PRESIONES DE POZO Las presiones que se tratan día a día en la industria petrolera incluyen: presión de fluido, formación, fricción, y presión mecánica. m ecánica. • Es importante obtener una comprensión de estas pre siones y sus relaciones para entender el
control de pozo. • Las formaciones pueden contener presión anormal. • Si la fuerza ejerc ida por el fluido en el pozo es me nos que la presión de formación, fluidos de
formación pueden entrar en el pozo. ORIGEN DE LAS PRESIONES
• Formaciones son sedimentarias. • Los espacios entre la roca durante este procedimiento se llaman poros, o los espacios porales. • El depósito de más capas producen una sobrecarga en las rocas y los espacios de porales. • Compactación. • Esto produce la presión de formación. • Si el
fluido de formación puede escapar a la superficie, entonces existirá presión normal. ORÍGENES GEOLÓGICOS
• Ciertas condiciones geológicas pueden causar presiones de formación mas altas de lo normal. • Fallas – es un movimiento de formaciones hacia arriba o abajo que puede atrapar fluidos y crear
presiones anormales. • Anticlinales – son formaciones geológicas que son abovedadas hacia arriba que puede penetrar
las formaciones superficiales o crear que las formaciones más profundas se doblen y se expongan mas superficialmente. superficialmente. • Domos salinos – exhiben la habilidad plástica del flujo bajo la presión de sobrecarga, no
permitiendo que los fluidos de poro fluyan por ellas. Como resultado, las formaciones por debajo de una capa salitre son generalmente sobre presionadas. Arcillas masivas – es un esquisto grueso de arcillas solidificadas o compactadas que restringe el flujo de fluidos del poro hacia arriba. Entre más capas de sobrecarga se acumulan, puede ocurrir presión anormal. • Zonas cargadas – generalmente son arenas y formaciones superficiales que exhiben presión
anormal. Estas zonas pueden ser artificiales (por el hombre) o existir naturalmente debido a la migración de fluidos de poro hacia arriba desde una zona más profunda. • Zonas agotadas – son zonas subnormales. Ocurren severas perdidas de circulación en estas
zonas. Si el nivel del fluido disminuye, la HP disminuirá permitiendo que la zona agotada, u otra zona, fluyan. PREDICCIÓN DE LA PRESIÓN DE FORMACIÓN
Tres fuentes de información pueden asistir en predecir presiones de pozo: • Datos históricos • Interpretaciones sísmicas • Datos geológicos
DATOS HISTÓRICOS • Datos histórica de otros pozos en el ár ea pueden predecir indicaciones de problemas potenciales. • Registro de lodo y reportes de perforación pueden dar una buena señal buena condiciones de perforación. • Perfil de Evaluación de Presión.
INTERPRETACIONES SÍSMICAS Sismología involucra la creación de ondas de sonido que penetran en las capas de rocas subterráneas. • Cuando las ondas de sonido se refractan de c ada formación, son registradas por instrumentos que miden su intensidad. • De estos resultados geólogos son capaces de determinar
la forma de formaciones subterráneas. ENTENDIENDO LA PRESIÓN Presión – fuerza aplicada sobre un área. • Presión = fuerza ÷ área • Típicamente, se usa libras por pulgada cuadrada, o “Pounds per Square Inch” (PSI), para
determinar la presión. La presión que los fluidos ejercen es el resultado de la densidad del fluido y la altura de la columna de fluido. Cualquier cosa se puede transformar en un fluido si se ejerce suficiente presión o temperatura. • Gradiente Presión– la fuerza ejercida por una un pie de columna de fluido en un área de una
pulgada cuadrada. • Presión Hidrostática (HP) – la presión ejercida en el fondo (o una profundidad específica) de una
columna de fluido FACTOR DE CONVERSIÓN DE DENSIDAD • Como la densidad es medida en libras por galón, o “pounds per gallon” (ppg), un “factor de conversión de densidad” es requerido para que sea compatible con la medida de PSI que r equiere
el gradiente de presión. • El factor de conversión de dens idad se usa en los cálculos cotidianos relacionados a la presión en
