Interpretacion de Perfiles de Produccion

I n t e r p r e t a c i ón d e P e r f i le s d e Producción Dictado por: Ing. Hugo Lazarde

Septiembre 26 26 al 29 29 - 2004 Instalacio Instalaciones nes d el Hotel Stauff Stauff er Maturín, Edo. Monagas, Venezuela

INTERPRETACIÓN DE PERFILES DE PRODUCCIÓN

Hugo Lazarde, Julio 2004

Programa de Adiestramiento 2004

" INTERPR INTERPRETACIÓN ETACIÓN DE PERFILES DE PRODUCCIÓN” PRESENTACIÓN DEL CURSO LINEAMIENTOS GENERALES

Objetivo / Beneficio El perfilaje de producción se puede definir como el conjunto de las mediciones efectuadas en el subsuelo posteriores a la completación inicial del pozo. Su objetivo es proporcionar información sobre la naturaleza y y el movimiento de los fluidos dentro del pozo. Hay dos grandes áreas a las cuales se le aplica el perfilaje de producción: compo rtamiento de los yacimientos y prob lemas en en los pozos . El propósito de este curso es presentar los diferentes problemas típicos que pueden ocurrir en pozos productores o inyectores, como afectan el comportamiento de los yacimientos y describir en forma breve la aplicación del perfilaje de producción en la definición de dichos problemas. El beneficio que se espera obtener con el dictado de este curso es brindar a participantes las herramientas para interpretar la naturaleza y magnitud de problemas existentes en sus pozos y como inciden en el comportamiento de yacimientos bajo explotación. Tal conocimiento les permitirá establecer correctivos correspondientes.

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Taller Dirigido a: Empresas Operadoras de Campos de Gas y Petróleo; Empresas dedicadas a labores de consultoría en el área de estudios integrados, entre otras.

Personal Participante: Ingenieros de Yacimientos, Ingenieros de Producción y Técnicos, con responsabilidades en Desarrollo y Estudios de Yacimientos e Ingeniería de Producción.

Metodología Por la naturaleza integral del Curso, los capítulos serán expuestos mediante desarrollos teóricos y, donde se disponga de información de campo, con ejemplos reales para mostrar los aspectos prácticos de la interpretación. La exposición del Instructor será en español, siendo opcional la traducción simultánea al Inglés en caso de ser necesario. Se coordinará la discusión de casos reales.


Antes de empezar el Curso, cada participante recibirá un manual en español, completo con todos sus capítulos, con la excepción de los exámenes, cuando apliquen, que se programen durante o al final del seminario. 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, de Lunes a Jueves durante 4 días con un total de 32 horas.


SUMARIO TECNICO 1. LOS PROBLEMAS DE LA PRODUCCIÓN Y EL PERFILAJE DE PRODUCCIÓN. 1.1. Introducción 1.2. Pozos en Condiciones de Estabilidad 1.2.1. Estabilidad estática 1.2.2. Estabilidad dinámica 1.2.3. Reestabilización después de períodos cortos 1.2.4. Producción cíclica e Intermitente 1.3. Problemas Diagnosticados con el Perfilaje de Producción 1.3.1. Problemas en pozos productores 1.3.2. Problemas en pozos inyectores

2. COMPORTAMIENTO DE LOS FLUIDOS DE LOS POZOS. 2.1. Introducción 2.1.1. Información de fluidos necesaria para la interpretación de los perfiles de producción. 2.1.2. Fuentes de información 2.2. Correcciones a los Fluidos 2.2.1. Factor volumétrico del gas 2.2.2. Gravedad específica del gas y densidad del gas en el fondo 2.2.3. Viscosidad de los gases naturales 2.2.4. Solubilidad del gas natural en el petróleo 2.2.5. Factor volumétrico del petróleo 2.2.6. Compresibilidad del petróleo por encima de la presión de saturación 2.2.7. Densidad del petróleo a condiciones de fondo 2.2.8. Viscosidad del petróleo crudo 2.3. Comportamiento de las Aguas de Formación 2.3.1. Factor volumétrico del agua 2.3.2. Densidad del agua a condiciones de fondo 2.3.3. Viscosidad del agua de formación 2.3.4. Viscosidad de las mezclas de agua y petróleo

3. FLUJO EN TUBERIAS VERTICALES. 3.1. Introducción 3.2. Flujo Monofásico. 3.2.1. Flujo Laminar y Flujo turbulento 3.2.2. Intervalo de amplitud de los parámetros de flujo encontrados en pozos de petróleo 3.2.3. Medidas de Flujo 3.3. Gradientes de Presión en Sartas de Flujo. 3.3.1. Flujo monofásico 3.3.2. Flujo bifásico 3.3.3. Medidas de los gradientes de presión


3.4. Regímenes de Flujo. 3.4.1. Definiciones 3.4.2. Límites entre regímenes de flujo 3.5. Retención (holdup) y deslizamiento (slippage) 3.5.1. Retención 3.5.2. Velocidad de Deslizamiento 3.5.3. Obtención de la velocidad de deslizamiento 3.6. Conclusiones.

4. HERRAMIENTAS DE PERFILAJE EN LA PRODUCCIÓN CONTINUA Y SUS MEDICIONES 4.1. Introducción 4.2. Medidor Continuo de Flujo 4.2.1. Principio y descripción de la herramienta 4.2.2. Aplicaciones 4.2.3. Limitaciones 4.2.4. Respuesta de la herramienta 4.2.5. Cálculo de las tasas volumétricas de flujo 4.3. Medidor de densidad de Fluidos (Gradiomanómetro). 4.3.1. Principio y descripción de la herramienta 4.3.2. Características de las Herramientas y Precisión de las mediciones 4.3.3. Aplicaciones 4.3.4. Corrección a las lecturas 4.3.5. Apariencia de la curva de gradiente de presión 4.3.6. El Gradiomanómetro y las herramientas de presión en pozos estáticos. 4.3.7. La retención de la fase pesada a partir del gradiomanómetro. 4.4. Medidores de Temperatura (Termómetros). 4.4.1. Principio de medición y descripción de la herramienta 4.4.2. Aplicaciones 4.5. Calibrador a través de Tuberías. 4.5.1. Principio y descripción de la herramienta 4.5.2. Características de la herramienta 4.5.3. Aplicaciones

5. HERRAMIENTAS INFLABL ES DE PRODUCCIÓN Y SUS MEDICIONES. 5.1. Principio y Descripción. 5.2. Limitación en Tasas de Flujo. 5.3. Respuesta de los Sensores. 5.3.1. Medidor Empacado de Flujo 5.3.2. Densímetro 5.3.3. Medidor de Corte de Agua (HUM).


6. HERRAMIENTAS ESPECIALES DE PRODUCCIÓN Y SUS MEDICIONES. 6.1. Medidores de Presión (Manómetros) 6.1.1. Interpretación de los medidores de presión 6.2. Medidores de Ruidos (Hidrófonos) 6.3. Trazadores Radioactivos. 6.3.1. Técnicas de interpretación 6.4. Herramienta Combinada de Producción, PLT 6.5. Tomador de Muestras de Fluido. 6.6. Medidor Electromagnético de Espesores 6.7. Medidor de flujo de agua (Water flor log) 6.7.1. Principio y descripción de la herramienta

7. TÉCNICAS DE INTERPRETACIÓN. 7.1. En Pozos Inyectores. 7.1.1. Los problemas de los pozos inyectores 7.1.2. Medidores de flujo 7.1.3. Trazadores radioactivos 7.1.4. Perfiles de temperatura y su interpretación 7.1.5. Pozos de inyección de vapor 7.1.6. Ejemplos de campo 7.2. En Pozos Productores. 7.2.1. Producción monofásica 7.2.2. El gradiomanómetro y el medidor de flujo en flujo bifásico 7.2.3. Ejemplo de solución gráfica 7.2.4. Limitaciones del método 7.2.5. Ejemplos de campo. Flujo bifásico. Flujo trifásico 7.3. Evaluación de Pozos. 7.3.1. Evaluación de pozos productores de líquido 7.3.2. Evaluación de tratamientos a la formación 7.3.3. Evaluación de pozos de gas 7.4. Comunicaciones. 7.4.1. Interpretación de perfil de temperatura y medidor de flujo 7.4.2. Ejemplo de campo. Canalización por detrás de tubería 7.5. Pozos de Bombeo. 7.5.1. El gradiomanómetro en un pozo de bombeo 7.5.2. El medidor de flujo en un pozo de bombeo 7.5.3. Ejemplo de campo. Entrada de de agua en un pozo de bombeo 7.5.4. Análisis de los niveles de fluido en un pozo de bombeo 7.6. Ejemplo de Interpretación en pozos de bombeo 7.6.1. Datos de producción y conversiones 7.6.2. Respuestas de las herramientas y lecturas 7.6.3. Análisis de resultados .

8. GRÁFICOS DE APLICACIÓN.


Reconocimiento Este trabajo tiene como base el Manual de Interpretación de Perfiles de Producción de la empresa Schlumberger Limited, aunque se ha enriquecido también con un trabajo de tesis de grado elaborado por Moraima Portillo, bajo la tutoría del Ingeniero Américo Perozo Y. (M Sc). Adicionalmente se ha usado información de otros trabajos de dominio público de empresas dedicadas a la actividad de perfilaje, como la Dresser Services y la Halliburton Logging Services. A todos ellos reconocemos la autoría de muchas de las interpretaciones que aquí se presentan. Finalmente, agradecemos a ESP Oil Consultants por el trabajo de logística que puso en la edición y presentación de este manual de trabajo.

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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. Su objetivo es proporcionar información sobre la naturaleza y el movimiento de los fluidos dentro del pozo. Hay dos grandes áreas a las cuales se le aplica el perfilaje de producción: comportamiento de los yacimientos y problemas en los pozos . Los estudios de comportamiento incluyen los perfiles de flujo en los pozos, 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 perfiles de producción corridos a una edad temprana en la vida del pozo, sirven como marco de comparación con corridas posteriores, bien sea para monitorear la etapa de agotamiento del pozo o para resolver problemas. Los problemas causados por fallas en la tubería de revestimiento u otras herramientas de la completación o la comunicación entre zonas, por detrás de la tubería pueden definirse y localizarse con estos perfiles de producción. Las reparaciones resultan simples y económicas cuando la naturaleza del problema está bien entendida antes de comenzar los trabajos de reparación. En ocasiones, las soluciones pueden lograrse con herramientas bajadas a través de la tubería eductora, con poca o escasa pérdida de producción como consecuencia de los trabajos. Cuando se trata de trabajos de fracturamiento, acidificaciones y otros tratamientos a las formaciones, los perfiles de producción se usan para evaluar la efectividad de dichos tratamientos. En pozos inyectores, es importante conocer no solo la cantidad de fluidos que recibe un pozo, sino la cantidad que penetra en cada horizonte o zona, a determinadas tasas de inyección. Con los perfiles de producción se puede determinar no solo la distribución, que revela si se está cumpliendo el comportamiento esperado, sino la causa de cualquier posible problema durante la inyección, bien sea por fallas mecánicas en el pozo o por características no esperadas de la formación. La interpretación en pozos inyectores es simple, pues los fluidos inyectados son monofásicos. 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.

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Pozos en condiciones de estabilidad: Excepto por unos pocos casos, las técnicas de interpretación se aplican a un pozo que produce en condiciones relativamente de estado estable. A continuación se define lo que es una condición estabilizada.

Estabilidad estática: Para un pozo cerrado en la superficie, el retorno a condiciones estáticas puede resultar muy lento para ser medido con las herramientas de producción disponibles. La presión estática, por ejemplo, a veces requiere de más de 72 horas antes de poder ser extrapolada a condiciones estáticas. A los efectos de un Gradiomanómetro y de un Medidor de Flujo, cuando se toman medidas a intervalos de media hora en un pozo cerrado y no se perciben variaciones, el pozo puede considerarse estático. Para el propósito de medición del gradiente estático de columnas de petróleo, gas y agua, un período de dos horas de cierre es suficiente; no obstante, 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. La estabilidad termal puede requerir muchos días antes de ocurrir, dependiendo de la magnitud y la cantidad de tiempo en que se causó el disturbio. Por otra parte, la estabilidad térmica bajo condiciones dinámicas de producción, se alcanza cuando se logra una tasa de producción estable.

Estabilidad dinámica: Cuando un pozo se programa para perfilaje de producción, sus tasas de producción deben controlarse cuidadosamente para determinar si la producción es estable. Si el pozo ha estado cerrado por un período previo prolongado, la producción puede tomar poco o mucho tiempo para estabilizarse, dependiendo de las características del yacimiento y de la tasa de producción que se pretenda estabilizar.

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. Si el diámetro interno de la herramienta es muy cercano al diámetro de la tubería eductora, el pozo puede ser cerrado por un corto lapso para permitir la bajada de la herramienta, de forma de evitar las altas caídas de presión por fricción en el anular entre tubería y herramienta. Antes de la corrida del perfil, el pozo debe ser reestabilizado, lo cual puede tomar unas horas si el pozo estuvo cerrado por una hora o más, o menos si el cierre fue solo durante el paso de la herramienta por alguna sección reducida de la tubería. Se considera que el pozo está estabilizado si la presión en el cabezal de producción (THP) permanece constante por alrededor de ½ hora. 4


• Pozos de bombeo: Si el bombeo tiene que pararse por cualquier razón no prevista, el tiempo para reestabilizarlo dependerá del tiempo que estuvo cerrado, del área anular y del Índice de Productividad (IP), según se verá mas adelante en este curso.

Producción cíclica e intermitente: La producción de un pozo puede tender a ser en forma de ciclos o intermitente. Dos de las causas que se discuten en este taller son el cabeceo o producción por cabezadas y el levantamiento intermitente por gas.

• Levantamiento Intermitente por Gas Ocasionalmente, cuando se trata de economizar gas de levantamiento, el gas puede ser inyectado en forma intermitente mediante un control de superficie, o regulado automáticamente en el fondo del pozo mediante válvulas de levantamiento ajustadas para operar a una presión predeterminada. Para los efectos del perfilaje, el levantamiento debe ser mantenido de manera continua para lograr más precisión en la medida. Es imprescindible asegurarse de que el gas de levantamiento sea sustraído del gas total producido al efectuar los cálculos de flujo. • Cabeceo: Cuando la energía disponible en un yacimiento empieza a declinar, un pozo puede comenzar a producir por impulsos, dando lugar a períodos de producción de cierta duración, seguidos de períodos de no flujo. Cuando los períodos de no flujo se alargan, el pozo se coloca en una modalidad de producción conocida como cabeceo o producción por cabezadas.

Las mediciones efectuadas bajo estas condiciones ofrecen dificultades, que a veces hacen peligrosa su realización. 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 cabeceo es raro dentro de la formación. Ocurre únicamente en formaciones carbonáticas donde la energía se almacena en fisuras o cavernas. 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, cuyo efecto no se nota cerca del fondo del pozo. En todo caso, si el pozo no puede ser retornado a condiciones estabilizadas, las mediciones deben efectuarse mediante paradas por encima y por debajo de cada zona de producción, que incluyan no menos de tres ciclos para tener un promedio razonable.

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Problemas diagnosticados con el perfilaje de producción Problemas en pozos productores: A veces es menester, por razones económicas, la completación de pozos con producción de diferentes zonas de manera conjunta, en una misma tubería de producción. A menudo no es posible mantener una presión de fondo que permita producir todas las zonas juntas a una tasa de producción deseada. 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, lo que permite tomar medidas que propendan al que el drenaje de los yacimientos sea llevado de manera optimizada. 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, que el proceso de prueba de las zonas una por una (drill stem testing), durante el cual las zonas rara vez producen por separado en forma similar a como producen de manera conjunta. Cuando la producción viene de una zona de buen espesor y masiva, es esencial determinar si los fluidos ofensores están entrando desde el tope o desde el fondo de la zona, o si existe una distribución uniforme, o si pudiesen provenir de otras zonas, por detrás de la tubería.

• 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; esta producción de gas es inevitable. Si la cantidad de gas producido es excesiva de acuerdo con lo esperado según las características PVT del fluido, en el yacimiento o en el fondo se está produciendo gas libre. Si el gas producido en exceso no es reinyectado, es importante controlar la relación gas petróleo, pues en caso contrario, la energía del yacimiento se reducirá rápidamente, con la consiguiente pérdida en recobro final. Si existe una capa de gas (Fig. 1.1), la producción de gas libre puede estar viniendo por expansión hacia abajo de la capa de gas; esta condición puede resultar agravada dando lugar al mecanismo que es conocido como conificación, si la permeabilidad vertical es suficientemente alta (Fig. 1.2). En zonas de buen espesor, con permeabilidad estratificada, el gas libre puede adedarse hacia abajo desde la capa de gas hacia el pozo (Fig. 1.3), a través de las zonas más permeables antes de que las zonas adyacentes dejen de producir petróleo. Finalmente, el gas libre puede ser producido desde zonas cercanas, por detrás de la tubería de revestimiento (Fig. 1.4), en los casos donde exista pobre cementación, o por fugas en la tubería. 6


Las zonas productoras de gas pueden ser fácilmente identificadas mediante el uso del Gradiomanómetro, en conjunto con el Medidor de Flujo y un Perfil de Temperatura. Con esta información, el diagnóstico conduce a decisiones sobre la naturaleza del problema y a recomendaciones para su solución.

• Alto corte de agua en pozos productores de Pertóleo En un yacimiento donde esté presente un contacto agua petróleo, existe una zona de transición de mayor o menor espesor dependiendo de las características de las rocas, debajo de la cual solamente se produce agua y por encima de la cual se produce petróleo limpio. Los pozos completados dentro de la zona de transición producirán petróleo con mayor o menor corte de agua. A semejanza de lo que ocurre en los pozos con alta RGP discutidos anteriormente, el exceso de agua puede deberse a la elevación del contacto hacia las perforaciones, a medida que la producción de petróleo progresa. Si las tasas son altas y existe permeabilidad vertical favorable, es posible inducir una conificación de agua (Fig. 1.5). En zonas de buen espesor, con permeabilidad estratificada, el agua puede llegar por adeudamiento hacia arriba desde el contacto hacia el pozo, a través de las zonas más permeables, mientras que las zonas más apretadas todavía conservan mucho petróleo (Fig. 1.6). Finalmente, el agua puede ser producida desde arenas acuíferas cercanas, por detrás de la tubería de revestimiento, en los casos donde exista pobre cementación, o por fugas en la tubería (Fig. 1.7). 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. El alto corte de agua en pozos con gradiente normal de presión, 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, en conjunto con el Medidor de Flujo y un Perfil de Temperatura, cuando existe flujo bifásico (agua y petróleo) y las tasas son altas (más de 800 BFPD). Para tasas menores y flujo trifásico (petróleo, gas y agua) se recomienda el uso del Medidor Empacado de Flujo combinado con el Analizador de Fluidos, adicional al Gradiomanómetro y el Perfil de Temperatura, Con esta información, el diagnóstico conduce a decisiones sobre la naturaleza del problema y a recomendaciones para su solución.

Problemas en pozos inyectores: En los pozos inyectores de agua o gas, 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. Esta situación debe ser detectada a tiempo de tomar acciones correctivas. Para esto se requiere tener un conocimiento de las cantidades de fluidos recibidas por cada zona.

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El proceso es monitorizado tomando un perfil inicial y luego manteniendo un control periódico del perfil en los pozos inyectores. Para estos propósitos se dispone de herramientas como las ya mencionadas, además de trazadores radioactivos. La selección de la herramienta apropiada depende de las condiciones del pozo, propiedades del fluido inyectado, tamaño del hoyo y tasas de flujo. Estas características serán discutidas mas adelante en el curso.

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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, petróleo con su gas disuelto, agua y pequeñas fracciones de nitrógeno, anhídrido carbónico, sulfuro de hidrógeno y helio, todos los cuales pueden considerarse como impurezas, y que usualmente, si están presentes, lo están en cantidades despreciables. Ocasionalmente pueden producirse los fluidos que se hayan perdido a la formación durante la perforación. 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, temperatura y solubilidad del gas.

Información de fluidos necesaria para la interpretación de los perfiles de producción. Para correlacionar las RGP, cortes de agua, tasas de producción y otras medidas de superficie, con las mediciones efectuadas con el perfilaje de producción, realizadas a condiciones de fondo, se requiere de los siguientes datos: PETRÓLEO:

GAS:

AGUA:

°API o densidad, en gr/cc en superficie Densidad en el fondo, gr/cc Factor volumétrico, Bo Viscosidad en el fondo, cps RGP, pc/bn o m3/m3 Presión de saturación, Pb, lpca o kg/cm2 Gravedad específica, (Aire = 1.0) Densidad en el fondo, gr/cc Factor volumétrico del gas Viscosidad en el fondo, cps Salinidad o densidad en superficie, ppm o gr/cc Factor volumétrico del agua Densidad en el fondo, gr/cc Viscosidad en el fondo, cps.

