplo: 11 . 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. y dado que el peso molecular del aire es de 28. Esp. a las condiciones dadas. se obtiene la relación entre volúmenes de gas en la superficie y el fondo de 125. Un problema más práctico sería el siguiente: Ejemplo: ¿Cuál es la densidad de un gas de gravedad específica 0.96.107 gr / cc Dado que la densidad de un gas a CN es proporcional a su peso molecular. En otras palabras tiene: Bg = 1 / 125.7 (Fig.00122 gr/cc o 0.7 x 0. es decir.00122 gr/cc x 125 = 0.1).55? Respuesta: 500 pcn x 0. el peso de cualquier volumen de gas puede hallarse simplemente multiplicando el volumen por la gravedad específica y por la constante respectiva. 2.7 a 2000 lpca y 200 °F? Procedimiento: Con la Fig. Con este término se designa la relación entre la densidad del gas y la del aire.55 x 0. la gravedad específica de cualquier gas puede ser calculada. con presión de 2000 lpca y temperatura de 200°F. Densidad a F = Gravedad x Densidad Aire a cn x 1/Bg. Ejemplo: ¿Cuál es el peso de un volumen de 500 pcn de gas de gravedad específica 0. Gas = (Densidad del gas a cn / Densidad del aire a cn) Puesto que la densidad del aire a condiciones normales es de 0. es de: 400 pcn x 1/125 = 3.95 lbs. El volumen de gas ocupado por los 400 pcn de gas en el fondo. que ocupará 1/125 de su volumen a las condiciones mencionadas. Por lo tanto.0762 lbs/pcn.
2. si se conoce el análisis completo de un gas natural dado. un incremento en temperatura aumenta la viscosidad de los gases. los gases livianos se asemejan a gases perfectos en su comportamiento. En unidades métricas se mide en m3 de gas / m3 de petróleo. Viscosidad de los gases naturales: A altas temperaturas y bajas presiones. temperatura y gravedad específica del gas. En el sistema de unidades API. se define como el volumen de gas por volumen de petróleo en condiciones normales. La liberación diferencial resulta en más gas y menos líquido. Los detalles pueden encontrarse en cualquier texto de Ingeniería Básica de Yacimientos. 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). los gases pesados se comportan como líquidos. Rs = PC de gas liberado a CN / BN de petróleo. CH4 = 16 / 28. 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. Rs. mientras que la instantánea da menos gas y más líquido.61 pc / bl x RGP en m3 / m3 = RGP en pc / bl RGP en pc/ bl x 0. la solubilidad es casi directamente proporcional a la presión hasta que todo el gas libre disponible se haya disuelto en el petróleo. un incremento en temperatura disminuye la viscosidad. La cantidad de gas que se disolverá en un volumen dado de petróleo depende fundamentalmente de la presión. Nótese que por encima de entre unas 1000 y 1500 lpca. para gravedades específicas dadas. Los gráficos que se presentan en la Fig. luego: Grav. con excepción de aquellos líquidos que 12 . Puesto que el peso molecular del metano es de 16. Rs: La relación gas petróleo en solución. mientras que a bajas temperaturas y altas presiones. mientras que por debajo de ese umbral. Solubilidad del gas natural en el petróleo.178 pc/ m3 = RGP en m3 / m3.96 = 0. gravedad API del crudo. Esp. 1 Bl = 5. De hecho.2 permiten estimar la viscosidad del gas en función de la temperatura y presión. La cantidad de gas que se liberará de un crudo. El factor más importante es la presión.Programa de Adiestramiento 2004 Hallar la gravedad específica del metano (CH4).553 Luego.61 pc 5. la RGP en solución se mide en PCN / BN. su gravedad específica puede hallarse de manera similar haciendo una suma pesada de la fracción de cada componente por su respectivo peso molecular.
se consigue que Rs = 500 pc/ bl.22. El Bo se determina con más precisión en el laboratorio. determine la solubilidad del gas a 2500 lpc. y como tal se denomina Bob. 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. Ejemplo: Dado un gas de gravedad específica 0. se recurre a las correlaciones existentes para determinar Bo a la presión de saturación. en muestras representativas del yacimiento. a condiciones de presión y temperatura de fondo. Procedimiento: De la Fig. con Rs de 370 pc/bl.75 de gravedad específica. Con la gráfica de la Fig. cuando esta información no está disponible. 2. la separación del gas es un proceso combinado. No obstante. En un pozo en producción.4 se determina Bo = 1. 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. la pérdida del gas disuelto es un factor mucho más importante. un petróleo de 30 °API en el tanque y temperatura de 200°F. pues se separa instantáneamente hasta el separador y luego diferencialmente en el separador y en los tanques. Ejemplos: Si se tiene un gas de 0. Factor volumétrico del petróleo. en muestras representativas del yacimiento. luego el gas separado será de 500 – 350 = 150 pc/bl. calcule el Bo al punto de burbuja. 13 . se recurre a las correlaciones existentes. Bo: El factor volumétrico del petróleo. No obstante. puede definirse como la relación del volumen ocupado por el petróleo (y su gas en solución).Programa de Adiestramiento 2004 originalmente tienen una alta merma (shrinkage factor). Este valor de Bo se encuentra al punto de burbuja. 2.75.3 (Nomograma). La Rs se determina con más precisión en el laboratorio. con respecto al volumen ocupado por ese mismo petróleo a condiciones normales o estándar. cuando esta información no está disponible. Bo. a la temperatura de 200 °F.
se obtiene finalmente un valor de Bo = 1. Utilizando la Fig. ρof: La densidad del petróleo a condiciones de fondo se determina con mayor precisión en el laboratorio.pb)] Donde: c = Bob = Po = Pb = Ejemplo: Dado un petróleo con Bob = 1. en una muestra adecuada de petróleo del yacimiento.66 gr/cc.20. Se requiere conocer Rs y Bo. la densidad a condiciones de fondo puede calcularse utilizando correlaciones de uso común en la industria. en una columna estática después de que el pozo haya sido cerrado por suficiente tiempo. y factor volumétrico del petróleo 14 . La relación usada es la siguiente: ρof = [1000 x ρcn + (1. encuentre el factor volumétrico corregido por compresibilidad por encima del punto de burbuja. 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.c (po . 2. presión en el fondo del yacimiento de 3000 lpc. presentadas en gráficos de uso público. Si esta información no se encuentra disponible. aunque también puede hacerse con el gradiomanómetro y con bombas de presión. 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.5 y las ecuaciones necesarias.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. Pb de 2000 lpc. 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 .22. la compresibilidad del petróleo a presiones por encima de la presión de saturación. que permita la segregación de los fluidos.Programa de Adiestramiento 2004 Compresibilidad del petróleo por encima de la presión de saturación De acuerdo con Calhoun. densidad a Pb de 0.
a menos que se disponga de información en contrario. tanto a presiones por encima como por debajo de la presión de burbuja. debe usarse la curva para agua con su correspondiente gas disuelto. encuentre la densidad del petróleo a la presión de burbuja. Utilizando la Fig. El efecto de incrementar la presión es incrementar la densidad libre de gas del agua de formación a condiciones de fondo 15 .07 cps. Operando con la Fig. Rs y salinidad. presión y cantidad de gas disuelto. se consigue la solución de la densidad del petróleo a la presión de burbuja. existen numerosas correlaciones que permiten estimarla en función de la densidad del crudo a cn. 2. Si bien las medidas más precisas se obtienen en el laboratorio. al volumen ocupado por el agua a condiciones normales. a temperatura de 200°F. Una correlación establece la relación Bw versus presión para agua saturada con gas y el agua libre de gas a diferentes temperaturas (Fig.765 gr / cc. La unidad de medida usual es el centipoise. gravedad del crudo de 30° API y factor volumétrico de 1. temperatura y RGP en solución. presión.75. 2. que es 0. 2.21. calcule su viscosidad a la presión de 2700 lpca.Programa de Adiestramiento 2004 Ejemplo: Dado un gas con GE de 0. con Rs de 400 pc/bl y presión de burbuja de 1700 lpca.7 se obtiene el valor de 1. Los petróleos pesados son generalmente más viscosos que los más livianos con la misma base hidrocarbonada. Densidad del agua a condiciones de fondo: La densidad del agua de formación puede variar en un amplio intervalo de amplitud. abreviado cp. la densidad está afectada por temperatura.6. Comportamiento de las aguas de formación Factor volumétrico del agua. El factor volumétrico del agua está afectado por la temperatura. RGP en solución de 350 pc / bl. A condiciones de fondo. Ejemplo: Dado un petróleo con gravedad API de 30°. Bw: 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. En general se considera que el agua está saturada con gas a sus condiciones de fondo.8). Viscosidad del petróleo crudo: La viscosidad del crudo decrece con el incremento de la temperatura y al aumentar la RGP en solución. por lo tanto. El efecto de la expansión térmica es disminuir la densidad a condiciones de fondo. la cual será la usada en este manual.
pero es ligeramente afectada por la temperatura.11). 2.9 pc / bl. 16 . una emulsión de petróleo en agua tiene un límite superior cercano a los 5 cps.10. Viscosidad del agua de formación: Existen correlaciones que indican la viscosidad del agua de formación con temperatura en función de salinidad (Fig. Por el contrario. Si en la mezcla llegara a formarse una emulsión de agua en petróleo. se obtiene un valor de 19. Ejemplo: ¿Cuál es la solubilidad de gas en un agua de formación de 20000 ppm. El efecto de la presión es pequeño y despreciable para los efectos de este trabajo. Viscosidad de las mezclas de agua y petróleo: No existe al presente un método que permita calcular la viscosidad de las mezclas agua-petróleo. 2. la viscosidad puede alcanzar a cientos de centipoises.9 y 2. a 250°F y 5000 lpca? Con los gráficos de las Figs.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.
de manera que la terminología y las técnicas de evaluación puedan introducirse en su forma más simple y didáctica. 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. Consideraremos en primer lugar el caso de flujos de una sola fase. Los problemas de los pozos que presentan flujo monofásico.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. cerca del fondo del pozo pueden existir condiciones bifásicas. 3. El perfil de velocidad es parabólico (Fig.Programa de Adiestramiento 2004 Capítulo 3 FLUJO EN TUBERÍAS VERTICALES Introducción Los perfiles de producción son corridos. casi siempre mantiene el hoyo totalmente lleno de agua desde el fondo hasta la zapata del eductor. La naturaleza de tal flujo vertical. se resuelven usualmente en forma simple mediante el uso de un medidor de flujo y un perfil de temperaturas. Flujo monofásico: En la práctica es frecuente encontrar tanto flujos monofásicos como multifásicos. 17 . como en el caso de pozos inyectores y de pozos productores de petróleo limpio o gas. aún cuando la producción en superficie sea limpia. (Máxima) es el radio de la tubería es una distancia medida desde el centro de la tubería. que toma la forma de burbujas levantándose desde una zona de agua casi estática. aunque el flujo adyacente a la pared de la tubería es estacionario. por lo general. un pozo produciendo a baja tasa con un corte de agua despreciable. excepto por el espacio ocupado por la producción de petróleo y gas. en sistemas en los cuales uno o más fluidos fluyen en una tubería vertical. Velocidad promedio. Sin embargo. Flujo laminar y Flujo turbulento 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. Por ejemplo. incluyendo el flujo multifásico.
Programa de Adiestramiento 2004 Observe la forma de parábola que toma el perfil de flujo. Cuando se produce un flujo turbulento.75 log⎜ e ⎟ + 8. Experimentos realizados en laboratorios de tuberías verticales. el fluido es estacionario en la pared de la tubería y hay una capa delgada de flujo laminar cerca de ella. Para calcular el número de Reynolds. e = altura media de las rugosidades de la pared Vp = velocidad promedio del fluido (Qt / Área).3. muestran que una combinación de cuatro factores determina si existe flujo laminar o turbulento. el número de Reynolds se expresa como: 18 .5⎥ ⎝ ⎠ 8⎣ ⎦ donde: y = distancia medida desde el centro de la tubería. en gr / cm3. cuya velocidad máxima es Vc. f = factor de fricción de la tubería. µ = es la viscosidad del fluido.2). La velocidad en cada uno de los puntos puede calcularse con la siguiente ecuación: V = Vp f⎡ ⎤ ⎛ y⎞ ⎢5. en poises y V = es la velocidad promedio. 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. caracterizándose por un perfil de velocidad casi plano en la zona turbulenta (Fig. d = es el diámetro interno de la tubería. en cm. d µ ρ = es la densidad del fluido. b) La medición de la tasa de flujo es “casi” independiente del tamaño del sensor. se utiliza la siguiente ecuación: N re = donde: ρ. en cm / seg. pero la velocidad tiene variaciones mucho menores. Esta combinación es conocida como el número de Reynolds. función de la rugosidad de la pared. V = velocidad en un punto a distancia “Y” del centro de la tubería. En unidades de campo. V.
fluyendo en varios diámetros de tubería en función de la tasa de flujo se muestran en la Fig. al menos en las zonas superiores de la sarta.05 y 0.Programa de Adiestramiento 2004 N re = 90 donde: Qt = es la tasa de flujo en bls/día. Esta figura ilustra la situación en la cual en tuberías con flujo de petróleo y gas.0 cps. En la siguiente tabla se leen los valores para discriminar el tipo de flujo. d = es el diámetro interno en pulgadas y µ = es la viscosidad en centipoises. Q t .000 Existe una zona (entre 2000 y 4000) en la cual el flujo puede ser laminar o turbulento.2 y 10 cps. La densidad del gas varía entre cerca de 0.3.0 gr / cc. 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.ρ d. 3.6 a 0.01 a 0. µ ρ = es la densidad en gr / cc. con la densidad variando entre 0.2 a cerca de 1. ya es francamente turbulento. con la densidad variando alrededor de 1. según los disturbios que puedan estar presentes.000 > 4. Los números de Reynolds correspondientes a fluidos de varias viscosidades. según el número de Reynolds.2 gr / cc en el fondo. con viscosidades correspondientes de 0. en pozos someros que producen crudos de baja gravedad API y en pozos donde ocurren las emulsiones de agua en petróleo. la viscosidad de los fluidos es alta (mayor de 100 cps) y se debe esperar la ocurrencia de flujo laminar. La viscosidad del agua de formación varía entre 0. Tipo de Flujo Laminar Turbulento Valor de Nre ≤ 2.8 gr / cc. Por el contrario. 19 . usualmente se consigue flujo turbulento.07 cps. Por debajo de 2000 no debe existir flujo turbulento y por encima.
