El flujo Multifario en tuberías se define como el movimiento de una torrente de gases libres y líquidos a través de tuberías. División de los problemas Flujo vertical. Flujo horizontal. Flujo inclinado. Flujo direccional. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS EN EL FLUJO MULTIFASICO DENSIDADES de especial interés en los problemas de flujo vertical debido a la presión que origina una columna de fluido. COMPRESIBILIDADES de poca importancia para el agua y puede ser despreciada. Para el aceite está dada por el factor volumétrico del petróleo. VISCOSIDAD Disminuye con el aumento de la temperatura al igual que con el de la presión siempre que no se alcance la presión de saturación. Disminuye también con el Aumento del GOR y la disminución de la gravedad API.PROPIEDADES DE LOS LIQUIDOS
FLUJO MULTIFASICO EN TUBERIAS. El flujo multifásico es el movimiento de gas libre y de líquido, el gas puede estar mezclado en forma homogénea con el líquido o pueden existir formando un oleaje donde el gas empuja al líquido desde atrás o encima de él, provocando en algunos casos crestas en la superficie del líquido, puede darse el caso en el cual el líquido y el gas se mueven en forma paralela, a la misma velocidad y sin perturbación relevante sobre la superficie de la interfase gas-líquido. Cuando el fluido se desplaza desde el yacimiento hacia la superficie, se libera energía tanto en el flujo vertical como en el horizontal. Esta energía la posee el fluido durante su permanencia en el yacimiento. Por lo tanto, para utilizarla al máximo se requiere realizar un buen diseño de los equipos del pozo, línea de flujo, estranguladores, separadores y de otras conexiones. El diseño óptimo, necesita de un estudio detallado del comportamiento
del
flujo
multifásico
en
cada
uno
de
estoscomponentes, lo cual debe tomar en cuenta las diferentes variables que afecten el pr oceso.El flujo multifásico se desplaza a través de la tubería vertical y horizontal, el cual comprende el estrangulador, la línea de flujo, hasta llegar al separador y los tanques de almacenamiento. El flujo multifásico de gas y líquido, ocurre frecuentemente durante la fase de extracción de petróleo, en el área química y en industrias que guarden relación con dichos parámetros. Durante el trayecto de el flujo vertical y horizontal, la producción del
pozo
puedeencontrar restricciones por la existencia de válvulas, reducción de tuberías y los necesarios estranguladores de flujo. La última restricción está generalmente colocada en el cabezal o en algunos casos en el fondo del pozo o a nivel del múltiple de producción, todos principalmente con el objeto de controlar el caudal, imponiendo una contra-presión a la formación. Además, el flujo de fluidos en una tubería involucra elementos que favorecen o impiden su movimiento, entre los cuales se puede mencionar la fricción, factor que se produce por el contacto del fluido con las paredes de la tubería. La mayor o menor velocidad con que fluyen los fluidos a través de las tuberías permite determinar el régimen de flujo que se tiene, (laminar o turbulento), el porcentaje de líquido que se encuentra en un momento cualquiera en un intervalo de tubería determina el factor de entrampamiento. Otros parámetros, son la relación gas-líquido y el porcentaje de agua y sedimentos, el diámetro de la tubería, la viscosidad del petróleo, reuniéndose unacantidad de variables que regulan las ecuaciones de balance de energía y presión. FLUJO MULTIFASICO EN TUBERIAS VERTICALES. Los estudios realizados en el comportamiento de flujo multifásico en tuberías verticales tienen como objetivo predecir el gradiente de presión a través de la tubería de producción, debido a la importancia que tienen para la industria petrolera. FLUJO MULTIFASICO HORIZONTAL. El problema del flujo horizontal bifásico se considera tan complejo como el flujo bifásico vertical. Para el diseño de las tuberías de gran longitud es necesario conocer las caídas de presión que se producen a lo largo de ellas. La predicción de las caídas de presión, cuando una mezcla de gas y líquido fluye en un conducto cerrado, es uno de los mayores problemas de ingeniería. Los tipos de regímenes que pueden darse en flujo multifásico horizontal dependen de las variaciones en presión o de la velocidad de flujo de una fase con respecto a la otra. Estos flujos pueden ser: •Flujo de Burbuja: El flujo de burbujas se caracteriza por una distribución uniforme de la fase gaseosa así como la presencia de burbujas discretas en una fase líquida continua. El régimen de flujo de burbujas, se divide en flujo burbujeante y flujo de burbujas dispersas. Los dos tipos difieren en el mecanismo de flujo. El flujo burbujeante ocurre a tasas de flujo