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Fuentes de Información a) Si se tiene un análisis químico completo del gas del condensado, los datos

necesarios pueden calcularse a partir del análisis. Este método no será discutido, pues pocas veces se dispone de tales análisis. b) La información mas representativa se obtiene de análisis PVT realizados en el laboratorio a una muestra representativa del fluido. c) La densidad en el fondo del agua, petróleo y gas puede ser medida directamente en el fondo con un gradiomanómetro, si se cierra el pozo por tiempo suficiente para que los fluidos se segreguen. d) Cuando los datos no pueden ser obtenidos de las formas descritas, pueden ser estimados en base a las correlaciones publicadas, usando datos promedios de las propiedades físicas en función de la gravedad API o la densidad del gas, para varias temperaturas.

Correcciones a los Fluidos Factor volumétrico del gas, Bg: En la industria, los volúmenes de gas se miden en condiciones llamadas estándar o normales, a 60°F (15.6°C) de temperatura y a una atmósfera de presión (14.7 lpc). A los efectos del curso, usaremos PCN o pcn para el gas. El factor volumétrico del gas, Bg , es la relación del volumen ocupado por un cierto peso de gas a temperatura y presión de yacimiento, al volumen ocupado por el mismo peso de gas a condiciones normales. 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),

Donde los subíndices cn se refieren a condiciones normales y f a condiciones de fondo. En los gráficos basados en esta relación, se puede encontrar el valor recíproco, 1 / Bg, para gases promedios, cuando la gravedad específica del gas, la temperatura y la presión son conocidos. 1/ Bg = (Volumen en la superficie / Volumen en el fondo) Ejemplo:

Encuentre el volumen ocupado por 400 pcn de un gas con gravedad específica 0.7 a 200°F y 2000 lpca. Procedimiento:

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Del gráfico para gravedad de gas 0.7 (Fig. 2.1), con presión de 2000 lpca y temperatura de 200°F, se obtiene la relación entre volúmenes de gas en la superficie y el fondo de 125. El volumen de gas ocupado por los 400 pcn de gas en el fondo, a las condiciones dadas, es de: 400 pcn x 1/125 = 3.2 pcn .

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. Con este término se designa la relación entre la densidad del gas y la del aire, ambas a condiciones normales. Gr. Esp. Gas = (Densidad del gas a cn / Densidad del aire a cn)

Puesto que la densidad del aire a condiciones normales es de 0.00122 gr/cc o 0.0762 lbs/pcn, el peso de cualquier volumen de gas puede hallarse simplemente multiplicando el volumen por la gravedad específica y por la constante respectiva. Ejemplo:

¿Cuál es el peso de un volumen de 500 pcn de gas de gravedad específica 0.55? Respuesta:

500 pcn x 0.55 x 0.0762 lbs / pcn = 20.95 lbs. Un problema más práctico sería el siguiente: Ejemplo:

¿Cuál es la densidad de un gas de gravedad específica 0.7 a 2000 lpca y 200 °F? Procedimiento:

Con la Fig. 2.1 hallamos que un gas a las condiciones especificadas tiene una relación de volúmenes de 125, es decir, que ocupará 1/125 de su volumen a las condiciones mencionadas. En otras palabras tiene: Bg = 1 / 125. Por lo tanto, Densidad a F = Gravedad x Densidad Aire a cn x 1/Bg, o sea: ρg

= 0.7 x 0.00122 gr/cc x 125 = 0.107 gr / cc Dado que la densidad de un gas a CN es proporcional a su peso molecular, y dado que el peso molecular del aire es de 28.96, la gravedad específica de cualquier gas puede ser calculada. Ejemplo: 11


Hallar la gravedad específica del metano (CH4). Puesto que el peso molecular del metano es de 16, luego: Grav. Esp. CH4 = 16 / 28.96 = 0.553 Luego, si se conoce el análisis completo de un gas natural dado, su gravedad específica puede hallarse de manera similar haciendo una suma pesada de la fracción de cada componente por su respectivo peso molecular. Los detalles pueden encontrarse en cualquier texto de Ingeniería Básica de Yacimientos.

Viscosidad de los gases naturales: A altas temperaturas y bajas presiones, los gases livianos se asemejan a gases perfectos en su comportamiento, mientras que a bajas temperaturas y altas presiones, los gases pesados se comportan como líquidos. Los gráficos que se presentan en la Fig. 2.2 permiten estimar la viscosidad del gas en función de la temperatura y presión, para gravedades específicas dadas. Nótese que por encima de entre unas 1000 y 1500 lpca, un incremento en temperatura disminuye la viscosidad, mientras que por debajo de ese umbral, un incremento en temperatura aumenta la viscosidad de los gases.

Solubilidad del gas natural en el petróleo, Rs: La relación gas petróleo en solución, Rs , se define como el volumen de gas por volumen de petróleo en condiciones normales, 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 = PC de gas liberado a CN / BN de petróleo. En el sistema de unidades API, la RGP en solución se mide en PCN / BN. En unidades métricas se mide en m3 de gas / m3 de petróleo.

1 Bl = 5.61 pc 5.61 pc / bl x RGP en m3 / m3 = RGP en pc / bl RGP en pc/ bl x 0.178 pc/ m3 = RGP en m3 / m3. La cantidad de gas que se disolverá en un volumen dado de petróleo depende fundamentalmente de la presión, gravedad API del crudo, temperatura y gravedad específica del gas. El factor más importante es la presión. De hecho, la solubilidad es casi directamente proporcional a la presión hasta que todo el gas libre disponible se haya disuelto en el petróleo. La cantidad de gas que se liberará de un crudo, depende de si el gas liberado es mantenido en contacto con el petróleo (liberación instantánea o flash) o si se va removiendo a medida que se va separando (liberación diferencial). La liberación diferencial resulta en más gas y menos líquido, mientras que la instantánea da menos gas y más líquido, con excepción de aquellos líquidos que 12


originalmente tienen una alta merma (shrinkage factor). En un pozo en producción, la separación del gas es un proceso combinado, pues se separa instantáneamente hasta el separador y luego diferencialmente en el separador y en los tanques. La Rs se determina con más precisión en el laboratorio, en muestras representativas del yacimiento. No obstante, cuando esta información no está disponible, se recurre a las correlaciones existentes. Ejemplos:

Si se tiene un gas de 0.75 de gravedad específica, un petróleo de 30 °API en el tanque y temperatura de 200°F, determine la solubilidad del gas a 2500 lpc. Procedimiento:

De la Fig. 2.3 (Nomograma), se consigue que Rs = 500 pc/ bl. 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, luego el gas separado será de 500 – 350 = 150 pc/bl.

Factor volumétrico del petróleo, Bo: El factor volumétrico del petróleo, Bo, puede definirse como la relación del volumen ocupado por el petróleo (y su gas en solución), a condiciones de presión y temperatura de fondo, con respecto al volumen ocupado por ese mismo petróleo a condiciones normales o estándar. 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. El Bo se determina con más precisión en el laboratorio, en muestras representativas del yacimiento. No obstante, cuando esta información no está disponible, se recurre a las correlaciones existentes para determinar Bo a la presión de saturación. Ejemplo:

Dado un gas de gravedad específica 0.75, con Rs de 370 pc/bl, a la temperatura de 200 °F, calcule el Bo al punto de burbuja. Con la gráfica de la Fig. 2.4 se determina Bo = 1.22. Este valor de Bo se encuentra al punto de burbuja, y como tal se denomina Bob. 13


Compresibilidad del petróleo por encima de la presión de saturación De acuerdo con Calhoun, la compresibilidad del petróleo a presiones por encima de la presión de saturación, 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. 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 - c (po - pb)]

Donde: c = Bob = Po = Pb =

compresibilidad del petróleo sobre Pb Bo a presión de saturación presión actual del petróleo en lpca presión de saturación en lpca

Ejemplo:

Dado un petróleo con Bob = 1.22, densidad a Pb de 0.66 gr/cc, Pb de 2000 lpc, presión en el fondo del yacimiento de 3000 lpc, encuentre el factor volumétrico corregido por compresibilidad por encima del punto de burbuja. Utilizando la Fig. 2.5 y las ecuaciones necesarias, se obtiene finalmente un valor de Bo = 1.20.

Densidad del petróleo a condiciones de fondo, ρof : La densidad del petróleo a condiciones de fondo se determina con mayor precisión en el laboratorio, en una muestra adecuada de petróleo del yacimiento, aunque también puede hacerse con el gradiomanómetro y con bombas de presión, en una columna estática después de que el pozo haya sido cerrado por suficiente tiempo, que permita la segregación de los fluidos. Si esta información no se encuentra disponible, la densidad a condiciones de fondo puede calcularse utilizando correlaciones de uso común en la industria, presentadas en gráficos de uso público. Se requiere conocer Rs y Bo. La relación usada es la siguiente: ρof

donde: ρof = ρcn = GE = Rs = Bo =

= [1000 x

ρcn

+ (1.223 x GE x Rs)] / (1000 x Bo)

densidad del petróleo en el fondo densidad del petróleo crudo gravedad específica del gas RGP en solución, y factor volumétrico del petróleo

14


Ejemplo:

Dado un gas con GE de 0.75, RGP en solución de 350 pc / bl, gravedad del crudo de 30° API y factor volumétrico de 1.21, encuentre la densidad del petróleo a la presión de burbuja. Utilizando la Fig. 2.6, se consigue la solución de la densidad del petróleo a la presión de burbuja, que es 0.765 gr / cc.

Viscosidad del petróleo crudo: La viscosidad del crudo decrece con el incremento de la temperatura y al aumentar la RGP en solución. Los petróleos pesados son generalmente más viscosos que los más livianos con la misma base hidrocarbonada. La unidad de medida usual es el centipoise, abreviado cp, la cual será la usada en este manual. Si bien las medidas más precisas se obtienen en el laboratorio, existen numerosas correlaciones que permiten estimarla en función de la densidad del crudo a cn, temperatura y RGP en solución, tanto a presiones por encima como por debajo de la presión de burbuja. Ejemplo:

Dado un petróleo con gravedad API de 30°, a temperatura de 200°F, con Rs de 400 pc/bl y presión de burbuja de 1700 lpca, calcule su viscosidad a la presión de 2700 lpca. Operando con la Fig. 2.7 se obtiene el valor de 1.07 cps.

Comportamiento de las aguas de formación Factor volumétrico del agua, 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, al volumen ocupado por el agua a condiciones normales. El factor volumétrico del agua está afectado por la temperatura, presión y cantidad de gas disuelto. Una correlación establece la relación Bw versus presión para agua saturada con gas y el agua libre de gas a diferentes temperaturas (Fig. 2.8). En general se considera que el agua está saturada con gas a sus condiciones de fondo, por lo tanto, a menos que se disponga de información en contrario, debe usarse la curva para agua con su correspondiente gas disuelto.

Densidad del agua a condiciones de fondo: La densidad del agua de formación puede variar en un amplio intervalo de amplitud. A condiciones de fondo, la densidad está afectada por temperatura, presión, Rs y salinidad. - El efecto de la expansión térmica es disminuir la densidad a condiciones de fondo. - El efecto de incrementar la presión es incrementar la densidad libre de gas del agua de formación a condiciones de fondo 15


-

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, pero es ligeramente afectada por la temperatura.

Ejemplo:

¿Cuál es la solubilidad de gas en un agua de formación de 20000 ppm, a 250°F y 5000 lpca? Con los gráficos de las Figs. 2.9 y 2.10, se obtiene un valor de 19.9 pc / bl.

Viscosidad del agua de formación: Existen correlaciones que indican la viscosidad del agua de formación con temperatura en función de salinidad (Fig. 2.11). 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. Si en la mezcla llegara a formarse una emulsión de agua en petróleo, la viscosidad puede alcanzar a cientos de centipoises. Por el contrario, una emulsión de petróleo en agua tiene un límite superior cercano a los 5 cps.

16


Capítulo 3

FLUJO EN TUBERÍAS VERTICALES Introducción Los perfiles de producción son corridos, por lo general, en sistemas en los cuales uno o más fluidos fluyen en una tubería vertical. La naturaleza de tal flujo vertical, incluyendo el flujo multifásico, 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. En este capítulo se tratarán las características del flujo y los parámetros que las gobiernan.

Flujo monofásico: En la práctica es frecuente encontrar tanto flujos monofásicos como multifásicos. Los problemas de los pozos que presentan flujo monofásico, como en el caso de pozos inyectores y de pozos productores de petróleo limpio o gas, se resuelven usualmente en forma simple mediante el uso de un medidor de flujo y un perfil de temperaturas. Sin embargo, cerca del fondo del pozo pueden existir condiciones bifásicas, aún cuando la producción en superficie sea limpia. Por ejemplo, un pozo produciendo a baja tasa con un corte de agua despreciable, casi siempre mantiene el hoyo totalmente lleno de agua desde el fondo hasta la zapata del eductor, excepto por el espacio ocupado por la producción de petróleo y gas, que toma la forma de burbujas levantándose desde una zona de agua casi estática. Consideraremos en primer lugar el caso de flujos de una sola fase, de manera que la terminología y las técnicas de evaluación puedan introducirse en su forma más simple y didáctica.

Flujo laminar y Flujo turbulento En el flujo laminar la distribución de la velocidad es simétrica a la dirección del flujo, aunque el flujo adyacente a la pared de la tubería es estacionario. El perfil de velocidad es parabólico (Fig. 3.1) y la velocidad en cada uno de los puntos de la tubería puede calcularse mediante la ecuación:

V = V c 〈1 −

donde: Vc = R = r = V =

r R

〉

es la velocidad en el centro de la tubería, (Máxima) es el radio de la tubería es una distancia medida desde el centro de la tubería. Velocidad promedio.

17


Observe la forma de parábola que toma el perfil de flujo, cuya velocidad máxima es Vc. Cuando se produce un flujo turbulento, el fluido es estacionario en la pared de la tubería y hay una capa delgada de flujo laminar cerca de ella, pero la velocidad tiene variaciones mucho menores, caracterizándose por un perfil de velocidad casi plano en la zona turbulenta (Fig.3.2). La velocidad en cada uno de los puntos puede calcularse con la siguiente ecuación:

V = V p

⎡ ⎤ ⎛ y ⎞ + 5 , 75 log 8 , 5 ⎜ ⎟ ⎥ ⎝ e ⎠ 8 ⎢⎣ ⎦ f

donde: y = distancia medida desde el centro de la tubería, V = velocidad en un punto a distancia “Y” del centro de la tubería, f = factor de fricción de la tubería, función de la rugosidad de la pared, e = altura media de las rugosidades de la pared Vp = velocidad promedio del fluido (Qt / Área). 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. b) La medición de la tasa de flujo es “casi” independiente del tamaño del sensor. Experimentos realizados en laboratorios de tuberías verticales, muestran que una combinación de cuatro factores determina si existe flujo laminar o turbulento. Esta combinación es conocida como el número de Reynolds. Para calcular el número de Reynolds, se utiliza la siguiente ecuación:

N re

=

ρ. V. d µ

donde:

ρ = es la densidad del fluido, en gr / cm 3; d = es el diámetro interno de la tubería, en cm. µ = es la viscosidad del fluido, en poises y V = es la velocidad promedio, en cm / seg. En unidades de campo, el número de Reynolds se expresa como: 18


N re

= 90

Q t .ρ d . µ

donde: Qt = es la tasa de flujo en bls/día,

ρ = es la densidad en gr / cc, d = es el diámetro interno en pulgadas y µ = es la viscosidad en centipoises. En la siguiente tabla se leen los valores para discriminar el tipo de flujo, según el número de Reynolds.

Tipo de Flujo

Valor de Nre

Laminar

≤ 2.000

Turbulento

> 4.000

Existe una zona (entre 2000 y 4000) en la cual el flujo puede ser laminar o turbulento, según los disturbios que puedan estar presentes. Por debajo de 2000 no debe existir flujo turbulento y por encima, ya es francamente turbulento.

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 0.2 y 10 cps, con la densidad variando entre 0.6 a 0.8 gr / cc. La viscosidad del agua de formación varía entre 0.2 a cerca de 1.0 cps, con la densidad variando alrededor de 1.0 gr / cc. La densidad del gas varía entre cerca de 0.05 y 0.2 gr / cc en el fondo, con viscosidades correspondientes de 0.01 a 0.07 cps. Los números de Reynolds correspondientes a fluidos de varias viscosidades, fluyendo en varios diámetros de tubería en función de la tasa de flujo se muestran en la Fig. 3.3. Esta figura ilustra la situación en la cual en tuberías con flujo de petróleo y gas, usualmente se consigue flujo turbulento, al menos en las zonas superiores de la sarta. Por el contrario, 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. 19


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; estos métodos incluyen medidores a base de hélices, trazadores radioactivos, tiempo de tránsito y termómetros. De estos, únicamente ciertos medidores a base de hélice resultan de interés práctico para la medida cuantitativa de flujos monofásicos y multifásicos. Los medidores de hélice se agrupan en dos categorías: los de flujo libre, que se ubican en el centro del espacio de la tubería y permiten que el flujo pase por los lados, y los de flujo forzado, que como su nombre lo indica, obligan al flujo a pasar por una restricción lograda con un empaquetamiento del diámetro total de la tubería de flujo. En el primer grupo están el medidor de flujo continuo (continuous flowmeters) y el medidor de flujo de caudal o diámetro total (fullbore spinner). En el segundo grupo se encuentran los medidores de flujo empacado (packer flowmeters). En los medidores de flujo libre, la corriente del flujo es dividida, de forma que una parte pasa a los lados de la herramienta (que va centralizada) y el resto del flujo pasa a través de una sección medidora donde se ha colocado una hélice, 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. La experiencia de campo demuestra que las mediciones son bastante precisas en flujos altos (mayores de 40 pies / min), en flujos monofásicos y en mezclas de gas y petróleo, pero son impredecibles en mezclas de agua y petróleo. La respuesta de la hélice está fuertemente afectada por los cambios en la viscosidad de la mezcla de fluidos. En los medidores de flujo empacado, 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, con muy poco efecto de la viscosidad o la composición de los fluidos.

Gradientes de presión en sartas de flujo: Flujo Monofásico: La descripción básica del flujo de un fluido ideal es la ecuación de Bernoulli, que es una relación entre presión, elevación y velocidad en puntos a lo largo de una línea de flujo. A los propósitos del perfilaje de producción, 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, ∆h = es la distancia, ρ = es la densidad del fluido, ∆v2 = velocidad promedio al cuadrado, y 20


G = es la aceleración de la gravedad. Para el flujo de fluidos viscosos reales, se ha encontrado necesario añadir un término de gradiente de presión adicional. 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, e inversamente proporcional a la viscosidad:

q = [( π d4) / (128µ)] / ( ∆p / ∆h) En el flujo turbulento, q ya no es proporcional a la caída de presión, sino que aumenta más lentamente. La relación de gradiente de presión y velocidad para el flujo turbulento fue estudiada por Blasius, 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) v 2 ] Donde el coeficiente f es denominado factor de fricción, el cual refleja tanto los efectos de la viscosidad como la rugosidad de las paredes de la tubería. De esta forma, podemos escribir la ecuación completa para flujo monofásico en tuberías: ∆p / ∆h = gρ + [ (ρ / 2) ( ∆v2 / ∆h) ] + 4f [1 / 2 (ρ / d) v 2 ] Total = Estático + Cinético + Fricción En la mayoría de los casos, se ha encontrado que el término cinético es despreciable. Esto, tiene más validez en el perfilaje de producción, donde ∆h en el gradiomanómetro es de solamente unos pocos pies.

Flujo Bifásico: Para flujo bifásico, el término estático debe ser modificado para permitir la presencia de dos fluidos de diferentes densidades. Ros, por ejemplo, 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, son las retenciones (holdups) de líquido y de gas. Más adelante se tratará lo concerniente a estas retenciones. Resulta evidente que Yliq + Yg = 1, y por tanto, trabajando con las expresiones anteriores, se cumple que: ∆p

/ ∆h = Yliq g ρliq + (1 - Yliq ) g ρg + F Donde F representa una modificación bifásica del término de pérdida por fricción.

Medida de los gradientes de presión: El gradiomanómetro mide el gradiente de presión promedio sobre un intervalo de 2 pies. Cuando el término por fricción es suficientemente pequeño para ser 21


despreciado, que es el caso usual en tuberías de gran diámetro con tasas de campo normales, 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. Los trabajos de laboratorio confirman que los términos de gradiente de fricción son despreciables (Fig. 3.4).

