Equipos para toma de información en pruebas de presión y presión producción

7/26/2019 Equipos para toma de informacin en pruebas de presin y presin produccin.

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Postgrado de la Facultad de Ingeniera, UNAM.

Maestra en Exploracin y Explotacin de Recursos Naturales

Curso:

Anlisis de Pruebas de presin

Profesor: Dr. Heber Cinco Ley

T a r e a 0 1Equipos para toma de informacin en

pruebas de presin y presin - produccin.

Alumno: Castellanos Pez Francisco.

Septiembre 15, 2012
http://www.unam.mx/http://ingenieria.unam.mx/


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Tarea 01 Anlisis de Pruebas de Presin

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Francisco Castellanos Pez

Contenido

1. Introduccin. 3

2. Equipos y herramientas para la toma de informacin. 4

2.1 Operacin de los sensores . 42.2 Tipos de herramientas para la toma de inform acin en pozos . 5

I. Sensores de presintemperatura de cuarzo. 5

II. Sensores de presintemperatura de zafiro. 6

III. Sensores de tiempo real. 6

IV. Sensores Permanentes de Fondo. 6

V. Sensores de Fibra ptica. 7

VI. Registros de Produccin, PLT. 8

VII. Registros de informacin con las herramientas MDT y RFT. 93. Equipos de medicin para pruebas de produccin. 11

3.1 Equip os de separacin. 11

I. Separadores porttiles 11

II. Separadores fijos 12

III. Separadores ciclnicos. 12

3.2 Equipos de medic in 11

I. Placa de orificio. 12

II. Medidores tipo Vortex 13

III. Medidores tipo V-Cone 14

IV. Medidores tipo coriolis 14

V. Medidor tipo ultrasnico 15

VI. Medidor tipo anubar 16

VII. Medidor tipo Venturi 16

VIII. Medidores de desplazamiento Positivo 17

IX. Medidores Tipo Turbina 18

3.3. Tecn olo gas de med ic in por c om paa disp on ibl es en el merc ado 19

4. Gradiente geotrmico de la tierra. 20

5. Conclusiones. 20

6. Referencias. 21


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Pozo

Pulsodepresin

Interpretacin

Tomadedeciciones

1. Introduccin

Durante el ciclo de vida productiva de un yacimiento se requiere de la planeacin, definicin yejecucin de los esquemas de explotacin ms adecuados de acuerdo a las caractersticaspropias de cada uno de los yacimientos. Una de las actividades ms importantes durante todaslas etapas del ciclo de vida de productiva de un campo es la toma de informacin, ya que de

sta dependen las decisiones de quienes los administran para lograr el ptimoaprovechamiento de los recursos y con ello lograr el mximo beneficio econmico durante suexplotacin, Figura 01.

Figura 01. Proceso de toma y anlisis de informacin de pruebas de presin y de produccin.

Desde hace varios aos y en la actualidad una de las formas ms utilizadas para obtenerinformacin de las caractersticas de un yacimiento son las pruebas de presin, las cualesconsisten primordialmente en generar y registrar variaciones de presin en el fondo y superficiede uno o varios pozos durante un perodo de tiempo determinado, a travs de modificacin delas condiciones de produccin, cierre o inyeccin de los pozos.

El objetivo de realizar una prueba de presin es obtener informacin caracterstica del sistemaroca-fluidos y de los mismos pozos, partir de variaciones de presin registradas, Ias cualesrepresentan Ia respuesta del yacimiento, y que a partir de un modelo de interpretacin, esposible determinar, entre otros, parmetros importantes del yacimiento y del pozo tales como:

Capacidad de flujo. Dao a la formacin. Presin promedio del yacimiento. Volumen poroso. Parmetros de sistemas fracturados, Fracturas inducidas. Discontinuidades. Heterogeneidades. Interferencia entre pozos. Lmites fsicos en los yacimientos.

Para la toma de informacin a travs de pruebas de presin de presin produccin, existenuna gran variedad de equipos y herramientas como: sensores de presin, de temperatura, demolinete, hasta herramientas sofisticadas como la MDT que permiten la toma de muestras delos fluidos del pozo. En el caso de los equipos de medicin porttil existen equiposconvencionales o ciclnicos que permiten la ejecucin de diversas pruebas al yacimiento ypozo.


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2. Equipos y herramientas para la toma de informacin.

Para el registro de los datos de una prueba de presin existen en la actualidad sensores depresin fijos en y a lo largo de pozo, as como las tradicionales sondas mviles que puedenintroducirse y retirarse del pozo mediante lneas de acero, cable y tubera flexible. Los sensoresutilizados actualmente para estas actividades de pruebas de presin son de alta resolucin y

pueden operar en base a una memoria interna o enviar datos en tiempo real hacia la superficie.Debido a la gran variedad de herramientas y equipos que existen actualmente, as como a lacontinua dificultad de tomar informacin de los pozos, debido generalmente a la interrupcin dela produccin y a los dems costos asociados, como es la interrupcin de la produccin,induccin de los pozos y el de la renta de los mismos equipos, en una operacin de toma deinformacin se trata de aprovechar al mximo los recursos y se arman aparejos de toma deinformacin que pueden contener varios sensores como con de presin, temperatura ymolinete, e incluso se llegan a utilizar herramientas ms modernas que permiten registrar datosy tomar muestras de fluidos del fondo del pozo.

