Reacondicionamiento de pozos

REACONDICIONAMIENTO DE POZOS

ING. LENIN ALIPetrotecnologias.com.ve

¿QUE ES EL REACONDICIONAMIENTO DE POZOS?

• Reacondicionamiento: Son todas las labores que se llevan a cabo para cambiar o transformar el estado de un pozo productor, esto sucede cuando se presentan situaciones donde se tenía un pozo productor por flujo natural, pero que al tener un decrecimiento muy alto y rápido de la presión necesita que se le aplique algún mecanismo de empuje para que siga y se mantenga la producción, o en el mejor de los casos aumente la producción.

• Reparación: Una reparación de pozo puede definirse como un trabajo realizado para corregir fallas mecánicas en el equipo de fondo.

PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS

Análisis Nodal

Pwf Pws

Pozo

Yacimiento

Pwh Pest

Línea de Descarga

Gas

PetróleoPsep

• P1=Pws-Pwf

Caída de Presión en el Yacimiento

• P2=Pwf-Pwh

Caída de Presión en el Pozo

• P3=Pwh-Pest

Caída de Presión en el Estrangulador

• P4=Pest-Psep

Caída de Presión en la Línea de Descarga

• Ptotal=P1-P2-P3-P4

Presion Total

𝐽=𝑞𝑙

𝑃𝑤𝑠− 𝑃𝑠𝑒𝑝

Baja Productividad J < 0,5Productividad Media 0,5 < J < 1,0Alta Productividad J 1,0 < J < 2,0Excelente Productividad J< 2.0

FACTORES QUE AFECTAN LA PRODUCCIÓNPropiedades termodinámicas de los fluidos

• Presión• Volumen • Temperatura

Índice de Productividad

• Mecanismos de Producción• Comportamiento de Fases en el Yacimiento• Turbulencia en la Vecindad del Pozo• Comportamiento de la Permeabilidad Relativa

Daño en la Formación

• Durante la Perforación• Durante la Cementación• Durante la Completación• Durante el Cañoneo• Durante una Estimulación Matricial• Durante un Fracturamiento Hidráulico• Durante el Proceso de Producción del Pozo

Estimulación de Pozos

PROBLEMAS QUE PRESENTAN LOS POZOS

Tasa de Producción Limitada

• Baja Permeabilidad de la Formación: Esta puede ser una característica regional o local (pozo o área) de un yacimiento. Cuando se ha determinado que una de las causas de baja productividad es la baja permeabilidad, debe ser considerado siempre junto a otras posibles causas de baja productividad. La característica básica de un yacimiento de baja permeabilidad es que existe una rápida declinación de producción. De no existir suficiente información petrofísica para definir la baja productividad, las pruebas de producción y presión pueden servir para diferenciar entre baja permeabilidad o daño de la formación, como causa de la baja productividad.

• Baja Presión del Yacimiento: El nivel de presión del yacimiento está estrechamente relacionado con los mecanismos de producción presentes en el mismo. Por ello, se debe tener un buen control de las mediciones de presión que permitan definir a tiempo el comportamiento de ésta, lo cual ayudaría a definir los mecanismos dominantes de la producción.

• Daño de la Formación: El daño de la formación se puede describir como una disminución de la productividad o inyectividad de un pozo, por efectos de restricciones en la vecindad del mismo, en las perforaciones, en el yacimiento o en la comunicación de las fracturas con el pozo.

• Sistema Inadecuado de Levantamiento: Si el levantamiento artificial ya está instalado, puede existir un diseño inadecuado, un método inadecuado, o mal funcionamiento del equipo como causa de la declinación de producción.


Tasa de Producción Limitada

• Taponamiento en la Vecindad del Pozo o de la Tubería de Producción: Cuando existe una merma en la productividad de un pozo, la primera opción es revisar el sistema de levantamiento artificial y, como segunda opción, verificar el posible taponamiento de la tubería, perforaciones o vecindad del pozo. El taponamiento puede ser causado por factores como: empaque inadecuado con grava, fracturamiento con arena, lodo, daño de formación, tubería de producción o revestidor colapsado, etc.