relativamente bajas, y se caracteriza por deslizamiento entre las fases de gas y líquido. El flujo de burbujas dispersas ocurre a tasas altas de flujo, moviéndose las burbujas de gas a lo largo de la parte superior de la tubería. La fase continua es el líquido que transporta las burbujas. •Flujo de Tapón de Gas: El flujo tapón se caracteriza por que exhibe una serie de unidades de tapón, cada uno es compuesto de un depósito de gas llamado burbujas de Taylor y una cubierta de líquido alrededor de la burbuja. Los tapones van incrementando su tamaño hasta cubrir toda la sección transversal de la tubería. •Flujo Estratificado: El gas se mueve en la parte superior de la tubería, y el líquido en la parte inferior, con una inter fase continua y lisa. •Flujo Transitorio: En este tipo de patrón de flujo existen cambios continuos de la fase líquida a la fase gaseosa. Las burbujas de gas pueden unirse entre sí y el líquido puede entrar en las burbujas. Aunque los efectos de la fase líquida son importantes, el defecto de la fase gaseosa predomina sobre la fase líquida. •Flujo Ondulante: Es parecido al anterior, pero en este caso se rompe la continuidad de la inter fase por ondulaciones en la superficie del líquido. •Flujo de Tapón de Líquido: En este caso las crestas de las ondulaciones pueden llegar hasta la parte superior de la tubería en la superficie del líquido. •Flujo Anular: Se caracteriza por la continuidad en la dirección axial del núcleo y la fase gaseosa. El líquido fluye hacia arriba de una película delgada alrededor de una película de gas mojando las paredes de la tubería o conducto. Además, una película de líquido cubre las
paredes de la tubería, y el gas fluye por el interior, llevando las partículas de líquido en suspensión. •Flujo de Neblina ó Rocío: El líquido está completamente "disuelto" en el gas; es decir, la fase continua es el gas y lleva en "suspensión" las gotas de líquido. Flujo vertical La tubería de producción influye, en un alto porcentaje de las caídas de presión que se tienen en el sistema de producción. El cálculo de estas caídas permitirá al ingeniero de producción: •Diseñar las tuberías de producción y líneas de descarga. •Diseñar los aparejos de producción con sistemas artificiales a un tiempo futuro. •Determinar la vida fluyente de un pozo. •Ajustar
un
modelo
de
flujo
multifásico
que
permita
proponer
nuevas alternativas de operación para los pozos. •Optimizar las presiones y el gasto de tal forma que permita operar los pozos por el estrangulador más adecuado.
Flujo Multifasico en tuberías Verticales Los Estudios realizados en el comportamiento del flujo multifásico en tuberías verticales tiene como objetivo predecir el gradiente de presión a través de la tubería de producción, debido a la importancia de el lo tiene para estudiar el comportamiento del pozo. Correlaciones desarrolladas mediante técnicas de laboratorio y/o datos de campo pose en sus limitaciones al ser aplicadas para condiciones de flujo que se salen del rango de las variables utilizadas en su deducción. Los factores mas importantes tomados en cuenta son, el calculo de la densidad y la velocidad de la mezcla, el factor de entrampamiento del liquido (HoldUp), la cual es una 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 seden considerar la variación de la temperatura a lo largo de la tubería.
Flujo Multifasico en Tuberías Horizontales En el flujo multifásico horizontal las componentes del gradiente de presión son la fricción y los cambios de energía cinética (aceleración). La caída de presión en flujo multifásico 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
Variables que afectan las curvas de gradiente Vertical y Horizontales: •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 - líquido, la presión de fondo fluyente disminuye hasta llegar a un mínimo (RGLoptima). •Efecto de la densidad del líquido: A medida que la densidad del liquido aumenta, aumenta el gradiente. •Efecto del % A y S : A medida que aumenta la proporción de agua aumenta el peso de la columna de fluidos. •Efecto de la Viscosidad liquida: A medida que aumenta la viscosidad aumentan las pérdidas de energía. VARIABLES QUE AFECTAN LA PERDIDA DE PRESION EN FLUJO MULTIFASICO * FACTOR VOLUMETRICO DEL PETROLEO: Tiene un efecto definitivo en los cálculos de pérdidas de presión, no solo por el cambio en volumen sino principalmente por el gas libre adicional. * GAS EN SOLUCION: La absorción de gas cuando la presión incrementa se vuelve extremadamente importante debido a que la cantidad de gas libre afecta la densidad de la mezcla. * TENSION SUPERFICIAL: Varía dependiendo de múltiples condiciones operacionales. * FRICCION: Se genera por el contacto de los fluidos con las paredes de la tubería.
PATRONES DE FLUJO MULTIFASICO EN TUBERIA HORIZONTAL
Se considera flujo en tubería horizontal, el flujo que fluye por una tubería cuya elevación no supera los mas o menos 5 grados; los tipos de regímenes que pueden darse en flujo multifasico horizontal dependen de las variaciones en presión o de la velocidad de flujo de una fase con respecto a la otra. Estos patrones de flujo pueden ser: * PATRON DE FLUJO SEGREGADO Es aquel flujo en el que las fases se encuentran, en su mayor parte, separadas. Se subdivide en tres regímenes: flujo estratificado, flujo ondular y flujo anular. FLUJO ESTRATIFICADOS e caracteriza por que el líquido va fluyendo por la parte baja de la tubería, mientras el gas fluye a lo largo del tope de la tubería, con una interface lisa entre las fases. | | FLUJO ONDULARO curre cuando las tasas de las fases son altas haciendo que la interface comience a ondularse, originándose el flujo ondular. | | FLUJO ANULAR Este flujo consiste en una capa fina de líquido en las paredes de la tubería y una fase gaseosa con pequeñas gotas de liquido fluyendo por la parte central de la tubería. | |
* PATRON DE FLUJO INTERMITENTE
El patrón de flujo intermitente es aquel en el cual el gas y el liquido fluyen alternativamente a través de la tubería.
