UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIALrepositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/5210/1/52435... · 2015-05-22 · 3.1 actualizaciÓn de los parÁmetros pvt de los fluidos de las areniscas

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERIA

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

ESTUDIO TÉCNICO DE LOS SISTEMAS DE MEDICIÓN

ACTUALES EN LA FASE DE PRUEBAS DE PRODUCCIÓN DE

LOS POZOS EN LOS CAMPOS NANTU Y HORMIGUERO DE

LA EMPRESA PETROORIENTAL EN EL BLOQUE SUR, PARA

PROPONER LA IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE

MEDICIÓN MÁS EFICIENTE EN POZOS SIMILARES

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TITULO

DE INGENIERO EN PETRÓLEOS

CESAR ANTONIO LLORI BUSTOS

DIRECTOR: ING. ROGER PEÑAHERRERA

Quito, mayo, 2013

© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2013

Reservados todos los derechos de reproducción

DECLARACIÓN

Yo, CESAR ANTONIO LLORI BUSTOS, declaro que el trabajo aquí

descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para

ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias

bibliográficas que se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos

correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de

Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional

vigente.

_________________________

Cesar A. Llori Bustos

C.I. 1500592553

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Estudio Técnico de

los Sistemas de Medición actuales en la fase de pruebas de

producción de los pozos en los Campos Nantu y Hormiguero de la

Empresa PetroOriental en el Bloque Sur, para proponer la

implementación del Sistema de Medición más eficiente en pozos

similares.” que para aspirar al título de Ingeniero en Petróleos fue

desarrollado por César Llori, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad

de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el

reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.

___________________

Ing. Roger Peñaherrera.

DIRECTOR DEL TRABAJO

C.I.

DEDICATORIA

A Dios por darme vida y salud para poder terminar mi Carrera Universitaria

con éxito junto a mí amada esposa Denisse, mis hijos Gabriel, Alizee y

Andrés, a mi querida madre Hulda, mis hermanos, mis suegros y mis

cuñados que siempre me brindan su cariño y apoyo incondicional para

cumplir mis metas.

A mi amado Padre Segundo Cesar Llori, quien desde el cielo me da la

fuerza y voluntad para cumplir todo lo que me propongo y cumplir con uno

de sus sueños más anhelados verme graduado de Ingeniero en Petróleos.

AGRADECIMIENTO

A la empresa PETROORIENTAL, por darme la oportunidad de desarrollar

mi tesis en sus instalaciones y brindarme todo lo necesario para cumplir con

mí proyecto de Titulación.

i

ÍNDICE DE CONTENIDOS

RESUMEN XIX

ABSTRACT XXI

1. INTRODUCCIÓN 1

1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 1

1.1.1 ENUNCIADO DEL TEMA 1

1.1.2 DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA 1

1.2 JUSTIFICACIÓN 1

1.3 OBJETIVOS 2

1.3.1 OBJETIVO GENERAL 2

1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 2

2. MARCO TEÓRICO 4

2.1 GENERALIDADES DEL BLOQUE SUR (CAMPOS NANTU Y

HORMIGUERO) 4

2.1.1 UBICACIÓN GEOFIGURA. 4

2.1.2 ESTRATIGRAFÍA DE LAS FORMACIONES PRODUCTORAS. 5

2.1.3 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LAS FORMACIONES

PRODUCTORAS. 7

2.1.3.1 Propiedades Petrofísicas Arenisca U Inferior. 7

2.1.3.2 Propiedades Petrofísicas Arenisca M-1. 8

2.1.4 PROPIEDADES PVT DE LOS FLUIDOS. 9

2.1.4.1 Propiedades PVT Arenisca U Inferior. 9

2.1.4.2 Propiedades PVT Arenisca M-1. 10

2.1.5 POTENCIAL FORMACIÓN NAPO (BLOQUE 17) 10

2.1.5.1 Potencial Arenisca “U Inferior” 11

2.1.5.2 Potencial Arenisca “M-1” 12

ii

2.1.6 POTENCIAL FORMACIÓN NAPO (BLOQUE 14) 13

2.1.6.1 Potencial Arenisca “U Inferior” 13

2.1.6.2 Potencial Arenisca “M-1” 14

2.7 SITUACIÓN ACTUAL DE LOS CAMPOS DEL BLOQUE SUR. 15

2.7.1 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN CAMPO NANTU. 15

2.7.1.1 Manifold o Múltiple de Distribución. 15

2.7.1.2 Lanzador. 16

2.7.1.3 Producción Actual. 17

2.8 MEDIDOR MULTIFÁSICO DUAL CICLÓNICO Y SEPARADOR

(REMMS). 18

2.8.1 INTRODUCCIÓN. 18

2.8.2 PRINCIPIOS DE OPERACIÓN. 19

2.8.3 COMPONENTES DEL MEDIDOR. 20

2.8.3.1 Cilindro Separador. 21

2.8.3.2 Cilindro Ciclónico o GLCC. 21

2.8.3.3 Instrumentos de Medición de Flujo. 22

2.8.3.4 Medidor Másico CORIOLIS. 22

2.8.3.5 Medidor de Corte de Agua Red Eye. 29

2.8.3.6 Medidor de Gas Tipo VORTEX. 37

2.8.4 VÁLVULAS DE CONTROL DE NIVEL. 39

2.8.5 UNIDAD TERMINAL REMOTA (RTU) 40

2.8.5.1 Interfaz de Usuario. 40

2.8.5.2 Interfaz de Configuración. 41

2.8.5.3 Reportes de Evaluación. 42

2.8.6 INSTRUMENTACIÓN CONVENCIONAL. 43

2.8.6.1 Transmisor de Presión Diferencial. 43

iii

2.8.6.2 Transmisor de Presión. 44

2.8.6.3 Transmisor de Temperatura. 45

2.9 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN CAMPO HORMIGUERO. 46

2.9.1 PRODUCCIÓN ACTUAL. 47

2.9.2 MEDIDOR MULTIFÁSICO DE FUENTE RADIOACTIVA

(ROXAR). 48

2.9.2.1 Introducción. 48

2.9.2.2 Principios de Operación. 50

2.9.2.3. Principales Características del Medidor Multifasico de

Fuente Radioactiva ROXAR. 51

2.9.3 MEDICIÓN DE COMPOSICIÓN. 53

2.9.3.1 Densitómetro Gamma. 53

2.9.3.2 Cálculo de la Densidad de la Mezcla. 55

2.9.3.3 Sensor de Capacitancia. 55

2.9.3.4 Material Plástico-Aislante PEEK. 57

2.9.3.5 Sensor de Inductancia. 58

2.9.3.6 Algoritmos: Medición de Composición. 60

2.9.3.7 Flujos de Aceite Continuo y Agua Continua. 61

2.9.4 MEDICIÓN DE LA VELOCIDAD DUAL DE FLUJO DE LÍQUIDO

Y GAS. 63

2.9.4.1 Medidor de Velocidad de Correlación Cruzada (Medidor

Correlación X). 64

2.9.4.2 Medidor Venturi. 68

2.9.5 DESLIZAMIENTO. 70

2.9.6 EFECTOS DE LA ARENA, PARAFINAS, ESCALAS Y

EROSIÓN. 71

2.9.7 RANGO DE OPERACIÓN Y EXACTITUD. 72

iv

2.10 FLUJOS MULTIFÁSICOS. 81

2.10.1 DEFINICIONES DE LAS VARIABLES UTILIZADAS EN FLUJO

MULTIFÁSICO. 83

2.10.2 FLUJO VERTICAL. (YACIMIENTO - POZO - CABEZAL) 87

2.10.3 FLUJO HORIZONTAL.

(CABEZAL – MEDIDOR MULTIFÁSICO) 90

3. METODOLOGÍA 94

3.1 ACTUALIZACIÓN DE LOS PARÁMETROS PVT DE LOS FLUIDOS

DE LAS ARENISCAS U INFERIOR Y M-1. 94

3.2 CÁLCULO DE LOS PARÁMETROS PVT CON LA

CORRELACIONES DE KARTOATMODJO, T Y SCHMIDT, Z. 94

3.2.1 CÁLCULO DE LA PRESIÓN AL PUNTO DE BURBUJA. 95

3.2.2 CÁLCULO DEL FACTOR DE SOLUBILIDAD DEL GAS EN

PETRÓLEO (RS) 97

3.3.3 CÁLCULO DEL FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO. 98

3.3.4 CÁLCULO DE LA VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO. 99

3.3.5 CÁLCULO DEL FACTOR VOLUMÉTRICO DEL GAS 101

3.3.6 CÁLCULO DEL FACTOR VOLUMÉTRICO DEL AGUA. 102

3.3. TABLA DE RESULTADOS DE LOS CÁLCULOS PVT POR

CORRELACIONES DE LOS POZOS SELECCIONADOS. 105

3.4 ACTUALIZACIÓN DE CURVAS IPR CON LOS DATOS DE

PRODUCCIÓN DE LOS POZOS SELECCIONADOS CON LOS DOS

MEDIDORES MULTIFÁSICOS. 107

3.4.1 CURVA IPR DEL POZO N-16. 108

3.4.2 CURVA IPR ACTUAL DE POZO N-16 112

3.5 ANÁLISIS TÉCNICO DEL SISTEMA DE MEDICIÓN DE LOS

MEDIDORES MULTIFÁSICOS DEL BLOQUE SUR. 113

3.5.1 INTRODUCCIÓN. 113

v

3.5.2 PARÁMETROS IMPORTANTES PARA LA MEDICIÓN. 114

3.5.2.1 Condiciones del Yacimiento. 114

3.5.2.2 Presión de Fondo Fluyente. (Pwf) 114

3.5.2.3 Temperatura del Yacimiento. 115

3.5.2.4 Relación Gas-Petróleo (GOR). 115

3.5.2.5 Grado API. 116

3.5.2.6 Salinidad. 116

3.5.2.7 Condiciones de Operación. 116

3.5.2.8 Sistema de Levantamiento Artificial. 117

3.5.2.9 Presión en el Sistema de Medición. 117

3.5.2.10 Temperatura en el Sistema de Medición. 117

3.6 ANÁLISIS TÉCNICO. 118

3.6.1 MEDIDOR DUAL CICLÓNICO-SEPARADOR (REMMS). 118

3.6.1.1 Parámetros de Diseño del Medidor Dual

Ciclónico-Separador. 119

3.6.1.2 Medidor para Caudal de Fluido Total (Coriolis). 120

3.6.1.4 Medidor para El Corte de Agua o Bsw (Red Eye). 129

3.6.1.5 Medidor para el Caudal de Gas (Vórtex). 139

3.6.2 MEDIDOR DE FUENTE RADIOACTIVA ROXAR. 150

3.6.2.1 Parámetros de Diseño del Medidor de Fuente Radioactiva

ROXAR. 150

3.6.2.2 Análisis del Corte de Agua Sensor de Inductancia. 161

3.6.2.3 Análisis del Caudal de Gas del Medidor por Correlación

Cruzada. 171

4. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 180

4.1 TABLA COMPARATIVA DE LOS RESULTADOS DE LOS

PARÁMETROS PVT DE SOLUBILIDAD DEL GAS (RS)

vi

CALCULADOS CON LOS DE LABORATORIO EN LOS POZOS

SELECCIONADOS. 180


PARÁMETROS PVT DE LA PRESIÓN AL PUNTO DE BURBUJA

(PB) CALCULADOS CON LOS DE LABORATORIO EN LOS POZOS

SELECCIONADOS. 182

4.3 ANÁLISIS TÉCNICO DE LAS CURVAS IPR CON LAS PRUEBAS

DE PRODUCCIÓN ACTUALES DE LOS DOS MEDIDORES

MULTIFÁSICOS Y CON LA PB CALCULADA. 189

4.3.1 ANÁLISIS DE CURVAS IPR DEL POZO N-23. 190

4.3.2 ANÁLISIS DE CURVAS IPR DEL POZO N-2 192

4.3.3 ANÁLISIS DE CURVAS IPR DEL POZO H-3. 194

4.3.4 ANÁLISIS DE CURVAS IPR DEL POZO H-5 196

4.4 TABLA COMPARATIVA DE LOS CAUDALES PROMEDIO

MEDIDOS POR LOS DOS MEDIDORES MULTIFÁSICOS. 198



4.5 DETERMINACIÓN DE LOS PATRONES DE FLUJO EN LOS

POZOS SELECCIONADOS. 203

4.5.1 ANÁLISIS DEL GVF (FRACCIÓN VOLUMEN GAS) DEL

MEDIDOR DE FUENTE RADIOACTIVA. 206

4.6 MEDIDOR MULTIFÁSICO DUAL CICLÓNICO-SEPARADOR. 208

4.6.1 ANÁLISIS TÉCNICO DE LOS RESULTADOS DEL MEDIDOR

CORIOLIS. 208


DE CORTE DE AGUA RED EYE. 209


DE CAUDAL DE GAS VÓRTEX. 211

vii

4.7 MEDIDOR MULTIFÁSICO DE FUENTE RADIOACTIVA (ROXAR) 213


DE CAPACITANCIA. 214


DE INDUCTANCIA. 215


POR CORRELACIÓN CRUZADA. 217

4.8 ANÁLISIS COMPARATIVO DE LOS RESULTADOS DE

EXACTITUD DE LOS MEDIDORES MULTIFÁSICOS. 218

4.9 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS MEDIDORES

MULTIFÁSICOS. 220

4.9.1 MEDIDOR MULTIFÁSICO DUAL

CICLÓNICO – SEPARADOR. 220

4.9.1.1 Ventajas 220

4.9.1.2 Desventajas. 221

4.9.3 MEDIDOR MULTIFÁSICO DE FUENTE RADIOACTIVA. 221

4.9.3.1 Ventajas. 221

4.9.3.2 Desventajas. 222

4.10 SELECCIÓN DEL MEDIDOR MULTIFÁSICO DE MEJOR

DESEMPEÑO. 223

4.10.1 CAUDAL LÍQUIDO. 223

4.10.2 CAUDAL DE AGUA O CORTE DE AGUA (BSW). 224

4.10.3 CAUDAL DE GAS. 224

4.11 OPTIMIZACIÓN DE LAS PRUEBAS DE PRODUCCIÓN CON

LOS MEDIDORES MULTIFÁSICOS DEL BLOQUE SUR. 225

4.12 ANÁLISIS ECONÓMICO DE LOS MEDIDORES MULTIFÁSICOS

UTILIZADOS EN EL BLOQUE SUR. 228

viii

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. 230

5.1 CONCLUSIONES. 230

5.2 RECOMENDACIONES. 232

BIBLIOGRAFÍA 233

ix

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 2.1 Propiedades Petrofísicas Arenisca U Inferior. 8

Tabla 2.2 Propiedades Petrofísicas Arenisca M-1. 8

Tabla 2.3 Propiedades PVT Arenisca U Inferior. 9

Tabla 2.4 Propiedades PVT Arenisca M-1. 10

Tabla 2.5 Potencial Arenisca U Inferior. 12

Tabla 2.6 Potencial Arenisca M-1. 13

Tabla 2.7 Potencial Arenisca U Inferior. 13

Tabla 2.8 Potencial Arenisca M-1. 14

Tabla 2.9 Producción Actual del Campo Nantu. 18

Tabla 2.10 Producción Actual del Campo Hormiguero. 48

Tabla 2.11 Tabla de Valores de Incertidumbre del medidor. 76

Tabla 3.1 Tabla de Rango de Datos para la Correlación. 95

Tabla 3.2 Tabla de Constantes para la Correlación. 95

Tabla 3.3 Tabla de Datos de prueba de producción del Pozo N-10. 96

Tabla 3.4 Tabla de Datos de pruebas de producción para la Correlación. 104

Tabla 3.5 Tabla de Resultados PVT calculados con las Correlaciones de

Kartoatmodjo. 105

Tabla 3.6 Tabla de Resultados PVT calculados con las Correlaciones de

Mc Cain. 106

Tabla 3.7 Tabla de Datos de pruebas de producción promedio actuales

de los pozos. 108

Tabla 3.8 Tabla de Datos de presión vs caudal para graficar la curva IPR

del pozo N-16. 111

Tabla 3.9 Parámetros de Diseño y Operación del Medidor Dual. 119

Tabla 3.10 Parámetros de Diseño del Medidor de Caudal Líquido

(Coriolis). 120

Tabla 3.11 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo N-2. 124



Tabla 3.14 Cálculo de Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo N-23. 128

x

Tabla 3.15 Parámetros de Diseño del Medidor de Corte de Agua. 129

Tabla 3.16 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo N-2 132




Tabla 3.20 Parámetros de Diseño del Medidor de Caudal de Gas Vórtex.

140





Tabla 3.25 Datos de Diseño y Operación del Medidor Fuente

Radioactiva 150

Tabla 3.26 Historial de Pruebas de Producción Pozo N-10 153

Tabla 3.27 Historial de Pruebas de Producción Pozo N-16 155

Tabla 3.28 Historial de Pruebas de Producción Pozo H-5 157

Tabla 3.29 Historial de Pruebas de Producción Pozo H-3 159



Tabla 3.32 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo H-5 167






Tabla 4.1 Tabla de Resultados PVT de Solubilidad del Gas (Rs)

calculados con las Correlaciones de Kartoatmodjo. 181

Tabla 4.2 Tabla de Resultados de Presión Al Punto de Burbuja (Pb)

calculados con las Correlaciones de Kartoatmodjo. 183

Tabla 4.3 Tabla comparativa de los Resultados PVT de Rs calculados

con los de Laboratorio del pozo N-10 185

xi

Tabla 4.4 Tabla comparativa de los Resultados PVT de Rs calculados

con los de Laboratorio del pozo N-2 187


del pozo N-23 190

Tabla 4.6 Tabla de Datos de presión vs caudal para graficar la curva

IPR del pozo N-02, con Pb = 628 psi referencial. 192


IPR del pozo N-02, con Pb=392 psi calculado. 192


IPR del pozo H-03, con Pb=800 psi de referencia. 194


IPR del pozo H-03, con Pb=664 psi calculado. 194


IPR del pozo H-05, con Pb=628 psi de referencia. 196


IPR del pozo H-05, con Pb=686 psi calculado. 196

Tabla 4.12 Tabla comparativa de los Datos de producción actuales con

los dos medidores multifásicos en los pozos N-10 y N-16. 198

Tabla 4.13 Tabla de Datos de presión vs caudal para graficar las curva

IPR del pozo N-16, con los dos Sistemas de Medición y la

Pb=662 psi calculado. 199

Tabla 4.14 Tabla de Datos de presión vs caudal para graficar las curva

IPR del pozo N-10, con los dos Sistemas de Medición y la

Pb=521 psi calculado. 201

Tabla 4.15 Tabla de los Porcentajes de Gas (GVF) medidos por el

Medidor de Fuente Radioactiva. 204

Tabla 4.16 Exactitud del Medidor Dual Ciclónico-Separador. 208

Tabla 4.17 Resultados de la exactitud del Medidor Coriolis. 208

Tabla 4.18 Resultados de la exactitud del Medidor Red Eye. 209

Tabla 4.19 Resultados de la exactitud del Medidor Vórtex. 211

Tabla 4.20 Exactitud del Medidor de Fuente Radioactiva. 213

Tabla 4.21 Resultados del Medidor de Capacitancia. 214

xii

Tabla 4.22 Resultados del Medidor de Inductancia. 215

Tabla 4.23 Resultados del Medidor de Correlación Cruzada. 217

Tabla 4.24 Optimización de Pruebas de Producción con Medidores

Multifásicos. 226

Tabla 4.25 Optimización de Pruebas de Producción con Medidores

Multifásicos. 227

Tabla 4.26 Análisis de Costos de los Medidores Multifásicos. 228

xiii

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 2.1 Ubicación Geofigura de los Bloques 14 y 17. 5

Figura 2.2 Cuenca Oriente del Ecuador. 6

Figura 2.3 Manifold y Lanzador del Campo Nantu 17

Figura 2.4 Esquema del Medidor Dual Ciclónico - Separador 21

Figura 2.5 Vista Exterior e Interior del Medidor Coriolis ELITE 23

Figura 2.6 Esquema de Medición en Condiciones Estáticas de flujo. 24

Figura 2.7 Esquema de Medición en Condiciones Dinámicas de flujo. 24

Figura 2.8 Medición de la densidad con frecuencia de resonancia. 25

Figura 2.9 Esquema de Componentes del Medidor. 26

Figura 2.10 Detectores Electromagnéticos del Medidor. 27

Figura 2.11 Bobina Excitadora del Medidor. 27

Figura 2.12 Sensor de Temperatura RTD del Medidor. 28

Figura 2.13 Transmisor de Flujo del Medidor. 29

Figura 2.14 Medidor de corte de agua Red Eye 30

Figura 2.15 Densidad óptica de diversos petróleos. 33

Figura 2.16 Espectro de Absorción, Medidor de corte de agua. 34

Figura 2.17 Principio de medición Red Eye 35

Figura 2.18 Principio de medición Red Eye 36

Figura 2.19 Medidor Tipo Vórtex Foxboro. 37

Figura 2.20 Frecuencia de los vórtices. 38

Figura 2.21 Principio de medición del Medidor Tipo Vórtex Foxboro. 39

Figura 2.22 Válvulas automáticas de control. 40

Figura 2.23 Interfaz de Usuario del Medidor Dual. 41

Figura 2.24 Interfaz Figura Medidor Dual Ciclónico-Separador. 42

Figura 2.25 Reportes de evaluación Medidor Dual Ciclónico-Separador. 43

Figura 2.26 Transmisor de Nivel IDP10 Presión Diferencial. 44

Figura 2.27 Transmisor de Presión de Gas IGP10. 45

Figura 2.28 Transmisor de Temperatura RTT20. 45

Figura 2.29 Medición de Flujo Multifásico. 49

Figura 2.30 Medidor Multifásico de Fuente Radioactiva. 50

xiv

Figura 2.31 Principios de Medición del Medidor Multifásico. 52

Figura 2.32 Componentes de Medición del Medidor Multifásico. 53

Figura 2.33 Vista Frontal de Operación del Densitómetro Gamma. 54

Figura 2.34 Vista Superior de Operación del Densitómetro Gamma. 54

Figura 2.35 Esquema de los Electrodos del Sensor de Capacitancia. 56

Figura 2.36 Vista Interior de los Electrodos del Sensor de Capacitancia. 57

Figura 2.37 Diagrama de medición del Sensor de Capacitancia. 58

Figura 2.38 Diagrama de medición del Sensor de Inductancia. 59

Figura 2.39 Curvas de medición del Sensor de Inductancia. 59

Figura 2.40 Rangos de medición para Sensores de Capacitancia e

Inductancia. 62

Figura 2.41 Esquema de medición de velocidad del gas. 63

Figura 2.42 Principio de medición del gas por correlación cruzada. 64

Figura 2.43 Esquema de medición de burbujas grandes de gas. 66

Figura 2.44 Principio de medición de burbujas grandes de gas. 66

Figura 2.45 Principio de medición de burbujas pequeñas de gas. 68

Figura 2.46 Medidor Venturi 69

Figura 2.47 Regímenes de Flujo 70

Figura 2.48 Rango de Operación del Medidor 74

Figura 2.49 Interfaz Figura de Usuario del Medidor de Fuente

Radioactiva. 78

Figura 2.50 Interfaz de Configuración del Medidor de Fuente Radioactiva. 79

Figura 2.51 Reporte de Evaluación del Medidor de Fuente Radioactiva. 81

Figura 2.52 Formación de la Burbuja de Taylor. 84

Figura 2.53 Patrón de Flujo de Burbujas Dispersas. 88

Figura 2.54 Patrón de Flujo Tapón o Slug. 89

Figura 2.55 Patrón de Flujo de Transición o Churn. 89

Figura 2.56 Patrón de Flujo Anular. 90

Figura 2.57 Patrón de Flujo de Burbujas Dispersas. 91

Figura 2.58 Patrón de Flujo Estratificado. 91

Figura 2.59 Patrón de Flujo Estratificado Ondulado. 92

Figura 2.60 Patrón de Flujo Intermitente o Tapón (Slug). 92

xv

Figura 2.61 Patrón de Flujo Anular. 93

Figura 3.1 Curva IPR actual del pozo N-16. 112

Figura 3.2 Caudal Líquido vs Presión de Fondo N-2. 123




Figura 3.6 Bsw Red Eye vs Bsw Laboratorio Pozo N-2. 133




Figura 3.10 Caudal de Gas vs Presión de Casing Pozo N-2. 143




Figura 3.14 Caudal Líquido vs Presión de Fondo N-16 155

Figura 3.15 Caudal Líquido vs Presión de Fondo Pozo H-5 157

Figura 3.16 Caudal Líquido vs Presión de Fondo Pozo H-3. 159

Figura 3.17 Bsw Inductancia vs Bsw Laboratorio Pozo N-10 163

Figura 3.18 Bsw Inductancia vs Bsw Laboratorio Pozo N-16. 165

Figura 3.19 Bsw Inductancia vs Bsw Laboratorio Pozo H-5. 167

Figura 3.20 Bsw Inductancia vs Bsw Laboratorio Pozo H-3. 169

Figura 3.21 Caudal de Gas Actual vs GVF Actual Pozo N-10 173

Figura 3.22 Caudal de Gas Actual vs GVF Actual Pozo N-16 175

Figura 3.23 Caudal de Gas Actual vs GVF Actual Pozo H-5 176

Figura 3.24 Caudal de Gas Actual vs GVF Actual Pozo H-3 178

Figura 4.1 Figura de los Resultados PVT de Rs calculados con los de

Laboratorio de los pozos seleccionados. 182

Figura 4.2 Figura de los Resultados PVT de Pb calculados con los de

Laboratorio de los pozos seleccionados. 184

Figura 4.3 Curva de los Resultados PVT de Rs calculados con los de

Laboratorio del pozo N-10. 186

xvi

Figura 4.4 Valores de los Resultados PVT de Rs de Laboratorio del

pozo N-10 del año 2004. 186


Laboratorio del pozo N-02. 188

Figura 4.6 Valores de los Resultados PVT de Rs de Laboratorio del

pozo N-02 del año 2004. 188

Figura 4.7 Curva IPR con los datos de producción promedio actuales

del pozo N-23. 191


del pozo N-2. 193


del pozo H-3. 195


del pozo H-5. 197

Figura 4.11 Curvas IPR con los Datos de producción actuales con los

dos medidores multifásicos en el pozo N-16. 200

Figura 4.12 Curvas IPR con los Datos de producción actuales con los

dos medidores multifásicos en el pozo N-10. 202

Figura 4.13 Figura de los porcentaje de gas (GVF) medidos por el

Medidor de Fuente Radioactiva. 206

Figura 4.14 Mapa de los patrones de flujo actuales de los pozos N-10,

N-16, H-3 y H-5. 207

Figura 4.15 Resultados de exactitud del Medidor Dual

Ciclónico-Separador. 218

Figura 4.16 Resultados de Exactitud del Medidor Fuente Radioactiva. 219

Figura 4.17 Resultados de Exactitud para el Caudal Líquido. 223

Figura 4.18 Resultados de Exactitud del Corte de Agua (BSW). 224

Figura 4.19 Resultados de Exactitud del Caudal de Gas. 225

Figura 4.20 Análisis de Costos de los Medidores Multifásicos. 228

xvii

ÍNDICE DE ANEXOS

ANEXO 1.