Cuando se utiliza una sonda para adquirir datos durante las pruebas de presin transitoria, las

caractersticas fundamentales del instrumento son la precisin, la repetitividad, la resolucin y larespuesta del instrumento frente a una variacin de temperatura. La sonda debe estar diseadapara poder mantener el comportamiento metrolgico frente a estas condiciones difciles. Acontinuacin se hace una breve descripcin de estas caractersticas:

a. Precisin: se refiere a la variacin mxima esperada del valor medido con respecto alvalor real.

b. Repetitividad: la variacin mxima esperada cuando se realiza varias veces la mismamedicin.

c. Resolucin: el menor cambio del valor real que la sonda es capaz de detectar.Respuesta a la presin transitoria durante una variacin de temperatura: la tendencia dela sonda a variar la medida de presin cuando se produce algn cambio en latemperatura ambiente del sensor.

Los cambios en la temperatura son de particular importancia cuando se realizan pruebas enpozos de gas debido a los siguientes puntos:

a. Histresis: si la presin real aplicada sobre la sonda aumenta gradualmente hastaalcanzar la presin mxima admitida, y luego se vuelve a reducir a cero, la histresis esla diferencia mxima entre la medida en el ciclo creciente y la medida en el ciclodecreciente para un valor real cualquiera de la presin.

b. Deriva: el cambio de la presin medida por la sonda mediante un periodo de tiempodado cuando se aplica una presin constante de referencia.

c. Ruido: la oscilacin de la medida de presin cuando se aplica una presin de referenciaconstante.

2.1. Operacin de los senso res.

El diseo de estos dispositivos se realiza tomando en cuenta la funcionalidad y la ptimamedicin de las caractersticas de deriva, ruido, resolucin y la respuesta anta la variacin de


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temperatura, con objetos de obtener datos de alta calidad, total confiabilidad y resistencia a losgolpes y as obtener un ptimo comportamiento metrolgico.

Las herramientas presentan una arquitectura modular y comprenden tres componentes bsicos,Figura 02:

a. Una seccin de energa, que consiste en una batera o un adaptador de lnea elctrica atravs del cual se suministra la energa desde la superficie por medio de un cable.

b. Una seccin de registro, que contiene el microprocesador y la memoria.

c. Una seccin de sensores, que puede incluir uno de los varios sensores diseados.

Figura 02.- Arquitectura de un sensor de memoria.

Los sensores de presin sofisticados funcionan a base de celdas de carga y de sus respectivosamplificadores electrnicos, y se basan en el conocido puente de Wheatstone, donde una desus piernas est ocupada por el sensor. Este sensor es bsicamente una resistencia variableen un sustrato que puede ser deformado, y lo cual ocasiona el cambio en el valor de lamencionada resistencia.

2.2. Tipos de herramientas para la toma d e informacin en p ozos.

Dentro de la industria petrolera existen actualmente diversas herramientas y equipos, queoperan con distintas tecnologas de acuerdo al tipo de datos que se desea adquirir del pozo yyacimiento, de las cuales a continuacin se mencionan las ms comunes.

I. Sensores de presintemperatura de cuarzo.

Este tipo de sensor comprende un manmetro de cristal de cuarzo que utiliza un nicoresonador de cristal de cuarzo. Sobre el cristal se inducen dos modos independientes deresonancia, uno de los cuales depende fundamentalmente de la presin mientras que el otrodepende de la temperatura. De este modo, se obtiene una presin con temperaturacompensada, prcticamente sin ningn efecto de inercia trmica. Este sensor ofrece larespuesta dinmica de un manmetro de deformacin, pero al mismo tiempo tiene lascaractersticas de estabilidad, exactitud y resolucin propias de un sensor de cristal.

Existen otro tipo de sensores que comprenden un manmetro de cristal de cuarzo que utiliza unnico resonador de cristal de cuarzo. Sobre el cristal se inducen dos modos independientes de


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resonancia, uno de los cuales depende fundamentalmente de la presin mientras que el otrodepende de la temperatura. De este modo, se obtiene una presin con temperaturacompensada, prcticamente sin ningn efecto de inercia trmica.

Adems de los anteriores existe un sensor utiliza una versin modificada del sensor de cuarzo.Comprende dos resonadores de cristal de cuarzo, separados para medirla temperatura y la

presin, con lo cual la inercia trmica resulta significativa. Sin embargo, ofrece caractersticasinigualables de estabilidad, precisin y resolucin. Presenta la ventaja de tener un consumomuy bajo de energa, y por ello se utiliza en pruebas prolongadas en los que la estabilidad esimportante, pero en los que no se esperan grandes variaciones de temperatura.