• Alta Viscosidad del Petróleo: La tasa de producción es inversamente proporcional a la viscosidad del petróleo. Por lo tanto, cuando se aumenta la viscosidad, disminuye la producción.

• Excesiva Contrapresión sobre la Formación: La excesiva contrapresión sobre la formación puede causar una apreciable reducción de la producción de petróleo o gas y, más aún, la inactividad del pozo. Este problema puede ser causado por: taponamiento de las perforaciones, reductores en fondo y en superficie, separadores gas-petróleo, taponamiento de líneas de flujo, tubería de producción o revestidor de pocas dimensiones, excesiva contrapresión en la línea de flujo, en el sistema de flujo o en el separador gaspetróleo.


Alta Producción de Agua

• Empuje natural del agua o influjo de agua debido al adedamiento o conificación de agua.• Fuentes extrañas de agua, lo que incluye: roturas del revestidor, fallas del equipo de completación o de la cementación primaria.• Fracturamiento o acidificación de zonas de agua adyacentes a la zona de petróleo.

Alta Producción de Gas

• Gas disuelto en el Petróleo• Capas de Gas Primaria o Secundaria• Flujo de Gas de Zonas Infra o Suprayacentes

Problemas Mecánicos

• Falla en la cementación primaria• Filtración del revestidor, tubería de producción y de empacadura• Fallas del equipo de levantamiento artificial• Comunicación por completaciones múltiples

FACTORES A CONSIDERAR PARA UN REACONDICIONAMIENTO

Diagnóstico del equipo de producción

• Conocer las condiciones de operación del equipo de producción, ya que muchas veces el bajo rendimiento de algunos pozos se debe a un mal funcionamiento de dicho equipo, y ello se puede resolver sin que se requiera la entrada de un taladro de reacondicionamiento

Condición mecánica

• Verificar el estado mecánico del pozo mediante la revisión de los trabajos anteriores• Verificación de fondo para determinar si existe alguna obstrucción mecánica en la

tubería o en el revestidor ranurado

Historia de producción

• Es importante tener información sobre la completación original: fecha e intervalos cañoneados, si se realizó trabajo de estimulación y si se instaló equipo de control de arena.

• Conocer si hubo problemas de pérdidas de circulación frente a la zona productora, que hubiesen podido ocasionar daño a la formación en esta oportunidad.• Problemas ocurridos durante la cementación primaria, o la del revestimiento de producción• Finalmente, los trabajos anteriores y las respuestas de producción después de los mismos, son fundamentales

Pozos vecinos

• De los pozos vecinos se debe tener en cuenta: Su posición estructural, zonas abiertas a producción y correlación con las del pozo en estudio, zonas aisladas por problemas de agua y/o gas, los trabajos realizados anteriormente y su comportamiento de producción después de cada trabajo.

Datos geológicos y Registros

• Cómo está localizado el pozo en el yacimiento en la zona del reacondicionamiento en perspectiva• Calidad de la arena indicada en los registros• Datos de núcleos tales como So, Sw, Ф, K, etc• Pruebas del contenido de la formación• Definición del contacto agua-petróleo

Consideraciones del yacimiento

• Recuperación final• Mecanismos de empuje• Posición estructural• Presión de yacimiento