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. Los principales regímenes identificados son (Fig. 3. 5): 







Flujo burbuja: Burbujas de gas, distribuidas de forma homogénea, se mueven corriente arriba a través del petróleo a una velocidad marcada por la diferencia de densidades y la viscosidad del crudo. Flujo tapón: A medida que ascienden en la tubería, con la reducción de presión las burbujas se expanden y aparecen nuevas, que se unen formando un cúmulo o tapón de gas que alcanza la dimensión del diámetro interno de la tubería. Flujo espuma: La presión se reduce aún más y los tapones tienden a unirse y se mueven hacia el centro de la columna; el gas arrastra pequeñas gotas de petróleo en suspensión, aunque la mayor parte del petróleo fluye pegado a la pared de la tubería. Flujo neblina: Una mayor reducción de la presión incremento el volumen y flujo de petróleo y gas. A altas velocidades del gas. 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. Por lo tanto, las dos fases se mueven a la misma velocidad.

Límites entre regímenes de flujo Los regímenes de flujo son importantes porque están influenciados por las velocidades y las concentraciones de las fases individuales, 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, el flujo tapón y el flujo neblina. Ros define los límites de los sistemas gas-líquido en términos de velocidad adimensional del líquido versus la velocidad adimensional del gas, tal como se muestra en la Fig. 3.6. El mismo tipo de transiciones ocurre en los sistemas petróleo-agua, solo que a diferentes velocidades, debido a la diferencia de densidades y a la tensión superficial. Como una aproximación del régimen de flujo, Witterholt preparó las siguientes relaciones con base en valores promedios: I. Régimen de burbujas: qg ≤ 1.27 x 103 + 1.1 qliq II. Régimen de tapón: qg ≤ 6.25 x 104 + 36 qliq III. Régimen de neblina: qg ≥ 9.25 x 104 + 145 qliq 22


donde las tasas volumétricas, en condiciones de fondo, vienen dadas en bls / dia.

Retención (Holdup) y Deslizamiento (Slippage Velocity) Retención (Hold up) Se define como retención en flujo en tuberías, a la proporción volumétrica de una fase de un fluido presente en una sección de la tubería, dividida por el volumen contenido en esa sección de tubería. 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. Hay que tener en cuenta que las retenciones son distintas de las tasas relativas de flujo de las fases; de hecho, 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. En una mezcla agua-petróleo, el petróleo viaja más rápido que el agua, y esto tiene un marcado efecto en las herramientas que pretenden medir la densidad de los fluidos. La Fig. 3.7 muestra una sección de tubería a la cual se le ha realizado un corte transversal A; en ella está fluyendo una mezcla de petróleo y agua. Llamemos Vw a la velocidad del agua, y V o a la velocidad del petróleo. Vo es mayor que Vw por la velocidad de deslizamiento, una cantidad Vs. Así, tenemos: V o = V W + V s

Cuando una herramienta se perfila en un pozo para medir la densidad de fluidos, se puede calcular la retención mediante la siguiente ecuación: Yh =

(ρmix - ρl ) / (ρh - ρl)

Donde: ρmix = Densidad de la mezcla. (gm/cc) ρl = Densidad de la fase liviana. (gm/cc) ρh = Densidad de la fase pesada. (gm/cc) Al obtener este parámetro es posible hallar la velocidad de deslizamiento, incluso para una mezcla trifásica.

Velocidad de deslizamiento (Slippage velocity) La diferencia de velocidades entre una fase liviana y otra más pesada mencionada en la sección anterior, se conoce como velocidad de deslizamiento (Vs). La velocidad de deslizamiento es importante, porque es el eslabón que conecta la retención de una fase con la tasa de producción de esa misma fase.

Obtención de la Velocidad de deslizamiento El método de interpretación bifásica disponible en este momento fue desarrollado para el flujo de burbujas. Al colocar una burbuja de una densidad P 1 en un líquido

23


de densidad P2, la fuerza de gravedad la hará flotar o hundirse, dependiendo de la diferencia de las densidades. Si imaginamos una burbuja de petróleo liberada en el fondo de un pozo en una columna de agua, 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. 3.8). De esta forma, se puede inferir que cuando se tiene flujo de petróleo y agua combinados, el petróleo fluirá a una velocidad más alta que la del agua. Aunque se ha hecho mucha investigación sobre la forma de calcular o predecir la velocidad de deslizamiento, el método más usado hasta el momento para computaciones manuales es la gráfica presentada por Y. Nicholas en los años 70 (Fig.3.9).

Conclusiones: En flujo en tuberías verticales, cuando se interpretan problemas bifásicos de pozos, 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. • Cuando la velocidad de deslizamiento no puede ser calculada usando la producción de los pozos y datos de gradiente de presión, debe ser estimada sobre la base de la composición de la mezcla y la diferencia de densidades asumiendo flujo tipo burbuja. Aún cuando la velocidad depende en cierta extensión del régimen de flujo, 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, es mínimo a tasas altas de flujo. Por otro lado, un pequeño error en la estimación de la velocidad puede conducir a valores inaceptables cuando las tasas son bajas. • Existe poca información relacionando las velocidades de deslizamiento en flujo trifásico a los parámetros medibles. En general, los problemas que involucran casos trifásicos se resuelven mediante la interpretación cuantitativa de las herramientas de perfilaje de producción continuo, o cuando las tasas lo permiten, con el medidor de flujo empacado y el analizador de fluidos.

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Capítulo 4

HERRAMIENTAS DE PERFILAJE CONTINUO DE PRODUCCIÓN Y SUS MEDICIONES. Introducción Por definición, 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. 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. Son, en general, más confiables desde el punto de vista operacional, y además, no perturban el régimen de flujo como podrían hacerlo las herramientas empacadas. Generalmente, en el perfilaje de producción se utiliza una combinación de herramientas que se baja de una vez, con la cual se pueden grabar sucesivamente, en una misma corrida, 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. A esta combinación de herramientas se le denomina PCT (Production Combination Tool) o PLT (Production Logging Tool). Esta combinación incluye las herramientas siguientes: • Medidor de Flujo, • Gradiomanómetro, • Termómetro • Calibrador, • Manómetro, y • Localizador de Cuellos. Esta combinación, en oposición a la ejecución de varias mediciones con herramientas diferentes, tiene las siguientes ventajas: • Reducción en el tiempo de operación, pues el arreglo y corrida hacia el fondo del hoyo es apenas ligeramente mayor que el de una herramienta sencilla. • Todos los parámetros pueden ser adquiridos con el pozo fluyendo a varias tasas, incluyendo cero flujo, sin el requerimiento de excesivos tiempos de cierre para reestabilización entre corridas. • Se puede añadir una herramienta de presión con lectura en la superficie, (si se requiere datos precisos de presión), mientras que en el caso contrario se tendría que correr una bomba tipo Amerada, de lectura en el fondo del pozo o en superficie, pero por separado.

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En este capítulo y los subsiguientes, se presentan detalles sobre las diferentes herramientas, por separado.

Medidor Continuo de Flujo (Flowmeter) El medidor continuo de flujo es una herramienta de hélice del tipo flujo libre, cuya función es evaluar las tasas relativas de flujo con las cuales contribuye cada una de las zonas abiertas a producción que se encuentran en el pozo.

Principio y Descripción de la Herramienta El principio básico consiste en la medición de la frecuencia de rotación de una hélice que gira según la velocidad del fluido que se mueve en el pozo y pasa a través y frente a ella. La herramienta se corre centralizada para mantenerse en el centro de la columna de flujo y movida a velocidad constante a lo largo de la tubería, usualmente en contra de la dirección de flujo. La hélice esta montada en un vástago sobre un mecanismo de baja fricción (Fig. 4.1), con un pequeño magneto ubicado en dicho vástago, de forma tal que cuando gira genera una corriente cuya frecuencia de señal es proporcional a la velocidad de giro, la cual a su vez es directamente proporcional a la velocidad del fluido dentro de la tubería, relativa a la de la velocidad de la herramienta. La herramienta registra las revoluciones por segundo de la hélice. Se efectúan dos tipos de registros, tal como se muestra en la tabla a continuación:

Tipo Fijo Continuo

Características Estacionario, sin movimiento. En movimiento al bajar o subir, midiendo simultáneamente la velocidad del cable.

Características principales de las herramientas:

Diámetro Modelo tubería (pulg) CFS 1 1/16 FBS-B 2¾ ,3½, 5, 7 PBFS - A Bajo diámetro, bajo caudal HCFS-A Todos los diámetros, altas temperaturas

Precisión % Escala Total

Resolución

Presión Máxima (lpc)

Temp Máxima (°F)

± 2% ± 2% ± 2%

0,50 Hz 0,08 Hz 0,08 Hz

15.000 20.000 15.000

350 390 300

± 2%

0,50 Hz

15.000

600

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Aplicaciones: Las principales aplicaciones de los medidores de flujo son las siguientes: a. Generación del perfil de flujo en zonas múltiples que producen en una misma tubería. El perfil muestra cuales zonas fluyen y cual es su contribución relativa en función de la tasa volumétrica total. b. Perfiles de flujo realizados antes y después de tratamientos de estimulación (acidificación o fracturamiento) indican los cambios en el perfil después del tratamiento, permitiendo evaluar su eficiencia. c. Perfiles de flujo flujo tomados en pozos de inyección permiten monitorear los proyectos de recobro secundario, disposición de agua y almacenamiento de gas. d. Cuando se produce agua o gas no esperados con la producción de petróleo, un medidor de flujo en conjunto con otras herramientas de producción permiten ubicar las zonas ofensoras antes de iniciar los trabajos de reparación. e. Un medidor de flujo en conjunto con una medición de presión de fondo puede usarse para evaluar pozos de gas.

Limitaciones: Aún cuando no existe un límite superior para las tasas que pueden medirse con los medidores de flujo del tipo continuo, si existe un límite práctico para el valor mínimo bajo el cual la herramienta es incapaz de registrar el flujo. Para determinar cual es la velocidad de flujo suficiente para tener un registro utilizable, se requiere determinar la velocidad de la hélice que debe esperarse con la herramienta ubicada en el hoyo o tubería, por encima de todos los intervalos que producen o que reciben inyección. Si la velocidad de la hélice es mayor de 5 rps, el medidor puede ser usado con efectividad. En el caso de flujos monofásicos, la herramienta proporciona excelentes resultados y en el caso de mezclas de gas y petróleo, los resultados usualmente permiten una buena interpretación cuantitativa. Sin embargo, los perfiles tomados en mezclas de agua y petróleo solamente pueden usarse de manera cualitativa, a menos que las tasas sean suficientemente altas como para que las velocidades del flujo sean mayores de 200 pies por minuto en la tubería considerada.

Respuesta de la herramienta: En flujo monofásico, cuando el diámetro del hoyo, la viscosidad del fluido, y la velocidad de perfilaje se mantienen constantes, la velocidad de giro de la hélice es una función lineal de la velocidad del fluido relativa a la herramienta. Si se requiere determinar el diámetro del hoyo en hoyo desnudo, se utiliza un calibrador corrido a través de la tubería; en caso de hoyo revestido o dentro de otra tubería, el diámetro se toma de los valores conocidos de la tubería, suponiendo que no se han formado depósitos.

27


La viscosidad del os fluidos tiene un marcado efecto sobre la velocidad de la hélice, y los resultados de la corrida deben ser cuestionados si no se determina que la viscosidad permanece invariable durante la corrida, por cuanto la hélice podría estar respondiendo mas a los cambios de viscosidad que a cambios de velocidad de flujo. A veces se presentan respuestas en forma de picos o lecturas erráticas a lo largo de los intervalos perforados y por eso las lecturas deben establecerse entre intervalos y no a lo largo de ellos. La velocidad de perfilaje debe ser constante. La herramienta debe ser movida a contraflujo, de forma tal que la velocidad de la hélice hélice nunca sea menor de 2 rps.

Cálculo de las tasas volumétricas de flujo: Cuando el diámetro del hoyo y la viscosidad del fluido no cambian a través de las zonas de interés, resulta posible hacer una escala sobre la curva de velocidad de la hélice, de forma tal que las contribuciones individuales de cada intervalo sean estimadas como un porcentaje de la producción total. Estas condiciones usualmente resultan satisfechas para flujo monofásico dentro de la tubería de revestimiento con perforaciones (pozos inyectores o pozos que producen petróleo con baja RGP). El procedimiento es como sigue: 1. Trace la línea de cero flujo (Fig. 4.2). Esta Esta se establece registrando con el pozo cerrado, a la misma velocidad de cable y escala del perfil que en el caso del perfil con el pozo fluyendo. Si no se puede registrar la línea de cero flujo, use la curva de respuesta de la herramienta para calcular la velocidad de la hélice que debería esperarse con la sonda moviéndose a través de la columna estática de fluido. 2. Divida proporcionalmente la distancia entre la línea de cero flujo y la de flujo máximo, en una escala de porcentaje. 3. Encuentre la contribución de cada zona, en porcentaje del total, por la diferencia de flujo inmediatamente por encima y por debajo del intervalo analizado. Si el porcentaje se multiplica por el flujo total, se consigue la tasa volumétrica correspondiente al intervalo dado. A los efectos de la interpretación, la herramienta necesita ser calibrada en sitio para las condiciones existentes. Esto se logra de la manera siguiente: 1. Correr la herramienta con el pozo cerrado sobre el intervalo de interés a varias velocidades del cable (3 ó 4 veces) tanto hacia arriba como hacia abajo. 2. Graficar la lectura del medidor de flujo (rps) contra la velocidad del cable (pies/min). La convención para el signo de la velocidad del cable es la siguiente: Pozo productor: signo positivo hacia abajo, pozo inyector: signo positivo hacia arriba. La recta resultante es la recta de calibración. 3. Correr el registro con el pozo produciendo, por encima de los intervalos de interés, de la forma descrita anteriormente.

28


4. Graficar las lecturas para cada intervalo perforado, como se muestra en la Fig. 4.3, obteniendo una recta para cada uno, paralelas a la línea de calibración. En caso de haber cambios de sentido de la hélice del medidor de flujo, se debe cuidar de usar el signo correcto al graficar. 5. 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. 4.3, de manera que se anule el efecto de la velocidad del cable. 6. Obtener la velocidad del fluido trazando una recta paralela a la abscisa (eje X), cortar la línea de calibración y leer el valor de velocidad corregido por fricción. Este proceso puede hacerse también con la metodología mostrada en la Fig. 4.3_A. 7. Calcular la tasa de flujo acumulada para cada intervalo mediante la tabla mostrada en la Fig. 4. 5, o mediante la siguiente fórmula: Qt

= Velocidad media Área

8. Calcular luego la tasa individual, mediante la diferencia, como sigue: QB = (Q A+B - Q A) 9. La relación entre la velocidad promedio y la velocidad en el centro del pozo depende del número de Reynolds, y estará dada por la forma del perfil de velocidades característico del régimen de flujo. 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 0,83. Sin embargo, para mayor exactitud se puede usar valores de la Fig. 4. 4. En la práctica, se emplea la siguiente fórmula para calcular la tasa de flujo: Qt

= 1,4C .V m .D 2

donde: Vm = es la velocidad medida por la herramienta en pies /min, D = diámetro interno de la tubería en pulgadas y Qt = tasa de flujo en B/D. 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, 23 lbs/pies. Respuesta:

El diámetro de la tubería es 6,366 pulgadas.

29


Luego: Q t

= 1, 4 * C * V m * D 2 = 1, 4 * (0 ,83 ) * 50 * (6 , 366 )2

Q t

=

Q t

2 . 354

B D

Existe una serie de curvas de respuesta del medidor de flujo continuo determinadas en el laboratorio para diferentes viscosidades, que permiten determinar la velocidad del fluido en condiciones cuando la información del medidor de flujo no está completa. La Fig. 4.6 es un ejemplo de este caso, para viscosidad de 1 cp y diámetro de revestidor de 6 pulgadas.

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. Esta información se usa para identificar la naturaleza de los fluidos presentes dentro del pozo, lo cual se logra midiendo la diferencia de presión entre dos sensores espaciados a dos pies, tal como se muestra en la Fig. 4. 7. La diferencia de presión entre dos puntos en el pozo, en una tubería vertical, es el resultado de la suma de la diferencial de presión hidrostática más la pérdida por fricción. El término hidrostático es debido a la densidad promedio del fluido dentro del espaciamiento de dos pies de tubería (para agua por ejemplo es de 1.0 gr / cm2 (0.433 lbs / pulg2 por pie o lpc / pie). 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. Para las tasas usualmente encontradas dentro de revestidores y del hoyo desnudo, el término por fricción es usualmente despreciable y, por lo tanto, el registro representa únicamente el término hidrostático. En la práctica, el registro se puede escalar en unidades de densidad de fluido. La herramienta se calibra, antes de comenzar el perfil, en dos fluidos de densidad conocida (por ejemplo, aire y agua) para aumentar la precisión de la medida. En el campo esto se logra ajustando la sensitividad del circuito de medición, de forma tal que la herramienta lea 0.0 gr / cc en el aire y 1.0 gr / cc inmersa en agua.

Características de las herramientas y Precisión de las mediciones La siguiente tabla muestra los modelos de las herramientas de este tipo más utilizadas con sus correspondientes límites en precisión de la escala y resolución.

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Modelo

Precisión % Escala

GMS-C ± 3% PTS-A 0,04 %

Resolución G/CC

Presión Máxima, (lpc)

0,005 0,004

15.000 20.000

Temperatura Máxima (°F) 350 350

La velocidad del fluido se incrementa cuando entra en el espacio anular entre las paredes del pozo y la herramienta. Este incremento de la velocidad es tomado en cuenta durante la interpretación; sin embargo, hay un pequeño incremento de velocidad causado por el desplazamiento de fluido por la herramienta en movimiento, que no puede ser tomado en cuenta y es fuente de error para la retención. Por esta razón, para mayor precisión, es más conveniente tomar las mediciones con la herramienta estacionaria.

Aplicaciones El gradiente de presión de un pozo productor o cerrado, es un parámetro importante que encuentra su aplicación en numerosos problemas de ingeniería. 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, y permite que los programas de reparación resulten bien planificados. Flujo bifásico (agua-petróleo, gas-petróleo o gas-agua):

El gradiomanómetro, en conjunto con un medidor de flujo, proporciona suficiente información para resolver las tasas volumétricas de cada componente de la mezcla en cada zona de producción. Flujo trifásico (petróleo, 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. Del mismo modo, la entrada de agua en una columna de fluidos más livianos (petróleo y gas) también puede ser observada. No obstante, en el caso de flujo trifásico la interpretación del gradiomanómetro es cualitativa. Pozos nuevos:

El gradiomanómetro junto con los otros sensores de la herramienta PCT (o PLT) puede usarse en la evaluación de pozos nuevos. En ciertos casos, es factible determinar aún la permeabilidad y el potencial a pleno flujo de las zonas productoras. El gradiente de presión, que es normalmente requerido para otros propósitos, puede determinar con precisión la interfaz entre fluidos en un pozo estático y permite conocer los gradientes de gas, de petróleo y del agua de formación.

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Corrección a las lecturas: El gradiomanómetro es muy sensible y, como tal, es afectado por la fricción con los líquidos y por la desviación de la herramienta dentro del hoyo. La corrección por gradiente de fricción se evalúa con las curvas de la Fig. 4. 8. La corrección por inclinación se basa en que en un hoyo inclinado, el espaciamiento deja de ser dos pies y se hace menor a medida que aumenta la inclinación. 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. 4.9.

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, es una de las más malinterpretadas en razón de las suposiciones incorrectas que a menudo se utilizan en dicha interpretación. Por esta razón es importante familiarizarse con la curva, teniendo en cuenta que ella solamente mide el gradiente de presión, y no el flujo, aún cuando las entradas de fluido resulten evidentes. Un ejemplo hipotético resulta apropiado para seguir la interpretación. La porción inferior del pozo bajo las perforaciones de la zona productora más profunda, usualmente está llena de agua por efecto de la segregación gravitacional. Esto es cierto bien sea que el pozo produzca con alto corte de agua, o que apenas produzca una pequeña fracción. Esta “agua de fondo” usualmente se toma como un fluido de densidad conocida, aún cuando ocasionalmente pueda ser un fluido pastoso con la consistencia de la mayonesa; por lo tanto, esta práctica debe ser aplicada con atención. Una entrada de agua en una columna de agua no puede ser detectada con el gradiomanómetro, pues no hay cambio de gradiente de presión. Es imprescindible tomar estaciones de medidor de flujo (Fig. 4.10) entre las zonas A, B y C, para determinar si entra agua, y en cual cantidad, de las zonas A y B. De la misma manera, una entrada de gas en una columna de gas o una entrada de petróleo en una columna del mismo petróleo, tampoco puede ser detectada por el gradiomanómetro. En forma más general, si el gradiente de presión no cambia al pasar por una zona de perforaciones preexistente, puede darse una de tres posibilidades: 1. No se produce fluido alguno 2. La zona toma fluido 3. La zona produce fluido de la misma densidad del que ya existe. En el caso de la opción 3, nótese que no es necesario que sea el mismo fluido, sino que sea de la misma densidad. En la zona C, parece existir una entrada de hidrocarburos, indicada por una disminución en la densidad. Si bien un cambio en la lectura del gradiomanómetro en frente de un intervalo cañoneado es indicio de entrada de 32


fluido, debe tenerse cuidado para no equivocarse y confundir cambios de densidad en las interfaces de fluidos con supuestas entradas de fluido. Si la densidad indicada es menor que la de una columna de petróleo crudo, es evidente que existe gas libre presente; obviamente, la zona E produce una gran cantidad de gas, puesto que la columna por encima de E tiene cerca del mismo gradiente que una columna de gas. Esto sería evidente en la producción en superficie. La lectura del gradiomanómetro aumenta en cuanto la herramienta penetra en la tubería de producción, lo cual se debe a que el efecto del término por fricción, causado por la restricción a la entrada de la tubería, ya deja de ser despreciable.