II. Sensores de presintemperatura de zafiro.En el caso de condiciones extremas dentro de los pozos se tiene un tipo de sensor preparadopara funcionar en un ambiente hostil que incorpora un manmetro de deformacin de zafiro.Utiliza el principio de medicin de un manmetro de deformacin: las resistencias sensibles a ladeformacin estn distribuidas sobre un substrato de zafiro. El zafiro presenta la ventaja deque, al contrario de los substratos metlicos, sus caractersticas de resbalamiento (creep) sonmuy bajas, lo cual confiere a la herramienta una excelente estabilidad a largo plazo.

III. Sensores de tiempo real.El sensor de tiempo real consiste en una sonda de Presin temperatura, que es el elementode datos a travs del cual se realiza la funcin de medir la presin y temperatura en los pozos.Dicho sensor se introduce al pozo a travs de un cable elctrico especial, por medio del cual seprovee la energa de alimentacin y se trasmiten los datos en forma de seales elctricasgeneradas por el sensor al medir las variables de presin y temperatura.

El sensor est construido principalmente por una seccin de sensores primarios que sirvenpara medir la presin y la temperatura, una seccin electrnica que acondiciona las seales depresin y temperatura para su envo a la superficie a travs de cable elctrico y una fundametlica cilndrica para proteger los sensores primarios y los circuitos electrnicos.

IV. Sensores permanentes de fondo.Los sensores de fondo permanentes en pozos ayudan a incrementar la productividad durante lavida del pozo o el yacimiento, al proveer informacin de presin temperatura y en general lascondiciones de fondo del pozo, permanente y en tiempo real. Este tipo de sensor consiste en uncristal de cuarzo resonante, que debe cumplir con los estndares de la industria para suconfiabilidad en el campo, ya que generalmente puede ser utilizado para aplicaciones de una omltiples zonas, donde existen condiciones extremas de presin, temperatura y corrosin,adems de un cable elctrico especial, por medio del cual se provee la energa de alimentaciny se trasmiten los datos en forma de seales elctricas generadas por el sensor al medir lasvariables de presin y temperatura, Figura 03.

En aplicaciones de mltiples zonas, existen diferentes arreglos para ensambles duales, triples ycudruples donde se requiera colgar diferentes sensores en la misma lnea elctrica, lo quepermite obtener el perfil de presin temperatura del pozo.

Aplicaciones:Monitoreo de la vida de pozos productoresMonitoreo de la vida del yacimientoOptimizacin de sistemasOptimizacin del bombeo neumtico


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Figura 03.- Sensores permanentes de presin en pozos.

BeneficiosObtencin de datos continuos de presin y temperatura sinintervenir el pozoMejorar la administracin del yacimientoIncrementa la confiabilidad de pruebas del pozo gracias a losdatos de calidad proporcionados por tecnologade punta.

CaractersticasSensor de presin/temperatura precisoDiseado para ambientes severos, hasta 25,000 psi

Arreglos de sellos duales metal-metal en el sensor y en la

terminacin (conexin) del cableDiseo de dimetro externo reducido (0.75, 1.125)Capacidad de conectar mltiples sensores en un mismo cable elctrico TEC

Tabla I. Rangos de operacin de los sensores de presiny temperatura tipo ROC construidos por la empresa Halliburton.

V. Sensores de Fibra pticaLas fibras pticas, se pueden utilizar como sensores para medir la tensin, la temperatura, lapresin y otros parmetros. El tamao pequeo y el hecho de que por ellas no circula corrienteelctrica le da ciertas ventajas respecto al sensor elctrico. Las fibras pticas se utilizan comohidrfonos por la industria de petrleo, donde algunas compaas han desarrollado micrfonosque trabajaban con un lser y las fibras pticas, Figura 04.


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Los sensores de fibra ptica se han desarrollado para pozos de petrolferos. Estos sensorespueden trabajar a mayores temperaturas que los sensores de semiconductores y con ellos sepuede obtener el perfil completo de presin y temperatura de los pozos, desde el fondo hasta lasuperficie, en condiciones de cierre o de produccin del pozo.

Figura 04.- Esquema de operacin de la fibra ptica.

En su forma ms bsica, un sistema comprende un filamento de fibra ptica, una fuente de luzlaser, un divisor ptico, una unidad de procesamiento de seales opto-elctricas y una consolade visualizacin. Un rayo lser enva pulsos de luz de 10 nano segundos por el filamento defibra. A medida que cada pulso de entrada viaja a travs del filamento, la luz reflejada se puedemedir el pulso y en consecuencia se puede calcular un registro de presin, temperatura, flujo,fraccin de fase, temperatura distribuida a lo largo de toda la fibra. No existe la necesidad depuntos de calibracin a lo largo de la fibra antes y durante su operacin.

Caractersticas, ventajas y beneficios.Su diseo no-elctrico es intrnsecamente seguro.En caso de dao accidental, el cable puede ser reparado en la locacin del pozo,minimizando las interrupciones de operaciones.Permite la adquisicin de datos durante el cierre y operacin de los pozos.

Tabla II. Rangos de operacin de los sensores de presiny temperatura tipo ROC construidos por la empresa Weatherford.