Historial de Pruebas de Producción Pozo N-23. 235

ANEXO 2.


ANEXO 3.


ANEXO 4.

Historial de Pruebas de Producción Pozo Ntu-2. 237

ANEXO 5.


ANEXO 6.


ANEXO 7.

Historial de Pruebas de Producción Pozo H-5 239

ANEXO 8.

Historial de Pruebas de Producción Pozo H-3 239

xviii

NOMENCLATURA O GLOSARIO

Bo Factor Volumétrico del petróleo

Bg Factor Volumétrico del gas

Bw Factor Volumétrico del agua

BSW Corte de agua y sedimentos

BFPD Barriles de Fluido Producido por día

BPPD Barriles de Petróleo Producido por día

BWPD Barriles de Agua Producido por día

GOR Relación Gas – Petróleo

GVF Fracción de Volumen de Gas

Pws Presión estática del Yacimiento

Pwf Presión de Fondo Fluyente

Pb Presión al punto de Burbuja

Ps Presión del Separador

Rs Solubilidad del Gas

Ts Temperatura del Separador

Ty Temperatura del yacimiento

Uo Viscosidad del petróleo

∈ 𝐦𝐞𝐳𝐜𝐥𝐚 Permitividad de la mezcla

𝛔𝐦𝐞𝐳𝐜𝐥𝐚 Conductividad de la mezcla

𝛒𝐦𝐞𝐳𝐜𝐥𝐚 Densidad de la mezcla

𝜸 Fracción de petróleo

𝜶 Fracción de agua

𝜷 Fracción de gas

xix

RESUMEN

En el presente proyecto: Estudio Técnico de los Sistemas de Medición

actuales en la fase de pruebas de producción de los pozos en los

Campos Nantu y Hormiguero de la Empresa PetroOriental en el Bloque

Sur, para proponer la implementación del Sistema de Medición más

eficiente en pozos similares, se analizaron varios aspectos técnicos, a

continuación se describe el resumen del trabajo.

En el capítulo II, se realizó la revisión, descripción y la evaluación general

de los campos Nantu y Hormiguero, de los potenciales de producción de las

areniscas U Inferior y M1, los parámetros PVT de los pozos N-10 y N-02

que se utilizaron como valores de referencia para la determinación de los

nuevos parámetros PVT a las condiciones actuales del fluido y de

operación, de los Sistemas de Medición utilizados para la fase de pruebas

de producción (Medidores Multifásicos) y una revisión de los patrones de

flujo que se forman en las tuberías de producción y líneas de flujo.

En el capítulo III, se realizó la metodología del proyecto que consiste en la

actualización de los parámetros PVT, utilizando las correlaciones empíricas

de Kartoatmodjo, la actualización de las Curvas IPR de los pozos

seleccionados con el Método de Patton – Goland, el análisis técnico de los

resultados de las pruebas de producción realizadas con los dos Sistemas de

Medición utilizando ecuaciones para determinar la desviación y exactitud de

los Medidores de caudal líquido, de corte de agua (BSW) y del caudal de

gas y la determinación de los patrones de flujo presentes en los pozos

seleccionados analizando la fracción de gas (GVF) que mide el Medidor de

Fuente Radioactiva.

En el capítulo IV, se detallan y analizan técnicamente los resultados

obtenidos de la metodología utilizada para la actualización de los

parámetros PVT, Curvas IPR, Sistemas de Medición y se realiza la

selección del Medidor Multifásico de mejor eficiencia, exactitud y que brinda

xx

mejores ventajas operativas y además se presenta una clasificación de los

pozos con los dos Sistemas de Medición para la optimización de las

pruebas de producción en base a las condiciones de fluido y de operación

analizadas que se presentan en pozos similares.

En el capítulo V, en la parte final del proyecto se presentan las conclusiones

y recomendaciones que detallan los resultados obtenidos del Estudio

Técnico de los Sistemas de Medición.

xxi

ABSTRACT

In this project: Technical Study Measurement Systems phase current

production testing of wells in the Campos Nantu and Hormiguero

Company PetroOriental in South Block to propose the implementation

of more efficient measurement system in wells Similar, were analyzed

various technical aspects, the following describes the abstract.

In the Chapter II, is conducted the review, overview and general assessment

Nantu and Hormiguero fields, of production potentials U Lower and M1

sandstones, PVT parameters of wells N-10 and N-02 that is used as

reference values for the determination of the new PVT parameters to the

current conditions and operating fluid, Measurement Systems used for

production testing phase (Multiphase Meters) and a review of the flow

patterns that form in the production tubing and flow lines.

In the Chapter III, is conducted the project methodology consisting in

updating PVT parameters using empirical correlations Kartoatmodjo,

updating the IPR curves of selected wells Patton Method - Goland, technical

analysis the results of the production tests with the two measurement

systems using equations to determine the deviation and accuracy of liquid

flow meters, water cut (BSW) and the gas flow and the determination of the

flow patterns present Selected wells analyzing the gas fraction (GVF) meter

which measures the radioactive source.

In the Chapter IV, are detailed and technically analyze the results of the

methodology used to update the parameters PVT, IPR curves, measurement

systems and they choose the best efficiency Multiphase Meter, which

provides better accuracy and operational advantages and also presents a

classification of the wells with the two measurement systems for the

xxii

optimization of production tests based on fluid conditions and operating

analyzed presented similar wells.

In the Chapter V, in the end of the project presents the conclusions and

recommendations detailing the results of the Technical Study of

Measurement Systems.

INTRODUCCIÓN

1

1. INTRODUCCIÓN

1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.1.1 ENUNCIADO DEL TEMA

Estudio Técnico de los sistemas de medición actuales en la fase de pruebas

de producción de los pozos en los Campos Nantu y Hormiguero de la

Empresa PetroOriental en el Bloque Sur, para proponer la implementación

del sistema de medición más eficiente en pozos similares.

1.1.2 DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA

El problema de producción que presentan los pozos en los Campos Nantu y

Hormiguero operados por la Empresa PetroOriental en el Bloque Sur, dio

origen al presente estudio técnico de los sistemas de medición de los pozos

seleccionados en los mismos, con la finalidad de realizar el análisis técnico

de los componentes del sistema operativo y poder determinar los problemas

y las causas que afectan a la producción de los pozos en estudio y proponer

soluciones con respecto a uno de sus componentes en el sistema de

producción.

1.2 JUSTIFICACIÓN

La necesidad de determinar los problemas y causas que afectan a la

producción de los pozos de los Campos Nantu y Hormiguero en el Bloque

Sur, motivó la realización del presente estudio técnico de los sistemas de

medición, con la finalidad de analizar los componentes del sistema

productivo de los pozos, para el análisis se utiliza la información de los

resultados PVT de laboratorio de dos pozos seleccionados, resultados de

las pruebas de producción realizadas por los dos medidores multifásicos,

con las mismas se elaboran curvas IPR para determinar el potencial

máximo de los pozos y determinar la exactitud de las mediciones de las

2

fases liquida y gaseosa. Determinar los patrones de flujo que afectan a los

pozos seleccionados y proponer soluciones operativas para minimizar el

efecto en la producción de los pozos. Uno de los objetivos principales es la

selección del medidor multifásico de mejor exactitud y ventajas operativas a

las condiciones actuales.

1.3 OBJETIVOS

1.3.1 OBJETIVO GENERAL

Realizar el estudio técnico de los sistemas de medición en la fase

de pruebas de producción de los pozos en los Campos Nantu y

Hormiguero de la empresa PetroOriental en el Bloque Sur, con la

finalidad de proponer la implementación del sistema de medición

más eficiente en los pozos con similares condiciones de

producción.

1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

1. Revisar, describir y evaluar la situación actual e historiales de producción

de los pozos y los medidores multifásicos de los Campos Nantu y

Hormiguero del Bloque Sur.

2. Actualizar los parámetros PVT de los fluidos de producción actuales en

las areniscas U Inferior y M-1, utilizando las correlaciones empíricas de

cálculo.

3. Actualizar las curvas IPR de los pozos en estudio con los resultados de

las pruebas de producción actuales realizadas con los dos medidores

multifásicos.

4. Análisis comparativo de los resultados de medición del fluido con los

Sistemas de medición en la fase de pruebas de producción.

3

5. Selección del sistema de medición más eficiente en la fase de pruebas

de producción y proponer la implementación en pozos con similares

condiciones de fluido y operación.

MARCO TEÓRICO

4

2. MARCO TEÓRICO

2.1 GENERALIDADES DEL BLOQUE SUR (CAMPOS NANTU

Y HORMIGUERO)

El Bloque Sur, se encuentra ubicado en la región amazónica Provincia de

Orellana. Está conformado por los Bloques 14 y 17 respectivamente y se

encuentra asignado a la empresa operadora Andes Petroleum Ecuador

Limited, bajo la modalidad de contrato de Prestación de Servicios con el

Estado Ecuatoriano.

Los dos bloques 14 y 17 producen crudos pesados entre 15 – 23° API,

principalmente de la formación Napo (Arenisca U Inferior, Arenisca T Inferior

y Arenisca M-1) y de la Formación Hollín (Arenisca Hollín Superior y

Arenisca Hollín Inferior).

El Bloque 17, está conformado por los campos Hormiguero y Hormiguero

Sur respectivamente, el Campo Hormiguero está conformado por cuatro

plataformas (Wellpad) con un total de 27 pozos y el Campo Hormiguero Sur

dispone solo de una Plataforma (Wellpad) de 7 pozos.

El Bloque 14, está conformado por los campos Nantu, Penke, Sunka,

Wanke y Shiripuno, el Campo Nantu está conformado por dos plataformas o

Wellpad que son el Nantu B con 7 pozos y el Nantu D con 4 pozos.

2.1.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA.

El Bloque 14 y 17, se encuentran ubicados en la región amazónica

Provincia de Orellana, limitando al Norte con el Consorcio Petrosud -

Petroriva, al Sur con los Bloques 30 y 38, al Este con el Bloque 16 y al

Oeste con el Campo Auca de Petroecuador.

5

El Campo Hormiguero se encuentra ubicado en la región Noreste del

Bloque 17 de la cuenca oriente y limita al Este con el Campo Nantu (Bloque

14).

Figura 2.1 Ubicación Geográfica de los Bloques 14 y 17.

(Andes Petroleum, 2012)

2.1.2 ESTRATIGRAFÍA DE LAS FORMACIONES PRODUCTORAS.

Las formaciones Hollín y Napo del periodo Cretácico están presentes en el

mencionado bloque 17, constituyendo los yacimientos más importantes en

la producción de hidrocarburos.

6

Las principales areniscas productoras del campo Hormiguero, Hormiguero

Sur y Nantu son las siguientes: Arenisca U inferior (Lower U), Arenisca T

inferior (Lower T), Arenisca U superior, Formación Hollín Superior, Basal

Tena, Arenisca M-1.

Figura 2.2 Cuenca Oriente del Ecuador.

(Andes Petroleum, 2012)

Se puede resumir del análisis de salinidad de las Areniscas, que la misma

varía de acuerdo a la profundidad y a la edad de deposición de las

Areniscas, es decir a mayor profundidad de deposición mayor será la

7

salinidad del agua de formación, como se puede observar en la columna

estratigráfica de la Cuenca Oriente la Fig.2.2.

2.1.3 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LAS FORMACIONES

PRODUCTORAS.

Para el estudio técnico de los sistemas de medición en la fase de pruebas

de producción de los pozos seleccionados con los medidores Multifásicos

se consideran las propiedades petrofísicas de los yacimientos productores,

con la finalidad de conocer sus condiciones de flujo (Patrones de flujo) de

los fluidos producidos en los pozos.

2.1.3.1 Propiedades Petrofísicas Arenisca U Inferior.

En la tabla 2.1, se describen los valores de las propiedades petrofísicas de

la arenisca U Inferior, la cual presenta valores de 16.4 % de porosidad y una

permeabilidad de 107 md que son las propiedades físicas de mayor

importancia para el flujo de fluidos del yacimiento al pozo, estos valores son

buenos ya que el potencial que presenta esta arenisca en los dos bloques

14 y 17 así lo demuestra en las tablas 2.5 y 2.6. Esta arenisca además

presenta altos valores de presión de reservorio de 3420 psi y una

temperatura de 225 °F por la alta saturación de agua que tiene este

yacimiento como mecanismo de empuje de los fluidos producidos.

8

Tabla 2.1 Propiedades Petrofísicas Arenisca U Inferior.

PROPIEDADES DEL RESERVORIO

FORMACIÓN ARENISCA U INFERIOR

PERMEABILIDAD 107 md

POROSIDAD 16.40%

TEMPERATURA DE YACIMIENTO 225 °F

PRESIÓN DE RESERVORIO 3420 PSI

DAÑO DE FORMACIÓN -0.448

COMPRESIBILIDAD 5.70E10-6 psi-1

VISCOSIDAD 18.676 CP

2.1.3.2 Propiedades Petrofísicas Arenisca M-1.

En la tabla 2.2, se detalla las propiedades petrofísicas de la arenisca M-1, la

segunda arena productora de mayor potencial en los dos bloques 14 y 17,

ya que esta presenta valores excelentes de 20% de porosidad y 525 md de

permeabilidad para el flujo de fluidos de la arenisca a los pozos, además

tiene una presión de reservorio de 2205 psi y una temperatura de 220°F,

estos valores son menores que las areniscas anteriores debido a que las

mismas se encuentran a mayor profundidad. Este yacimiento presenta

mecanismos de empuje por expansión de gas en pozos con bajo corte de

agua y empuje hidráulico en pozos con cortes de agua mayor al 40%.

Tabla 2.2 Propiedades Petrofísicas Arenisca M-1.

PROPIEDADES FÍSICAS DEL RESERVORIO

FORMACIÓN ARENISCA M-1

PERMEABILIDAD 525 md

POROSIDAD 20.00%

TEMPERATURA DE YACIMIENTO 220 °F

PRESIÓN DE RESERVORIO 2205 PSI

DAÑO DE FORMACIÓN -0.85

COMPRESIBILIDAD 7.50E10-6 psi-1

VISCOSIDAD 9.432 CP

9

2.1.4 PROPIEDADES PVT DE LOS FLUIDOS.

Es importante analizar y detallar las propiedades PVT de los fluidos que

producen las areniscas mencionadas anteriormente. Debido a que estos

datos se ingresan en el software del computador de flujo de los Medidores

Multifásicos para realizar los cálculos de volúmenes de cada fase de

condiciones actuales de yacimiento a condiciones estándar de superficie.

2.1.4.1 Propiedades PVT Arenisca U Inferior.

La siguiente tabla 2.3 corresponde a los resultados del análisis PVT,

realizados a dos muestras de fluido recolectadas del fondo del pozo Nantu-

10 de la arenisca U Inferior, en el año 2004. Estos valores son obtenidos en

el laboratorio simulado a condiciones de yacimiento y condiciones de

superficie. Para el análisis técnico de la medición del caudal de gas

consideramos la presión de burbuja que es de 800 psi, la relación gas-

petróleo (GOR) de 109 PCS/BBL. El diferencial de presión entre la presión

de burbuja 800 psi y la presión de operación 500 psi del medidor es de 300

psi, la cantidad de gas liberado es menor considerando la calidad del

petróleo que es de 17.6 °API.

Tabla 2.3 Propiedades PVT Arenisca U Inferior.

PROPIEDADES PVT DEL FLUIDO DE RESERVORIO

°API 17.6

PRESIÓN DE BURBUJA (Pb) 800 PSI

COMPRESIBILIDAD DEL FLUIDO 6.23E10-6 PSI-1

VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO (µo) 12.646 CP

VISCOSIDAD DEL GAS (µg) 0.0140 CP

VISCOSIDAD DEL AGUA (µw) 0.3 CP

FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO (Bo) 1.102

DENSIDAD DEL AGUA (ρw) 1.03 gr/cm3

FACTOR VOLUMÉTRICO DEL GAS (Bg) 0.02776 BBL/BF

RELACIÓN GAS-PETRÓLEO (GOR) 109 PCS/BBL

FACTOR DE DESVIACIÓN (Z) 0.962

DENSIDAD DEL PETRÓLEO (ρo) 0.8749 gr/cm3

TEMPERATURA DE SATURACIÓN 219 °F

10

2.1.4.2 Propiedades PVT Arenisca M-1.

La siguiente tabla 2.4, corresponde a los resultados del análisis PVT,

realizados a dos muestras de fluido recolectadas del fondo del pozo Nantu-2

de la arenisca M-1, en el año 2004. La presión de burbuja es de 628 psi y

la presión de operación en los medidores multifásicos es de un promedio de

500 psi lo que da un diferencial de presión de 128 psi, la cantidad de gas

liberado y medido por el medidor bajo este diferencial es bajo considerando

la baja calidad de petróleo 19.5 °API, los valores medidos tienen que estar

en correlación al obtenido en el laboratorio que es simulado a diferentes

presiones. El valor obtenido del laboratorio de la relación gas-petróleo

(GOR) es 146 pcs/bbl.

Tabla 2.4 Propiedades PVT Arenisca M-1.

PROPIEDADES PVT DEL FLUIDO DE RESERVORIO

°API 19.5

PRESIÓN DE BURBUJA (Pb) 628 PSI

COMPRESIBILIDAD DEL FLUIDO 6.15E10-6 PSI-1

VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO (µo) 6.446 CP

VISCOSIDAD DEL GAS (µg) 0.0133 CP

VISCOSIDAD DEL AGUA (µw) 0.3 CP

FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO (Bo) 1.118 BBL/BF

DENSIDAD DEL AGUA (ρw) 1.03 gr/cm3

FACTOR VOLUMÉTRICO DEL GAS (Bg) 0.03604 BBL/BF

RELACIÓN GAS-PETRÓLEO (GOR) 146 PCS/BBL

FACTOR DE DESVIACIÓN (Z) 0.950

DENSIDAD DEL PETRÓLEO (ρo) 0.8519 gr/cm3

TEMPERATURA DE SATURACIÓN 204 °F

2.1.5 POTENCIAL FORMACIÓN NAPO (BLOQUE 17)

La formación Napo del Periodo Cretácico y a la Arenisca M-1, están

presentes en los bloques 14 y 17, constituyendo los yacimientos más

importantes de hidrocarburos. Las areniscas productoras entrecruzadas

11

dentro de las secuencias de la formación Napo se dividen en miembros que

varían del más antiguo al más reciente detallados de la siguiente manera:

2.1.5.1 Potencial Arenisca “U Inferior”

En la tabla 2.5, se detalla el potencial de la arenisca “U Inferior”, esta se

encuentra presente actualmente en 13 pozos del bloque 17, con un

potencial de producción de 32419 BFPD, con 4285 BPPD, 28134 BWPD,

805 MPCD de gas, con un corte de agua de agua (BSW) promedio de 76%,

una calidad promedio de 17°API y una salinidad promedio de 80016 Nacl.

La Arenisca U Inferior en el Bloque 17 Y 14, es un complejo de areniscas

apiladas de canales fluvio – estuarinos con sus correspondientes facies de

abandono que se erosionan dentro de las lodolitas calcáreas de costa

afuera subyacentes. Estas lodolitas pertenecen a la zona de la caliza B.

12

Tabla 2.5 Potencial Arenisca U Inferior (18 Febrero 2013).

POZO ARENA

PRODUCCION CAMPO HORMIGUERO

BFPD BOPD BWPD BSW GAS GOR

API SALINID

seco ppm

BBL BBL BBL % mpcs pcs\bbl 60 oF Cl Na

1 U INFERIOR 4301 69 4232 98.4 106.2 1543 15.3 82005

2 U INFERIOR 3787 398 3390 89.5 26.9 68 15.8 95700

3 U INFERIOR 4288 1158 3130 73 168 145 17.5 70125

4 U INFERIOR 4400 471 3929 89.3 60 127 17.5 78735

6 U INFERIOR 704 84 620 88 32 377 16.5 75570

7 U INFERIOR 4658 326 4332 76.4 107.6 330 17.1 75117

10 U INFERIOR 3115 193 2922 93.8 63 326 16.7 80025

12 U INFERIOR 2020 196 1824 90.3 55.4 283 18.2 82005

15 U INFERIOR 2027 71 1956 96.5 44 620 17.3 86625

16 U INFERIOR 664 178 486 73.2 46.9 264 17.3 69205

31 U INFERIOR 824 548 276 33.5 31.1 57 18.5 77138

33 U INFERIOR 399 382 17 4.2 44 115 17.4 79448

35 U INFERIOR 1232 212 1020 82.8 20 94 17.5 88510

POTENCIAL 32419 4285 28134 76 805 335 17 80016

2.1.5.2 Potencial Arenisca “M-1”

En la tabla 2.6, se detalla el potencial de la arenisca “M-1”, esta se

encuentra presente actualmente en 4 pozos del bloque 17, con un potencial

de producción de 1975 BFPD, con 1319 BPPD, 656 BWPD, 287 MPCD de

gas, con un corte de agua de agua (BSW) promedio de 31%, una calidad

promedio de 19°API y una salinidad promedio de 38971 Nacl.

13

Tabla 2.6 Potencial Arenisca M-1 (18 Febrero 2013).

POZO ARENA



API SALINID

seco ppm


5 M-1 681 627 54 8 68.5 109 20.3 40855

18 M-1 336.1 286 50 15 55 193 19.7 33578

20 M-1 632 161 471 74.6 140 872 20.5 46582

24 M-1 326 246 80 24.5 23 93 15.5 34870

POTENCIAL 1975 1319 656 31 287 317 19 38971

2.1.6 POTENCIAL FORMACIÓN NAPO (BLOQUE 14)

La formación Napo en el Campo Nantu está conformada por dos areniscas

la U Inferior y la M1, de las cuales producen los pozos de este campo.

2.1.6.1 Potencial Arenisca “U Inferior”

En la tabla 2.7, se detalla el potencial de la arenisca “U Inferior”, la misma

se encuentra presente actualmente en 2 pozos del Campo Nantu, con un

potencial de producción de 1950 BFPD, con 425 BPPD, 1525 BWPD, 61

MPCD de gas, con un corte de agua de agua (BSW) promedio de 48%, una

calidad promedio de 17°API y una salinidad promedio de 72641 Nacl.

Tabla 2.7 Potencial Arenisca U Inferior (18 Febrero 2013).

POZO ARENA

PRODUCCION CAMPO NANTU


API SALINID

seco ppm


10 U INFERIOR 1739 233 1506 86.6 44 189 16.1 79612

21 U INFERIOR 211 192 19 9.0 17 89 18.0 65670

POTENCIAL 1950 425 1525 48 61 139 17 72641

14

2.1.6.2 Potencial Arenisca “M-1”

En la tabla 2.8, se detalla el potencial de la arenisca “M-1”, la misma se

encuentra presente actualmente en 4 pozos del Campo Nantu, con un

potencial de producción de 6033 BFPD, con 1904 BPPD, 4129 BWPD, 250



Tabla 2.8 Potencial Arenisca M-1 (18 Febrero 2013).

POZO ARENA



API SALINID

seco ppm


2 M-1 2946 342 2604 88.4 40 117 19.5 56165

16 M1 2270 1067 1203 53.0 120 112 21.2 37290

18 M-1 297 178 119 40.0 78 438 19.9 41003

23 M-1 520 317 203 39 12 38 22 48675

POTENCIAL 6033 1904 4129 55 250 176 21 45783

En las tablas 2.7 y 2.8, se puede apreciar que la salinidad de la Areniscas U

Inferior de los dos bloques 14 (72641 ppm NaCl) y 17 (80016 ppm NaCl), se

asemejan ya que se encuentran a las mismas profundidades y edad de

deposición.

En cambio en la Arenisca T Inferior en el bloque 17 (46874 ppm NaCl), se

puede apreciar que tiene una salinidad más baja, ya que se encuentra a

menor profundidad que la Arenisca U Inferior.

En la Arenisca M-1 de los dos bloques 14 (45783 ppm NaCl) y 17 (38971

ppm NaCl), igualmente el promedio de las salinidades se asemejan ya que

se encuentran a las mismas profundidades y edad de deposición.

15

2.7 SITUACIÓN ACTUAL DE LOS CAMPOS DEL BLOQUE

SUR.

Para fines de nuestro estudio de los medidores multifásicos utilizados para

las pruebas de producción en el Bloque Sur se hará referencia de la

situación actual de las plataformas de pozos o wellpad donde se encuentran

instalados los mismos.

2.7.1 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN CAMPO NANTU.

El Campo Nantu, está conformada por 6 pozos de los cuales; 2 pozos

producen de la Arenisca U Inferior de la formación Napo y los 4 pozos

restantes producen de la Arenisca M-1.

2.7.1.1 Manifold o Múltiple de Distribución.

La plataforma dispone de un manifold de distribución para los pozos,

conformado por una tubería recolectora de 12 pulgadas de diámetro para la

producción, una tubería recolectora de 6 pulgadas de diámetro conectada al

medidor multifásico para las pruebas de los mismos y las 7 tuberías o líneas

de flujo correspondientes a la descarga de cada pozo.

Cada tubería o línea de flujo en el manifold, está integrada por dos

secciones que se distribuyen a las dos líneas o tuberías recolectoras la una

para producción y la otra para las pruebas.