FLUJO BACHE Consiste en grandes baches de líquido alternado con burbujas de gas a alta velocidad llenando la mayor parte de la tubería. | | FLUJO TAPON Se distingue por el flujo de grandes burbujas de gas a lo largo de toda la tubería, | | FIGURA: FLUJO INTERMITENTE FUENTE: Extraída de tesis Estudio comparativo de las correlaciones empíricas y modelos mecanísticos para flujo multifásico en pozos horizontales; Autor Jhon Fredy Chacon Sierra. * PATRON DE FLUJO DISTRIBUIDO
Este flujo se caracteriza por una fase que se encuentra dispersa en la otra.
FLUJO BURBUJAS e caracteriza por una distribución uniforme de la fase gaseosa así como la presencia de burbujas discretas en una fase liquida continua. | | FLUJO NIEBLA O DISPERSOS e presenta a altas tasas de gas y bajas tasas de liquido y consiste en gas con gotas dispersas de liquido. Este régimen de flujo es considerado semejante al flujo anular. | | FIGURA: FLUJO DISTRIBUIDO FUENTE: Extraída de tesis Estudio comparativo de las correlaciones empíricas y modelos mecanísticos para flujo multifásico en pozos horizontales; Autor Jhon Fredy Chacon Sierra.
PATRONES DE FLUJO MULTIFASICO EN TUBERIA VERTICAL La mayoría de los patrones se dan en los dos tipos de tubería, por esta razón no se vuelven a explicar, y cabe aclarar que para este tipo de tubería existe un patrón mas, el cual es exclusivo de tuberías verticales es: * PATRON CHURN”: Este patrón de flujo existe solamente en flujo vertical hacia arriba y es muy caótico en naturaleza. Las burbujas de gas se pueden unir y el liquido puede ingresar en las burbujas. Aunque, los efectos del liquido son significantes, los efectos de la fase gaseosa son predominantes.
FIGURA: PATRONES DE FLUJO EN TUBERIA VERTICAL FUENTE: Extraída de tesis Estudio comparativo de las correlaciones empíricas y modelos mecanísticos para flujo multifásico en pozos horizontales; Autor Jhon Fredy Chacon Sierra.
CORRELACIONES
* BEGGS AND BRILL
Establecieron una correlación para calcular la distribución de la presión en tuberías con flujo multifásico, a partir de pruebas de laboratorio. El método es aplicable a flujos horizontal, inclinado y vertical.
* HAGEDORN AND BROWN
Esta correlación se desarrolló a partir de información obtenida sobre las condiciones de flujo en línea de 2 y 4pg de diámetro y de 1,700 pies de longitud también para una tubería de 17pg y 10 millas de longitud. Los fluidos de prueba fueron, por separado, agua, aceite y condensado como fase líquida y gas natural como fase gaseosa.
* DUNS AND ROS
Identifica 3 flujos de regiones (fase liquida continua, fases alternadas, fase gas continua). Regiones distinguidas usando funciones de 4 grupos dimensionales, particularmente números de velocidades de gas y liquido.
* EATON
Los datos fueron tomados de pruebas en flujo multifásico horizontal. La unidad para prueba consistía de dos líneas de prueba de 1700 pies. Se seleccionan líneas largas para lograr un acercamiento mas parecido a las condiciones de campo.
TIPOS DE PRUEBAS DE PRESION: Prueba de Restauración de Presión (Buildup test): La prueba de restauración de presión es una prueba utilizada para determinar la presión en el estado transitorio. Básicamente, la prueba es realizada por un pozo productor a tasa constante por cierto tiempo, cerrando el pozo (usualmente en la superficie) permitiendo que la presión se restaure en el pozo, y recordando que la presión (usualmente hoyo a bajo) en el pozo es una función del tiempo. A partir de esta data, es frecuentemente posible estimar la permeabilidad de la formación y la presión del área de drenaje actual, y caracterizar el daño o estimulación y las heterogeneidades del yacimiento o los límites.
Al cerrar el pozo, la presión comienza a subir partiendo de la Pwf (presión de fondo fluyente) hasta que luego de un tiempo considerado de cierre Δt, la presión registrada de fondo alcanza el valor estático Pe( presión estática).
El registro de presión de fondo, representa una presión estática en proceso de restauración (PΔt), la cual no necesariamente alcanza el valor estático de Pe. PΔt
≤
Pe
Dependerá del tiempo de cierre del pozo y del tiempo de producción. A medida que el tiempo de cierre se incrementa PΔt se aproximará a Pe. Ecuación de Buildup test:
En unidades de Campo, la ecuación se convierte en
· El valor de la pendiente m es igual al coeficiente del termino del logaritmo de la ecuación 2
· La extrapolación de la línea recta al tiempo de cierre infinito, [(t+Δt)/Δt]=1 , da la presión llamada p*. a) Esta cantidad es la presión que seria obtenida a un tiempo de cierre infinito. b) En el caso de un pozo en un yacimiento infinito, p* es la presión inicial. c) En realidad, p* es menor a la presión inicial de un yacimiento debido al agotamiento de energía del yacimiento por producción de fluidos. d) P* es ligeramente mayor que la presión promedio en el área de drenaje del pozo. 2.1.1 Factor de daño Prueba de agotamiento (drawdown): La prueba de agotamiento es realizada por un pozo productor, comenzando idealmente con una presión uniforme en el yacimiento. La tasa y la presión son registradas como funciones del tiempo. Los objetivos de la prueba de agotamiento usualmente incluyen la estimación de la permeabilidad, factor de daño (skin), y en algunas ocasiones el volumen del yacimiento. Estas pruebas son particularmente aplicables para: · Pozos nuevos. · Pozos que han sido cerrados el tiempo suficientemente para permitir que la presión se estabilice. · Pozos en los que la pérdida de ingresos incurridos en una prueba de restauración de presión sería difícil de aceptar.