CLASIFICACIÓN DE LOS TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO

Según su Magnitud

Trabajos MayoresSe define como la

intervención al pozo para cambiar la esencia del

mismo, incluyendo: Cambios de intervalo,

Ampliación o reducción de Intervalos, Profundización o

modificación para acondicionamiento a otro fin (productor a inyector),

Re-entradas

Trabajos MenoresSe define como la

intervención al pozo en la cual no se modifica su

esencia pero puede ser tan costosa y difícil como

cualquier reparación mayor o la misma perforación

Según su Tipo

Permanentes

Son aquellos trabajos

en el pozo que generan cambios

del yacimien

to producto

r o dentro

del mismo

Temporales

Son aquellos trabajos adicionales que

se realizan

en el pozo

mediante

dispositivos

mecánicos que

permitan la

apertura o cierre

de intervalos en un mismo

yacimiento

productor o

cambio en otro

yacimiento

Reparaciones

Son aquellos trabajos adicionales que

se realizan con el

propósito de

instalar equipos

de subsuelo

para restaurar

la condició

n mecánic

a del pozo

Mantenimiento

Mantener en

condición de

producción el pozo

resolviendo

problemas

específicos o de control

de yacimiento, estos pueden

ser preventiv

os o correctiv

os

Operaciones de Pesca

La operació

n de “pesca” son los

diferentes

procedimientos, que con técnicas, experien

cias y habilidades en el uso de

pescantes se

utilizan para la

recuperación de

pescados

CLASIFICACIÓN DE LOS TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO

Según su Magnitud

Trabajos Mayores

ReparacionesReacondiciona

mientos

Trabajos MenoresOperacion

es con Guaya

Trabajos con

Coiled Tubing

Trabajos con

Snubbing Unit

TIPOS DE REACONDICIONAMIENTO•Cambiar el intervalo de completación existente mediante cañones o por otros medios•Controlar producción de petróleo o gas•Controlar problemas de producción de arena mediante tamices ranurados, empaques con grava, o consolidación en sitio•Profundizar, desviar o perforar direccionalmente y completar en el mismo yacimiento

Efectuados en el mismo Yacimiento

•Cambiar el intervalo de completación a un yacimiento diferente•Convertir un pozo abandonado, suspendido, o cualquier otro pozo de inyección, en un pozo productor de petróleo o gas•Desviar perforando direccionalmente o profundizar hacia un nuevo yacimiento

Recompletación en Nuevos Yacimientos

•Reparar filtraciones (fugas) en el revestidor, empacaduras, y tubería de produccion•Reemplazar tubería de producción, tamices ranurados, tuberías ranuradas u otros equipos de subsuelo•Extender el liner de producción hasta la superficie si el revestidor intermedio esta dañado•Limpiar el hoyo del pozo con el fin de eliminar tapones de arena, parafina, desechos metálicos y otros

Reparaciones

PERFILES DE PRODUCCIÓN• EL PERFILAJE DE PRODUCCIÓN SE PUEDE DEFINIR COMO LAS MEDICIONES EFECTUADAS EN EL SUBSUELO

POSTERIORES A LA COMPLETACIÓN INICIAL DEL POZO. SU OBJETIVO ES PROPORCIONAR INFORMACIÓN SOBRE LA NATURALEZA Y EL MOVIMIENTO DE LOS FLUIDOS DENTRO DEL POZO. HAY DOS GRANDES ÁREAS A LAS CUALES SE LE APLICA EL PERFILAJE DE PRODUCCIÓN: COMPORTAMIENTO DE LOS YACIMIENTOS Y PROBLEMAS EN LOS POZOS.

• LOS ESTUDIOS DE COMPORTAMIENTO INCLUYEN LOS PERFILES DE FLUJO EN LOS POZOS, PARA DETERMINAR LA CANTIDAD Y TIPO DE FLUIDOS PRODUCIDOS EN CADA ZONA DEL POZO (Y DEL YACIMIENTO) Y LA DETERMINACIÓN DEL ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD PARA POZOS DE PETRÓLEO Y EL POTENCIAL TOTAL PARA POZOS DE GAS. LOS PERFILES DE PRODUCCIÓN CORRIDOS A UNA EDAD TEMPRANA EN LA VIDA DEL POZO, SIRVEN COMO MARCO DE COMPARACIÓN CON CORRIDAS POSTERIORES, BIEN SEA PARA MONITOREAR LA ETAPA DE AGOTAMIENTO DEL POZO O PARA RESOLVER PROBLEMAS.