Además el manifold tiene instalado un tramo corto de tubería que une la

línea de prueba con la línea de producción, el mismo tiene colocado una

turbina de flujo con su respectivo contador de barriles, para realizar las

pruebas de producción de los pozos cuando el medidor multifásico se

encuentre fuera de servicio o en mantenimiento.

16

Esta plataforma dispone de un medidor multifásico Dual Ciclónico –

Separador para las pruebas de los pozos.

2.7.1.2 Lanzador.

Los fluidos producidos de los pozos que pasan primeramente por el

manifold o múltiple de distribución, son luego direccionados hacia el

lanzador que consta de una línea o tubería principal de 6 pulgadas de

diámetro, la cual está encargada de transportar los fluidos hacia la Estación

de procesos más cercano.

Este lanzador dispone además de una cámara o sección de tubería de

mayor diámetro que la línea de descarga principal, para poder introducir un

Pig, más conocido como raspador o limpiador, el mismo que se lo transporta

con el flujo de producción para que vaya limpiando los depósitos de escalas

y parafinas que se depositan y obstruyen el interior de la tubería.

17

Figura 2.3 Manifold y Lanzador del Campo Nantu

2.7.1.3 Producción Actual (18 Febrero 2013).

El Campo Nantu del bloque 14, se encuentra actualmente produciendo de

dos areniscas la M-1 y la U Inferior, con un potencial de 7983 BFPD, con

2329 BPPD, 5654 BWPD, 311MPCD de gas, con un corte de agua de agua

(BSW) promedio de 53%, una calidad promedio de 19°API y una salinidad

promedio de 54736 ppm Nacl, como se puede observar en la tabla 2.9.

18

Tabla 2.9 Producción Actual del Campo Nantu (18 Febrero 2013).

POZO ARENA



API SALINID

seco ppm


2 M-1 2946 342 2604 88.4 40 117 19.5 56165

16 M1 2270 1067 1203 53.0 119.8 112 21.2 37290

18 M-1 297 178 119 40.0 78 438 19.9 41003

23 M-1 520 317 203 39 12 38 22 48675

10 U

INFERIOR 1739 233 1506 86.6 44 189 16.1 79612

21 U

INFERIOR 211 192 19 9 17 89 18 65670

POTENCIAL 7983 2329 5654 53 311 164 19 54736

2.8 MEDIDOR MULTIFÁSICO DUAL CICLÓNICO Y

SEPARADOR (REMMS).

2.8.1 INTRODUCCIÓN.

En el Bloque Sur, se dispone de un medidor multifásico denominado

REMMS – C, por sus siglas en inglés (Compact Red Eye Multiphase

Metering System), diseñado, patentado y construido por la empresa

Weatherford Ecuador, este medidor fue diseñado con parámetros de

operación de los pozos, facilidades de superficie y propiedades de los

fluidos de yacimientos del campo Nantu, con el objetivo de realizar las

pruebas de producción insitu o en la plataforma de los pozos del mismo.

Para de esta manera controlar y monitorear el comportamiento de

producción de los pozos en tiempo real, registrar y almacenar la información

de las evaluaciones en una carpeta individual de cada pozo en la PC del

medidor, con la finalidad de llevar los históricos de cada pozo, esto ayuda a

optimizar el tiempo de las pruebas y permite identificar problemas de

19

producción de los mismos tales como, intrusión temprana de agua o

bonificación, bajos aporte de producción, incremento del volumen de gas

(GOR), problemas mecánicos en las completaciones de los pozos, como

huecos en la tubería etc.

Con toda la información recopilada el personal de ingeniería se encarga de

realizar el análisis detallado de los posibles problemas de producción que

afectan a los pozos y poder dar soluciones inmediatas a los mismos

ahorrando costos en las operaciones ya que se ayuda a evitar pérdidas de

producción innecesarias por paradas repentinas en los pozos.

El diseño del separador Dual Ciclónico-Separador, está integrado por dos

trenes para diferentes capacidades de medición volumétrica y son

denominados (Tren A y Tren B), los cuales disponen de medidores de flujo

convencionales, instrumentación y válvulas de control.

2.8.2 PRINCIPIOS DE OPERACIÓN.

El medidor Dual Ciclónico-Separador, combina la tecnología de separación

GLCC parcial con la medición convencional de líquido y gas para proveer

una solución completa de medición multifásico. Dispone de un computador

(PC) avanzado para controlar y monitorear la operación del sistema en el

pozo, además interpreta, registra y graba los datos de prueba (Data) y

proporciona comunicaciones con un sistema de servidor externo (Remoto)

de usuario.

El principio de operación está basado en inducir la separación volumétrica

de las fases liquida y gaseosa por la creación de un patrón de flujo ciclónico.

Una vez separadas las fases, estas fluyen individualmente y son medidas

con medidores convencionales para líquido y gas, dando a la unidad una

ventaja distintiva sobre los otros complicados medidores que no separan las

20

fases, luego las fases separadas son recombinadas y transportadas a línea

de flujo.

El medidor Dual Ciclónico-Separador, está compuesto esencialmente por un

separador vertical con un pequeño tubo cilíndrico en su interior.

Las tres fases del fluido ingresan al tubo cilíndrico mediante una entrada

tangencial con diámetro reducido, con el objetivo de incrementar la

velocidad del fluido multifásico y crear el patrón de flujo ciclónico. La

separación primaria ocurre en el interior del tubo cilíndrico debido a las

fuerzas centrifugas y gravitacionales creadas por el efecto ciclónico, el cual

separa las fases liquida y gaseosa por diferencia de densidades, la fase

liquida se expulsada a las paredes del tubo cilíndrico, mientras que la fase

gaseosa se forma en el centro de vórtice, una vez separada la fase liquida

desciende al fondo y se comunica con el interior del separador vertical y la

fase gaseosa asciende a la parte superior del mismo.

2.8.3 COMPONENTES DEL MEDIDOR.

Los principales componentes del medidor Dual Ciclónico-Separador, que

opera en el Bloque Sur son:

Cilindro separador.

Cilindro ciclónico.

Instrumentos de medición de flujo.

Válvulas de control de nivel.

Computador (PC).

Bandeja para tomar muestras de fluido.

21

2.8.3.1 Cilindro Separador.

Es un tubo cilíndrico que tiene un diámetro de 30 pulgadas. Su diámetro

depende del caudal de diseño que se requiera separar, es el componente

de mayor tamaño del medidor, este se encuentra cubriendo externamente al

tubo cilíndrico GLCC y su función principal es la de aislar a la fase líquida de

la fase gaseosa para poder utilizar el medidor másico Coriolis y el medidor

de corte de agua.

2.8.3.2 Cilindro Ciclónico o GLCC.

Este tubo cilíndrico que tiene un diámetro de 10 pulgadas. De la misma

manera su diámetro depende del caudal de diseño que se requiera separar,

es el segundo componente de mayor tamaño que conforma el medidor, este

se encuentra ubicado e instalado en la parte interior del tubo separador de

mayor diámetro, su función principal es la de crear el efecto ciclónico

mediante el ingreso del fluido del pozo por una entrada tangencial reducida

adherida al mismo y por medio de las fuerzas centrifugas y gravitacionales

creadas por el efecto ciclónico al incrementar la velocidad del fluido, lograr

separar la fase gaseosa de la fase líquida, aislar las fases separadas y

poder medir el caudal de cada fase por la aplicación de medidores

convencionales de flujo.

Figura 2.4 Esquema del Medidor Dual Ciclónico - Separador

22

La figura 2.4, demuestra cómo están ubicados los dos tubos cilíndricos de

acuerdo al diámetro de su diseño.

2.8.3.3 Instrumentos de Medición de Flujo.

Los caudales de flujo de petróleo y agua son medidos usando un medidor

de flujo para líquido (Medidor Coriolis), y un medidor para determinar el

porcentaje del corte de agua en la mezcla liquida (Red Eye 2G), el caudal

de flujo de gas es medido utilizando un medidor de gas (Medidor Vórtex),

una vez medidos los caudales estos se recombinan nuevamente y son

transportados a la línea de flujo principal.

El medidor multifásico dual, está integrado con una instrumentación de

medición de flujo convencional, sus principios se describirán a continuación:

2.8.3.4 Medidor Másico CORIOLIS.

El medidor de masa utilizado en el separador Dual, es un medidor coriolis

ELITE de 3 pulgadas de diámetro fabricado por la empresa Micro Motion y

diseñado para aplicaciones de alta presión, temperatura, con materiales de

aleación 316L de acero inoxidable para una resistencia a la corrosión de

fluidos con bajo porcentaje menor a 50000 ppm de cloruros en el agua de

formación producida por los pozos, para mayores concentraciones de

cloruros se requieren de aleaciones más resistentes.

23

Figura 2.5 Vista Exterior e Interior del Medidor Coriolis ELITE

(Micromotion, 2012)

Principio de medición.

La medición del caudal del líquido medido por el medidor Coriolis se basa

en medir las fuerzas coriolis generadas a la entrada y salida de los tubos de

flujo, las cuales son igual en magnitud pero opuestas en dirección causando

la deformación o torcedura de los tubos de flujo, esta deformación de los

tubos es proporcional al flujo másico del fluido.

Para una mayor comprensión del principio del medidor se analizan las dos

condiciones de flujo siguientes.

Condición de Flujo Estático.

Durante condiciones de flujo Estático o de no flujo, no existen las Fuerzas

Coriolis a la entrada y salida de los tubos, por lo tanto no existe la

deformación o torcedura de los tubos por el efecto coriolis y los detectores

electromagnéticos (Pick Off) a la entrada y salida generan la misma fase

sinusoidal en el tiempo, como puede verse en la figura 2.6.

24

Figura 2.6 Esquema de Medición en Condiciones Estáticas de flujo.

(Micromotion, 2012)

Condición de Flujo Dinámico.

En cambio, cuando el fluido fluye a través de los tubos se producen las

fuerzas coriolis a la entrada y salida de los mismos en direcciones opuestas

causando el efecto coriolis es decir, la deformación o torcedura de los tubos,

las ondas sinusoidales generadas por los detectores electromagnéticos

(Pick off) a la entrada y salida de los tubos tienen un desplazamiento entre

las fases en el tiempo debido a la torcedura o deformación de los tubos, la

cual es proporcional al flujo de la masa, como se puede observar en la

figura 2.7.

Figura 2.7 Esquema de Medición en Condiciones Dinámicas de flujo.

(Micromotion, 2012)

25

Medición de la Densidad.

La densidad del fluido determinada por el medidor coriolis, se basa en medir

la variación de la frecuencia de resonancia de los tubos de flujo cuando la

masa del fluido fluye a través de los mismos provocando el movimiento

oscilatorio y esta variación de resonancia depende de la masa del fluido

como se puede observar en la figura 2.8.

Figura 2.8 Medición de la densidad con frecuencia de resonancia.

(Micromotion, 2012)

A un incremento en la masa del fluido, mayor es la densidad y la variación

de la frecuencia de resonancia (movimiento de los tubos) disminuye.

En cambio, a una reducción en la masa del fluido, menor es la densidad, la

variación de la frecuencia de resonancia (movimiento de los tubos) se

incrementa.

Componentes del medidor.

Un medidor coriolis, está compuesto por los siguientes componentes

principales para que se cumpla el principio de medición de flujo y densidad.

Los componentes son los siguientes:

26

Figura 2.9 Esquema de Componentes del Medidor.

(Micromotion, 2012)

Tubos de Flujo.

Al entrar al medidor, el fluido es desviado hacia los tubos de flujo, los

mismos están fabricados con materiales 316 L de acero inoxidable (SS) o

de una aleación de Níquel C22 (Níquel-Cromo-Molibdeno), dependiendo de

la aplicación requerida para condiciones de fluidos corrosivos.

Detectores Electromagnéticos.

Los dos detectores electromagnéticos están ubicados uno a la entrada en

lado izquierdo y el otro en la salida del medidor a lado derecho, estos

emiten un voltaje inducido al cambiar el campo magnético sobre cada

bobina, dando una señal sinusoidal, si no hay flujo la señal emitida estará

en fase, en cambio en condiciones de flujo las señales salen en desfase

debido a la torcedura del tubo por el efecto coriolis. Estos se componen

cada uno de una bobina (Pick Off Coil) y un imán o magneto que están

localizados de lado y lado de los tubos de flujo.

27

Figura 2.10 Detectores Electromagnéticos del Medidor.

(Micromotion, 2012)

Bobina Conductora o Excitadora.

Esta bobina excitadora es energizada para que los tubos de flujo vibren u

oscilen de arriba hacia debajo de manera contraria a una frecuencia de

resonancia.

Figura 2.11 Bobina Excitadora del Medidor.

(Micromotion, 2012)

28

Sensor de Temperatura RTD.

Es el detector de resistencia terminal o de termo resistencia, este sensor de

temperatura va instalado en uno de los tubos de flujo y consta de una

lámina de platino que tiene resistencia eléctrica de 0 a 100 ohmios y que

emite una señal eléctrica proporcional a la Temperatura.

Figura 2.12 Sensor de Temperatura RTD del Medidor.

(Micromotion, 2012)

El Múltiple Divisor.

Este manifold que divide a los tubos de flujo aislando el fluido de ingreso

con el de la salida del medidor, se encuentra ubicado en el centro del mismo

entre sus bridas.

Caja de Conexiones.

Todo el cableado de los sensores electromagnéticos, la bobina conductora

o excitadora y el sensor de temperatura RTD, están dirigidos hacia una caja

de conexiones resistente a las condiciones ambientales donde sea

instalada.

29

Transmisor.

El transmisor funciona junto con el sensor y los periféricos para completar la

medición de flujo de masa y densidad. Se lo puede considerar como la parte

principal del sistema de medición de flujo másico.

El transmisor cumple con las siguientes funciones principales:

Envía la señal pulsada a la bobina excitadora y al magneto que

hacen vibrar los tubos de flujo.

Procesa la señal que registran los detectores electromagnéticos (Pick

off Coil), realiza los cálculos y envía la señal a los periféricos

conectados.

Figura 2.13 Transmisor de Flujo del Medidor.

(Micromotion, 2012)

2.8.3.5 Medidor de Corte de Agua Red Eye.

El medidor de corte de agua (BSW), RED EYE está diseñado y fabricado

por la empresa Weatherford y consta de un sensor óptico para medir con

30

exactitud todo un rango de 0 a 100% de concentración de petróleo y agua

en un flujo multifásico.

Las señales utilizadas para trabajar con este instrumento de medición son

las siguientes:

Puertos de comunicación RS-232 y RS-485.

Entradas de medidor de flujo pulsos o de 4 a 20 mA.

Pantalla fluorescente al vacío de 2 líneas.

Salida de 4 a 20 mA para medir el corte de agua.

Comunicación Modbus RTU, hacia una Interfaz figura en una PC.

Figura 2.14 Medidor de corte de agua Red Eye

(Weatherford, 2012)

31

Principio de Medición.

Introducción.

Los petróleos tienen color, se han visto petróleos crudos negros, marrón,

rojo, marrón amarillento e incluso verde. El matiz y la intensidad de luz

transmitida o reflejada por el petróleo crudo o el gas condensado, dependen

de la interacción de la luz con las moléculas y con los enlaces moleculares

del fluido. Las mediciones de esta interacción se pueden utilizar para

distinguir los petróleos de diferentes composiciones.

Densidad óptica.

La unidad de absorción de luz o densidad óptica (OD, por sus siglas en

inglés) es el logaritmo de la relación que existe entre las intensidades de la

luz incidente y de la luz transmitida.

[2.1]

𝐼

𝐼𝑜= 10−𝑎𝑏𝑐

Dónde:

𝐼 = 𝐿𝑢𝑧 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑚𝑖𝑡𝑖𝑑𝑎.

𝐼𝑜 = 𝐿𝑢𝑧 𝐼𝑛𝑐𝑖𝑑𝑖𝑑𝑎.

𝑎 = 𝐶𝑜𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑎𝑏𝑠𝑜𝑟𝑐𝑖ó𝑛.

𝑏 = 𝐸𝑠𝑝𝑒𝑠𝑜𝑟 𝑑𝑒𝑙 𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜.

𝑐 = 𝐶𝑜𝑛𝑐𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛.

Por lo tanto, los fluidos más oscuros tienen una mayor densidad óptica y un

aumento de una unidad en la misma, representa un factor de disminución

de un orden de magnitud en el factor de transmisión (transmitancia). Una

32

densidad óptica de cero indica que se transmite toda la luz, mientras que

una densidad óptica de 2 representa una transmisión del 1%. La densidad

óptica de un fluido varía con la longitud de onda de la luz incidente.

La reducción de la intensidad de la luz transmitida puede deberse a uno o

dos proceso físicos. Algo de luz se dispersa debido a las partículas del

fluido, la dispersión fuera del trayecto óptico hacia el detector disminuye la

intensidad. La luz también puede ser absorbida por las moléculas del fluido.

Para diferenciar los fluidos en la línea de flujo, la óptica del medidor Red

Eye, se basa en las diferencias de absorción de las porciones visibles y casi

infrarrojas del espectro electromagnético de la luz.

Los hidrocarburos puros y ligeros como el pentano, son esencialmente

incoloros, no absorben la luz dentro del espectro visible. Los condensados

pueden ser claros o sombreados suavemente en amarillo rojizo hasta

marrón amarillento, porque absorben más del extremo azul del espectro que

del rojo. Los petróleos crudos más pesados, que contienen moléculas más

complejas, absorben fuertemente la luz en toda la región visible,

volviéndolos marrón oscuro o negros.

La luz con una longitud de onda en el espectro visible o cercano al

infrarrojo, llamado región de color, interactúa con las bandas de energía

electrónica de una molécula. Comparadas con moléculas menos complejas,

las moléculas aromáticas más grandes y complejas de los hidrocarburos

como los asfáltenos y las resinas, absorben la luz que tiene mayor longitud

de onda. Dado que los petróleos más pesados contienen mayor cantidad de

compuestos aromáticos, tienden a poseer una coloración más oscura que

los petróleos menos densos y que los condensados. Las ceras son

incoloras, pero si las moléculas son lo suficientemente largas, dispersarán la

luz y aparecerán de color blanco.

33

Figura 2.15 Densidad óptica de diversos petróleos.

(SIB, 2012)

En la figura 2.15, se puede observar la densidad óptica de diversos

petróleos, el espectro de la densidad óptica de los hidrocarburos está

relacionado con la cantidad de aromáticos, los que a su vez están

relacionados con la gravedad API. Los gases condensados poseen poca o

ninguna absorción de color más allá de los 500 nanómetros (nm)

aproximadamente. Los grados de los petróleos varían desde petróleo de un

negro denso cada vez mayor, con una mayor absorción de color, hasta los

asfaltos, que absorben fuertemente incluso hasta en la región cercana al

infrarrojo. Todos los petróleos y condensados absorben casi 1725 nm.

Excitación de moléculas.

El agua se puede distinguir fácilmente del petróleo porque es altamente

absorbente en la región de longitudes de onda cercanas al infrarrojo,

alrededor de 1445 y 1930 nanómetros (nm); región en la que el petróleo es

relativamente transparente, como se puede observar en la figura 2.16.

34

Figura 2.16 Espectro de Absorción, Medidor de corte de agua.

(SIB, 2012)

El petróleo posee un pico de absorción fuerte alrededor de los 1725 nm,

mientras que el agua no lo tiene. Estos picos provienen de la interacción de

la luz con las bandas de energía vibratoria de los enlaces carbono –

hidrógeno y de los enlaces oxigeno – hidrógeno para el agua. Las

moléculas que contienen este tipo de enlace absorben fotones de la longitud

de onda adecuada y la energía de los fotones se convierte en vibración

molecular. El monitoreo de la absorción en estas tres longitudes de onda

permite diferenciar entre el agua y el petróleo.

El principio de medición está basado en espectroscopia de absorción casi-

infrarroja, en donde el petróleo y el agua se diferencian con facilidad y el

medidor efectúa sus cálculos mediante la medición simultánea de

longitudes de ondas múltiples que incluyen picos absorbentes tanto de agua

como de petróleo y así se puede medir el porcentaje de agua del flujo

multifásico.

35

Figura 2.17 Principio de medición Red Eye

(Weatherford, 2012)

Como puede verse en la figura 2.17, el medidor transmite la luz

simultáneamente en cuatro longitudes de ondas en el espectro visible y

cercano al infrarrojo, la primera longitud de onda esta calibrada a 1110

nanómetros (nm) la misma que se dispersa en petróleos livianos (23 – 26

°API) que absorben mayor cantidad de luz en el espectro visible con una

densidad óptica de 1.5 o menor , la segunda longitud de onda esta calibrada

a 1450 nanómetros (nm) valor de cantidad de luz que solo es absorbido por

el agua en el espectro de luz cercano al infrarrojo, la tercera longitud de

onda calibrada a 1632 nm se absorbe en compuestos de petróleo mediano

(19 – 23°API) que tienen una densidad óptica entre 2.0 a 2.5 y la cuarta

longitud de onda esta calibrada a 1730 nm que son absorbidas por las

moléculas complejas de petróleo pesado (15 – 19 °API) y una densidad

óptica mayor a 2.5 de color negro.

36

El objetivo de calibrar estas cuatro longitudes de onda de luz es poder medir

la cantidad de agua dentro del flujo multifásico, diferenciando el agua del

petróleo sea liviano, mediano y pesado.

El principio utilizado para la medición está basado en la Ley de Beer-

Lambert, la cual establece que la densidad óptica de una mezcla de dos

petróleos es una combinación lineal ponderada volumétricamente de las

densidades ópticas individuales, evaluadas en cada longitud de onda. Un

cambio en la densidad óptica se relaciona directamente con un cambio en la

composición.

El cual aplica la relación que existe entre una luz transmitida con respecto a

la luz incidida la misma depende del espesor del medio, concentración y un

coeficiente de absorción.

Figura 2.18 Principio de medición Red Eye

(Weatherford, 2012)

Como puede verse en la figura 2.18, el sensor de medición tiene una

abertura hueca en donde el fluido ingresa y fluye a través del mismo, esta

abertura hueca tiene en la parte superior e inferior dos espejos o zafiros en

37

donde se proyecta el rayo de luz visible o cercano al infrarrojo emitido por

una lámpara de halógeno de tungsteno (emisor NIR), el rayo de luz emitida

y reflejada es absorbida por las moléculas complejas y simples del petróleo

y moléculas de agua presentes en el flujo multifásico, en la óptica del

recolector se encuentran los cuatro detectores (foto diodos) de densidad

óptica que filtran los fotones de la longitud de onda en base al coeficiente de

absorción de cada componente.

2.8.3.6 Medidor de Gas Tipo VORTEX.

El medidor de gas Tipo Vórtex, utilizado en el separador Dual, es un

medidor de 0.75 pulgadas de diámetro, modelo 84F fabricado por la

empresa Foxboro, con materiales de construcción con aleación de acero

inoxidable 316 y con señales de salida de 4 a 20 mA para las mediciones.

Figura 2.19 Medidor Tipo Vórtex Foxboro.

(Foxboro, 2012)

Principio de Medición.

Cuando un fluido se encuentra con un objeto de forma variable y fija, el flujo

no puede continuar el contorno del obstáculo. Lo que causa, que el flujo

forme un vórtice o remolinos bien definidos, primero de un lado y luego del

38

otro lado del obstáculo. La frecuencia a la cual los vórtices se forman es

directamente proporcional a la velocidad del fluido dentro de ciertos límites.

Para calcular la frecuencia en la que se forman los vórtices se utiliza la

siguiente ecuación:

[2.2]

𝑓 = 𝑆. 𝑣

𝐻

Dónde:

𝑓 = 𝐹𝑟𝑒𝑐𝑢𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑜𝑠 𝑣𝑜𝑟𝑡𝑖𝑐𝑒𝑠.

𝑆 = 𝑁ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑆𝑡𝑟𝑜𝑢ℎ𝑎𝑙.

𝑣 = 𝑉𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 𝑐𝑢𝑎𝑛𝑑𝑜 𝑓𝑙𝑢𝑦𝑒 𝑙𝑖𝑏𝑟𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑒.

𝐻 = 𝐴𝑛𝑐ℎ𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑢𝑒𝑟𝑝𝑜 𝑛𝑜 𝑎𝑒𝑟𝑜𝑑𝑖𝑛á𝑚𝑖𝑐𝑜.

Figura 2.20 Frecuencia de los vórtices.

(Foxboro, 2012)

En la figura 2.20, se puede observar la frecuencia de los vórtices que se

generan al chocar la corriente del flujo de gas con el objeto fijo, esta

frecuencia de vórtices es proporcional al caudal de gas.

39

Figura 2.21 Principio de medición del Medidor Tipo Vórtex Foxboro.

(Foxboro, 2012)

En la figura 2.21, se puede observar esquemáticamente los componentes

internos del medidor Vórtex, como lo son: el objeto fijo (Shedder) y el sensor

que detecta y emite una señal eléctrica con la que mide la frecuencia de los

vórtices.

2.8.4 VÁLVULAS DE CONTROL DE NIVEL.

El medidor Dual Ciclónico - Separador, dispone de válvulas de control

automáticas para controlar el flujo del fluido, estas son usadas para

mantener el nivel de fluido y una separación óptima en el interior del

separador.

40

Figura 2.22 Válvulas automáticas de control.

(Weatherford, 2012)

2.8.5 UNIDAD TERMINAL REMOTA (RTU)

Todas las señales analógicas de estos instrumentos y transmisores son

enviadas al sistema RTU (Remote Terminal Unit), en donde se controla y

monitorea el proceso de separación de las fases liquida y gaseosa, registra

las mediciones volumétricas de las mismas y ofrece una interfaz de

visualización a tiempo real de los resultados del comportamiento de

producción del pozo en prueba.

El Medidor Dual Ciclónico – Separador puede operar en tres modos de

control que son:

Semiautomático.

Automático.

Manual.

2.8.5.1 Interfaz de Usuario.

El medidor Multifásico Dual Ciclónico-Separador tiene una computadora

portátil con un software patentado, en la cual dispone de una interfaz figura

de usuario que permite al usuario poder visualizar el proceso de medición

41

verificando las condiciones de operación tales como el corte de agua,

caudal de líquido, caudal de gas, niveles, presiones, temperatura, dando al

usuario confiabilidad e información en tiempo real de la evaluación del pozo,

como se puede observar en la figura 2.23.

