interpretacion de perfiles de produccion

8/8/2019 Interpretacion de Perfiles de Produccion

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In t erpret ac in de Per f i les deProducc in

Dictado por:

Ing. Hugo Lazarde

Septiembre 26 al 29 - 2004

Instalaciones del Hotel StaufferMaturn, Edo. Monagas, Venezuela


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INTERPRETACIN DEPERFILES DE PRODUCCIN

Hugo Lazarde,Julio 2004


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Programa de Adiestramiento 2004

"INTERPRETACIN DE PERFILES DE PRODUCCINPRESENTACIN DEL CURSO

LINEAMIENTOS GENERALES

Objetivo / Beneficio

El perfilaje de produccin se puede definir como el conjunto de las medicionesefectuadas en el subsuelo posteriores a la completacin inicial del pozo. Su objetivoes proporcionar informacin sobre la naturaleza y y el movimiento de los fluidosdentro del pozo. Hay dos grandes reas a las cuales se le aplica el perfilaje deproduccin: comportamiento de los yacimientos y problemas en los pozos.

El propsito de este curso es presentar los diferentes problemas tpicos que puedenocurrir en pozos productores o inyectores, como afectan el comportamiento de los

yacimientos y describir en forma breve la aplicacin del perfilaje de produccin en ladefinicin de dichos problemas.

El beneficio que se espera obtener con el dictado de este curso es brindar a losparticipantes las herramientas para interpretar la naturaleza y magnitud de losproblemas existentes en sus pozos y como inciden en el comportamiento de losyacimientos bajo explotacin. Tal conocimiento les permitir establecer loscorrectivos correspondientes.

Taller Dirigido a:

Empresas Operadoras de Campos de Gas y Petrleo; Empresas dedicadas alabores de consultora en el rea de estudios integrados, entre otras.

Personal Participante:

Ingenieros de Yacimientos, Ingenieros de Produccin y Tcnicos, conresponsabilidades en Desarrollo y Estudios de Yacimientos e Ingeniera deProduccin.

Metodologa

Por la naturaleza integral del Curso, los captulos sern expuestos mediantedesarrollos tericos y, donde se disponga de informacin de campo, con ejemplosreales para mostrar los aspectos prcticos de la interpretacin. La exposicin delInstructor ser en espaol, siendo opcional la traduccin simultnea al Ingls en casode ser necesario. Se coordinar la discusin de casos reales.


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Antes de empezar el Curso, cada participante recibir un manual en espaol,completo con todos sus captulos, con la excepcin de los exmenes, cuandoapliquen, 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 das con un total de 32 horas.


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SUMARIO TECNICO

1. LOS PROBLEMAS DE LA PRODUCCIN Y EL PERFILAJE DE PRODUCCIN.1.1. Introduccin1.2. Pozos en Condiciones de Estabilidad

1.2.1. Estabilidad esttica1.2.2. Estabilidad dinmica1.2.3. Reestabilizacin despus de perodos cortos1.2.4. Produccin cclica e Intermitente

1.3. Problemas Diagnosticados con el Perfilaje de Produccin1.3.1. Problemas en pozos productores1.3.2. Problemas en pozos inyectores

2. COMPORTAMIENTO DE LOS FLUIDOS DE LOS POZOS.

2.1. Introduccin

2.1.1. Informacin de fluidos necesaria para la interpretacin de los perfiles deproduccin.

2.1.2. Fuentes de informacin2.2. Correcciones a los Fluidos

2.2.1. Factor volumtrico del gas2.2.2. Gravedad especfica del gas y densidad del gas en el fondo2.2.3. Viscosidad de los gases naturales2.2.4. Solubilidad del gas natural en el petrleo2.2.5. Factor volumtrico del petrleo2.2.6. Compresibilidad del petrleo por encima de la presin de saturacin2.2.7. Densidad del petrleo a condiciones de fondo

2.2.8. Viscosidad del petrleo crudo2.3. Comportamiento de las Aguas de Formacin

2.3.1. Factor volumtrico del agua2.3.2. Densidad del agua a condiciones de fondo2.3.3. Viscosidad del agua de formacin2.3.4. Viscosidad de las mezclas de agua y petrleo

3. FLUJO EN TUBERIAS VERTICALES.

3.1. Introduccin3.2. Flujo Monofsico.

3.2.1. Flujo Laminar y Flujo turbulento3.2.2. Intervalo de amplitud de los parmetros de flujo encontrados en pozos

de petrleo3.2.3. Medidas de Flujo

3.3. Gradientes de Presin en Sartas de Flujo.3.3.1. Flujo monofsico3.3.2. Flujo bifsico3.3.3. Medidas de los gradientes de presin


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3.4. Regmenes de Flujo.3.4.1. Definiciones3.4.2. Lmites entre regmenes de flujo

3.5. Retencin (holdup) y deslizamiento (slippage)3.5.1. Retencin

3.5.2. Velocidad de Deslizamiento3.5.3. Obtencin de la velocidad de deslizamiento

3.6. Conclusiones.

4. HERRAMIENTAS DE PERFILAJE EN LA PRODUCCIN CONTINUA Y SUSMEDICIONES

4.1. Introduccin4.2. Medidor Continuo de Flujo

4.2.1. Principio y descripcin de la herramienta4.2.2. Aplicaciones

4.2.3. Limitaciones4.2.4. Respuesta de la herramienta4.2.5. Clculo de las tasas volumtricas de flujo

4.3. Medidor de densidad de Fluidos (Gradiomanmetro).4.3.1. Principio y descripcin de la herramienta4.3.2. Caractersticas de las Herramientas y Precisin de las mediciones4.3.3. Aplicaciones4.3.4. Correccin a las lecturas4.3.5. Apariencia de la curva de gradiente de presin4.3.6. El Gradiomanmetro y las herramientas de presin en pozos estticos.4.3.7. La retencin de la fase pesada a partir del gradiomanmetro.

4.4. Medidores de Temperatura (Termmetros).4.4.1. Principio de medicin y descripcin de la herramienta4.4.2. Aplicaciones

4.5. Calibrador a travs de Tuberas.4.5.1. Principio y descripcin de la herramienta4.5.2. Caractersticas de la herramienta4.5.3. Aplicaciones

5. HERRAMIENTAS INFLABLES DE PRODUCCIN Y SUS MEDICIONES.

5.1. Principio y Descripcin.

5.2. Limitacin en Tasas de Flujo.5.3. Respuesta de los Sensores.

5.3.1. Medidor Empacado de Flujo5.3.2. Densmetro5.3.3. Medidor de Corte de Agua (HUM).


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6. HERRAMIENTAS ESPECIALES DE PRODUCCIN Y SUS MEDICIONES.6.1. Medidores de Presin (Manmetros)

6.1.1. Interpretacin de los medidores de presin6.2. Medidores de Ruidos (Hidrfonos)6.3. Trazadores Radioactivos.

6.3.1. Tcnicas de interpretacin6.4. Herramienta Combinada de Produccin, PLT6.5. Tomador de Muestras de Fluido.6.6. Medidor Electromagntico de Espesores6.7. Medidor de flujo de agua (Water flor log)

6.7.1. Principio y descripcin de la herramienta

7. TCNICAS DE INTERPRETACIN.7.1. En Pozos Inyectores.

7.1.1. Los problemas de los pozos inyectores7.1.2. Medidores de flujo

7.1.3. Trazadores radioactivos7.1.4. Perfiles de temperatura y su interpretacin7.1.5. Pozos de inyeccin de vapor7.1.6. Ejemplos de campo

7.2. En Pozos Productores.7.2.1. Produccin monofsica7.2.2. El gradiomanmetro y el medidor de flujo en flujo bifsico7.2.3. Ejemplo de solucin grfica7.2.4. Limitaciones del mtodo7.2.5. Ejemplos de campo. Flujo bifsico. Flujo trifsico

7.3. Evaluacin de Pozos.

7.3.1. Evaluacin de pozos productores de lquido7.3.2. Evaluacin de tratamientos a la formacin7.3.3. Evaluacin de pozos de gas

7.4. Comunicaciones.7.4.1. Interpretacin de perfil de temperatura y medidor de flujo7.4.2. Ejemplo de campo. Canalizacin por detrs de tubera

7.5. Pozos de Bombeo.7.5.1. El gradiomanmetro en un pozo de bombeo7.5.2. El medidor de flujo en un pozo de bombeo7.5.3. Ejemplo de campo. Entrada de de agua en un pozo de bombeo7.5.4. Anlisis de los niveles de fluido en un pozo de bombeo

7.6. Ejemplo de Interpretacin en pozos de bombeo7.6.1. Datos de produccin y conversiones7.6.2. Respuestas de las herramientas y lecturas7.6.3. Anlisis de resultados.

8. GRFICOS DE APLICACIN.


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Reconocimiento

Este trabajotiene como base el Manual de Interpretacin de Perfiles deProduccin de la empresa Schlumberger Limited, aunque se ha enriquecidotambin con un trabajo de tesis de grado elaborado por Moraima Portillo, bajo latutora del Ingeniero Amrico Perozo Y. (M Sc).

Adicionalmente se ha usado informacin de otros trabajos de dominio pblico deempresas dedicadas a la actividad de perfilaje, como la Dresser Services y laHalliburton Logging Services.

A todos ellos reconocemos la autora de muchas de las interpretaciones que aquse presentan.

Finalmente, agradecemos a ESP Oil Consultants por el trabajo de logstica quepuso en la edicin y presentacin de este manual de trabajo.

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Captulo 1

LOS PROBLEMAS DE LA PRODUCCIN Y EL

PERFILAJE DE PRODUCCINIntroduccinEl perfilaje de produccin se puede definir como las mediciones efectuadas en elsubsuelo posteriores a la completacin inicial del pozo. Su objetivo esproporcionar informacin sobre la naturaleza y el movimiento de los fluidos dentrodel pozo. Hay dos grandes reas a las cuales se le aplica el perfilaje deproduccin: comportamiento de los yacimientos y problemas en los pozos.

Los estudios de comportamiento incluyen los perfiles de flujo en los pozos, paradeterminar la cantidad y tipo de fluidos producidos en cada zona del pozo (y del

yacimiento) y la determinacin del ndice de productividad para pozos depetrleo y el potencial totalpara pozos de gas. Los perfiles de produccincorridos a una edad temprana en la vida del pozo, sirven como marco decomparacin con corridas posteriores, bien sea para monitorear la etapa deagotamiento del pozo o para resolver problemas.