• LOS PROBLEMAS CAUSADOS POR FALLAS EN LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO U OTRAS HERRAMIENTAS DE LA COMPLETACIÓN O LA COMUNICACIÓN ENTRE ZONAS, POR DETRÁS DE LA TUBERÍA PUEDEN DEFINIRSE Y LOCALIZARSE CON ESTOS PERFILES DE PRODUCCIÓN.

• LAS REPARACIONES RESULTAN SIMPLES Y ECONÓMICAS CUANDO LA NATURALEZA DEL PROBLEMA ESTÁ BIEN ENTENDIDA ANTES DE COMENZAR LOS TRABAJOS DE REPARACIÓN. EN OCASIONES, LAS SOLUCIONES PUEDEN LOGRARSE CON HERRAMIENTAS BAJADAS A TRAVÉS DE LA TUBERÍA EDUCTORA, CON POCA O ESCASA PÉRDIDA DE PRODUCCIÓN COMO CONSECUENCIA DE LOS TRABAJOS.

PERFILES DE PRODUCCIÓN

• A MENUDO NO ES POSIBLE MANTENER UNA PRESIÓN DE FONDO QUE PERMITA PRODUCIR TODAS LAS ZONAS JUNTAS A UNA TASA DE PRODUCCIÓN DESEADA. LOS MÉTODOS DE PERFILAJE DE PRODUCCIÓN NOS PROPORCIONAN MEDIDAS DE LA TASA DE PRODUCCIÓN Y EL CONTENIDO DE FLUIDOS DE CADA UNA DE LAS ZONAS, LO QUE PERMITE TOMAR MEDIDAS QUE PERMITAN QUE EL DRENAJE DE LOS YACIMIENTOS SEA LLEVADO DE MANERA OPTIMIZADA.

• EL PERFILAJE DE PRODUCCIÓN OFRECE UNA FORMA RÁPIDA Y ECONÓMICA PARA DETERMINAR Y LOCALIZAR LAS ZONAS DE ALTA PRODUCCIÓN DE AGUA O DE ALTA RELACIÓN GAS PETRÓLEO, QUE EL PROCESO DE PRUEBA DE LAS ZONAS UNA POR UNA (DRILL STEM TESTING), DURANTE EL CUAL LAS ZONAS RARA VEZ PRODUCEN POR SEPARADO EN FORMA SIMILAR A COMO PRODUCEN DE MANERA CONJUNTA.

• CUANDO LA PRODUCCIÓN VIENE DE UNA ZONA DE BUEN ESPESOR Y MASIVA, ES ESENCIAL DETERMINAR SI LOS FLUIDOS OFENSORES ESTÁN ENTRANDO DESDE EL TOPE O DESDE EL FONDO DE LA ZONA, O SI EXISTE UNA DISTRIBUCIÓN UNIFORME, O SI PUDIESEN PROVENIR DE OTRAS ZONAS, POR DETRÁS DE LA TUBERÍA.

PROBLEMAS DIAGNOSTICADOS CON EL PERFILAJE DE PRODUCCIÓN

Problemas con gas en pozos productores de petróleo

• El gas disuelto en el petróleo a las condiciones de fondo se produce con el petróleo y se libera como gas no asociado o libre en la superficie; esta producción de gas es inevitable. Si la cantidad de gas producido es excesiva de acuerdo con lo esperado según las características PVT del fluido, en el yacimiento o en el fondo se está produciendo gas libre.

• Si el gas producido en exceso no es reinyectado, es importante controlar la relación gas petróleo, pues en caso contrario, la energía del yacimiento se reducirá rápidamente, con la consiguiente pérdida en recobro final.