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. En los medidores de flujo libre. La respuesta de la hélice está fuertemente afectada por los cambios en la viscosidad de la mezcla de fluidos. y los de flujo forzado. En el segundo grupo se encuentran los medidores de flujo empacado (packer flowmeters). En los medidores de flujo empacado. Gradientes de presión en sartas de flujo: Flujo Monofásico: La descripción básica del flujo de un fluido ideal es la ecuación de Bernoulli. la corriente del flujo es dividida. únicamente ciertos medidores a base de hélice resultan de interés práctico para la medida cuantitativa de flujos monofásicos y multifásicos. con muy poco efecto de la viscosidad o la composición de los fluidos. ρ 2 = es la densidad del fluido. ∆v = velocidad promedio al cuadrado. tiempo de tránsito y termómetros. ∆h = es la distancia. 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. que como su nombre lo indica. En el primer grupo están el medidor de flujo continuo (continuous flowmeters) y el medidor de flujo de caudal o diámetro total (fullbore spinner). trazadores radioactivos. que es una relación entre presión. La experiencia de campo demuestra que las mediciones son bastante precisas en flujos altos (mayores de 40 pies / min). obligan al flujo a pasar por una restricción lograda con un empaquetamiento del diámetro total de la tubería de flujo. De estos. elevación y velocidad en puntos a lo largo de una línea de flujo. pero son impredecibles en mezclas de agua y petróleo. 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. A los propósitos del perfilaje de producción. que se ubican en el centro del espacio de la tubería y permiten que el flujo pase por los lados. 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. y 20 . estos métodos incluyen medidores a base de hélices. Los medidores de hélice se agrupan en dos categorías: los de flujo libre. 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.
donde ∆h en el gradiomanómetro es de solamente unos pocos pies. 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. 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 cumple que: ∆p / ∆h = Yliq g ρliq + (1 . trabajando con las expresiones anteriores. Cuando el término por fricción es suficientemente pequeño para ser 21 . por ejemplo. tiene más validez en el perfilaje de producción. De esta forma. Flujo Bifásico: Para flujo bifásico. Medida de los gradientes de presión: El gradiomanómetro mide el gradiente de presión promedio sobre un intervalo de 2 pies.Programa de Adiestramiento 2004 G = es la aceleración de la gravedad. se ha encontrado que el término cinético es despreciable. Resulta evidente que Yliq + Yg = 1. 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.Yliq ) g ρg + F Donde F representa una modificación bifásica del término de pérdida por fricción. e inversamente proporcional a la viscosidad: q = [( π d4) / (128µ)] / (∆p / ∆h) En el flujo turbulento. el término estático debe ser modificado para permitir la presencia de dos fluidos de diferentes densidades. el cual refleja tanto los efectos de la viscosidad como la rugosidad de las paredes de la tubería. son las retenciones (holdups) de líquido y de gas. Para el flujo de fluidos viscosos reales. La relación de gradiente de presión y velocidad para el flujo turbulento fue estudiada por Blasius. Ros. Esto. 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. y por tanto. se ha encontrado necesario añadir un término de gradiente de presión adicional. q ya no es proporcional a la caída de presión. Más adelante se tratará lo concerniente a estas retenciones.
4). El mismo tipo de transiciones ocurre en los sistemas petróleo-agua. Por lo tanto. Régimen de burbujas: II. Límites entre regímenes de flujo Los regímenes de flujo son importantes porque están influenciados por las velocidades y las concentraciones de las fases individuales. A altas velocidades del gas. Witterholt preparó las siguientes relaciones con base en valores promedios: I. tal como se muestra en la Fig. y complican la interpretación de las mediciones de perfilaje de producción realizadas en tuberías. Los tres regímenes principales de interés son el flujo de burbujas. Los trabajos de laboratorio confirman que los términos de gradiente de fricción son despreciables (Fig. 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. Régimen de neblina: qg ≤ 1.25 x 104 + 145 qliq 22 . Ros define los límites de los sistemas gas-líquido en términos de velocidad adimensional del líquido versus la velocidad adimensional del gas. distribuidas de forma homogénea. que se unen formando un cúmulo o tapón de gas que alcanza la dimensión del diámetro interno de la tubería. 3. 3.27 x 103 + 1.6. Flujo neblina: Una mayor reducción de la presión incremento el volumen y flujo de petróleo y gas.25 x 104 + 36 qliq qg ≥ 9. 3. se mueven corriente arriba a través del petróleo a una velocidad marcada por la diferencia de densidades y la viscosidad del crudo. solo que a diferentes velocidades.Programa de Adiestramiento 2004 despreciado. que es el caso usual en tuberías de gran diámetro con tasas de campo normales. aunque la mayor parte del petróleo fluye pegado a la pared de la tubería. Como una aproximación del régimen de flujo.1 qliq qg ≤ 6. Régimen de tapón: III. Flujo espuma: La presión se reduce aún más y los tapones tienden a unirse y se mueven hacia el centro de la columna. y la densidad del líquido y del gas en el fondo son conocidas. la retención en cada fase puede ser calculada a partir de los gradientes medidos de presión. el gas arrastra pequeñas gotas de petróleo en suspensión. Flujo tapón: A medida que ascienden en la tubería. el flujo tapón y el flujo neblina. Los principales regímenes identificados son (Fig. Regímenes de flujo Definiciones 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. con la reducción de presión las burbujas se expanden y aparecen nuevas. debido a la diferencia de densidades y a la tensión superficial. las dos fases se mueven a la misma velocidad. 5): Flujo burbuja: Burbujas de gas.
Al colocar una burbuja de una densidad P1 en un líquido 23 . a la proporción volumétrica de una fase de un fluido presente en una sección de la tubería.7 muestra una sección de tubería a la cual se le ha realizado un corte transversal A. La Fig. 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. Llamemos Vw a la velocidad del agua. Vo es mayor que Vw por la velocidad de deslizamiento.ρl ) / (ρh . incluso para una mezcla trifásica. (gm/cc) ρl = Densidad de la fase liviana. En una mezcla agua-petróleo. Velocidad de deslizamiento (Slippage velocity) La diferencia de velocidades entre una fase liviana y otra más pesada mencionada en la sección anterior. en condiciones de fondo. el petróleo viaja más rápido que el agua. se conoce como velocidad de deslizamiento (Vs). de hecho. y esto tiene un marcado efecto en las herramientas que pretenden medir la densidad de los fluidos. vienen dadas en bls / dia. porque es el eslabón que conecta la retención de una fase con la tasa de producción de esa misma fase. una cantidad Vs. (gm/cc) Al obtener este parámetro es posible hallar la velocidad de deslizamiento. 3. en ella está fluyendo una mezcla de petróleo y agua. tenemos: Vo = VW + Vs Cuando una herramienta se perfila en un pozo para medir la densidad de fluidos. dividida por el volumen contenido en esa sección de tubería. y Vo a la velocidad del petróleo. La velocidad de deslizamiento es importante. Así. Obtención de la Velocidad de deslizamiento El método de interpretación bifásica disponible en este momento fue desarrollado para el flujo de burbujas. (gm/cc) ρh = Densidad de la fase pesada.ρl) Donde: ρmix = Densidad de la mezcla. siempre hay una mayor proporción de la fase mas pesada presente en la tubería que lo que debería esperarse de la producción en superficie. Esto es debido a que la fase más liviana tiene mayor velocidad vertical que la fase más pesada. Retención (Holdup) y Deslizamiento (Slippage Velocity) Retención (Hold up) Se define como retención en flujo en tuberías. se puede calcular la retención mediante la siguiente ecuación: Yh = (ρmix .Programa de Adiestramiento 2004 donde las tasas volumétricas. Hay que tener en cuenta que las retenciones son distintas de las tasas relativas de flujo de las fases.
cuando se interpretan problemas bifásicos de pozos. Aunque se ha hecho mucha investigación sobre la forma de calcular o predecir la velocidad de deslizamiento. es mínimo a tasas altas de flujo. debe ser estimada sobre la base de la composición de la mezcla y la diferencia de densidades asumiendo flujo tipo burbuja. el método más usado hasta el momento para computaciones manuales es la gráfica presentada por Y. Por otro lado. o cuando las tasas lo permiten. Cuando la velocidad de deslizamiento no puede ser calculada usando la producción de los pozos y datos de gradiente de presión. Conclusiones: En flujo en tuberías verticales.Programa de Adiestramiento 2004 de densidad P2. De esta forma. Nicholas en los años 70 (Fig. • Existe poca información relacionando las velocidades de deslizamiento en flujo trifásico a los parámetros medibles. 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.3. 3.8). 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. • Aún cuando la velocidad depende en cierta extensión del régimen de flujo. 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. con el medidor de flujo empacado y el analizador de fluidos. los problemas que involucran casos trifásicos se resuelven mediante la interpretación cuantitativa de las herramientas de perfilaje de producción continuo. 24 . el petróleo fluirá a una velocidad más alta que la del agua. dependiendo de la diferencia de las densidades. la fuerza de gravedad la hará flotar o hundirse.9). un pequeño error en la estimación de la velocidad puede conducir a valores inaceptables cuando las tasas son bajas. se puede inferir que cuando se tiene flujo de petróleo y agua combinados. Si imaginamos una burbuja de petróleo liberada en el fondo de un pozo en una columna de agua. En general.
con la cual se pueden grabar sucesivamente. de lectura en el fondo del pozo o en superficie. y • Localizador de Cuellos. no perturban el régimen de flujo como podrían hacerlo las herramientas empacadas. pero por separado. • Termómetro • Calibrador.Programa de Adiestramiento 2004 Capítulo 4 HERRAMIENTAS DE PERFILAJE CONTINUO DE PRODUCCIÓN Y SUS MEDICIONES. Esta combinación. mientras que en el caso contrario se tendría que correr una bomba tipo Amerada. incluyendo cero flujo. 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. A esta combinación de herramientas se le denomina PCT (Production Combination Tool) o PLT (Production Logging Tool). más confiables desde el punto de vista operacional. tiene las siguientes ventajas: • Reducción en el tiempo de operación. y además. en general. sin el requerimiento de excesivos tiempos de cierre para reestabilización entre corridas. en oposición a la ejecución de varias mediciones con herramientas diferentes. pues el arreglo y corrida hacia el fondo del hoyo es apenas ligeramente mayor que el de una herramienta sencilla. hasta cinco de los parámetros de producción requeridos para el análisis de los problemas. en conjunto con un localizador de cuellos para el control de profundidad. en una misma corrida. Esta combinación incluye las herramientas siguientes: • Medidor de Flujo. 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. Generalmente. Son. • Todos los parámetros pueden ser adquiridos con el pozo fluyendo a varias tasas. • Se puede añadir una herramienta de presión con lectura en la superficie. (si se requiere datos precisos de presión). Introducción Por definición. en el perfilaje de producción se utiliza una combinación de herramientas que se baja de una vez. • Gradiomanómetro. 25 . • Manómetro.
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. 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. 4.3. 7. Extrapolar cada una de las rectas que mejor ajuste a los puntos graficados hasta el eje de velocidad de la hélice. como se indica en la Fig. 4. En la práctica.83. D = diámetro interno de la tubería en pulgadas y Qt = tasa de flujo en B/D. Calcular luego la tasa individual.3_A. como se muestra en la Fig. Sin embargo. se debe cuidar de usar el signo correcto al graficar.3. 4. 23 lbs/pies. Calcular la tasa de flujo acumulada para cada intervalo mediante la tabla mostrada en la Fig. mediante la diferencia. y estará dada por la forma del perfil de velocidades característico del régimen de flujo. 6. 5. En caso de haber cambios de sentido de la hélice del medidor de flujo.4C. La relación entre la velocidad promedio y la velocidad en el centro del pozo depende del número de Reynolds. obteniendo una recta para cada uno. de manera que se anule el efecto de la velocidad del cable. cortar la línea de calibración y leer el valor de velocidad corregido por fricción.Programa de Adiestramiento 2004 4. se emplea la siguiente fórmula para calcular la tasa de flujo: Qt = 1. 4. o mediante la siguiente fórmula: Q t = Velocidad media Área 8. paralelas a la línea de calibración. 29 . como sigue: QB = (QA+B . Respuesta: El diámetro de la tubería es 6. Graficar las lecturas para cada intervalo perforado.D 2 donde: Vm = es la velocidad medida por la herramienta en pies /min. 5. Obtener la velocidad del fluido trazando una recta paralela a la abscisa (eje X).Vm . Este proceso puede hacerse también con la metodología mostrada en la Fig. 4.QA) 9. para mayor exactitud se puede usar valores de la Fig.366 pulgadas. 4.
el registro representa únicamente el término hidrostático. que permiten determinar la velocidad del fluido en condiciones cuando la información del medidor de flujo no está completa. aire y agua) para aumentar la precisión de la medida. antes de comenzar el perfil. 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.Programa de Adiestramiento 2004 Luego: Q t = 1. 4. el registro se puede escalar en unidades de densidad de fluido.6 es un ejemplo de este caso. Medidor de densidad de fluidos (Gradiomanómetro) Principio y Descripción de la Herramienta El gradiomanómetro está diseñado para medir con gran resolución cambios en el gradiente de presión. 30 . 354 B D )2 Existe una serie de curvas de respuesta del medidor de flujo continuo determinadas en el laboratorio para diferentes viscosidades. Para las tasas usualmente encontradas dentro de revestidores y del hoyo desnudo. lo cual se logra midiendo la diferencia de presión entre dos sensores espaciados a dos pies. Esta información se usa para identificar la naturaleza de los fluidos presentes dentro del pozo. 366 Q t = 2 . 7.0 gr / cc en el aire y 1. La herramienta se calibra.0 gr / cm2 (0. 4 * (0 . 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. en dos fluidos de densidad conocida (por ejemplo.0 gr / cc inmersa en agua. La diferencia de presión entre dos puntos en el pozo.433 lbs / pulg2 por pie o lpc / pie). por lo tanto. en una tubería vertical. Características mediciones de las herramientas y Precisión de las 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. 4. de forma tal que la herramienta lea 0. En la práctica.83 ) * 50 * (6 . es el resultado de la suma de la diferencial de presión hidrostática más la pérdida por fricción. el término por fricción es usualmente despreciable y. 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. 4 * C * V m * D 2 Q t = 1. tal como se muestra en la Fig. La Fig.
para mayor precisión. que es normalmente requerido para otros propósitos.000 Temperatura Máxima (°F) 350 350 ± 3% 0. en el caso de flujo trifásico la interpretación del gradiomanómetro es cualitativa. No obstante. 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.000 20. gas-petróleo o gas-agua): El gradiomanómetro.004 Presión Máxima.Programa de Adiestramiento 2004 Modelo GMS-C PTS-A Precisión % Escala Resolución G/CC 0. Flujo trifásico (petróleo. El gradiente de presión. Aplicaciones El gradiente de presión de un pozo productor o cerrado. proporciona suficiente información para resolver las tasas volumétricas de cada componente de la mezcla en cada zona de producción. Del mismo modo. y permite que los programas de reparación resulten bien planificados. que no puede ser tomado en cuenta y es fuente de error para la retención. 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. es factible determinar aún la permeabilidad y el potencial a pleno flujo de las zonas productoras. Este incremento de la velocidad es tomado en cuenta durante la interpretación. (lpc) 15. es un parámetro importante que encuentra su aplicación en numerosos problemas de ingeniería. hay un pequeño incremento de velocidad causado por el desplazamiento de fluido por la herramienta en movimiento. En ciertos casos. es más conveniente tomar las mediciones con la herramienta estacionaria. Por esta razón. de petróleo y del agua de formación.04 % La velocidad del fluido se incrementa cuando entra en el espacio anular entre las paredes del pozo y la herramienta. Flujo bifásico (agua-petróleo. Pozos nuevos: El gradiomanómetro junto con los otros sensores de la herramienta PCT (o PLT) puede usarse en la evaluación de pozos nuevos. en conjunto con un medidor de flujo. la entrada de agua en una columna de fluidos más livianos (petróleo y gas) también puede ser observada. 31 . sin embargo. puede determinar con precisión la interfaz entre fluidos en un pozo estático y permite conocer los gradientes de gas.005 0.