Los problemas causados por fallas en la tubera de revestimiento u otrasherramientas de la completacin o la comunicacin entre zonas, por detrs de latubera pueden definirse y localizarse con estos perfiles de produccin. Lasreparaciones resultan simples y econmicas cuando la naturaleza del problemaest bien entendida antes de comenzar los trabajos de reparacin. En ocasiones,

las soluciones pueden lograrse con herramientas bajadas a travs de la tuberaeductora, con poca o escasa prdida de produccin como consecuencia de lostrabajos.

Cuando se trata de trabajos de fracturamiento, acidificaciones y otros tratamientosa las formaciones, los perfiles de produccin se usan para evaluar la efectividadde dichos tratamientos.

En pozos inyectores, es importante conocer no solo la cantidad de fluidos querecibe un pozo, sino la cantidad que penetra en cada horizonte o zona, adeterminadas tasas de inyeccin. Con los perfiles de produccin se puededeterminar no solo la distribucin, que revela si se est cumpliendo elcomportamiento esperado, sino la causa de cualquier posible problema durante lainyeccin, bien sea por fallas mecnicas en el pozo o por caractersticas noesperadas de la formacin. La interpretacin en pozos inyectores es simple, pueslos fluidos inyectados son monofsicos.

En este captulo se describen los diferentes problemas tpicos que pueden ocurriren pozos productores o inyectores y se describe en forma breve la aplicacin delperfilaje de produccin en la definicin de dichos problemas.

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Pozos en condiciones de estabilidad:

Excepto por unos pocos casos, las tcnicas de interpretacin se aplican a un pozo

que produce en condiciones relativamente de estado estable. A continuacin sedefine lo que es una condicin estabilizada.

Estabilidad esttica:Para un pozo cerrado en la superficie, el retorno a condiciones estticas puederesultar muy lento para ser medido con las herramientas de produccindisponibles. La presin esttica, por ejemplo, a veces requiere de ms de 72 horasantes de poder ser extrapolada a condiciones estticas.

A los efectos de un Gradiomanmetro y de un Medidor de Flujo, cuando se tomanmedidas a intervalos de media hora en un pozo cerrado y no se perciben

variaciones, el pozo puede considerarse esttico.Para el propsito de medicin del gradiente esttico de columnas de petrleo, gasy agua, un perodo de dos horas de cierre es suficiente; no obstante, hay quetener en cuenta que el hecho de cerrar el pozo en la superficie no impide laposible ocurrencia de un retroflujo o de flujo entre zonas en el fondo del pozo.

La estabilidad termal puede requerir muchos das antes de ocurrir, dependiendode la magnitud y la cantidad de tiempo en que se caus el disturbio. Por otra parte,la estabilidad trmica bajo condiciones dinmicas de produccin, se alcanzacuando se logra una tasa de produccin estable.

Estabilidad dinmica:

Cuando un pozo se programa para perfilaje de produccin, sus tasas deproduccin deben controlarse cuidadosamente para determinar si la produccin esestable. Si el pozo ha estado cerrado por un perodo previo prolongado, laproduccin puede tomar poco o mucho tiempo para estabilizarse, dependiendo delas caractersticas del yacimiento y de la tasa de produccin que se pretendaestabilizar.

Reestabilizacin despus de perodos cortos de cierre:

Pozos Fluyentes y de Levantamiento por Gas:

Usualmente las herramientas de perfilaje de produccin se corren con el pozo

produciendo a su tasa normal. Si el dimetro interno de la herramienta es muycercano al dimetro de la tubera eductora, el pozo puede ser cerrado por un cortolapso para permitir la bajada de la herramienta, de forma de evitar las altas cadasde presin por friccin en el anular entre tubera y herramienta.

Antes de la corrida del perfil, el pozo debe ser reestabilizado, lo cual puede tomarunas horas si el pozo estuvo cerrado por una hora o ms, o menos si el cierre fuesolo durante el paso de la herramienta por alguna seccin reducida de la tubera.Se considera que el pozo est estabilizado si la presin en el cabezal deproduccin (THP) permanece constante por alrededor de hora.

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Pozos de bombeo:

Si el bombeo tiene que pararse por cualquier razn no prevista, el tiempo parareestabilizarlo depender del tiempo que estuvo cerrado, del rea anular y delndice de Productividad (IP), segn se ver mas adelante en este curso.

Produccin cclica e intermitente:La produccin 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 produccin

por cabezadas y el levantamiento intermitente por gas.

Levantamiento Intermitente por Gas

Ocasionalmente, cuando se trata de economizar gas de levantamiento, el gaspuede ser inyectado en forma intermitente mediante un control de superficie, oregulado automticamente en el fondo del pozo mediante vlvulas delevantamiento ajustadas para operar a una presin predeterminada.

Para los efectos del perfilaje, el levantamiento debe ser mantenido de maneracontinua para lograr ms precisin en la medida. Es imprescindible asegurarse deque el gas de levantamiento sea sustrado del gas total producido al efectuar losclculos de flujo.

Cabeceo:

Cuando la energa disponible en un yacimiento empieza a declinar, un pozo puedecomenzar a producir por impulsos, dando lugar a perodos de produccin de ciertaduracin, seguidos de perodos de no flujo. Cuando los perodos de no flujo sealargan, el pozo se coloca en una modalidad de produccin conocida como

cabeceo o produccin por cabezadas.Las mediciones efectuadas bajo estas condiciones ofrecen dificultades, que aveces hacen peligrosa su realizacin. La manera ms segura de tomar estasmediciones consiste en producir con el pozo estrangulado para llevarlo a unacondicin estable si eso fuera posible.

El cabeceo es raro dentro de la formacin. Ocurre nicamente en formacionescarbonticas donde la energa se almacena en fisuras o cavernas. El cabeceo enla tubera eductora es causado por acumulaciones de tapones de gas y lquidodentro de la misma tubera y cerca de la superficie y se nota por fluctuaciones decorta duracin 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, lasmediciones deben efectuarse mediante paradas por encima y por debajo de cadazona de produccin, que incluyan no menos de tres ciclos para tener un promediorazonable.

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Problemas diagnosticados con el perfilaje de produccin

Problemas en pozos productores:A veces es menester, por razones econmicas, la completacin de pozos conproduccin de diferentes zonas de manera conjunta, en una misma tubera deproduccin.

A menudo no es posible mantener una presin de fondo que permita producirtodas las zonas juntas a una tasa de produccin deseada. Los mtodos deperfilaje de produccin nos proporcionan medidas de la tasa de produccin y elcontenido de fluidos de cada una de las zonas, lo que permite tomar medidas quepropendan al que el drenaje de los yacimientos sea llevado de manera optimizada.

El perfilaje de produccin ofrece una forma rpida y econmica para determinar y

localizar las zonas de alta produccin de agua o de alta relacin gas petrleo, queel proceso de prueba de las zonas una por una (drill stem testing), durante el cuallas zonas rara vez producen por separado en forma similar a como producen demanera conjunta.

Cuando la produccin viene de una zona de buen espesor y masiva, es esencialdeterminar si los fluidos ofensores estn entrando desde el tope o desde el fondode la zona, o si existe una distribucin uniforme, o si pudiesen provenir de otraszonas, por detrs de la tubera.

Problemas con gas en pozos productores de petrleo

El gas disuelto en el petrleo a las condiciones de fondo se produce con el

petrleo y se libera como gas no asociado o libre en la superficie; esta produccinde gas es inevitable. Si la cantidad de gas producido es excesiva de acuerdo conlo esperado segn las caractersticas PVT del fluido, en el yacimiento o en elfondo se est produciendo gas libre.

Si el gas producido en exceso no es reinyectado, es importante controlar larelacin gas petrleo, pues en caso contrario, la energa del yacimiento sereducir rpidamente, con la consiguiente prdida en recobro final.

Si existe una capa de gas (Fig. 1.1), la produccin de gas libre puede estarviniendo por expansin hacia abajo de la capa de gas; esta condicin puederesultar agravada dando lugar al mecanismo que es conocido como conificacin,

si la permeabilidad vertical es suficientemente alta (Fig. 1.2).En zonas de buen espesor, con permeabilidad estratificada, el gas libre puedeadedarse hacia abajo desde la capa de gas hacia el pozo (Fig. 1.3), a travs delas zonas ms permeables antes de que las zonas adyacentes dejen de producirpetrleo.

Finalmente, el gas libre puede ser producido desde zonas cercanas, por detrs dela tubera de revestimiento (Fig. 1.4), en los casos donde exista pobrecementacin, o por fugas en la tubera.

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Las zonas productoras de gas pueden ser fcilmente identificadas mediante el usodel Gradiomanmetro, en conjunto con el Medidor de Flujo y un Perfil deTemperatura. Con esta informacin, el diagnstico conduce a decisiones sobre lanaturaleza del problema y a recomendaciones para su solucin.

Alto corte de agua en pozos productores de Pertleo

En un yacimiento donde est presente un contacto agua petrleo, existe una zonade transicin de mayor o menor espesor dependiendo de las caractersticas de lasrocas, debajo de la cual solamente se produce agua y por encima de la cual seproduce petrleo limpio. Los pozos completados dentro de la zona de transicinproducirn petrleo con mayor o menor corte de agua.

A semejanza de lo que ocurre en los pozos con alta RGP discutidosanteriormente, el exceso de agua puede deberse a la elevacin del contacto hacialas perforaciones, a medida que la produccin de petrleo progresa. Si las tasasson altas y existe permeabilidad vertical favorable, es posible inducir unaconificacin de agua (Fig. 1.5).

En zonas de buen espesor, con permeabilidad estratificada, el agua puede llegarpor adeudamiento hacia arriba desde el contacto hacia el pozo, a travs de laszonas ms permeables, mientras que las zonas ms apretadas todava conservanmucho petrleo (Fig. 1.6).

Finalmente, el agua puede ser producida desde arenas acuferas cercanas, pordetrs de la tubera de revestimiento, en los casos donde exista pobrecementacin, o por fugas en la tubera (Fig. 1.7).