el campo petrolero. Factor de Conversión de Densidad= 0.052 GRADIENTE DE PRESIÓN • Gradiente de Presión es el aume nte de la cantidad de presión por unidad de profundidad en pies o metros. • Gradiente es medido en psi/pie por cada pie de profundidad vertical verdadera (PVV), o “True Vertical Depth” (TVD). • Para c alcular del gradiente de presión del fluido, multiplique la
densidad del fluido (ppg) por 0.052 (factor de conversión). Gradiente de Presión = Densidad del Fluido x 0.052
PRESIÓN HIDROSTÁTICA Y PVV VS. PM Profundidad Vertical Verdadera (TVD) mide la profundidad vertical total de un pozo en acuerdo con la trayectoria de la gravedad, que jala hacia abajo (opuesto a la trayectoria del pozo, que tiene curvas). Siempre use profundidad vertical verdadera en los cálculos de pre sión. • Profundidad
Medida (MD) es el total de la profundidad en acuerdo con la trayectoria actual del pozo, ó longitud de sarta en el pozo. • Para calcular la presión hidrostática: Presión Hidrostática = Gradiente de Presión x Profundidad (PVV) GRADIENTE DE PRESIÓN 3.1. 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, t ales como: tasa de líquido, viscosidades, relación gas-petróleo, corte de agua, entre otros. Y muchos de los métodos consideran incluso el patrón de flujo. EXPOSICIONES Gradiente Estático • Gradiente Dinámico • Flujo Multifásico en Tuberías Verticales • Flujo Multifásico en Tuberías Horizontales • Patrones de Flujo Multifasico d e Tuberías Verticales y Horizontales
GRADIENTE ESTATICO De un flujo en un yacimiento 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.
Aplicación de la información de presión estática del fondo en estudios geológicos o de ingeniería de producción: *Pruebas de productividad y determinación de las curvas de presión diferencial (PePw). *Determinación del potencial de un pozo por medio de las curvas de presión diferencial. *Determinación de la presión mínima de flujo requerida.
*Control de eficiencia de los proyectos de restauración de presión y el control de flujo lateral de gas en la formación. *Control y determinación de la migración de petróleo a través de los límites del yacimiento. *Determinación del área de drenaje del pozo y la interferencia entre ellos. *Cálculo de índice de productividad del pozo. *Determinación de la presencia de obstrucciones en la permeabilidad (K) de la formación. *Determinación del tipo de mecanismo de empuje en un campo, por medio de map as isobáricos construidos a diferentes intervalos de tiempo durante la historia de producción del campo.
CURVAS DE GRADIENTE ESTÁTICO Ocurre cuando el pozo no fluye, por lo que las curvas de gradiente para la fase líquida son líneas rectas y para la fase gaseosa son curvas.
Aplicación del Análisis de Presiones: Pueden ser usadas para obtener: 1. La presión promedio del yacimiento del área de drenaje. 2. Permeabilidad de la formación. 3. Determinar el grado de daño a la formación durante la perforación y completación del pozo. 4. Cuan efectivo o eficiente ha sido una estimulación o tratamiento del pozo. 5. El grado de conectividad entre pozos. 6. Estructura geológicas.
PLANIFICACIÓN DE PRUEBAS DE PRESIÓN Durante la planificación se deben definir los parámetros y procedimientos para obtener los datos Es importante tomar en consideración las siguientes consideraciones:
Estimar el tiempo de duración de la prueba.
Estimar la respuesta de presión esperada.
Contar con un buen equipo debidamente calibrado para medir presiones.
Tener claras las condiciones del pozo
Funciones de una prueba de presión: 1) Obtener propiedades y características del yacimiento como: permeabilidad y presión estática del yacimiento. 2) Predecir parámetros de flujo como: Límites del yacimiento. Daño de formación. Comunicación entre pozos.
FINALIDAD DE UNA PRUEBA DE PRESIÓN Consiste en un análisis de flujo de fluidos que se utiliza para determinar algunas características del yacimiento de manera indirecta.