Figura 2.23 Interfaz de Usuario del Medidor Dual.

(Weatherford, 2012)

2.8.5.2 Interfaz de Configuración.

El medidor Multifásico Dual Ciclónico-Separador tiene una computadora

portátil con un software patentado, en la cual dispone de una interfaz de

configuración de usuario que permite al mismo poder cambiar los

parámetros de cada pozo a evaluar y además poder calibrar los parámetros

y las unidades de conversión de los instrumentos de medición, otra de las

ventajas es que permite operar en manual, semiautomático y automático al

medidor multifásico como se puede observar en la figura 2.24.

42

Figura 2.24 Interfaz Figura Medidor Dual Ciclónico-Separador.

(Weatherford, 2012)

2.8.5.3 Reportes de Evaluación.

La interfaz figura de usuario permite al mismo generar los reportes de

evaluación de los pozos automáticamente y guardarlos en una carpeta

independiente para cada pozo evaluado cumplido el tiempo de prueba

ingresado por el usuario, o también permite generar y guardar la prueba

realizada en el tiempo que requiera suspender el usuario para evaluar otro

pozo.

43

Figura 2.25 Reportes de evaluación Medidor Dual Ciclónico-Separador.

(Weatherford, 2012)

2.8.6 INSTRUMENTACIÓN CONVENCIONAL.

El medidor multifásico Dual dispone de una instrumentación convencional

para medir el nivel del líquido, temperatura y presión de gas.

2.8.6.1 Transmisor de Presión Diferencial.

El nivel de fluido en el interior del separador es monitoreado por un

transmisor de presión diferencial DPT, además para medir las condiciones

44

de presión y temperatura en el tubo cilíndrico (GLCC) tiene instalados

transmisores de presión y temperatura.

El transmisor es un modelo IDP10, fabricado por la empresa Foxboro, está

construido con materiales de acero inoxidable 316L SS tanto las cámaras y

el sensor, es de fácil instalación, permite la sustitución sencilla del sensor,

además posee un indicador o pantalla de tres líneas para monitorear la

variable. La señal de salida es de 4 a 20 miliamperios.

Figura 2.26 Transmisor de Nivel IDP10 Presión Diferencial.

(Foxboro, 2012)

2.8.6.2 Transmisor de Presión.

Este es un transmisor modelo IGP10, fabricado por la empresa Foxboro, es

un transmisor económico y de fácil instalación, fabricado con materiales

estándar en acero inoxidable 316L SS, el sensor está completamente

soldado para evitar fugas, el material del sensor puede ser en cobalto,

níquel y cromo según la aplicación requerida. Dispone de un indicador o

pantalla de tres líneas y tiene una señal de salida de 4 a 20 miliamperios.

45

Figura 2.27 Transmisor de Presión de Gas IGP10.

(Foxboro, 2012)

2.8.6.3 Transmisor de Temperatura.

Es un transmisor modelo RTT20, fabricado por la empresa Foxboro, este

transmisor acepta muchos tipos de sensores tales como; Termo resistencias

de Platino, Níquel y Cobre, Termopares.

Este modelo dispone de un indicador o pantalla de tres líneas que permite

visualizar la medida en unidades de ingeniería (°F y °C), fallas del sensor o

del transmisor, además permite configurar el idioma en inglés, alemán,

francés y español.

Tiene una señal de salida de 4 a 20 miliamperios o comunicación digital

HART.

Figura 2.28 Transmisor de Temperatura RTT20.

(Foxboro, 2012)

46

2.9 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN CAMPO HORMIGUERO.

El campo Hormiguero dispone de cuatro plataformas o Wellpad, y las

denominaremos de la siguiente manera:

Plataforma A.

En esta plataforma se encuentra perforado y produciendo 1 pozo de la

arenisca U Inferior, en la misma se encuentra instalada una planta de

procesamiento de menor capacidad para procesar el fluido proveniente de

las plataformas más distantes y luego bombear el fluido a la estación central

de procesos.

Esta plataforma dispone de un Separador de Pruebas Trifásico

convencional y un Medidor Multifásico de Fuente Radioactiva Roxar, para

las pruebas de producción de los pozos en plataformas que no disponen de

medidores multifásicos y separadores trifásicos.

Plataforma B.

En esta plataforma se encuentran perforados 7 pozos, de los cuales 5

producen con sistema de levantamiento artificial con bombeo electro

sumergible y 2 con bombeo hidráulico de las areniscas U Inferior y M-1.

Esta plataforma dispone de un manifold y un Medidor Multifásico de Fuente

Radioactiva Roxar para las pruebas de los pozos.

Plataforma C.


producen con bombeo electro sumergible y 1 con bombeo hidráulico de las

47

areniscas U Inferior, T Inferior y M-1. Es la plataforma con mayor potencial

de producción y la que será objeto de análisis para nuestro estudio.

En esta plataforma se dispone de un manifold y un Medidor Multifásico de

Fuente Radioactiva Roxar para las pruebas de producción de los pozos.

Plataforma D.


producen con bombeo electro sumergible, 2 con bombeo hidráulico y 1 se

encuentra cerrado por alto corte de agua.

Esta plataforma no dispone de Medidores Multifásicos, ni separadores

trifásicos, solo se utiliza una turbina de flujo en el manifold para las pruebas

de los pozos en el sitio. Para las pruebas con medidores multifásicos se las

realiza en la Plataforma A.

2.9.1 PRODUCCIÓN ACTUAL.

El Campo Hormiguero del bloque 17, en sus 4 plataformas se encuentra

actualmente produciendo de 3 areniscas la M-1, la U Inferior y la T Inferior,

con un potencial de 37761 BFPD, con 6607 BPPD, 31155 BWPD, 1309



48

Tabla 2.10 Producción Actual del Campo Hormiguero (18 Febrero 2013).

POZO ARENA



API SALINID

seco ppm

BBL BBL BBL % mpcs pcs\bbl 60 oF

Cl Na

1 U

INFERIOR 4301 69 4232 98.4 106.2 1543 15.3 82005

2 U

INFERIOR 3787 398 3390 89.5 26.9 68 15.8 95700

3 U

INFERIOR 4288 1158 3130 73 168 145 17.5 70125

4 U

INFERIOR 4400 471 3929 89.3 60 127 17.5 78735

6 U

INFERIOR 704 84 620 88 32 377 16.5 75570

7 U

INFERIOR 4658 326 4332 76.4 107.6 330 17.1 75117

10 U

INFERIOR 3115 193 2922 93.8 63 326 16.7 80025

12 U

INFERIOR 2020 196 1824 90.3 55.4 283 18.2 82005

15 U

INFERIOR 2027 71 1956 96.5 44 620 17.3 86625

16 U

INFERIOR 664 178 486 73.2 46.9 264 17.3 69205

31 U

INFERIOR 824 548 276 33.5 31.1 57 18.5 77138

33 U

INFERIOR 399 382 17 4.2 44 115 17.4 79448

35 U

INFERIOR 1232 212 1020 82.8 20 94 17.5 88510

17 T

INFERIOR 403 367 36 9 - - 22.5 48551

25 T

INFERIOR 1910.7 105 1806 95 115 1092 22.8 43890

26 T

INFERIOR 487.5 353 135 27.6 52 147 22.6 46216

30 T

INFERIOR 566 178 388 68.5 50 280 24.2 48840

5 M-1 681 627 54 8 68.5 109 20.3 40855

18 M-1 336.1 286 50 15 55 193 19.7 33578

20 M-1 632 161 471 74.6 140 872 20.5 46582

24 M-1 326 246 80 24.5 23 93 15.5 34870

POTENCIAL 37761 6607 31155 62 1309 357 19 65885

2.9.2 MEDIDOR MULTIFÁSICO DE FUENTE RADIOACTIVA (ROXAR).

2.9.2.1 Introducción.

La producción de hidrocarburos desde los yacimientos petrolíferos, se

caracteriza por la extracción de una mezcla de fluidos tales como petróleo,

agua y gas hacia la superficie donde la necesidad de medir los volúmenes

49

producidos por cada fase se hace indispensable para los ingenieros de

yacimientos, producción y procesos con la finalidad de determinar el

potencial productivo de los yacimientos y su rentabilidad comercial.

La búsqueda de yacimientos potenciales de hidrocarburos a través de los

años ha llevado a las empresas operadoras a explorar en lugares de difícil

acceso como en aguas profundas en los océanos del mundo y el uso de

plataformas se hace indispensable lo cual es una limitante el espacio

disponible que se dispone en la misma para instalar separadores trifásicos

de grandes capacidades y dimensiones, por este motivo desde los años 80

se han realizado estudios experimentales para fabricar medidores capaces

de determinar los volúmenes de cada fase sin la necesidad de separarlos y

que ocupen menor espacio disponible en las facilidades.

El medidor multifásico de Fuente Radioactiva (Roxar) que se utiliza en el

Bloque Sur, es uno de los más utilizados por las empresas operadoras en el

mundo, debido a su versátil tamaño, fácil instalación, su rango de

aplicación, operación y su rango de exactitud en la medición.

Figura 2.29 Medición de Flujo Multifásico.

(Jean Falcimaigne, 2008)

50

2.9.2.2 Principios de Operación.

El medidor multifásico de Fuente Radioactiva no tiene partes móviles y

consta de una pieza tipo bobina instrumentada que contiene varios

elementos de detección y medición dentro de un solo cuerpo cilíndrico.

Estos son el sensor de capacitancia en el fondo, el sensor de inductancia en

el medio y el sensor venturi en la parte superior. Además, tiene un sistema

densitómetro gamma que está sujeto a la parte inferior de la bobina.

Dos principios de medición separados se usan para medir la composición

(Fracciones) y la velocidad de los componentes de flujo multifásico de

petróleo, agua y gas.

Figura 2.30 Medidor Multifásico de Fuente Radioactiva.

(Roxar, 2012)

51

2.9.2.3. Principales Características del Medidor Multifásico de Fuente

Radioactiva ROXAR.

Tamaño y Forma del Medidor.

El medidor multifásico de Fuente Radioactiva (Roxar), está diseñado con la

forma de un tubo cilíndrico de varios diámetros de 2 a 12 pulgadas y

tamaños de 1 a 1.5 metros dependiendo la aplicación requerida por los

clientes, con la finalidad de adaptarse por medio de bridas a las líneas de

flujo de los pozos, optimizando el espacio disponible en las facilidades y

además facilitar la instalación en el menor tiempo.

Diseño del Medidor.

Tiene un diseño compacto, sin partes móviles y no intrusivo, ya que sus

componentes están fijados y compactados por medio de un material plástico

aislante de alta dureza y resistencia mecánica llamada comercialmente

PEEK, esta característica le da al medidor una alta durabilidad en

ambientes duros con elevadas condiciones de presión y temperatura y

ambientes abrasivos con presencia de arena y escalas que son arrastradas

por los fluidos.

Además por su diseño cilíndrico y sin partes móviles permite mantener

bajas caídas de presión en el medidor lo cual asegura una prueba de

producción más precisa.

Medición.

El Medidor no requiere una separación previa de las fases liquida y gaseosa

para la medición de los volúmenes de las mismas, ya que su diseño interior

está integrado por sensores capacitivos e inductivos para determinar las

fracciones de agua y petróleo, electrodos grandes y pequeños espaciados

entre ellos para determinar velocidades del flujo, una fuente radioactiva de

52

rayos gamma para determinar densidades de la mezcla y sensor Venturi

para medición de caudal.

Además realiza una medición dual de velocidad por correlación cruzada y

por presión diferencial. (Venturi)

Realiza las mediciones bajo cualquier tipo de régimen de flujo vertical,

siempre que el GVF sea menor al 85% de gas, como lo indica la figura 2.31.

Figura 2.31 Principios de Medición del Medidor Multifásico.

(Roxar, 2012)

53

Figura 2.32 Componentes de Medición del Medidor Multifásico.

(Roxar, 2012)

2.9.3 MEDICIÓN DE COMPOSICIÓN.

Para medir la composición del fluido sea agua o petróleo este medidor

utiliza varios sensores de medición como los siguientes:

2.9.3.1 Densitómetro Gamma.

El propósito del densitómetro gamma, es medir la densidad total de la

mezcla que fluye a través del medidor., figura 2.33.

Debido a la significativa diferencia de las densidades del líquido y gas de

una mezcla petróleo, agua y gas, el índice de absorción proporciona una

medida exacta de las fracciones de líquido y gas en la mezcla ya que cada

fase tiene un índice de absorción distinta.

La absorción de la radiación gamma en un medio es una función de la

densidad promedio a lo largo de la ruta de la partícula gamma. Esto es un

principio muy conocido usado para otras aplicaciones.

54

Figura 2.33 Vista Frontal de Operación del Densitómetro Gamma.

(Roxar, 2012)

El densímetro gamma usado en este medidor, es un detector estándar ICI

Synetic (Tracerco) Gamma trol PRI116, y está acoplado al exterior del

sensor de capacitancia.

La fuente radioactiva usada es Cesio 137 (Cs 137) y tiene una protección IP

65 con un índice de dosis menor a 7.5 u Sieverts por hora en cualquier

superficie accesible.

Si se siguen las instrucciones y regulaciones proporcionadas, el

densitómetro gamma es totalmente seguro y no constituye una fuente de

peligro.

Figura 2.34 Vista Superior de Operación del Densitómetro Gamma.

(Roxar, 2012)

55

2.9.3.2 Cálculo de la Densidad de la Mezcla.

El Medidor Multifásico tiene un computador de flujo el cual está encargado

de registrar todas las mediciones del detector de absorción de rayos gamma

emitidos por la fuente de radiación y además tiene integrado en su algoritmo

de cálculo la siguiente fórmula para determinar la densidad de la mezcla

Ecuación de la densidad de la mezcla:

[2.3]

𝜌𝑚 = 𝜌𝑜 −1

𝜇𝑥𝑙𝑛 (

𝐼

𝐼𝑜)

Dónde:

𝜌𝑚 = 𝐷𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑚𝑒𝑧𝑐𝑙𝑎

𝜌𝑜 = 𝐷𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑎𝑖𝑟𝑒

µ = 𝐶𝑜𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑎𝑏𝑠𝑜𝑟𝑐𝑖ó𝑛

𝑥 = 𝐷𝑖𝑠𝑡𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎 𝐹𝑢𝑒𝑛𝑡𝑒 − 𝐷𝑒𝑐𝑡𝑒𝑐𝑡𝑜𝑟

𝐼 = 𝐶𝑢𝑒𝑛𝑡𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑚𝑒𝑧𝑐𝑙𝑎

𝐼𝑜 = 𝐶𝑢𝑒𝑛𝑡𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑣𝑎𝑐í𝑜 (𝑎𝑖𝑟𝑒)

2.9.3.3 Sensor de Capacitancia.

El propósito del sensor de Capacitancia es medir la fracción de petróleo,

agua y gas del flujo multifásico que circula por el medidor. Esto se realiza

midiendo la permitividad de la mezcla petróleo, agua y gas.

56

La permitividad es una propiedad eléctrica que es diferente para cada uno

de los tres componentes en una mezcla de petróleo, agua, gas y la

permitividad de la mezcla es por ello, una medición de las fracciones de los

diferentes componentes. La permitividad también es llamada constante

eléctrica.

Figura 2.35 Esquema de los Electrodos del Sensor de Capacitancia.

(Roxar, 2012)

Colocando un electrodo en cada lado de la bobina y permitiendo a la mezcla

fluir a través de la tubería, el campo eléctrico generado entre los electrodos

será afectado por la permitividad de la mezcla petróleo, agua y gas. Los

electrodos actuaran como un detector de capacitancia y la capacitancia

resultante puede ser medida entre los electrodos.

Esta capacitancia variará en consecuencia cuando la permitividad cambie,

por ejemplo de acuerdo a la cantidad de petróleo, agua y gas en la mezcla.

57

Figura 2.36 Vista Interior de los Electrodos del Sensor de Capacitancia.

(Roxar, 2012)

Como puede verse en la figura 2.36, hay un electrodo grande a un lado del

sensor y varios electrodos de diferente tamaño en el otro lado del sensor.

El electrodo grande es el electrodo excitador el cual es abastecido desde la

electrónica de excitación de campo. Los electrodos más pequeños están

conectados a la electrónica de detección de campo.

El propósito y función de los cuatro electrodos de detección es que se usan

principalmente para la medición de velocidad por correlación cruzada.

Esta información es cargada en la computadora de flujo y en combinación

con la medición de los otros detectores se usa para calcular las fracciones

de petróleo, agua y gas.

2.9.3.4 Material Plástico-Aislante PEEK.

Como puede verse en la figura 2.39, los electrodos están aislados del metal

en la bobina usando un material aislante llamado PEEK que es un material

plástico polímero especialmente adaptado para usarse en ambientes duros

a condiciones de presión y temperatura altas y al contacto con fluidos

abrasivos por la presencia de arena.

58

Figura 2.37 Diagrama de medición del Sensor de Capacitancia.

(Roxar, 2012)

La electrónica del sensor de capacitancia se localiza dentro de la caja de

conexión localizada en la parte exterior del medidor.

Esta medición de capacitancia trabaja mientras el flujo sea de petróleo

continuo, por ejemplo mientras el agua se disperse en el petróleo y no forme

un recorrido continuo de agua entre los electrodos. Normalmente, el flujo es

petróleo continuo mientras el corte de agua sea menor al 60% de agua.

Para mayores cortes de agua el flujo normalmente se convierte en agua

continua. Para estas situaciones se usa el sensor de inductancia.

2.9.3.5 Sensor de Inductancia.

El principio de capacitancia no es apto en flujos de agua continua. Por esta

razón la conductividad de la mezcla del flujo petróleo, agua y gas se mide

con el sensor de conductancia durante flujos de líquido de agua continua.

Usa resortes magnéticos para inducir una corriente a través del líquido

dentro del sensor (por eso el nombre de sensor inductivo).

El sensor inductivo está integrado en la misma unidad que el sensor de

capacitancia e incluye un grupo de resortes y también un grupo de

electrodos.

59

Dos resortes, uno en cada lado de la bobina PEEK, se usan para fijar un

campo eléctrico que induce una corriente que fluye a través de la mezcla de

petróleo, agua y gas.

Mientras que el flujo sea agua continua, el agua actuará como un conductor

y la corriente fluirá de un lado del medidor a otro.

Figura 2.38 Diagrama de medición del Sensor de Inductancia.

(Roxar, 2012)

Los electrodos detectores de potencial recogerán el potencial de voltaje

diferencial entre los pares de electrodos en la posición donde el electrodo

esté colocado. Luego esta información es cargada a la computadora de flujo

para calcular las fracciones de petróleo, agua y gas.

Figura 2.39 Curvas de medición del Sensor de Inductancia.

(Roxar, 2012)

60

Combinando la medición de conductividad con la lectura del densitómetro

gamma, la porción de gas y el corte de agua puede ser determinado incluso

bajo condiciones de flujo de agua continua.

2.9.3.6 Algoritmos: Medición de Composición.

Una vez que el medidor ha medido la densidad, permitividad o la

conductividad de la mezcla, es posible resolver las fracciones volumétricas

de petróleo, agua y gas.

Estos principios, que relacionan las fracciones de los diferentes

componentes a la permitividad media (o conductividad) y a la densidad

media de la mezcla, son usadas por el computador de flujo, el cual calcula

los caudales de flujo de las diferentes fases a partir de dos ecuaciones

independientes que describen la dependencia de los tres componentes. La

tercera y última ecuación es el resultado de la suma de las tres fracciones

que siempre serán igual a uno.

Para cualquier densidad de mezcla dada y conductividad / permitividad, solo

hay una solución de las respectivas ecuaciones:

Permitividad.

[2.4]

∈ 𝑚𝑒𝑧𝑐𝑙𝑎 = 𝑓(𝛼. ∈ 𝑔𝑎𝑠, 𝛽. ∈ 𝑎𝑔𝑢𝑎, 𝛾. ∈ 𝑜𝑖𝑙)

Conductividad.

[2.5]

𝜎𝑚𝑒𝑧𝑐𝑙𝑎 = 𝑓(𝛼. 𝜎𝑔𝑎𝑠, 𝛽. 𝜎𝑎𝑔𝑢𝑎, 𝛾. 𝜎𝑜𝑖𝑙)

61

Densidad.

[2.6]

𝜌𝑚𝑒𝑧𝑐𝑙𝑎 = 𝑓(𝛼. 𝜌𝑔𝑎𝑠, 𝛽. 𝜌𝑎𝑔𝑢𝑎, 𝛾. 𝜌𝑜𝑖𝑙)

Mezcla Total.

[2.7]

𝛼. 𝑔𝑎𝑠 + 𝛽. 𝑎𝑔𝑢𝑎 + 𝛾. 𝑜𝑖𝑙 = 1

Dónde:

𝛼 = 𝑓𝑟𝑎𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑔𝑎𝑠

𝛽 = 𝑓𝑟𝑎𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑎𝑔𝑢𝑎

𝛾 = 𝑓𝑟𝑎𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑝𝑒𝑡𝑟ó𝑙𝑒𝑜

∈ 𝑚𝑒𝑧𝑐𝑙𝑎 = 𝑃𝑒𝑟𝑚𝑖𝑡𝑖𝑣𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑚𝑒𝑧𝑐𝑙𝑎

𝜎𝑚𝑒𝑧𝑐𝑙𝑎 = 𝐶𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑖𝑣𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑚𝑒𝑧𝑐𝑙𝑎

𝜌𝑚𝑒𝑧𝑐𝑙𝑎 = 𝐷𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑚𝑒𝑧𝑐𝑙𝑎

2.9.3.7 Flujos de Aceite Continuo y Agua Continua.

La figura 2.40, muestra la relación entre la permitividad y la conductividad

de una mezcla agua/petróleo. Como muestra la figura, hay una histéresis en

el punto de transición entre las fases de aceite continuo y agua continua.

Esto significa que el sensor de capacitancia podría trabajar

aproximadamente hasta un 80% de corte de agua cuando la mezcla cambia

de aceite continuo a agua continua, mientras que el sensor de inductancia

62

podría trabajar hasta aproximadamente 75% de corte de agua cuando el

punto de transición se alcanza desde la porción alta del rango de corte de

agua.

Sin embargo, sin importar cuál sea el rango de corte de agua uno de los

sensores trabajará siempre. Esto corresponde con la teoría y ha sido

demostrado además con pruebas con mezclas de agua/aceite y mezclas de

agua/aceite y gas.

Que fase agua o aceite es la fase continua, se decide monitoreando el

Control de Ganancia Automático (AGC) del sensor inductivo. Cuando el flujo

está cambiando a aceite continuo, la conductividad del volumen se

aproximara al infinito y el AGC se verá saturado (no puede enviarse

corriente a través del flujo), indicando así un flujo de aceite continuo.

Figura 2.40 Rangos de medición para Sensores de Capacitancia e Inductancia.

(Roxar, 2012)

63

2.9.4 MEDICIÓN DE LA VELOCIDAD DUAL DE FLUJO DE LÍQUIDO Y

GAS.

Para determinar la velocidad de las fases de petróleo, agua y gas, el

medidor utiliza toda la información medida por los sensores y electrodos

capacitivos e inductivos, la cual es almacenada en el computador de flujo

para sus respectivos cálculos de la velocidad de la fases petróleo, agua y

gas, dependiendo de las condiciones del flujo y el estado continuo de la

mezcla.

Figura 2.41 Esquema de medición de velocidad del gas.

(Roxar, 2012)

El medidor utiliza dos métodos de cálculo para determinar la velocidad de

las fases que son las siguientes:

Primer Método

Correlación Cruzada. (Electrodos Largos)

Medidor Venturi (Diferencial de Presión).

Segundo Método.

64

Correlación Cruzada. (Electrodos Largos)

Correlación Cruzada. (Electrodos Cortos)

2.9.4.1 Medidor de Velocidad de Correlación Cruzada (Medidor

Correlación X).

Es casi imposible tener un flujo multifásico sin deslizamiento entre las fases,

a medida que la presión del fluido desciende por debajo del punto de

burbuja se libera mayor cantidad de gas de la solución debido a la

expansión del gas, incrementándose la velocidad de la fase gaseosa con

respecto a la velocidad de la fase líquida formando una variedad de

patrones de flujo en la tubería y el medidor multifásico.

Debido a esto, la estrategia ha sido desarrollar métodos que den

mediciones confiables incluso bajo condiciones de deslizamiento. Por esta

razón el medidor tiene insertados en el sensor de capacitancia un par de

electrodos largos y un par de electrodos cortos separados a una distancia

conocida entre sí, con la finalidad de determinar la velocidad de las burbujas

de mayor tamaño con los electrodos largos, para calcular el caudal de gas y

de la misma forma determinar la velocidad de las burbujas de menor

tamaño con los electrodos cortos para calcular el caudal del líquido, ya que

las burbujas de menor tamaño son arrastradas en la solución con la fase

liquida.

Figura 2.42 Principio de medición del gas por correlación cruzada.

(Roxar, 2012)

65

Electrodos Largos.

El sensor contiene un número de electrodos con diferentes tamaños y

patrones y las dos velocidades están determinados por señales de

correlación cruzada obtenidas de los pares de electrodos.

El medidor de correlación cruzada, es un dispositivo que consiste en dos

pares de electrodos de medición de capacitancia espaciados una distancia

conocida a lo largo de la dirección del flujo.

Un par consiste en dos electrodos Largos y un segundo par que consiste en

dos electrodos cortos. Uno de los electrodos largos es idéntico al usado en

el medidor de composición.

La técnica de correlación cruzada puede ser explicada de la siguiente

forma:

Los datos de las series de tiempo y flujo (mezcla de petróleo, agua y gas),

se obtienen rápida y simultáneamente de los dos pares de electrodos. El

flujo que pasa a través de la unidad sensor consiste en líquido que contiene

una mezcla de burbujas grandes y pequeñas de gas que dependen del

régimen de flujo.

Cuando la mezcla de líquido y gas pasa por el primer electrodo genera una

señal que es almacenada por la computadora de flujo. La distancia entre el

primer y segundo electrodo es pequeña y por ello la misma mezcla pasará

al segundo electrodo después de solo un corto periodo de tiempo. Esto

significa que la mezcla de líquido y gas ha cambiado muy poco durante el

tiempo y la señal recogida por el segundo electrodo es casi idéntica a la

señal recogida por el primer electrodo.