VI. Registros de Produccin,PLTSon los registros que se pueden tomar despus que se han cementado las tuberas derevestimiento, colocado el aparejo de produccin y disparado el intervalo productor, es decir,


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despus de la terminacin inicial del pozo, estos registros han permitido conocer con msdetalle no solo el comportamiento de los pozos, sino tambin de las formaciones.

En este tipo de registros no slo se utiliza la herramienta de molinete o turbina (medidor deflujo), Figura 05, sino que se combina con otras herramientas en una sola sonda, que puedetomar distintos registros al mismo tiempo, entre los cuales pueden estar sensores de presin

temperatura, detectores de rayos gamma, detectores de coples, etc.

Figura 05. Medidores de flujo.

Considerando que la respuesta de la turbina es lineal, la informacin de las revoluciones de lahlice vs. velocidades del cable es combinada para cada sentido de giro. Utilizando tcnicas deregresin lineal, la informacin es filtrada y para cada profundidad considerada se obtiene lavelocidad de cable interpolada para la cual la velocidad de giro es nula. De esta forma seobtiene la curva de la velocidad del fluido respecto de la profundidad.

A travs de la utilizacin de los datos ingresados de los distintos parmetros de tubera, PVT einformacin mecnica de las herramientas de registro, y las diversas correlaciones de flujomultifsico, empricas y mecansticas, se puede modelar la produccin del pozo indicando losaportes de cada capa en cuanto al gasto de aceite, gas y agua.

Algunos de los beneficios que se pueden obtener con este tipo de registro son:La evaluacin de la eficiencia de la terminacinInformacin detallada sobre las zonas que producen o admiten fluidos,Deteccin de zonas ladronas,Canalizaciones en el cemento de las terminaciones,Eficiencia de las zonas disparadas dentro del pozo.

VII. Registros de informacin con las herramientas MDT y RFTEn los ltimos aos, la tecnologa ha progresado en el desarrollo de herramientas toma deinformacin en pozos al grado que en la actualidad existen algunas como la MDT y RFT, quepermiten obtener muestras a hueco abierto de calidad PVT mediante un probador de formacinoperado por cable, as como datos de presin y temperatura del yacimiento durante su etapa de

perforacin.

El probador RFT, figura 06, permite la toma de muestras e informacin durante el proceso deperforacin la toma de muestras de los fluidos del yacimiento, sin embargo debido al filtrado dellodo que invade la formacin, en mayor o menor grado, por lo general, las muestras obtenidaspor la salen contaminadas con filtrado de lodo.


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Figura 06. Herramienta RFT, Halliburton.

La herramienta MDT, figura 07, incorpora una bomba que permite bombear el fluido de laformacin dentro del pozo, con el objeto de limpiarlo y acondicionarlo para la muestra. Una vezque el fluido se encuentra en su estado puro, se toma una muestra representativa del mismo enuna cmara de muestreo. La herramienta es capaz de identificar el fluido que pasa por ella pormedio de una medicin de resistividad y de un anlisis de absorcin de luz en la regin visible y

casi infrarroja.

La herramienta es capaz de identificar el fluido que pasa por ella por medio de una medicin deresistividad y de un anlisis de absorcin de luz en la regin visible y casi infrarroja. Laresistividad distingue el hidrocarburo del filtrado de lodo a base de agua, mientras que elanlisis ptico discrimina el gas del lquido y los hidrocarburos del filtrado.

Figura 07. Herramienta MDT y grafica de presin obtenida de una medicin.

La herramienta MDT tambin permite obtener mediciones de permeabilidad vertical K vy de khcrticas mediante las cuales es posible obtener la anisotropa del yacimiento. Para ello laherramienta utiliza un mdulo de control de flujo del probador de formacin para producir un

volumen de fluido de formacin de 1000 cm3, el gasto obtenido es controlado desde lasuperficie, para posteriormente realizar la interpretacin de los datos de presin, figura 07.


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3. Equipos de medicin para pruebas de produccin.

Las pruebas de produccin son pruebas que se realizan con el fin de evaluar parmetrosfundamentales para la caracterizacin adecuada de un yacimiento de hidrocarburos y paraevaluar tambin la capacidad de produccin de un pozo. Para tal efecto se necesita registrar laspresiones de fondo fluyentes y estticas, a su vez las temperaturas de fondo de pozo.

3.1. Equipo s de separac in.

Las pruebas de produccin se realizan en pozos de gas y aceite generalmente antes deponerlos en produccin definitiva y cuando stas se requieran se a lo largo de la vida del pozo,ya por este medio se obtiene informacin valiosa para la toma de decisiones sobre laadministracin de la produccin de los pozos y en general para la explotacin de losyacimientos.

Para la realizacin de estas pruebas se utiliza un juego de estranguladores de diferentesdimetros, que son utilizados generalmente variando 3 dimetros distintos por perodosdefinidos hasta obtener la estabilizacin del flujo en boca de pozo. El perodo de estas pruebasdura entre 48 y 72 horas con un nmero de estranguladores variable entre 3 y 5 de distintos

dimetros, de los cuales se elige el estrangulador ms adecuado con el que el pozo trabajardurante toda la etapa de produccin por flujo natural. Este tipo de pruebas vara tambin con eltipo de pozos donde el tiempo de aplicacin es menor en pozos de desarrollo y mayor en pozosexploratorios.