Los pozos exploratorios son frecuentemente candidatos para pruebas de agotamiento extensas, con un objetivo común de determinar el volumen mínimo o total que será drenado por el pozo. Se realizan a tasa de flujo variable, determinando la presión por períodos estabilizados de flujo Prueba a tasas de Usos Múltiples: Se realizan a tasa de flujo variable, determinando la presión por períodos estabilizados de flujo. A través de esta prueba se puede determinar el índice de productividad del pozo y también se puede utilizar para hacer un análisis nodal del mismo. Pruebas de disipación de presión en pozos inyectores (Fall off test): Se realizan cerrando el pozo inyector y haciendo un seguimiento a la presión en el fondo del pozo en función del tiempo. La teoría supone una tasa de inyección constante antes de cerrar al pozo. • Con esta prueba es posible determinar : Las condiciones del yacimiento en las adyacencias del pozo inyector, Permite dar un seguimiento de las operaciones de inyección de agua y recuperación mejorada, estimar la presión promedio del yacimiento, medir la presión de ruptura del yacimiento, determinar fracturas, determinar si existe daño en la formación, causado por taponamiento, hinchamiento de arcillas, precipitados, entre otras, determinar la permeabilidad efectiva del yacimiento al fluido inyectado, utilizada para pronósticos de inyección.
Pruebas de Interferencia (Interference testing): Las pruebas de interferencia tienen dos grande objetivos. Ellas son usadas para (1) determinar si dos o más pozos están comunicados mediante la presión y (2) cuando la comunicación existe, proveer una estimación de la permeabilidad y el producto porosidad/compresibilidad, en las inmediaciones de los pozos probados. Las pruebas de interferencia son realizadas por al menos un pozo en producción o inyector (pozo activo) y por la observación de la presión en respuesta en al menos otro pozo cualquiera (pozo de observación). Comprobar la interferencia horizontal permite demostrar la continuidad de los estratos permeables y analizar la existencia de comunicación vertical en arenas estratificadas. En este caso, la finalidad del análisis es medir la presión a una distancia “r” del pozo; siendo “r” la distancia entre el pozo observador y el pozo activo. Pruebas de Pulso:
Constituyen un tipo especial de prueba de interferencia, en la cual el pozo activo es pulsado alternadamente con ciclos de producción y cierre. En el mismo se determina la respuesta de presión en el pozo de observación. Se caracteriza porque son pruebas de corta duración y los tiempos de flujo deben ser iguales a los tiempos de cierre. Pruebas de producción DST (Drill Stem Test): Un DST provee un medio para la estimación de la formación y las propiedades de los fluidos antes de la completación del pozo. Básicamente, la DST es una completación temporal de un pozo. La herramienta del DST es un arreglo de paquetes y válvulas localizados al final de la tubería de perforación. Este arreglo puede ser usado para aislar una zona de interés y dejar que produzca dentro de la tubería. Una muestra de fluido es obtenida en la prueba, de este modo, la prueba nos puede decir los tipos de fluidos que el pozo producirá si es completado en la formación probada. Con las válvulas de superficie en el dispositivo del DST, es posible tener una secuencia de los periodos de flujo seguidos por los periodos de cierre. Un medidor de presión en el dispositivo DST puede medir presiones durante los periodos de flujo y de cierre. Las presiones medidas durante los periodos de cierre pueden ser particularmente importantes para la estimación de las características de la formación así como el producto permeabilidad/espesor y factor de daño. Esta data también puede usarse para determinar la posible presión de agotamiento durante la prueba. Drill Stem Test (Pruebas de presión DST): Un DST es un procedimiento para realizar pruebas en la formación a través de la tubería de perforación, el cual permite registrar la presión y temperatura de fondo y evaluar parámetros fundamentales para la caracterización adecuada del yacimiento. También se obtienen muestras de los fluidos presentes a condiciones de superficie, fondo y a diferentes profundidades para la determinación de sus propiedades; dicha información se cuantifica y se utiliza en diferentes estudios para minimizar el daño ocasionado por el fluido de perforación a pozos exploratorios o de avanzada, aunque también pueden realizarse en pozos de desarrollo para estimación de reservas. Durante la perforación, el fluido es bombeado a través del drill stem (derecha) y fuera de la mecha, por lo tanto, en un DST, el fluido proveniente de la formación es recolectado a través del drill stem mientras se realizan medidas de presiones. A la izquierda se observa una Carta de Presión Esquemática para una prueba DST. (Tomado de Lee, 1982) representándose lo siguiente: A: Bajando herramienta al hoyo
B: Herramienta en posición C: Empacaduras en zona a evaluar D: Apertura de válvula E: Cierre de pozo (restauración) F: Final del cierre G: Se abre pozo, ultimo período de flujo, hasta llegar al punto H Entre H e I: último cierre Entre J y K: retiro de equipos de prueba. Después de construir la Carta de Presión Esquemática para una prueba DST, se compara con las diferentes cartas bases (obtenidas en pruebas de campo) para con ello identificar permeabilidades y fluidos presentes. Cuando se realizan pruebas DST se deben tomar en cuenta tres factores que afectan los resultados, entre esos efectos se tienen: 1.- Efecto de la prueba previa de presión (pretest): Para presiones altas, la respuesta de la presión de cierre en ambos períodos se incrementa. La variación entre las respuestas se reduce en el segundo período de cierre y a medida que la presión del pretest se acerca a la presión estática de la formación, el efecto del pretest en el DST es muy pequeño. 2.