La correlación cruzada es una técnica estadística que, comparando las

similitudes de las señales recogidas por los electrodos, puede determinar el

tiempo que toma al flujo moverse del primer electrodo al segundo. Dada la

distancia conocida entre los sensores y el retraso en el tiempo medido, el

medidor puede determinar la velocidad.

66

Figura 2.43 Esquema de medición de burbujas grandes de gas.

(Roxar, 2012)

Figura 2.44 Principio de medición de burbujas grandes de gas.

(Roxar, 2012)

Las señales recogidas por los electrodos variaran en el tiempo pues la

composición de la mezcla varía mientras fluye por el sensor los líquidos que

contengan mucho gas (partículas de gas) generaran una señal diferente

comparada a líquidos que contengan solo pequeñas burbujas de gas (gas

disperso).

67

Electrodos Cortos.

El sensor contiene dos juegos de electrodos de tamaños diferentes, largos y

cortos. El par de electrodos largos serán más sensibles a las señales

generadas por grandes burbujas de gas, así como el par de electrodos

cortos serán más sensibles a las pequeñas burbujas de gas.

Las burbujas de gas más pequeñas serán atrapadas dentro del líquido y

tendrán por ello la misma velocidad del líquido. Por esta razón la velocidad

del líquido puede ser encontrada usando las señales generadas por las

burbujas pequeñas.

Analizando cuidadosamente las series de tiempo recogidas por los dos

grupos diferentes de electrodos, la velocidad del gas se determina

correlacionando en forma cruzada las señales del grupo de electrodos

largos.

En cambio la velocidad del líquido se determina correlacionando en forma

cruzada las señales de los electrodos pequeños.

Cuando se determinan las dos velocidades de flujo se combinan con

información de las mediciones de composición de los índices de flujo

individuales de petróleo, agua y gas.

Como el medidor no confía en condiciones sin deslizamiento o alguna

función de deslizamiento estimado, este método evita el uso de instalación

de constantes de calibración específicas (modelos de deslizamiento) o el

uso de mezclador.

68

Figura 2.45 Principio de medición de burbujas pequeñas de gas.

(Roxar, 2012)

2.9.4.2 Medidor Venturi.

El medidor multifásico de fuente radioactiva, tiene integrado en la parte

superior del mismo una sección de medición venturi, la cual se utiliza para

determinar la masa y la velocidad de la mezcla cuando las condiciones del

flujo cambian, debido a la presencia de régimen de flujo anular, en el cual

todo el flujo de gas se distribuye en el centro del sensor y el flujo de líquido

solo forma una película alrededor del mismo lo que inhabilita los sensores

capacitivos e inductivos y sus electrodos y no se puede realizar la medición

de la velocidad por correlación cruzada debido a que no hay burbujas

grandes ni pequeñas para realizar las mediciones.

Para estas condiciones de flujo anular un medidor de flujo basado en venturi

se mantendrá funcionando.

La presión diferencial a lo largo de un Venturi es proporcional a la energía

cinética de una mezcla que pasa a través de él. Por ello, la curva de

respuesta de un medidor venturi está relacionada a la masa de la mezcla y

su velocidad.

69

Figura 2.46 Medidor Venturi

(Roxar, 2012)

Puesto que la densidad de la mezcla se mide con el medidor de

composición (densitómetro gamma), esto significa que la velocidad media

del líquido y del gas puede ser determinada a partir de la presión diferencial

medida.

Cuando el GVF (Fracción de Volumen de Gas) es mayor al 85%, el

computador de flujo comienza a tomar las mediciones de velocidad del

medidor Venturi para determinar los caudales, ya que pierde eficiencia el

medidor de velocidad por correlación cruzada.

Al diseñar un venturi para una aplicación específica, el diámetro de la

garganta del medidor venturi se ajusta para asegurar mejores resultados.

Debido a que la respuesta del medidor venturi está relacionada al cuadrado

de la velocidad, no es práctico obtener una proporción de rechazo mayor a

10:1 con buena exactitud. La presión diferencial no puede ser medida con

exactitud suficiente para una proporción de rechazo mayor.

70

2.9.5 DESLIZAMIENTO.

A medida que se incrementa la velocidad del flujo de la fase gaseosa con

respecto a la velocidad de la fase líquida se forman y se distribuyen en las

líneas de flujo y el medidor una variedad de patrones o regímenes de flujo

que dependiendo de su patrón pueden afectar las mediciones de los

sensores del medidor.

Figura 2.47 Regímenes de Flujo

(Roxar, 2012)

Como se puede observar en la figura 2.47, hay una variedad de seis

patrones de flujo claramente distinguidos por la relación que existe entre la

velocidad de sus fases liquida y gaseosa.

Para que los sensores de medición del medidor funcionen eficientemente se

requieren altas velocidades de la fase liquida y bajas velocidades de la fase

gaseosa deseándose patrones de flujo como los siguientes:

71

Régimen de flujo Bubble o de burbujas dispersas.

Régimen de flujo Slug o de Tapón.

Régimen de flujo Churn o de Transición.

Los regímenes de flujo no deseados ya que afectan las mediciones de

los sensores por vacíos de gas o (GVF) mayores al 85% son los

siguientes:

Régimen de flujo Anular.

Régimen de flujo Estratificado.

Régimen de flujo Wavy o Estratificado con ondulaciones.

2.9.6 EFECTOS DE LA ARENA, PARAFINAS, ESCALAS Y EROSIÓN.

A continuación se detalla los efectos en la medición que causan la arena,

parafinas, escalas y la erosión en el medidor de fuente Radioactiva.

DEPOSICIÓN DE PARAFINAS O CERAS.

Las parafinas o ceras presentes en el flujo o que se depositen en el sensor

será medida como si fuera petróleo, pues su densidad y propiedades

dieléctricas son muy parecidas.

Los depósitos de parafina extremos dentro del sensor pueden limitar el área

de flujo y llevar a lecturas de índice de flujos muy altos. Los inhibidores de

parafina usados para prevenir depósitos de cera no afectan la medición

realizada por el medidor.

72

PRESENCIA DE SÓLIDOS / ARENA.

La arena tiene propiedades dieléctricas muy parecidas a las del aceite. Por

ello, la arena será medida como parte del aceite. Como las medidas

dieléctricas se basan en volumen, la arena tendrá un efecto

extremadamente pequeño en el desempeño del medidor. De hecho, el

medidor nunca ha podido distinguir efectos de arena en ninguna instalación.

ESCALAS O ESCAMAS.

El medidor puede aceptar pequeñas cantidades de escalas sin afectar la

medición. Las capas gruesas (típicamente mayores que 1 mm) de escalas

deben removerse de la parte interna del medidor.

EROSIÓN.

Los medidores son no intrusivos, excepto por el Venturi, sin ninguna parte

móvil o estática que limite el área de flujo. Los electrodos sensores están al

mismo nivel con el interior de la pared del sensor y no están sujetos a

erosión. No se ha experimentado ninguna instalación donde la erosión haya

afectado el desempeño del Venturi.

2.9.7 RANGO DE OPERACIÓN Y EXACTITUD.

El Medidor Multifásico es diseñado en base a la información dada por el

cliente en base al potencial de producción del campo donde va a ser

aplicado.

Los parámetros de diseño requeridos por los fabricantes para diseñar el

diámetro del medidor adecuado para la aplicación son los siguientes:

73

Presión de operación de las líneas de flujo o en el manifold.

Presión y Temperatura de los yacimientos.

Datos PVT de los fluidos producidos.

Distancia de los pozos al manifold.

Tipo de Levantamiento artificial.

Información de los yacimientos.

Diámetros de las líneas de flujo.

Cortes de agua o BSW de los pozos.

Historial de pruebas de los pozos.

El correcto diseño en la selección del diámetro del medidor y el diámetro del

venturi son indispensables para el correcto desempeño operacional del

mismo para obtener un alto grado de exactitud en las mediciones de los

caudales líquidos y gaseoso.

Debido a la variedad de patrones de flujo que se forman en las líneas de

flujo de cada pozo, es importante la selección correcta de un diámetro de

medidor que permita mantener buenas velocidades de flujo de la fase

líquida como de la fase gaseosa para evitar el colgamiento y filtración de los

fluidos en el medidor ocasionando mediciones fuera de rango de exactitud.

Cobertura de operación mostrada para un medidor de 3”.

74

Figura 2.48 Rango de Operación del Medidor

(Roxar, 2012)

Como puede verse en la figura 2.48, esta muestra un rango de operación

del medidor marcada en color gris, con un rango de velocidad de flujo

mínimo de cero y un rango de velocidad de flujo máximo 35 y 14 m/s para

las fases líquida y gaseosa, en correlación al incremento de la fracción de

volumen de gas (GVF) en el medidor.

A medida que se incrementa la velocidad del gas con respecto a la

velocidad de la fase líquida, el volumen de gas (GVF) también se

incrementa y el medidor pierde exactitud en las mediciones de los sensores

debido al patrón de flujo anular mencionado anteriormente.

Esto se puede ver en el campo cuando se pone a prueba un pozo con un

caudal de 4000 BFPD, con el cual el medidor trabaja eficientemente ya que

la relación de velocidad entre las fases liquida y gaseosa es baja y por ende

el volumen de gas de 30% (GVF) es bajo dando un patrón de flujo más

estable y con una fase continua de petróleo o agua.

En cambio cuando se pone a prueba un pozo con un caudal de 200 BFPD,

el medidor comienza a tener un error en las mediciones debido a que la

75

relación de las velocidades de las fases líquida y gaseosa se incrementa y

el volumen de gas ( 80% GVF) también, por el motivo que la fase gaseosa

al tener menor densidad y viscosidad se mueve y se expande más rápido

que la fase líquida y da origen a la formación del flujo anular en el medidor

como resultado los sensores y electrodos no registran las velocidades de

las fases y el medidor Venturi queda fuera de cobertura de medición.

EFECTOS POR CAMBIOS EN LAS PROPIEDADES DEL FLUIDO.

El medidor multifásico tiene una configuración de parámetros PVT de los

fluidos en la interfaz figura de usuario en la cual se ingresan todos los

parámetros del fluido para que el computador de flujo pueda realizar los

diferentes cálculos de densidades y corregir el volumen de condiciones de

operación a condiciones estándar de presión y temperatura.

A medida que varían las condiciones de presión y temperatura de los

yacimientos los fluidos producidos van variando sus propiedades físicas

como son la densidad del petróleo, gas y agua, los factores volumétricos,

viscosidades, las cuales deben ser corregidas e ingresadas en la

configuración de parámetros PVT de la interfaz del medidor para asegurar

una medición más precisa.

Por ejemplo; un cambio en la densidad de + 1% relativo resultará en un

error de solo +0.67% en el índice de flujo del líquido medido.

ESPECIFICACIÓN DE INCERTIDUMBRE.

El fabricante proporciona los valores de incertidumbre del medidor

entregado al cliente, estos valores como se mencionó anteriormente

dependen principalmente de la relación de velocidad de las fases liquida y

gaseosa medido por el rango de la fracción de volumen de gas (GVF).

76

En la tabla 2.11, se puede observar que un porcentaje de gas del 0-30%

(GVF) la incertidumbre en la medición del líquido tiene un valor de 5% sea

una relación agua-petróleo o petróleo-agua y el gas se encuentra en

solución con la fase líquida, a medida que se incrementa el porcentaje de

gas de 60-80% (GVF) el porcentaje de incertidumbre también se incrementa

a un valor del 10%, ya que el gas se libera de la fase líquida dando como

resultado un error mayor en la medición del caudal líquido por la presencia

del patrón de flujo anular en el medidor que bloquea los sensores capacitivo

e inductivos.

Tabla 2.11 Tabla de Valores de Incertidumbre del medidor.

Rango GVF

%

INCERTIDUMBRE

GAS LIQUIDO WLR(0-Wtr) WLR(Wtr-100)

(Rel %) (Rel %) (Abs %) (Abs %)

0-30 5 1.5 5

30-60

10

7 2 7

60-80 10 2 8

80-90 10 3 10

90-96 12 4 12

96-98 14 5 15

98-100

(Roxar, 2012)

INTERFAZ FIGURA DE USUARIO.

En la figura 2.49, se puede observar, un ejemplo de aplicación de la Interfaz

Figura de Usuario que dispone el medidor multifásico de fuente radioactiva,

instalado con un software patentado en una computadora portátil para que

el usuario pueda visualizar, monitorear e ingresar los parámetros de los

pozos y del fluido en evaluación.

La interfaz figura está conformada por varias cinco ventanas para visualizar

los datos siguientes:

77

Condiciones Actuales.

En esta ventana se monitorea los valores de los volúmenes actuales de

producción de las fases de petróleo, agua, gas y el corte de agua que

están siendo medidos por los sensores capacitivos e inductivos.

Transmisores.

En esta ventana se monitorea los valores de presión y temperatura

actuales de operación del medidor multifásico.

Condiciones estándar.

En esta ventana se monitorea los valores de los volúmenes en

condiciones estándar de presión y temperatura de las fases de petróleo,

agua y gas que están siendo medidos por los sensores capacitivos e

inductivos.

Estatus del pozo evaluado.

En esta ventana se visualiza el estado del pozo evaluado como el tiempo

en horas de evaluación, la fecha y el nombre del pozo.

Datos de entrada del Usuario.

Esta ventana está vacía para que el operador encargado de realizar la

evaluación de los pozos pueda ingresar los parámetros de operación del

equipo de levantamiento artificial, parámetros del pozo y análisis de

laboratorio, para que también se registren y se guarden en el reporte

generado una vez termina la evaluación del pozo.

78

Además la interfaz figura posee dos ventanas en donde se grafican las

tendencias de los caudales de las tres fases petróleo, agua y gas, una para

las condiciones actúale y la segunda para las condiciones estándar.

Figura 2.49 Interfaz Figura de Usuario del Medidor de Fuente Radioactiva.

(Roxar, 2012)

79

INTERFAZ DE CONFIGURACIÓN.

El medidor multifásico de fuente radioactiva tiene una computadora portátil

con un software patentado, en la cual dispone de una interfaz de

configuración de usuario que permite al mismo poder cambiar los

parámetros de cada pozo a evaluar, además poder calibrar los parámetros y

las unidades de conversión de los instrumentos de medición y los

parámetros PVT de los fluidos, como se puede observar en la figura 2.50.

Figura 2.50 Interfaz de Configuración del Medidor de Fuente Radioactiva.

(Roxar, 2012)

80

REPORTES DE EVALUACIÓN.

La interfaz figura de usuario permite al mismo generar los reportes de

evaluación de los pozos automáticamente en un formato excel y un reporte

de figuras de las tendencias de toda la evaluación y guardarlos en una

carpeta independiente para cada pozo evaluado, una vez cumplido el

tiempo de prueba ingresado por el usuario, o también permite generar y

guardar la prueba realizada en el tiempo que requiera suspender el usuario

para evaluar otro pozo.

81

Figura 2.51 Reporte de Evaluación del Medidor de Fuente Radioactiva.

(Roxar, 2012)

2.10 FLUJOS MULTIFÁSICOS.

Para un mejor análisis y comprensión de las pruebas de producción de los

pozos se debe conocer los diferentes patrones de flujo que forman la fase

líquida y gaseosa en las tuberías de producción y líneas de flujo cuando

fluyen desde el fondo del pozo hacia la superficie, esto debido a los cambios

82

de presión, temperatura, velocidad de las fases, expansión del gas, que

experimenta el fluido al pasar de condiciones de yacimiento a condiciones

normales de superficie.

DEFINICIONES DE LOS FLUIDOS.

Los fluidos (Petróleo, agua y gas) presentes en los yacimientos de

hidrocarburos se encuentran en un estado homogéneo de una sola fase a

una presión de saturación dada antes de ser perforados, en el momento que

son perforados los yacimientos, los mismos desarrollan una caída de

presión con la cual se comienza la producción y el arrastre de los fluidos al

fondo del pozo, a medida que los fluidos ascienden por la tubería vertical de

producción hacia la superficie continua disminuyendo la presión de

saturación y los fluidos empiezan a separarse en tres fases claramente

definidas por sus densidades, a esto se lo conoce como Flujo Multifásico,

y se lo puede definir como el flujo simultáneo de las fases líquida (Petróleo -

Agua) y la fase gaseosa a diferentes condiciones de presión y temperatura

desde el yacimiento hasta el medidor multifásico en superficie.

El flujo multifásico es un fenómeno muy impredecible y difícil de calcular, ya

que las variables que se deben determinar en este sistema de flujo son

varias en cada una de las fases líquidas y gaseosa tales como; los caudales

de flujo de la fase líquida y la fase gaseosa, velocidades de flujo de las

fases, diámetros de la tubería, tensiones interfaciales de las fases,

propiedades físicas de las fases líquidas y gaseosa, ángulos de inclinación

de la tubería, presiones de operación, hold-Up, caídas de presión, régimen

o patrones de flujo.

Para un mejor análisis de lo que se refiere el flujo multifásico se describirá a

continuación las definiciones de las variables más importantes que se deben

conocer para entender estos sistemas de flujos.

83

2.10.1 DEFINICIONES DE LAS VARIABLES UTILIZADAS EN FLUJO

MULTIFÁSICO.

Régimen o Patrón de Flujo.

El patrón de flujo, a veces llamado régimen de flujo, describe la manera

como los fluidos se dispersan en una corriente de flujo. Cuando el gas y el

líquido fluyen simultáneamente en una tubería, las fases pueden distribuirse

en una notable variedad de patrones, los cuales se difieren entre sí

dependiendo principalmente de los caudales de cada una de las fases y sus

propiedades físicas.

El régimen o patrón de flujo es la variable más importante de estudio,

debido a que ésta afecta directamente los valores de hold-up y la caída de

presión.

Hold-Up.

El hold-up, se define como la relación que existe entre el volumen ocupado

por un gas o un líquido en un segmento de tubería y el volumen total del

segmento de la misma, expresada en porcentaje.

El cálculo del hold-up se lo realiza para determinar los diferentes patrones

de flujo que se desarrollan cuando fluyen simultáneamente dos o más fases

por una misma tubería, mediante el uso de correlaciones empíricas.

Burbuja de Taylor.

Es aquella burbuja de gas de gran tamaño que adquiere la forma de una

bala y que se forma al incrementarse el caudal de la fase gaseosa con

84

respecto al caudal de la fase del líquido dando origen a la formación del

patrón de flujo Slug o tapón que es de mayor tamaño.

Esta burbuja de Taylor se desarrolla conforme se va incrementando el

caudal de gas pasando del patrón de flujo de burbujas al patrón de flujo de

tapón o slug, como se puede visualizar en la siguiente figura 2.52.

Figura 2.52 Formación de la Burbuja de Taylor.

(Beggs and Brill, 1991)

Diámetro de Tubería.

En los estudios experimentales realizados para determinar los patrones de

flujo que se desarrollan en una corriente de flujo de dos fases, se determinó

que el diámetro de tubería no influye en la formación de los mismos y que

estos se forman dependiendo principalmente por la diferencia de caudal de

cada una de las fases que fluyen por la tubería.

Caudal del Líquido.

Es el volumen de la fase líquida y puede estar compuesta por el sistema de

flujo agua-petróleo o petróleo-agua dependiendo del porcentaje de

85

saturación de los mismos, este caudal de líquido depende principalmente de

varios factores tales como son; las propiedades físicas del yacimiento

(porosidad efectiva y permeabilidad), propiedades físicas de los fluidos,

condiciones de presión y temperatura del yacimiento, mecanismo de empuje

y el sistema de levantamiento artificial del pozo.

Caudal del Gas.

Es el volumen de la fase gaseosa y que se encuentra en el yacimiento como

gas libre o gas en solución a condiciones de presión y temperatura de

saturación, a medida que la presión de saturación disminuye este caudal de

gas se incrementa ya que empieza a liberarse de la solución de la fase

líquida, ocupando un mayor espacio y volumen en la tubería dando lugar a

la formación de los diferentes patrones de flujo.

Mecanismo de Producción del Yacimiento.

El flujo multifásico y la formación de patrones de flujo dependen del tipo de

mecanismo de empuje que tenga el yacimiento productor de hidrocarburos,

por el motivo de que si el yacimiento tiene un empuje hidráulico con acuífero

activo de agua, predominará un patrón de flujo de burbujas ya que la fase

continua será líquida (agua-petróleo) y la fase gaseosa de menor caudal se

mantendrá como burbujas dispersas en la fase líquida.

Por lo contrario, si el yacimiento tiene un empuje por gas en solución o por

capa de gas libre, se irán formando los diferentes patrones de flujo

conocidos, empezando por el patrón de flujo de burbujas dispersas,

pasando al patrón de flujo slug o tapón, luego al patrón de transición o churn

y por último termina con el patrón de flujo anular en superficie, conforme va

86

incrementándose la caída de presión por la liberación del gas de la fase

líquida.

Levantamiento Artificial.

Cuando la presión promedio del yacimiento va declinando conforme se

producen los fluidos del mismo, se implementa sistemas de levantamiento

artificial en los pozos, para lograr una mayor recuperación de los fluidos del

yacimiento dependiendo del potencial del mismo.

El sistema de levantamiento artificial más utilizado en el campo es el

llamado bombeo electro-sumergible, el cual consta principalmente de una

bomba centrifuga multietapas, la cual es diseñada de acuerdo al potencial

del yacimiento, para fines de nuestro estudio de flujo multifásico y patrones

de flujo, se toma en cuenta esta variable ya que como se mencionó

anteriormente, la bomba centrifuga multietapas, es la encargada de generar

el draw-down o la caída de presión en el yacimiento para lograr incrementar

los caudales de líquido y gas, generando una gran turbulencia del fluido al

atravesar la bomba y ocasionando la liberación temprana de la fase

gaseosa de la fase líquida formándose progresivamente los patrones de

flujo mencionados en el yacimiento y la tubería hacia la superficie.

Regímenes de Flujo en Tuberías.

Los patrones o regímenes de flujo pueden variar de geometría y su forma

dependiendo de la posición del segmento de tubería, para nuestro estudio

de medidores multifásicos encontramos dos tipos de flujos en tuberías los

cuales son:

87

Flujo Vertical. (Yacimiento – Pozo – Cabezal )

Flujo Horizontal. (Cabezal – Medidor Multifásico)

2.10.2 FLUJO VERTICAL. (YACIMIENTO - POZO - CABEZAL)

Los patrones de flujo vertical que se dan en la tubería de producción de los

pozos, dependen de muchos factores tales como: el tipo de levantamiento

artificial, el mecanismo de producción del yacimiento, las características

PVT de los fluidos producidos, propiedades de los fluidos, índice de

productividad (IP) de los pozos, porcentaje de producción de agua de los

mismos (BSW), presión del reservorio (Ps), presión de fondo fluyente (Pwf)

y presión de burbuja (Pb).

Los patrones de flujo vertical más frecuentes son los detallados a

continuación:

Patrón de Flujo de Burbuja.

En este patrón de flujo la tubería se encuentra prácticamente llena de la

fase líquida y la fase de gas libre se presenta en pequeñas burbujas las

cuales se mueven a diferentes velocidades excepto aquellas que por su

densidad tienen pequeños efectos en el gradiente de presión. La pared de

la tubería está siempre en contacto con la fase líquida.

88

Figura 2.53 Patrón de Flujo de Burbujas Dispersas.


Patrón de Flujo Tapón o Slug.

En este patrón de flujo la fase gaseosa es más significativa a medida que se

incrementa el caudal de la misma, pero la fase líquida sigue siendo

continua, las burbujas de gas coalescen o se unen formando tapones o

slugs los cuales van ocupando prácticamente toda la sección transversal de

la tubería conforme se vaya aumentando el caudal de la fase gaseosa. La

fase líquida que rodea a la burbuja o tapón puede moverse a bajas

velocidades en forma descendente debido a la fuerza cortante por la

velocidad de ascenso de la burbuja. La fase gaseosa y la fase líquida tienen

efectos significativos en la caída de presión.

89

Figura 2.54 Patrón de Flujo Tapón o Slug.


Patrón de Flujo de Transición o Churn.

En este patrón de flujo es cuando ocurre el cambio de la fase líquida

continua a la fase de gas continua, debido a que el caudal de gas se

incrementa y existe mayor liberación de gas de la fase líquida por la caída

de presión. Las burbujas o tapones de gas pueden unirse y el líquido puede

entrar en la burbuja. Aunque los efectos de la fase líquida son significantes,

dominan los de la fase gaseosa.

Figura 2.55 Patrón de Flujo de Transición o Churn.


90

Patrón de Flujo Anular

En este patrón de flujo la fase gaseosa es continua debido a que el caudal

de gas es mayor que el caudal de la fase líquida, y la mayor parte de la fase

líquida se introduce en la fase gaseosa en forma de gotitas. La pared de la

tubería está cubierta por una película de líquido y la fase gaseosa controla

la caída de presión.

Figura 2.56 Patrón de Flujo Anular.


2.10.3 FLUJO HORIZONTAL. (CABEZAL – MEDIDOR MULTIFÁSICO)

De la misma manera que se mencionó en el flujo vertical, para la

configuración de tubería en forma horizontal, se pueden observar patrones

de flujo semejantes a los de flujo en tubería vertical con la diferencia en que

la caída de presión en el flujo horizontal es mayor que la de flujo vertical por

estar en la superficie, en donde los patrones de flujo pueden estar más

claramente definidos en su fase continua dependiendo de la fase de mayor

caudal de saturación, las variables mencionadas son las mismas para los

diferentes patrones de flujo.

91

Patrón de Flujo de Burbujas Dispersas.

Se presenta a muy altas tasas de flujo de líquido y la misma representa la

fase continua, mientras que la fase gaseosa de menor caudal es arrastrada

en forma de burbujas dispersas en la fase líquida y se mueven a la misma

velocidad, por lo que se le considera como un flujo homogéneo.

Figura 2.57 Patrón de Flujo de Burbujas Dispersas.


Patrón de Flujo Estratificado.

Se presenta a bajos caudales de gas. La fase líquida por poseer una mayor

densidad fluye en la parte inferior de la tubería mientras que el gas fluye por

la parte superior a una velocidad mayor a la del líquido. Esta diferencia de

velocidad genera arrastre de líquido por parte del gas debido a la fuerza

cortante existente en la interface.