usualmente está llena de agua por efecto de la segregación gravitacional. teniendo en cuenta que ella solamente mide el gradiente de presión. parece existir una entrada de hidrocarburos. La corrección por inclinación se basa en que en un hoyo inclinado. De la misma manera. No se produce fluido alguno 2. 8. 4. pues no hay cambio de gradiente de presión. 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. Por esta razón es importante familiarizarse con la curva. de las zonas A y B. En forma más general. aún cuando las entradas de fluido resulten evidentes. Esto es cierto bien sea que el pozo produzca con alto corte de agua. 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. si el gradiente de presión no cambia al pasar por una zona de perforaciones preexistente. una entrada de gas en una columna de gas o una entrada de petróleo en una columna del mismo petróleo. y no el flujo.Programa de Adiestramiento 2004 Corrección a las lecturas: El gradiomanómetro es muy sensible y. como tal. y en cual cantidad. La corrección por gradiente de fricción se evalúa con las curvas de la Fig. es afectado por la fricción con los líquidos y por la desviación de la herramienta dentro del hoyo. En la zona C. tampoco puede ser detectada por el gradiomanómetro. por lo tanto. esta práctica debe ser aplicada con atención. aún cuando ocasionalmente pueda ser un fluido pastoso con la consistencia de la mayonesa. En el caso de la opción 3. Una entrada de agua en una columna de agua no puede ser detectada con el gradiomanómetro. para determinar si entra agua. indicada por una disminución en la densidad. La zona produce fluido de la misma densidad del que ya existe. es una de las más malinterpretadas en razón de las suposiciones incorrectas que a menudo se utilizan en dicha interpretación. el espaciamiento deja de ser dos pies y se hace menor a medida que aumenta la inclinación.10) entre las zonas A. La zona toma fluido 3. o que apenas produzca una pequeña fracción. La porción inferior del pozo bajo las perforaciones de la zona productora más profunda. Si bien un cambio en la lectura del gradiomanómetro en frente de un intervalo cañoneado es indicio de entrada de 32 . 4. nótese que no es necesario que sea el mismo fluido. puede darse una de tres posibilidades: 1. Un ejemplo hipotético resulta apropiado para seguir la interpretación.9. Es imprescindible tomar estaciones de medidor de flujo (Fig. Esta “agua de fondo” usualmente se toma como un fluido de densidad conocida. sino que sea de la misma densidad. B y C. 4.
La lectura del gradiomanómetro aumenta en cuanto la herramienta penetra en la tubería de producción. ya deja de ser despreciable.ρ o donde: Yw. se presenta el siguiente ejemplo: Ejemplo: Para una mezcla agua – petróleo. es evidente que existe gas libre presente. La comparación con un gradiomanómetro corrido en las mismas condiciones se presenta en la Fig. Como Yo = 1. se calcula la densidad del fluido observada por el gradiomanómetro. ρo = densidad del petróleo. pueden ser calculadas si se conoce la densidad de cada fluido y la de la mezcla. 33 . A los efectos de mejorar aún más la capacidad de interpretación.Programa de Adiestramiento 2004 fluido. Con el gradiomanómetro. y ρER = densidad observada. es conveniente tener una columna de fluido de densidad conocida para reescalar apropiadamente la curva de gradientes. Es importante mencionar que el gradiomanómetro permite conocer el gradiente de manera directa y con mayor resolución. la zona E produce una gran cantidad de gas. Yo = fracciones de retención del agua y del petróleo. causado por la restricción a la entrada de la tubería. 4. 4. puesto que la columna por encima de E tiene cerca del mismo gradiente que una columna de gas. 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. las fracciones en el fondo del pozo pueden determinarse en forma gráfica usando la Fig. ρw = densidad del agua. 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. respectivamente. aunque no necesariamente con mayor precisión absoluta. Si la densidad indicada es menor que la de una columna de petróleo crudo. debe tenerse cuidado para no equivocarse y confundir cambios de densidad en las interfaces de fluidos con supuestas entradas de fluido. obviamente. lo cual se debe a que el efecto del término por fricción.12. Esto sería evidente en la producción en superficie. 11. mediante la expresión: ρ ER = Yw . De nuevo. La corrida incluye a menudo una serie de paradas en el revestidor o en el eductor.Yw..ρ w + Yo . después que el pozo ha sido cerrado por tiempo suficiente para permitir la segregación de los fluidos.
23 lbs/pie. 3.000 B/D. B/D.Programa de Adiestramiento 2004 se deduce que Yw = ρ ER − ρ o ρ w − ρo Por ejemplo. Problema Determine las tasas de flujo de agua y petróleo de un intervalo cuya tasa total es 1. que fluye en un revestidor de 7” . Vs = velocidad de deslizamiento.80 Esto significa que la retención del agua es 18%. pulgadas. gradientes de temperatura y perfiles de temperatura y.05 gr/cm3 Cuando el gradiomanómetro lea 0. 34 . Su uso para la ubicación de entradas de gas y líquidos. Para el cálculo de Vs utilizar gráfico de la Fig. pulgadas. Qt = tasa de flujo total. Medidores de temperatura (Termómetros) Los termómetros fueron probablemente las primeras herramientas de producción utilizadas. si en las condiciones del yacimiento: ρo = 0.85 pulg. D = diámetro interno del revestidor. y para definir capas. Los termómetros se utilizan para obtener medidas de temperatura absoluta. Yo = retención de la fase liviana (petróleo o gas).05 − 0. Yw { } donde: Qo = tasa de flujo de la fase liviana.8 gr/cm3 y ρw = 1. entonces: Yw = 0.80 = 0. en forma cualitativa.13). como la localización de entrada de fluidos y flujo por detrás del revestidor. 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. para observar los cambios anormales. Yw = retención de la fase pesada (agua).84 − 0. fue descrito por M. d = diámetro externo del gradiomanómetro. 4.181 1. Las tasas de flujo de la fase liviana (petróleo o gas) se pueden calcular para la ecuación: Q o = Yo Q t − 1.84 gr/cm3. El diámetro externo del gradiomanómetro es de 2. Schlumberger en 1936. B/D. pies/min.4[ D 2 − d 2 ]Vs .9.
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. Se han realizado algunos esfuerzos para ubicar las zonas productoras de agua por comparación de una serie de corridas efectuadas con pozo cerrado. Debe suponerse que 35 . La unidad de medición de esta herramienta es grados Fahrenheit (°F).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. % Escala Presión Máxima (lpc) 20. Frecuentemente es posible detectar movimientos de fluidos por detrás de la tubería con un perfil de temperatura.10 0. con la corrida efectuada con el pozo produciendo a condiciones estabilizadas. b. petróleo o agua causa anomalías en el perfil. El filamento es un brazo de un circuito sensitivo que controla la frecuencia de un oscilador en el cartucho electrónico de fondo. Una serie de perfiles tomados después de un fracturamiento permite evaluar la efectividad del tratamiento. e. c. La tasa de cambio de temperatura estará relacionada con la temperatura final e inicial. las saturaciones de petróleo. la conductividad y capacidad térmica de la matriz de la roca. Las características principales de las herramientas se presentan en la tabla incluida a continuación: Presión.01 0. °F 350 350 350 Modelo MTS-E PTS-A HIT-C Resolución 0. La entrada de líquidos.10 ±1 ± 1. gas y agua de la roca y la geometría del sistema.8 ±1 Aplicaciones: Es importante aclarar que las condiciones del pozo previas a la toma del perfil de temperatura determinan la utilidad de la medición.000 20. d. Las aplicaciones más importantes son las siguientes: a.000 Temperatura Máxima. 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. f. Se pueden derivar perfiles semi-cuantitativos de pozos de inyección de agua o de gas con un registro corrido durante la etapa estabilizada. 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. cuya resistencia cambia con los cambios de temperatura al estar expuesto al fluido del pozo.000 20.
que dan lugar a reducciones en la velocidad de flujo. En hoyo revestido pueden señalar las anomalías en el diámetro del revestidor. 36 . TTC) Principio y descripción de la herramienta El calibrador a través de tubería dispone de tres brazos en forma de ballesta.Programa de Adiestramiento 2004 no hay flujo cruzado interno en la roca cuando el pozo se cierra en la superficie. Características de la herramienta: 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. hasta los resultados cualitativos deben ser difíciles de obtener y por lo tanto.1” TCS-A 1. 4-14. ser tomados con precaución. Dado que la temperatura del hoyo se desplaza del gradiente geotérmico por causa de la producción de los fluidos del pozo. obstrucciones parciales. reducciones. cuyos movimientos quedan registrados por medio de un potenciómetro lineal ubicado en la parte inferior de la sonda. la resolución de la herramienta se reducirá en los puntos de menor entrada. etc.000 lpc ± 0.11/16 (43 mm) 1 – 11/16 a 12” 350 °F (175 °C) 15. Obviamente.. pues en este caso se requiere distinguir los cambios en diámetro del hoyo.1” Aplicaciones: Los perfiles de calibración son indispensables para la interpretación de los medidores de flujo cuando se trabaja en hoyo desnudo.11/16 (43 mm) 2” – 12” 285 °F (140 °C) 10.000 lpc ± 0. tal como se muestra en la Fig. Calibrador a través de tubería (Through tubing caliper. ventanas. condición que en la práctica es difícil de determinar. tales como deformaciones por alta densidad de perforaciones.
yw = (ρm . Corrección por deslizamiento.30. Corte de agua en el fondo.33 y 50 B/D.33. Debe existir. Para el caso de agua y petróleo: ρm = yw * ρw + yo * ρo y yw + yo = 1. Densidad de la mezcla: Tasa de flujo total: Conseguir: Índice de retención en la estación. 2. Procedimiento: 1. ρw y ρo son las densidades.00 gr/cc 0.6. 3. Determine el índice de las retenciones: Este índice es la fracción de la fase pesada presente dentro de la herramienta. Con el valor de retención de 0. Del resultado se observa que el valor es 0. Esta corrección se realiza como se muestra en la Fig. suficiente diferencia de densidad entre las dos fases y conocer la densidad de cada una de ellas. Tasa de flujo de agua en el fondo.70 gr/cc.7. Ejemplo: La siguiente información se obtuvo de una estación con medidor empacado de flujo y densímetro: Densidad del agua: Densidad del petróleo. 0. 40 . 5.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.ρo) / (ρw . Tasa de flujo de petróleo en el fondo. Tasas volumétricas a través de la herramienta: Ahora se tiene: Tasa de flujo de agua = tasa total x corte de agua 1. Donde ρm. Por lo tanto. no obstante.ρo). Esta operación puede realizarse gráficamente en papel mallado lineal. como se muestra en la Fig. 5. y yw y yo son las fracciones o retenciones de agua y petróleo.80 gr/cc 50 bl/día. se consigue que el corte de agua en el fondo es de 0.
5. Limitaciones y Precisión. El fluido que penetra actúa como un aislante o dieléctrico.01 gr/cc. debido a la presencia de posibles cantidades de petróleo atrapado en el sensor. La densidad de agua registrada en el fondo del pozo puede ser ligeramente menor que el valor calculado.Programa de Adiestramiento 2004 = 50 x . 1. 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. 3. de agua. (cuentas por segundo) enviada y registrada en superficie. Electrónicamente esta medida es convertida a frecuencia. 5. 3. de petróleo Como puede verse. desde la superficie. mientras que la de 2-1/8 deja de hacerlo a unos 1800 bls/día de fluido de 1 cp. La Fig. en conjunto con la herramienta de medición de flujo. una placa conforma el cuerpo de la herramienta y la otra es un electrodo protegido con teflón. Las constantes dieléctricas de los fluidos se muestran en la siguiente tabla: Fluidos Agua Petróleo Gas Constante Dieléctrica 60 a 80 2. 2. las zonas que están aportando agua. 4. que no es lavado porque no hay flujo a través de la herramienta cuando se está en una columna estática de agua. Tasa de flujo de petróleo: = tasa total menos tasa de agua = 50 .9 muestra la variación de la constante dieléctrica del agua.0 41 . La herramienta de 1-11/16 deja de funcionar con tasas sobre los 700 bls/día en fluidos de 1 cp. en función de temperatura y concentración de sales. c.30 = 15 bl/día. Consiste en hacer pasar el fluido presente en el pozo hacia el sensor (Fig.15 = 35 bls/día.8 a 3. a través de unos orificios. 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).0 1. 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.8). La precisión total del densímetro es de 0. y un campo eléctrico es aplicado al área de flujo en forma radial con un determinado voltaje. El principio de esta herramienta es medir la constante dieléctrica del fluido.
por efectos de deslizamiento entre las fases y la respuesta del sensor a la geometría en la herramienta.13). 5. Respuesta del Medidor de corte de agua (HUM) en mezclas bifásicas La calibración del HUM se efectúa en a condiciones de superficie. Yo = retenciones del agua y del petróleo respectivamente.10 y 5. se hace uso de la siguiente expresión: K = Yw . Ko = son las constantes dieléctricas del fluido. La corrección se sustrae de las señales en superficie.14159( D 2 − d 2 ) 4 42 . tanto para agua como para petróleo. Modelo HUM-A Presión Máxima (lpc) 15. Yw. La respuesta en el fondo se determina corrigiendo las lecturas de calibración en superficie por temperatura y presión. Con la lectura indicada para la mezcla. Como entonces: Yw + Yo =1. es necesario corregir el índice de corte de agua con la carta adecuada (Fig. Kw. del agua y del petróleo respectivamente. se obtiene en la abscisa el valor del índice de corte de agua. K w + Yo K o donde: K. Para obtener el corte de agua en el fondo. El proceso se efectúa de la siguiente manera: con los gráficos de la Fig. Con los valores corregidos se entra en el gráfico en papel para el HUM (Fig. Yw = También: K − Ko Kw − Ko Vo = Vw + Vs Qt = Qw + Qo Q o = Vo . Para interpretar la herramienta en flujo bifásico.11. 5.000 Temperatura Máxima °F 350 a.12) y se traza una línea recta entre los dos puntos obtenidos. 5. se corrige por presión y temperatura. agua y petróleo. por observación de la respuesta del sensor en aire. Área Área = 3.Programa de Adiestramiento 2004 A continuación se muestra las características más importantes del modelo de herramienta utilizada.