La medicin del flujo volumtrico a boca de pozo (prueba de aforo) es de gran inters para losingenieros de produccin y de yacimientos, pues provee de informacin necesaria para evaluary optimizar el desempeo de pozos de produccin de hidrocarburos. La cuantificacin fiable delflujo de cada una de las fases de una corriente de produccin, permite a los operadores tomarmejores decisiones acerca del desempeo de los pozos, con esta informacin los ingenierospueden identificar, comprender y remediar los problemas asociados con el flujo de pozosmltiples, optimizar las operaciones de sistemas artificiales de produccin y construir mejoresmodelos dinmicos de los yacimientos.

Para llevar a cabo las de actividades de una prueba de produccin en campo se usan diferentesequipos para la toma de informacin, por ejemplo sensores de presin temperatura, registrosPLT, entre otros, los cuales se describieron en la seccin anterior de este trabajo, as comoequipos de medicin de hidrocarburos porttiles o fijos, los cuales se describen en forma masdetallada a continuacin:

I. Separadores porttiles.Este tipo de equipos se utilizan generalmente para la medicin de hidrocarburos a boca de pozodurante las operaciones de una prueba de presin-produccin y estn integrados generalmentepor un porta estrangulador o estrangulador variable, un patn de separacin instrumentado,Figura 08, tanques porttiles y en el caso de pozos exploratorios se utilizan tambin unquemador de gas.

Figura 08. Patn de separacin porttil.


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Los patines de medicin porttiles generalmente estn compuestos por un separador de pruebasin soldaduras que separa la mezcla proveniente del pozo en fases individuales de aceite, gas yagua; y es capaz tambin de manejar un porcentaje de slidos. Su nivel de interfase se puedeajustar de 10% al 55% del dimetro interior del separador. Adems de lo anterior cuenta coninstrumentacin diversa para la medicin de los gastos de los pozos, siendo su principal ventajala movilidad, ya que al terminar una prueba se pueden movilizar fcilmente a la localizacin de

otro pozo.II. Separadores fijos.

En otras ocasiones cuando ya existen instalaciones de produccin y el pozo cuenta con su lneade descarga, se utilizan los equipos de medicin fijos instalados, ya sea en las estaciones deseparacin o en las de recoleccin. Estos equipos al igual que los porttiles de acuerdo a lascaractersticas de los fluidos a medir cuentan con diferentes tecnologas para la separacin ymedicin de fluidos de cada pozo.

Dependiendo del tipo de instalaciones y su ubicacin se pueden encontrar separadoresverticales u horizontales los cuales pueden ser bifsicos (cuando separan dos fases, comopetrleo y gas o agua y petrleo), trifsicos a los que se disean para separar tres fases (agua,

petrleo y gas) y tetrafsicos, aquellos en los cuales se ha previsto, adicionalmente, unaseccin para la separacin de la espuma que suele formarse en algunos tipos de fluidos.

III. Separadores ciclnicos.En los ltimos aos, se ha venido desarrollando una nueva tecnologa para la separacin defases de una mezcla multifsica, la cual se fundamenta en la separacin de las fases medianteun efecto ciclnico, esta tecnologa puede orientarse hacia la medicin de flujo multifsico depozos productores, especialmente en aplicaciones de aforo. El xito de la medicin de los flujosvolumtricos de las fases, radica en la eficiencia de su separacin, este hecho se relacionaestrechamente con la precisin de los medidores de flujo colocados en las lneas de gas ylquido.

Figura 09. Equipo de separacin tipo ciclnico

3.2. Equipo s de medic in.

A continuacin se mencionan las principales caractersticas de los equipos de medicin queregularmente estn integrados a los equipos de separacin para la cuantificacin de los gastosde fluidos que produce un pozos..

I. Placa de orificio.Es un elemento primario que opera bajo el principio de presin diferencial. La placa de orificioconsiste en una placa perforada que se instala en la tubera. El orificio de la placa puede ser:concntrico, excntrico y segmentado, Figura xx; los cuales se utilizan segn las cualidades delfluido que se va a medir.


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Entre los diversos perfiles de orificio que se utilizan, se pueden destacar los siguientes: de bisel,de cuarto de crculo y de borde recto.

Excntrico Concntrico Segmento 1 Segmento 2Figura 10. Placas de orificio.

Las placas con orificios concntricos se utilizan para gases o lquidos limpios, mientras que lassegmentadas se usan cuando el fluido es liquido con posible sedimentacin de slidos.

VentajasSencillez de construccin, no incluyendo partes mviles.De mayor uso en la industria.

DesventajasBaja rangeabilidad.Pueden producir cada de presin significativas.Requiere de tramos rectos de tubera corriente arriba y corriente abajo del medidor.La depositacin de slidos y la erosin de los bordes afectan la medicin.

II. Medidores tipo Vortex.Est formado por el cuerpo de choque que genera los vrtices, un sensor de vrtices y untransmisor electrnico que amplifica y acondiciona la seal del sensor de vrtices, figura 10.