Figura 2.58 Patrón de Flujo Estratificado.


92

Patrón de Flujo Estratificado Ondulado.

En la medida en que el caudal de gas se incrementa, la inestabilidad

generada por la fuerza cortante en la interface gas – líquido se incrementa,

dando paso a la formación de ondas.

Figura 2.59 Patrón de Flujo Estratificado Ondulado.


Patrón de Flujo Intermitente o Tapón (Slug).

Este patrón de flujo se presenta al incrementarse el caudal de la fase

gaseosa presente en la tubería, dando lugar a la formación de grandes

burbujas de gas en forma de tapones que se mueven horizontalmente

dentro de la fase líquida de mayor caudal.

Figura 2.60 Patrón de Flujo Intermitente o Tapón (Slug).


93

Patrón de Flujo Anular.

Al incrementarse el caudal de gas una parte de la fase líquida se distribuye

alrededor de la tubería adoptando la forma de un anillo, la otra porción de la

fase líquida se mueve en forma de gotas arrastradas por la fase gaseosa.

Típicamente, a mayor caudal de gas menor es el tamaño promedio de las

gotas de la fase líquida y más delgada es la película de líquido formada en

la pared de la tubería.

Figura 2.61 Patrón de Flujo Anular.


METODOLOGÍA

94

3. METODOLOGÍA

3.1 ACTUALIZACIÓN DE LOS PARÁMETROS PVT DE LOS

FLUIDOS DE LAS ARENISCAS U INFERIOR Y M-1.

Para la actualización de los parámetros PVT a las condiciones actuales del

fluido, se toma como referencia los análisis PVT realizadas al pozo N-10

para la arenisca U Inferior y el pozo N-2 para la arenisca M-1.

Para calcular los parámetros PVT se utiliza las correlaciones de

Kartoatmodjo, T y Schmidt, Z , para calcular la Presión del Punto de Burbuja

(Pb), la solubilidad del gas en petróleo (Rs), la viscosidad del petróleo, el

factor volumétrico del petróleo y para el factor volumétrico del agua la

correlación de McCain, W.D, Jr.

Se seleccionó estas correlaciones empíricas de los autores mencionados

por el motivo de que los rangos de los datos son aplicables para las

condiciones del fluido y condiciones de operación de los pozos

seleccionados.

3.2 CÁLCULO DE LOS PARÁMETROS PVT CON LA

CORRELACIONES DE KARTOATMODJO, T Y SCHMIDT,

Z.

A continuación se realiza los cálculos de las propiedades PVT del petróleo

producido por los pozos seleccionados utilizando las Correlaciones

empíricas de Kartoatmodjo, T y Schmidt, Z, por la razón que la misma fue

diseñada en base a datos en rangos de presión y temperatura del separador

similares a las condiciones de operación de los pozos en estudio, para

correlacionar los resultados obtenidos con estos Cálculos se utiliza los

análisis PVT de laboratorio de los pozos N-10 y N-2, realizadas en el año

2004.

95

3.2.1 CÁLCULO DE LA PRESIÓN AL PUNTO DE BURBUJA.

La presión al punto de burbuja, es aquella a la cual aparece la primera

burbuja de gas que se libera de la solución con el petróleo de la fase líquida

y comienza el flujo de dos fases.

Tabla 3.1 Tabla de Rango de Datos para la Correlación.

RANGO DE LOS DATOS PARA LA CORRELACIÓN

PARÁMETROS VALORES

Presión de Burbuja, Pb 14,7 - 6054,7 lpca

Temperatura del Yacimiento 75 - 320 F

Factor Volumétrico Oil, Bo 1,007 - 2.144 BY/BN

Solubilidad del gas, Rs 0,0 - 2890 PCN/BN

Gravedad Específica,SG API 14,4 - 58,9 API

Gravedad Específica,SG GAS 0,379 - 1,709

Presión del Separador 14,7 - 514,7 lpca

Temperatura del Separador 65 - 186 F

(Correlaciones PVT, Carlos Banzer, 2012)

En la tabla 3.1, se puede ver el rango de datos para la aplicación de la

Correlación de Kartoatmodjo, el rango de presión del separador hasta 514

psi y la temperatura del separador hasta 186 F, son datos similares a las

condiciones de operación de los pozos en los Campos Nantu y Hormiguero.

Tabla 3.2 Tabla de Constantes para la Correlación.

CORRELACIÓN DE KARTOATMODJO, T y SCHMIDT, Z

VALORES DE LAS CONSTANTES C1,C2,C3,C4

API C1 C2 C3 C4

≤ 30 0,05958 0,7972 13,1405 0,9986

≥30 0,03150 0,7587 11,2895 0,9143

(Correlaciones PVT, Carlos Banzer, 2012)

En la tabla 3.2, se puede observar los valores de las cuatro constantes C1,

C2, C3 y C4, que se utilizan en las ecuaciones 3.2 y 3.3 y que son

diferentes dependiendo el rango del grado API, para el caso de los pozos

96

seleccionados que tienen un grado API entre 15 a 22 API, se selecciona

para el cálculo las constantes del rango de ≤ 30 API.

Datos de Prueba del pozo N-10

Para la aplicación de las correlaciones de Kartoatmodjo en los cálculos de

los parámetros PVT, como ejemplo de la tabla 3.3, se utiliza los datos de

producción del pozo N-10, del cual también se dispone un análisis PVT de

laboratorio realizadas en el año 2004.

Tabla 3.3 Tabla de Datos de prueba de producción del Pozo N-10.

DATOS PRUEBAS

FECHA 06/12/2012

POZO NTU-10

ARENA LOWER U

°API 16,1

Ty ºF 219

SG gas 0,708

BSW % 0,83

Pwf Sensor, psi 1198

Pseparador, psi 490

Pb, psi 800

Rsi, PCN/BN 40

QT, BFPD 1924

Qo, BPPD 327

Qw, BWPD 1597

Qg, MPCD 44

Salinidad, PPM 78540

T separador, ºF 200

(Departamento de Ingeniería Bloque Sur, 2012)

Correlación de Kartoatmodjo, T y Schmidt, Z.

Para corregir la gravedad específica del gas a las condiciones de presión y

temperatura del separador se utiliza la ecuación 3.1.

97

Gravedad Específica del gas corregida a 100 psia, (aire=1)

[3.1]

𝛾𝑔𝑐 = 𝛾𝑔 [1 + 0,1595𝛾𝐴𝑃𝐼0,4078𝑇𝑠𝑝

−0,2466𝑙𝑜𝑔 (𝑃𝑠𝑝

114.7)]

𝛾𝑔𝑐 = 0,708 [1 + 0,1595(16,1)0,4078(180)−0,2466𝑙𝑜𝑔 (490

114.7)]

𝜸𝒈𝒄 = 𝟎, 𝟕𝟔𝟕𝟗

Presión al punto de burbuja, Pb

[3.2]

𝑃𝑏 =

[

𝑅𝑠𝑏

𝐶1𝛾𝑔𝑐𝐶210

(𝐶3𝛾𝐴𝑃𝐼𝑇+460

)

] 𝐶4

𝑃𝑏 = [108

0,05958 ∗ (0,7679)0,797210(13,1405∗16.1

219+460)]

0,9986

𝑷𝒃 = 𝟕𝟏𝟖, 𝟏𝟐 𝒑𝒔𝒊

3.2.2 CÁLCULO DEL FACTOR DE SOLUBILIDAD DEL GAS EN

PETRÓLEO (RS)

La Razón Gas Petróleo, Solubilidad del gas en petróleo o gas en solución

(Rs), se define como el volumen de pies cúbicos normales (PCN) de gas

Donde:

Ɣg= Gravedad específica del gas

ƔAPI= Gravedad API

Tsp= Temperatura del separador

Psp= Presión del separador

C1= Constante de correlación

Ɣgc= Gravedad del gas corregida

98

que pueden entrar en solución en un barril de petróleo (BN), cuando ambos

son llevados a condiciones de presión y temperatura del yacimiento.


[3.3]

𝑅𝑠 = 𝐶1𝛾𝑔𝑐𝐶2 𝑃

1𝐶4 10

(𝐶3 𝛾𝐴𝑃𝐼

𝑇+460)

𝑅𝑠 = 0,05958 ∗ 0.76790,7972 718 1

0.9986 10 (13,1405∗16,1

219+460)

𝑹𝒔 = 𝟕𝟏, 𝟏𝟐 𝑷𝑪𝑵/𝑩𝑵

3.3.3 CÁLCULO DEL FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO.

El factor volumétrico del petróleo, puede definirse como el cambio en

volumen que experimenta un barril de petróleo al pasar de

condiciones de presión y temperatura del yacimiento a las condiciones

normales de superficie (14,7 lpca y 60 F).


[3.4]

𝐹 = 𝑅𝑠𝑏0,755 𝛾𝑔𝑐0,25 𝛾𝐴𝑃𝐼

−1,5 + 0,45 ∗ 𝑇

𝐹 = 1080,755 0,76790,25 16,1−1,5 + 0,45 ∗ 219

𝑭 = 99,05

Donde:

Rs= Solubilidad del gas

C1= Constante de

correlación

Ɣgc= Gravedad del gas

corregida

Ty= Temperatura del

yacimiento

Donde:

F= Constante de correlación

Rsb= Solubilidad del gas

Ty= Temperatura del yacimiento

Ɣgc= Gravedad del gas corregida

ƔAPI= Gravedad API

99

[3.5]

𝐵𝑜𝑏 = 0,98496 + 1,0 ∗ 10−4 ∗ 𝐹1,5

𝐵𝑜𝑏 = 0,98496 + 1,0 ∗ 10−4 ∗ 99.051,5

𝑩𝒐𝒃 = 𝟏, 𝟎𝟖𝟑𝟓 𝑩𝒀/𝑩𝑵

3.3.4 CÁLCULO DE LA VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO.

La viscosidad del petróleo puede definirse como la resistencia interna de las

moléculas que se oponen al flujo del fluido, esto depende de la cantidad de

gas en solución (Rs) y la temperatura del fluido.


Viscosidad del petróleo sin gas, (Uod)

[3.6]

𝜇𝑜𝑑 = 16,0 ∗ 108 𝑇−2,8177 (𝑙𝑜𝑔 𝛾𝐴𝑃𝐼)(5,7526 log𝑇−26,9718)

𝜇𝑜𝑑 = 16,0 ∗ 108 219−2,8177 (𝑙𝑜𝑔 16,1)(5,7526 log 219−26,9718)

𝝁𝒐𝒅 = 𝟑𝟐, 𝟏𝟏 𝒄𝒑

100

Viscosidad del petróleo con gas Saturado, (Uob)

[3.7]

𝑏 = 10−0,00081 𝑅𝑏

𝑏 = 10−0,00081∗109

𝒃 = 𝟎, 𝟖𝟏𝟔𝟎

[3.8]

𝐴 = (0,2001 + 0,8428 ∗ 10−0,000845 𝑅𝑏 ) 𝜇𝑜𝑑0,43+0,5165 𝑏

𝐴 = (0,2001 + 0,8428 ∗ 10−0,000845∗109 ) 32,110,43+0,5165∗0,8160

𝑨 = 𝟏𝟔. 𝟗

3.9]

𝜇𝑜𝑏 = −0,06821 + 0,9824 𝐴 + 40,34 ∗ 10−5 ∗ 𝐴2

𝜇𝑜𝑏 = −0,06821 + 0,9824 ∗ 16,9 + 40,34 ∗ 10−5 ∗ 16,92

𝝁𝒐𝒃 = 𝟏𝟔, 𝟔𝟔 𝒄𝒑

Donde:

A= Constante de correlación

b= Constante de correlación

Rb= Solubilidad del gas

101

Viscosidad del petróleo con gas Subsaturado, (Bo)

[3.10]

𝜇𝑜 = 1,00081 𝜇𝑜𝑏 + 1,127 ∗ 10−3(𝑝 − 𝑝𝑏)(−65,17 ∗ 10−4𝜇𝑜𝑏1,8148 + 0,038𝜇𝑜𝑏1,59)

𝜇𝑜 = 1,00081 ∗ 16,66 + 1,127 ∗ 10−3(1198 − 800)(−65,17 ∗ 10−4 ∗ 16,661,8148 + 0,038 ∗ 16,661,59)

𝝁𝒐 = 𝟏𝟕, 𝟔𝟗 𝒄𝒑

3.3.5 CÁLCULO DEL FACTOR VOLUMÉTRICO DEL GAS

El factor volumétrico del gas, se define como la relación que existe entre el

volumen en barriles o pies cúbicos que ocupa un gas en el yacimiento a las

condiciones del mismo, con respecto al volumen que ocuparía el mismo

volumen a condiciones normales de presión y temperatura (14,7 lpca y 60

F).

[3.11]

𝐵𝑔 = 0,00503 ∗𝑧 𝑇

𝑃, 𝐵𝑌/𝑃𝐶𝑁

𝐵𝑔 = 0,00503 ∗0,962 ∗ (219 + 460)

1198, 𝐵𝑌/𝑃𝐶𝑁

𝑩𝒈 = 𝟎, 𝟎𝟎𝟐𝟕𝟒,𝑩𝒀/𝑷𝑪𝑵

102

3.3.6 CÁLCULO DEL FACTOR VOLUMÉTRICO DEL AGUA.

El factor volumétrico del agua Bw, en BY/BN, al igual que el petróleo se

define como el volumen que ocupa en el yacimiento un barril de agua, al

volumen que ocuparía el mismo volumen a condiciones normales (14,7 lpca

y 60 F), más su gas en solución, este valor depende de los cambios de

presión y temperatura.

Correlación de Mc Cain, W.D, Jr.

[3.12]

𝑉𝑤𝑡 = −1,0001 ∗ 10−2 + 1,33391 ∗ 10−4𝑇 + 5,50654 ∗ 10−7𝑇2

𝑉𝑤𝑡 = −1,0001 ∗ 10−2 + 1,33391 ∗ 10−4 ∗ 219 + 5,50654 ∗ 10−7 ∗ 2192

𝑽𝒘𝒕 = 𝟎, 𝟎𝟒𝟓𝟔𝟐

[3.13]

𝑉𝑤𝑝 = −1,95301 ∗ 10−9𝑃𝑇 − 1,72834 𝑃2𝑇 − 3,58922 ∗ 10−7𝑃 − 2,25341 ∗ 10−10𝑃2

𝑉𝑤𝑝 = −1,95301 ∗ 10−9 ∗ 1198 ∗ 219 − 1,72834 ∗ 11982 ∗ 219 − 3,58922 ∗ 10−7

∗ 1198 − 2,25341 ∗ 10−1011982

𝑽𝒘𝒑 = −𝟎, 𝟎𝟎𝟔𝟔𝟗𝟖

[3.14]

𝐵𝑤 = (1 + 𝑉𝑤𝑝)(1 + 𝑉𝑤𝑡)

103

𝐵𝑤 = (1 − 0,006698)(1 + 0,04562)

𝑩𝒘 = 𝟏, 𝟎𝟑𝟖𝟔 𝑩𝒀/𝑩𝑵

Para calcular los parámetros PVT de los pozos N-2, N-16, N-23, H-3 y H-5,

se utiliza los datos de producción actuales de la tabla 3.4, y se elabora una

hoja de cálculo con todas las ecuaciones de Kartoatmodjo para cada

parámetro PVT a calcular de la misma manera como se lo realizó

manualmente en el ejemplo del pozo N-10.

Los resultados obtenidos se los analizará en el siguiente capítulo de

Análisis de resultados.

En la tabla 3.4, podemos observar los datos de pruebas de producción para

la correlación.

104

Tabla 3.4 Tabla de Datos de pruebas de producción para la Correlación.

DATOS DE PRUEBAS DE PRODUCCIÓN ACTUALES

FECHA 02/10/2013 02/03/2013 22/03/2012 26/1/2013 15/05/2012 06/12/2012

POZO H-3 H-5 N-2 N-23 N-16 N-10

ARENA LOWER U M-1 M-1 M-1 M-1 LOWER U

°API 17,5 20,3 19,5 22,0 21,2 16,1

Ty ºF 224 209 210 204 212 219

SG gas 0,708 0,784 0,777 0,777 0,784 0,708

BSW, % 0,83 0,28 0,89 0,5 0,52 0,83

Pwf Sensor, psi 1042 1135 1239 1239 1037 1198

Pseparador, psi 500 496 460 465 481 490

Pb, psi 800 628 628 628 628 800

Rsi, PCN/BN 109 146 146 146 146 109

QT, BFPD 3720 909 3237 658 2408 1924

Qo, BPPD 930 654 341 329 1156 327

Qw, BAPD 2790 255 2881 329 1252 1597

Qg, MPCD 151 67 17,03 0,38 149 44

Salinidad, PPM 66918 39188 60640 50740 36650 78540

T separador, ºF 207 166 156 114 191 200


105

3.3. TABLA DE RESULTADOS DE LOS CÁLCULOS PVT POR CORRELACIONES DE LOS POZOS

SELECCIONADOS.

Tabla 3.5 Tabla de Resultados PVT calculados con las Correlaciones de Kartoatmodjo.

CORRELACIONES PVT DE KARTOATMODJO, T y SCHMIDT, Z

PRESION DE BURBUJA Rs Bo Uo SIN GAS Uo SATURADO Uo SUBSATURADO

POZO Ygc Pb, psi Rs,

PCN/BN F Bo,

BY/BN Uod, cp b A Uob, cp Uo, cp

N-10 0,7679 520,71 51,58 98,94 1,0834 32,11 0,8630 19,3 19,00 21,10

H-03 0,7703 511,86 84,07 101,16 1,0867 20,46 0,8550 12,7 12,49 12,90

N-16 0,8581 390,11 86,14 95,68 1,0786 9,60 0,8518 6,5 6,37 6,62

N-23 0,8596 392,46 90,51 92,08 1,0733 8,83 0,8439 6,0 5,82 6,14

N-02 0,8493 391,64 49,49 94,80 1,0773 14,30 0,8630 9,5 9,28 10,19

H-05 0,8609 390,39 83,28 94,35 1,0766 12,03 0,8566 8,0 7,85 8,27

106

Tabla 3.6 Tabla de Resultados PVT calculados con las Correlaciones de Mc Cain.

CORRELACIÓN DE McCAIN, W.D, Jr

FACTOR VOLUMETRICO DEL AGUA FACTOR VOLUMETRICO DEL GAS

POZO Vwt Vwp Bw POZO Z Bg

N-10 0,04562 -0,006698 1,0386 N-10 0,962 0,00274

N-16 0,04303 -0,004984 1,0378 N-16 0,950 0,00310

N-23 0,04013 -0,006697 1,0332 N-23 0,950 0,00256

N-02 0,04229 -0,006871 1,0351 N-02 0,950 0,00258

H-03 0,04751 -0,005278 1,0420 H-03 0,962 0,00318

H-05 0,04193 -0,005814 1,0359 H-05 0,950 0,00282

107

En la tabla 3.5, se puede observar los resultados de los parámetros PVT

calculados que son: la presión al punto de burbuja (Pb), la solubilidad del

gas (Rs), el factor volumétrico del petróleo (Bo) y la viscosidad del gas a

diferentes condiciones de estado obtenidos con las ecuaciones de las

correlaciones de Kartoatmodjo.

En la tabla 3.6, se puede observar los resultados del factor volumétrico del

agua (Bw), calculado con la correlación de Mc Cain y también el factor

volumétrico del gas (Bg) calculado.

Estos resultados de los valores de parámetros PVT calculados, se utilizarán

a continuación para el análisis comparativo con los resultados de los

parámetros PVT obtenidos en el laboratorio en el año 2004 y para la

elaboración y comparación de las curvas de afluencia IPR de cada pozo.

3.4 ACTUALIZACIÓN DE CURVAS IPR CON LOS DATOS DE

PRODUCCIÓN DE LOS POZOS SELECCIONADOS CON

LOS DOS MEDIDORES MULTIFÁSICOS.

Para la actualización de las curvas de afluencia IPR de los pozos

seleccionados, se utiliza los datos de la tabla 3.7, que tiene los datos

promedio de producción actuales de los pozos N-2, N-10, N-16, N-23, H-3 y

H-5, con sus respectivas presiones de reservorio, para los cálculos de

caudal se utiliza las ecuaciones de Patton y Goland.

108

Tabla 3.7 Tabla de Datos de pruebas de producción promedio actuales de los pozos.

DATOS DE PRUEBAS DE PRODUCCIÓN PROMEDIO ACTUALES

FECHA 02/10/2013 02/03/2013 22/03/2012 26/1/2013 15/05/2012 06/12/2012

POZO H-3 H-5 NTU-2 NTU-23 NTU-16 NTU-10

ARENA LOWER U M-1 M-1 M-1 M-1 LOWER U

Pws (psi) 1904 1409 1665 1667 1811 2700

Pwf (psi) 990 989 1191 1108 1201 1198

Pb (psi) 800 628 628 628 628 800

Qt (BFPD) 4092 468 3090 603 2401 1756

Medidor M.

Roxar Roxar Remms Remms Remms y

Roxar Remms y

Roxar


3.4.1 CURVA IPR DEL POZO N-16.

Para la elaboración de las curvas IPR con el método de Patton y Goland, se

realiza un ejemplo con los datos del pozo N-16, utilizando las ecuaciones

manualmente para determinar los caudales de fluido a las diferentes

presiones de fondo fluyente.

Método de Patton – Goland

Para iniciar se utiliza los datos del pozo N-16 de la tabla 3.5.

Calcular con la ecuación 3.15, el Índice de productividad Jo (IP) sobre la

presión del punto de burbuja (Pb).

[3.15]

109

𝐽𝑜 =𝑄𝑡

𝑃𝑤𝑠 − 𝑃𝑤𝑓

𝐽𝑜 =2401 𝐵𝐹𝑃𝐷

1811 𝑝𝑠𝑖 − 1201 𝑝𝑠𝑖

𝑱𝒐 = 𝟑, 𝟗𝟒 𝑩𝑭𝑷𝑫/𝒑𝒔𝒊

Calcular con la ecuación 3.16, el caudal (qb) a la presión del punto de

burbuja (Pb).

[3.16]

𝑞𝑏 = 𝐽𝑜(𝑃𝑤𝑠 − 𝑃𝑏)

𝑞𝑏 = 3,94𝐵𝐹𝑃𝐷

𝑝𝑠𝑖∗ (1811 𝑝𝑠𝑖 − 628 𝑝𝑠𝑖)

𝒒𝒃 = 𝟒𝟔𝟓𝟔 𝑩𝑭𝑷𝑫

Con la ecuación anterior 3.16, calcular el caudal máximo (Qmax) a una

presión de fondo fluyente de 0 psi.

[3.17]

𝑄𝑚𝑎𝑥 = 𝐽𝑜(𝑃𝑤𝑠 − 0)

Donde:

Jo= Indice de productividad

Pws= Presión del yacimiento

Pwf= Presión de fondo fluyente

Qt= Caudal Total

Donde:

Jo= Indice de productividad

Pws= Presión del yacimiento

Pb= Presión de burbuja

Qb= Caudal a la presión de burbuja

110

𝑄𝑚𝑎𝑥 = 3,94𝐵𝐹𝑃𝐷

𝑝𝑠𝑖∗ (1811 𝑝𝑠𝑖 − 0 𝑝𝑠𝑖)

𝑸𝒎𝒂𝒙 = 𝟕𝟏𝟐𝟖 𝑩𝑭𝑷𝑫

Con la ecuación 3.18, calcular el caudal máximo (Qmax) a la presión del

punto de burbuja (Pb).

[3.18]

𝑄𝑚𝑎𝑥 = 𝑞𝑏 + (𝑝𝑄𝑚𝑎𝑥 − 𝑞𝑏

1,8)

𝑄𝑚𝑎𝑥 = 4656 𝐵𝐹𝑃𝐷 + (7128 𝐵𝐹𝑃𝐷 − 4656 𝐵𝐹𝑃𝐷

1,8)

𝑸𝒎𝒂𝒙 = 𝟔𝟎𝟑𝟎 𝑩𝑭𝑷𝑫

Calcular el qc, con la siguiente ecuación 3.19.

[3.19]

𝑞𝑐 = (𝑄𝑚𝑎𝑥 − 𝑞𝑏)

𝑞𝑐 = (6030 𝐵𝐹𝑃𝐷 − 4656 𝐵𝐹𝑃𝐷)

𝒒𝒄 = 𝟏𝟑𝟕𝟒 𝑩𝑭𝑷𝑫

Donde:

qc= Diferencia de caudal

Qmax= Caudal máximo monofásico

Qb= Caudal a la presión de burbuja

111

Con la ecuación 3.20, calcular el caudal sobre y bajo la presión del punto de

burbuja (Pb) para graficar la curva IPR.

[3.20]

𝑞𝑜 = 𝑞𝑐 [1,8 (𝑃𝑤𝑠

𝑃𝑏) − 0,8 − 0,2 (

𝑃𝑤𝑓

𝑃𝑏) − 0,8 (

𝑃𝑤𝑓

𝑃𝑏)2

]

𝑞𝑜 = 1374 [1,8 (1811

628) − 0,8 − 0,2 (

628

628) − 0,8 (

628

628)

2

]

𝒒𝒐 = 𝟒𝟎𝟓𝟔 𝑩𝑭𝑷𝑫

A continuación se tabulan los datos obtenidos con la ecuación 3.20 en una

hoja de cálculo de Excel para poder graficar la curva IPR con los caudales y

presiones obtenidos como se puede observar en la tabla 3.8.

Tabla 3.8 Tabla de Datos de presión vs caudal para graficar la curva IPR del pozo N-16.

IPR POZO N-16 (REMMS)

Pwf (psi) Qo (BFPD)

628 4656

528 5022

428 5332

328 5586

228 5785

128 5928

28 6015

0 6030

112

3.4.2 CURVA IPR ACTUAL DE POZO N-16

Figura 3.1 Curva IPR actual del pozo N-16.

En la figura 3.1, se puede ver la curva de afluencia IPR del pozo N-16, en la

misma se encuentra localizado el punto de producción actual de color verde

(Qt actual).