8%.petróleo es 0. El diámetro de la herramienta es 2. Vs = es la velocidad de deslizamiento. Tomando en cuenta los datos anteriores calcule el porcentaje de agua que aporta la zona. La temperatura de fondo es de 170°F y la salinidad del agua es 18. Qo = es la tasa de flujo del petróleo. El crudo es mediano. Qt = es la tasa de flujo total. 3. de 20°API. Luego. en pies/min.4 * 9 * (6. en pies/min. De las mediciones se tiene una tasa de flujo de fondo de 1. en pies/min.85 pulgadas. en pulgadas. Yw = (45 – 2. 43 . en pulgadas.9 se halla el valor de Kw empleando las medidas de temperatura y salinidad del agua. en B/D. Por lo tanto el corte de agua es: 308 / 1000 = 30. La diferencia de densidad agua . Vw = es la velocidad del agua. Se estima la Ko según la tabla mostrada.52. Ko = 2.000 PPM. La velocidad de deslizamiento se halla en la Fig. Vs = 9 pie/min. D = es el diámetro interno del revestidor. con una herramienta HUM.8.52 *[ 1000 – 1.852) ] = 308 B/D. d = es el diámetro externo de la herramienta. Procedimiento: En la Fig. se mide un valor de K= 45. Qw = 0. Qo = (1000 – 308) = 692 B/D.15 g/cm3. B/D. Así. Kw = 84. se calculan los caudales.8) / (84 – 2. 5. Ejemplo En un pozo con revestidor de 7 pulgadas y 23 libras por pie.000 barriles diarios. Por lo tanto.Programa de Adiestramiento 2004 donde: Vo = es la velocidad del petróleo. Dado que el tipo de crudo es mediano tomamos el valor inferior.9 con la diferencia de densidades y la retención de agua.8) = 0.3662 – 2.
Por lo tanto. representa la fracción de gas. Esta puede dividirse en agua y petróleo por la relación de distancia. agua y gas). Trazar el triángulo definido por estos puntos.Programa de Adiestramiento 2004 b. 2. Obtener las retenciones individuales de cada fase. correlaciones y experiencia local. los cuales definen las zonas de flujo bifásico: gas – petróleo. PA PA Las retenciones de agua y petróleo son: 44 . Cálculo de la retención para cada fase Para realizar los cálculos de retención en cada fase se procede así: 1. ρo = densidad del petróleo. así: PL1 LA y 1 respectivamente. Para ello es necesario conocer : ρg = densidad del gas. La distancia ML1. 3. Unir el punto G (de gas) con el punto M y se extrapola hasta alcanzar la línea A-P. Graficar los puntos correspondientes al petróleo (P).14). Calcular las tasas de flujo individuales. 5. Estos datos se obtienen de la tabla. usando una gráfica de constante dieléctrica contra la densidad del fluido. 3. Kg = constante dieléctrica del gas. ρa = densidad del agua y Kw = constante dieléctrica del agua. determinando el punto de corte (L). 2. agua (A) y gas (G) en un gráfico de constante dieléctrica contra la densidad de fluido. A continuación se especifican los pasos que se deben seguir para conocer las tasas individuales de los fluidos (Fig. Ubicar dentro del triángulo el punto correspondiente a los valores medidos en el perfil de producción (Punto M). 1. cuando se compara con la distancia GL1. Estimar las velocidades de deslizamiento para el gas y el petróleo. la retención del gas es: Y3 = ML1 GL1 La línea GM representa la fracción del líquido en la mezcla. perfiles. gas – agua y agua – petróleo. 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. los valores de retención y las velocidades de deslizamiento para el gas y el petróleo. Ko = constante dieléctrica del petróleo. 4.
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. tiende a flotar en el mismo.9. ρ w + (1 − Yw )ρ o Donde: ρL = es la densidad de la mezcla líquida. 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. gas y petróleo Cuando un fluido liviano se encuentra dentro de otro más pesado. La diferencia de velocidades entre los dos fluidos es la velocidad de deslizamiento (Vs).3.Programa de Adiestramiento 2004 ⎡ ( AP − PL1 ) ( GL1 − ML1 ) ⎤ ⎥ Yo = ⎢ − AP GL1 ⎢ ⎥ ⎣ ⎦ ⎡ PL ⎤ ⎡ ( GL1 − ML1 ) ⎤ ⎥ Yw = ⎢ 1 ⎥ ⎢ GL1 ⎣ AP ⎦ ⎣ ⎢ ⎥ ⎦ O también: Yo = 1 − Yg − Yw Estimación de velocidad de deslizamiento para agua. cuya densidad es: ρ L = Yw . 45 . 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. se obtienen primero las del líquido y las del gas. Las tasas de petróleo y de agua se calculan con la tasa de líquido. el más liviano se moverá con mayor velocidad. utilizando la tasa total. 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. 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.
46 . en la herramienta de 2 – 1/8 esto ocurre cuando la tasa es de 300 bls/día con 30% de agua. 5. sino que indica valores de corte cercanos al 100% de agua.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.13. Este efecto es evidente por la convergencia de las líneas de corte de agua en la esquina noreste en la Fig. Sobre estos límites el medidor de corte de agua no es capaz de medir con precisión la presencia de hidrocarburos.
10 2. Los manómetros que existen son de cristal de cuarzo y de medida por esfuerzo.025 ± 0.025 ± 0. En la siguiente tabla se detallan los modelos de herramientas disponibles.000 lpc 0.000 Temperatura Máxima. con el fin de evaluar las presiones que existen en el yacimiento. El principio se basa en un resorte helicoidal que cambia a medida que varía la presión. lpc 11. La unidad de medida de los manómetros es libras por pulgada cuadrada (lpc).01 0. Se grafica presión contra ∆t.50 Presión Máxima. °F 300 350 350 350 Herramienta HSM-B WTPS PTS-A MTS-C Presión % Lectura ± 0.Programa de Adiestramiento 2004 Capítulo 6 HERRAMIENTAS ESPECIALES DE PRODUCCIÓN Y SUS MEDICIONES.150 ± 0. MDH 47 .01 0. Tasa de flujo constante A continuación se muestran algunas de las técnicas de interpretación más usuales cuando la tasa de flujo es constante.000 20.000 15. Resolución Sensor 10.150 Interpretación de los medidores de presión (Manómetros) La interpretación del registro de presión depende de si la tasa de flujo es constante o variable. 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. Se diferencian por su precisión y resolución.000 20. Medidores de presión (Manómetros) La función de los manómetros es obtener presiones absolutas del fondo y gradientes de presión contra tiempo.
Frecuencia (Hz. la permeabilidad y la razón de daño del yacimiento. La herramienta posee un transductor que convierte el sonido en una señal eléctrica.) 1000 >1000 200-600 Interpretación Gas Flujo monofásico Flujo bifásico Las mediciones se efectúan deteniendo la herramienta a la profundidad requerida. La unidad de medida de esta herramienta es (RMS) voltios. la permeabilidad y la razón de daño. 6. Además este tipo de perfiles se emplean para confirmar situaciones. La Fig. y del movimiento de fluidos. y estos pueden clasificarse mediante el análisis del espectro de frecuencia de la señal en comparación con patrones simulados en laboratorio. y la unidad de medida de esta herramienta es (RMS) voltios. por la metodología descrita en los libros sobre análisis de pruebas de presión. como se muestra en la tabla adjunta. para evitar los ruidos causados por el movimiento de la herramienta. o turbulencia.2 muestra un ejemplo de un pozo que presenta una entrada de gas. por causa de la variación en la presión diferencial. con el fin de detectar roturas en las tuberías. 6. para evitar los ruidos causados por el movimiento de la herramienta. Así se generan diferentes tipos de ruido. El hidrófono (Fig.Programa de Adiestramiento 2004 El gráfico de Horner permite determinar la presión estática. lo cual hace posible la interpretación visual del registro. Los valores se presentan como una serie de puntos en escala logarítmica. 2000 Hz). Tasa de flujo variable Cuando la tasa de flujo es variable. Es posible identificar los casos más comunes según la respuesta de la herramienta pues existe un patrón característico para cada situación.1) capta minúsculas variaciones de presión producidas por el sonido y las envía a la superficie. el registro permite calcular la presión estática. El gráfico de MDH sirve para calcular la razón de daño y la permeabilidad. la cual es amplificada y transmitida hasta la superficie mediante un cable. permiten confirmar la interpretación de flujo detrás del revestidor y la detección de fluidos. ya que las frecuencias son separadas en grupos (200. El ruido dentro del pozo se encuentra en función de la aceleración. El modelo disponible de esta herramienta se muestra con sus características como sigue: 48 . 1000. generalmente de temperatura. Las mediciones se efectúan deteniendo la herramienta a la profundidad requerida. Existen dos tipos de hidrófonos: de Frecuencia Simple (Continuo) y de Frecuencia Múltiple (Estacionario). Medidores de ruidos (Hidrófonos) Los hidrófonos se usan para escuchar ruidos producidos en el fondo del pozo. 600. combinados con otros registros.
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.625 1. mediante la comparación de perfiles registrados antes y después de inyectar fluidos contenedores de material radioactivo dentro del pozo. 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. Las especificaciones de la herramienta son las siguientes: Longitud: 11. 49 . Cementación y Empaque con grava). También es usada para detectar canales y evaluar tratamientos efectuados en el pozo (Fracturamiento hidráulico.688 Máxima Presión (Lpca) 20000 10000 20000 20000 Máxima Temperatura (°F) 350 275 400 300 Vel. La diferencia entre ambas corridas identificará la ubicación del material.000 350 Trazadores Radioactivos Esta herramienta es empleada para registrar perfiles en pozos inyectores y determinar el patrón de viaje de los fluidos inyectados fuera del revestidor. Capacidad: 200 ml. 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. 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. Los detectores realizan un seguimiento del material radioactivo inyectado. Número de eyecciones: 50-80.1’ Peso: 90 lbs.Programa de Adiestramiento 2004 Modelo MTS-E Presión % Presión Temperatura Escala Total Máxima (lpc) Máxima (°F) ± 1 db 15.688 3. La segunda posee un detector múltiple de rayos gamma combinado con una cámara que expulsa el material radioactivo.625 3.
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.5. 6.) Análisis Cualitativo: Este método consiste en un análisis visual de varios registros tomados sucesivamente. La tasa de flujo se calcula con la siguiente ecuación: Q = 6. Cementación Inyección de Gas Herramienta Combinada de Producción.) D = Diámetro interno del revestidor (pulg. Canalización Inyección de petróleo.Programa de Adiestramiento 2004 Técnicas de interpretación: Análisis Cuantitativo: La herramienta es colgada en forma estacionaria dentro del pozo y se realiza la eyección.05 74 8. lo cual hace posible detectar el movimiento del mismo.) d = Diámetro externo de la herramienta (pulg. 6.4) suministra perfiles del flujo de fluidos en operaciones de producción / inyección.1 0. Rayos Duración Gamma (Días) predominante 8.364 MEV (80%) 0.46 MEV (94%) 0. flujo de agua. 6.) X = Espaciamiento entre los detectores (59 pulg. dos detectores de rayos gamma registran la intensidad en función del tiempo. Un ejemplo de perfilaje con la herramienta PLT se muestra en la Fig.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. liberándose el material radioactivo. 50 .995 * [(D2 – d2 )* X] / t Donde: Q = Caudal (Bls/día.) t = Tiempo (seg. cuya selección depende del fluido en el cual son solubles. una vez que se ha inyectado el material radioactivo.3 muestra un ejemplo típico de perfilaje de trazadores radioactivos. La Fig. La herramienta combinada para Registros de Producción (Fig. La tabla que sigue muestra algunos materiales radioactivos. Con esta información es posible realizar ajustes en el programa de producción / inyección y planificar trabajos de reacondicionamiento. PLT.
La puerta es cerrada posteriormente.Programa de Adiestramiento 2004 Al menos cinco herramientas individuales son incluidas en una sarta cuya ventaja principal es efectuar mediciones simultaneas más confiables. 51 Receptáculo (para transporte): . 2’ 3”. adedamiento. conificación. = = = = = = = = = = = = 1 – 11/16 pulg. La herramienta (Fig. 45 lbs. Determinar características del yacimiento. Diámetro Longitud Peso Capacidad Temperatura max. pues se anulan los efectos de variación de parámetros generados en el pozo entre una y otra operación individual. Presión max. Evaluación de formaciones usando modelos de una o varias capas. 10000 lpc 2 – 1/2 pulg. 6. Detectar zonas ladronas. sin compresión de la muestra. 836 cc. Detectar problemas mecánicos. 13 pies. Las principales aplicaciones de los Registros de Producción obtenidos con la herramienta combinada son: Evaluar la eficiencia de la completación. 350 °F. Suministrar guía en trabajos de rehabilitación de pozos enlazados con proyectos de recobro. 21 lbs. entre otras. canalizaciones de cemento.6) es un artefacto con dos cámaras separadas por una válvula explosiva y un regulador de flujo. Las características principales de la herramienta son las siguientes: Equipo de fondo: • • • • • • • • • • • • Diámetro Longitud Peso Capacidad Temperatura max. Identificar los límites del yacimiento para el desarrollo del campo. Tomador de muestras de fluidos (Sample taker) El tomador de muestras se usa para recuperar muestras con excelente control de profundidad. 650 cc. Presión max. con una caída de presión despreciable. dando lugar a que la muestra sea tomada lentamente a través de una entrada de gran tamaño relativo. Evaluar la efectividad de tratamientos aplicados. Un pistón flotante fuerza aceite hidráulico a través del regulador dentro de la cámara superior. Monitoreo de la producción e inyección. Incluye un localizador de cuellos y un equipo de rayos gamma para correlación y control de la profundidad. 10000 lpc. con propósitos de ejecución de análisis PVT.
La herramienta se configura con una fuente de neutrones y dos detectores ubicados a corta distancia. Perfilaje del flujo de agua (WFL): Como se dijo anteriormente. ésta no sería una suposición válida y. Con el uso del localizador de cuellos. La sonda consiste básicamente de dos bobinas (Fig. La curva está registrada a dos sensibilidades y escalada en grados de desplazamiento de la fase. una que se excita y otra que recibe. los núcleos atómicos 52 . en todos los casos.8 muestra un perfil con respuestas típicas en variaciones del revestidor. Sin embargo. en grados. conviene medir las velocidades individuales de las fases. La corriente que fluye en la primera crea un campo magnético acoplado al receptor dentro del revestidor. de forma que no haya caída de presión súbita durante el muestreo. • • Admite el fluido lentamente y a través de orificios amplios. Para realizar una medición independiente de la velocidad de flujo del agua. Medidor electromagnético de espesores ( ETT) Esta herramienta se usa para inspeccionar el revestidor y detectar puntos de corrosión u otros daños similares. Las mejores muestras se obtienen a condiciones después de cerrar el pozo para una prueba de presión. tales como corrosión. mayor será el desfase. 6. se puede utilizar una técnica conocida como Perfil de Flujo de Agua (WFL). en un régimen de flujo con burbujas es razonable suponer que un medidor de flujo responde al flujo promedio de la mezcla. Se puede tomar muestras en lugares cercanos a contactos de fluidos detectados con el gradiomanómetro. La curva registrada es el desfase. La fase de la señal inducida se recibe en el receptor desfasada por una magnitud proporcional al espesor del revestidor. permite la ubicación precisa en profundidad. más un detector de rayos gamma ubicado a unos 19 pies del la fuente. similar a la herramienta RST (Fig. para irradiar con neutrones de alta energía el entorno circundante a la herramienta. El perfil realizado con esta herramienta se denomina Perfil de Inspección de Tubería (Pipe Inspection Log. 6. La herramienta debe colocarse en posición estacionaria por encima y por debajo de cada una de las posibles zonas ofensoras. Principio y descripción de la herramienta En esta técnica se emplea una herramienta de captura de neutrones. daño y otros aspectos.9).7).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. PIL). 6. La Fig. Al irradiar el entorno. Mientras mayor sea el espesor del revestidor para un diámetro dado. en otros regímenes.