- Efecto de la permeabilidad: Cuando la permeabilidad aumenta, la presión del pozo se recupera más rápido, aunque el efecto es pronunciado incluso en el caso de altos valores de permeabilidad. En todos los casos, la presión se eleva por encima de la presión de la formación. Para un DST en formaciones de gran permeabilidad, la respuesta de la presión es significativamente afectada por el período del pretest. 3.- Efecto de la temperatura: Para permeabilidades bajas (aproximadamente 0,2 md/ft), el efecto de la temperatura provoca un incremento constante de la presión al final de cada período de cierre. Para formaciones de alta permeabilidad, el cambio de la presión resultante, debido al efecto de la temperatura, es despreciable ya que el líquido puede fluir dentro o fuera de la formación. Si la variación de temperatura es alta (> 1°C) el efecto de ésta podría ser más importante. Aplicaciones especiales: 1.- Extrapolación de la Presión: La experiencia en el trazado de un gran número de cartas DST en papel semilogarítmico ha demostrado que cuando el índice kh/μ es mayor de 10 pies md / cp se obtiene una línea recta. Por el contrario, cuando este índice es menor a 10 pies md / cp se
obtiene una línea curva; dicho comportamiento también es habitual cuando el flujo radial no está presente. La producción de una pequeña cantidad de líquido es suficiente para notar una caída en la presión de la formación, de modo que se necesita un tiempo mayor de cierre para obtener una curva build-up útil. El cierre inicial es utilizado para minimizar los efectos de la producción excesiva de fluido. El tiempo de flujo y la capacidad de la formación inciden directamente en el tiempo de cierre de la prueba, el cual, al no ser el apropiado, conlleva a cartas DST erróneas. En formaciones de baja capacidad (K.h), largos tiempos de cierre permiten una mayor precisión en la extrapolación a la presión original. En formaciones de baja capacidad, largos tiempos de cierre permiten una mayor precisión en la extrapolación a la presión original. Efecto del tiempo de cierre en la precisión de la Extrapolación de la Presión: 2. Permeabilidad Efectiva: La permeabilidad efectiva es otro parámetro que se puede obtener mediante el análisis de las pruebas DST, nuevamente con la aplicación de la teoría aplicada a las pruebas build-up. El uso de la tasa promedio del total recobrado dividido por el tiempo de flujo es suficiente para el uso de la formula: En el caso de no ser la curva de flujo una línea recta, nos indica que la tasa asumida “constante” no lo es. Esto altera el valor de la permeabilidad que se obtiene de la prueba, pero afortunadamente los requerimientos en la precisión de la permeabilidad no son estrictos por lo que el valor aproximado obtenido con el DST resulta útil. Dicho valor representa el promedio de todo el área de drenaje, de hecho este puede ser mejor que el que se obtiene de pruebas en núcleos. Método de campo eficaz para el cálculo de la permeabilidad: Es necesario tener un buen sistema de doble cierre durante la prueba DST, en la que en el primer cierre la presión se debe restaurar casi hasta la presión original y en el segundo cierre solo será necesaria hasta que la presión llegue a unas tres cuartas partes de la original. El Procedimiento es el siguiente: Extender la presión inicial de cierre hasta intersectar la ordenada de la presión donde (t + θ)/θ =1. Unir este punto con el correspondiente a la presión final de cierre (t + θ)/θ y donde el tiempo de apertura es (t) y el tiempo de cierre es (θ). Extender la unión anterior hasta que corte la ordenada de presión donde (t + θ)/θ =10 . Usando el ΔP que se genera por cada ciclo se calcula la permeabilidad efectiva de acuerdo a la ecuación: Técnica para Interpretación de la Permeabilidad Efectiva de un pozo: 3. Índice de productividad y daño: Se pueden obtener dos valores de IP a partir de pruebas DST. El primero proviene del periodo de flujo y es determinado mediante la cantidad de líquido recobrado, el tiempo de flujo y la diferencia entre la presión de flujo y la presión de la formación. El segundo valor
proviene del análisis del final de la curva de cierre. La diferencia entre los dos valores de IP indica el grado de daño a la formación. Este daño es comúnmente causado por el filtrado de lodo en la cara de la formación. Método de campo para el cálculo de la relación de daño: Aunque existen métodos más precisos para su determinación, la relación de daño se puede determinar inmediatamente después de culminada la prueba DST mediante el uso de la siguiente ecuación empírica: Siguiendo el mismo método para la obtención de la permeabilidad, hallamos el ΔP por cada ciclo. La presión de flujo final (Pf) es obtenida directamente de la prueba DST. La figura muestra el procedimiento usado. Técnica para Interpretación del Radio de Daño de un pozo: 4. Presencia de barreras (fallas, pinchouts, cambios de permeabilidad): En principio, la detección de cambios en la transmisibilidad (K.h/μ) en las cercanías del pozo puede ser determinado mediante el estudio de las pruebas de Build-up. Pero cuando las condiciones de la formación son favorables, las pruebas DST pueden ser analizadas para estimar la presencia de barreras. El análisis de las pruebas DST para la determinación de la presencia de barrera presenta las siguientes dificultades: • Se puede demostrar que la distancia de penetración es proporcional al tiempo de flujo. Una relación empírica b2=K.t puede ser usada para estimar el rango de penetración detectable por una prueba DST, la capacidad de la formación (k.h) puede ser desfavorable para largos radios de penetración sin el tiempo de flujo adecuado. • La tasa de producción no es constante. Efectos similares a la ruptura de la linealidad pueden ser causados por una reducción de la tasa de producción. • Las características del yacimiento no son compatibles con la simplificación de las suposiciones. Cualquier cambio en las condiciones causará una curvatura en la carta.