Con el mismo procedimiento que se elaboró la curva IPR del pozo N-16, con

la ayuda de una hoja de cálculo en excel se tabulan y se calculan las tasas

de flujo versus las presiones de fondo fluyente para poder graficar las

curvas IPR de los pozos N-2, N-10, N-23, H-3 y H-5, y además poder

correlacionar con los datos de los caudales obtenidos en las pruebas de

producción actuales con los dos medidores multifásicos.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

0 800 1600 2400 3200 4000 4800 5600 6400 7200 8000

Pw

s-P

wf,

psi

Pozo N-16 Caudal, bfpd

IP Pb=628 N-16 Remms IPR Pb=628 N-16 Remms Qt actual

113

El análisis técnico de los resultados y de la correlación de las curvas IPR de

los pozos seleccionados se lo realiza en el capítulo siguiente de Análisis de

Resultados.

3.5 ANÁLISIS TÉCNICO DEL SISTEMA DE MEDICIÓN DE

LOS MEDIDORES MULTIFÁSICOS DEL BLOQUE SUR.

3.5.1 INTRODUCCIÓN.

En el presente capítulo se realizará el estudio técnico del Sistema de

medición de los dos medidores multifásicos, analizando los resultados de

las pruebas de producción realizadas con cada medidor en el historial de

producción de cada pozo, los parámetros que se analizan son: La medición

del caudal de fluido total, caudal de petróleo, caudal de agua, caudal de gas

y la medición del BSW o corte de agua.

Considerando las condiciones de operación y del fluido producido tales

como: La presión de fondo fluyente, la temperatura del fluido, la presión en

el medidor, el grado API, salinidad, parámetros PVT, rangos de flujo del

medidor etc. Para poder analizar y determinar la desviación que existe entre

las mediciones de cada prueba y calcular el porcentaje de exactitud de cada

medidor.

Además se analizarán las ventajas y desventajas operativas y mecánicas

que proporcionan cada uno de los medidores multifásicos con la finalidad de

determinar el medidor multifásico que más confiabilidad brinda en la

medición de los caudales de los fluidos producidos en los resultados de las

pruebas de producción.

114

3.5.2 PARÁMETROS IMPORTANTES PARA LA MEDICIÓN.

Para el análisis técnico es importante conocer y considerar los parámetros

de operación, condiciones del yacimiento, propiedades de los fluidos, que

pueden afectar la exactitud en la medición del caudal de un medidor

multifásico, a estos parámetros se los clasifica en dos que son:

Condiciones del yacimiento.

Condiciones de operación.

3.5.2.1 Condiciones del Yacimiento.

Las condiciones de yacimiento que afectan la exactitud del sistema de

medición del caudal de las fases liquida y gaseosa en los medidores

multifásicos son:

3.5.2.2 Presión de Fondo Fluyente. (Pwf)

La presión de fondo fluyente, es aquella presión medida a la profundidad

media de los punzados o perforados y es la presión a la cual los fluidos

fluyen hacia el pozo. Esta presión de fondo fluyente debe mantenerse

constante para que el volumen medido en superficie sea más preciso y

tenga repetibilidad en sus mediciones si el medidor multifásico no separa

previamente las fases.

Una presión de fondo fluyente con fluctuaciones ocasiona que los valores

del volumen medido en superficie por el sistema de medición tengan valores

altos y bajos de desviación entre las mediciones y no tenga buena

repetibilidad entre los resultados, lo que resulta en un mayor porcentaje de

incertidumbre en los resultados de medición.

115

3.5.2.3 Temperatura del Yacimiento.

La temperatura en el yacimiento, es aquella a la cual los fluidos se

encuentran entrampados y esta depende de la profundidad y de la

saturación de los fluidos presentes en el yacimiento, es decir, a mayor

profundidad la temperatura se incrementa.

Es importante que la temperatura del yacimiento sea alta, ya que esta

ayuda a mejorar la viscosidad (movilidad) y separación de los fluidos

producidos hacia la superficie facilitando su medición, si la temperatura es

baja en el yacimiento la movilidad de los fluidos se reduce y la separación

de las fases se dificulta lo que ocasiona errores en la medición de los

caudales de cada fase en superficie.

3.5.2.4 Relación Gas-Petróleo (GOR).

La Relación Gas-Petróleo, es la cantidad de gas en pies cúbicos (PCN/BN)

que puede disolverse en un barril de petróleo (BN), cuando los dos son

llevados a condiciones de presión y temperatura del yacimiento, es un

parámetro importante a considerar en el diseño, selección e instalación de

un medidor multifásico ya que los petróleos con alto valor de solubilidad de

gas (Rs) producen grandes volúmenes de gas con la caída de presión

cuando fluyen hacia la superficie, lo que ocasiona errores en las mediciones

de los medidores multifásicos como es el caso del medidor de fuente

radioactiva que es afectado por el alto (GVF) o fracción de volumen de gas.

Los petróleos con baja solubilidad del gas (Rs), caso contrario, se dificulta la

medición del volumen de gas ya que el gas por ser un fluido compresible se

mantendrá en solución con la fase líquida si la presión en el sistema de

medición es alta.

116

3.5.2.5 Grado API.

El grado API, es un indicador de la calidad del petróleo y que depende de la

composición molecular de carbón e hidrógeno de los hidrocarburos

presentes, y además permite clasificarlos en livianos, medianos, pesados y

extra pesados según su calidad (grado API).

Para nuestro estudio en el Bloque Sur, la calidad del petróleo es pesado

que se encuentra entre 16 y 24 °API, un petróleo con 16 °API debido a su

composición molecular tiene pocos hidrocarburos volátiles es decir un valor

bajo de solubilidad del gas (Rs), lo que dificulta la medición del caudal de

gas, como en el caso del medidor Dual Separador-Ciclónico, que a

presiones altas de operación no puede realizar la medición del volumen de

gas si el petróleo tiene entre 16 y 19 °API, con petróleos de 20 a 24 °API, se

registran mediciones de gas en este medidor a presiones elevadas de

operación de 500 psi.

3.5.2.6 Salinidad.

La salinidad del agua de formación, es aquella que indica la cantidad de

cloruros de sodio (Nacl) en partes por millón que se encuentran disueltas en

la misma. Es muy importante tener en cuenta este parámetro para la

selección, diseño, construcción e instalación de un medidor multifásico o

convencional, ya que los materiales de construcción del medidor deben

estar diseñados para operar en condiciones con fluidos corrosivos e

intrusivos.

3.5.2.7 Condiciones de Operación.

Las condiciones de operación que afectan al sistema de medición de los

medidores multifásicos son los siguientes:

117

3.5.2.8 Sistema de Levantamiento Artificial.

Para el caso del Bloque Sur, el sistema de levantamiento artificial que

predomina y en donde se encuentran instalados los medidores multifásicos,

es el Sistema de bombeo electro sumergible (BES), este sistema de

bombeo permite mantener las presiones de fondo fluyente (Pwf) casi

constantes ya que posee un variador de frecuencia que permite hacerlo. En

pozos que mantengan las presiones de fondo con fluctuaciones se

recomienda operar con el sistema de frecuencia PID, el cual establece un

rango de frecuencia para mantener una presión de fondo estable y de esta

manera poder mantener pruebas de producción más reales y precisas.

3.5.2.9 Presión en el Sistema de Medición.

La presión en el medidor multifásico, es aquella presión a la cual el fluido

está fluyendo por el medidor y entrando a la línea principal de flujo, es

importante mantener bajas las presiones de operación en el cabezal y el

medidor para poder lograr una buena separación de las fases y tener

buenas mediciones de los caudales de petróleo, gas y agua.

Altas presiones asociadas con un petróleo pesado de 16 a 19 °API, no

permiten que el gas se libere de la solución para poder medir su caudal

como es en el caso del medidor Dual Separador-Ciclónico que no mide en

estas condiciones de proceso.

3.5.2.10 Temperatura en el Sistema de Medición.

Es la temperatura con la cual el fluido llega al medidor multifásico y por lo

general es más baja que la temperatura del yacimiento debido a las

pérdidas de calor por fricción del fluido con las paredes de la tubería cuando

fluye hacia la superficie. La temperatura en el medidor debe ser lo más alta

posible para lograr una mejor separación de las fases y obtener mediciones

de los caudales más precisas.

118

Una baja temperatura emulsiona a la mezcla del fluido y no permite que se

separen eficientemente las fases, ocasionando errores en las mediciones de

los caudales.

3.6 ANÁLISIS TÉCNICO.

Para el análisis técnico de los medidores multifásicos, se toma como

referencia el historial de pruebas de producción actuales (años 2012-2013)

de los pozos del campo Nantu (N2, N-10, N-16 y N-23) y los pozos del

campo Hormiguero (H-3 y H-5) en donde se encuentran instalados los

medidores multifásicos mencionados.

Se analiza el desempeño de cada medidor multifásico en base a pozos con

bajo y alto caudal líquido, con alto y bajo corte de agua, por su grado API,

presiones de fondo fluyente estable y con fluctuaciones y temperaturas de

operación, con la finalidad de determinar la exactitud y el mejor sistema de

medición de cada una de las fases petróleo, agua y gas.

3.6.1 MEDIDOR DUAL CICLÓNICO-SEPARADOR (REMMS).

El medidor Dual Ciclónico-Separador, es un medidor multifásico que separa

previamente las fases del fluido producido para poder medir el caudal de

cada componente petróleo, gas y agua, con medidores convencionales.

Está diseñado para operar en varios rangos de flujo, ya que dispone de dos

trenes de medición, integrados con dos medidores de caudal líquido, uno

para pozos con bajo caudal y otro para pozos con alto caudal de flujo,

además posee en cada tren a la salida del medidor de caudal líquido, un

medidor de corte de agua para determinar el porcentaje y caudal de agua

del fluido producido.

Para la medición del caudal de gas, dispone de un medidor Vórtex para los

dos trenes de medición dependiendo el caudal del pozo a evaluar.

119

3.6.1.1 Parámetros de Diseño del Medidor Dual Ciclónico-Separador.

A continuación en la tabla 3.9, se tabulan los parámetros de diseño y los

rangos de operación del medidor Dual Ciclónico – Separador (Remms) que

son los siguientes:

Tabla 3.9 Parámetros de Diseño y Operación del Medidor Dual.

PARÁMETROS UNIDADES MÍNIMO MÁXIMO

Caudal de flujo Líquido BPD 175 4825

Caudal de Flujo de Gas MSCFD 21 128

Promedio de Corte de Agua % 1 98

Presión de Operación PSIG 500 500

Temperatura de Operación °F 130 160

Promedio de Viscosidad cP 80

Diámetro del Separador Pulgadas 30

Diámetro del Ciclónico Pulgadas 10

Diámetro entrada tangencial Pulgadas 4

Altura del Ciclónico Pies 6.2


En la tabla 3.10, se detalla los rangos de medición de cada medidor

convencional tanto para fluido total de 175 a 4825 BPD, para el corte de

agua de 1-98% y para el caudal de gas de 21 a 128 MSCFD, además los

parámetros de operación del medidor con una presión de 500 PSIG, y una

temperatura de 130 a 160 °F y una viscosidad promedio del fluido de 80

centipoise. Estos rangos de medición de caudal están diseñados de

acuerdo al dimensionamiento de los diámetros interno y externo del medidor

Dual, tanto para el cilindro separador externo de 30” y el cilindro Ciclónico

interno de 10” de diámetro, la altura del cilindro ciclónico es de 6.2 pies, por

lo tanto el nivel del fluido no debe alcanzar ni sobrepasar este nivel, ya que

el medidor Dual pierde eficiencia en la separación de las fases y no separa.

120

Para realizar el análisis técnico de los resultados de las pruebas de

producción con este medidor dual y poder determinar la exactitud y

repetibilidad de los resultados entre cada prueba, se realiza el análisis en el

historial de cuatro pozos que producen de dos yacimientos (U Inferior Y M-

1) en el campo Nantu y Hormiguero.

3.6.1.2 Medidor para Caudal de Fluido Total (Coriolis).

Como se mencionó anteriormente el Medidor Dual, dispone de dos trenes

de medición.

Tabla 3.10 Parámetros de Diseño del Medidor de Caudal Líquido (Coriolis).

DESCRIPCIÓN MEDIDOR A MEDIDOR B

Tipo de Medidor Coriolis Coriolis

Fabricante Micromotion Micromotion

Material 316 L SS 316 L SS

Diámetro 3” 1”

Modelo CFM300M CFM100M

Comunicación MODBUS MODBUS

Rango de Flujo (BPD) 500-4825 175-700


Medición de Caudal Líquido.

Como puede verse en la tabla 3.10, el Medidor Dual, dispone de dos trenes

de medición el Tren A y el Tren B, diseñados para aplicaciones en pozos

con diferente caudal de flujo.

121

Tren A.

Está integrado por un medidor másico coriolis ELITE de 3” de diámetro,

fabricado por la empresa Micromotion, los materiales de construcción son

de una aleación 316L SS de acero inoxidable diseñado para ambientes

corrosivos en fluidos de hasta 50000 ppm de cloruro de sodio y

temperaturas menores a 400 °F, este medidor tiene un rango de medición

para pozos con caudales que van desde 500 a 4825 BFPD como máximo.

Tren B.

Está integrado por un medidor másico coriolis en forma de omega de 1” de

diámetro, igualmente fabricado por la empresa Micromotion y con los

mismos materiales de construcción que el anterior, de aleación 316L SS de

acero inoxidable para ambientes con fluidos corrosivos de hasta 50000 ppm

de cloruro de sodio, este medidor tiene un rango de medición para pozos

con caudales que van desde 175 a 700 BFPD como máximo.

Cálculo de la Desviación del Caudal de Liquido (Medidor CORIOLIS).

Para determinar el valor de desviación que existe entre los resultados de la

medición del caudal de líquido realizado por el medidor coriolis, en los

pozos N-2, N-10, N-16 y N-23, se utiliza la ecuación 3.21 que es la

siguiente:

[3.21]

𝐷𝑒𝑠𝑣𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = 𝐶𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 − 𝐶𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎

𝐷𝑒𝑠𝑣𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = 2861 𝐵𝐹𝑃𝐷 − 2879 𝐵𝐹𝑃𝐷

𝐷𝑒𝑠𝑣𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = −18 𝐵𝐹𝑃𝐷

122

Los resultados de desviación son tabulados en las tablas 3.11, 3.12, 3.13 y

3.14, para realizar el cálculo de la exactitud del medidor Coriolis en cada

una de las pruebas considerando las diferentes condiciones de operación

de los pozos analizados.

Cálculo de la Exactitud (Accuracy) del Caudal de Liquido (Medidor

CORIOLIS).

Para determinar la exactitud del medidor en cada una de las pruebas de

cada pozo, se utiliza la ecuación 3.22 y es la siguiente:

[3.22]

% 𝐸𝑥𝑎𝑐𝑡𝑖𝑡𝑢𝑑 =𝐷𝑒𝑠𝑣𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛

𝐶𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎∗ 100

% 𝐸𝑥𝑎𝑐𝑡𝑖𝑡𝑢𝑑 =−18

2879 𝐵𝐹𝑃𝐷∗ 100

% 𝐸𝑥𝑎𝑐𝑡𝑖𝑡𝑢𝑑 = 0.6

De la misma forma los resultados del cálculo de exactitud de cada prueba

son tabulados en las tablas 3.11, 3.12, 3.13 y 3.14, con estos resultados se

realiza el análisis técnico en los pozos seleccionados considerando las

condiciones de operación y de fluido que pueden afectar la exactitud y

repetibilidad del medidor coriolis.

123

Análisis del Caudal de Líquido Pozo Ntu-2.

Figura 3.2 Caudal Líquido vs Presión de Fondo N-2.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

23-dic.-11 12-ene.-12 01-feb.-12 21-feb.-12 12-mar.-12 01-abr.-12 21-abr.-12 11-may.-12 31-may.-12

CA

UD

AL

LIQ

UID

O T

OTA

L, B

FPD

POZO NTU-02

BFPD Pintake

124

Tabla 3.11 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo N-2.

DETERMINACIÓN DE LA EXACTITUD DEL MEDIDOR DE CAUDAL LIQUIDO CORIOLIS (POZO N-2)

FECHA

HORAS BFPD Desviación Exactitud T SEP API FREC P

intake LEVEL WHP CSG

Prueba Bbls % °F PSI seco HZ Psi FT Psi Psi

5-Jan-12 12 2879 161 524 19.5 51 1121 4.37 523 250

14-Jan-12 12 2861 -18 -0.6 161 600 19.5 51 1179 4.34 580 250

19-Jan-12 4 3037 176 5.8 165 491 19.5 51 1166 4.3 490 250

21-Jan-12 6 3050 13 0.4 155 493 19.5 51 1171 4.35 490 250

25-Jan-12 20 3086 36 1.2 163 481 19.5 51 1192 4.34 490 260

4-Feb-12 12 3118 32 1.0 159 507 19.5 51 1212 4.39 520 260

8-Feb-12 24 3129 11 0.4 160 490 19.5 51 1205 4.35 500 255

11-Feb-12 6 3024 -105 -3.5 164 485 19.5 51 1181 4.87 500 255

21-Feb-12 20 3045 21 0.7 162 470 19.5 51 1166 4.34 480 250

26-Feb-12 20 3092 47 1.5 160 507 19.5 51 1191 4.37 500 230

7-Mar-12 10 3144 52 1.7 156 496 19.5 51 1216 4.35 500 230

16-Mar-12 15 3204 60 1.9 158 461 19.5 51 1222 4.36 460 235

22-Mar-12 4 3237 33 1.0 156 460 19.5 51 1239 4.36 445 235

29-Mar-12 12 3175 -62 -2.0 160 482 19.5 51 1225 4.35 485 230

1-May-12 8 3156 -19 -0.6 163 450 19.5 51 1192 4.07 460 190

11-May-12 6 3135 -21 -0.7 151 460 19.5 51 1188 4.11 460 170

16-May-12 24 3123 -33 -1.1 158 454 19.5 51 1187 4.1 470 164

16-May-12 24 3123 -12 -0.4 158 454 19.5 51 1187 4.1 470 164

Promed 3090 44 1.4

Análisis Técnico.

Como se puede ver en la tabla 3.11, los valores del caudal en las pruebas

de producción tienen buena repetibilidad con muy poca desviación con

valores bajos entre 11, 21 y 33 y altos de 66, 105 y un máximo de 175, lo

que le da al medidor Coriolis una buena exactitud de porcentajes entre 0.6,

1.5 y un máximo de 5.6%.

Las condiciones del fluido y las condiciones de operación actuales de este

pozo no afectan la exactitud del medidor Coriolis en la medición del caudal

de fluido.

125

En la figura 3.3, se puede ver la tendencia casi lineal de la curva del Caudal

de líquido (BFPD), lo que demuestra la buena repetibilidad y exactitud del

medidor, además se puede observar que la tendencia de la curva de

Presión de fondo fluyente es similar a la curva del Caudal, ya que este

último depende directamente de la presión de fondo fluyente del pozo.

Análisis del Caudal de Líquido Pozo N-10



FECHA

HORAS BFPD DESVIACIÓN EXACTITUD TEMP SEP API FREC P intake WHP CSG

Prueba Bbls % Gas PSI seco HZ Psi Psi Psi

12-Dec-11 11 1696 101 531 16.1 60 1205 570 0

13-Dec-11 12 1727 31 2 122 535 16.1 60 1198 590 0

17-Jan-12 12 1754 27 2 91 515 16.1 60 NR 580 0

22-Jan-12 6 1773 19 1 119 485 16.1 60 NR 540 0

3-Feb-12 6 1633 -140 -9 110 490 16.1 60 NR 530 0

12-Mar-12 6 1763 130 7 117 453 16.1 60 NR 490 0

2-Jul-12 12 1948 185 9 117 448 16.1 60 NR 480 0

Promed 1756 87 5


0

500

1000

1500

2000

2500

03-nov.-11 23-dic.-11 11-feb.-12 01-abr.-12 21-may.-12 10-jul.-12 29-ago.-12CA

UD

AL

LIQ

UID

O T

OTA

L, B

FPD

POZO NTU-10

BFPD Pintake

126

Análisis Técnico.

En este pozo en la tabla 3.12, se puede observar que los valores de

desviación se incrementan a valores más elevados entre 19, 31, 140 y un

máximo de 185, y los valores de exactitud son buenos entre 1, 2 y un

máximo de 9%, esto se debe a que las condiciones del fluido son diferentes

a las del pozo anterior, ya que este pozo presenta un petróleo más pesado

con una calidad de 16,1 °API y un gradiente de temperatura de más de 80

°F desde el cabezal hasta el Medidor, debido a que el mismo se encuentra

ubicado en otra plataforma a mayor distancia del pozo en análisis, dando

como resultado desviaciones mayores en las mediciones por incrementos

en la viscosidad del fluido.

Otro factor importante es que en las condiciones de operación no se tienen

registradas todas las presiones de fondo fluyente en ciertas pruebas ya que

el sensor de presión de fondo se encuentra con falla y no registra los

valores.

En la figura 3.4, se puede ver que la tendencia se mantiene casi lineal de la

curva del caudal de fluido, aún solo disponiendo de dos datos de presión de

fondo fluyente que siguen la misma tendencia que la curva de caudal ya que

los mismos parámetros son dependientes uno del otro.




FECHA

HORAS BFPD DESVIACION EXACTITUD TEMP SEP API FREC P intake WHP CSG

Prueba Bbls % °F PSI seco HZ Psi Psi Psi

12-Mar-12 7 2183 128 460 21 60 1220 460 220

1-Jul-12 12 2478 295 12 121 450 21 59 1102 540 45

21-Aug-12 12 2543 65 3 123 467 21 59 1282 520 40

Promed 2401 180 7

127


Análisis Técnico.


desviación varían de un valor elevado de 295 a uno más bajo de 65 , dando

una exactitud alta de 12% y una baja de 3%, esto se debe a que las

condiciones de operación tienen una variación en la frecuencia de operación

de 1 Hz, lo cual hace variar también la presión de fondo fluyente y el caudal

de fluido, aun teniendo mejores condiciones del fluido que el pozo anterior,

con una mejor calidad de petróleo de 21 °API y un gradiente de

temperatura menor entre el cabezal y el medidor ya que este se encuentra

en otra plataforma junto al pozo anterior.

En la figura 3.4, se puede ver que las tendencias de las curvas de caudal de

fluido y presión de fondo fluyente son dependientes y reflejan las

variaciones realizadas en las condiciones de operación al bajar 1 Hz en el

sistema de levantamiento artificial, las condiciones del fluido también

influyen en los resultados pero en menor magnitud que el pozo anterior.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

21-feb.-12 12-mar.-12 01-abr.-12 21-abr.-12 11-may.-1231-may.-12 20-jun.-12 10-jul.-12 30-jul.-12 19-ago.-12 08-sep.-12CA

UD

AL

LIQ

UID

O T

OTA

L, B

FPD

POZO NTU-16

BFPD Pintake

128


Tabla 3.14 Cálculo de Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo N-23.


FECHA



7-Jan-12 8 602 120 535 22 53 1004 540 220

19-Jan-12 6 617 15.0 2.4 130 491 22 53 1047 500 220

23-Jan-12 12 622 5.0 0.8 113 507 22 53 1056 510 220

1-Feb-12 6 622 0.0 0.0 106 495 22 53 1094 500 220

4-Feb-12 10 617 -5.0 -0.8 126 518 22 53 1101 530 220

9-Feb-12 20 613 -4.0 -0.7 107 511 22 53 1085 520 220

20-Feb-12 21 611 -2.0 -0.3 105 493 22 53 1064 500 220

1-Mar-12 12 603 -8.0 -1.3 101 511 22 53 1100 515 220

15-Mar-12 24 620 17.0 2.7 111 476 22 53 1167 500 230

22-Mar-12 12 619 -1.0 -0.2 108 484 22 53 1182 490 240

31-Mar-12 12 609 -10.0 -1.6 103 496 22 53 1167 500 240

1-Apr-12 24 607 -2.0 -0.3 111 500 22 53 1161 510 240

3-May-12 12 582 -25.0 -4.3 102 479 22 53 1141 480 240

12-May-12 18 579 -3.0 -0.5 114 476 22 53 1126 480 280

26-May-12 23 567 -12.0 -2.1 123 481 22 53 1121 485 400

3-Jun-12 20 586 19.0 3.2 104 470 22 53 1123 450 420

23-Jun-12 24 587 1.0 0.2 120 449 22 53 1095 455 280

3-Jul-12 12 591 4.0 0.7 107 465 22 53 1112 470 400

10-Aug-12 22 607 16.0 2.6 107 450 22 53 1182 455 60

Promed 603.21 8.3 1.4


0

200

400

600

800

1000

1200

1400

23-dic.-11 11-feb.-12 01-abr.-12 21-may.-12 10-jul.-12 29-ago.-12CA

UD

AL

LIQ

UID

O T

OTA

L, B

FPD

POZO NTU-23

BFPD Pintake

129

Análisis Técnico.


desviación son bajos entre 0, 5, 10, 15 y un máximo de 25, lo cual indica

una excelente repetibilidad y una exactitud de 1 a 4% máximo del medidor

en todas las pruebas realizadas.

Las condiciones de operación son excelentes se mantiene una frecuencia

fija de 51 Hz, la presión de fondo fluyente tiene poca variación, dando

mediciones de caudal más precisas.

Las condiciones del fluido son buenas con una calidad de petróleo de 22

°API, posee una baja viscosidad y el gradiente de temperatura entre el

cabezal y el medidor es bajo ya que se encuentra en la misma plataforma.

En la figura 3.5, se puede ver lo detallado anteriormente, las tendencias de

las curvas de caudal de fluido y presión de fondo fluyente son casi lineales

lo cual indica su excelente repetibilidad y exactitud del medidor Coriolis.

3.6.1.4 Medidor para El Corte de Agua o BSW (Red Eye).

Como se mencionó anteriormente el Medidor Dual dispone de dos trenes de

medición.

PARÁMETROS DE DISEÑO DEL MEDIDOR PARA CORTE DE AGUA.

Tabla 3.15 Parámetros de Diseño del Medidor de Corte de Agua.

DESCRIPCIÓN MEDIDOR A MEDIDOR B

Tipo de Medidor Red Eye Red Eye

Fabricante Weatherford Weatherford

Material CS CS

Señal de salida RS-485 RS-485

Rango 0-100% Agua 0-100% Agua

130

Medición del Corte de Agua o BSW.