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. La corrida incluye a menudo una serie de paradas en el revestidor o en el eductor, después que el pozo ha sido cerrado por tiempo suficiente para permitir la segregación de los fluidos. La comparación con un gradiomanómetro corrido en las mismas condiciones se presenta en la Fig. 4. 11. Es importante mencionar que el gradiomanómetro permite conocer el gradiente de manera directa y con mayor resolución, aunque no necesariamente con mayor precisión absoluta. De nuevo, es conveniente tener una columna de fluido de densidad conocida para reescalar apropiadamente la curva de gradientes.

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, pueden ser calculadas si se conoce la densidad de cada fluido y la de la mezcla. Con el gradiomanómetro, las fracciones en el fondo del pozo pueden determinarse en forma gráfica usando la Fig. 4.12. A los efectos de mejorar aún más la capacidad de interpretación, se presenta el siguiente ejemplo: Ejemplo:

Para una mezcla agua – petróleo, se calcula la densidad del fluido observada por el gradiomanómetro, mediante la expresión:

ρ ER = Y w . ρ w + Y o .ρ o donde: Yw. Yo = fracciones de retención del agua y del petróleo, respectivamente; ρw = densidad del agua, ρo = densidad del petróleo, y ρER = densidad observada. Como Yo = 1- Yw.,

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se deduce que

Y w

=

− ρ o ρ w − ρ o

ρ ER

Por ejemplo, si en las condiciones del yacimiento: ρo = 0,8 gr/cm3 y ρw = 1,05 gr/cm 3 Cuando el gradiomanómetro lea 0,84 gr/cm 3, entonces: Yw

=

0, 84 − 0,80 1, 05 − 0, 80

, = 0181

Esto significa que la retención del agua es 18%. Las tasas de flujo de la fase liviana (petróleo o gas) se pueden calcular para la ecuación: Qo

= Yo {Q t − 1, 4[ D 2 − d 2 ]Vs . 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. Problema

Determine las tasas de flujo de agua y petróleo de un intervalo cuya tasa total es 1.000 B/D, que fluye en un revestidor de 7” - 23 lbs/pie. El diámetro externo del gradiomanómetro es de 2,85 pulg. Para el cálculo de Vs utilizar gráfico de la Fig. 3.9.

Medidores de temperatura (Termómetros) Los termómetros fueron probablemente las primeras herramientas de producción utilizadas. Su uso para la ubicación de entradas de gas y líquidos, y para definir capas, fue descrito por M. Schlumberger en 1936. 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. 4.13). Los termómetros se utilizan para obtener medidas de temperatura absoluta, gradientes de temperatura y perfiles de temperatura y, en forma cualitativa, para observar los cambios anormales, como la localización de entrada de fluidos y flujo por detrás del revestidor.

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Principio de medición y descripción de la herramienta: Esta herramienta consiste en un elemento sensor conformado por un filamento de platino, cuya resistencia cambia con los cambios de temperatura al estar expuesto al fluido del pozo. El filamento es un brazo de un circuito sensitivo que controla la frecuencia de un oscilador en el cartucho electrónico de fondo. La unidad de medición de esta herramienta es grados Fahrenheit (°F). Las características principales de las herramientas se presentan en la tabla incluida a continuación:

Modelo MTS-E PTS-A HIT-C

Presión, % Escala Resolución

± 1 ± 1,8 ± 1

0,10 0,01 0,10

Presión Máxima (lpc) 20.000 20.000 20.000

Temperatura Máxima, °F 350 350 350

Aplicaciones: Es importante aclarar que las condiciones del pozo previas a la toma del perfil de temperatura determinan la utilidad de la medición. 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. Las aplicaciones más importantes son las siguientes: a. Se pueden derivar perfiles semi-cuantitativos de pozos de inyección de agua o de gas con un registro corrido durante la etapa estabilizada. b. 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. c. Una serie de perfiles tomados después de un fracturamiento permite evaluar la efectividad del tratamiento. d. 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. e. La entrada de líquidos, petróleo o agua causa anomalías en el perfil. f. Frecuentemente es posible detectar movimientos de fluidos por detrás de la tubería con un perfil de temperatura. Se han realizado algunos esfuerzos para ubicar las zonas productoras de agua por comparación de una serie de corridas efectuadas con pozo cerrado, con la corrida efectuada con el pozo produciendo a condiciones estabilizadas. La tasa de cambio de temperatura estará relacionada con la temperatura final e inicial, la conductividad y capacidad térmica de la matriz de la roca, las saturaciones de petróleo, gas y agua de la roca y la geometría del sistema. Debe suponerse que

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no hay flujo cruzado interno en la roca cuando el pozo se cierra en la superficie, condición que en la práctica es difícil de determinar. Dado que la temperatura del hoyo se desplaza del gradiente geotérmico por causa de la producción de los fluidos del pozo, la resolución de la herramienta se reducirá en los puntos de menor entrada. Obviamente, hasta los resultados cualitativos deben ser difíciles de obtener y por lo tanto, ser tomados con precaución.

Calibrador a través de tubería (Through tubing caliper, TTC) Principio y descripción de la herramienta El calibrador a través de tubería dispone de tres brazos en forma de ballesta, cuyos movimientos quedan registrados por medio de un potenciómetro lineal ubicado en la parte inferior de la sonda., tal como se muestra en la Fig. 4-14.

Características de la herramienta: Las características principales y modelos de herramientas se muestran en la Tabla que se presenta a continuación:

Tipo de Herramienta

TTC-A

TCS-A

Diámetro

1- 11/16 (43 mm)

1- 11/16 (43 mm)

Amplitud

2” – 12”

1 – 11/16 a 12”

285 °F (140 °C)

350 °F (175 °C)

10.000 lpc

15.000 lpc

± 0.1”

± 0.1”

Temperatura Máxima Presión Máxima Discriminación

Aplicaciones: Los perfiles de calibración son indispensables para la interpretación de los medidores de flujo cuando se trabaja en hoyo desnudo, pues en este caso se requiere distinguir los cambios en diámetro del hoyo, que dan lugar a reducciones en la velocidad de flujo. En hoyo revestido pueden señalar las anomalías en el diámetro del revestidor, tales como deformaciones por alta densidad de perforaciones, ventanas, obstrucciones parciales, reducciones, etc.

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Capítulo 5

HERRAMIENTAS INFLABLES DE PRODUCCIÓN Y SUS MEDICIONES. Principio y Descripción El medidor empacado es una herramienta que se usa para estudiar perfiles de inyección o de producción en tasas bajas donde el medidor continuo queda fuera de su amplitud de cobertura. El medidor empacado usa una bolsa inflable para sellar el anular contra la pared de la tubería, forzando a todo el fluido a pasar a través de su sección de medición. Por esto, la herramienta es un medidor de flujo absoluto, cuya respuesta puede ser directamente escalada en tasas volumétricas. Las mediciones se registran en estaciones por encima y por debajo de cada zona de flujo. La herramienta puede usarse en combinación con otras y recibe entonces el nombre de herramienta empacada combinada (ICT), que como se muestra en la Fig. 5.1, permite varias combinaciones diferentes adaptadas a las condiciones específicas de la producción del pozo. La ICT puede consistir simplemente de un Medidor de Flujo Empacado, en cualquiera de sus versiones, o puede también incluir un Medidor de Corte de Agua y un Densímetro o Densitómetro, combinación que es conocida como Medidor Empacado con Analizador de Fluidos (ver Tabla anexa). En la combinación con el analizador de fluidos, todos los sensores están conectados en tandem, de forma que todo el fluido que se mueve en el pozo pasa a través de cada uno de los sensores. Debido al tamaño del orificio por donde pasa el flujo, la velocidad de flujo es mucho mayor que la existente en el pozo. Por esta razón, para la mayoría de las tasas de flujo que puedan presentarse en el pozo, la velocidad promedio a través de la herramienta es tal, que la velocidad de deslizamiento entre el agua, gas y petróleo es despreciable comparada con la velocidad de cualquiera de las fases.

Limitación en las tasas de Flujo. La restricción creada por la herramienta empacada a veces causa una caída de presión tal a través de la herramienta que puede ser suficiente para alterar el perfil de flujo. Esta caída de presión determina el límite superior de las tasas para el uso de la herramienta empacada. El límite superior se alcanza cuando la fuerza hacia arriba sobre la empacadura, debido a la caída de presión a través de ella, excede el peso total de la herramienta. Esto obliga a aumentar el número de pesos que se colocan bajo la herramienta para aumentar sus posibilidades. Este número puede disminuirse utilizando un aditamento de anclaje. La caída de 37


presión para 1 cp y 60 cps en función de la tasa de flujo se muestra en la Fig. 5.2.

Respuesta de los Sensores. 1. Medidor Empacado de Flujo (Packer Flowmeter) El principio de medición del medidor empacado de flujo es similar al del medidor de flujo continuo, excepto que en el caso del empacado, se genera una señal asimétrica a partir de la cual se puede inferir la dirección del flujo. La respuesta de la hélice, después que se ha superado el umbral de unos pocos barriles por día, es una función lineal de la tasa volumétrica de flujo y solo está afectada en bajo grado por la viscosidad del fluido. Esto es cierto aún para gas, siempre y cuando la densidad no sea muy baja (presión mayor de 400 lpc). La corrección por viscosidad es pequeña y varía en menos de 15% entre 1 y 60 cps. El siguiente ejemplo ilustra el procedimiento para encontrar las tasas volumétricas mediante la Fig. 5.3. Ejemplo:

Dados una herramienta con diámetro de hélice de 27 mm, viscosidad de fluido de 30 cps y una señal de 46 rps, calcule la tasa volumétrica en bls / día. Procedimiento:

Con los gráficos adecuados entre en la ordenada con 46 rps y proyecte horizontalmente a las curvas para 27 mm. Interpole entre 1 y 60 cps y halle la tasa de 700 bls / día. Las tasas de flujo deben exceder un cierto umbral para que la herramienta responda. Si se lee cero rps, la tasa de flujo puede estar entre: 0 a 10 bls / día para hélice de 19.5 mm 0 a 20 bls / día para hélice de 27 mm 0 a 30 bls / día para hélice de 37 mm

2. Densímetro: El densímetro mide la densidad promedio de la mezcla de fluidos por medio de un cilindro vibrador. De esta manera, las retenciones pueden ser discriminadas si se conoce la densidad de cada fase en el fondo. Si la tasa es mayor de 100 bls/d, las retenciones en el sensor son prácticamente iguales a las proporciones de flujo a través de una herramienta de 1 – 11/16, en una mezcla agua-petróleo. Igual caso se presenta en una herramienta de 2 – 1/8 para un flujo mayor de 200 bls/d. Por debajo de estas tasas, debe hacerse una corrección para determinar la retención verdadera.

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La determinación de las retenciones por una medición de densidades, por supuesto, mas precisa mientras mayor sea la diferencia entre las densidades de las fases. a. Determinación Determinación de la respuesta

El densímetro se calibra a presión y temperatura temperatura de superficie mediante observación de las frecuencias cuando está en el aire (Densidad = .00122 gr/cc) y cuando está en agua dulce (Densidad = 1.00 gr/cc) bajo condiciones de no flujo a través del sensor. La respuesta a condiciones de fondo se determina aplicando las correcciones necesarias por temperatura y por flujo a la respuesta en superficie (Fig. 5.4). Las correcciones son diferentes para cada tipo de sensor y existe una curva de corrección para cada uno de ellos. El proceso es como sigue: Ejemplo:

En una herramienta de 1-11/16 con analizador, la calibración en el aire es de 1125 cps, mientras que en el agua es de 980 cps. La deriva termal en el sensor es de -20 cps a condiciones de fondo. Encuentre la curva de respuesta estática y la densidad de un fluido que lee 987 cps a 500 bls/día de tasa. Procedimiento:

1. Sustraiga la deriva termal a condiciones de fondo de la calibración en superficie: 1125 – 20 = 1105 cps. Grafique el valor corregido en el papel para el densímetro, en la ordenada, a cero densidad. 2. Sustraiga la deriva termal a condiciones de fondo de la calibración en superficie para agua: 980 – 20 = 960 cps. Grafique el valor correcto en el papel para el densímetro, para la densidad de 1.00 gr/cc. 3. Dibuje una línea que conecte los dos puntos previamente determinados. Esta línea representa la respuesta corregida para condiciones estáticas a cero flujo (Fig. 5.4). Si el punto correspondiente a una columna de fluido de densidad conocida (tal como una columna de agua en el fondo) no cae sobre la línea de respuesta, es necesario corregir esta, pasando una paralela por el punto de densidad conocida. 4. El densímetro es sumamente sensible al movimiento de fluidos fluyendo a través de él, lo que causa que las frecuencias sean muy altas. Por lo tanto, las lecturas tienen que ser corregidas usando las tasas de flujo determinadas con el medidor de flujo. Con la herramienta de 1-11/16, en la Fig. 5.5 la corrección de la tasa de flujo para 500 bls/día es de -3 cps, Por lo tanto la tasa corregida es de: 987 -3 = 984 cps. 5. Con 984 y la curva de respuesta estática, la curva establecida en el paso 3 da una densidad de 0.8 gr/ cc. b. Determinación Determinación del corte de agua en el fondo o de la RGP en flujo bifásico.

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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. Debe existir, no obstante, suficiente diferencia de densidad entre las dos fases y conocer la densidad de cada una de ellas. Ejemplo:

La siguiente información se obtuvo de una estación con medidor empacado de flujo y densímetro: Densidad del agua: 1.00 gr/cc Densidad del petróleo, 0.70 gr/cc. Densidad de la mezcla: 0.80 gr/cc Tasa de flujo total: 50 bl/día. Conseguir: Índice de retención en la estación, Tasa de flujo de agua en el fondo, Tasa de flujo de petróleo en el fondo, Corte de agua en el fondo. Procedimiento:

1. Determine el índice de las retenciones : Este índice es la fracción de la fase pesada presente dentro de la herramienta. Para el caso de agua y petróleo: ρm = yw * ρw + yo * ρo y yw + yo = 1. Donde ρm, ρw y ρo son las densidades, y yw y yo son las fracciones o retenciones de agua y petróleo. Por lo tanto, yw = (ρm - ρo) / (ρw - ρo). Esta operación puede realizarse gráficamente en papel mallado lineal, como se muestra en la Fig. 5.6. Del resultado se observa que el valor es 0.33. 2. Corrección por deslizamiento. Esta corrección se realiza como se muestra en la Fig. 5.7. Con el valor de retención de 0.33 y 50 B/D, se consigue que el corte de agua en el fondo es de 0.30. 3. Tasas volumétricas a través de la herramienta: Ahora se tiene: Tasa de flujo de agua = tasa total x corte de agua

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= 50 x .30 = 15 bl/día, de agua. Tasa de flujo de petróleo: = tasa total menos tasa de agua = 50 - 15 = 35 bls/día, de petróleo Como puede verse, 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. c. Limitaciones y Precisión.

1. La densidad de agua registrada en el fondo del pozo puede ser ligeramente menor que el valor calculado, debido a la presencia de posibles cantidades de petróleo atrapado en el sensor, que no es lavado porque no hay flujo a través de la herramienta cuando se está en una columna estática de agua. 2. 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). 3. La precisión total del densímetro es de 0.01 gr/cc. 4. La herramienta de 1-11/16 deja de funcionar con tasas sobre los 700 bls/día en fluidos de 1 cp, mientras que la de 2-1/8 deja de hacerlo a unos 1800 bls/día de fluido de 1 cp.

3. 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, en conjunto con la herramienta de medición de flujo, las zonas que están aportando agua. El principio de esta herramienta es medir la constante dieléctrica del fluido. Consiste en hacer pasar el fluido presente en el pozo hacia el sensor (Fig. 5.8), a través de unos orificios; una placa conforma el cuerpo de la herramienta y la otra es un electrodo protegido con teflón. El fluido que penetra actúa como un aislante o dieléctrico, y un campo eléctrico es aplicado al área de flujo en forma radial con un determinado voltaje, desde la superficie. Electrónicamente esta medida es convertida a frecuencia, (cuentas por segundo) enviada y registrada en superficie. La Fig. 5.9 muestra la variación de la constante dieléctrica del agua, en función de temperatura y concentración de sales. Las constantes dieléctricas de los fluidos se muestran en la siguiente tabla:

Fluidos Agua Petróleo Gas

Constante Dieléctrica 60 a 80 2,8 a 3,0 1,0

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A continuación se muestra las características más importantes del modelo de herramienta utilizada.

Modelo

Presión Máxima (lpc)

HUM-A

15.000

Temperatura Máxima °F 350

a. Respuesta del Medidor de corte de agua (HUM) en mezclas bifásicas

La calibración del HUM se efectúa en a condiciones de superficie, por observación de la respuesta del sensor en aire, agua y petróleo. La respuesta en el fondo se determina corrigiendo las lecturas de calibración en superficie por temperatura y presión. El proceso se efectúa de la siguiente manera: con los gráficos de la Fig. 5.10 y 5.11, se corrige por presión y temperatura, tanto para agua como para petróleo. La corrección se sustrae de las señales en superficie. Con los valores corregidos se entra en el gráfico en papel para el HUM (Fig. 5.12) y se traza una línea recta entre los dos puntos obtenidos. Con la lectura indicada para la mezcla, se obtiene en la abscisa el valor del índice de corte de agua. Para obtener el corte de agua en el fondo, es necesario corregir el índice de corte de agua con la carta adecuada (Fig. 5.13), por efectos de deslizamiento entre las fases y la respuesta del sensor a la geometría en la herramienta. Para interpretar la herramienta en flujo bifásico, se hace uso de la siguiente expresión: K = Yw . K w + Yo K o donde: K, Kw, Ko = son las constantes dieléctricas del fluido, del agua y del petróleo respectivamente. Yw, Yo = retenciones del agua y del petróleo respectivamente. Como Yw + Yo =1, entonces: K − K o Yw = K w − K o También:

= Vw + Vs Qt = Qw + Qo Vo

Qo

Área =

= Vo . Área

314159 , (D 2

− d 2 )

4

42


donde: Vo = es la velocidad del petróleo, en pies/min; Vw = es la velocidad del agua, en pies/min; Vs = es la velocidad de deslizamiento, en pies/min; Qt = es la tasa de flujo total, en B/D; Qo = es la tasa de flujo del petróleo, B/D; D = es el diámetro interno del revestidor, en pulgadas. d = es el diámetro externo de la herramienta, en pulgadas. Ejemplo

En un pozo con revestidor de 7 pulgadas y 23 libras por pie, se mide un valor de K= 45, con una herramienta HUM. De las mediciones se tiene una tasa de flujo de fondo de 1.000 barriles diarios. La temperatura de fondo es de 170°F y la salinidad del agua es 18.000 PPM. La diferencia de densidad agua - petróleo es 0,15 g/cm3. El crudo es mediano, de 20°API. El diámetro de la herramienta es 2,85 pulgadas. Tomando en cuenta los datos anteriores calcule el porcentaje de agua que aporta la zona. Procedimiento:

En la Fig. 5.9 se halla el valor de Kw empleando las medidas de temperatura y salinidad del agua. Así, Kw = 84. Se estima la Ko según la tabla mostrada. Dado que el tipo de crudo es mediano tomamos el valor inferior, Ko = 2,8. La velocidad de deslizamiento se halla en la Fig. 3.9 con la diferencia de densidades y la retención de agua. Yw = (45 – 2,8) / (84 – 2,8) = 0,52. Por lo tanto, Vs = 9 pie/min. Luego, se calculan los caudales, Qw = 0.52 * [ 1000 – 1.4 * 9 * (6.3662 – 2.852) ] = 308 B/D. Qo = (1000 – 308) = 692 B/D. Por lo tanto el corte de agua es: 308 / 1000 = 30.8%.