• Si existe una capa de gas (Fig. 1.1), la producción de gas libre puede estar viniendo por expansión hacia abajo de la capa de gas; esta condición puede resultar agravada dando lugar al mecanismo que es conocido como conificación, si la permeabilidad vertical es suficientemente alta (Fig. 1.2).

• En zonas de buen espesor, con permeabilidad estratificada, el gas libre puede adedarse hacia abajo desde la capa de gas hacia el pozo (Fig. 1.3), a través de las zonas más permeables antes de que las zonas adyacentes dejen de producir petróleo.

• Finalmente, el gas libre puede ser producido desde zonas cercanas, por detrás de la tubería de revestimiento (Fig. 1.4), en los casos donde exista pobre cementación, o por fugas en la tubería.


Fig. 1.1 Gas producido con petróleo de la capa y del gas

asociado

Fig. 1.2 Conificación de gas libre Fig. 1.3 Adedamiento del gas en las capas mas permeables de los

yacimientos estratificados


Alto corte de agua en pozos productores de Petróleo

• En un yacimiento donde esté presente un contacto agua petróleo, existe una zona de transición de mayor o menor espesor dependiendo de las características de las rocas, debajo de la cual solamente se produce agua y por encima de la cual se produce petróleo limpio. Los pozos completados dentro de la zona de transición producirán petróleo con mayor o menor corte de agua.

• A semejanza de lo que ocurre en los pozos con alta RGP discutidos anteriormente, el exceso de agua puede deberse a la elevación del contacto hacia las perforaciones, a medida que la producción de petróleo progresa. Si las tasas

• son altas y existe permeabilidad vertical favorable, es posible inducir una conificación de agua (Fig. 1.5).• En zonas de buen espesor, con permeabilidad estratificada, el agua puede llegar por adeudamiento hacia arriba desde el contacto hacia el pozo, a través de las zonas más permeables,

mientras que las zonas más apretadas todavía conservan mucho petróleo (Fig. 1.6).• Finalmente, el agua puede ser producida desde arenas acuíferas cercanas, por detrás de la tubería de revestimiento, en los casos donde exista pobre cementación, o por fugas en la tubería

(Fig. 1.7).

Fig. 1.4 Producción de gas libre a través de fuga

por el revestidor y canalización

Fig. 1.5 Conificación de agua a través de

planos de estratificación

Fig. 1.6 Entrada irregular de agua con irrupción temprana en capas de

alta permeabilidad



Problemas en pozos inyectores

• En los pozos inyectores de agua o gas, la inyección se diseña para mantener un frente controlado y evitar la irrupción prematura que puede producirse si una o mas de las zonas reciben cantidades de fluido inyectado mucho mayores que las previstas. Esta situación debe ser detectada a tiempo de tomar acciones correctivas. Para esto se requiere tener un conocimiento de las cantidades de fluidos recibidas por cada zona.

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

NOCIONES BÁSICAS DEL FLUJO EN TUBERÍAS

IntroducciónLos perfiles de producción son corridos, por lo general, en sistemas en los cuales uno o más fluidos fluyen en una tubería vertical. La naturaleza de tal flujo vertical, incluyendo el flujo multifásico, debe ser bien entendida para poder usar la información obtenida con las herramientas de perfilaje de producción y de las mediciones en superficie para resolver los problemas en los pozos.

Flujo Monofásico• Laminar• Turbulento

Flujo Multifario

TIPOS DE FLUJO

• En la práctica es frecuente encontrar tanto flujos monofásicos como multifásicos.

• Los problemas de los pozos que presentan flujo monofásico, como en el caso de pozos inyectores y de pozos productores de petróleo limpio o gas, se resuelven usualmente en forma simple mediante el uso de un medidor de flujo y un perfil de temperaturas. Sin embargo, cerca del fondo del pozo pueden existir condiciones bifásicas, aún cuando la producción en superficie sea limpia. Por ejemplo, un pozo produciendo a baja tasa con un corte de agua despreciable, casi siempre mantiene el hoyo totalmente lleno de agua desde el fondo hasta la zapata del eductor, excepto por el espacio ocupado por la producción de petróleo y gas, que toma la forma de burbujas levantándose desde una zona de agua casi estática.