11).Programa de Adiestramiento 2004 absorben estos neutrones y se transforman en átomos inestables. se corrió el WFL en modo de flujo descendente para comprobar si el agua provenía de las areniscas superiores.11). que será medido por los detectores al pasar frente a ellos. entonces. En un pozo que produce agua e hidrocarburo. que luego decaen y emiten rayos gamma. 6. la técnica del WFL puede determinar la velocidad de la misma. ubicadas por debajo de las perforaciones.9). Se corrió el WFL en modo de flujo ascendente. Fig. 6. Por lo tanto. La velocidad del flujo del agua se puede calcular. Fig. En este caso. 53 . sólo el agua contiene átomos de oxígeno. 6. En la Fig. La irradiación proveniente del agua no es sólo del volumen de agua que se encuentra dentro del pozo. Es justamente esta capacidad de detectar y cuantificar el movimiento de agua detrás del revestidor o de la tubería de producción. para comprobar la existencia de agua subiendo por detrás del revestidor.739 y 11. Este pozo producía 258 bapd y 172 bppd de un intervalo del cual no se esperaba que tuviera un corte de agua tan elevado.11 se observa un ejemplo de un perfil WFL obtenido en un pozo del Occidente de Venezuela. En efecto. que tiene una vida media de 7. proveniente de una arenisca más profunda. La mayor parte de estos decaimientos tienen una vida media muy corta. que tiene un decaimiento exponencial. con excepción del oxígeno activado. si hay agua en movimiento detrás del revestidor. a través de los canales en el cemento. sólo la técnica WFL es capaz de determinar el origen del agua.824 pies. una vez emitido un pulso de neutrones. Las tres mediciones estacionarias.10. las cinco mediciones estacionarias muestran claramente flujo descendente proveniente del intervalo comprendido entre 11. A continuación. Como se observa en la Fig. 6. supuestamente de la arenisca a 11. este bolsón se puede distinguir claramente de la señal generada por la presencia del oxígeno estático.770 pies (Pista 4. no muestran ningún flujo (Pista 3.1 segundos. La sarta de herramientas debe estar configurada de manera apropiada para poder detectar si el flujo es ascendente o descendente (Fig. se crea un pequeño bolsón de agua activada. a partir de la distancia entre la fuente y el detector y el “tiempo de vuelo” del bolsón de agua activada. Por ejemplo. lo que hace que el perfil WFL sea una técnica sumamente poderosa. 6.
Para lograr una eficiencia de barrido óptima. desde una sola tubería. mientras que otras apenas si reciben algo de los fluidos inyectados. En Pozos Inyectores: Antes de atacar los problemas más complicados de flujo multifásico que pueden ocurrir en los pozos productores. Las características de cada una de estas herramientas ya han sido revisadas con anterioridad.2. el termómetro y el detector de trazadores radioactivos. de las propiedades de los fluidos y de las tasas de flujo. causando irrupción prematura en el pozo productor y dejando atrás cantidades de hidrocarburos en las zonas no barridas (Fig.3. De esta manera se facilita la comprensión y el entendimiento de las técnicas de interpretación. 54 . es esencial conocer las cantidades de hidrocarburos inyectados en cada zona. con el objetivo de desplazar petróleo hacia los pozos productores. Si los fluidos son inyectados en más de una zona simultáneamente. y en el Capítulo 4. los cuales nos dan el perfil de inyección en los pozos inyectores. 4. yendo de lo más simple a lo más complicado.1). Los problemas de los pozos inyectores. Si esta situación no se detecta a tiempo para tomar las acciones correctivas. El monitoreo del proceso de inyección se puede lograr mediante la utilización de herramientas de producción. En un yacimiento se inyecta agua o gas. a menudo una zona recibe una cantidad desproporcionada de inyección. Existe una buena cantidad de herramientas adecuadas para lograr este propósito. 4. y 4. es aconsejable estudiar los casos más simples de inyección de fluidos en una sola fase. 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. y proporcionan un excelente perfil continuo de flujo utilizando para su evaluación la metodología ya descrita en las Figs.Programa de Adiestramiento 2004 Capítulo 7 TÉCNICAS DE INTERPRETACIÓN. el frente de inyección va a avanzar en forma irregular.1. La selección de la herramienta más apropiada va a depender de las condiciones existentes en el pozo. entre las cuales los medidores de flujo (libre y empacado). 7.
el gradiente varía en cada capa de acuerdo con su conductividad. el gradiente se puede considerar como el promedio de todas las capas en el intervalo de interés. cuando las condiciones son tales que la curva de temperatura se aproxima de forma asintótica al gradiente geotérmico. entre otros.2). 7. En todos los problemas de interpretación que serán presentados en este trabajo. Una ventaja de este método. Trazadores radioactivos: En ocasiones se recurre a los trazadores radioactivos para establecer los perfiles de flujo.Una sola entrada. véase el Capítulo 6. el gradiente aparecerá como una línea recta. Por otra parte. principalmente en pozos de agua. El gradiente geotérmico es producto del flujo de calor desde el núcleo de la tierra hacia su corteza. En la interpretación de las curvas de temperatura. empacaduras que fugan. Después que 55 . El perfil se presenta graficando la información de medidas estacionarias entre los intervalos cañoneados (ver Capítulo 5 para más detalles). a) Inyección de agua . el patrón de flujo no resulta muy perturbado.2. en el caso de pozos inyectores su límite superior varía entre unos 1800 y 3000 bls/día según el tipo de herramienta. a menos que los detectores estén muy espaciados. es que las herramientas son de pequeño diámetro en relación con el pozo y.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. A medida que el agua inyectada a temperatura ambiente se desplaza hacia abajo desde la superficie. Por otra parte. la difusión de los fluidos inyectados hace imprecisa la detección de los tiempos de viaje del material inyectado. calentando o enfriando el fluido (Fig. independientemente de si el flujo es por fuera o por dentro de la tubería. La principal ventaja de los perfiles de temperatura es que ellos aportan datos sobre la ubicación de los fluidos inyectados. aportan información sobre las zonas que han recibido inyección o aceptado fluidos de tratamiento. Perfiles de temperatura y su interpretación: Los perfiles de temperatura registrados durante condiciones estabilizadas aportan datos semicuantitativos de flujo. Para más detalles. Una serie de perfiles tomados con el pozo cerrado. las medidas usualmente son comparadas con el gradiente geotérmico. para los propósitos de la interpretación. en pozos inyectores. por tanto. tal como se observa en la Fig. hay transferencia de calor entre el fluido y las formaciones alrededor. La precisión en la medición de la velocidad de flujo sufre cuando las velocidades son muy altas. El calor en cada capa es función de la tasa de calor y el recíproco de la conductividad térmica de la capa. Sin embargo. De esta manera. Otra ventaja adicional. 7. si las tasas son muy bajas. es que los trazadores de flujo pueden detectar flujo por detrás de la tubería.
entre la línea del gradiente geotermal y la asíntota puede expresarse como una función de la tasa de flujo de masa. De modo que: w = . d. Ejemplo: Use la Fig. la tasa de transferencia de calor se hace constante y la curva de temperatura medida (curva “médium” en la Fig. el diferencial de temperatura es casi nulo. de modo que ∆T = . dada por el gradiente geotérmico.Gt * (Tf – Tw) / b. Hay que mencionar que para altas tasas de inyección y pozos someros. el diámetro del revestidor. Procedimiento: 56 . Tw. siempre y cuando las tasas de flujo de masa sean similares y el pozo sea lo suficientemente profundo para hacerlo evidente. en la práctica. pues hay muy poca variación.3 se describe como sigue: La temperatura permanece casi constante a través del espesor de cada capa que acepta fluido. aunque desde diferentes direcciones. para encontrar las cantidades de agua tomadas por las zonas A y B. y coeficientes que dependen del tipo de fluido inyectado. el recíproco del gradiente. Gt.2). en lugar del gradiente geotérmico. 1/G.b * w / G. la forma de la curva en la Fig. por lo cual los resultados pueden ser altamente dudosos.Programa de Adiestramiento 2004 el agua ha viajado cierta distancia. y la temperatura original. ∆T es proporcional al peso de fluido inyectado por unidad de tiempo y el tamaño del revestidor tiene poco efecto. El punto de inflexión más profundo está claramente marcado. La forma de la curva de temperatura bajo cada entrada depende de la tasa de flujo de masa. 7. w. y la diferencia entre la temperatura medida del agua. pues bajo esta profundidad la temperatura retorna rápidamente a la temperatura geotérmica. ∆T. - Cuando la curva de temperatura no es lo suficientemente cercana a la asíntota. La diferencia de temperatura. Tf.4 correspondiente a un pozo que inyecta 250 bls / día. 7. Sin embargo. a la misma asíntota. 7. las evaluaciones pueden hacerse usando la pendiente de la curva de temperatura. 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. Es notable que la temperatura producida por el agua fría y por la caliente se aproximan. se aproxima exponencialmente a una asíntota (A-A’) paralela al gradiente T-T’.
en la abscisa. 7.8 * (170 – 166) = 255. Evalúe a 5830 pies. 2. El remanente es la cantidad que entra en la zona B. en la abscisa. las capas que han tomado fluidos pueden ser identificadas por una serie de registros tomados a intervalos regulares después de cerrar el pozo (Fig.5 B/D). los resultados no pasan de ser cualitativos. puede usarse para identificar las zonas que hayan recibido el tratamiento. Los mejores resultados se obtienen después de que el pozo ha permanecido cerrado al menos unas 12 horas. y desde este punto. 6. Dibuje la línea del gradiente geotérmico desde el punto C. Esta línea se usará como referencia para calcular la temperatura a cualquier profundidad. Evalúe a 5885 pies. 7. la temperatura a lo largo del pozo empieza a retornar a su equilibrio estático.5). trace una línea que pase por el origen (Fig. Grafique Gt*(Tf – Tw) en la ordenada. 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 – 168.5 0 = 62.Programa de Adiestramiento 2004 1. inmediatamente después de tratamientos. inmediatamente después de inyección estabilizada. por encima de todas las entradas de fluido (paso 2). Gt * (Tf – Tw) = 63. De esta manera. En un pozo donde se haya inyectado por un largo período. Cuando la inyección estabilizada es interrumpida. que está por encima de todas las entradas de fluido. Una serie de registros tomados después de tratamientos de fractura o de acidificación.8 pies / °F. 57 . 5. el recíproco del gradiente. 6). d) Registro de temperatura con pozo cerrado. G. Gt * (Tf – Tw) = 63. es 6000 / (174 – 80) = 63. el disturbio de temperatura persiste a veces hasta por semanas después de que el pozo haya sido cerrado. Aunque se han realizado numerosas investigaciones al respecto.8 * (171.5) = 191. c) Registro de temperatura con pozo cerrado. El volumen de agua que entra en la zona A es la diferencia entre las dos tasas (250 – 187. Del perfil.3 3. contra la tasa total de fluido. Entre el valor de Gt * (Tf – Tw) a 5885 pies en la ordenada. para hallar la tasa volumétrica a esa profundidad. este valor se usará para calcular la tasa volumétrica de flujo en la zona A. Estos registros pueden compararse con el gradiente geotérmico o. Suponiendo una temperatura de superficie de 80 °F.4 4. la BHT en el punto C es de 174 °F a 6000 pies.
la cual es menor que la temperatura geotermal. Sin embargo.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’. muestra el disturbio de temperatura frente a la zona D desapareciendo más lentamente que el disturbio en la zona B. 7. 7. con un perfil de temperatura tomado inmediatamente antes de proceder con el tratamiento. Como las cantidades inyectadas son relativamente bajas. si únicamente se conoce la posición de la línea guía. Si bien el perfil muestra cuales zonas han sido tratadas. Las zonas B y D tomaron fluidos. En el punto donde la línea cruza la línea guía. en tanto que las zonas A y C no recibieron. 7. Si este punto está en el fondo del pozo la temperatura geotermal puede ser difícil de determinar. El significado de la línea guía es el mismo de la línea geotermal en el caso de líquidos. 58 .Programa de Adiestramiento 2004 preferiblemente. 7. Esto se discute mas adelante. su tangente es vertical (paralela a la abscisa). una línea vertical trazada desde la asíntota hasta la curva de temperatura puede ser útil para ubicar la asíntota. la efectividad del tratamiento en cada zona debe ser determinada por comparación de los Índices de Productividad antes y después del tratamiento.8 es una línea paralela a la línea geotérmica y se ubica a una distancia ∆T de la asíntota. pues debajo de ella. La línea guía se determina por el punto donde la tangente de la curva de temperatura se hace vertical. la compresión produce calor. 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. En la Fig.b*w/G. como el gas incrementa su presión con profundidad. En tal caso la asíntota puede aproximarse por la extrapolación de la curva geotermal exponencial. Es evidente que la zona más profunda en recibir fluidos fue la zona B. La línea geotermal puede ser ubicada solamente debajo de la última entrada de gas. los disturbios de temperatura son también pequeños.9). pero su pendiente será la misma de las asíntotas. Para el metano el valor es de un tercio de ∆T = . Para cada entrada de gas existe un cambio en la asíntota y un cambio en la línea guía (Ver Fig. tal como en la Fig. la temperatura retorna rápidamente el valor geotérmico. Usando la subtangente. por lo cual es recomendable que el primer perfil sea tomado inmediatamente después del tratamiento. T2.16. 7.7. En un pozo con múltiples entradas o salidas. La línea guía en la Fig. e) Inyección de gas – Una sola entrada. Un ejemplo se muestra en la Fig. La segunda corrida. la curva de temperatura puede que no se acerque a la asíntota para un flujo dado antes del siguiente cambio en tasa de flujo. Entonces.