Las cantidades de agua que puede ser tolerada en la produccin dependen de lascaractersticas de cada zona productora, en la facilidad para el levantamiento y enla habilidad para disponer de ella. El alto corte de agua en pozos con gradiente

normal de presin, incrementa la presin hidrosttica del fluido combinado ypodra eventualmente matar al pozo.

Las zonas productoras de agua pueden ser fcilmente identificadas mediante eluso del Gradiomanmetro, en conjunto con el Medidor de Flujo y un Perfil deTemperatura, cuando existe flujo bifsico (agua y petrleo) y las tasas son altas(ms de 800 BFPD). Para tasas menores y flujo trifsico (petrleo, gas y agua) serecomienda el uso del Medidor Empacado de Flujo combinado con el Analizadorde Fluidos, adicional al Gradiomanmetro y el Perfil de Temperatura, Con estainformacin, el diagnstico conduce a decisiones sobre la naturaleza del problemay a recomendaciones para su solucin.

Problemas en pozos inyectores:En los pozos inyectores de agua o gas, la inyeccin se disea para mantener unfrente controlado y evitar la irrupcin prematura que puede producirse si una omas de las zonas reciben cantidades de fluido inyectado mucho mayores que lasprevistas. Esta situacin debe ser detectada a tiempo de tomar accionescorrectivas. Para esto se requiere tener un conocimiento de las cantidades defluidos recibidas por cada zona.

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El proceso es monitorizado tomando un perfil inicial y luego manteniendo uncontrol peridico del perfil en los pozos inyectores. Para estos propsitos sedispone de herramientas como las ya mencionadas, adems de trazadoresradioactivos. La seleccin de la herramienta apropiada depende de lascondiciones del pozo, propiedades del fluido inyectado, tamao del hoyo y tasas

de flujo. Estas caractersticas sern discutidas mas adelante en el curso.

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Captulo 2

COMPORTAMIENTO DE LOS FLUIDOS DE LOSPOZOS

IntroduccinLos fluidos que se producen en un pozo tras su completacin pueden ser gas libre,petrleo con su gas disuelto, agua y pequeas fracciones de nitrgeno, anhdridocarbnico, sulfuro de hidrgeno y helio, todos los cuales pueden considerarsecomo impurezas, y que usualmente, si estn presentes, lo estn en cantidadesdespreciables. Ocasionalmente pueden producirse los fluidos que se hayanperdido a la formacin durante la perforacin.

En este captulo se explicarn y describirn las propiedades y parmetros de los

fluidos que son necesarios para la interpretacin de los perfiles de produccin y laforma en la cual deben ser corregidos por efectos de presin, temperatura ysolubilidad del gas.

Informacin de fluidos necesaria para la interpretacin de losperfiles de produccin.Para correlacionar las RGP, cortes de agua, tasas de produccin y otras medidasde superficie, con las mediciones efectuadas con el perfilaje de produccin,realizadas a condiciones de fondo, se requiere de los siguientes datos:

PETRLEO: API o densidad, en gr/cc en superficieDensidad en el fondo, gr/cc

Factor volumtrico, Bo

Viscosidad en el fondo, cps

RGP, pc/bn o m3/m3

Presin de saturacin, Pb, lpca o kg/cm2

GAS: Gravedad especfica, (Aire = 1.0)

Densidad en el fondo, gr/cc

Factor volumtrico del gasViscosidad en el fondo, cps

AGUA: Salinidad o densidad en superficie, ppm o gr/cc

Factor volumtrico del agua

Densidad en el fondo, gr/cc

Viscosidad en el fondo, cps.

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Fuentes de Informacin

a) Si se tiene un anlisis qumico completo del gas del condensado, los datosnecesarios pueden calcularse a partir del anlisis. Este mtodo no ser

discutido, pues pocas veces se dispone de tales anlisis.b) La informacin mas representativa se obtiene de anlisis PVT realizados en

el laboratorio a una muestra representativa del fluido.

c) La densidad en el fondo del agua, petrleo y gas puede ser medidadirectamente en el fondo con un gradiomanmetro, si se cierra el pozo portiempo suficiente para que los fluidos se segreguen.

d) Cuando los datos no pueden ser obtenidos de las formas descritas, puedenser estimados en base a las correlaciones publicadas, usando datospromedios de las propiedades fsicas en funcin de la gravedad API o ladensidad del gas, para varias temperaturas.

Correcciones a los FluidosFactor volumtrico del gas, Bg:

En la industria, los volmenes de gas se miden en condiciones llamadas estndaro normales, a 60F (15.6C) de temperatura y a una atmsfera de presin (14.7lpc). A los efectos del curso, usaremos PCN o pcn para el gas.

El factor volumtrico del gas, Bg, es la relacin del volumen ocupado por uncierto peso de gas a temperatura y presin de yacimiento, al volumen ocupado por

el mismo peso de gas a condiciones normales.El Bg puede tomarse de los anlisis PVT realizados a una muestra de gas o puedecalcularse con la relacin:

(Pcn Vcn / Zcn Tcn) = (Pf Vf / Zf Tf)

y luego se tiene que:

Bg = Vf / Vcn = (Pcn Tf Zf / Pf Tcn Zcn),

Donde los subndices cn se refieren a condiciones normales y fa condiciones defondo. En los grficos basados en esta relacin, se puede encontrar el valorrecproco, 1 / Bg, para gases promedios, cuando la gravedad especfica del gas,

la temperatura y la presin 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 especfica 0.7a 200F y 2000 lpca.

Procedimiento:

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Del grfico para gravedad de gas 0.7 (Fig. 2.1), con presin de 2000 lpca ytemperatura de 200F, se obtiene la relacin entre volmenes de gas en lasuperficie y el fondo de 125. El volumen de gas ocupado por los 400 pcn de gasen el fondo, a las condiciones dadas, es de:

400 pcn x 1/125 = 3.2 pcn.

Gravedad especfica del gas y densidad del gas en el fondo:La gravedad especfica es usada ampliamente en la industria para caracterizar alos gases naturales. Con este trmino se designa la relacin entre la densidad delgas 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 o0.0762 lbs/pcn, el peso de cualquier volumen de gas puede hallarse simplementemultiplicando el volumen por la gravedad especfica y por la constante respectiva.

Ejemplo:

Cul es el peso de un volumen de 500 pcn de gas de gravedad especfica 0.55?

Respuesta:

500 pcn x 0.55 x 0.0762 lbs / pcn = 20.95 lbs.Un problema ms prctico sera el siguiente:

Ejemplo:

Cul es la densidad de un gas de gravedad especfica 0.7 a 2000 lpca y 200 F?

Procedimiento:

Con la Fig. 2.1 hallamos que un gas a las condiciones especificadas tiene unarelacin de volmenes de 125, es decir, que ocupar 1/125 de su volumen a lascondiciones 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:

g = 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, ydado que el peso molecular del aire es de 28.96, la gravedad especfica decualquier gas puede ser calculada.

Ejemplo:

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originalmente tienen una alta merma (shrinkage factor). En un pozo en produccin,la separacin del gas es un proceso combinado, pues se separainstantneamente hasta el separador y luego diferencialmente en el separador yen los tanques.

La Rs se determina con ms precisin en el laboratorio, en muestras

representativas del yacimiento. No obstante, cuando esta informacin no estdisponible, se recurre a las correlaciones existentes.

Ejemplos:

Si se tiene un gas de 0.75 de gravedad especfica, un petrleo de 30 API en eltanque y temperatura de 200F, 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 petrleo existe en el yacimiento a 2500 lpc de presin de saturacin y lapresin de fondo fluyente es de 2000 lpc cunto gas se liberar en el fondodebido a esta reduccin de presin?

Procedimiento:

La solubilidad del gas a 2000 lpc es de 350 pc/bl y la Rs a 2500 lpc es de 500pc/b, luego el gas separado ser de

500 350 = 150 pc/bl.

Factor volumtrico del petrleo, Bo:

El factor volumtrico del petrleo, Bo, puede definirse como la relacin delvolumen ocupado por el petrleo (y su gas en solucin), a condiciones de presiny temperatura de fondo, con respecto al volumen ocupado por ese mismo petrleoa condiciones normales o estndar.

Bo = (Volumen a T y P en el Fondo) / ( Volumen a CN)

An cuando Bo depende en cierta magnitud en el factor de merma del lquidoresidual causado por el cambio de la temperatura del yacimiento desde el fondohasta la superficie, la prdida del gas disuelto es un factor mucho ms importante.

El Bo se determina con ms precisin en el laboratorio, en muestrasrepresentativas del yacimiento. No obstante, cuando esta informacin no estdisponible, se recurre a las correlaciones existentes para determinar Bo a lapresin de saturacin.

Ejemplo:

Dado un gas de gravedad especfica 0.75, con Rs de 370 pc/bl, a la temperaturade 200 F, calcule el Bo al punto de burbuja.

Con la grfica de la Fig. 2.4 se determina Bo = 1.22. Este valor de Bo se encuentraal punto de burbuja, y como tal se denomina Bob.

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Compresibilidad del petrleo por encima de la presin desaturacin

De acuerdo con Calhoun, la compresibilidad del petrleo a presiones por encimade la presin de saturacin, es una funcin de la densidad del petrleo en el puntode burbuja y de la cantidad de presin impuesta por encima de dicha presin.

Para encontrar el valor de Bo por encima del punto de burbuja se requiere el factorde compresibilidad c para resolver la expresin:

Bo = Bob [1 - c (po - pb)]

Donde:

c = compresibilidad del petrleo sobre Pb

Bob = Bo a presin de saturacin

Po = presin actual del petrleo en lpca

Pb = presin de saturacin en lpca

Ejemplo:

Dado un petrleo con Bob = 1.22, densidad a Pb de 0.66 gr/cc, Pb de 2000 lpc,presin en el fondo del yacimiento de 3000 lpc, encuentre el factor volumtricocorregido por compresibilidad por encima del punto de burbuja.

Utilizando la Fig. 2.5 y las ecuaciones necesarias, se obtiene finalmente un valorde Bo = 1.20.

Densidad del petrleo a condiciones de fondo, of:

La densidad del petrleo a condiciones de fondo se determina con mayor precisin

en el laboratorio, en una muestra adecuada de petrleo del yacimiento, aunquetambin puede hacerse con el gradiomanmetro y con bombas de presin, en unacolumna esttica despus de que el pozo haya sido cerrado por suficiente tiempo,que permita la segregacin de los fluidos.