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b. 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, agua y gas). A continuación se especifican los pasos que se deben seguir para conocer las tasas individuales de los fluidos (Fig. 5.14). 1. Obtener las retenciones individuales de cada fase, usando una gráfica de constante dieléctrica contra la densidad del fluido. 2. Estimar las velocidades de deslizamiento para el gas y el petróleo. 3. Calcular las tasas de flujo individuales, los valores de retención y las velocidades de deslizamiento para el gas y el petróleo. Cálculo de la retención para cada fase

Para realizar los cálculos de retención en cada fase se procede así: 1. Graficar los puntos correspondientes al petróleo (P), agua (A) y gas (G) en un gráfico de constante dieléctrica contra la densidad de fluido. Para ello es necesario conocer : ρg = densidad del gas, Kg = constante dieléctrica del gas, ρo = densidad del petróleo, Ko = constante dieléctrica del petróleo, ρa = densidad del agua y Kw = constante dieléctrica del agua. Estos datos se obtienen de la tabla, perfiles, correlaciones y experiencia local. 2. Trazar el triángulo definido por estos puntos, los cuales definen las zonas de flujo bifásico: gas – petróleo, gas – agua y agua – petróleo. 3. Ubicar dentro del triángulo el punto correspondiente a los valores medidos en el perfil de producción (Punto M). 4. Unir el punto G (de gas) con el punto M y se extrapola hasta alcanzar la línea A-P, determinando el punto de corte (L). La distancia ML1, cuando se compara con la distancia GL1, representa la fracción de gas. Por lo tanto, la retención del gas es: Y 3

=

ML1 GL1

La línea GM representa la fracción del líquido en la mezcla. Esta puede dividirse en agua y petróleo por la relación de distancia, así: PL1 PA

y

L1 A PA

respectivamente.

Las retenciones de agua y petróleo son:

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⎡ PL1 ⎤ ⎡ ( GL1 − ML1 ) ⎤ ⎢ ⎥ Yw = ⎢ GL1 ⎣ AP ⎥⎦ ⎢⎣ ⎥⎦ Yo

⎡ ( AP − PL1 ) ( GL1 − ML1 ) ⎤ ⎥ =⎢ − AP GL 1 ⎢⎣ ⎥⎦

O también: Yo

= 1 − Yg − Yw

Estimación de velocidad de deslizamiento para agua, gas y petróleo Cuando un fluido liviano se encuentra dentro de otro más pesado, tiende a flotar en el mismo. Al fluir uno dentro del otro, el más liviano se moverá con mayor velocidad. La diferencia de velocidades entre los dos fluidos es la velocidad de deslizamiento (Vs). 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, cuya densidad es:

ρ L = Yw . 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, se considera un modelo de agua y petróleo, 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.3.9. Cálculo de las tasas de flujo

Para conocer las tasas de flujo en las condiciones del fondo, se obtienen primero las del líquido y las del gas, utilizando la tasa total. Las tasas de petróleo y de agua se calculan con la tasa de líquido.

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, con una repetibilidad de 4% cuando la fase continua es el hidrocarburo.

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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; en la herramienta de 2 – 1/8 esto ocurre cuando la tasa es de 300 bls/día con 30% de agua. Sobre estos límites el medidor de corte de agua no es capaz de medir con precisión la presencia de hidrocarburos, sino que indica valores de corte cercanos al 100% de agua. Este efecto es evidente por la convergencia de las líneas de corte de agua en la esquina noreste en la Fig. 5.13.

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Capítulo 6

HERRAMIENTAS ESPECIALES DE PRODUCCIÓN Y SUS MEDICIONES. Medidores de presión (Manómetros) La función de los manómetros es obtener presiones absolutas del fondo y gradientes de presión contra tiempo, 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. Los manómetros que existen son de cristal de cuarzo y de medida por esfuerzo. Se diferencian por su precisión y resolución. La unidad de medida de los manómetros es libras por pulgada cuadrada (lpc). En la siguiente tabla se detallan los modelos de herramientas disponibles.

Herramienta HSM-B WTPS PTS-A MTS-C

Presión % Lectura ± 0,025 ± 0,025 ± 0,150 ± 0,150

Resolución Sensor 10.000 lpc

Presión Máxima, lpc

Temperatura Máxima, °F

0,01 0,01 0,10 2,50

11.000 15.000 20.000 20.000

300 350 350 350

Interpretación de los medidores de presión (Manómetros) La interpretación del registro de presión depende de si la tasa de flujo es constante o variable. Tasa de flujo constante

A continuación se muestran algunas de las técnicas de interpretación más usuales cuando la tasa de flujo es constante.

Técnica HORNER

MDH

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 grafica presión contra ∆t.

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El gráfico de Horner permite determinar la presión estática, la permeabilidad y la razón de daño del yacimiento. El gráfico de MDH sirve para calcular la razón de daño y la permeabilidad. Tasa de flujo variable

Cuando la tasa de flujo es variable, el registro permite calcular la presión estática, la permeabilidad y la razón de daño, por la metodología descrita en los libros sobre análisis de pruebas de presión.

Medidores de ruidos (Hidrófonos) Los hidrófonos se usan para escuchar ruidos producidos en el fondo del pozo, con el fin de detectar roturas en las tuberías; permiten confirmar la interpretación de flujo detrás del revestidor y la detección de fluidos. El hidrófono (Fig. 6.1) capta minúsculas variaciones de presión producidas por el sonido y las envía a la superficie. Las mediciones se efectúan deteniendo la herramienta a la profundidad requerida, para evitar los ruidos causados por el movimiento de la herramienta. La unidad de medida de esta herramienta es (RMS) voltios. Existen dos tipos de hidrófonos: de Frecuencia Simple (Continuo) y de Frecuencia Múltiple (Estacionario). La herramienta posee un transductor que convierte el sonido en una señal eléctrica, la cual es amplificada y transmitida hasta la superficie mediante un cable. El ruido dentro del pozo se encuentra en función de la aceleración, o turbulencia, y del movimiento de fluidos, por causa de la variación en la presión diferencial. Así se generan diferentes tipos de ruido, y estos pueden clasificarse mediante el análisis del espectro de frecuencia de la señal en comparación con patrones simulados en laboratorio, ya que las frecuencias son separadas en grupos (200, 600, 1000, 2000 Hz). Los valores se presentan como una serie de puntos en escala logarítmica, lo cual hace posible la interpretación visual del registro. La Fig. 6.2 muestra un ejemplo de un pozo que presenta una entrada de gas. Es posible identificar los casos más comunes según la respuesta de la herramienta pues existe un patrón característico para cada situación, como se muestra en la tabla adjunta. Además este tipo de perfiles se emplean para confirmar situaciones, combinados con otros registros, generalmente de temperatura. Frecuencia (Hz.) 1000 >1000 200-600

Interpretación Gas Flujo monofásico Flujo bifásico

Las mediciones se efectúan deteniendo la herramienta a la profundidad requerida, para evitar los ruidos causados por el movimiento de la herramienta, y la unidad de medida de esta herramienta es (RMS) voltios. El modelo disponible de esta herramienta se muestra con sus características como sigue:

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Modelo MTS-E

Presión % Presión Temperatura Escala Total Máxima (lpc) Máxima (°F)

± 1 db

15.000

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. La herramienta lleva una cantidad de material radioactivo dentro del pozo que puede ser selectivamente liberada en la corriente del flujo. 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. No se recomienda su uso con otros registros de producción debido a la contaminación que genera en el fluido. Las especificaciones de la herramienta son las siguientes: Longitud: 11.1’ Peso: 90 lbs. Capacidad: 200 ml. Número de eyecciones: 50-80.    

La tabla a continuación muestra algunos de los modelos disponibles para esta herramienta:

Tipo Tracer Scan CSNG-Z CSNG-T RotaScan

Diámetro externo (Pulg) 1.688 3.625 3.625 1.688

Máxima Presión (Lpca) 20000 10000 20000 20000

Máxima Vel. Perfilaje Temperatura recomendada (°F) (pie/min) 350 10 275 10 400 10 300 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. También es usada para detectar canales y evaluar tratamientos efectuados en el pozo (Fracturamiento hidráulico, Cementación y Empaque con grava), mediante la comparación de perfiles registrados antes y después de inyectar fluidos contenedores de material radioactivo dentro del pozo. La diferencia entre ambas corridas identificará la ubicación del material. La segunda posee un detector múltiple de rayos gamma combinado con una cámara que expulsa el material radioactivo. Los detectores realizan un seguimiento del material radioactivo inyectado.

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Técnicas de interpretación : Análisis Cuantitativo:

La herramienta es colgada en forma estacionaria dentro del pozo y se realiza la eyección, liberándose el material radioactivo; dos detectores de rayos gamma registran la intensidad en función del tiempo. La tasa de flujo se calcula con la siguiente ecuación: Q = 6.995 * [(D2 – d2 )* X] / t Donde: Q = Caudal (Bls/día.) D = Diámetro interno del revestidor (pulg.) d = Diámetro externo de la herramienta (pulg.) X = Espaciamiento entre los detectores (59 pulg.) t = Tiempo (seg.) Análisis Cualitativo:

Este método consiste en un análisis visual de varios registros tomados sucesivamente, una vez que se ha inyectado el material radioactivo, lo cual hace posible detectar el movimiento del mismo. La Fig. 6.3 muestra un ejemplo típico de perfilaje de trazadores radioactivos. La tabla que sigue muestra algunos materiales radioactivos, cuya selección depende del fluido en el cual son solubles.

Isótopo Yodo131 Soluble en agua Iridio192 Soluble en aceite Yodo131 Soluble en gas

Fluido portador YNa en agua

Rayos Duración Gamma (Días) predominante 8.05

0.364 MEV (80%)

Na2IrCl

74

0.46 MEV (94%)

Ch3IY Yoduro de Etilo

8.1

0.364 MEV

Usos Reg. flujo de agua. Canalización Inyección de petróleo. Cementación Inyección de Gas

Herramienta Combinada de Producción, PLT. La herramienta combinada para Registros de Producción (Fig. 6.4) suministra perfiles del flujo de fluidos en operaciones de producción / inyección. 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. Con esta información es posible realizar ajustes en el programa de producción / inyección y planificar trabajos de reacondicionamiento. Un ejemplo de perfilaje con la herramienta PLT se muestra en la Fig. 6.5.

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Al menos cinco herramientas individuales son incluidas en una sarta cuya ventaja principal es efectuar mediciones simultaneas más confiables, pues se anulan los efectos de variación de parámetros generados en el pozo entre una y otra operación individual. Incluye un localizador de cuellos y un equipo de rayos gamma para correlación y control de la profundidad. Las principales aplicaciones de los Registros de Producción obtenidos con la herramienta combinada son:   

     

Evaluar la eficiencia de la completación. Detectar problemas mecánicos, conificación, adedamiento. Suministrar guía en trabajos de rehabilitación de pozos enlazados con proyectos de recobro. Evaluar la efectividad de tratamientos aplicados. Monitoreo de la producción e inyección. Detectar zonas ladronas, canalizaciones de cemento. Evaluación de formaciones usando modelos de una o varias capas. Identificar los límites del yacimiento para el desarrollo del campo. Determinar características del yacimiento, entre otras.

Tomador de muestras de fluidos (Sample taker) El tomador de muestras se usa para recuperar muestras con excelente control de profundidad, con propósitos de ejecución de análisis PVT. La herramienta (Fig. 6.6) es un artefacto con dos cámaras separadas por una válvula explosiva y un regulador de flujo. Un pistón flotante fuerza aceite hidráulico a través del regulador dentro de la cámara superior, dando lugar a que la muestra sea tomada lentamente a través de una entrada de gran tamaño relativo, con una caída de presión despreciable. La puerta es cerrada posteriormente, sin compresión de la muestra. Las características principales de la herramienta son las siguientes: Equipo de fondo:

• • • • • •

Diámetro Longitud Peso Capacidad Temperatura max. Presión max.

= = = = = =

1 – 11/16 pulg. 13 pies. 45 lbs. 650 cc. 350 °F. 10000 lpc

Receptáculo (para transporte):

• • • • • •

Diámetro Longitud Peso Capacidad Temperatura max. Presión max.

= = = = = =

2 – 1/2 pulg. 2’ 3”. 21 lbs. 836 cc. 10000 lpc. 51


La herramienta impide que se contamine la muestra con fluidos diferentes a los que se encuentran a la profundidad de muestreo.

• Admite el fluido lentamente y a través de orificios amplios, de forma que no haya caída de presión súbita durante el muestreo. • Con el uso del localizador de cuellos, permite la ubicación precisa en profundidad. Se puede tomar muestras en lugares cercanos a contactos de fluidos detectados con el gradiomanómetro. Las mejores muestras se obtienen a condiciones después de cerrar el pozo para una prueba de presión.

Medidor electromagnético de espesores ( ETT) Esta herramienta se usa para inspeccionar el revestidor y detectar puntos de corrosión u otros daños similares. El perfil realizado con esta herramienta se denomina Perfil de Inspección de Tubería (Pipe Inspection Log, PIL). La sonda consiste básicamente de dos bobinas (Fig. 6.7), una que se excita y otra que recibe. La corriente que fluye en la primera crea un campo magnético acoplado al receptor dentro del revestidor. La fase de la señal inducida se recibe en el receptor desfasada por una magnitud proporcional al espesor del revestidor. Mientras mayor sea el espesor del revestidor para un diámetro dado, mayor será el desfase. La curva registrada es el desfase, en grados. La Fig. 6.8 muestra un perfil con respuestas típicas en variaciones del revestidor, tales como corrosión, daño y otros aspectos. La curva está registrada a dos sensibilidades y escalada en grados de desplazamiento de la fase.

Perfilaje del flujo de agua (WFL): Como se dijo anteriormente, en un régimen de flujo con burbujas es razonable suponer que un medidor de flujo responde al flujo promedio de la mezcla. Sin embargo, en otros regímenes, ésta no sería una suposición válida y, en todos los casos, conviene medir las velocidades individuales de las fases. Para realizar una medición independiente de la velocidad de flujo del agua, se puede utilizar una técnica conocida como Perfil de Flujo de Agua (WFL).

Principio y descripción de la herramienta En esta técnica se emplea una herramienta de captura de neutrones, similar a la herramienta RST (Fig. 6.9), para irradiar con neutrones de alta energía el entorno circundante a la herramienta. La herramienta se configura con una fuente de neutrones y dos detectores ubicados a corta distancia, más un detector de rayos gamma ubicado a unos 19 pies del la fuente. La herramienta debe colocarse en posición estacionaria por encima y por debajo de cada una de las posibles zonas ofensoras. Al irradiar el entorno, los núcleos atómicos

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absorben estos neutrones y se transforman en átomos inestables, que luego decaen y emiten rayos gamma. La mayor parte de estos decaimientos tienen una vida media muy corta, con excepción del oxígeno activado, que tiene una vida media de 7,1 segundos. En un pozo que produce agua e hidrocarburo, sólo el agua contiene átomos de oxígeno. Por lo tanto, una vez emitido un pulso de neutrones, se crea un pequeño bolsón de agua activada, que será medido por los detectores al pasar frente a ellos. La sarta de herramientas debe estar configurada de manera apropiada para poder detectar si el flujo es ascendente o descendente (Fig. 6.9). Como se observa en la Fig. 6.10, este bolsón se puede distinguir claramente de la señal generada por la presencia del oxígeno estático, que tiene un decaimiento exponencial. La velocidad del flujo del agua se puede calcular, entonces, a partir de la distancia entre la fuente y el detector y el “tiempo de vuelo” del bolsón de agua activada. La irradiación proveniente del agua no es sólo del volumen de agua que se encuentra dentro del pozo. Por ejemplo, si hay agua en movimiento detrás del revestidor, a través de los canales en el cemento, la técnica del WFL puede determinar la velocidad de la misma. Es justamente esta capacidad de detectar y cuantificar el movimiento de agua detrás del revestidor o de la tubería de producción, lo que hace que el perfil WFL sea una técnica sumamente poderosa. En la Fig. 6.11 se observa un ejemplo de un perfil WFL obtenido en un pozo del Occidente de Venezuela. Este pozo producía 258 bapd y 172 bppd de un intervalo del cual no se esperaba que tuviera un corte de agua tan elevado. Se corrió el WFL en modo de flujo ascendente, para comprobar la existencia de agua subiendo por detrás del revestidor, proveniente de una arenisca más profunda. Las tres mediciones estacionarias, ubicadas por debajo de las perforaciones, no muestran ningún flujo (Pista 3, Fig. 6.11). A continuación, se corrió el WFL en modo de flujo descendente para comprobar si el agua provenía de las areniscas superiores. En efecto, las cinco mediciones estacionarias muestran claramente flujo descendente proveniente del intervalo comprendido entre 11.739 y 11.824 pies, supuestamente de la arenisca a 11.770 pies (Pista 4, Fig. 6.11). En este caso, sólo la técnica WFL es capaz de determinar el origen del agua.

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Capítulo 7

TÉCNICAS DE INTERPRETACIÓN. En Pozos Inyectores: Antes de atacar los problemas más complicados de flujo multifásico que pueden ocurrir en los pozos productores, es aconsejable estudiar los casos más simples de inyección de fluidos en una sola fase. De esta manera se facilita la comprensión y el entendimiento de las técnicas de interpretación, yendo de lo más simple a lo más complicado.

Los problemas de los pozos inyectores. En un yacimiento se inyecta agua o gas, con el objetivo de desplazar petróleo hacia los pozos productores. Si los fluidos son inyectados en más de una zona simultáneamente, desde una sola tubería, a menudo una zona recibe una cantidad desproporcionada de inyección, mientras que otras apenas si reciben algo de los fluidos inyectados. Si esta situación no se detecta a tiempo para tomar las acciones correctivas, el frente de inyección va a avanzar en forma irregular, causando irrupción prematura en el pozo productor y dejando atrás cantidades de hidrocarburos en las zonas no barridas (Fig. 7.1). Para lograr una eficiencia de barrido óptima, es esencial conocer las cantidades de hidrocarburos inyectados en cada zona. El monitoreo del proceso de inyección se puede lograr mediante la utilización de herramientas de producción, los cuales nos dan el perfil de inyección en los pozos inyectores. Existe una buena cantidad de herramientas adecuadas para lograr este propósito, entre las cuales los medidores de flujo (libre y empacado), el termómetro y el detector de trazadores radioactivos. La selección de la herramienta más apropiada va a depender de las condiciones existentes en el pozo, de las propiedades de los fluidos y de las tasas de flujo. Las características de cada una de estas herramientas ya han sido revisadas con anterioridad.

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. 4.1, 4.2, y 4.3. y en el Capítulo 4.

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Flujo empacado: Esta es la única herramienta que puede medir con precisión en tasa tan bajas como de 10 bls/día. Por otra parte, en el caso de pozos inyectores su límite superior varía entre unos 1800 y 3000 bls/día según el tipo de herramienta. El perfil se presenta graficando la información de medidas estacionarias entre los intervalos cañoneados (ver Capítulo 5 para más detalles). Trazadores radioactivos: En ocasiones se recurre a los trazadores radioactivos para establecer los perfiles de flujo, principalmente en pozos de agua. Una ventaja de este método, es que las herramientas son de pequeño diámetro en relación con el pozo y, por tanto, el patrón de flujo no resulta muy perturbado. Otra ventaja adicional, es que los trazadores de flujo pueden detectar flujo por detrás de la tubería, empacaduras que fugan, entre otros, en pozos inyectores. La precisión en la medición de la velocidad de flujo sufre cuando las velocidades son muy altas, a menos que los detectores estén muy espaciados. Por otra parte, si las tasas son muy bajas, la difusión de los fluidos inyectados hace imprecisa la detección de los tiempos de viaje del material inyectado. Para más detalles, véase el Capítulo 6. Perfiles de temperatura y su interpretación: Los perfiles de temperatura registrados durante condiciones estabilizadas aportan datos semicuantitativos de flujo, cuando las condiciones son tales que la curva de temperatura se aproxima de forma asintótica al gradiente geotérmico. Una serie de perfiles tomados con el pozo cerrado, aportan información sobre las zonas que han recibido inyección o aceptado fluidos de tratamiento. La principal ventaja de los perfiles de temperatura es que ellos aportan datos sobre la ubicación de los fluidos inyectados, independientemente de si el flujo es por fuera o por dentro de la tubería. En la interpretación de las curvas de temperatura, las medidas usualmente son comparadas con el gradiente geotérmico. El gradiente geotérmico es producto del flujo de calor desde el núcleo de la tierra hacia su corteza. El calor en cada capa es función de la tasa de calor y el recíproco de la conductividad térmica de la capa. De esta manera, el gradiente varía en cada capa de acuerdo con su conductividad. Sin embargo, para los propósitos de la interpretación, el gradiente se puede considerar como el promedio de todas las capas en el intervalo de interés. En todos los problemas de interpretación que serán presentados en este trabajo, el gradiente aparecerá como una línea recta, tal como se observa en la Fig. 7.2. a) Inyección de agua - Una sola entrada. A medida que el agua inyectada a temperatura ambiente se desplaza hacia abajo desde la superficie, hay transferencia de calor entre el fluido y las formaciones alrededor, calentando o enfriando el fluido (Fig. 7.2). Después que

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el agua ha viajado cierta distancia, la tasa de transferencia de calor se hace constante y la curva de temperatura medida (curva “médium” en la Fig. 7.2), se aproxima exponencialmente a una asíntota (A-A’) paralela al gradiente T-T’. Es notable que la temperatura producida por el agua fría y por la caliente se aproximan, aunque desde diferentes direcciones, a la misma asíntota, siempre y cuando las tasas de flujo de masa sean similares y el pozo sea lo suficientemente profundo para hacerlo evidente. La diferencia de temperatura, ∆T, entre la línea del gradiente geotermal y la asíntota puede expresarse como una función de la tasa de flujo de masa, w, el recíproco del gradiente. 1/G, el diámetro del revestidor, d, y coeficientes que dependen del tipo de fluido inyectado. Sin embargo, en la práctica, ∆T es proporcional al peso de fluido inyectado por unidad de tiempo y el tamaño del revestidor tiene poco efecto, de modo que ∆T = - b * w / G.