• Consideraremos en primer lugar el caso de flujos de una sola fase, de manera que la terminología y las técnicas de evaluación puedan introducirse en su forma más simple y didáctica.

FLUJO MONOFASICO

• En el flujo laminar la distribución de la velocidad es simétrica a la dirección del flujo, aunque el flujo adyacente a la pared de la tubería es estacionario. El perfil de velocidad es parabólico

Flujo laminar

• Vc = es la velocidad en el centro de la tubería, (Máxima)• R = es el radio de la tubería• r = es una distancia medida desde el centro de la tubería.• V = Velocidad promedio.

Ecuación del calculo de velocidad

• Cuando se produce un flujo turbulento, el fluido es estacionario en la pared de la tubería y hay una capa delgada de flujo laminar cerca de ella, pero la velocidad tiene variaciones mucho menores, caracterizándose por un perfil de velocidad casi plano en la zona turbulenta

Flujo turbulento

• y = distancia medida desde el centro de la tubería,

• V = velocidad en un punto a distancia “Y” del centro de la tubería,

• f = factor de fricción de la tubería, función de la rugosidad de la pared,

• e = altura media de las rugosidades de la pared• Vp = velocidad promedio del fluido (Qt / Área).

Ecuación del calculo de velocidad

NUMERO DE REYNOLDS

• El número de Reynolds (Re) es un número adimensional utilizado en mecánica de fluidos, diseño de reactores y fenómenos de transporte para caracterizar el movimiento de un fluido. El concepto fue introducido por George Gabriel Stokes en 1851,2 pero el número de Reynolds fue nombrado por Osborne Reynolds (1842-1912), quien popularizó su uso en 1883.

• Experimentos realizados en laboratorios de tuberías verticales, muestran que una combinación de cuatro factores determina si existe flujo laminar o turbulento. Esta combinación es conocida como el número de Reynolds.

Numero de Reynolds

• ρ = es la densidad del fluido, en gr / cm3;• d = es el diámetro interno de la tubería, en cm.• μ = es la viscosidad del fluido, en poises y• V = es la velocidad promedio, en cm / seg.

Calculo del numero de Reynolds

• Qt = es la tasa de flujo en bls/día,• ρ = es la densidad en gr / cc,• d = es el diámetro interno en pulgadas y• μ = es la viscosidad en centipoises.

Unidades de Campo

PATRONES DE FLUJO

En la siguiente tabla se leen los valores para discriminar el tipo de flujo, según el número de Reynolds.

• Si el número de Reynolds es menor de 2100 el flujo será laminar y si es mayor de 3000 el flujo será turbulento. El mecanismo y muchas de las razones por las cuales un flujo es laminar o turbulento es todavía hoy objeto de especulación.

• Para valores de RE<2000 (para flujo interno en tuberías circulares) el flujo se mantiene estacionario y se comporta como si estuviera formado por láminas delgadas, que interactúan sólo en función de los esfuerzos tangenciales existentes. Por eso a este flujo se le llama flujo laminar. El colorante introducido en el flujo se mueve siguiendo una delgada línea paralela a las paredes del tubo.

• Para valores de 2000≤RE≤3000 (para flujo interno en tuberías circulares) la línea del colorante pierde estabilidad formando pequeñas ondulaciones variables en el tiempo, manteniéndose sin embargo delgada. Este régimen se denomina de transición.

• Para valores de RE≥3000 , (para flujo interno en tuberías circulares) después de un pequeño tramo inicial con oscilaciones variables, el colorante tiende a difundirse en todo el flujo.