Si esta informacin no se encuentra disponible, la densidad a condiciones defondo puede calcularse utilizando correlaciones de uso comn en la industria,presentadas en grficos de uso pblico. Se requiere conocer Rs y Bo. La relacinusada es la siguiente:

of = [1000 x cn + (1.223 x GE x Rs)] / (1000 x Bo)

donde:

of = densidad del petrleo en el fondocn = densidad del petrleo crudo

GE = gravedad especfica del gas

Rs = RGP en solucin, y

Bo = factor volumtrico del petrleo

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Ejemplo:

Dado un gas con GE de 0.75, RGP en solucin de 350 pc / bl, gravedad del crudode 30 API y factor volumtrico de 1.21, encuentre la densidad del petrleo a lapresin de burbuja.

Utilizando la Fig. 2.6, se consigue la solucin de la densidad del petrleo a lapresin de burbuja, que es 0.765 gr / cc.

Viscosidad del petrleo crudo:La viscosidad del crudo decrece con el incremento de la temperatura y alaumentar la RGP en solucin. Los petrleos pesados son generalmente msviscosos que los ms livianos con la misma base hidrocarbonada. La unidad demedida usual es el centipoise, abreviado cp, la cual ser la usada en este manual.

Si bien las medidas ms precisas se obtienen en el laboratorio, existen numerosascorrelaciones que permiten estimarla en funcin de la densidad del crudo a cn,temperatura y RGP en solucin, tanto a presiones por encima como por debajo de

la presin de burbuja.Ejemplo:

Dado un petrleo con gravedad API de 30, a temperatura de 200F, con Rs de400 pc/bl y presin de burbuja de 1700 lpca, calcule su viscosidad a la presin de2700 lpca.

Operando con la Fig. 2.7 se obtiene el valor de 1.07 cps.

Comportamiento de las aguas de formacin

Factor volumtrico del agua, Bw:El factor volumtrico del agua de formacin puede definirse como la relacin entreel volumen ocupado por el agua y su gas disuelto a la temperatura y presin delyacimiento, al volumen ocupado por el agua a condiciones normales.

El factor volumtrico del agua est afectado por la temperatura, presin y cantidadde gas disuelto. Una correlacin establece la relacin Bw versus presin paraagua saturada con gas y el agua libre de gas a diferentes temperaturas (Fig. 2.8).En general se considera que el agua est saturada con gas a sus condiciones defondo, por lo tanto, a menos que se disponga de informacin en contrario, debeusarse la curva para agua con su correspondiente gas disuelto.

Densidad del agua a condiciones de fondo:La densidad del agua de formacin puede variar en un amplio intervalo deamplitud. A condiciones de fondo, la densidad est afectada por temperatura,presin, Rs y salinidad.

- El efecto de la expansin trmica es disminuir la densidad a condiciones defondo.

- El efecto de incrementar la presin es incrementar la densidad libre de gasdel agua de formacin a condiciones de fondo

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- El efecto de incrementar el gas disuelto es disminuir la densidad acondiciones de fondo

- La cantidad de gas disuelto incrementa con la presin y disminuye con lasalinidad, pero es ligeramente afectada por la temperatura.

Ejemplo:

Cul es la solubilidad de gas en un agua de formacin de 20000 ppm, a 250F y5000 lpca?

Con los grficos de las Figs. 2.9 y 2.10, se obtiene un valor de 19.9 pc / bl.

Viscosidad del agua de formacin:Existen correlaciones que indican la viscosidad del agua de formacin contemperatura en funcin de salinidad (Fig. 2.11). El efecto de la presin espequeo y despreciable para los efectos de este trabajo.

Viscosidad de las mezclas de agua y petrleo:

No existe al presente un mtodo que permita calcular la viscosidad de lasmezclas agua-petrleo. Si en la mezcla llegara a formarse una emulsin de aguaen petrleo, la viscosidad puede alcanzar a cientos de centipoises. Por elcontrario, una emulsin de petrleo en agua tiene un lmite superior cercano a los5 cps.

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Captulo 3

FLUJO EN TUBERAS VERTICALES

IntroduccinLos perfiles de produccin son corridos, por lo general, en sistemas en los cualesuno o ms fluidos fluyen en una tubera vertical. La naturaleza de tal flujo vertical,incluyendo el flujo multifsico, debe ser bien entendida para poder usar lainformacin obtenida con las herramientas de perfilaje de produccin y de lasmediciones en superficie para resolver los problemas en los pozos. En estecaptulo se tratarn las caractersticas del flujo y los parmetros que las gobiernan.

Flujo monofsico:En la prctica es frecuente encontrar tanto flujos monofsicos como multifsicos.

Los problemas de los pozos que presentan flujo monofsico, como en el caso depozos inyectores y de pozos productores de petrleo limpio o gas, se resuelvenusualmente en forma simple mediante el uso de un medidor de flujo y un perfil detemperaturas. Sin embargo, cerca del fondo del pozo pueden existir condicionesbifsicas, an cuando la produccin en superficie sea limpia. Por ejemplo, un pozoproduciendo a baja tasa con un corte de agua despreciable, casi siempremantiene el hoyo totalmente lleno de agua desde el fondo hasta la zapata deleductor, excepto por el espacio ocupado por la produccin de petrleo y gas, quetoma la forma de burbujas levantndose desde una zona de agua casi esttica.

Consideraremos en primer lugar el caso de flujos de una sola fase, de manera quela terminologa y las tcnicas de evaluacin puedan introducirse en su forma mssimple y didctica.

Flujo laminar y Flujo turbulentoEn el flujo laminar la distribucin de la velocidad es simtrica a la direccin delflujo, aunque el flujo adyacente a la pared de la tubera es estacionario. El perfil develocidad es parablico (Fig. 3.1) y la velocidad en cada uno de los puntos de latubera puede calcularse mediante la ecuacin:

=R

rVV c 1

donde:

Vc = es la velocidad en el centro de la tubera, (Mxima)

R = es el radio de la tubera

r = es una distancia medida desde el centro de la tubera.

V = Velocidad promedio.

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Observe la forma de parbola que toma el perfil de flujo, cuya velocidad mximaes Vc.

Cuando se produce un flujo turbulento, el fluido es estacionario en la pared de latubera y hay una capa delgada de flujo laminar cerca de ella, pero la velocidadtiene variaciones mucho menores, caracterizndose 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 siguienteecuacin:

V Vf y

ep=

+

8

5 75 8 5, log ,

donde:

y= distancia medida desde el centro de la tubera,V= velocidad en un punto a distancia Y del centro de la tubera,

f= factor de friccin de la tubera, funcin de la rugosidad de la pared,

e= altura media de las rugosidades de la paredVp= velocidad promedio del fluido (Qt / rea).

El tener un perfil de velocidad casi plano tiene dos efectos claros para nuestrosfines:

a) La medicin de la tasa de flujo es casi independiente de la posicin de laherramienta que hace la medida dentro de la tubera.

b) La medicin de la tasa de flujo es casi independiente del tamao del sensor.

Experimentos realizados en laboratorios de tuberas verticales, muestran que unacombinacin de cuatro factores determina si existe flujo laminar o turbulento. Estacombinacin es conocida como el nmero de Reynolds.

Para calcular el nmero de Reynolds, se utiliza la siguiente ecuacin:

NV d

re =

. .

donde:

= es la densidad del fluido, en gr / cm3;

d = es el dimetro interno de la tubera, en cm.

= es la viscosidad del fluido, en poises y

V = es la velocidad promedio, en cm / seg.

En unidades de campo, el nmero de Reynolds se expresa como:

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NQ

dret= 90.

.

donde:

Qt = es la tasa de flujo en bls/da,

= es la densidad en gr / cc,

d = es el dimetro interno en pulgadas y

= es la viscosidad en centipoises.

En la siguiente tabla se leen los valores para discriminar el tipo de flujo, segn elnmero 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 oturbulento, segn los disturbios que puedan estar presentes. Por debajo de 2000no debe existir flujo turbulento y por encima, ya es francamente turbulento.

Intervalo de amplitud de parmetros encontrados en pozos depetrleo:

El intervalo de amplitud ms comn para la viscosidad del petrleo a condicionesde 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 formacin vara entre 0.2 a cerca de 1.0 cps, con ladensidad variando alrededor de 1.0 gr / cc.

La densidad del gas vara entre cerca de 0.05 y 0.2 gr / cc en el fondo, conviscosidades correspondientes de 0.01 a 0.07 cps.

Los nmeros de Reynolds correspondientes a fluidos de varias viscosidades,

fluyendo en varios dimetros de tubera en funcin de la tasa de flujo se muestranen la Fig. 3.3.

Esta figura ilustra la situacin en la cual en tuberas con flujo de petrleo y gas,usualmente se consigue flujo turbulento, al menos en las zonas superiores de lasarta. Por el contrario, en pozos someros que producen crudos de baja gravedadAPI y en pozos donde ocurren las emulsiones de agua en petrleo, la viscosidadde los fluidos es alta (mayor de 100 cps) y se debe esperar la ocurrencia de flujolaminar.

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Medidas de flujo:Se han propuesto varios mtodos para medir el flujo de fluidos en el revestidor oen hoyo desnudo por debajo de la tubera de produccin; estos mtodos incluyenmedidores a base de hlices, trazadores radioactivos, tiempo de trnsito ytermmetros. De estos, nicamente ciertos medidores a base de hlice resultan de

inters prctico para la medida cuantitativa de flujos monofsicos y multifsicos.Los medidores de hlice se agrupan en dos categoras: los de flujo libre, que seubican en el centro del espacio de la tubera y permiten que el flujo pase por loslados, y los de flujo forzado, que como su nombre lo indica, obligan al flujo a pasarpor una restriccin lograda con un empaquetamiento del dimetro total de latubera de flujo. En el primer grupo estn el medidor de flujo continuo (continuousflowmeters) y el medidor de flujo de caudal o dimetro total (fullbore spinner). En elsegundo grupo se encuentran los medidores de flujo empacado (packerflowmeters).