Consideraciones teoricas y ecuaciones básicas de flujo multifásico,bifásico y monofásico. Existen cuatro razones primordiales para utilizar sistemas de medición de flujo son el conteo, la evaluación del funcionamiento, la investigación y el control de procesos Siempre que se esté transfiriendo la custodia de un fluido, existe la necesidad de realizar un conteo de las cantidades involucradas. El flujo de gasolina se mide conforme se bombea hacia el tanque de combustible de un automóvil. Ejemplos de evaluación del funcionamiento son la medida del flujo de gasolina en una máquina, el flujo de aire en un sistema de calefacción, el flujo de sangre durante una cirugía o el flujo de agua a través de un intercambiador de calor. En control de procesos, el éxito de una operación continua depende en gran medida de la medición y control del flujo. Por ejemplo, en la fabricación de papel el flujo del desecho de la pulpa en la máquina y el flujo de vapor a los rodamientos de secado deben supervisarse y controlarse para asegurar un producto uniforme. FACTORES PARA LA SELECCIÓN DE FLUJOMETROS Muchos dispositivos se encuentran disponibles para la medición de flujo. Algunos de ellos miden la velocidad de flujo de volumen en forma directa, mientras que otros miden la
velocidad promedio del flujo el cual puede convertirse a velocidad de flujo de volumen utilizando Q= A.v. Asimismo, algunos de ellos proporcionan mediciones primarias directas, mientras que otros requieren calibración o la aplicación de un coeficiente de descarga a la salida observada del dispositivo. La forma de la salida del medidor de flujo también varía en forma considerable de un tipo a otro. La indicación puede ser una presión, un nivel de líquido, un contador mecánico, la posición de un indicador en la corriente del fluido, una señal eléctrica continua o una serie de pulsos eléctricos. La elección del tipo básico de medidor de fluido y su sistema de indicación depende de varios factores, entre los cuales se encuentran: Rango Los medidores disponibles en el mercado pueden medir flujos desde varios mililitros Rango por segundo (mL/s) para experimentos precisos de laboratorio hasta varios miles de metros cúbicos por segundo (m3/s) para sistemas de irrigación de agua o agua municipal y para sistemas de drenaje. Por consiguiente, para una instalación de medición en particular, debe conocerse el orden de magnitud general de la velocidad de flujo así como el rango de las variaciones esperadas. Exactitud requerida Virtualmente cualquier dispositivo de medición de flujo instalado y operado adecuadamente puede proporcionar una exactitud dentro del 5 por ciento del flujo real. La mayoría de los medidores en el mercado tienen una exactitud del 2 por ciento y algunos dicen tener una exactitud de más del 0.5 por ciento. El costo es con frecuencia uno de los factores importantes cuando se requiere de una gran exactitud. Pérdida de Presión Debido a que los detalles de construcción de los distintos medidores son muy diferentes, éstos proporcionan diversas cantidades de pérdida de energía o pérdida de presión conforme el fluido corre a través de ellos. Excepto algunos tipos, los medidores de fluido llevan a cabo la medición estableciendo una restricción o un dispositivo mecánico en la corriente del flujo, causando así la pérdida de energía. Tipo de Indicación Los factores a considerar en la elección del tipo de indicación de flujo depende de si se desea de sensibilidad remota o grabación, si va a operar un actuador automático a la salida, si un operador necesita supervisar la salida o si prevalecen condiciones severas del medio ambiente. Tipo de Fluido El funcionamiento de algunos medidores de fluido se encuentra afectado por las propiedades y condiciones del fluido. Una consideración básica es si el fluido es un líquido o un gas. Otros factores que pueden ser importantes son la viscosidad, la temperatura, la corrosión, la conductividad eléctrica, la claridad óptica, las propiedades de lubricación y de homogeneidad. Los desechos y los fluidos multifásicos requieren de medidores especiales. Calibración
Se requiere de calibración en algunos tipos de flujómetros. Algunos fabricantes proporcionan una calibración en forma de una gráfica o esquema del flujo real versus indicación de la lectura. Algunos están equipados para hacer la lectura en forma directa con escalas calibradas en las unidades de flujo que se deseen. En el caso del tipo más básico de medidores, tales como los de cabeza variable, se han determinado formas geométricas y dimensiones estándar para las que se encuentran datos empíricos disponibles. Estos datos relacionan el flujo con una variable de fácil medición, tal como una diferencia de presión o un nivel de fluido. Las referencias al final de este capítulo proporcionan muchos de estos factores de calibración. Si el usuario del dispositivo requiere de calibración, puede utilizar otro medidor de precisión como un estándar contra el cual se puede comparar la lectura del medidor de prueba. Por el contrario, puede llevarse a cabo la calibración primaria ajustando el flujo a una velocidad constante a través del medidor y después reunir la salida durante un intervalo fijo de tiempo. El fluido así colectado puede ser pesado para una calibración de peso por unidad de tiempo, o su volumen puede medirse para una calibración de velocidad de flujo de volumen.