Patrones de Flujo

REGÍMENES DE FLUJO

• Burbujas de gas, distribuidas de forma homogénea, se mueven corriente arriba a través del petróleo a una velocidad marcada por la diferencia de densidades y la viscosidad del crudo.

Flujo burbuja:

• A medida que ascienden en la tubería, con la reducción de presión las burbujas se expanden y aparecen nuevas, que se unen formando un cúmulo o tapón de gas que alcanza la dimensión del diámetro interno de la tubería.

Flujo tapón:

• La presión se reduce aún más y los tapones tienden a unirse y se mueven hacia el centro de la columna; el gas arrastra pequeñas gotas de petróleo en suspensión, aunque la mayor parte del petróleo fluye pegado a la pared de la tubería.

Flujo espuma:

• Una mayor reducción de la presión incremento el volumen y flujo de petróleo y gas. A altas velocidades del gas. el petróleo es transportado en gotas muy pequeñas distribuidas uniformemente en el gas y apenas una capa muy delgada se adhiere a las paredes de la tubería. Por lo tanto, las dos fases se mueven a la misma velocidad.

Flujo neblina:

espuma

niebla

REGÍMENES DE FLUJO

• Burbujas de gas, distribuidas de forma homogénea, se mueven corriente arriba a través del petróleo a una velocidad marcada por la diferencia de densidades y la viscosidad del crudo.

Flujo burbuja:

• A medida que ascienden en la tubería, con la reducción de presión las burbujas se expanden y aparecen nuevas, que se unen formando un cúmulo o tapón de gas que alcanza la dimensión del diámetro interno de la tubería.

Flujo tapón:

• La presión se reduce aún más y los tapones tienden a unirse y se mueven hacia el centro de la columna; el gas arrastra pequeñas gotas de petróleo en suspensión, aunque la mayor parte del petróleo fluye pegado a la pared de la tubería.

Flujo espuma:

• Una mayor reducción de la presión incremento el volumen y flujo de petróleo y gas. A altas velocidades del gas. el petróleo es transportado en gotas muy pequeñas distribuidas uniformemente en el gas y apenas una capa muy delgada se adhiere a las paredes de la tubería. Por lo tanto, las dos fases se mueven a la misma velocidad.

Flujo neblina:

HOLD UP (RETENCIÓN)

• Se define como retención en flujo en tuberías, a la proporción volumétrica de una fase de un fluido presente en una sección de la tubería, dividida por el volumen contenido en esa sección de tubería. En mezclas de dos fases las retenciones se derivan con facilidad a partir de los gradientes hidrostáticos de presión tal como se miden con el gradiomanómetro.

• Hay que tener en cuenta que las retenciones son distintas de las tasas relativas de flujo de las fases; de hecho, siempre hay una mayor proporción de la fase mas pesada presente en la tubería que lo que debería esperarse de la producción en superficie. Esto es debido a que la fase más liviana tiene mayor velocidad vertical que la fase más pesada. En una mezcla agua-petróleo, el petróleo viaja más rápido que el agua, y esto tiene un marcado efecto en las herramientas que pretenden medir la densidad de los fluidos. La Fig. 3.7 muestra una sección de tubería a la cual se le ha realizado un corte transversal A; en ella está fluyendo una mezcla de petróleo y agua. Llamemos Vw a la velocidad del agua, y Vo a la velocidad del petróleo.

Retención (Holdup)

HOLD UP (RETENCIÓN)

• Se define como retención en flujo en tuberías, a la proporción volumétrica de una fase de un fluido presente en una sección de la tubería, dividida por el volumen contenido en esa sección de tubería. En mezclas de dos fases las retenciones se derivan con facilidad a partir de los gradientes hidrostáticos de presión tal como se miden con el gradiomanómetro.