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, la forma de la curva en la Fig. 7.3 se describe como sigue: - La temperatura permanece casi constante a través del espesor de cada capa que acepta fluido. - El punto de inflexión más profundo está claramente marcado, pues bajo esta profundidad la temperatura retorna rápidamente a la temperatura geotérmica. - La forma de la curva de temperatura bajo cada entrada depende de la tasa de flujo de masa. Cuando la curva de temperatura no es lo suficientemente cercana a la asíntota, las evaluaciones pueden hacerse usando la pendiente de la curva de temperatura, Gt, en lugar del gradiente geotérmico, y la diferencia entre la temperatura medida del agua, Tw, y la temperatura original, Tf, dada por el gradiente geotérmico. De modo que: w = - Gt * (Tf – Tw) / b. Hay que mencionar que para altas tasas de inyección y pozos someros, el diferencial de temperatura es casi nulo, pues hay muy poca variación, por lo cual los resultados pueden ser altamente dudosos. Ejemplo:

Use la Fig. 7.4 correspondiente a un pozo que inyecta 250 bls / día, para encontrar las cantidades de agua tomadas por las zonas A y B. Procedimiento:

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1. Dibuje la línea del gradiente geotérmico desde el punto C. Del perfil, la BHT en el punto C es de 174 °F a 6000 pies. Suponiendo una temperatura de superficie de 80 °F, el recíproco del gradiente, G, es

6000 / (174 – 80) = 63.8 pies / °F. Esta línea se usará como referencia para calcular la temperatura a cualquier profundidad. 2. Evalúe a 5830 pies, que está por encima de todas las entradas de fluido, Gt * (Tf – Tw) = 63.8 * (170 – 166) = 255.3 3. Evalúe a 5885 pies; este valor se usará para calcular la tasa volumétrica de flujo en la zona A. Gt * (Tf – Tw) = 63.8 * (171.5 – 168.5) = 191.4 4. Grafique Gt*(Tf – Tw) en la ordenada, por encima de todas las entradas de fluido (paso 2), contra la tasa total de fluido, en la abscisa, y desde este punto, trace una línea que pase por el origen (Fig. 7.5). 5. Entre el valor de Gt * (Tf – Tw) a 5885 pies en la ordenada, para hallar la tasa volumétrica a esa profundidad, en la abscisa. 6. El volumen de agua que entra en la zona A es la diferencia entre las dos tasas (250 – 187.5 0 = 62.5 B/D). El remanente es la cantidad que entra en la zona B. c) Registro de temperatura con pozo cerrado, inmediatamente después de inyección estabilizada. Cuando la inyección estabilizada es interrumpida, la temperatura a lo largo del pozo empieza a retornar a su equilibrio estático. 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. De esta manera, las capas que han tomado fluidos pueden ser identificadas por una serie de registros tomados a intervalos regulares después de cerrar el pozo (Fig. 7. 6). En un pozo donde se haya inyectado por un largo período, el disturbio de temperatura persiste a veces hasta por semanas después de que el pozo haya sido cerrado. Los mejores resultados se obtienen después de que el pozo ha permanecido cerrado al menos unas 12 horas. Aunque se han realizado numerosas investigaciones al respecto, los resultados no pasan de ser cualitativos. d) Registro de temperatura con pozo cerrado, inmediatamente después de tratamientos. Una serie de registros tomados después de tratamientos de fractura o de acidificación, puede usarse para identificar las zonas que hayan recibido el tratamiento. Estos registros pueden compararse con el gradiente geotérmico o,

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preferiblemente, con un perfil de temperatura tomado inmediatamente antes de proceder con el tratamiento. Como las cantidades inyectadas son relativamente bajas, los disturbios de temperatura son también pequeños, por lo cual es recomendable que el primer perfil sea tomado inmediatamente después del tratamiento. Un ejemplo se muestra en la Fig. 7.7. Es evidente que la zona más profunda en recibir fluidos fue la zona B, pues debajo de ella, la temperatura retorna rápidamente el valor geotérmico. Las zonas B y D tomaron fluidos, en tanto que las zonas A y C no recibieron. La zona E parece tener una capacidad y conductividad térmica diferente y la variación notada parece ser efecto litológico. La segunda corrida, T2, muestra el disturbio de temperatura frente a la zona D desapareciendo más lentamente que el disturbio en la zona B. Si bien el perfil muestra cuales zonas han sido tratadas, la efectividad del tratamiento en cada zona debe ser determinada por comparación de los Índices de Productividad antes y después del tratamiento. e) Inyección de gas – Una sola entrada. En la Fig. 7.8 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’, la cual es menor que la temperatura geotermal. Sin embargo, como el gas incrementa su presión con profundidad, la compresión produce calor. Entonces, 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. Para el metano el valor es de un tercio de ∆T = - b*w/G. La línea guía en la Fig. 7.8 es una línea paralela a la línea geotérmica y se ubica a una distancia ∆T de la asíntota. En el punto donde la línea cruza la línea guía, su tangente es vertical (paralela a la abscisa). El significado de la línea guía es el mismo de la línea geotermal en el caso de líquidos. Para cada entrada de gas existe un cambio en la asíntota y un cambio en la línea guía (Ver Fig. 7.9). La línea geotermal puede ser ubicada solamente debajo de la última entrada de gas. Si este punto está en el fondo del pozo la temperatura geotermal puede ser difícil de determinar, pero su pendiente será la misma de las asíntotas. En un pozo con múltiples entradas o salidas, la curva de temperatura puede que no se acerque a la asíntota para un flujo dado antes del siguiente cambio en tasa de flujo. En tal caso la asíntota puede aproximarse por la extrapolación de la curva geotermal exponencial, tal como en la Fig. 7.16. La línea guía se determina por el punto donde la tangente de la curva de temperatura se hace vertical. Usando la subtangente, una línea vertical trazada desde la asíntota hasta la curva de temperatura puede ser útil para ubicar la asíntota, si únicamente se conoce la posición de la línea guía. Esto se discute mas adelante.

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f) Inyección de gas – Dos entradas. En la Fig. 7. 9 los dos puntos P1 y P2 están tomando gas a tasas de flujo de masa de w1 y w2. La asíntota A1A2’ corresponde a la tasa de flujo de masa total, en tanto que la tasa w2 esta relacionada con la asíntota A2A2’. Empezando desde el fondo, la curva de temperatura sigue el gradiente geotermal TT’ hasta el punto P2. En P2 hay un abrupto descenso de la temperatura a un valor entre las asíntotas A1A!’ y A2A2’. Sobre P2 a curva es exponencial y se aleja de la asíntota A2A2¨. En P1 hay un cambio en la pendiente de la curva de temperatura, 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, excepto por una terminología que pudiera resultar poco familiar. 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. Ésta se aplica de dos formas diferentes: como inyección continua (steam flooding) o como inyección cíclica (huff and puff). El agua usada en la generación de vapor debe ser libre de minerales disueltos, pues de otra forma las formaciones se taponarían rápidamente al igual que los generadores que producen el vapor. El vapor se mantiene saturado, con una pequeña cantidad de agua. El vapor se mide por su peso en toneladas y por su calidad , que no es sino el peso del vapor dividido por el peso total del vapor más el líquido , y que representa la cantidad de agua presente en la fase de vapor. Debido a que en los pozos donde se inyecta vapor usualmente hay grandes variaciones en el diámetro interno de las tuberías, el tamaño de la hélice utilizada para medir el flujo debe ser cuidadosamente calculado. La Fig. 7.10 proporciona un medio para realizar tal cálculo. La hélice debe seleccionarse para que lea entre 5 y 100 rps máximo, lo cual podría requerir que el pozo sea cerrado para permitir el paso de la herramienta para efectuar la medición. El procedimiento de interpretación para el medidor de flujo continuo usado en pozos de inyección de vapor, es en general el mismo que ya ha sido delineado. La experiencia muestra que cuando las tasas son altas, 200 a 500 o más toneladas por día en revestidores o forros de 5-1/2 pulgadas, la calidad del medidor continuo es excelente. Cuando las tasas son bajas, las mediciones son erráticas. Para estos casos es cuando se hace más recomendable el uso de corridas del perfil de temperatura con el pozo cerrado.

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Ejemplos de Campo: a) Pozo de Inyección de agua. Caso 1. En este pozo se corrió un medidor de flujo continuo (Fig. 7.11) mientras se inyectaba agua a una tasa de 11000 B/D. El medidor de flujo mostró que la zona F estaba tomando todo el fluido, por lo cual se decidió realizar un trabajo de fracturamiento para el resto de las zonas. Después del trabajo se tomó un segundo medidor de flujo, el cual mostró un perfil mejorado. Con una tasa total de 23000 B/D, las zonas toman como sigue: - La zona F toma el 35% o 8050 B/D. - La zona C toma el 60% o 13800 B/D. - La zona B toma el 5% o 1150 B/D. Tres años después de este trabajo se tomó una serie de perfiles de temperatura. El perfil tomado durante la inyección muestra que la zona B es la más profunda que toma cantidades apreciables de fluido. La curva permanece casi constante por encima de esta zona, que es el caso usual cuando las tasas son altas. Las corridas con el pozo cerrado después de 1 y 3 días, respectivamente, muestran que las zonas F y C están tomando la mayor parte del agua. b) Pozo de Inyección de agua. Caso 2. En este nuevo ejemplo (Fig. 7.12) se observa la comparación entre un medidor de flujo empacado con un perfil de trazadores radioactivos y un perfil de temperatura. El trazador radioactivo se hizo con tiros de velocidad cerca de un año después del medidor empacado. La tasa de inyección era algo menor durante la toma del trazador, debido a que la formación había restaurado su presión durante ese período. No obstante, los perfiles son prácticamente idénticos en carácter. Un perfil de temperatura registrado mientras se inyectaba en la misma fecha del trazador, muestra que la entrada más profunda es la zona A, por encima de la cual la temperatura es prácticamente vertical. 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, C y D toman la mayor parte del fluido. Existe una entrada de menor importancia en la zona F, indicada por una inflexión en esa 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.

Producción monofásica A menudo, en los pozos nuevos se toma un conjunto de perfiles de producción poco después de que han sido abiertos a producción. Si los pozos están produciendo petróleo limpio o gas, el propósito del perfilaje puede ser un simple perfil de flujo para saber cuales zonas producen y a que tasas. Esta información 60


es de valor para conocer la forma en que se están drenando los yacimientos y optimizar el diseño de las completaciones futuras. Estos perfiles se usan también como punto de comparación para la solución de problemas que pudieran presentarse eventualmente en la vida del pozo. En los siguientes ejemplos se muestran las respuestas teóricas de temperatura en pozos que producen líquidos y gases. La temperatura geotérmica se asume que aumenta linealmente con la profundidad. El petróleo y el agua se supone que son incompresibles. En estos ejemplos, los líquidos pueden ser agua o petróleo, pero no necesariamente mezclas de ellos. Cuando hay gas, se supone que es metano y es, por supuesto, compresible. Las condiciones son estabilizadas y dinámicas y han existido por largo tiempo, por lo cual la temperatura deja de ser función del tiempo.

a) Producción de líquidos – Una sola entrada En este ejemplo (Fig. 7.13), hay un solo punto produciendo. No hay movimiento vertical detrás del revestidor, de forma que el petróleo entrando al revestidor está a la temperatura dada por el perfil geotermal en el punto de entrada. Comenzando desde el fondo, la temperatura sigue el perfil geotermal hasta el punto de entrada de petróleo. Por encima del punto de entrada la curva se aproxima exponencialmente a la asíntota A-A´, la cual es paralela al perfil geotermal. TT’. La distancia horizontal ∆T entre el perfil termal y la asíntota viene dado por la expresión ∆T = b * w / G. El factor w es la tasa de flujo de masa, de forma que ∆T es proporcional al peso de fluido producido por unidad de tiempo y el tamaño del revestidor tiene poco efecto. La tangente a la curva de temperatura es vertical en P, lo cual es característico de la producción de líquidos. b) Producción de líquidos – Dos entradas En la Fig. 7.14 los dos puntos P1 y P2 están produciendo petróleo a tasas de producción de w1 y w2. Empezando desde el fondo, la curva de temperatura sigue el gradiente geotermal TT’ hasta el punto de la primera entrada P1. Desde P1 a P2 la temperatura se mueve exponencialmente hacia la asíntota A1A!’ como si fuera un caso se una sola entrada. En P2 el perfil de temperatura se mueve horizontalmente hacia el perfil geotermal T-T’; la distancia que se mueve es función de las tasas w1 y w2. Desde P2, hacia arriba en el pozo, la temperatura se mueve ahora exponencialmente hacia la asíntota A2A2’. Note que mientras la tangente es vertical en P1, es menos que vertical en P2. Los ∆T vienen dados por: ∆T1 = b1 * w1 / G y ∆T2 = (b1 * w1 + b2 * w2) / G. c) Producción de líquidos – Una sola entrada – Produciendo por el eductor Como se muestra en la Fig. 7.15, hay una sola entrada de producción; no hay movimiento vertical detrás del revestidor, de forma que el petróleo que entra, está a la temperatura dada por el perfil geotermal en el punto de entrada. La curva de temperatura sigue el perfil geotermal hasta el punto P. Por encima de 61


él, la curva es exponencial con una asíntota A1-A1’. A la profundidad S todo el flujo entra al eductor. Por encima de este punto S, 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. Por encima de S el perfil de temperatura se mueve exponencialmente hacia la asíntota A2-A2’.

d) Producción de gas – Una sola entrada Este caso se muestra en la Fig. 7.16. El carácter exponencial de la curva de temperatura sobre un punto de entrada de gas es tal, que la tangente a la curva a una profundidad dada y una línea vertical trazada de la línea guía a esa profundidad, se interceptan en la asíntota. Esta línea vertical es conocida como la subtangente y su longitud es proporcional a la tasa de flujo de masa. En la Fig. 7.16 una subtangente única es común para ambas curvas de temperatura, porque la tasa de producción es la misma en ambos casos. Si dos o más zonas están produciendo gas, la contribución de cada zona es proporcional a la longitud de la subtangente para esa zona. En la Fig.7.16 se presentan dos curvas de temperatura. Un intervalo P está produciendo y no hay movimiento vertical detrás del revestidor. La posición de la línea guía y de la asíntota dependen de la tasa de producción, como se explicó anteriormente. Hay dos casos posibles: 1) Si la permeabilidad es baja hay una caída de presión relativamente alta entre el yacimiento y el revestidor y, debido a la gran expansión, cuando el gas entra al revestidor está a una temperatura menor que la correspondiente a la línea guía; por encima del punto de entrada el gas será calentado por las formaciones. 2) Si la permeabilidad es alta, la caída de presión entre el yacimiento y el revestidor es baja, y como hay poca expansión, cuando el gas entra al revestidor está a una temperatura mayor que la que le corresponde según la línea guía; en este caso el gas no se calienta y no hay reversión de la pendiente del perfil de la temperatura. e) Producción de gas – Dos entradas. En la Fig. 7. 17 los dos puntos P1 y P2 están produciendo metano y no hay movimiento vertical detrás del revestidor. Tanto en P1 como en P2, la temperatura rompe de manera abrupta hacia un valor bajo. La tasa de flujo de masa w1 corresponde a la asíntota A1-A1’. La tasa de flujo total, w1 + w2 corresponde a la asíntota A2A2¨.

El Gradiomanómetro y el medidor de flujo, en flujo bifásico: El medidor de flujo indica cuales zonas están produciendo y a que tasas. La lectura del gradiomanómetro, junto con el conocimiento de la densidad de los fluidos en el fondo del pozo, permite el cálculo de las retenciones de los fluidos en la tubería. Para calcular la contribución de cada fluido de cada zona utilizando la combinación de las dos herramientas, es necesario calcular la velocidad de deslizamiento tal como se explicó en el Capítulo 3. 62


Entonces, cuando el régimen de flujo en el pozo es bifásico (agua-petróleo o agua-gas), el siguiente procedimiento permite utilizar el gradiomanómetro en combinación con el medidor de flujo para el análisis del flujo de fluidos. Se calcula la densidad del fluido observado por el gradiomanómetro con la siguiente ecuación:

ρ ER = Y w . ρ w + Y o .ρ o Donde: Yw. Yo = retenciones del agua y del petróleo, respectivamente. ρw = densidad del agua. ρo = densidad del petróleo. Como Yo = 1- Yw, se tiene que: Y w

=

− ρ o ρ w − ρ o

ρ ER

Por ejemplo, si en las condiciones del yacimiento: ρo = 0.8 gr/cm3 y ρw = 1.05 gr/cm3, cuando el gradiomanómetro lea 0.84 gr/cm3, entonces: 0, 84 − 0,80 Yw = , = 0181 1, 05 − 0, 80 Esto significa que la retención del agua es 18%. Las tasas de flujo de la fase liviana (petróleo o gas) se pueden calcular con la expresión: Qo

= Y o {Qt − 1,4 * D 2 − d 2

* V s .Y w }

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, así: QW = 1 - Qo Ejemplo:

Determine las tasas de flujo de agua y petróleo para los intervalos A y B, conociendo los siguientes datos: 63














Tasa total es 820 y 1800 B/D. Revestidor de 7” - 23 lbs/pie.

ρo = 0,8 gr/cm3 y ρw = 1,05 gr/cm3. Lectura del gradiomanómetro = 0,84 y 0,92 gr/cm 3 respectivamente. El diámetro externo del gradiomanómetro es de 2,85 pulg. Para el cálculo de Vs, utilizar Fig. 3.9.

Procedimiento:

Se calcula la retención de agua y petróleo para cada intervalo. Yw A = (0.84 – 0.8) / (1.05 – 0.8) = 0.16. Yo A = 1 – 0.16 = 0.84. Yw A+B = (0.92 – 0.8) / (1.05 – 0.8) = 0.48 Yo A+B = 1 – 0.48 = 0.52. Se halla la velocidad de deslizamiento empleando la Fig. 3.9, con la diferencia de densidades. ∆ρ = 1.05 – 0.8 = 0.25 y los valores de retención calculados anteriormente. Vs A = 8 pie/min. Vs A+B = 13 pie/min. Se calculan los caudales de agua y petróleo para cada intervalo. Qo A = 0.84 ⎨820 – 1.4 * [ (6.366)2 – (2.85)2 ] * 0 .8 * 0.16⎬ = 451 B/D. Qo A+B = 0.52 ⎨1800 – 1.4 * [ (6.366)2 – (2.85)2 ] * 0.13 * 0.48⎬ = 789 B/D. QoB = (789 – 451) B/D = 338 B/D. Qw A = (820 – 451) B/D = 369 B/D. QwB = (1800 – 789) B/D = 1011 B/D.

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. Para acelerar este proceso se diseñó una metodología gráfica. Considere el ejemplo de la Fig. 7.18 de un pozo produciendo petróleo y agua a través de dos zonas de cañoneo. Las tasas de producción en superficie, convertidas a tasas de fondo y los valores de densidad de los fluidos en el fondo se indican en el ejemplo.