Figura 11. Medidor tipo vortex.

En su mayora, los medidores tipo vortex usan sensores piezoelctricos o de tipo capacitivopara detectar la presin de oscilacin alrededor del objeto y desarrollan una seal de salida debajo voltaje la cual tiene la misma frecuencia que la oscilacin. Estos sensores son modulares,econmicos, fcilmente reemplazables y pueden operar bajo un rango muy amplio detemperaturas, adems, pueden colocarse dentro o fuera del cuerpo del medidor.

VentajasAlta confiabilidadSimple instalacin

Alta exactitud y rangeabilidadBaja cada de presinMantenimiento mnimaLa calibracin no es afectada por la viscosidad, densidad, presin y temperaturaPartes de repuesto intercambiables.

DesventajasMuy sensible a la variacin del Nmero de Reynolds que impacta el factor K.Inadecuado para medir fluidos viscosos, sucios, abrasivos y a bajos gastos.Rango limitado de tamaos.


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Limitada eleccin de materiales de construccinLimitados para altos rangos de temperatura y presin.

III. Medidores tipo V-Cone.El V-Cone es un medidor de flujo tipo presin diferencial. Est basado en el teorema deBernoulli para la conservacin de la energa en un tubo cerrado: para un flujo constante la

presin en la tubera es inversamente proporcional al cuadrado de la velocidad del flujo en latubera, figura 11.

Figura 12. Medidor tipo V-Cone.

El medidor V-Cone restringe el flujo ubicando un cono en el centro de la tubera. Esta geometrapresenta varas ventajas sobre el medidor tradicional de presin diferencial, con rangeabilidad

de 10:1 hasta 25:1 dependiendo del proceso.

El V-Cone puede tener una exactitud de 0.5% a 1.5% de la lectura dependiendo del proceso,una repetibilidad de 0.1% o mejor y una rangeabilidad tpica de 10 a 1. Se requiere dedistancias de instalacin de 1D hasta 10D corriente arriba y 1D hasta 5D corriente abajo,dependiendo de la configuracin de la tubera. No requiere de acondicionadores de flujo y tieneuna cada mnima de presin.

VentajasMayor rangeabilidad que una placa de orificio.Buena precisin en condiciones de gas hmedo.Distancias de instalacin reducida.

Mantenimiento mnimo.

Desventajas No cuenta con un estndar para transferencia de custodia.

IV. Medidores tipo coriolis.La medicin de caudal por el efecto coriolis, tambin conocido como medicin directa odinmica, da una seal directamente proporcional al caudal msico y es casi independiente delas propiedades del producto como conductividad, presin, viscosidad o temperatura, figura xx.

Figura 13. Medidor tipo coriolis.

Los tubos por donde va el fluido estn sujetos a fuerzas axiales, de torsin y de flexin durantela operacin del medidor, por lo que es importante que su instalacin este bien alineada para noafectar el desempeo del medidor. Debido a que estn diseados para operan con una sola


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fase los errores en la medicin pueden ser causados por burbujas en lquidos o gotas en gases.Aplica para estaciones de transferencia de custodia y referencia.

VentajasMedicin Multivariable

Flujo msico

Flujo volumtrico Densidad Temperatura

Alta exactitud +/- 0.1 %No partes en movimientoNormalmente no requiere de instalaciones especialesLas variaciones de presin y temperatura no afectan los resultados de la medicinBajo mantenimiento

DesventajasEn instalaciones con altas vibraciones mecnicas, requiere de accesorios especiales desoporte o conexin.

Es una tecnologa de medicin monofsica, sin embargo puede medir fluidos conpresencia de hasta un 2% en fases complementaria que no sean del inters del usuario.

V. Medidor tipo ultrasnicoEl sistema de medicin esta integrado con dos elementos principales:

1. Transmisor electrnico integrado por un sistema de circuitos para procesamientode seales y clculos digitales, y equipo para suministro de energa.

2. Elemento primario o seccin de medicin que incluye transductores ytransmisores para presin y temperatura.

Figura 14. Medidor ultrasnico.

La aplicacin de estas unidades de medicin se recomienda para estaciones de transferenciade custodia de gas con el empleo de medidores multitrayectoria y para lquidos de dobletrayectoria. Para propsitos referenciales, en aplicaciones con gas, hasta con 5% de lquidolibre, pueden emplearse medidores de una sola trayectoria. Los fabricantes no relacionan laincertidumbre de la medicin con la fraccin de gas en corrientes de lquidos.

VentajasRango amplio volumtrico.

Alta precisin y repetibilidad.Aplicaciones a flujos de una sola fase para transferencia de custodia y de referencia.La velocidad mxima es limitada solo por el diseo de la estacin y por lascaractersticas del medidor.La velocidad mnima es limitada solo por la precisin requerida.Medicin de flujo bidireccional.No provoca cadas de presin.


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DesventajasPerturbaciones al perfil del flujo por elementos mecnicos (Vlvulas de control,acondicionadores de flujo y termopozos).Presencia de fuentes de ruido externo con niveles superiores a los lmites del diseo delos sensores.

Altas velocidades.