Medida de la Velocidad.
Se puede hallar la velocidad midiendo el tiempo que tarda una partícula identificable en recorrer una distancia conocida. Este procedimiento se emplea siempre que sea conveniente o necesario. Se ha desarrollado esta técnica para estudiar el flujo en regiones que son tan pequeñas que el flujo normal se modificaría grandemente e incluso desaparecería si se introdujera un instrumento para medir la velocidad. Si se puede conseguir una región transparente, mediante una luz de gran intensidad y un microscopio potente se puede fotografiar diminutas impurezas del fluido con una cámara tomavistas de gran velocidad. A partir de estas películas se puede determinar la velocidad de las partículas, y, por tanto, la del fluido, en una región pequeña. Sin embargo, en general se emplea un aparato que no mide directamente la velocidad, sino que da una cantidad medible que se puede con la velocidad. El tubo de Pitot es una de los aparatos más exacto para medir la velocidad. Ver figura:
Tubo De Pitot Simple Es un tubo de cristal o una aguja hipodérmica, doblado en ángulo recto, se emplea para la medida de la velocidad v en un canal abierto. La abertura del tubo esta dirigida aguas arriba, de modo que el fluido penetre dentro de la abertura y suba por el tubo hasta que la presión aumente lo suficiente dentro del mismo y equilibre el impacto producido por la velocidad. Enfrente mismo de la abertura el flujo esta en reposo.
Medidores De Venturi. El venturímetro se usa para medir el caudal que pasa por una tubería. Se hace generalmente fundido como mostraremos posteriormente y consta primeramente de una parte cilíndrica del mismo diámetro que la tubería, a la cual se acopla; esta parte tiene un anillo de bronce con una serie de orificios piezométricos para la medida de la presión estática; sigue después una parte cónica convergente que termina en una garganta cilíndrica con anillos de bronce que contiene otra serie de orificios piezométricos; a continuación sigue una parte cónica divergente, que termina en una porción cilíndrica del mismo diámetro de la tubería. A los dos anillos de orificios piezométricos van conectadas las dos ramas de un manómetro diferencial. El tamaño de un venturímetro puede acoplarse a una tubería 150mm de diámetro y que su garganta tiene un diámetro de 100mm. Para obtener resultados exactos, el venturímetro debe estar precedido de una parte recta de tubería de una longitud de por lo menos 10 diámetros. En la garganta del aparato la velocidad es mayor que en la tubería y la presión es menor. Si suponemos el flujo incomprensible, ya se ha demostrado que el caudal es una función de la lectura del manómetro. Flujo a Través de Orificios
El análisis de un fenómeno real de flujo para determinar los coeficientes de perdida y los factores de fricción, no constituye más que uno de los campos en los que puede aplicarse convenientemente el análisis dimensional. En esta investigación veremos varios dispositivos bastantes sencillos, para determinar índices de flujo y examinaremos la posibilidad de emplear un análisis dimensional, al utilizar dichos dispositivos en varias aplicaciones.
Presiones requeridas en el cabezal y fondo del pozo
Presiones requeridas en el cabezal
Procedimientos de control de pozo una vez que se haya detectado una surgencia. Un control de pozo consiste en observar un pozo con las bombas detenidas para determinar si es que está fluyendo. Algunas veces los controles de flujo son llevados a cabo como política de norma de la empresa, quizá antes de levantar la tubería del fondo, en la zapata de la tubería de revestimiento, o antes de quitar la barrena. También son llevados a cabo a juicio del perforador debido a cambios en los parámetros de perforación, o a pedido de los supervisores, el ingeniero de lodos, o
los miembros del personal que noten indicaciones de una surgencia. Los controles de flujo son llevados a cabo por medio de la observación directa, usando sensores de flujo, o de manera volumétrica. Si el pozo está fluyendo, los procedimientos de cierre deben iniciarse de inmediato. La profundidad, el tipo de fluido, la permeabilidad de la formación, el grado de desequilibrio y otros factores, afectan el período de observación del pozo durante el control de flujo. El control debe durar lo suficiente como para determinar si es que el pozo está fluyendo o permanece estático. Métodos de circulación, de presión de fondo de pozo constante. Despues de que se cierra el pozo y se detiene el flujo desde la formación, la presión en el fondo del pozo pronto es igual a la presión de la formación. Se debe tener una presión adicional para evitar que el fluido de la formación siga fluyendo mientras circulan la surgencia hasta sacarla. Al mismo tiempo se debe evitar una presión excesiva en el fondo del pozo para evitar la pérdida de circulación. Si se va a circular y retirar una surgencia del pozo, se requiere que se circule manteniendo la presión en el fondo del pozo. Los procedimientos para hacer esto se llamam Métodos de Presión de Fondo de Pozo Constante. Hay que elegir cuándo circular o sacar la surgencia del pozo y cuándo incrementar el peso del lodo. Se pueden hacer cualquiera de los dos primero, o se pueden hacer ambos al miemo tiempo, pero siempre hay que mantener la presión en el fondo del pozo igual a la presión de la formación o un poco por encima de la misma. Los métodos para cualquiera de las dos elecciones son los mismos. Basado en el orden de la circulación e incremento en el peso del lodo de ahogo, los siguientes son los Métodos más comunes para mantener Constante la Presión de Fondo del Pozo: -El Método del Perforador.- circula la surgencia hasta sacarla del pozo y luego densificar piletas y pozo. -El Método de Esperar y Densificar.- densificar las piletas, y luego circular la surgencia, manteniendo la densidad. -El Método Concurrente.- circular la surgencia e ir agregando peso al mismo tiempo. Estos métodos tienen ventajas y desventajas relativas que se deben entender a fondo antes de elegir el método apropiado. Métodos de No Circulación, de presión de fondo del pozo constante.Hay varias técnicas que relacionan la presión con el volumen de luido liberado del pozo. Dos de lás técnicas que proveen control en el fondo sin circulación son la "Volumétrica" y la "Inyección y Purga