200 a 500 o más toneladas por día en revestidores o forros de 5-1/2 pulgadas. El procedimiento de interpretación para el medidor de flujo continuo usado en pozos de inyección de vapor. Debido a que en los pozos donde se inyecta vapor usualmente hay grandes variaciones en el diámetro interno de las tuberías. pues de otra forma las formaciones se taponarían rápidamente al igual que los generadores que producen el vapor. excepto por una terminología que pudiera resultar poco familiar. la calidad del medidor continuo es excelente. 9 los dos puntos P1 y P2 están tomando gas a tasas de flujo de masa de w1 y w2. Cuando las tasas son bajas. el tamaño de la hélice utilizada para medir el flujo debe ser cuidadosamente calculado. 7. 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. El agua usada en la generación de vapor debe ser libre de minerales disueltos. la curva de temperatura sigue el gradiente geotermal TT’ hasta el punto P2. El vapor se mide por su peso en toneladas y por su calidad. En P2 hay un abrupto descenso de la temperatura a un valor entre las asíntotas A1A!’ y A2A2’. 7. La asíntota A1A2’ corresponde a la tasa de flujo de masa total. 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. y que representa la cantidad de agua presente en la fase de vapor. La hélice debe seleccionarse para que lea entre 5 y 100 rps máximo. La experiencia muestra que cuando las tasas son altas. lo cual podría requerir que el pozo sea cerrado para permitir el paso de la herramienta para efectuar la medición.10 proporciona un medio para realizar tal cálculo. las mediciones son erráticas. es en general el mismo que ya ha sido delineado. en tanto que la tasa w2 esta relacionada con la asíntota A2A2’. con una pequeña cantidad de agua. El vapor se mantiene saturado. Sobre P2 a curva es exponencial y se aleja de la asíntota A2A2¨. Ésta se aplica de dos formas diferentes: como inyección continua (steam flooding) o como inyección cíclica (huff and puff). En la Fig. En P1 hay un cambio en la pendiente de la curva de temperatura. Para estos casos es cuando se hace más recomendable el uso de corridas del perfil de temperatura con el pozo cerrado. La Fig. Empezando desde el fondo.Programa de Adiestramiento 2004 f) Inyección de gas – Dos entradas. 59 . que no es sino el peso del vapor dividido por el peso total del vapor más el líquido.
La zona B toma el 5% o 1150 B/D. El medidor de flujo mostró que la zona F estaba tomando todo el fluido. La curva permanece casi constante por encima de esta zona. Pozos Productores: En el Capítulo 1 se hizo una breve discusión de los problemas de yacimientos y mecánicos más comunes en los pozos productores. En este nuevo ejemplo (Fig.11) mientras se inyectaba agua a una tasa de 11000 B/D. Un perfil de temperatura registrado mientras se inyectaba en la misma fecha del trazador. 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. Caso 1. muestran que las zonas F y C están tomando la mayor parte del agua.12) se observa la comparación entre un medidor de flujo empacado con un perfil de trazadores radioactivos y un perfil de temperatura. muestra que la entrada más profunda es la zona A. Tres años después de este trabajo se tomó una serie de perfiles de temperatura. 7. las zonas toman como sigue: La zona F toma el 35% o 8050 B/D. por encima de la cual la temperatura es prácticamente vertical. por lo cual se decidió realizar un trabajo de fracturamiento para el resto de las zonas. respectivamente. Caso 2. Existe una entrada de menor importancia en la zona F. Producción monofásica A menudo. el cual mostró un perfil mejorado. Las corridas con el pozo cerrado después de 1 y 3 días. La zona C toma el 60% o 13800 B/D. indicada por una inflexión en esa zona. C y D toman la mayor parte del fluido. No obstante. En este pozo se corrió un medidor de flujo continuo (Fig. debido a que la formación había restaurado su presión durante ese período. los perfiles son prácticamente idénticos en carácter. Con una tasa total de 23000 B/D. La tasa de inyección era algo menor durante la toma del trazador. el propósito del perfilaje puede ser un simple perfil de flujo para saber cuales zonas producen y a que tasas. Después del trabajo se tomó un segundo medidor de flujo. b) Pozo de Inyección de agua. Esta información 60 . en los pozos nuevos se toma un conjunto de perfiles de producción poco después de que han sido abiertos a producción.Programa de Adiestramiento 2004 Ejemplos de Campo: a) Pozo de Inyección de agua. El trazador radioactivo se hizo con tiros de velocidad cerca de un año después del medidor empacado. 7. Si los pozos están produciendo petróleo limpio o gas. que es el caso usual cuando las tasas son altas. El perfil tomado durante la inyección muestra que la zona B es la más profunda que toma cantidades apreciables de fluido.
Las condiciones son estabilizadas y dinámicas y han existido por largo tiempo. En P2 el perfil de temperatura se mueve horizontalmente hacia el perfil geotermal T-T’.13). de forma que ∆T es proporcional al peso de fluido producido por unidad de tiempo y el tamaño del revestidor tiene poco efecto. La temperatura geotérmica se asume que aumenta linealmente con la profundidad. La curva de temperatura sigue el perfil geotermal hasta el punto P. de forma que el petróleo que entra. hacia arriba en el pozo. no hay movimiento vertical detrás del revestidor. 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. En estos ejemplos. Empezando desde el fondo. Los ∆T vienen dados por: ∆T1 = b1 * w1 / G y ∆T2 = (b1 * w1 + b2 * w2) / G. La distancia horizontal ∆T entre el perfil termal y la asíntota viene dado por la expresión ∆T = b * w / G. se supone que es metano y es. es menos que vertical en P2. b) Producción de líquidos – Dos entradas En la Fig. El factor w es la tasa de flujo de masa. compresible. la cual es paralela al perfil geotermal.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 curva de temperatura sigue el gradiente geotermal TT’ hasta el punto de la primera entrada P1. 7. La tangente a la curva de temperatura es vertical en P. 7. pero no necesariamente mezclas de ellos. Cuando hay gas. Comenzando desde el fondo. TT’. hay un solo punto produciendo.15. Note que mientras la tangente es vertical en P1. a) Producción de líquidos – Una sola entrada En este ejemplo (Fig. de forma que el petróleo entrando al revestidor está a la temperatura dada por el perfil geotermal en el punto de entrada. la temperatura sigue el perfil geotermal hasta el punto de entrada de petróleo. 7. la distancia que se mueve es función de las tasas w1 y w2. está a la temperatura dada por el perfil geotermal en el punto de entrada. la temperatura se mueve ahora exponencialmente hacia la asíntota A2A2’. Desde P2. Por encima del punto de entrada la curva se aproxima exponencialmente a la asíntota A-A´. lo cual es característico de la producción de líquidos. Estos perfiles se usan también como punto de comparación para la solución de problemas que pudieran presentarse eventualmente en la vida del pozo. los líquidos pueden ser agua o petróleo. No hay movimiento vertical detrás del revestidor.14 los dos puntos P1 y P2 están produciendo petróleo a tasas de producción de w1 y w2. Desde P1 a P2 la temperatura se mueve exponencialmente hacia la asíntota A1A!’ como si fuera un caso se una sola entrada. Por encima de 61 . El petróleo y el agua se supone que son incompresibles. c) Producción de líquidos – Una sola entrada – Produciendo por el eductor Como se muestra en la Fig. por supuesto. hay una sola entrada de producción.
En la Fig. permite el cálculo de las retenciones de los fluidos en la tubería. Por encima de S el perfil de temperatura se mueve exponencialmente hacia la asíntota A2-A2’. porque la tasa de producción es la misma en ambos casos. Esta línea vertical es conocida como la subtangente y su longitud es proporcional a la tasa de flujo de masa. En la Fig.16 se presentan dos curvas de temperatura. 7. 2) Si la permeabilidad es alta.16. en flujo bifásico: El medidor de flujo indica cuales zonas están produciendo y a que tasas. 17 los dos puntos P1 y P2 están produciendo metano y no hay movimiento vertical detrás del revestidor. Hay dos casos posibles: 1) Si la permeabilidad es baja hay una caída de presión relativamente alta entre el yacimiento y el revestidor y. en este caso el gas no se calienta y no hay reversión de la pendiente del perfil de la temperatura. se interceptan en la asíntota. Un intervalo P está produciendo y no hay movimiento vertical detrás del revestidor. el intercambio de temperatura entre el líquido y la formación es mediante convección natural del petróleo o el agua en el espacio anular. De esta manera el anular actúa como un aislante y el fluido en el eductor se enfría más lentamente. debido a la gran expansión. 7. la contribución de cada zona es proporcional a la longitud de la subtangente para esa zona. es necesario calcular la velocidad de deslizamiento tal como se explicó en el Capítulo 3.16 una subtangente única es común para ambas curvas de temperatura. la caída de presión entre el yacimiento y el revestidor es baja. A la profundidad S todo el flujo entra al eductor. La posición de la línea guía y de la asíntota dependen de la tasa de producción. 7. El carácter exponencial de la curva de temperatura sobre un punto de entrada de gas es tal.7. la curva es exponencial con una asíntota A1-A1’. cuando el gas entra al revestidor está a una temperatura mayor que la que le corresponde según la línea guía. Si dos o más zonas están produciendo gas.Programa de Adiestramiento 2004 él. como se explicó anteriormente. por encima del punto de entrada el gas será calentado por las formaciones. La tasa de flujo total. Por encima de este punto S. que la tangente a la curva a una profundidad dada y una línea vertical trazada de la línea guía a esa profundidad. y como hay poca expansión. La tasa de flujo de masa w1 corresponde a la asíntota A1-A1’. Para calcular la contribución de cada fluido de cada zona utilizando la combinación de las dos herramientas. d) Producción de gas – Una sola entrada Este caso se muestra en la Fig. la temperatura rompe de manera abrupta hacia un valor bajo. Tanto en P1 como en P2. 62 . En la Fig. e) Producción de gas – Dos entradas. La lectura del gradiomanómetro. cuando el gas entra al revestidor está a una temperatura menor que la correspondiente a la línea guía. El Gradiomanómetro y el medidor de flujo. junto con el conocimiento de la densidad de los fluidos en el fondo del pozo. w1 + w2 corresponde a la asíntota A2A2¨.
Yo = retenciones del agua y del petróleo.05 − 0. Se calcula la densidad del fluido observado por el gradiomanómetro con la siguiente ecuación: ρ ER = Yw . ρw = densidad del agua.84 gr/cm3.Qo Ejemplo: Determine las tasas de flujo de agua y petróleo para los intervalos A y B. respectivamente.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.05 gr/cm3. entonces: 0. cuando el régimen de flujo en el pozo es bifásico (agua-petróleo o agua-gas). conociendo los siguientes datos: 63 { [ ] } .Programa de Adiestramiento 2004 Entonces.4 * D 2 − d 2 * Vs .80 Esto significa que la retención del agua es 18%.ρ o Donde: Yw. el siguiente procedimiento permite utilizar el gradiomanómetro en combinación con el medidor de flujo para el análisis del flujo de fluidos. ρo = densidad del petróleo.Yw. se tiene que: Yw = ρ ER − ρ o ρ w − ρo Por ejemplo.8 gr/cm3 y ρw = 1. cuando el gradiomanómetro lea 0.80 = 0. Como Yo = 1. así: Q W = 1 .ρ w + Yo . si en las condiciones del yacimiento: ρo = 0.84 − 0. Las tasas de flujo de la fase liviana (petróleo o gas) se pueden calcular con la expresión: Qo = Yo Qt − 1.181 Yw = 1.
48 = 0. YwA = (0.8) / (1. 3. Las tasas de producción en superficie. Se calculan los caudales de agua y petróleo para cada intervalo.4 * [ (6.16 = 0.Programa de Adiestramiento 2004 Tasa total es 820 y 1800 B/D.366)2 – (2.84 ⎨820 – 1.13 * 0. QwB = (1800 – 789) B/D = 1011 B/D. YoA = 1 – 0. YwA+B = (0.52. Para acelerar este proceso se diseñó una metodología gráfica. utilizar Fig.48 YoA+B = 1 – 0.8) = 0.84.23 lbs/pie.366)2 – (2. Ejemplo de solución gráfica: Si bien un análisis completo de flujo se puede realizar con ecuaciones simples. estas consumen mucho tiempo cuando deben realizarse en muchas estaciones.85)2 ] * 0. El diámetro externo del gradiomanómetro es de 2.4 * [ (6. VsA+B = 13 pie/min.92 – 0.8 * 0. Lectura del gradiomanómetro = 0.84 – 0. QwA = (820 – 451) B/D = 369 B/D.48⎬ = 789 B/D.16.9.8 gr/cm3 y ρw = 1.05 – 0.16⎬ = 451 B/D.85)2 ] * 0 .25 y los valores de retención calculados anteriormente. 7.52 ⎨1800 – 1. 64 .85 pulg. QoB = (789 – 451) B/D = 338 B/D.05 – 0. QoA+B = 0. QoA = 0. con la diferencia de densidades.9.8) / (1. ∆ρ = 1.8) = 0. Se halla la velocidad de deslizamiento empleando la Fig. VsA = 8 pie/min. Para el cálculo de Vs.8 = 0. ρo = 0.84 y 0.92 gr/cm3 respectivamente. Revestidor de 7” . convertidas a tasas de fondo y los valores de densidad de los fluidos en el fondo se indican en el ejemplo.18 de un pozo produciendo petróleo y agua a través de dos zonas de cañoneo.05 gr/cm3. 3. Considere el ejemplo de la Fig.05 – 0. Procedimiento: Se calcula la retención de agua y petróleo para cada intervalo.
7.5 divisiones representa una retención de 1.Vw = 15.02 gr/cc/div = 0.5 div = 3. 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. Vs = Vo .6) * 0. por lo cual la densidad en la estación 1 es de 10. La curva amplificada del gradiomanómetro en la estación 4 lee 17 divisiones. Esta lectura probablemente está asociada con lodo de perforación que se asentaron en el fondo del pozo.10 gr/cc 1. Con esta retención y la diferencia de densidades de 0.5 divisiones. entramos en la Fig.00 div * 0.25 pies / min En forma similar: Vw = qw / Yw * A = 17. Yw.0039 convierte B/D a pies3 / min.0 pies / min Luego.0.99 gr/cc. Para confirmar esto. Se supone que la estación 3.06 gr/cc 1. Efectuando los cálculos de nuevo: 10. Entrando con 0.05 gr/cc . cuando el agua se separó de la producción y cayó al fondo.25 gr/cc.Programa de Adiestramiento 2004 El primer paso de este ejemplo es determinar las lecturas del gradiomanómetro para 100% de agua. se tiene que la retención de la fase pesada.5 divisiones. 7.0.118 = 32. En la estación 2. la lectura del gradiomanómetro es de 7. 7. Nota: El multiplicador 0.0 div.10 gr/cc = 0.9 y determinamos una velocidad de deslizamiento de 15. que lee 10.039) / (1 – 0.06 gr/cc = 0.19).25 pies/min.19).6.02 gr/cc/div = 0. 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. La sensitividad del gradiomanómetro es de 0.05 gr/cc – 0.5 div = 5 div 5 div * 0. Si entramos la lectura corregida del gradiomanómetro en una hoja para determinación gráfica de la retención (Fig. correspondiente a una retención de agua de 1. 3.76.95 gr/cc.0.0 pies/min. se obtiene la retención de agua en 0.5 div – 5.02 gr/cc por división en la escala amplificada. 65 .5 div . 3. es de 0.99 gr/cc en la gráfica para las retenciones (Fig. el pozo fue cerrado y se obtuvo una lectura de 10.
hay varias limitaciones relacionadas con la resolución de ambas herramientas Para que el gradiomanómetro produzca interpretaciones usables.5 7.. Limitaciones del método: Anteriormente se hizo notar que la combinación Gradiomanómetro .0 – 0.0. en el cual se indican los pasos a seguir. la tasa de flujo de la fase liviana debe ser significante. mayor es la resolución. en grado tal que mientras mayor sea la diferencia.76 1.76) * 0.118 * 19 0 = 0. 7. 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. son: Qo = (1.60 0. Con un flujo muy bajo de la fase liviana.0039) .Programa de Adiestramiento 2004 La tasa total en la estación 2 es de 270 B/D.25 gr/cc.76 * (1.00 - Yo 0.0 Yw 0. tomada del medidor empacado.662 pie3/min o 170 B/D. 66 .118 * 19 0 = 0. Todos los resultados se presentan en la Tabla a continuación: Medidor flujo Empac. Las tasas de petróleo y agua calculadas con las expresiones ya mencionadas en el inicio de esta sección.5 10. la velocidad de deslizamiento se obtiene como 19 pies/min.76 * (270 * 0.24 0. No obstante.20.21.40 0.76) * 0.392 pie3/min o 100 B/D.0 – 0.76 y la diferencia de densidad en 0. Qw = 0.Medidor de flujo es una buena combinación para resolver problemas de flujo bifásico en régimen de flujo burbuja. Además.0 – 0.0039) + 0.00 Qw 310 100 65 0 Qo 390 170 0 0 Totales 310 390 Los valores calculados se usan entonces para construir un perfil de flujo como el que se muestra en la Fig. De la misma manera se llevaron cálculos gráficos para las estaciones 3 y 4. las densidades de las dos fases deben ser bastante diferentes.5 17.00 0. 7. 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. Con la retención de agua en 0. la retención es muy baja y el efecto en el gradiomanómetro es también bajo.76 * (1.76) (270 * 0.