• Hay que tener en cuenta que las retenciones son distintas de las tasas relativas de flujo de las fases; de hecho, siempre hay una mayor proporción de la fase mas pesada presente en la tubería que lo que debería esperarse de la producción en superficie. Esto es debido a que la fase más liviana tiene mayor velocidad vertical que la fase más pesada. En una mezcla agua-petróleo, el petróleo viaja más rápido que el agua, y esto tiene un marcado efecto en las herramientas que pretenden medir la densidad de los fluidos. La Fig. 3.7 muestra una sección de tubería a la cual se le ha realizado un corte transversal A; en ella está fluyendo una mezcla de petróleo y agua. Llamemos Vw a la velocidad del agua, y Vo a la velocidad del petróleo.

Retención (Holdup)

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

Velocidad de deslizamiento (Slippage velocity)

VELOCIDAD DE DESLIZAMIENTO

CONCLUSIONES DEL RÉGIMEN DE FLUJO• EN FLUJO EN TUBERÍAS VERTICALES, CUANDO SE INTERPRETAN PROBLEMAS BIFÁSICOS DE POZOS, ES

NECESARIO TENER EN MENTE LO SIGUIENTE:

• ES NECESARIO EVALUAR LA VELOCIDAD DE DESLIZAMIENTO PARA PODER DETERMINAR LA CONTRIBUCIÓN DE CADA ZONA A PARTIR DE DATOS DE MEDIDORES DE FLUJO Y DE GRADIENTES DE PRESIÓN.

• CUANDO LA VELOCIDAD DE DESLIZAMIENTO NO PUEDE SER CALCULADA USANDO LA PRODUCCIÓN DE LOS POZOS Y DATOS DE GRADIENTE DE PRESIÓN, DEBE SER ESTIMADA SOBRE LA BASE DE LA COMPOSICIÓN DE LA MEZCLA Y LA DIFERENCIA DE DENSIDADES ASUMIENDO FLUJO TIPO BURBUJA.

• AÚN CUANDO LA VELOCIDAD DEPENDE EN CIERTA EXTENSIÓN DEL RÉGIMEN DE FLUJO, EL ERROR RELATIVO RESULTANTE DEL USO DE UN VALOR DE DESLIZAMIENTO BASADO EN FLUJO TIPO BURBUJA CUANDO EL RÉGIMEN REAL ES TIPO TAPÓN O NEBLINA, ES MÍNIMO A TASAS ALTAS DE FLUJO.

• POR OTRO LADO, UN PEQUEÑO ERROR EN LA ESTIMACIÓN DE LA VELOCIDAD PUEDE CONDUCIR A VALORES INACEPTABLES CUANDO LAS TASAS SON BAJAS.

• EXISTE POCA INFORMACIÓN RELACIONANDO LAS VELOCIDADES DE DESLIZAMIENTO EN FLUJO TRIFÁSICO A LOS PARÁMETROS MEDIBLES. EN GENERAL, LOS PROBLEMAS QUE INVOLUCRAN CASOS TRIFÁSICOS SE RESUELVEN MEDIANTE LA INTERPRETACIÓN CUANTITATIVA DE LAS HERRAMIENTAS DE PERFILAJE DE PRODUCCIÓN CONTINUO, O CUANDO LAS TASAS LO PERMITEN, CON EL MEDIDOR DE FLUJO EMPACADO Y EL ANALIZADOR DE FLUIDOS.

HERRAMIENTAS PARA EL REGISTRO DE PRODUCCIÓN/INYECCIÓN

• MEDIDOR DE TASA DE FLUJO (FLOWMETER).

• MEDIDORES DE DENSIDAD (GRADIOMANOMETRO Y FDT).

• MEDIDORES DE CORTE DE AGUA (HYDROTOOL).

• MEDIDORES DE PRESIÓN.

• MEDIDORES DE TEMPERATURA.

• MEDIDORES DE RUIDO (HIDRÓFONOS).

• CALIBRADOR A TRAVÉS DE TUBERÍA (CALIPER).

• TRAZADORES RADIACTIVOS

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Reacondicionamiento de pozos