64


El primer paso de este ejemplo es determinar las lecturas del gradiomanómetro para 100% de agua, correspondiente a una retención de agua de 1.0. 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. Se supone que la estación 3, que lee 10.5 divisiones representa una retención de 1.0. Para confirmar esto, el pozo fue cerrado y se obtuvo una lectura de 10.5 divisiones, cuando el agua se separó de la producción y cayó al fondo. La sensitividad del gradiomanómetro es de 0.02 gr/cc por división en la escala amplificada, por lo cual la densidad en la estación 1 es de 10.5 div – 5.5 div = 5 div 5 div * 0.02 gr/cc/div = 0.10 gr/cc 1.05 gr/cc – 0.10 gr/cc = 0.95 gr/cc. Si entramos la lectura corregida del gradiomanómetro en una hoja para determinación gráfica de la retención (Fig. 7.19), se tiene que la retención de la fase pesada, Yw, es de 0.6. Con esta retención y la diferencia de densidades de 0.25 gr/cc, entramos en la Fig. 3.9 y determinamos una velocidad de deslizamiento de 15.0 pies/min. 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 * 0.039) / (1 – 0.6) * 0.118 = 32.25 pies / min En forma similar: Vw = qw / Yw * A = 17.0 pies / min Luego, Vs = Vo - Vw = 15.25 pies/min. Nota: El multiplicador 0.0039 convierte B/D a pies3 / min. 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. En la estación 2, la lectura del gradiomanómetro es de 7.5 divisiones. Efectuando los cálculos de nuevo: 10.5 div - 7.5 div = 3.0 div. 3.00 div * 0.02 gr/cc/div = 0.06 gr/cc 1.05 gr/cc - 0.06 gr/cc = 0.99 gr/cc. Entrando con 0.99 gr/cc en la gráfica para las retenciones (Fig. 7.19), se obtiene la retención de agua en 0.76.

65


La tasa total en la estación 2 es de 270 B/D, tomada del medidor empacado. Con la retención de agua en 0.76 y la diferencia de densidad en 0.25 gr/cc, la velocidad de deslizamiento se obtiene como 19 pies/min. Las tasas de petróleo y agua calculadas con las expresiones ya mencionadas en el inicio de esta sección, son: Qo = (1.0 – 0.76) (270 * 0.0039) + 0.76 * (1.0 – 0.76) * 0.118 * 19 0 = 0.662 pie3/min o 170 B/D. Qw = 0.76 * (270 * 0.0039) - 0.76 * (1.0 – 0.76) * 0.118 * 19 0 = 0.392 pie3/min o 100 B/D. De la misma manera se llevaron cálculos gráficos para las estaciones 3 y 4. Todos los resultados se presentan en la Tabla a continuación:

Estación

Medidor flujo Empac.

Gradio Amplif

Yw

Yo

Qw

Prod B/D Agua

Qo

Prod B/D Petról

1

700

5.5

0.60

0.40

310

390

210

220

2

270

7.5

0.76

0.24

100

170

35

170

3

65

10.5

1.00

0.00

65

0

65

0

4

0

17.0

-

0.00

0

0 310

390

Totales

Los valores calculados se usan entonces para construir un perfil de flujo como el que se muestra en la Fig. 7.20. Para resolver el problema de flujo bifásico sin el paso intermedio de calcular las velocidades de deslizamiento, se puede utilizar un nomograma como el que se muestra en la Fig. 7.21., en el cual se indican los pasos a seguir.

Limitaciones del método: Anteriormente se hizo notar que la combinación Gradiomanómetro - Medidor de flujo es una buena combinación para resolver problemas de flujo bifásico en régimen de flujo burbuja. No obstante, hay varias limitaciones relacionadas con la resolución de ambas herramientas Para que el gradiomanómetro produzca interpretaciones usables, las densidades de las dos fases deben ser bastante diferentes, en grado tal que mientras mayor sea la diferencia, mayor es la resolución. Además, la tasa de flujo de la fase liviana debe ser significante. Con un flujo muy bajo de la fase liviana, la retención es muy baja y el efecto en el gradiomanómetro es también bajo.

66


En el caso de tasas bajas, es preferible recurrir al Medidor de flujo empacado en su combinación ICT (con densímetro y medidor de corte de agua. El incremento de la tasa de agua a través de la herramienta elimina el problema de la baja retención en la fase liviana. De hecho, para bajo flujo de petróleo con cero flujo de agua, la retención de petróleo en la herramienta será de 1.00.

Ejemplos de campo Flujo bifásico: 1). Ubicación de entradas de agua.

El problema en este pozo con 6 zonas, consiste en ubicar las zonas que están produciendo con alto corte de agua. En este caso, todo el gas en el fondo está disuelto en el petróleo a esas condiciones, por lo cual el problema puede atacarse con el medidor empacado y el gradiomanómetro. Del gradiomanómetro, en la Fig. 7.22, es evidente que no se produce petróleo de las zonas A, B y C. Un medidor empacado muestra que no hay flujo de las mismas zonas, por lo tanto, se puede esperar una columna estática de agua hasta la primera entrada en la zona D. Usando un análisis de flujo con el medidor de flujo y el gradiomanómetro, se calcularon y graficaron las contribuciones de las zonas D, E y F. Posteriormente se probaron las tres zonas inferiores con una prueba de vástago (drill stem test) y probaron ser muy apretadas. El pozo fue recompletado en la zona superior y produjo petróleo limpio. 2) Pozo produciendo con alta RGP

En este pozo Fig. 2.23, aún cuando el corte de agua en superficie era despreciable, nótese la presencia de una columna estática de agua por debajo de la primera entrada en A. El perfil de temperatura indica entradas de gas a los niveles A, C y D. Del medidor de flujo se observan fuertes entradas en las zonas C y D que conforman la mayor parte de la producción. Hay entradas menores en A y E, mientras que se produce poco o nada en B, G y F. Apenas se nota un pequeño cambio en el gradiente de presión en C y D., indicando que la producción de todas las zonas tiene aproximadamente la misma RGP.

Flujo trifásico. La introducción de un tercer fluido en el flujo complica seriamente la solución del problema del pozo. Donde las tasas de flujo y las condiciones del pozo lo permiten, el medidor empacado y el analizador de fluidos deben usarse si se requieren resultados cuantitativos. En pozos con alta tasa de flujo, dado que deben usarse medidores continuos de flujo, usualmente no se consigue suficiente información como para una interpretación cuantitativa. No obstante, en la mayoría de los casos, los problemas que se tengan pueden ser resueltos cuantitativamente con el medidor de flujo, el gradiomanómetro y el termómetro. 67


a) Herramientas de flujo continuo

Las entradas de gas o las producciones con alta RGP, bien sea en pozos con tasas altas o con tasas bajas, se ubican con mucha facilidad con el gradiomanómetro y luego son confirmadas con el termómetro y el medidor de flujo. Cuando el gradiente de presión medido es menor que el de un petróleo puro, hay gas presente. Entonces, si se requieren resultados cuantitativos, debe usarse el medidor empacado con analizador de flujo. Las entradas de agua son más difíciles de ubicar usando el equipo continuo, pues el revestidor normalmente está lleno de agua, excepto donde ésta es desplazada por los hidrocarburos. El fondo del pozo invariablemente está lleno de agua hasta la primera entrada de hidrocarburos, aún si la producción de agua en superficie es despreciable. Si la extensión de la columna de agua se extiende mas allá de las perforaciones más profundas, según indicación del gradiomanómetro, un medidor de flujo indicará si el agua es estática o si se mueve, indicará la tasa de producción. 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. 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. Si la lectura de gradiente no cambia al pasar por una zona perforada, existen tres posibilidades: 1. No se están produciendo fluidos. 2. Hay inyección de fluidos. 3. Se está produciendo fluido con la misma densidad, aunque no necesariamente el mismo fluido. Note que una columna de gas con agua puede tener la misma densidad que una de petróleo. Pueden existir incertidumbres cuando se interpretan entradas mezcladas; sin embargo, se ha observado que en la mayor parte de los casos, las capas individuales producen fluidos monofásicos. Por supuesto, no todos los descensos en gradiente de presión corresponden a entradas de fluidos - podría tratarse de interfases entre fluidos. Por ejemplo, en la Fig. 7.24, un cambio de gradiente de presión en el punto 1 pudiera tomarse como una entrada de petróleo. Realmente, el cambio notado es el tope de una columna de agua, que el perfil con el pozo cerrado mostró desplazado hacia arriba por petróleo o gas burbujeando a través del agua estática. En este caso, no se producía agua en superficie. Este caso enfatiza la importancia del medidor de flujo para una interpretación cabal. b) Herramientas empacadas.

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.

68


Las interpretaciones cuantitativas con las herramientas empacadas son posibles, pues el diseño de las herramientas minimiza los efectos del deslizamiento y, además, se mide el parámetro del corte de agua. 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. La densidad, el corte de agua y la tasa total de flujo de las mezclas se miden en la sección de diámetro reducido. A partir de estas mediciones se puede calcular las tasas de flujo del gas, del petróleo y del agua. El procedimiento usual para establecer un perfil de flujo trifásico requiere efectuar mediciones sobre y por debajo de cada una de las zonas perforadas. La herramienta puede ser asentada en revestidotes cementados, eductores o en hoyo desnudo; sin embargo, como la herramienta empacada representa una obstrucción al flujo en el pozo, puede esperarse que algo de la producción pueda pasar sin ser medida por detrás de revestidotes mal cementados o forros empacados con grava. c) Soluciones para las mezclas trifásicas.

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, que la velocidad de deslizamiento es despreciable. En este caso, la tasa de flujo de cada fase es proporcional a su retención, y se hace posible la solución computacional o gráfica. La densidad de la mezcla puede expresarse en función de las densidades y proporciones de los componentes: ρm = Yw*ρw + Yo*ρo + Yg*ρg. Donde: Yw = % corte de agua, Yo = % de petróleo, Yg = % de gas, y Yw + Yo + Yg = 1.0. Dado que Yw es conocido del medidor de corte de agua (HUM), la ecuación puede resolverse para la proporción de gas: Yg = [Yw*( ρw – ρo) + ρo – ρm] / ( ρo – ρg) La producción de agua y gas puede conseguirse multiplicando la tasa total de flujo por sus respectivas retenciones. La producción de petróleo es la total menos la suma de la producción de agua y gas. El método gráfico es útil si se requiere calcular un buen número de zonas. Para ilustrar el método, consideremos un nivel para el cual se tiene la siguiente información: Tasa total para 1 – 11/16” = 500 B/D Densidad de la mezcla = 0.6 gr/cc 69


Corte de agua del HUM Densidad de la columna de agua Densidad de la columna de petróleo puro Densidad de la columna de gas

= 30% = 1.0 gr/cc = 0.7 gr/cc = 0.2 gr/cc

Procedimiento:

Utilizando el gráfico de la Fig. 7.25: 1. En la ordenada indicada, para agua y para hidrocarburos, conecte los valores correspondientes para obtener las dos líneas agua-petróleo y agua-gas. 2. En el corte de agua de 30% pase una línea vertical que corte las las dos líneas establecidas en el paso anterior, la de agua-gas en el punto A y la de agua-petróleo en el punto B. 3. Proyecte los puntos A y B horizontalmente hacia la la derecha y luego luego trace la línea A´- B´. Esta línea representa la densidad de una mezcla trifásica con 30% de agua y que varía de 100% gas en la izquierda hasta 100% petróleo en la derecha 4. De la intersección de esta línea con la línea previamente trazada en el punto de densidad de mezcla igual a 0.6 baje hasta el eje horizontal para encontrar la fracción de gas del total de los hidrocarburos, que es igual a 0.54. Luego : Fracción de gas/ Fluidos totales = 0.54*(1.0 - .3) = 0.378. y por tanto, la fracción de petróleo será 0.322. La validez de la gráfica se puede comprobar sumando los pesos totales de 1 cc de mezcla: 0.3 cc de agua * 1.0 gr/cc = .300 gramos de agua 0.378 cc de gas * 0.2 gr/cc = 0.075 gramos de gas 0.322 cc de petróleo * 0.7 gr/cc = 0.225 gramos de petróleo Total: = 0.600 gramos de mezcla. 5. El flujo total en esta estación es mayor de 200 B/D, por lo cual el deslizamiento es despreciable. Las tasa volumétricas se calculan como: 500 * 0.3 = 150 B/D, de agua 500 * 0.378 = 189 B/D de gas, y 500 * 0.322 = 161 B/D de petróleo. Los resultados totales se presentan en la Fig. 7.26 para la estación 3. d) Deslizamiento trifásico . Los gráficos de corrección para el Medidor de corte de agua (HUM) y el Densímetro no han sido establecidos para el caso trifásico; sin embargo, es posible realizar interpretaciones cuantitativas y establecer límites.

70


Si revisamos la gráfica de la Fig. 7. 27 podemos observar que: 1. Cuando la tasa de flujo es mayor de 200 B/D con la herramienta de diámetro 1 – 11/16” o sobre 300 B/D con la de 2 – 1/8”, y el corte de agua es menor de 30%, es posible efectuar un análisis cuantitativo. Esto porque el deslizamiento es despreciable en este nivel de flujo. 2. Cuando la tasa total total es menor de 200 B/D para la herramienta de 1-11/16” (o 300 para la de 2- 1/8) se puede efectuar un análisis cuantitativo si se desprecia el deslizamiento. Los resultados obtenidos en este caso revelan el límite superior del corte de agua y el límite inferior de la fracción de gas. 3. Cuando la tasa de flujo flujo es mayor de 200 para la herramienta de 1-11/16” (o 300 para la de 2- 1/8”) y el corte de agua es mayor de 30%, el medidor de corte de agua indica valores muy altos del corte. Cuando las tasas son altas y el HUM indica valores cercanos a 100% de corte de agua, el valor real puede estar entre 30 y 100%. El densímetro puede ayudar a disminuir un poco la banda de variación cuando el balance de la mezcla es mayormente de gas.

Evaluación de Pozos: Cuando se registra una prueba de presión en conjunto con un medidor de flujo a dos o más tasas de producción, es posible realizar una evaluación de la capacidad productiva de la formación contra una presión de fondo dada. La ventaja de usar un medidor de flujo es que la evaluación puede hacerse para cada zona, en lugar de hacerla para el pozo completo. Las principales aplicaciones de las herramientas de producción en la evaluación zona por zona son las siguientes: - Evaluación de los tratamientos a las formaciones mediante la realización cálculos de IPR antes y después del tratamiento. - Evaluación del potencial total de pozos de gas.

1. Evaluación de pozos productores de líquidos: La habilidad productora (o productividad) de un pozo de petróleo se caracteriza por su Relación de Influjo de Producción (IPR. Inflow Performance Relationship). El Índice de Productividad, J, se obtiene de la medición de la presión de fondo y la producción a dos diferentes tasas, en la cual qo = 0 es usualmente tomada como una de las tasas: J = qo / (pws – pwf), Que viene dada en B/D por lpc de caída de presión. El valor pws representa la presión estática del yacimiento, es decir, la presión cuando esta cerrado, y pwf representa la presión de fondo fluyente, a la tasa qo. La IPR es la línea que se consigue por extrapolación a través de los dos puntos, hasta pwf = 0 (Fig. 7. 28). De la curva de IPR se puede establecer la producción a cualquier valor de

71


presión de fondo fluyente, pwf, incluyendo el caso especial de pwf = 0, que representa el potencial máximo del pozo. Cuando se requiere información de presión para este propósito en pozos de petróleo, particularmente si las caídas de presión son pequeñas, se debe correr una herramienta de presión en tandem con el medidor de flujo. Si este es del tipo empacado, la herramienta de presión debe ir por debajo de la empacadura de la herramienta empacada.

2. Evaluación de tratamientos a la formación: Para evaluar la mejoría real de un tratamiento de fracturas o de acidificación, el IPR del pozo debe ser comparado antes y después del tratamiento (Fig. 7.29). Este procedimiento elimina las dudas de si cualquier cambio observado en la producción se debe a mejoras en la productividad de la formación o a los cambios en condiciones de producción relacionadas con mejor eficiencia de las bombas, limpieza del pozo, diferente tamaño de la tubería, etc. Es decir, si la curva de IPR muestra mayor potencial a pwf =0 después del tratamiento, hubo mejoría cualesquiera que fuesen las tasas observadas antes y después del tratamiento.

3. Evaluación de pozos pozos de gas: Quizás la mas importante aplicación del perfilaje de producción PCT .es la evaluación de pozos de gas. Los pozos de gas se evalúan mediante la metodología del “back pressure testing”, que consiste en fluir el pozo a tres diferentes tasas estabilizadas, al tiempo que se miden y registran las presiones. En un pozo de gas la cantidad q / (pws2 - pwf 2) caracteriza la productividad en la misma forma en que la cantidad J = q / (pws - pwf ) lo hace para los pozos que producen líquidos. Cuando se grafica q versus (p ws2 - pwf 2) en papel doble logarítmico para dos o mas tasas de flujo, se obtiene una línea recta. Esta línea, extrapolada hasta el valor de pws2, la presión estática al cuadrado, da el potencial del pozo Fig.7.30. Con la PCT–A, un pozo de gas puede, de esta manera, ser evaluado zona por zona, usando el medidor de flujo y el registro de presión de la PCT, que tiene suficiente precisión para este propósito cuando las caídas de presión son altas.

Comunicaciones: La comunicación detrás de tubería, las empacaduras que filtran y otros problemas mecánicos, pueden ser detectados mediante el uso de trazadores radioactivos y perfiles de temperatura. El uso de trazadores radioactivos está restringido a los problemas de inyección, mientras que el termómetro puede usarse bien sea para problemas de inyección o de producción. El uso de un

72


perfil de cementación a través del eductor debe tenerse en mente cuando se consideren trabajos de reparación.

1. Interpretación de perfil de temperatura y medidor de flujo. Varios casos de flujo por detrás de tubería que pueden ser detectados con perfiles de temperatura se explican más adelante. a) Producción de líquidos – Una sola entrada (Fuga en el revestidor). La Fig. 7.31 muestra las respuestas de herramientas de temperatura y medidor de flujo corridas en tubería de producción llena de líquido, cuando todo el flujo hacia arriba de petróleo está por debajo de la guía del eductor o en el anular eductor-revestidor. En cada caso la fuga en el revestidor es por encima de la zapata del eductor. Después de abandonar el perfil geotermal en P, la curva de temperatura se mueve hacia la asíntota A1A1´ hasta que se acerca al nivel de la pérdida P´. Por encima de P´ el perfil geotermal reacciona exponencialmente hacia una segunda asíntota A2A2´, a la izquierda de la primera si hay un flujo continuo en el anulus más arriba de P´. Dos posibilidades se muestran en la Fig. 7.31_a y 7.31_b. Si no hay esa condición de flujo, el perfil de temperatura retornará inmediatamente al perfil geotermal, como se muestra en la Fig. 7.31_c. b) Producción de líquidos – Una sola entrada – Flujo hacia arriba detrás del revestidor. La Fig. 7.32 muestra las curvas de respuesta cuando el flujo de petróleo es, primero hacia arriba en el anulus revestidor-formación, y luego hacia arriba dentro del revestidor. El petróleo fluye hacia arriba desde el punto P en el anulus revestidor – formación y luego el flujo es dentro del revestidor en P´, desde donde continua fluyendo hacia arriba. El perfil de temperatura es casi el mismo que si el líquido hubiese entrado al revestidor en P. c) Producción de líquidos – Una sola entrada – Flujo hacia abajo detrás del revestidor. La Fig. 7.33 muestra la respuesta de las curvas cuando el flujo de líquidos primero es hacia abajo, detrás del revestidor, y luego dentro del revestidor y hacia arriba. El petróleo fluye hacia abajo desde el punto P en el anulus revestidor – formación y luego el flujo es dentro del revestidor en P´, desde donde continua fluyendo hacia arriba. Iniciando en el fondo de la figura, la curva de temperatura sigue el perfil geotermal hasta P´. En P´ hay un salto hacia una temperatura más baja entre el perfil geotermal a P y P´. De P´ a P la curva de temperatura es exponencial hasta la asíntota A1A1´. En P, 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. Por encima de P la curva de temperatura es exponencial hasta la asíntota A2A2´. En P´ la tangente a la curva de temperatura

73


es vertical, pero en P es menos que vertical. El cambio de temperatura ∆T es el mismo que si no existiese flujo en el anulus revestidor – formación. d) Producción de gas – Una sola entrada – Flujo hacia arriba detrás del revestidor. La Fig. 7.34 muestra las curvas de respuesta cuando el flujo de gas es inicialmente hacia arriba en el anulus revestidor-formación, y luego hacia arriba dentro del revestidor. El metano deja la formación en el punto P en el anulus revestidor – formación y luego el flujo es dentro del revestidor en P´. Probablemente hay un efecto de enfriamiento tanto en P como en P´. Ambas partes de la curva de temperatura tienen la misma asíntota AA´. Iniciando en el fondo de la figura, la curva de temperatura sigue el perfil geotermal hasta P. En P hay un abrupto descenso en temperatura. De P a P´ la curva de temperatura muestra un enfriamiento exponencial hacia la asíntota AA´. El brusco descenso en P y P´ es debido a la expansión del gas; el caso mostrado es típico, pero hay un número infinito de posibilidades correspondiendo a las caídas de temperatura en P y P´. e) Producción de gas – Una sola entrada – Flujo hacia abajo detrás del revestidor. La Fig. 7.35 muestra las curvas de respuesta cuando el flujo de gas es inicialmente hacia abajo en el anulus revestidor-formación, y luego hacia arriba dentro del revestidor. El gas fluye hacia abajo desde el punto P en el anulus revestidor – formación y luego el flujo es dentro del revestidor en P´. Probablemente hay un enfriamiento debido a la expansión del gas. Iniciando en el fondo de la figura, la curva de temperatura sigue el perfil geotermal hasta P´. En P´ hay un abrupto descenso de temperatura debido a la expansión del gas. De P´ a P la temperatura se mueve exponencialmente hasta la asíntota A1A1´. Por encima de P, sin un cambio abrupto en temperatura, la curva cambia su pendiente y se mueve exponencialmente hacia la asíntota A2A2´. De nuevo, este es un caso típico, pero hay un número infinito de posibilidades para el cambio de temperatura en P’ y el cambio de pendiente en P. f) Inyección de agua – Una sola entrada – Flujo detrás del revestidor hacia abajo dentro de una capa de espesor finito. La curva de temperatura (Fig. 7.36), durante la inyección sigue la asíntota AA’ aún hasta después de que el flujo deja el revestidor en P. La temperatura es constante a través del espesor de la capa que recibe y luego retorna al gradiente geotermal debajo de la entrada a la formación en P’. Después de cerrar el pozo, la capa que estaba tomando el agua retorna a la temperatura geotermal más lentamente que las capas que la rodean. 2. Ejemplo de campo – Canalización de gas por detrás de la tubería. En la Fig. 7. 37 hay una fuerte entrada de gas en el revestidor que ocurre en la base del intervalo perforado “A”. Normalmente se esperaría que el gas entre 74


cerca del tope de la capa, por lo cual se sospechó una filtración desde una zona más profunda. El gradiomanómetro muestra que el revestidor por debajo de las perforaciones está lleno de agua. La forma de la curva está en completa concordancia con el caso teórico presentado en la Fig. 7.35, 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, después de haber pasado detrás de la tubería (la temperatura aumenta hacia la derecha en el ejemplo). Es importante notar que el perfil eléctrico, no mostrado en el ejemplo, muestra una delgada capa resistiva en el punto 1.