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 flujopasa a travs de una seccin medidora donde se ha colocado una hlice, que semueve por efecto de la friccin causada por la viscosidad del fluido y que en flujoturbulento responde bastante bien a la velocidad del flujo. La experiencia decampo demuestra que las mediciones son bastante precisas en flujos altos(mayores de 40 pies / min), en flujos monofsicos y en mezclas de gas y petrleo,pero son impredecibles en mezclas de agua y petrleo. La respuesta de la hliceest fuertemente afectada por los cambios en la viscosidad de la mezcla defluidos.

En los medidores de flujo empacado, todo el fluido es obligado a pasar a travsdel mecanismo de medida y la respuesta de la hlice es directamente proporcional

al flujo volumtrico, con muy poco efecto de la viscosidad o la composicin de losfluidos.

Gradientes de presin en sartas de flujo:Flujo Monofsico:La descripcin bsica del flujo de un fluido ideal es la ecuacin de Bernoulli, quees una relacin entre presin, elevacin y velocidad en puntos a lo largo de unalnea de flujo. A los propsitos del perfilaje de produccin, la ecuacin puedeescribirse en la forma de un gradiente de presin:

p / h = g + [ ( / 2) (v2 / h) ]

Donde:

p = es la prdida de presin total sobre la distancia,

h = es la distancia,

= es la densidad del fluido,

v2 = velocidad promedio al cuadrado, y

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G = es la aceleracin de la gravedad.

Para el flujo de fluidos viscosos reales, se ha encontrado necesario aadir untrmino de gradiente de presin adicional. Para flujo laminar Poiseuille mostr quela tasa volumtrica de flujo es directamente proporcional al gradiente de presin ya la cuarta potencia del radio de la tubera, e inversamente proporcional a la

viscosidad:

q = [( d4) / (128)] / (p / h)

En el flujo turbulento, q ya no es proporcional a la cada de presin, sino queaumenta ms lentamente. La relacin de gradiente de presin y velocidad para elflujo turbulento fue estudiada por Blasius, quien estableci la relacin:

p / h v 7/2

Los efectos viscosos comnmente se combinan en un trmino de la forma:

p / h = 4f [1 / 2 ( / d) v

2

]Donde el coeficiente f es denominado factor de friccin, el cual refleja tanto losefectos de la viscosidad como la rugosidad de las paredes de la tubera.

De esta forma, podemos escribir la ecuacin completa para flujo monofsico entuberas:

p / h = g + [ ( / 2) (v2 / h) ] + 4f [1 / 2 ( / d) v2 ]

Total = Esttico + Cintico + Friccin

En la mayora de los casos, se ha encontrado que el trmino cintico esdespreciable. Esto, tiene ms validez en el perfilaje de produccin, donde h en

el gradiomanmetro es de solamente unos pocos pies.Flujo Bifsico:

Para flujo bifsico, el trmino esttico debe ser modificado para permitir lapresencia de dos fluidos de diferentes densidades. Ros, por ejemplo, reemplazen trmino g por su equivalente bifsico:

Yliq g liq + Yg g g

Donde liq y gson las densidades del lquido y del gas y los coeficientes Y, sonlas retenciones (holdups) de lquido y de gas. Ms adelante se tratar loconcerniente a estas retenciones.

Resulta evidente que Yliq + Yg = 1, y por tanto, trabajando con las expresionesanteriores, se cumple que:

p / h = Yliq g liq + (1 - Yliq ) g g + F

Donde F representa una modificacin bifsica del trmino de prdida por friccin.

Medida de los gradientes de presin:

El gradiomanmetro mide el gradiente de presin promedio sobre un intervalo de 2pies. Cuando el trmino por friccin es suficientemente pequeo para ser

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despreciado, que es el caso usual en tuberas de gran dimetro con tasas decampo normales, y la densidad del lquido y del gas en el fondo son conocidas, laretencin en cada fase puede ser calculada a partir de los gradientes medidos depresin. Los trabajos de laboratorio confirman que los trminos de gradiente defriccin son despreciables (Fig. 3.4).

Regmenes de flujoDefiniciones

Los regmenes de flujo estn caracterizados por las tasas de produccin y losporcentajes relativos de cada fluido en una mezcla y de sus propiedades fsicas.

Los principales regmenes identificados son (Fig. 3. 5):

Flujo burbuja: Burbujas de gas, distribuidas de forma homognea, semueven corriente arriba a travs del petrleo a una velocidad marcada porla diferencia de densidades y la viscosidad del crudo.

Flujo tapn: A medida que ascienden en la tubera, con la reduccin depresin las burbujas se expanden y aparecen nuevas, que se unenformando un cmulo o tapn de gas que alcanza la dimensin del dimetrointerno de la tubera.

Flujo espuma: La presin se reduce an ms y los tapones tienden a unirsey se mueven hacia el centro de la columna; el gas arrastra pequeas gotasde petrleo en suspensin, aunque la mayor parte del petrleo fluye pegadoa la pared de la tubera.

Flujo neblina: Una mayor reduccin de la presin incremento el volumen yflujo de petrleo y gas. A altas velocidades del gas. el petrleo es

transportado en gotas muy pequeas distribuidas uniformemente en el gasy apenas una capa muy delgada se adhiere a las paredes de la tubera. Porlo tanto, las dos fases se mueven a la misma velocidad.

Lmites entre regmenes de flujo

Los regmenes de flujo son importantes porque estn influenciados por lasvelocidades y las concentraciones de las fases individuales, y complican lainterpretacin de las mediciones de perfilaje de produccin realizadas en tuberas.

Los tres regmenes principales de inters son el flujo de burbujas, el flujo tapn yel flujo neblina. Ros define los lmites de los sistemas gas-lquido en trminos develocidad adimensional del lquido versus la velocidad adimensional del gas, talcomo se muestra en la Fig. 3.6. El mismo tipo de transiciones ocurre en lossistemas petrleo-agua, solo que a diferentes velocidades, debido a la diferenciade densidades y a la tensin superficial.

Como una aproximacin del rgimen de flujo, Witterholt prepar las siguientesrelaciones con base en valores promedios:

I. Rgimen de burbujas: qg 1.27 x 103 + 1.1 qliq

II. Rgimen de tapn: qg 6.25 x 104 + 36 qliq

III. Rgimen de neblina: qg 9.25 x 104 + 145 qliq

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

Retencin (Holdup) y Deslizamiento (Slippage Velocity)Retencin (Hold up)Se define como retencin en flujo en tuberas, a la proporcin volumtrica de unafase de un fluido presente en una seccin de la tubera, dividida por el volumencontenido en esa seccin de tubera. En mezclas de dos fases las retenciones sederivan con facilidad a partir de los gradientes hidrostticos de presin tal como semiden con el gradiomanmetro. Hay que tener en cuenta que las retenciones sondistintas de las tasas relativas de flujo de las fases; de hecho, siempre hay unamayor proporcin de la fase mas pesada presente en la tubera que lo que deberaesperarse de la produccin en superficie. Esto es debido a que la fase ms livianatiene mayor velocidad vertical que la fase ms pesada.

En una mezcla agua-petrleo, el petrleo viaja ms rpido que el agua, y estotiene un marcado efecto en las herramientas que pretenden medir la densidad de

los fluidos. La Fig. 3.7 muestra una seccin de tubera a la cual se le ha realizadoun corte transversal A; en ella est fluyendo una mezcla de petrleo y agua.Llamemos Vw a la velocidad del agua, y Vo a la velocidad del petrleo. Vo esmayor que Vw por la velocidad de deslizamiento, una cantidad Vs. As, tenemos:

Vo = VW + Vs

Cuando una herramienta se perfila en un pozo para medir la densidad de fluidos,se puede calcular la retencin mediante la siguiente ecuacin:

Yh = (mix - l ) / (h - l)Donde:

mix = Densidad de la mezcla. (gm/cc)l = Densidad de la fase liviana. (gm/cc)h = Densidad de la fase pesada. (gm/cc)

Al obtener este parmetro es posible hallar la velocidad de deslizamiento, inclusopara una mezcla trifsica.

Velocidad de deslizamiento (Slippage velocity)

La diferencia de velocidades entre una fase liviana y otra ms pesada mencionadaen la seccin anterior, se conoce como velocidad de deslizamiento (Vs). Lavelocidad de deslizamiento es importante, porque es el eslabn que conecta laretencin de una fase con la tasa de produccin de esa misma fase.

Obtencin de la Velocidad de deslizamiento

El mtodo de interpretacin bifsica disponible en este momento fue desarrolladopara el flujo de burbujas. Al colocar una burbuja de una densidad P 1 en un lquido

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de densidad P2, la fuerza de gravedad la har flotar o hundirse, dependiendo de ladiferencia de las densidades.

Si imaginamos una burbuja de petrleo liberada en el fondo de un pozo en unacolumna de agua, el petrleo ascender con una velocidad dada por la diferenciade su densidad y la del agua y por la friccin entre el petrleo y el agua (Fig. 3.8).

De esta forma, se puede inferir que cuando se tiene flujo de petrleo y aguacombinados, el petrleo fluir a una velocidad ms alta que la del agua. Aunquese ha hecho mucha investigacin sobre la forma de calcular o predecir lavelocidad de deslizamiento, el mtodo ms usado hasta el momento paracomputaciones manuales es la grfica presentada por Y. Nicholas en los aos 70(Fig.3.9).

Conclusiones:En flujo en tuberas verticales, cuando se interpretan problemas bifsicos depozos, es necesario tener en mente lo siguiente:

Es necesario evaluar la velocidad de deslizamiento para poder determinarla contribucin de cada zona a partir de datos de medidores de flujo y degradientes de presin.

Cuando la velocidad de deslizamiento no puede ser calculada usando laproduccin de los pozos y datos de gradiente de presin, debe serestimada sobre la base de la composicin de la mezcla y la diferencia dedensidades asumiendo flujo tipo burbuja.

An cuando la velocidad depende en cierta extensin del rgimen de flujo, elerror relativo resultante del uso de un valor de deslizamiento basado en flujotipo burbuja cuando el rgimen real es tipo tapn o neblina, es mnimo a tasasaltas de flujo.

Por otro lado, un pequeo error en la estimacin de la velocidad puedeconducir a valores inaceptables cuando las tasas son bajas.