Gradientes estáticos de los fluidos 0.06 0.1 Gas –
0.2 0.28 Condensado –
0.3 0.35 Petróleo –
0.42 0.45 Agua –
Nivel de Líquido en Tubería (Intersección) Presión de fondo Presión en cabeza Entrada de fluidos (por enfriamiento)
GRADIENTE DINAMICO INTRODUCCION.-
Al realizar un registro de presiones se tiene como fin conocer el comportamiento del pozo en cuanto a su presión y temperatura desde fondo hasta superficie tanto en pozos fluyendo como en estáticos, con diferentes tipos de choques.
OBJETIVOS:
Es conocer el comportamiento del pozo en cuanto a su presión y temperatura desde
el
fondo
hasta
la
superficie
en
pozo
fluyente.
CONSTRUCCIÓN DE LA CURVA: CURVAS DE GRADIENTE DINÁMICO Se conoce como curva de gradiente de un fluido, al perfil de presiones que dicho fluido tiene a lo largo de la tubería que lo contiene. La curva de gradiente, permite visualizar la variación de presión del fluido en todos los puntos de la tubería.
REGISTRO DE PRESION. Al realizar un registro de presiones se tiene como fin conocer el comportamiento del pozo en cuanto a su presión y temperatura desde fondo hasta superficie tanto en pozos fluyendo como en estáticos, con diferentes tipos de choques.
REGISTRO DE TEMPERATURA.•
La temperatura en el pozo juega un papel muy importante ya que es un parámetro que afecta directamente en las condiciones de los fluidos
•
Los estudios de temperatura son los principales registros en la detección de movimiento de fluidos en el pozo
•
. Los estudios de temperatura se corren en los pozos productores para localizar fuentes de producción en el agujero, asistir en localización de canales, y posiblemente discriminar entradas de gas y líquido.
APLICACIONES PRÁCTICAS DE LAS CURVAS DE GRADIENTE Se utiliza para: •
Determinar la contrapresión necesaria en el cabezal del eductor (Pwh)
•
Determinar el índice de la productividad promedio correspondiente a la tasa de flujo actual del pozo (Pws conocida).
•
Determinar el diámetro óptimo, para una determinada tasa de producción.
•
El diámetro óptimo es aquel que minimiza las pérdidas de energía a lo largo del sistema de tuberías.
•
Determinar la tasa de producción óptima que minimiza las pérdidas de energía en un sistema dado eductor-líneas de flujo.
FLUJO MULTIFASICO EN TUBERIAS VERTICALES El flujo multifásico en tuberías es definido como el movimiento concurrente de gases libres y líquidos en las tuberías o ductos, los cuales pueden existir dentro de la tubería en una mezcla homogénea, en baches de líquido con gas empujándolo, o pueden ir viajando paralelamente uno con otro, entre otras combinaciones que se pueden presentar.
OBJETIVOS
Conocer los métodos para calcular caídas de presión en flujo multifasico vertical.
Predecir el gradiente de presión a través de la tubería de producción, debido a la importancia de ello que tiene para estudiar el comportamiento del pozo.
Al hacerlo conjuntamente con un análisis integral del sistema de producción, es posible:
a) Diseñar las tuberías de producción y líneas de descarga. b) Proyectar aparejos de producción artificial (neumático, mecánico, etc). c) Obtener presión de fondo fluyendo, sin intervenir los pozos. d) Calcular el efecto de los estranguladores sobre el gasto. e) Determinar la vida fluyente de los pozos. f) Corroborar los datos obtenidos con las correlaciones para su ajuste.