El incremento de la tasa de agua a través de la herramienta elimina el problema de la baja retención en la fase liviana. Del gradiomanómetro. El perfil de temperatura indica entradas de gas a los niveles A. No obstante. Apenas se nota un pequeño cambio en el gradiente de presión en C y D. aún cuando el corte de agua en superficie era despreciable. por lo tanto. Un medidor empacado muestra que no hay flujo de las mismas zonas. la retención de petróleo en la herramienta será de 1. en la Fig. consiste en ubicar las zonas que están produciendo con alto corte de agua. 7. dado que deben usarse medidores continuos de flujo.. Del medidor de flujo se observan fuertes entradas en las zonas C y D que conforman la mayor parte de la producción. es evidente que no se produce petróleo de las zonas A. usualmente no se consigue suficiente información como para una interpretación cuantitativa. Posteriormente se probaron las tres zonas inferiores con una prueba de vástago (drill stem test) y probaron ser muy apretadas. G y F.00. Usando un análisis de flujo con el medidor de flujo y el gradiomanómetro. los problemas que se tengan pueden ser resueltos cuantitativamente con el medidor de flujo. C y D. el gradiomanómetro y el termómetro. B y C. Ejemplos de campo Flujo bifásico: 1). todo el gas en el fondo está disuelto en el petróleo a esas condiciones. para bajo flujo de petróleo con cero flujo de agua. 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. 67 . se puede esperar una columna estática de agua hasta la primera entrada en la zona D. 2. en la mayoría de los casos. De hecho. Ubicación de entradas de agua. El pozo fue recompletado en la zona superior y produjo petróleo limpio. mientras que se produce poco o nada en B. Flujo trifásico. La introducción de un tercer fluido en el flujo complica seriamente la solución del problema del pozo. En pozos con alta tasa de flujo. El problema en este pozo con 6 zonas. Donde las tasas de flujo y las condiciones del pozo lo permiten. por lo cual el problema puede atacarse con el medidor empacado y el gradiomanómetro. Hay entradas menores en A y E. 2) Pozo produciendo con alta RGP En este pozo Fig.23.22. el medidor empacado y el analizador de fluidos deben usarse si se requieren resultados cuantitativos.Programa de Adiestramiento 2004 En el caso de tasas bajas. En este caso. E y F. es preferible recurrir al Medidor de flujo empacado en su combinación ICT (con densímetro y medidor de corte de agua. indicando que la producción de todas las zonas tiene aproximadamente la misma RGP.
Se está produciendo fluido con la misma densidad. Realmente. 7. en la Fig. No se están produciendo fluidos. Este caso enfatiza la importancia del medidor de flujo para una interpretación cabal. 2. Hay inyección de fluidos. debe usarse el medidor empacado con analizador de flujo. En este caso. Si la lectura de gradiente no cambia al pasar por una zona perforada. 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.24. Entonces. 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. hay gas presente. el cambio notado es el tope de una columna de agua. 3. las capas individuales producen fluidos monofásicos. no se producía agua en superficie. existen tres posibilidades: 1. Si la extensión de la columna de agua se extiende mas allá de las perforaciones más profundas. 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. aunque no necesariamente el mismo fluido. Note que una columna de gas con agua puede tener la misma densidad que una de petróleo. excepto donde ésta es desplazada por los hidrocarburos. b) Herramientas empacadas. si se requieren resultados cuantitativos. aún si la producción de agua en superficie es despreciable. 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. indicará la tasa de producción. un medidor de flujo indicará si el agua es estática o si se mueve. 68 . Las entradas de agua son más difíciles de ubicar usando el equipo continuo. Por supuesto. pues el revestidor normalmente está lleno de agua. que el perfil con el pozo cerrado mostró desplazado hacia arriba por petróleo o gas burbujeando a través del agua estática. se ubican con mucha facilidad con el gradiomanómetro y luego son confirmadas con el termómetro y el medidor de flujo. El fondo del pozo invariablemente está lleno de agua hasta la primera entrada de hidrocarburos.podría tratarse de interfases entre fluidos. Por ejemplo. sin embargo. se ha observado que en la mayor parte de los casos. según indicación del gradiomanómetro. Cuando el gradiente de presión medido es menor que el de un petróleo puro.Programa de Adiestramiento 2004 a) Herramientas de flujo continuo Las entradas de gas o las producciones con alta RGP. no todos los descensos en gradiente de presión corresponden a entradas de fluidos . bien sea en pozos con tasas altas o con tasas bajas.
El método gráfico es útil si se requiere calcular un buen número de zonas. la tasa de flujo de cada fase es proporcional a su retención. El procedimiento usual para establecer un perfil de flujo trifásico requiere efectuar mediciones sobre y por debajo de cada una de las zonas perforadas. 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. c) Soluciones para las mezclas trifásicas. Yo = % de petróleo. La herramienta puede ser asentada en revestidotes cementados. sin embargo. eductores o en hoyo desnudo. y Yw + Yo + Yg = 1. La densidad de la mezcla puede expresarse en función de las densidades y proporciones de los componentes: ρm = Yw*ρw + Yo*ρo + Yg*ρg. que la velocidad de deslizamiento es despreciable. del petróleo y del agua. puede esperarse que algo de la producción pueda pasar sin ser medida por detrás de revestidotes mal cementados o forros empacados con grava. La producción de petróleo es la total menos la suma de la producción de agua y gas. Donde: Yw = % corte de agua. Yg = % de gas. Dado que Yw es conocido del medidor de corte de agua (HUM). se mide el parámetro del corte de agua.6 gr/cc 69 . pues el diseño de las herramientas minimiza los efectos del deslizamiento y. el corte de agua y la tasa total de flujo de las mezclas se miden en la sección de diámetro reducido. En este caso. 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. y se hace posible la solución computacional o gráfica. La densidad. como la herramienta empacada representa una obstrucción al flujo en el pozo. Para ilustrar el método. además.Programa de Adiestramiento 2004 Las interpretaciones cuantitativas con las herramientas empacadas son posibles.0. 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. A partir de estas mediciones se puede calcular las tasas de flujo del gas. 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.
cuando todo el flujo hacia arriba de petróleo está por debajo de la guía del eductor o en el anular eductor-revestidor. y luego hacia arriba dentro del revestidor.31 muestra las respuestas de herramientas de temperatura y medidor de flujo corridas en tubería de producción llena de líquido. y luego dentro del revestidor y hacia arriba. 7.31_b.31_c.Programa de Adiestramiento 2004 perfil de cementación a través del eductor debe tenerse en mente cuando se consideren trabajos de reparación. c) Producción de líquidos – Una sola entrada – Flujo hacia abajo detrás del revestidor. 7. Si no hay esa condición de flujo. En P´ la tangente a la curva de temperatura 73 . 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. 7. 7. a la izquierda de la primera si hay un flujo continuo en el anulus más arriba de P´. desde donde continua fluyendo hacia arriba. la curva de temperatura se mueve hacia la asíntota A1A1´ hasta que se acerca al nivel de la pérdida P´. La Fig. 7. El petróleo fluye hacia arriba desde el punto P en el anulus revestidor – formación y luego el flujo es dentro del revestidor en P´. detrás del revestidor. La Fig. Dos posibilidades se muestran en la Fig. primero hacia arriba en el anulus revestidor-formación.32 muestra las curvas de respuesta cuando el flujo de petróleo es.31_a y 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´. la curva de temperatura sigue el perfil geotermal hasta P´. 1. La Fig. Por encima de P´ el perfil geotermal reacciona exponencialmente hacia una segunda asíntota A2A2´.33 muestra la respuesta de las curvas cuando el flujo de líquidos primero es hacia abajo. En P´ hay un salto hacia una temperatura más baja entre el perfil geotermal a P y P´. desde donde continua fluyendo hacia arriba. De P´ a P la curva de temperatura es exponencial hasta la asíntota A1A1´. El perfil de temperatura es casi el mismo que si el líquido hubiese entrado al revestidor en P. Iniciando en el fondo de la figura. Por encima de P la curva de temperatura es exponencial hasta la asíntota A2A2´. Interpretación de perfil de temperatura y medidor de flujo. En P. Varios casos de flujo por detrás de tubería que pueden ser detectados con perfiles de temperatura se explican más adelante. b) Producción de líquidos – Una sola entrada – Flujo hacia arriba detrás del revestidor. Después de abandonar el perfil geotermal en P. En cada caso la fuga en el revestidor es por encima de la zapata del eductor. a) Producción de líquidos – Una sola entrada (Fuga en el revestidor). como se muestra en la Fig. el perfil de temperatura retornará inmediatamente al perfil geotermal.
Ambas partes de la curva de temperatura tienen la misma asíntota AA´. el caso mostrado es típico. Normalmente se esperaría que el gas entre 74 . 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’. Después de cerrar el pozo. pero hay un número infinito de posibilidades correspondiendo a las caídas de temperatura en P y P´. y luego hacia arriba dentro del revestidor. sin un cambio abrupto en temperatura. f) Inyección de agua – Una sola entrada – Flujo detrás del revestidor hacia abajo dentro de una capa de espesor finito. El cambio de temperatura ∆T es el mismo que si no existiese flujo en el anulus revestidor – formación. 7. 7. De P a P´ la curva de temperatura muestra un enfriamiento exponencial hacia la asíntota AA´. la capa que estaba tomando el agua retorna a la temperatura geotermal más lentamente que las capas que la rodean. La curva de temperatura (Fig. d) Producción de gas – Una sola entrada – Flujo hacia arriba detrás del revestidor. En P hay un abrupto descenso en temperatura. Probablemente hay un enfriamiento debido a la expansión del gas.Programa de Adiestramiento 2004 es vertical. De nuevo. En P´ hay un abrupto descenso de temperatura debido a la expansión del gas. Iniciando en el fondo de la figura. En la Fig. 2. El gas fluye hacia abajo desde el punto P en el anulus revestidor – formación y luego el flujo es dentro del revestidor en P´. Ejemplo de campo – Canalización de gas por detrás de la tubería. la curva cambia su pendiente y se mueve exponencialmente hacia la asíntota A2A2´. Iniciando en el fondo de la figura. e) Producción de gas – Una sola entrada – Flujo hacia abajo detrás del revestidor. La Fig. este es un caso típico.35 muestra las curvas de respuesta cuando el flujo de gas es inicialmente hacia abajo en el anulus revestidor-formación. 7. El metano deja la formación en el punto P en el anulus revestidor – formación y luego el flujo es dentro del revestidor en P´. El brusco descenso en P y P´ es debido a la expansión del gas. Probablemente hay un efecto de enfriamiento tanto en P como en P´. pero hay un número infinito de posibilidades para el cambio de temperatura en P’ y el cambio de pendiente en P. y luego hacia arriba dentro del revestidor. pero en P es menos que vertical. La Fig. la curva de temperatura sigue el perfil geotermal hasta P. De P´ a P la temperatura se mueve exponencialmente hasta la asíntota A1A1´. 37 hay una fuerte entrada de gas en el revestidor que ocurre en la base del intervalo perforado “A”. durante la inyección sigue la asíntota AA’ aún hasta después de que el flujo deja el revestidor en P. Por encima de P.34 muestra las curvas de respuesta cuando el flujo de gas es inicialmente hacia arriba en el anulus revestidor-formación.36). 7. la curva de temperatura sigue el perfil geotermal hasta P´.
En la mayoría de los casos. por lo cual se sospechó una filtración desde una zona más profunda. A veces se consigue en el fondo fluidos muy pesados. en estos casos. es correr dos sartas paralelas de tubería de producción. 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. Es importante notar que el perfil eléctrico. pues el sitio en el eductor por donde las herramientas usualmente se corren. la curva amplificada debe ser calibrada en la superficie entre dos fluidos de densidad conocida. muestra una delgada capa resistiva en el punto 1. después de haber pasado detrás de la tubería (la temperatura aumenta hacia la derecha en el ejemplo). Entre corridas el bombeo debe mantenerse. por la misma razón. Otra solución es aplicar un levantamiento temporal por gas mientras se toman los perfiles de producción. mientras la bomba está operando. esto es cierto aún cuando la producción de agua sea despreciable. en cuyo caso el agua en el revestidor es prácticamente estática. La forma de la curva está en completa concordancia con el caso teórico presentado en la Fig. El procedimiento recomendado. mientras el petróleo y el gas burbujean a través de ella. Si las condiciones del pozo lo permiten. no mostrado en el ejemplo. una para bombear el pozo en la forma normal y la otra para el pasaje de las herramientas. el fluido por encima de la bomba es petróleo únicamente. 1. 7. hidrocarburos y agua. Entre la zona de agua en el fondo y el eductor. está ocupado por las cabillas y la bomba. las corridas deberían hacerse con el bombeo detenido y siempre por el menor tiempo posible. solamente agua. En pozos de muy 75 . El gradiomanómetro. En el fondo. anclas o cualquier otra obstrucción al paso de la herramienta. El hecho más resaltante es que el agua usualmente llena el revestidor hasta el nivel de la bomba. En ocasiones ninguna de las dos opciones es practicable. la escala debería ser reverificada en las columnas de agua y de petróleo. cuando el espacio en el revestidor lo permite. como lodo. siempre y cuando no haya empacaduras. Es necesario hacer corridas repetidas. debe ser corrido siempre hacia abajo. prácticamente no hay flujo. Antes de correr el gradiomanómetro.Programa de Adiestramiento 2004 cerca del tope de la capa.35. tal como agua y kerosene. usando un hidrómetro para verificar el valor real de las densidades. Pozos de bombeo: Los pozos de bombeo representan un caso especial en el perfilaje de producción. Las herramientas deben entonces correrse a través del anular entre revestidor y el eductor. existe una zona de flujo mezclado. El gradiomanómetro en un pozo de bombeo En el anular eductor-revestidor (sin empacadura). El gradiomanómetro muestra que el revestidor por debajo de las perforaciones está lleno de agua. Por debajo de la zona de producción más profunda existe. por causa de la segregación gravitacional.