Existe poca informacin relacionando las velocidades de deslizamiento enflujo trifsico a los parmetros medibles. En general, los problemas queinvolucran casos trifsicos se resuelven mediante la interpretacincuantitativa de las herramientas de perfilaje de produccin continuo, ocuando las tasas lo permiten, con el medidor de flujo empacado y elanalizador de fluidos.

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Captulo 4

HERRAMIENTAS DE PERFILAJE CONTINUO DEPRODUCCIN Y SUS MEDICIONES.

Introduccin

Por definicin, vamos a denominar herramientas de perfilaje continuo deproduccin a las que corresponden al grupo que no utiliza empacaduras paradireccionar el flujo de los fluidos en la tubera. Las herramientas sinempacaduras se prefieren por sobre las que tienen que ser empacadas siempreque las tasas sean lo suficientemente altas para dar resultados significativos.Son, en general, ms confiables desde el punto de vista operacional, y adems,no perturban el rgimen de flujo como podran hacerlo las herramientas

empacadas.

Generalmente, en el perfilaje de produccin se utiliza una combinacin deherramientas que se baja de una vez, con la cual se pueden grabarsucesivamente, en una misma corrida, hasta cinco de los parmetros deproduccin requeridos para el anlisis de los problemas, en conjunto con unlocalizador de cuellos para el control de profundidad. A esta combinacin deherramientas se le denomina PCT (Production Combination Tool) o PLT(Production Logging Tool). Esta combinacin incluye las herramientassiguientes:

Medidor de Flujo,

Gradiomanmetro, Termmetro Calibrador, Manmetro, y Localizador de Cuellos.

Esta combinacin, en oposicin a la ejecucin de varias mediciones conherramientas diferentes, tiene las siguientes ventajas:

Reduccin en el tiempo de operacin, pues el arreglo y corrida hacia elfondo del hoyo es apenas ligeramente mayor que el de una herramientasencilla.

Todos los parmetros pueden ser adquiridos con el pozo fluyendo avarias tasas, incluyendo cero flujo, sin el requerimiento de excesivostiempos de cierre para reestabilizacin entre corridas.

Se puede aadir una herramienta de presin con lectura en la superficie,(si se requiere datos precisos de presin), mientras que en el casocontrario se tendra que correr una bomba tipo Amerada, de lectura en elfondo del pozo o en superficie, pero por separado.

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La viscosidad del os fluidos tiene un marcado efecto sobre la velocidad de lahlice, y los resultados de la corrida deben ser cuestionados si no se determinaque la viscosidad permanece invariable durante la corrida, por cuanto la hlicepodra estar respondiendo mas a los cambios de viscosidad que a cambios develocidad de flujo.

A veces se presentan respuestas en forma de picos o lecturas errticas a lolargo de los intervalos perforados y por eso las lecturas deben establecerseentre intervalos y no a lo largo de ellos.

La velocidad de perfilaje debe ser constante. La herramienta debe ser movida acontraflujo, de forma tal que la velocidad de la hlice nunca sea menor de 2 rps.

Clculo de las tasas volumtricas de flujo:Cuando el dimetro del hoyo y la viscosidad del fluido no cambian a travs delas zonas de inters, resulta posible hacer una escala sobre la curva develocidad de la hlice, de forma tal que las contribuciones individuales de cadaintervalo sean estimadas como un porcentaje de la produccin total. Estascondiciones usualmente resultan satisfechas para flujo monofsico dentro de latubera de revestimiento con perforaciones (pozos inyectores o pozos queproducen petrleo con baja RGP). El procedimiento es como sigue:

1. Trace la lnea de cero flujo (Fig. 4.2). Esta se establece registrando con elpozo cerrado, a la misma velocidad de cable y escala del perfil que en elcaso del perfil con el pozo fluyendo. Si no se puede registrar la lnea decero flujo, use la curva de respuesta de la herramienta para calcular lavelocidad de la hlice que debera esperarse con la sonda movindose atravs de la columna esttica de fluido.

2. Divida proporcionalmente la distancia entre la lnea de cero flujo y la deflujo mximo, en una escala de porcentaje.

3. Encuentre la contribucin de cada zona, en porcentaje del total, por ladiferencia de flujo inmediatamente por encima y por debajo del intervaloanalizado. Si el porcentaje se multiplica por el flujo total, se consigue latasa volumtrica correspondiente al intervalo dado.

A los efectos de la interpretacin, la herramienta necesita ser calibrada en sitiopara las condiciones existentes. Esto se logra de la manera siguiente:

1. Correr la herramienta con el pozo cerrado sobre el intervalo de inters avarias velocidades del cable (3 4 veces) tanto hacia arriba como haciaabajo.

2. Graficar la lectura del medidor de flujo (rps) contra la velocidad del cable(pies/min). La convencin para el signo de la velocidad del cable es lasiguiente: Pozo productor: signo positivo hacia abajo, pozo inyector: signopositivo hacia arriba. La recta resultante es la recta de calibracin.

3. Correr el registro con el pozo produciendo, por encima de los intervalosde inters, de la forma descrita anteriormente.

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4. Graficar las lecturas para cada intervalo perforado, como se muestra en laFig. 4.3, obteniendo una recta para cada uno, paralelas a la lnea decalibracin. En caso de haber cambios de sentido de la hlice del medidorde 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 hlice, 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 lnea de calibracin y leer el valor de velocidad corregidopor friccin. Este proceso puede hacerse tambin con la metodologamostrada en la Fig. 4.3_A.

7. Calcular la tasa de flujo acumulada para cada intervalo mediante la tablamostrada en la Fig. 4. 5, o mediante la siguiente frmula:

Q t = Velocidad mediarea

8. Calcular luego la tasa individual, mediante la diferencia, como sigue:

QB = (QA+B - QA)

9. La relacin entre la velocidad promedio y la velocidad en el centro delpozo depende del nmero de Reynolds, y estar dada por la forma delperfil de velocidades caracterstico del rgimen de flujo. Para corregir lamedida se requiere aplicar la expresin:

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 prctica, se emplea la siguiente frmula para calcular la tasa de flujo:

2..4,1 DVCQmt =

donde:

Vm = es la velocidad medida por la herramienta en pies /min,

D = dimetro interno de la tubera 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 yla tubera de revestimiento es de 7 pulgadas, 23 lbs/pies.

Respuesta:

El dimetro de la tubera es 6,366 pulgadas.

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Luego:

( ) ( )

D

B

Q

Q

DVCQ

t

t

mt

354.2

366,6*50*83,0*4,1

***4,1

2

2

=

=

=

Existe una serie de curvas de respuesta del medidor de flujo continuodeterminadas en el laboratorio para diferentes viscosidades, que permitendeterminar la velocidad del fluido en condiciones cuando la informacin delmedidor de flujo no est completa. La Fig. 4.6 es un ejemplo de este caso, paraviscosidad de 1 cp y dimetro de revestidor de 6 pulgadas.

Medidor de densidad de fluidos (Gradiomanmetro)Principio y Descripcin de la Herramienta

El gradiomanmetro est diseado para medir con gran resolucin cambios enel gradiente de presin. Esta informacin se usa para identificar la naturaleza delos fluidos presentes dentro del pozo, lo cual se logra midiendo la diferencia depresin entre dos sensores espaciados a dos pies, tal como se muestra en laFig. 4. 7.

La diferencia de presin entre dos puntos en el pozo, en una tubera vertical, esel resultado de la suma de la diferencial de presin hidrosttica ms la prdidapor friccin. El trmino hidrosttico es debido a la densidad promedio del fluidodentro del espaciamiento de dos pies de tubera (para agua por ejemplo es de1.0 gr / cm2 (0.433 lbs / pulg2 por pie o lpc / pie). El trmino de friccin es elresultado de prdidas de presin debidas a la friccin del fluido contra lasparedes del pozo y la superficie de la herramienta.

Para las tasas usualmente encontradas dentro de revestidores y del hoyodesnudo, el trmino por friccin es usualmente despreciable y, por lo tanto, elregistro representa nicamente el trmino hidrosttico.En la prctica, el registrose puede escalar en unidades de densidad de fluido.

La herramienta se calibra, antes de comenzar el perfil, en dos fluidos dedensidad conocida (por ejemplo, aire y agua) para aumentar la precisin de lamedida. En el campo esto se logra ajustando la sensitividad del circuito demedicin, de forma tal que la herramienta lea 0.0 gr / cc en el aire y 1.0 gr / ccinmersa en agua.

Caractersticas de las herramientas y Precisin de lasmedicionesLa siguiente tabla muestra los modelos de las herramientas de este tipo msutilizadas con sus correspondientes lmites en precisin de la escala yresolucin.

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Correccin a las lecturas:El gradiomanmetro es muy sensible y, como tal, es afectado por la friccin conlos lquidos y por la desviacin de la herramienta dentro del hoyo. La correccinpor gradiente de friccin se evala con las curvas de la Fig. 4. 8. La correccinpor inclinacin se basa en que en un hoyo inclinado, el espaciamiento deja de

ser dos pies y se hace menor a medida que aumenta la inclinacin. Para lacorreccin se divide el valor ledo por el gradiomanmetro entre el coseno delngulo de desviacin del hoyo o mediante el grfico de la Fig. 4.9.

Apariencia de la curva de gradiente de presin:

Pozos productores:

No obstante que la curva de gradiente de presin proporciona una inmensacantidad de informacin, es una de las ms malinterpretadas en razn de lassuposiciones incorrectas que a menudo se utilizan en dicha interpretacin. Poresta razn es importante familiarizarse con la curva, teniendo en cuenta que ella

solamente mide el gradiente de presin, y no el flujo, an cuando las entradasde fluido resulten evidentes. Un ejemplo hipottico resulta apropiado para seguirla interpretacin.

La porcin inferior del pozo bajo las perforaciones de la zona productora msprofunda, usualmente est llena de agua por efecto de la segregacingravitacional. Esto es cierto bien sea que el pozo produzca con alto corte deagua, o que apenas produzca una pequea fraccin. Esta agua de fondousualmente se toma como un fluido de densidad conocida, an cuandoocasionalmente pueda ser un fluido pastoso con la consistencia de la mayonesa;por lo tanto, esta prctica debe ser aplicada con atencin.