CORRELACIONES PARA FLUJO MULTIFÁSICO EN TUBERÍAS VERTICALES
CRITERIOS DE DESARROLLO DE LAS CORRELACIONES La densidad de la mezcla se obtiene en función de las propiedades de los fluidos. No considera resbalamiento entre las fases. No distingue patrones de flujo. Factor de fricción se obtiene de manera empírica. TIPOS DE LOS PATRONES DE FLUJO Y CÁLCULO ΔP/ ΔL o
RÉGIMEN DE BURBUJA
o
RÉGIMEN DE BACHE
o
RÉGIMEN DE TRANSICIÓN BACHE-NIEBLA
o
RÉGIMEN DE NIEBLA FLUJO MULTIFASICO EN TUBERIAS HORIZONTALES
Definiciones De Patrones De Flujo
Los patrones de flujo son las distintas configuraciones que forman dos más fases al fluir juntas por un conducto. La diferencia fundamental entre el flujo de una fase y el flujo de dos fases líquido - gas es la existencia de los patrones de flujo o los regímenes de flujo de dos fases. El patrón de flujo se refiere a la configuración geométrica de los gases y las fases del líquido en la tubería.
El patrón de flujo existente en un sistema de flujo dado en dos fases depende de las variables que figuran a continuación: 1.
Los parámetros de funcionamiento, es decir, las tasas de flujo del gas y el líquido.
2.
Variables geométricas, como el diámetro del tubo y el ángulo de inclinación.
3.
Las propiedades físicas de las dos fases, es decir, la densidad, la viscosidad, y la tensión superficial.
Clasificación De Los Patrones De Flujo: La clasificación de los patrones de flujo es muy subjetiva y ha sido catalogada por muchos autores de diferentes maneras. Alcalá (1999) muestra una clasificación de los patrones de flujo, en la cual son divididos en 3 grandes grupos patrones menores, meta patrones patrones mayores)
Patrones De Flujo En Tuberías Horizontales: La hidrodinámica de estos patrones se complica debido a la asimetría de las fases, resultante de la fuerza gravitatoria. Dentro de la industria petrolera, este tipo de patrones son observados en las líneas de flujo que conectan los cabezales de pozo con los tanques separadores.
1. Flujo Estratificado (ST): Esta se caracteriza por la perfecta 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. 2. Flujo Intermitente (I): 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, 3.Flujo Anular (A): 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 4.Flujo Disperso-Burbujas (DB): Este tipo de patrón aparece a altos caudales de líquido, en donde las fuerzas turbulentas impiden la coalescencia de las burbujas para conformar paquetes grandes de gas. Para el flujo disperso existen cuatro sub-patrones: 2.1.
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.
2.2.
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. 2.3.
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.
2.4.
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.
Patrones De Flujo En Tuberías Verticales: En esta sección se describirán las geometrías más frecuentes, cuando ambas fases fluyen en el mismo sentido y en dirección ascendente. Estos patrones ocurren fundamentalmente en las tuberías de producción de los pozos de extracción de crudo 1. Flujo Burbuja (B): En el flujo burbuja de la fase gaseosa se dispersa en pequeñas burbujas discretas, moviéndose hacia arriba en un movimiento en zigzag, en un proceso continuo en fase líquida. Para el flujo vertical, la distribución de la burbuja es aproximadamente homogénea a través de la sección transversal de la tubería 2. Flujo Slug / tapón (SL): La fase gaseosa es más significativa. Sin embargo la fase liquida sigue siendo continua, las burbujas de gas coalescen y forman tapones o slugs los cuales ocupan prácticamente toda la sección transversal de la tubería. 3. Flujo de transición o churn: Es cuando ocurre el cambio de la fase liquida continua a la fase de gas continua. Las burbujas de gas pueden unirse y el líquido puede entrar en la burbuja 4. Flujo Anular (A):
Como en el caso horizontal, el flujo se caracteriza porque la fase gaseosa es continua y la mayor parte del liquido se introduce en esta forma de gotitas, la pared de la tubería está cubierta por una película de liquido y la fase gaseosa controla la caída de presión. 5. Dispersas-de flujo mediante burbujas (DB): Al igual que en el caso de flujo horizontal, el flujo de burbujas dispersas en tuberías verticales y fuertemente inclinado se produce a velocidades de flujo relativamente altas del líquido, las condiciones en que el su proceso se dispersa en forma de burbujas de forma continua en la fase líquida.