Además los fluidos llegan a una determinada estación de recolección, la cual ha sido diseñada para recibir la producción de cierto número de pozos, el flujo se lleva
a cabo desde el cabezal de cada pozo a través de una tubería de flujo. La estación de flujo y recolección de la producción de los pozos la componen un grupo de instalaciones que facilitan el recibo, la separación, medición, tratamiento, almacenamiento y despacho del petróleo. Aparte, es importante señalar que el flujo de petróleo y gas puede mostrar la presencia de agua y de sedimentos procedentes del yacimiento productor. En la estación de flujo y de recolección existe un sistema de recibo al cual llega el flujo ducto de cada uno de los pozos productores asignados a esa estación, dicho sistema se conoce como múltiple de producción, éste facilita el manejo de la producción total de los pozos que ha de pasar por los separadores como también el aislamiento de pozos para pruebas individuales de producción.
Presiones requeridas en el fondo del pozo
Presión en el Fondo de pozo (Bottomhole pressure). Es la presión al fondo del pozo. Es causada por la presión hidrostática del fluido dentro del pozo y cualquier presión (o contrapresión) en la superficie, tal como ocurre cuando el pozo está cerrado con un BOP (blowout preventers). Cuando el lodo esta siendo circulado, la bottomhole pressure es la presión hidrostática mas la presión de circulación requerida para mover el lodo por el anular. Es la presión en un pozo, en un punto inmediatamente opuesto a la formación productiva, la cual es registrada por un medidor de presión. En estas presiones de fondo del pozo se aplica el método Aplicaciones del método de Green para modelaje de pozos horizontales en yacimientos petrolíferos El comportamiento de la presión en yacimientos petrolíferos se describe matemáticamente mediante la ecuación de difusividad. Por otro lado, la pequeña dimensión del radio de los pozos en relación al tamaño del yacimiento hace conveniente que estos sean representados mediante funciones generalizadas en el lado derecho de la ecuación de difusividad. La solución de esta ecuación no homogénea mediante métodos numéricos ordinarios o tradicionales (diferencias finitas y elementos finitos) no es satisfactoria porque esos métodos han sido diseñados para funciones suaves y diferenciables. Por lo tanto, se describe y valida una nueva técnica numérica que permite tratar las funciones singulares, asociadas a pozos horizontales y tortuosos, en el término no homogéneo de la ecuación de difusividad utilizando los métodos tradicionales. Se utilizan elementos finitos, el cual es un método numérico que permite incorporar fácilmente las condiciones de bordes en yacimientos de forma irregular.
La nueva técnica fue originalmente concebida para ser aplicada a los casos en que la tasa de producción de los pozos es conocida previamente. Sin embargo, en ingeniería y simulación de yacimientos algunas veces es necesario determinar la tasa de producción de un pozo a partir de su presión de fondo. Por esta razón se desarrolló una metodología, en el marco de la nueva técnica, que permite obtener la tasa de producción de un pozo a partir de la presión de fondo. El contenido de esta nota es original en forma y aplicabilidad a la simulación numérica de pozos horizontales y tortuosos.
La ecuación de la difusividad es la combinación de las principales ecuaciones que describen el proceso físico del movimiento de fluido dentro del reservorio, combina la ecuación de continuidad (que es el principio de la conservación de la masa, y de aquí obtenemos el balance de materia), la ecuación de flujo (ecuación de Darcy) y la ecuación de estado (compresibilidad). Esta ecuación tiene 3 variables: 1 presión que es la del reservorio y 2 saturaciones que son generalmente la oil y la de gas en reservorios volumétricos. A partir de esta ecuación se obtienen las ecuaciones para los tipos de flujo que existen en el reservorio, por ejemplo en la segunda parte de la ecuación de la difusividad la presión varia con el tiempo (deltaP/Delta t) si estamos en el estado pseudoestable es decir la presión no depende del tiempo ya que llego al limite del reservorio (infinit acting) esta variación es 0 por lo que la ecuación de la difusividad tendrá una resolución que es la ecuación de flujo radial para el estado pseudoestable:
Pr - Pwf = Costante*Q*uo*Bo(ln(re/rw)-0.75+S)/kh
A continuación se contempla el desarrollo de la ecuación de difusividad para el análisis de presión en yacimientos. El enfoque matemático que se presenta a continuación esta basado en los cursos PE175 (Well Test Analysis) y PE281 (Applied Mathematics for Reservoir Engineering) del programa de MS en Petroleum Engineering de Stanford University.