Una entrada de agua en una columna de agua no puede ser detectada con elgradiomanmetro, pues no hay cambio de gradiente de presin. Esimprescindible tomar estaciones de medidor de flujo (Fig. 4.10) entre las zonasA, 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 entradade petrleo en una columna del mismo petrleo, tampoco puede ser detectadapor el gradiomanmetro. En forma ms general, si el gradiente de presin nocambia al pasar por una zona de perforaciones preexistente, puede darse unade tres posibilidades:

1. No se produce fluido alguno

2. La zona toma fluido3. La zona produce fluido de la misma densidad del que ya existe.

En el caso de la opcin 3, ntese 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 unadisminucin en la densidad. Si bien un cambio en la lectura delgradiomanmetro en frente de un intervalo caoneado es indicio de entrada de

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fluido, debe tenerse cuidado para no equivocarse y confundir cambios dedensidad en las interfaces de fluidos con supuestas entradas de fluido.

Si la densidad indicada es menor que la de una columna de petrleo crudo, esevidente que existe gas libre presente; obviamente, la zona E produce una grancantidad de gas, puesto que la columna por encima de E tiene cerca del mismo

gradiente que una columna de gas. Esto sera evidente en la produccin ensuperficie.

La lectura del gradiomanmetro aumenta en cuanto la herramienta penetra en latubera de produccin, lo cual se debe a que el efecto del trmino por friccin,causado por la restriccin a la entrada de la tubera, ya deja de ser despreciable.

El gradiomanmetro y las herramientas de presin en pozosestticos:Las herramientas de presin se corren usualmente para determinar presin defondo esttica o de flujo en pozos de petrleo. La corrida incluye a menudo una

serie de paradas en el revestidor o en el eductor, despus que el pozo ha sidocerrado por tiempo suficiente para permitir la segregacin de los fluidos. Lacomparacin con un gradiomanmetro corrido en las mismas condiciones sepresenta en la Fig. 4. 11.

Es importante mencionar que el gradiomanmetro permite conocer el gradientede manera directa y con mayor resolucin, aunque no necesariamente conmayor precisin absoluta. De nuevo, es conveniente tener una columna de fluidode densidad conocida para reescalar apropiadamente la curva de gradientes.

La retencin de la fase pesada a partir del gradiomanmetro:

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 fluidoy la de la mezcla. Con el gradiomanmetro, las fracciones en el fondo del pozopueden determinarse en forma grfica usando la Fig. 4.12.

A los efectos de mejorar an ms la capacidad de interpretacin, se presenta elsiguiente ejemplo:

Ejemplo:

Para una mezcla agua petrleo, se calcula la densidad del fluido observadapor el gradiomanmetro, mediante la expresin:

oowwER YY .. +=

donde:Yw. Yo = fracciones de retencin del agua y del petrleo, respectivamente;

w = densidad del agua,o = densidad del petrleo, yER = densidad observada.

Como Yo = 1- Yw.,

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se deduce queow

oER

wY

=

Por ejemplo, si en las condiciones del yacimiento:

o = 0,8 gr/cm3 y

w = 1,05 gr/cm3

Cuando el gradiomanmetro lea 0,84 gr/cm3, entonces:

Yw =

=0 84 0 80

1 05 0 800181

, ,

, ,,

Esto significa que la retencin del agua es 18%. Las tasas de flujo de la faseliviana (petrleo o gas) se pueden calcular para la ecuacin:

[ ]{ }Q Y Q D d V Yo o t s w= 1 4 2 2, .

donde:Qo = tasa de flujo de la fase liviana, B/D.Yo = retencin de la fase liviana (petrleo o gas).Yw = retencin de la fase pesada (agua).D = dimetro interno del revestidor, pulgadas.d = dimetro externo del gradiomanmetro, pulgadas.Vs = velocidad de deslizamiento, pies/min.Qt = tasa de flujo total, B/D.

Problema

Determine las tasas de flujo de agua y petrleo de un intervalo cuya tasa total es1.000 B/D, que fluye en un revestidor de 7 - 23 lbs/pie.

El dimetro externo del gradiomanmetro es de 2,85 pulg. Para el clculo de Vsutilizar grfico de la Fig. 3.9.

Medidores de temperatura (Termmetros)Los termmetros fueron probablemente las primeras herramientas de produccinutilizadas. Su uso para la ubicacin de entradas de gas y lquidos, y para definircapas, fue descrito por M. Schlumberger en 1936. Hoy en da existen pequeasherramientas capaces de medir la temperatura y sus variaciones con granprecisin y resolucin en pozos productores e inyectores (Fig. 4.13).

Los termmetros se utilizan para obtener medidas de temperatura absoluta,gradientes de temperatura y perfiles de temperatura y, en forma cualitativa, paraobservar los cambios anormales, como la localizacin de entrada de fluidos yflujo por detrs del revestidor.

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Principio de medicin y descripcin de la herramienta:Esta herramienta consiste en un elemento sensor conformado por un filamentode platino, cuya resistencia cambia con los cambios de temperatura al estarexpuesto al fluido del pozo. El filamento es un brazo de un circuito sensitivo quecontrola la frecuencia de un oscilador en el cartucho electrnico de fondo.

La unidad de medicin de esta herramienta es grados Fahrenheit (F). Lascaractersticas principales de las herramientas se presentan en la tabla incluidaa continuacin:

ModeloPresin,% Escala Resolucin

PresinMxima

(lpc)

TemperaturaMxima,

F

MTS-E 1 0,10 20.000 350

PTS-A 1,8 0,01 20.000 350

HIT-C 1 0,10 20.000 350

Aplicaciones:Es importante aclarar que las condiciones del pozo previas a la toma del perfil detemperatura determinan la utilidad de la medicin. Los perfiles son tomadosusualmente bajo condiciones estabilizadas de produccin o de inyeccin o aintervalos regulares una vez que el pozo ha sido cerrado y las formaciones vanretornando a su equilibrio geotrmico. Las aplicaciones ms importantes son lassiguientes:

a. Se pueden derivar perfiles semi-cuantitativos de pozos de inyeccin deagua o de gas con un registro corrido durante la etapa estabilizada.b. La ubicacin de las zonas que han recibido inyeccin se puede encontrar

con una serie de perfiles tomados con el pozo cerrado despus que lainyeccin se ha detenido.

c. Una serie de perfiles tomados despus de un fracturamiento permiteevaluar la efectividad del tratamiento.

d. La entrada de gas en un pozo en produccin se puede detectar por elefecto de enfriamiento que se produce en el punto de entrada.

e. La entrada de lquidos, petrleo o agua causa anomalas en el perfil.f. Frecuentemente es posible detectar movimientos de fluidos por detrs de

la tubera con un perfil de temperatura.Se han realizado algunos esfuerzos para ubicar las zonas productoras de aguapor comparacin de una serie de corridas efectuadas con pozo cerrado, con lacorrida efectuada con el pozo produciendo a condiciones estabilizadas. La tasade cambio de temperatura estar relacionada con la temperatura final e inicial, laconductividad y capacidad trmica de la matriz de la roca, las saturaciones depetrleo, gas y agua de la roca y la geometra 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,condicin que en la prctica es difcil de determinar. Dado que la temperatura delhoyo se desplaza del gradiente geotrmico por causa de la produccin de losfluidos del pozo, la resolucin de la herramienta se reducir en los puntos demenor entrada. Obviamente, hasta los resultados cualitativos deben ser difciles

de obtener y por lo tanto, ser tomados con precaucin.Calibrador a travs de tubera (Through tubing caliper,TTC)Principio y descripcin de la herramientaEl calibrador a travs de tubera dispone de tres brazos en forma de ballesta,cuyos movimientos quedan registrados por medio de un potencimetro linealubicado en la parte inferior de la sonda., tal como se muestra en la Fig. 4-14.

Caractersticas de la herramienta:

Las caractersticas principales y modelos de herramientas se muestran en laTabla que se presenta a continuacin:

Tipo de Herramienta TTC-A TCS-A

Dimetro 1- 11/16 (43 mm) 1- 11/16 (43 mm)

Amplitud 2 12 1 11/16 a 12

Temperatura Mxima 285 F (140 C) 350 F (175 C)

Presin Mxima 10.000 lpc 15.000 lpc

Discriminacin 0.1 0.1

Aplicaciones:Los perfiles de calibracin son indispensables para la interpretacin de losmedidores de flujo cuando se trabaja en hoyo desnudo, pues en este caso serequiere distinguir los cambios en dimetro del hoyo, que dan lugar areducciones en la velocidad de flujo. En hoyo revestido pueden sealar lasanomalas en el dimetro del revestidor, tales como deformaciones por alta

densidad de perforaciones, ventanas, obstrucciones parciales, reducciones, etc.

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Captulo 5

HERRAMIENTAS INFLABLES DE PRODUCCIN YSUS MEDICIONES.

Principio y Descripcin

El medidor empacado es una herramienta que se usa para estudiar perfiles deinyeccin o de produccin en tasas bajas donde el medidor continuo queda fuerade su amplitud de cobertura. El medidor empacado usa una bolsa inflable parasellar el anular contra la pared de la tubera, forzando a todo el fluido a pasar atravs de su seccin de medicin. Por esto, la herramienta es un medidor deflujo absoluto, cuya respuesta puede ser directamente escalada en tasasvolumtricas. Las mediciones se registran en estaciones por encima y por

debajo de cada zona de flujo.La herramienta puede usarse en combinacin con otras y recibe entonces elnombre de herramienta empacada combinada (ICT), que como se muestra en laFig. 5.1, permite varias combinaciones diferentes adaptadas a las condicionesespecficas de la produccin del pozo. La ICT puede consistir simplemente de unMedidor de Flujo Empacado, en cualquiera de sus versiones, o puede tambinincluir un Medidor de Corte de Agua y un Densmetro o Densitmetro,combinacin que es conocida como Medidor Empacado con Analizador deFluidos (ver Tabla anexa).

En la combinacin con el analizador de fluidos, todos los sensores estn

conectados en tandem, de forma que todo el fluido que se mueve en el pozopasa a travs de cada uno de los sensores. Debido al tamao del orificio pordonde pasa el flujo, la velocidad de flujo es mucho mayor que la existente en elpozo. Por esta razn, para la mayora de las tasas de flujo que puedanpresentarse en el pozo, la velocidad promedio a travs de la herramienta es tal,que la velocidad de deslizamiento entre el agua, gas y petrleo es despreciablecomparada con la velocidad de cualquiera de las fases.

