Ecuación General de Gradiente de Presión
Los gradientes de presión son valores utilizados a fin de determinar la presión de fondo fluyente, y subsecuentemente la productividad de un pozo mediante la caída de presión desde el yacimiento. Las ecuaciones para el cálculo del gradiente de presión consideran varios parámetros, tales como: tasa de líquido, viscosidades, relación gaspetróleo, corte de agua, entre otros. Y muchos de los métodos consideran incluso el patrón de flujo.
Gradiente Estático
Es la presión que existe cuando no hay alteraciones mecánicas o de flujo. Dicha presión denota la presión que existe al frente de la formación petrolífera cuando la producción sea interrumpida por un lapso suficiente de tiempo para permitir la restauración de la presión en el fondo del pozo resultante de la columna de gas y de líquido. Esta presión restaurada es igual a la presión que existe en la zona pe trolífera. Por consiguiente, la presión de yacimiento es la presión que existe en condiciones de equilibrio antes o después de que hayan establecido las operaciones de producción. Para determinar la presión de fondo se requiere instrumentos de alta precisión si se considera que en ciertos casos los cambios de presión en un período de tiempo relativamente largo durante la historia de producción puede ser por ejemplo, de 1 a 4 lpc. Cuando la presión del yacimiento es de 2000 lpc. La prueba de presión estática es una prueba puntual que se realiza con el pozo cerrado para determinar entre otras cosas el gradiente de presión estático (G). Gradiente Dinámico
Es un registro de presión que consiste en introducir un sensor de presión y temperatura (Memory Gauge) haciendo mediciones desde superficie hasta fondo o de fondo a superficie del pozo, cuando el pozo e stá fluyendo. Se tienen que realizar estaciones de medición por un tiempo determinado de 5 a 10 min, las profundidades se las define según programa operativo. Las presiones y temperaturas que se lean son correlacionadas con sus profundidades para tener un gradiente de presión y temperatura. La prueba de presión fondo fluyente (Pwf), se realiza en pozos que se encuentran produciendo, es decir, en pozos abiertos a la producción. Esta prueba da buenos resultados cuando el pozo se produce por flujo natural, presentando así, limitaciones en pozos con gas-life y pozos que producen por bombeo mecánico. En el caso de la producción por bombeo mecánico se utiliza el Eco-miter, que permite hacer mediciones de presión / estática y fluyente). La presión de fondo fluyente es afectada por el tamaño de los reductores, tipo de yacimiento, entre otros. Tomando en cuenta que a su vez que esta es una prueba puntual en la que se determina el gradiente dinámico de presión del pozo.
Flujo Multifasico en Tuberías Verticales
Los estudios realizados en el comportamiento del flujo multifasico en tuberías verticales tienen como objetivo predecir el gradiente de presión a través de la tubería de producción, debido a la importancia de ello para estudiar el comportamiento del pozo. Correlaciones desarrolladas mediante técnicas de laboratorio y/o datos de campo poseen sus limitaciones al ser aplicadas para condiciones de flujo que se salen del rango de las variables utilizadas en su deducción. Los factores más importantes tomados en cuenta son, el cálculo de la densidad y la velocidad de la mezcla, el factor de entrampamiento del líquido, la cual es la fracción del volumen de una sección de tubería ocupada por la fase liquida, patrones de flujo (forma geométrica de la distribución de fases), factor de fricción, entre otros. Las propiedades físicas de los
fluidos dependen de la presión y la temperatura, y se deben considerar la variación de la temperatura a lo largo de la tubería.
Flujo Multifasico en Tuberías Horizontales
Se define como el flujo simultáneo de gas libre, líquidos y sedimentos a través de un canal o tubería. El gas puede estar mezclado en forma homogénea con el líquido o puede coexistir formando un oleaje donde el gas empuja al líquido desde atrás o encima de él provocando, en algunos casos, crestas en la interfase gas-líquido; además, puede darse el caso, en el cual, el gas y el líquido se muevan en forma paralela, a la misma velocidad y sin perturbación relevante sobre la interfase gaslíquido. En el flujo multifasico horizontal las componentes del gradiente de presión son la fricción y los cambios de energía cinética (aceleración). La caída de presión en flujo multifasico horizontal puede llegar a ser 5 a 10 veces mayores que las ocurridas en el flujo monofásico, esto se debe a que la fase gaseosa se desliza sobre la fase liquida, separadas ambas por una interfase que puede ser lisa o irregular dependiendo del patrón de flujo. Patrones de Flujo Multifasico de Tuberías Verticales y Horizontales
Los patrones de flujo son las distintas configuraciones que forman dos más fases al fluir
juntas por un conducto. Estos han sido estudiados tanto teórica como
experimentalmente con el objetivo de explicar sus ventajas y desventajas en el transporte de crudos. Patrones de flujo en tuberías verticales:
Los patrones de flujo en tuberías verticales y fuertemente inclinadas son más simétricos alrededor de la dirección axial y menos dominados por al gravedad en comparación con los patrones de flujo en tuberías horizontales. Los más importantes son:
Flujo burbuja: La fase gaseosa se encuentra distribuidas en pequeñas burbujas en una
fase liquida continua, la distribución entre ambas fases es aproximadamente homogénea. Está dividido en flujo Bubbly que presenta tasas relativamente bajas de gas y deslizamiento entre las fases de gas y líquido, además tenemos el flujo de burbuja dispersa que presenta tasas más altas de líquido , logrando arrastrar burbujas de gas de tal forma que no exista deslizamiento entre ambas fases. Flujo tapón o Bache: Este tipo de patrón es simétrico alrededor de la tubería , gran