Presencia de aceite de compresorasImpurezas, ej. slidos.La presencia de H2S atena la seal sonora.Compresoras.Existen pocos laboratorios para el soporte de su calibracin

VI. Medidor tipo anubar.El Anubar es un elemento de medicin del tipo diferencial para medir gas, vapor o lquidos,compuesto de segmentos anulares. Este elemento de medicin requiere de distancias deinstalacin corriente arriba y corriente abajo que dependen de la recomendacin del fabricante.

La exactitud en la medicin es del orden de 0.55 a 1.5% y el perfil del flujo debe estar

totalmente desarrollado. Sus aplicaciones son para gas, lquido y vapor y puede instalarse entuberas horizontales y verticales. El manifold y transmisor puede montarse directamente a lastomas del proceso.

Figura 15. Medidor tipo anubar.

Ventajas.Baja cada de presin

DesventajasRequiere fluidos limpios y en una sola faseBaja rangeabilidad

VII. Medidor tipo Venturi.El tubo Venturi es un elemento primario que opera bajo el principio de presin diferencial. Es delos ms exactos, tiene un coeficiente de descarga cercano a la unidad. Este compuesto de trespartes: Una seccin de entrada cnica convergente, una seccin cilndrica o garganta y unaseccin de salida cnica divergente. Es utilizado para medir lquidos, gases y fluidos quecontienen slidos en suspensin.

Figura 16. Medidor tipo venturi.


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Los medidores de Venturi se aplican en Gas, Vapor y lquidos limpios, lquidos sucios ymezclas. La relacin de dimetros es de 0.3 a 0.75. Su aplicacin es para fluidos de una solafase (gas o lquidos) para referencia y no se recomienda en flujos pulsantes.

VentajasBaja prdida de presin.

Adecuado para altas cantidades de lquido.Poco mantenimiento.Fcil instalacin.

DesventajasElevado costo de adquisicin.Mayor espacio de instalacin.Requiere distancias de instalacin corriente arriba y corriente abajo y uso deacondicionador de flujo.

VIII. Medidores de desplazamiento Positivo.Estos medidores utilizan el mtodo directo para la medicin de flujo, son de accionamiento

mecnico, de tipo rotativo. En cada medidor, destacan tres componentes comunes:1. Cmara, que se encuentra llena de fluido.2. Desplazador, que, bajo la accin del fluido circulando, transfiere el fluido desde el final

de una cmara a la siguiente, y3. Mecanismo (indicador o registrador), conectado al desplazador, que cuenta el nmero

de veces que el desplazador se mueve de una parte a otra en la cmara de trabajo.

Figura 17. Medidores de desplazamiento Positivo.

Este tipo de medidores se usa tpicamente en servicios para lquidos en donde la exactitud esimportante pero la relacin de mximo a mnimo flujo no lo es. Se usa en fluidos de altaviscosidad. No se recomienda en fluidos sucios por existir partes mviles. Para transferencia decustodia requiere de calibracin contra probadores de volumen conocido.

Ventajas.Alta exactitud y repetibilidad.Medicin de flujos viscosos.Habilidad para registrar flujos cercanos a cero.No requiere distancias de instalacin.

Desventajas.Mantenimiento costoso.Requieren fluidos lquidos limpios no abrasivosBaja rangeabilidad.Menor exactitud para medir flujos no viscosos.Susceptibilidad al dao debido a aumentos bruscos de flujo y baches de gas.Calibracin frecuente del medidor contra un volumen patrn.Requiere de filtro corriente arriba del medidor.


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IX. Medidores Tipo Turbina.El medidor de tipo turbina consta de una carcasa que contiene un rotor montado en unosbaleros y stos sobre la flecha. La velocidad rotacional se mide por medio de colectoresmagnticos montados sobre la carcasa.

Como elementos secundarios se censa la presin y temperatura para obtener el volumen

corregido a condiciones estndar. Accesorios auxiliares: filtro, acondicionador de flujo y vlvulade control de flujo para ejercer la contrapresin.

Figura 18. Medidor de turbina

Los medidores de turbina no deben ser usados en lquidos que contienen substancias que sepueden acumular sobre las superficies del medidor afectando el rea de la seccin transversalal flujo y tambin afectando posiblemente otros factores de desempeo. Se debe contar conprocedimientos de operacin y mantenimiento cuando se evalan aplicaciones de esta clase.No se recomienda en fluidos sucios por existir partes mviles.

Su aplicacin es para fluidos de una sola fase (gas y lquidos) para transferencia de custodia yreferencia.

Ventajas.Buena exactitud y repetibilidad.Bajo mantenimiento.Maneja altos gastos y bajas viscosidades

DesventajasSensible a cambios de viscosidad.La presencia de efecto flash o burbujas de vapor o aire incrementa la incertidumbre.Susceptibilidad al dao debido a aumentos bruscos de flujo y baches de gas.Calibracin frecuente del medidor contra un medidor patrn.Requiere acondicionadores de flujo y contra presin mnima.


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3.3. Tecno logas de medic in po r c om paa d ispo nib les en el m ercad o.