Limitacin en las tasas de Flujo.

La restriccin creada por la herramienta empacada a veces causa una cada de

presin tal a travs de la herramienta que puede ser suficiente para alterar elperfil de flujo.

Esta cada de presin determina el lmite superior de las tasas para el uso de laherramienta empacada. El lmite superior se alcanza cuando la fuerza haciaarriba sobre la empacadura, debido a la cada de presin a travs de ella,excede el peso total de la herramienta. Esto obliga a aumentar el nmero depesos que se colocan bajo la herramienta para aumentar sus posibilidades. Estenmero puede disminuirse utilizando un aditamento de anclaje. La cada de

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presin para 1 cp y 60 cps en funcin 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 medicin del medidor empacado de flujo es similar al del medidorde flujo continuo, excepto que en el caso del empacado, se genera una sealasimtrica a partir de la cual se puede inferir la direccin del flujo.

La respuesta de la hlice, despus que se ha superado el umbral de unos pocosbarriles por da, es una funcin lineal de la tasa volumtrica de flujo y solo estafectada en bajo grado por la viscosidad del fluido. Esto es cierto an para gas,siempre y cuando la densidad no sea muy baja (presin mayor de 400 lpc). Lacorreccin por viscosidad es pequea y vara en menos de 15% entre 1 y 60cps.

El siguiente ejemplo ilustra el procedimiento para encontrar las tasasvolumtricas mediante la Fig. 5.3.

Ejemplo:

Dados una herramienta con dimetro de hlice de 27 mm, viscosidad de fluidode 30 cps y una seal de 46 rps, calcule la tasa volumtrica en bls / da.

Procedimiento:

Con los grficos adecuados entre en la ordenada con 46 rps y proyectehorizontalmente a las curvas para 27 mm. Interpole entre 1 y 60 cps y halle latasa de 700 bls / da.

Las tasas de flujo deben exceder un cierto umbral para que la herramientaresponda. Si se lee cero rps, la tasa de flujo puede estar entre:

0 a 10 bls / da para hlice de 19.5 mm

0 a 20 bls / da para hlice de 27 mm

0 a 30 bls / da para hlice de 37 mm

2. Densmetro:

El densmetro mide la densidad promedio de la mezcla de fluidos por medio deun cilindro vibrador. De esta manera, las retenciones pueden ser discriminadassi se conoce la densidad de cada fase en el fondo. Si la tasa es mayor de 100bls/d, las retenciones en el sensor son prcticamente iguales a las proporcionesde flujo a travs de una herramienta de 1 11/16, en una mezcla agua-petrleo.Igual caso se presenta en una herramienta de 2 1/8 para un flujo mayor de 200bls/d. Por debajo de estas tasas, debe hacerse una correccin para determinarla retencin verdadera.

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La determinacin de las retenciones por una medicin de densidades, porsupuesto, mas precisa mientras mayor sea la diferencia entre las densidades delas fases.

a. Determinacin de la respuesta

El densmetro se calibra a presin y temperatura de superficie medianteobservacin de las frecuencias cuando est en el aire (Densidad = .00122 gr/cc)y cuando est en agua dulce (Densidad = 1.00 gr/cc) bajo condiciones de noflujo a travs del sensor.

La respuesta a condiciones de fondo se determina aplicando las correccionesnecesarias por temperatura y por flujo a la respuesta en superficie (Fig. 5.4). Lascorrecciones son diferentes para cada tipo de sensor y existe una curva decorreccin para cada uno de ellos. El proceso es como sigue:

Ejemplo:

En una herramienta de 1-11/16 con analizador, la calibracin en el aire es de

1125 cps, mientras que en el agua es de 980 cps. La deriva termal en el sensores de -20 cps a condiciones de fondo. Encuentre la curva de respuesta estticay la densidad de un fluido que lee 987 cps a 500 bls/da de tasa.

Procedimiento:

1. Sustraiga la deriva termal a condiciones de fondo de la calibracin ensuperficie: 1125 20 = 1105 cps. Grafique el valor corregido en el papel parael densmetro, en la ordenada, a cero densidad.

2. Sustraiga la deriva termal a condiciones de fondo de la calibracin ensuperficie para agua: 980 20 = 960 cps. Grafique el valor correcto en elpapel para el densmetro, para la densidad de 1.00 gr/cc.

3. Dibuje una lnea que conecte los dos puntos previamente determinados. Estalnea representa la respuesta corregida para condiciones estticas a ceroflujo (Fig. 5.4). Si el punto correspondiente a una columna de fluido dedensidad conocida (tal como una columna de agua en el fondo) no cae sobrela lnea de respuesta, es necesario corregir esta, pasando una paralela por elpunto de densidad conocida.

4. El densmetro es sumamente sensible al movimiento de fluidos fluyendo atravs de l, lo que causa que las frecuencias sean muy altas. Por lo tanto,las lecturas tienen que ser corregidas usando las tasas de flujo determinadascon el medidor de flujo. Con la herramienta de 1-11/16, en la Fig. 5.5 la

correccin de la tasa de flujo para 500 bls/da es de -3 cps, Por lo tanto latasa corregida es de: 987 -3 = 984 cps.

5. Con 984 y la curva de respuesta esttica, la curva establecida en el paso 3da una densidad de 0.8 gr/ cc.

b. Determinacin del corte de agua en el fondo o de la RGP en flujobifsico.

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La tasa total obtenida con el medidor empacado de flujo y la densidad de lamezcla con el densmetro proporcionan suficiente informacin para calcular lastasas a condiciones de fondo y las fases liviana y pesada en la mezcla de dosfases. Debe existir, no obstante, suficiente diferencia de densidad entre las dosfases y conocer la densidad de cada una de ellas.

Ejemplo:

La siguiente informacin se obtuvo de una estacin con medidor empacado deflujo y densmetro:

Densidad del agua: 1.00 gr/cc

Densidad del petrleo, 0.70 gr/cc.

Densidad de la mezcla: 0.80 gr/cc

Tasa de flujo total: 50 bl/da.

Conseguir:

ndice de retencin en la estacin,Tasa de flujo de agua en el fondo,

Tasa de flujo de petrleo en el fondo,

Corte de agua en el fondo.

Procedimiento:

1. Determine el ndice de las retenciones:

Este ndice es la fraccin de la fase pesada presente dentro de laherramienta. Para el caso de agua y petrleo:

m = yw * w + yo * oy yw + yo = 1.

Donde m, w y o son las densidades, y

yw y yo son las fracciones o retenciones de agua y petrleo.

Por lo tanto, yw = (m - o) / (w - o).

Esta operacin puede realizarse grficamente en papel mallado lineal, comose muestra en la Fig. 5.6. Del resultado se observa que el valor es 0.33.

2. Correccin por deslizamiento.

Esta correccin se realiza como se muestra en la Fig. 5.7. Con el valor deretencin de 0.33 y 50 B/D, se consigue que el corte de agua en el fondo esde 0.30.

3. Tasas volumtricas a travs 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/da, de agua.

Tasa de flujo de petrleo: = tasa total menos tasa de agua

= 50 - 15 = 35 bls/da, de petrleo

Como puede verse, las caractersticas de produccin de cada zona en el pozo

pueden determinarse comparando la informacin de la tasa acumulativaobtenida de los valores por encima y por debajo de la zona considerada.

c. Limitaciones y Precisin.

1. La densidad de agua registrada en el fondo del pozo puede ser ligeramentemenor que el valor calculado, debido a la presencia de posibles cantidadesde petrleo atrapado en el sensor, que no es lavado porque no hay flujo atravs de la herramienta cuando se est en una columna esttica de agua.

2. El uso de la curva de respuesta registrada con el densmetro no es muypreciso cuando la diferencia de densidad es pequea (petrleo de bajagravedad API y agua dulce).

3. La precisin total del densmetro es de 0.01 gr/cc.

4. La herramienta de 1-11/16 deja de funcionar con tasas sobre los 700 bls/daen fluidos de 1 cp, mientras que la de 2-1/8 deja de hacerlo a unos 1800bls/da de fluido de 1 cp.

3. Medidor de corte de agua (HUM)

La funcin de los medidores de corte de agua es detectar agua en el fluido quese est produciendo y determinar, en conjunto con la herramienta de medicinde flujo, las zonas que estn aportando agua. El principio de esta herramienta es

medir la constante dielctrica del fluido. Consiste en hacer pasar el fluidopresente en el pozo hacia el sensor (Fig. 5.8), a travs de unos orificios; unaplaca conforma el cuerpo de la herramienta y la otra es un electrodo protegidocon tefln. El fluido que penetra acta como un aislante o dielctrico, y uncampo elctrico es aplicado al rea de flujo en forma radial con un determinadovoltaje, desde la superficie. Electrnicamente esta medida es convertida afrecuencia, (cuentas por segundo) enviada y registrada en superficie.

La Fig. 5.9 muestra la variacin de la constante dielctrica del agua, en funcinde temperatura y concentracin de sales.

Las constantes dielctricas de los fluidos se muestran en la siguiente tabla:

Fluidos Constante DielctricaAgua 60 a 80

Petrleo 2,8 a 3,0

Gas 1,0

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donde:

Vo = es la velocidad del petrleo, 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 petrleo, B/D;

D = es el dimetro interno del revestidor, en pulgadas.

d = es el dimetro externo de la herramienta, en pulgadas.

Ejemplo

En un pozo con revestidor de 7 pulgadas y 23 libras por pie, se mide un valor deK= 45, con una herramienta HUM. De las mediciones se tiene una tasa de flujode fondo de 1.000 barriles diarios. La temperatura de fondo es de 170F y lasalinidad del agua es 18.000 PPM. La diferencia de densidad agua - petrleo es

0,15 g/cm3. El crudo es mediano, de 20API. El dimetro de la herramienta es2,85 pulgadas.

Tomando en cuenta los datos anteriores calcule el porcentaje de agua queaporta la zona.

Procedimiento:

En la Fig. 5.9 se halla el valor de Kw empleando las medidas de temperatura ysalinidad del agua. As, Kw = 84. Se estima la Ko segn la tabla mostrada. Dadoque 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 retencin 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

interpretacion de perfiles de produccion

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