parte de la fase gaseosa está presente en bolsillos de gas en forma de una gran bala llamada Taylor Bubble con un diámetro casi igual al de la tubería , el flujo está compuesto por burbujas de gas seguidos por tampones de líquidos, una delgada película de líquido fluye hacia abajo entre la burbuja y la pared , esta película penetra en el siguiente tapón liquido creando una zona de mezcla aireada por pequeñas burbujas de gas. Flujo transición: Este tipo de patrón es caracterizado por un movimiento oscilatorio, es
un poco similar al flujo bache, sus límites entre fases no están muy definidos. Ocurre a mayor tasas de gas donde el tapón de líquido dentro de la tubería llega a ser corto y espumoso Flujo niebla o anular: Debido a la simetría de flujo el espesor de la película liquida
alrededor de la pared en la tubería es aproximadamente uniforme, el flujo es caracterizado por un rápido movimiento de gas en el centro mientras la fase liquida se mueve lentamente como una película alrededor de la pared de la tubería y como gotas arrastradas por el gas , la interfase el muy ondeada con un alto esfuerzo de corte interfacial. En flujo vertical corriente abajo el patrón de anular también existe a bajas tasas de flujo , el patrón en corriente arriba es similar al de corriente abajo pero la burbuja de Taylor es inestable y localiza excéntricamente en el centro de la tubería , esta podría descender o ascender dependiendo de las tasas de fl ujo correspondientes. La evaluación de la caída de presión en tuberías verticales es muy importante ya que la mayor proporción de la presión disponibles para llevar la presión desde el reservorio hasta los separadores se pierde o gasta en el recorrido de la tubería vertical. Como
mencionamos
anteriormente
existen
correlaciones
empíricas
que
se
desarrollaron para calcular gradientes de presión en la tubería, estas fueron desarrolladas a partir de laboratorio y campo. Estas correlaciones están de acuerdo a mucho factores y podemos clasificarlas en tres grupos: Correlaciones de tipo 1 que toman no toman en cuenta el deslizamiento entre
fase y no establecen patrones de flujo entre ellos se encuentra las de Poettman y Carpenter, Baxendell y Thomas, Fancher y Brown. Correlaciones de tipo 2 que consideran la existencia de deslizamiento entre
fases pero no toman en cuenta el patrón de flujo, en esta categoría entra Hagedorn y Brown. Correlaciones de tipo 3 que consideran la existencia de deslizamiento entre
fases y los patrones de flujo, en esta categoría entra Orkiszweski, Duns y Ros , Begs y Brill.
Patrones de flujo en tuberías horizontales: Flujo Estratificado: esta se caracteriza por la perfecta separación de las fases
liquida y gaseosa por efecto de la gravedad y bajos flujos. La fase liquida fluye por la parte inferior de la tubería mientras que el gas viaja por la parte superior. Este patrón se subdivide en estratificado laminar, donde la interfase gas-liquido es lisa y estratificado ondulado, donde se producen ondas estables en la superficie producto de una tasa mayor de gas.
Flujo Intermitente: se caracteriza por la formación de tapones de líquido y gas,
resultado de la coalescencia de las burbujas de gas a medida que aumenta el flujo del mismo. Este se subdivide en burbuja alargada y slug, estos dos patrones se diferencian en la frecuencia y tamaño de las burbujas, ya que el primero presenta burbujas, más largas y con menor frecuencia que el régimen slug, además tiene menor cantidad de burbujas de gas en el tapón líquido.
Flujo Anular: ocurre a flujos elevados de gas, este se desplaza a alta velocidad
por el centro de la tubería empujando el líquido hacia las paredes y forman así una delgada película anular. Cuando los flujos de gas son bajos gran parte del
líquido se desplaza por el fondo de la tubería y se forman ondas inestables que mojan ocasionalmente la pared superior de la tubería, en este caso se denomina flujo anular ondulado. 4. Flujo disperso: en este caso el gas viaja en forma de ge burbujas debido a la elevada velocidad. La mayor parte de las burbujas se encuentran en la parte superior de la tubería y se van colocando de manera uniforme en el área transversal conforme aumenta el flujo del líquido.
Para el flujo disperso existen cuatro sub-patrones: Dispersión de aceite en agua: el flujo dominante es el agua. Existe una
dispersión de aceite en agua en el tope de la tubería, y en el fondo fluye una capa estratificada. Emulsión de aceite en agua: se observan flujos, y el agua es la fase dominante.
Se produce una fase discontinua de gotas muy finas que están totalmente dispersas a lo largo de toda la sección transversal de la tubería. Dispersión de agua en aceite y aceite en agua: el líquido dominante es el
aceite. Por el tope de la tubería fluyen gotas de agua dispersas en aceite, y por el fondo fluye una capa de agua con gotas de aceite dispersas en ella. 4. Emulsión de agua en aceite: ocurre a grandes caudales de aceite (fase dominante) y se observa como el agua se distribuye en gotas en toda el área transversal de la tubería.
Variables que afectan las curvas de gradiente en tubería Vertical y Horizontal Efecto del diámetro de la tubería: A medida que el diámetro de la tubería
disminuye las pérdidas de presión a lo largo de la tubería. Efecto de la tasa de flujo: A mayores tasa de flujo, mayores serán las pérdidas
de presión en la tubería. Efecto de la relación gas – liquido: A medida que aumenta la relación gas
–
liquito, la presión de fondo fluyente disminuye hasta llegar a un mínimo (RGL optima)
Efecto de la densidad del líquido: A medida que la densidad del líquido
aumenta, aumenta el gradiente. Efecto del %AyS: A medida que aumenta la proporción de agua aumenta el
peso de la columna de fluidos. Efecto de la Viscosidad líquida: A medida que aumenta la viscosidad aumentan
las pérdidas de energía. Efectos del deslizante: A mayor deslizamiento entre las fases, mayor es la
pérdida de energía.