Nombre comercial Medicin

del medidor multifsica Aceite Gas Corte de agua

Schlumberger-Phase Lnea (sin separacin Fuente radiactiva Fuente radiactiva Fuente radiactiva

Tester de fases) de rayos gamma de rayos gamma de rayos gamma

Roxar-MPFM 1900 VI Lnea (sin separacin Fuente radiactiva Fuente radiactiva Fuente radiactiva

de fases) de rayos gamma de rayos gamma de rayos gamma

Sensores de Sensores de Sensores de

capacitancia e capacitancia e capacitancia e

impedancia impedancia impedancia

FMC-Top Flow Lnea (sin separacin Sensores de Sensores de Sensores de

de fases) capacitancia e capacitancia e capacitancia e

impedancia y impedancia y impedancia y

correlacin-cruzada correlacin-cruzada correlacin-cruzada

Agar-MPF 400 Preseparacin Desplazamiento Dual Microondas

ciclnica de fases y positivo y Venturidiversor Venturi

Medicin


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4. Gradiente geotrmico de la tierra.

El gradiente geotrmico es la variacin de temperatura, es decir gradiente trmico, que seproduce en el material rocoso de la tierra (de ah el prefijo GEO) cuando se avanza desde lasuperficie hacia el centro por un radio de su esfera, figura 19, esto es, avanzandoperpendicularmente desde la superficie del planeta hacia su interior.

Figura 19. Variacin de la temperatura con la profundidad

Fsicamente se expresa en unidades de temperatura de diferencia entre unidades de longitudrecorrida para obtenerlas. Por ejemplo, un gradiente geotrmico de 0,03C/m indica que cadametro de descenso supone un aumento de 0,03C en la temperatura. El gradiente geotrmiconos da una idea de la variacin del calor interno de la Tierra. Su frmula es:

En la corteza terrestre el gradiente geotrmico promedio es de 33C/km, figura 20, lo quesupone aumento de 1C cada 33 metros de descenso. En la figura 20, tambin se presenta elcomportamiento anormal del gradiente geotrmico los cuales se pueden encontrar en un rangode 10 a 66 C/km, aunque se han llegado a medir gradientes de hasta 200 C/km, en algunasregiones cercanas a zonas volcnicas.

Figura 20. Grfica del gradiente geotrmico.

El gradiente geotrmico no es un valor constante puesto que depende de las caractersticasfsicas que presente el material en cada punto del interior del planeta, es decir, de lascondiciones geolgicas locales algunas de las cuales son: la relacin presin con temperatura,la composicin qumica y las reacciones que se produzcan, la existencia de material radiactivo,la presencia de movimientos convectivos y rozamientos, y un largo etctera.

5. ConclusionesComo se present brevemente en este trabajo, la adquisicin de informacin de pozos yyacimientos es de suma importancia para la industria petrolera, ya que de stos datos dependela definicin y administracin de los diferentes esquemas explotacin de un campo. Para laadquisicin de informacin se presentaron en este trabajo las principales herramientas, equiposy tecnologas que permiten actualmente tomar una gran gama de informacin, que en manos delos expertos tcnicos se convierte en informacin valiosa, que se utiliza en toda la industria paramaximizar el uso de recursos y obtener los mximos beneficios en la explotacin de loshidrocarburos en cualquier parte del mundo.


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6. Referencias.

1. Kevin Paguay Pilay Lenin, Dario Ivan Galarza Guadalupe, Anlisis de Pruebas deRestauracin de Presin en Yacimientos que Producen por Debajo del Punto deSaturacin, Facultad de Ingeniera en Ciencias de la Tierra, ESPOL,2011.

2. J.M. Godoy-Alcntar, Sistema de medicin de flujo multifsico mediante tecnologa

ciclnica GLCC

para aforo de pozos petroleros,Instituto Mexicano del Petrleo, 2007.3. Sergio Lpez Ramrez, Presentacin Medicin monofsica de fluidos, SCTET. PemexExploracin y Produccin, 2007.

4. Prez Mndez Jos David, Implementacin de un sistema de adquisicin yprocesamiento de datos en operaciones de registro en plataformas deshabitadas,Instituto Politcnico Nacional, 2008.

5. Pgina de internet Comisin Nacional de Hidrocarburos,www.cnh.gob.mx.6. Pgina de internet de Halliburton,www.halliburton.com.7. Pgina de internet de Pemex,www.pemex.com.8. Pgina de internet de Schlumberger,www.slb.com.9. Pgina de internet de Weatherford,www.weatherford.com.
http://www.cnh.gob.mx/http://www.cnh.gob.mx/http://www.cnh.gob.mx/http://www.halliburton.com/http://www.halliburton.com/http://www.halliburton.com/http://www.pemex.com/http://www.pemex.com/http://www.pemex.com/http://www.slb.com/http://www.slb.com/http://www.slb.com/http://www.weatherford.com/http://www.weatherford.com/http://www.weatherford.com/http://www.weatherford.com/http://www.slb.com/http://www.pemex.com/http://www.halliburton.com/http://www.cnh.gob.mx/

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Equipos para toma de información en pruebas de presión y presión producción