. pero es pobre indicando las entradas de agua. En la zona de agua se lee el gradiente de agua. En los primeros intentos por interpretar estos perfiles. El procedimiento se delinea en lo que sigue: a) Antes de intentar una corrida de medidor de flujo. que son causados por la acción de bombeo. Estos son los cambios significativos que deben buscarse. se lee un valor cercano al de una columna de agua. que debe efectuase con la técnica de #parada de la bomba mientras se registra”. el tiempo de bombeo debe ser calculado mediante la siguiente relación: 76 . es necesario reestabilizar el pozo en bombeo antes de efectuar cualquier otra medición.44* J) Donde: A = área del anulus en pies cuadrados J = índice de productividad del pozo. Si el índice de productividad es bajo. Después que el bombeo ha sido detenido para tomar un perfil o por cualquier otra razón. la bomba debe ser parada por un tiempo tan corto como sea posible. sino que corresponden a segregación de fluidos dentro del revestidor. c) Durante el perfilaje. 39). 7. Un minuto debería ser suficiente. Es evidente que el gradiomanómetro es utilizable como un localizador de entradas de hidrocarburos. se requiere hacer una estimación de la “constante de tiempo” de estabilización: TC (en minutos) = A / (2.38 se explica de la siguiente manera: En el anular se lee el gradiente de presión de una columna de petróleo limpio. 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. dado que el agua predomina. Note que las grandes variaciones en el perfil del gradiomanómetro no indican zonas productoras. En la zona mezclada. Por otra parte. Se encontró que de esta suposición se pueden producir grandes errores. se tomaba el promedio de las oscilaciones como la lectura correcta. obtenido por el usuario. El gradiomanómetro de la Fig. 2. los cambios pequeños si están relacionados con entradas de hidrocarburos. b) El tiempo de bombeo antes de iniciar el perfilaje debe ser 4 TC. puesto que la densidad de la mezcla en el pozo es muy cercana a la del agua.Programa de Adiestramiento 2004 baja caída de presión. Si el bombeo debe ser detenido por otras razones. 7. por lo cual podría hacerse necesario registrar mientras se bombea. puede reducirse a 2 ó 3TC. La única técnica válida para efectuar mediciones tonel medidor empacado es observar la tasa de flujo con la bomba detenida (Fig. la producción puede cesar casi de inmediato al parar el bombeo.
%AYS HUM Cps .03 Por ejemplo.00 3.06TC. 7. y la tasa es medida inmediatamente después de parar la bomba.001 Tiempo para reestabilización. la bomba se par durante 2/33 = 0. Por tanto. 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.%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 77 . y el pozo tiene un TC de 33 minutos.1 0.50 0. como se muestra en la Fig. TC 4.40.30 0. Una sarta de 2-3/8” Flush Hydrill permite el pasaje de la herramienta en un revestidor de 5-1/2”. el tiempo de reestabilización será de 1TC o sea 33 minutos.01 0.Programa de Adiestramiento 2004 Tiempo de parada. El efecto de las emboladas puede verse en el medidor de flujo. TC 1 1 0.00 1. La tabla a continuación muestra el análisis completo de este perfilaje: Flujo Asent N° Prof pies Tiempo Flujo RPS Tota B/Dl Densímetro Cps . 3. si la bomba se detiene por 2 minutos para asentar la empacadura.
Programa de Adiestramiento 2004 El agua esta siendo producida junto con petróleo de una sola zona cercana al fondo del pozo. Durante una constante 78 . = densidad del fluido. Luego. En cualquier instancia. podemos definir una constante de tiempo TC = 1/a. este flujo es menor y no tiene importancia desde el punto de vista de producción. Como tal. Sin embargo. entonces el nivel está en B. = área del anulus en pies cuadrados. y: a = (2. Este fenómeno es similar a la carga y descarga de un capacitor eléctrico. la tasa de flujo viene dada por: qo = J*(pws – pwf). 7. como: J = qo / (pws – pwf). Cuando la bomba ha estado trabajando de manera estabilizada por largo tiempo. el nivel de fluido baja de nuevo siguiendo la misma ley exponencial. donde: h H t ρ J A = altura del fluido sobre el nivel estabilizado de bombeo. como se observa en la Fig. O bien. cuando la bomba se detiene por cualquier razón. Si nos referimos a la Fig.41. es la caída de presión o diferencial (pws – pwf). 4. La presión ejercida por la columna AB. sino que usando el medidor empacado se puede calcular el índice de productividad a cada nivel. = A – B. cambio de nivel de fluido. el nivel de fluidos se mueve hacia arriba siguiendo una tendencia exponencial dada por: h = H (1 – e – at ). Esto puede ser el resultado de gas saliendo de la solución en el petróleo a medida que la presión se reduce. lo cual es desafortunado desde el punto de vista de la reparación. La determinación de J puede hacerse a partir de la curva de gradiente del medidor de flujo después de parar la bomba. 7.42. Se nota un pequeño flujo de gas en la estación más alta (#1). Cuando el bombeo se reinicia. el nivel estático del fluido se marca en A. 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.44 * ρ * J) / A. = índice de productividad. = tiempo de parada de la bomba en días. si la bomba ha sido detenida por largo tiempo. ahora: h = H * e – at .
etc). Bg. Los parámetros en superficie de los fluidos producidos se usan para determinar los factores volumétricos y otros (Bo. 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. 3. la densidad del petróleo en el fondo. se pueden efectuar predicciones razonables después del trabajo. el Rs y la gravedad del gas se plotean en la gráfica correspondiente y se encuentra el factor volumétrico del petróleo.33% de la distancia hasta el nivel B. 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. igual a 1. Los resultados son analizados para determinar la tasa de producción de cada fluido a cada asentamiento de la empacadura de la herramienta de flujo. y por lo tanto la producción de gas libre es 200 – 147 = 53 MPCN/D. 79 . 2. con Rs y Bo es de 0.7 1417 lpc 1250 lpc 1. durante dos constantes de tiempo baja 95% y durante 4 constantes baja 98%. Con esto se grafica un perfil de flujo para visualizar la situación y ayudar a la planificación de los trabajos de reparación. La tasa de petróleo en el fondo es entonces 452 * 1.16 = 525 B/D. Se concluye que si se usa este método. Las respuestas de las herramientas se determinan de la información de calibración. Bo. El gas total en solución es entonces 325 * 452 = 147 MPCN/D.76 gr/cc. De la gráfica adecuada.Programa de Adiestramiento 2004 de tiempo el nivel de fluido baja 63.135 gr/cc Con la gráfica correspondiente hallamos Rs = 325 PC/BN. La interpretación procede de la siguiente manera: 1.16. Luego. en flujo trifásico. y los datos de fondo se deducen de las lecturas de las herramientas. y con un conocimiento de los fluidos que están siendo producidos.
Con las producciones determinadas anteriormente. trabajando con la gráfica de manera inversa. con cerca de 15% de gas. así como las calibraciones en aire. Como la producción es trifásica. 2 y 3 son de 735. pero como la respuesta es lineal. Las tasas para las estaciones 1. La relación de densidad en el fondo a densidad en la superficie es de 90.43.7. El punto de hidrocarburo está ubicado a 15% de la distancia desde el punto de petróleo al punto de aire. Por lo tanto la densidad en el fondo es de 0. La lectura de 195 rps cae fuera del gráfico. con la presión y la temperatura de fondo. Se usó una herramienta con medidor empacado y analizador de fluidos de 1-11/16” con hélice de 19.125 gr/cc. la producción total de hidrocarburos es de 690 B/D. y la línea de respuesta trazada desde ahí a la lectura en fondo para el agua. La densidad del agua en el fondo es de 1. 7. La producción de gas libre en el fondo es de 53000/90 = 590 PC/D. kerosene y agua. como puede ser verificado con el procedimiento adecuado.077 gr/cc. Los puntos de calibración del medidor de corte de agua (analizador de fluidos) se corrigen por presión y temperatura. Flujo Asent N° Prof pies Tiempo Flujo RPS Total B/Dl Densímetro Cps . Fig. la línea de respuesta debe tomar en cuenta este hecho. b) Respuestas de las herramientas y lecturas La tabla que sigue muestra la información registrada en cada uno de los 3 niveles de interés. respectivamente.%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.%AYS HUM Cps . que es la viscosidad aproximada del petróleo. leyendo de la línea para 1 centipoise. 200 y 115 B/D.7 * 0. La corrección para petróleo es de -16 cps y para el punto de agua es de .Programa de Adiestramiento 2004 La densidad del gas libre en el fondo se encuentra entrando en la gráfica con gravedad del gas 0. La viscosidad del agua es un poco menos de 1 cp. que convertidos a barriles equivalentes por día dan 590/5.615 = 105 B/D de gas. se consigue la tasa para la mitad de esa lectura y se duplica esa tasa. Entrando en 80 . El siguiente parámetro a determinar es el corte de agua encada estación.63 cps.00122 * 90 = 0. Los valores corregidos se grafican en el papel especial para medidor de corte de agua.5 mm.
13 * 735 = 96 B/D. c) Análisis de Resultados Los valores de la densidad de las mezclas. Con las gráficas adecuadas. Puesto que esta cifra es esencialmente la misma que la producción de agua para los niveles 1 y 2. En el nivel 2. El resto es petróleo. Para los niveles 2 y 3 la corrección es despreciable. tal como se discutió en la sección Pozos Productores – Flujo trifásico – Solución para mezclas trifásicas. Por efecto de las tasas de flujo en el densímetro. el corte de agua es 57%.94 y 1. respectivamente.99. La curva de respuesta del densímetro se define graficando las lecturas de la calibración de superficie. 3. es evidente que toda el agua proviene del nivel 3 y que los niveles 1 y 2 producen sin agua. Aún cuando el medidor empacado minimiza el efecto de deslizamiento al incrementar la velocidad de los fluidos que pasan a través de él. 57% y casi 100%. se requiere una pequeña corrección.041 y 0.16 * 735 = 118 B/D. que nos da 0. En este caso usaremos la solución matemática: Yg = [Yw*( ρw – ρo) + ρo – ρm] / (ρo – ρg). 0. Cap . se combinan para calcular la proporción de gas a cada nivel. 0. que nos da 0. 2 y 3. 2. Sabemos que para tasas sobre los 200 B/D y cortes de agua mayores de 30%.125. Luego la calibración corregida es de 1175 – 10 = 1165 cps y 984 – 10 = 974 cps. densidad en el fondo de los fluidos y cortes de agua en el fondo. 115 B/D.25.13.73. o sea 735 – (118 + 96) = 521 B/D. 81 . en bajas tasas se necesita una pequeña corrección.57 * 200 = 114 B/D.0 para los niveles 1. los índices de corte de agua son 0. esta herramienta pierde precisión y no es confiable. La corrección térmica para este sensor es de -10 cps a 120°F. ahora se puede calcular la tasa de fluido a cada nivel: 1. La producción de gas es .675 y 0. En el nivel 1. Fig. La solución se obtiene con el proceso de solución del problema trifásico.04 * 200 = 8 B/D. La producción de gas es 0. En el nivel 3 la producción es toda de agua. Los valores corregidos se ubican en el papel para el densímetro para encontrar la densidad de la mezcla en cada nivel: 0.Programa de Adiestramiento 2004 este gráfico con las lecturas de la herramienta. que nos da 0.175. Con las gráficas adecuadas se tiene que para 735 B(D la corrección es de 4 cps. corregidas por la deriva térmica en el fondo Fig. el corte de agua es 16%. El resto es petróleo. los valores de corte de agua corregidos son de 16%. 0.44. Mantengamos esto en cuenta. Con esto.7. 7. para aire y agua respectivamente. 7. o sea 200 – (114 + 8) = 78 B/D.
82 . Las tasas de flujo a condiciones de fondo se graficaron en forma de perfil de flujo y se muestran en la Fig.45.94 1.Programa de Adiestramiento 2004 La tabla que sigue muestra las lecturas corregidas y los resultados del análisis. Con este gráfico se puede deducir que la única forma de parar la producción de agua es aislando el nivel 3.5 67.5 100.73 0.125 11930 11600 10070 11300 10480 10020 11930 11584 10007 17.0 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. Flujo Total B/Dl Densímetro Cps – Dens gr/cc Corte Agua Prom Asent N° Prof pies Tiempo Flujo RPS HUM Cps . 7.%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 1175 1010 984 1016 983 955 1165 1000 974 0.
Programa de Adiestramiento 2004 ANEXOS .
Anexo .1 .
2 .Anexo .
Anexo .3 .
4 .Anexo .
5 .Anexo .
Anexo .6 .
7 .Anexo .
8 .Anexo .
9 .Anexo .
Anexo .10 .
11 .Anexo .
Anexo .12 .
Anexo .13 .
Anexo .14 .
15 .Anexo .
Anexo .16 .
Anexo .17 .
Anexo .18 .
19 .Anexo .
20 .Anexo .
21 .Anexo .
22 .Anexo .
23 .Anexo .
Anexo .24 .
25 .Anexo .
Anexo .26 .
Anexo .27 .
Anexo .28 .
Anexo .29 .
Anexo .30 .
31 .Anexo .
Anexo .32 .
Anexo .33 .
Anexo .34 .
35 .Anexo .
Anexo .36 .
Anexo .37 .
Anexo .38 .
39 .Anexo .
Anexo .40 .
Anexo .41 .
45 .Anexo .
46 .Anexo .
47 .Anexo .
48 .Anexo .
Anexo .49 .
Anexo .50 .
51 .Anexo .
Anexo .52 .
Anexo .53 .
54 .Anexo .
Anexo .55 .
Anexo .56 .
57 .Anexo .
58 .Anexo .
59 .Anexo .
60 .Anexo .
61 .Anexo .
Anexo .62 .
Anexo .63 .
Anexo .64 .
Anexo .65 .
66 .Anexo .
Anexo .67 .
Anexo .68 .
69 .Anexo .
Anexo .70 .
Anexo .71 .
Anexo .72 .
Anexo .73 .
74 .Anexo .
75 .Anexo .
76 .Anexo .
77 .Anexo .
78 .Anexo .
Anexo .79 .
80 .Anexo .
81 .Anexo .
Anexo .82 .
83 .Anexo .
84 .Anexo .
Anexo .85 .
Anexo .86 .
Anexo .87 .
Anexo .88 .
89 .Anexo .
90 .Anexo .
91 .Anexo .
92 .Anexo .
93 .Anexo .
Anexo .94 .
95 .Anexo .
Anexo .96 .
97 .Anexo .
98 .Anexo .
99 .Anexo .
100 .Anexo .
101 .Anexo .
Anexo .102 .
103 .Anexo .
104 .Anexo .
Anexo .105 .
106 .Anexo .
Anexo .107 .
Documents Similar To Interpretacion de Perfiles de Produccion
Yoel Cortina
More From Lina Secco

References: resolución 
 Resolución 
 resolución 
 Resolución 
 resolución 
 Resolución 
 resolución