Pozos de bombeo: Los pozos de bombeo representan un caso especial en el perfilaje de producción, pues el sitio en el eductor por donde las herramientas usualmente se corren, está ocupado por las cabillas y la bomba. El procedimiento recomendado, cuando el espacio en el revestidor lo permite, es correr dos sartas paralelas de tubería de producción, una para bombear el pozo en la forma normal y la otra para el pasaje de las herramientas. Otra solución es aplicar un levantamiento temporal por gas mientras se toman los perfiles de producción. En ocasiones ninguna de las dos opciones es practicable. Las herramientas deben entonces correrse a través del anular entre revestidor y el eductor, siempre y cuando no haya empacaduras, anclas o cualquier otra obstrucción al paso de la herramienta. 1. El gradiomanómetro en un pozo de bombeo En el anular eductor-revestidor (sin empacadura), prácticamente no hay flujo. En la mayoría de los casos, mientras la bomba está operando, el fluido por encima de la bomba es petróleo únicamente, por causa de la segregación gravitacional. Por debajo de la zona de producción más profunda existe, por la misma razón, solamente agua. A veces se consigue en el fondo fluidos muy pesados, como lodo. Entre la zona de agua en el fondo y el eductor, existe una zona de flujo mezclado, hidrocarburos y agua. El hecho más resaltante es que el agua usualmente llena el revestidor hasta el nivel de la bomba, mientras el petróleo y el gas burbujean a través de ella; esto es cierto aún cuando la

producción de agua sea despreciable, en cuyo caso el agua en el revestidor es prácticamente estática. Antes de correr el gradiomanómetro, la curva amplificada debe ser calibrada en la superficie entre dos fluidos de densidad conocida, tal como agua y kerosene, usando un hidrómetro para verificar el valor real de las densidades. En el fondo, la escala debería ser reverificada en las columnas de agua y de petróleo. El gradiomanómetro, en estos casos, debe ser corrido siempre hacia abajo. Es necesario hacer corridas repetidas. Si las condiciones del pozo lo permiten, las corridas deberían hacerse con el bombeo detenido y siempre por el menor tiempo posible. Entre corridas el bombeo debe mantenerse. En pozos de muy 75


baja caída de presión, la producción puede cesar casi de inmediato al parar el bombeo, por lo cual podría hacerse necesario registrar mientras se bombea. El gradiomanómetro de la Fig. 7.38 se explica de la siguiente manera: En el anular se lee el gradiente de presión de una columna de petróleo limpio. En la zona de agua se lee el gradiente de agua. En la zona mezclada, dado que el agua predomina, se lee un valor cercano al de una columna de agua. Note que las grandes variaciones en el perfil del gradiomanómetro no indican zonas productoras, sino que corresponden a segregación de fluidos dentro del revestidor.. Por otra parte, los cambios pequeños si están relacionados con entradas de hidrocarburos. Estos son los cambios significativos que deben buscarse. Es evidente que el gradiomanómetro es utilizable como un localizador de entradas de hidrocarburos, pero es pobre indicando las entradas de agua, puesto que la densidad de la mezcla en el pozo es muy cercana a la del agua.

2. 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, que son causados por la acción de bombeo. En los primeros intentos por interpretar estos perfiles, se tomaba el promedio de las oscilaciones como la lectura correcta. Se encontró que de esta suposición se pueden producir grandes errores. La única técnica válida para efectuar mediciones tonel medidor empacado es observar la tasa de flujo con la bomba detenida (Fig. 7. 39). Después que el bombeo ha sido detenido para tomar un perfil o por cualquier otra razón, es necesario reestabilizar el pozo en bombeo antes de efectuar cualquier otra medición. El procedimiento se delinea en lo que sigue: a) Antes de intentar una corrida de medidor de flujo, se requiere hacer una estimación de la “constante de tiempo” de estabilización: TC (en minutos) = A / (2.44* J) Donde: A = área del anulus en pies cuadrados J = índice de productividad del pozo, obtenido por el usuario. b) El tiempo de bombeo antes de iniciar el perfilaje debe ser 4 TC. Si el índice de productividad es bajo, puede reducirse a 2 ó 3TC. c) Durante el perfilaje, que debe efectuase con la técnica de #parada de la bomba mientras se registra”, la bomba debe ser parada por un tiempo tan corto como sea posible. Un minuto debería ser suficiente. Si el bombeo debe ser detenido por otras razones, el tiempo de bombeo debe ser calculado mediante la siguiente relación:

76


Tiempo de parada, TC

Tiempo para reestabilización, TC

1

4.00

1

3.00

0.1

1.50

0.01

0.30

0.001

0.03

Por ejemplo, si la bomba se detiene por 2 minutos para asentar la empacadura, y el pozo tiene un TC de 33 minutos, la bomba se par durante 2/33 = 0.06TC. Por tanto, el tiempo de reestabilización será de 1TC o sea 33 minutos.

3. 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, como se muestra en la Fig. 7.40. Una sarta de 2-3/8” Flush Hydrill permite el pasaje de la herramienta en un revestidor de 5-1/2”. El efecto de las emboladas puede verse en el medidor de flujo, y la tasa es medida inmediatamente después de parar la bomba. La tabla a continuación muestra el análisis completo de este perfilaje: Flujo Asent

Prof

N°

pies

Tiempo

Corte

Flujo

Tota

Densímetro

HUM

Agua

Agua

Petr

Gas

RPS

B/Dl

Cps - %AYS

Cps - %AYS

Promedio

B/D

B/D

B/D

Calibración antes del trabajo

En agua

1129

1128

11740

11734

En aire

946

945

9815

9772

En Petr

975

974

11410

11399

1

1130

80

305

965

87

10075

80

52

159

131

15

2

1140

80

305

952

96

9950

86

59

180

125

0

3

1205

0

<10

946

100

9865

93

98

<10

0

0

4

1230

52

200

946

100

9840

91

83

166

34

0

5

1245

65

265

952

96

9940

87

69

182

83

0

6

1300

75

286

952

96

9950

86

62

177

109

0

7

1315

74

283

953

96

9975

86

59

167

116

0

8

1335

72

275

956

93

10100

79

57

157

118

0

9

1350

32

126

947

99

9850

90

93

117

9

0

10

1410

42

163

947

99

9845

90

83

139

28

0

11

1435

----

----

948

----

9850

----

----

----

----

Def

77


El agua esta siendo producida junto con petróleo de una sola zona cercana al fondo del pozo, como se observa en la Fig. 7.41, lo cual es desafortunado desde el punto de vista de la reparación. Se nota un pequeño flujo de gas en la estación más alta (#1). Esto puede ser el resultado de gas saliendo de la solución en el petróleo a medida que la presión se reduce. En cualquier instancia, este flujo es menor y no tiene importancia desde el punto de vista de producción.

4. 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, sino que usando el medidor empacado se puede calcular el índice de productividad a cada nivel. Si nos referimos a la Fig. 7.42, si la bomba ha sido detenida por largo tiempo, el nivel estático del fluido se marca en A. Cuando la bomba ha estado trabajando de manera estabilizada por largo tiempo, entonces el nivel está en B. La presión ejercida por la columna AB, es la caída de presión o diferencial (pws – pwf ). Luego, como: J = qo / (pws – pwf), O bien, la tasa de flujo viene dada por: qo = J*(pws – pwf). Sin embargo, cuando la bomba se detiene por cualquier razón, el nivel de fluidos se mueve hacia arriba siguiendo una tendencia exponencial dada por: h = H (1 – e – at ), y: a = (2.44 * ρ * J) / A, donde: h = altura del fluido sobre el nivel estabilizado de bombeo. H = A – B, cambio de nivel de fluido, t = tiempo de parada de la bomba en días, ρ = densidad del fluido, J = índice de productividad, A = área del anulus en pies cuadrados. La determinación de J puede hacerse a partir de la curva de gradiente del medidor de flujo después de parar la bomba. Cuando el bombeo se reinicia, el nivel de fluido baja de nuevo siguiendo la misma ley exponencial, ahora: h = H * e – at . Este fenómeno es similar a la carga y descarga de un capacitor eléctrico. Como tal, podemos definir una constante de tiempo TC = 1/a. Durante una constante 78


de tiempo el nivel de fluido baja 63.33% de la distancia hasta el nivel B; durante dos constantes de tiempo baja 95% y durante 4 constantes baja 98%. Se concluye que si se usa este método, y con un conocimiento de los fluidos que están siendo producidos, se pueden efectuar predicciones razonables después del trabajo.

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, en flujo trifásico. La interpretación procede de la siguiente manera: 1. Los parámetros en superficie de los fluidos producidos se usan para determinar los factores volumétricos y otros (Bo, Bg, etc). 2. Las respuestas de las herramientas se determinan de la información de calibración, y los datos de fondo se deducen de las lecturas de las herramientas. 3. Los resultados son analizados para determinar la tasa de producción de cada fluido a cada asentamiento de la empacadura de la herramienta de flujo. Con esto se grafica un perfil de flujo para visualizar la situación y ayudar a la planificación de los trabajos de reparación. 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 112 BAPD 452 BPPD 200 MPCND Gravedad API 39 °API Gravedad del gas (aire = 1) 0.7 Presión de burbuja 1417 lpc Presión de fondo fluyente 1250 lpc Densidad del agua (superf) 1.135 gr/cc Con la gráfica correspondiente hallamos Rs = 325 PC/BN. El gas total en solución es entonces 325 * 452 = 147 MPCN/D, y por lo tanto la producción de gas libre es 200 – 147 = 53 MPCN/D. Luego, el Rs y la gravedad del gas se plotean en la gráfica correspondiente y se encuentra el factor volumétrico del petróleo, Bo, igual a 1.16. La tasa de petróleo en el fondo es entonces 452 * 1.16 = 525 B/D. De la gráfica adecuada, la densidad del petróleo en el fondo, con Rs y Bo es de 0.76 gr/cc.

79


La densidad del gas libre en el fondo se encuentra entrando en la gráfica con gravedad del gas 0.7, con la presión y la temperatura de fondo. La relación de densidad en el fondo a densidad en la superficie es de 90. Por lo tanto la densidad en el fondo es de 0.7 * 0.00122 * 90 = 0.077 gr/cc. La producción de gas libre en el fondo es de 53000/90 = 590 PC/D, que convertidos a barriles equivalentes por día dan 590/5.615 = 105 B/D de gas. La densidad del agua en el fondo es de 1.125 gr/cc, trabajando con la gráfica de manera inversa. b) Respuestas de las herramientas y lecturas La tabla que sigue muestra la información registrada en cada uno de los 3 niveles de interés, así como las calibraciones en aire, kerosene y agua. Se usó una herramienta con medidor empacado y analizador de fluidos de 1-11/16” con hélice de 19.5 mm. Flujo Asent

Prof

N°

pies

Tiempo

Flujo

Total

Densímetro

HUM

RPS

B/Dl

Cps - %AYS

Cps - %AYS


En agua

1175

11930

En aire

1010

11600

En Petr

984

10070

1

12:30

191

1016

11300

2

12:35

53

983

10480

3

12:41

29

955

10020

La tasa de flujo para cada punto de asentamiento de la empacadura se encuentra con la gráfica adecuada, leyendo de la línea para 1 centipoise, que es la viscosidad aproximada del petróleo, como puede ser verificado con el procedimiento adecuado. La viscosidad del agua es un poco menos de 1 cp. La lectura de 195 rps cae fuera del gráfico, pero como la respuesta es lineal, se consigue la tasa para la mitad de esa lectura y se duplica esa tasa. Las tasas para las estaciones 1, 2 y 3 son de 735, 200 y 115 B/D, respectivamente. El siguiente parámetro a determinar es el corte de agua encada estación. Los puntos de calibración del medidor de corte de agua (analizador de fluidos) se corrigen por presión y temperatura. La corrección para petróleo es de -16 cps y para el punto de agua es de - 63 cps. Los valores corregidos se grafican en el papel especial para medidor de corte de agua, Fig. 7.43. Como la producción es trifásica, la línea de respuesta debe tomar en cuenta este hecho. Con las producciones determinadas anteriormente, la producción total de hidrocarburos es de 690 B/D, con cerca de 15% de gas. El punto de hidrocarburo está ubicado a 15% de la distancia desde el punto de petróleo al punto de aire, y la línea de respuesta trazada desde ahí a la lectura en fondo para el agua. Entrando en

80


este gráfico con las lecturas de la herramienta, los índices de corte de agua son 0.175, 0.675 y 0.99. Aún cuando el medidor empacado minimiza el efecto de deslizamiento al incrementar la velocidad de los fluidos que pasan a través de él, en bajas tasas se necesita una pequeña corrección. Con las gráficas adecuadas, los valores de corte de agua corregidos son de 16%, 57% y casi 100%. Sabemos que para tasas sobre los 200 B/D y cortes de agua mayores de 30%, esta herramienta pierde precisión y no es confiable. Mantengamos esto en cuenta. La curva de respuesta del densímetro se define graficando las lecturas de la calibración de superficie, corregidas por la deriva térmica en el fondo Fig. 7.44. La corrección térmica para este sensor es de -10 cps a 120°F. Luego la calibración corregida es de 1175 – 10 = 1165 cps y 984 – 10 = 974 cps, para aire y agua respectivamente. Por efecto de las tasas de flujo en el densímetro, se requiere una pequeña corrección. Con las gráficas adecuadas se tiene que para 735 B(D la corrección es de 4 cps. Para los niveles 2 y 3 la corrección es despreciable. Los valores corregidos se ubican en el papel para el densímetro para encontrar la densidad de la mezcla en cada nivel: 0.73, 0.94 y 1.125.

c) Análisis de Resultados Los valores de la densidad de las mezclas, densidad en el fondo de los fluidos y cortes de agua en el fondo, se combinan para calcular la proporción de gas a cada nivel. La solución se obtiene con el proceso de solución del problema trifásico, tal como se discutió en la sección Pozos Productores – Flujo trifásico – Solución para mezclas trifásicas, Cap .7, Fig. 7.25. En este caso usaremos la solución matemática: Yg = [Yw*( ρw – ρo) + ρo – ρm] / ( ρo – ρg), que nos da 0.13, 0.041 y 0.0 para los niveles 1, 2 y 3, respectivamente. Con esto, ahora se puede calcular la tasa de fluido a cada nivel: 1. En el nivel 1, el corte de agua es 16%, que nos da 0.16 * 735 = 118 B/D. La producción de gas es .13 * 735 = 96 B/D. El resto es petróleo, o sea 735 – (118 + 96) = 521 B/D. 2. En el nivel 2, el corte de agua es 57%, que nos da 0.57 * 200 = 114 B/D. La producción de gas es 0.04 * 200 = 8 B/D. El resto es petróleo, o sea 200 – (114 + 8) = 78 B/D. 3. En el nivel 3 la producción es toda de agua, 115 B/D. Puesto que esta cifra es esencialmente la misma que la producción de agua para los niveles 1 y 2, es evidente que toda el agua proviene del nivel 3 y que los niveles 1 y 2 producen sin agua.

81


La tabla que sigue muestra las lecturas corregidas y los resultados del análisis.

Asent N°

Prof pies

Tiempo

Flujo RPS


Flujo Total B/Dl

Densímetro Cps – Dens gr/cc

HUM Cps - %AYS

En agua

1175

1165

11930

11930

En aire

1010

1000

11600

11584

En Petr

984

974

10070

10007

Corte Agua Prom

Agua B/D

Petr B/D

Gas B/D

1

12:30

192

735

1016

0.73

11300

17.5

16

118

521

96

2

12:35

53

200

983

0.94

10480

67.5

57

114

78

8

3

12:41

29

115

955

1.125

10020

100.0

100

115

0

0

Las tasas de flujo a condiciones de fondo pueden ser convertidas a condiciones estándar para ser comparadas con las de superficie. Las tasas de flujo a condiciones de fondo se graficaron en forma de perfil de flujo y se muestran en la Fig. 7.45. Con este gráfico se puede deducir que la única forma de parar la producción de agua es aislando el nivel 3.

82


ANEXOS

Anexo - 1

Anexo - 2

Anexo - 3

Anexo - 4

Anexo - 5

Anexo - 6

Anexo - 7

Anexo - 8

Anexo - 9

Anexo - 10

Anexo - 11

Anexo - 12

Anexo - 13

Anexo - 14

Anexo - 15

Anexo - 16

Anexo - 17

Anexo - 18

Anexo - 19

Anexo - 20

Anexo - 21

Anexo - 22

Anexo - 23

Anexo - 24

Anexo - 25

Anexo - 26

Anexo - 27

Anexo - 28

Anexo - 29

Anexo - 30

Anexo - 31

Anexo - 32

Anexo - 33

Anexo - 34

Anexo - 35

Anexo - 36

Anexo - 37

Anexo - 38

Anexo - 39

Anexo - 40

Anexo - 41

Anexo - 42

Anexo - 43

Anexo - 44

Anexo - 45

Anexo - 46

Anexo - 47

Anexo - 48

Anexo - 49

Anexo - 50

Anexo - 51

Anexo - 52

Anexo - 53

Anexo - 54

Anexo - 55

Anexo - 56

Anexo - 57

Anexo - 58

Anexo - 59

Anexo - 60

Anexo - 61

Anexo - 62

Anexo - 63

Anexo - 64

Anexo - 65

Anexo - 66

Anexo - 67

Anexo - 68

Anexo - 69

Anexo - 70

Anexo - 71

Anexo - 72

Anexo - 73

Anexo - 74

Anexo - 75

Anexo - 76

Anexo - 77

Anexo - 78

Anexo - 79

Anexo - 80

Anexo - 81

Anexo - 82

Anexo - 83

Anexo - 84

Anexo - 85

Anexo - 86

Anexo - 87

Anexo - 88

Anexo - 89

Anexo - 90

Anexo - 91

Anexo - 92

Anexo - 93

Anexo - 94

Anexo - 95

Anexo - 96

Anexo - 97

Anexo - 98

Anexo - 99

Anexo - 100

Anexo - 101

Anexo - 102

Anexo - 103

Anexo - 104

Anexo - 105

Anexo - 106

Interpretacion de Perfiles de Produccion

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