Como puede verse en la tabla 3.15, el Medidor Dual dispone de dos trenes

cada uno integrado con medidores de caudal Coriolis y además viene con

un medidor de Corte de Agua o BSW en cada tren, con la finalidad de medir

el porcentaje de agua producida por el pozo y poder determinar el volumen

neto de petróleo.

Análisis Técnico.

De la misma forma que se analizó el desempeño del medidor Coriolis, se

procederá a realizar el análisis técnico del Medidor de Corte de agua Red

Eye, utilizando los resultados de BSW obtenidos por el medidor Red Eye en

forma indirecta y comparándolos con los resultados obtenidos en forma

directa en el laboratorio por el método de centrifugación. Para de esta

manera determinar la desviación y exactitud del medidor Red Eye,

analizando de igual forma las condiciones de operación y condiciones del

fluido.

Cálculo de la Desviación (Repetibilidad) del Corte de Agua (Medidor

RED EYE).


medición del corte de agua realizadas por el medidor Red Eye y el corte de

agua de referencia obtenido en el laboratorio por el método de

centrifugación, en los pozos N-2, N-10, N-16 y N-23, se utiliza la ecuación

3.23, que es la siguiente:

131

[3.23]

𝐷𝑒𝑠𝑣𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = 𝐵𝑆𝑊 𝐿𝑎𝑏𝑜𝑟𝑎𝑡𝑜𝑟𝑖𝑜 − 𝐵𝑆𝑊 𝑅𝑒𝑑 𝐸𝑦𝑒

𝐷𝑒𝑠𝑣𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = 90 % − 83 %

𝐷𝑒𝑠𝑣𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = 7


3.19, para realizar el cálculo de la exactitud del medidor Red Eye en cada

una de las pruebas considerando las diferentes condiciones de operación y

del fluido de los pozos analizados.

Cálculo de la Exactitud (Accuracy) del Corte de Agua (Medidor RED

EYE).

Para determinar la exactitud del medidor Red Eye en cada una de las

pruebas de cada pozo, se utiliza la ecuación 3.24 y es la siguiente:

[3.24]


𝐵𝑆𝑊 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎∗ 100

% 𝐸𝑥𝑎𝑐𝑡𝑖𝑡𝑢𝑑 =7

90 %∗ 100

132

% 𝐸𝑥𝑎𝑐𝑡𝑖𝑡𝑢𝑑 = 8





repetibilidad del medidor Red Eye.

Análisis del Corte de Agua o Bsw Pozo N-2.

Tabla 3.16 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo N-2

DETERMINACIÓN DE LA EXACTITUD DEL MEDIDOR DE CORTE DE AGUA (POZO N-2)

FECHA

BFPD BSW Remms BSW LAB. DESVIACIÓN EXACTITUD TEMP SEP API FREC P intake

Bbls % % % Gas PSI seco HZ Psi

5-Jan-12 2879 89 90 1.0 1 161 524 19.5 51 1121

14-Jan-12 2861 83 90 7.0 8 161 600 19.5 51 1179

19-Jan-12 3037 86 90 4.0 5 165 491 19.5 51 1166

21-Jan-12 3050 90 89 -1.0 -1 155 493 19.5 51 1171

25-Jan-12 3086 85 90 5.0 6 163 481 19.5 51 1192

4-Feb-12 3118 85 90 5.0 6 159 507 19.5 51 1212

8-Feb-12 3129 84 90 6.0 7 160 490 19.5 51 1205

11-Feb-12 3387 83 90 7.0 8 164 485 19.5 51 1181

21-Feb-12 3045 82 87 5.0 6 162 470 19.5 51 1166

26-Feb-12 3092 84 87 3.0 4 160 507 19.5 51 1191

7-Mar-12 3144 83 88 5.0 6 156 496 19.5 51 1216

16-Mar-12 3204 88 86 -2.0 -2 158 461 19.5 51 1222

22-Mar-12 3237 89 87 -2.0 -2 156 460 19.5 51 1239

29-Mar-12 3175 88 88 0.0 0 160 482 19.5 51 1225

1-May-12 3156 87 88 1.0 1 163 450 19.5 51 1192

11-May-12 3135 87 88 1.0 1 151 460 19.5 51 1188

16-May-12 3123 87 88 1.0 1 158 454 19.5 51 1187

86 89 3.3 3.8 160

.

133

Figura 3.6 Bsw Red Eye vs Bsw Laboratorio Pozo N-2.

Análisis Técnico.


desviación son bajos entre 1, 4 y 7, lo cual nos indica la excelente

repetibilidad y una exactitud promedio del Medidor de corte de agua del 3%.

Las condiciones de operación no afectan el desempeño de este Medidor,

pero si las condiciones del fluido ya que su principio de funcionamiento es

determinar la densidad óptica del fluido medido basándose en longitudes de

onda específicas para cada componente.

Para este pozo que presenta buenas condiciones de fluido, ya que tiene una

calidad de petróleo de 19.5 °API, un porcentaje mayor al 50% de corte de

agua y un bajo gradiente de temperatura entre el cabezal y el medidor,

ayuda a mejorar la exactitud en la medición de este medidor Red Eye.

En la figura 3.6, se puede observar que las tendencias de las curvas de

BSW de laboratorio y el BSW del Red Eye son casi lineales por su buena

repetibilidad y exactitud.

50525456586062646668707274767880828486889092949698

100


CO

RTE

DE

AG

UA

RED

EY

E, %

POZO NTU-2

BSW RED EYE BSW LABORATORIO

134

Análisis del Corte de Agua o Bsw Pozo N-10



FECHA

HORAS BFPD BSW Remms BSW LAB. DESVIACIÓN EXACTITUD TEMP SEP API FREC P intake

Prueba Bbls % % % Gas PSI seco HZ Psi

12-Dec-11 11 1696 61 84 23 38 101 531 16.1 60 1205

13-Dec-11 12 1727 52 85 33 63 122 535 16.1 60 1198

17-Jan-12 12 1754 60 86 26 43 91 515 16.1 60 NR

22-Jan-12 6 1773 58 83 25 43 119 485 16.1 60 NR

3-Feb-12 6 1633 43 84 41 95 110 490 16.1 60 NR

12-Mar-12 6 1763 63 84 21 33 117 453 16.1 60 NR

2-Jul-12 12 1948 79 87 8 10 117 448 16.1 60 NR

59 85 25 46 111


20253035404550556065707580859095

100

03-nov.-11 23-dic.-11 11-feb.-12 01-abr.-12 21-may.-12 10-jul.-12 29-ago.-12

CO

RTE

DE

AG

UA

RED

EY

E, %

POZO NTU-10


135

Análisis Técnico.


desviación varían de altos 31, 43 a bajos de 8, 23, dando como resultado

una repetibilidad irregular afectando la exactitud del medidor Red Eye con

un promedio alto de 46%.

Esto se debe a que las condiciones del fluido son diferentes a las del pozo

anterior, como puede verse en la tabla la calidad del petróleo de este pozo

es de 16.1 °API, es decir es un petróleo más pesado con una densidad

óptica mayor y con su longitud de onda cercana al pico de longitud de onda

del agua lo que da como resultado grandes diferencias con los resultados

de BSW del laboratorio.

Otra condición del fluido importante es el gradiente de temperatura que para

este pozo es mayor a 80 °F ya que el mismo se encuentra en otra

plataforma a mayor distancia del medidor. Lo que da como resultado un

incremento en la viscosidad y el fenómeno de emulsión por la baja

temperatura lo que afecta la exactitud de este Medidor Red Eye.

En la figura 3.7, se puede observar la diferencia que existe entre los

resultados del BSW de laboratorio con el BSW del Medidor Red Eye, debido

a las condiciones del fluido ya analizadas, las tendencias de las dos curvas

son diferentes, la curva del BSW de laboratorio que es una medición directa

es casi lineal ya que tiene buena repetibilidad, por el contrario la curva del

BSW del Red Eye es irregular ya que no tiene buena repetibilidad por su

calidad de fluido medido.

136




FECHA



12-Mar-12 7 2183 55 51 -4 -7 128 460 21 60 1220

1-Jul-12 12 2478 61 52 -9 -15 121 450 21 59 1102

21-Aug-12 12 2543 67 53 -14 -21 123 467 21 59 1282

61 52 9 14 124


Análisis Técnico.

En este pozo en la tabla 3.18, se puede observar la importancia que tienen

las condiciones del fluido al momento de diseñar un medidor, este pozo

presenta valores de desviación bajos entre 4, 9 y 14, dando una mejor

exactitud con un promedio de 14% en las mediciones.

Las condiciones del fluido son mejores que el pozo anterior ya que este

tiene una mejor calidad de petróleo de 21 °API, es decir su densidad óptica

20253035404550556065707580859095

100

21-feb.-12 12-mar.-12 01-abr.-12 21-abr.-12 11-may.-12 31-may.-12 20-jun.-12 10-jul.-12 30-jul.-12 19-ago.-12 08-sep.-12

CO

RTE

DE

AG

UA

RED

EY

E, %

POZO NTU-16


137

es menor y su longitud de onda se aleja del pico de la longitud de onda del

agua diferenciándolos de una manera más eficiente.

El gradiente de temperatura del fluido es menor que el anterior lo cual ayuda

a una mejor separación de las fases para que el medidor pueda diferenciar

el agua del petróleo, dando como resultado una medición más precisa con

buena repetibilidad.

Este pozo se encuentra en otra plataforma a mayor distancia del medidor

igual que el pozo mencionado anteriormente pero con diferentes

condiciones de fluido.

En la figura 3.8, se puede ver que las tendencias de las dos curvas de BSW

de laboratorio y el BSW del medidor Red Eye son casi lineales por su buena

repetibilidad en sus mediciones y con una exactitud del Medidor Red Eye

aceptable por la poca desviación en las mediciones.

138




FECHA


Prueba Bbls % % % °f PSI seco HZ Psi

19-Jan-12 6 617 29 28 -1 -3 130 491 22 53 1047

23-Jan-12 12 622 29 28 -1 -3 113 507 22 53 1056

1-Feb-12 6 622 34 26 -8 -24 106 495 22 53 1094

4-Feb-12 10 617 33 29 -4 -12 126 518 22 53 1101

9-Feb-12 20 613 31 29 -2 -6 107 511 22 53 1085

20-Feb-12 21 611 29 25 -4 -14 105 493 22 53 1064

1-Mar-12 12 603 30 25 -5 -17 101 511 22 53 1100

15-Mar-12 24 620 31 24 -7 -23 111 476 22 53 1167

22-Mar-12 12 619 30 36 6 20 108 484 22 53 1182

31-Mar-12 12 609 29 30 1 3 103 496 22 53 1167

1-Apr-12 24 607 32 29 -3 -9 111 500 22 53 1161

3-May-12 12 582 33 30 -3 -9 102 479 22 53 1141

12-May-12 18 579 36 36 0 0 114 476 22 53 1126

26-May-12 23 567 36 33 -3 -8 123 481 22 53 1121

3-Jun-12 20 586 43 35 -8 -19 104 470 22 53 1123

23-Jun-12 24 587 36 35 -1 -3 120 449 22 53 1095

3-Jul-12 12 591 43 32 -11 -26 107 465 22 53 1112

10-Aug-12 22 607 38 38 0 0 107 450 22 53 1182

33 30 4 8 111


05

101520253035404550556065707580

23-dic.-11 11-feb.-12 01-abr.-12 21-may.-12 10-jul.-12 29-ago.-12

CO

RTE

DE

AG

UA

RED

EY

E, %

POZO NTU-23


139

Análisis Técnico.


desviación son bajos entre 1, 4, 8 y un máximo de 11, lo que nos da como

resultado una excelente repetibilidad y una buena exactitud del Medidor Red

Eye de un promedio de 8%.

Como se puede observar en este pozo la calidad del petróleo es mejor que

el anterior es decir, de 22 °API y los resultados son mejores debido a que la

densidad óptica es baja y la longitud de onda se aleja aún más del pico de

longitud de onda del agua diferenciándolos aún mejor dando excelentes

mediciones con mayor exactitud y repetibilidad.

A medida que mejora la calidad del petróleo el grado API, la densidad óptica

disminuye ya que los petróleos más livianos poseen menor número de

cadenas ramificadas de carbón-hidrogeno y son cadenas más lineales y las

longitudes de onda de luz se van alejando del pico de longitud de onda del

agua y se los diferencia de mejor manera para poder medirlos.

En la figura 3.9, se puede ver que las tendencias de las curvas de BSW de

laboratorio y el BSW del medidor Red Eye son similares ya que presentan

baja desviación entre las mediciones y buena exactitud del medidor Red

Eye.

3.6.1.5 Medidor para el Caudal de Gas (Vórtex).

Como se mencionó anteriormente el Medidor Dual dispone de dos trenes de

medición para medir el caudal de líquido, pero solo dispone de un solo

medidor para medir el caudal de gas de los dos trenes A y B.

140

PARÁMETROS DE DISEÑO DEL MEDIDOR PARA CAUDAL DE GAS.

Tabla 3.20 Parámetros de Diseño del Medidor de Caudal de Gas Vórtex.

DESCRIPCIÓN MEDIDOR

Tipo de Medidor Vórtex

Fabricante Foxboro

Material 316 SS

Diámetro 0.75”

Modelo 84F

Señal de salida 4-20 mA

Rango (MSCFD) 21-128

Análisis Técnico.

Para el análisis técnico del medidor de gas Vórtex se analizaran las

condiciones del fluido y las condiciones de operación, para determinar su

eficiencia en la medición del caudal de gas, como lo indica la tabla 3.20.

Cálculo de la Desviación (Repetibilidad) del Caudal de Gas (Medidor

VÓRTEX).


medición del caudal de gas realizado por el medidor Vórtex, en los pozos N-

2, N-10, N-16 y N-23, se utiliza la ecuación 3.24 que es la siguiente:

[3.24]

𝐷𝑒𝑠𝑣𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = 𝐶𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 − 𝐶𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎

𝐷𝑒𝑠𝑣𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = 14.79 𝑀𝑃𝐶𝑆 − 13.85 𝑀𝑃𝐶𝑆

𝐷𝑒𝑠𝑣𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = 0.94

141


3.24, para realizar el cálculo de la exactitud del medidor Vórtex en cada una

de las pruebas considerando las diferentes condiciones de operación de los

pozos analizados.

Cálculo de la exactitud (accuracy) del caudal de gas (medidor

VÓRTEX).



[3.25]


𝐶𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎∗ 100

% 𝐸𝑥𝑎𝑐𝑡𝑖𝑡𝑢𝑑 =0.94

13.85 𝑀𝑃𝐶𝑆 ∗ 100






repetibilidad del medidor Vórtex.

142

Análisis del Caudal de Gas Pozo N-2.


DETERMINACIÓN DE LA EXACTITUD DEL MEDIDOR DE GAS VORTEX (POZO N-2)

FECHA

HORAS BFP

D BOP

D BSW Remms GAS ACT GAS STD DESVIACIÓN EXACTITUD GOR TEM

P SEP API

FREC P intake LEVEL

WHP

CSG

Prueba Bbls Bbls % mpcs mpcs % mpcs/bls Gas PSI seco HZ Psi FT Psi Psi

5-Jan-12 12 2879 330 89 0.34 11.24 34.1 161 524 19.5 51 1121 4.37 523 250

14-Jan-12 12 2861 473 83 0.16 6.08 -5.16 -85 12.8 161 600 19.5 51 1179 4.34 580 250

19-Jan-12 4 3037 434 86 0.46 14.34 8.26 58 33 165 491 19.5 51 1166 4.3 490 250

21-Jan-12 6 3050 316 90 0.43 13.85 -0.49 -4 43.8 155 493 19.5 51 1171 4.35 490 250

25-Jan-12 20 3086 448 85 0.48 14.79 0.94 6 33 163 481 19.5 51 1192 4.34 490 260

4-Feb-12 12 3118 480 85 0.41 13.3 -1.49 -11 27.7 159 507 19.5 51 1212 4.39 520 260

8-Feb-12 24 3129 496 84 0.47 14.7 1.40 10 29.6 160 490 19.5 51 1205 4.35 500 255

11-Feb-12 6 3387 575 83 0.51 15.81 1.11 7 27.5 164 485 19.5 51 1181 4.87 500 255

21-Feb-12 20 3045 558 82 0.44 13.79 -2.02 -15 24.7 162 470 19.5 51 1166 4.34 480 250

26-Feb-12 20 3092 502 84 0.41 13.17 -0.62 -5 26.3 160 507 19.5 51 1191 4.37 500 230

7-Mar-12 10 3144 532 83 0.44 14.21 1.04 7 26.7 156 496 19.5 51 1216 4.35 500 230

16-Mar-12 15 3204 387 88 0.56 16.55 2.34 14 42.8 158 461 19.5 51 1222 4.36 460 235

22-Mar-12 4 3237 341 89 0.58 17.03 0.48 3 50 156 460 19.5 51 1239 4.36 445 235

29-Mar-12 12 3175 379 88 0.48 14.75 -2.28 -15 39 160 482 19.5 51 1225 4.35 485 230

1-May-12 8 3156 410 87 0.58 16.81 2.06 12 41 163 450 19.5 51 1192 4.07 460 190

11-May-12 6 3135 416 87 0.55 16.54 -0.27 -2 39.8 151 460 19.5 51 1188 4.11 460 170

16-May-12 24 3123 418 87 0.57 16.84 0.30 2 40.3 158 454 19.5 51 1187 4.1 470 164

0.46 14.34 0.35 7 33.65 160 4.3 491 233

143

Figura 3.10 Caudal de Gas vs Presión de Casing Pozo N-2.

Análisis Técnico.


desviación del caudal de gas son bajos entre 1, 2, 5 y un máximo de 8,

debido a la variación de la presión en el Medidor Multifásico (524, 600, 491

psi), lo que nos indica una buena repetibilidad y una exactitud promedio

Medidor Vórtex del 7%, este alto valor de exactitud promedio se debe a la

variación de la presión en el Medidor Multifásico.

Es importante analizar las condiciones del fluido ya que la calidad del

petróleo es un indicador de la cantidad de gas que puede estar en solución

en el mismo (Rs), para este pozo que tiene una calidad de petróleo de 19.5

°API que es pesado, el Medidor Vórtex mide el volumen de gas libre de este

pozo, aún en condiciones de operación con presiones promedio en el

cabezal de 500 psi, lo que le da al medidor Vórtex un excelente desempeño.

Se puede observar que el caudal de gas medido son valores bajos, esto se

debe a la alta presión del fluido en el medidor, la presión al punto de burbuja

(Pb) de este pozo (Arena M-1) es de 628 psi, es decir el diferencial de

0,0001

0,001

0,01

0,1

1

10

100

1000


CA

UD

AL

DE

GA

S, M

SCFD

POZO NTU-02

GAS VORTEX Presión CSG

144

presión que existe con la presión en el medidor es de 128 psi lo cual indica

que la cantidad de gas liberado es mínimo y por eso se dificulta su

medición.

En la figura 3.10, se puede ver que la tendencia de la curva del caudal de

gas es casi lineal lo que indica la excelente repetibilidad y exactitud del

medidor bajo las condiciones de operación actuales.

En la figura también se incluye la tendencia de la curva de la presión del

Casing, ya que esta presión es un indicador de la cantidad de gas libre que

puede tener en solución el fluido medido.

ANÁLISIS DEL CAUDAL DE GAS POZO N-10.

Análisis Técnico.

En este pozo en la tabla 3.22, se puede observar que no hay valores

medidos del caudal de gas lo que nos indica que el Medidor Vórtex, no mide

el caudal de gas bajo estas condiciones de fluido y condiciones de

operación.

Esto se debe a que las condiciones del fluido son diferentes a las del pozo

anterior, la calidad del petróleo medido actualmente es de 16.1 °API, es más

pesado, analizando los resultados del análisis PVT de laboratorio realizada

en el año 2004 registra una presión al punto de burbuja (Pb) de 800 psi

(Arena U Inferior), un valor de solubilidad de gas (Rs) de 109 PCN/BN y

17.5 API, estas condiciones iniciales del fluido han cambiado a la fecha

actual producto de la explotación, por este motivo se procedió a determinar

las nuevas condiciones del fluido utilizando la correlación de Kartoatmodjo

las cuales dieron resultados inferiores a los valores iniciales un valor de

51,58 PCN/BN de solubilidad del gas (Rs) calculada a la nueva presión al

punto de burbuja (Pb) de 520,71 psi, con estos resultados obtenidos se

puede observar que el valor de solubilidad del gas (Rs) es muy bajo que a la

presión de operación actual de un promedio de 500 psi en el medidor, el

145

volumen de gas es tan bajo que no se libera de la solución a esa presión, ya

que el diferencial de presión con el medidor es de alrededor de 18 psi,

además considerando el gradiente de temperatura entre el cabezal y el

medidor es mayor a 80 °F esto provoca que el fluido se enfríe y que no se

libere el gas. El valor elevado en el gradiente de temperatura se debe a que

este pozo se encuentra en otra plataforma a una mayor distancia, por esta

razón se incrementa la viscosidad del fluido y se emulsiona por la baja

temperatura, lo que ocasiona que el gas no se libere de la solución para

poder ser medido. Otro antecedente del poco volumen de gas libre presente

en este pozo, es que no se registra presión en el Casing que es de 0 psi,

como puede verse en la tabla 3.22.

146




FECHA

HORAS BFPD BOPD BSW Remms GAS ACT GAS STD GOR TEMP SEP API FREC P intake LEVEL WHP CSG

Prueba Bbls Bbls % mpcs mpcs mpcs/bls Gas PSI seco HZ Psi FT Psi Psi

12-Dec-11 11 1696 655 61 101 531 16.1 60 1205 5.53 570 0

13-Dec-11 12 1727 828 52 122 535 16.1 60 1198 5.91 590 0

17-Jan-12 12 1754 704 60 91 515 16.1 60 NR 5.21 580 0

22-Jan-12 6 1773 741 58 119 485 16.1 60 NR 4.74 540 0

3-Feb-12 6 1633 925 43 110 490 16.1 60 NR 4.43 530 0

12-Mar-12 6 1763 645 63 117 453 16.1 60 NR 4 490 0

2-Jul-12 12 1948 408 79 117 448 16.1 60 NR 4.08 480 0




FECHA

HORAS BFPD BOPD BSW Remms GAS ACT GAS STD DESVIACIÓN EXACTITUD GOR TEMP SEP API FREC P intake LEVEL WHP CSG

Prueba Bbls Bbls % mpcs mpcs mpcs/bls Gas PSI seco HZ Psi FT Psi Psi

12-Mar-12 7 2183 985 55 0.5 16.04 16.3 128 460 21 60 1220 4.34 460 220

1-Jul-12 12 2478 964 61 0.09 2.99 -13.05 -81 3.1 121 450 21 59 1102 4.06 540 45

21-Aug-12 12 2543 827 67 123 467 21 59 1282 4.11 520 40

0.30 9.52 -13.05 -81 9.70 124 4.2 507 102

147


Análisis Técnico.

En este pozo en la tabla 3.23, se puede observar que los valores medidos

de caudal de gas varían de alto de 16.04, bajo de 2.99 y cero por lo que se

tiene una repetibilidad irregular y una exactitud del Medidor Vórtex del 81%.

Esto se debe a que las condiciones de operación varían ya que se bajó la

frecuencia de operación 1 Hz (60 – 59 Hz), lo que resulta en un incremento

en la presión de fondo fluyente y una disminución del caudal de petróleo

producido de 985 a 827 BPPD. Ver tabla 3.21.

Las condiciones del fluido son buenas, ya que la calidad del petróleo de

este pozo es de 21 °API, el gradiente de temperatura es baja entre el

cabezal y el medidor ya que este pozo se encuentra en otra plataforma, la

presión del punto de burbuja (Pb) es de 628 psi para la arena M-1con un

diferencial de presión con la presión de cabeza de 100 psi, lo cual indica la

ineficiente liberación de gas en el medidor para poder ser medido. En la

presión de Casing se puede observar la variación del caudal de gas medido

al cambiar las condiciones de operación.

0,0001

0,001

0,01

0,1

1

10

100

1000

21-feb.-1212-mar.-1201-abr.-12 21-abr.-1211-may.-1231-may.-1220-jun.-12 10-jul.-12 30-jul.-12 19-ago.-12 08-sep.-12

CA

UD

AL

DE

GA

S, M

SCFD

POZO NTU-16


148




FECHA

HORAS BFPD BOPD BSW Remms GAS ACT GAS STD DESVIACIÓN EXACTITUD GOR TEMP SEP API FREC P intake LEVEL WHP CSG

Prueba Bbls Bbls % mpcs mpcs % mpcs/bls Gas PSI seco HZ Psi FT Psi Psi

7-Jan-12 8 602 259 57 0.03 1.05 4.05 120 535 22 53 1004 5.32 540 220

19-Jan-12 6 617 436 29 0.09 3.08 2.03 66 7.06 130 491 22 53 1047 4.53 500 220

23-Jan-12 12 622 441 29 0.09 3.22 0.14 4 7.3 113 507 22 53 1056 4.57 510 220

1-Feb-12 6 622 411 34 0.03 1.13 -2.09 -185 2.75 106 495 22 53 1094 4.76 500 220

4-Feb-12 10 617 414 33 0.09 3.21 2.08 65 7.75 126 518 22 53 1101 4.37 530 220

9-Feb-12 20 613 423 31 0.07 2.35 -0.86 -37 5.56 107 511 22 53 1085 4.57 520 220

20-Feb-12 21 611 431 29 0.11 3.58 1.23 34 8.31 105 493 22 53 1064 4.45 500 220

1-Mar-12 12 603 422 30 0.06 2.28 -1.3 -57 5.4 101 511 22 53 1100 4.45 515 220

15-Mar-12 24 620 428 31 0.11 3.69 1.41 38 8.62 111 476 22 53 1167 4.59 500 230

22-Mar-12 12 619 433 30 0.03 1.07 -2.62 -245 2.47 108 484 22 53 1182 4.49 490 240

31-Mar-12 12 609 432 29 0.05 1.61 0.54 34 3.73 103 496 22 53 1167 4.45 500 240

1-Apr-12 24 607 412 32 0.09 3.26 1.65 51 7.9 111 500 22 53 1161 4.44 510 240

3-May-12 12 582 388 33 0.05 1.86 -1.4 -75 4.8 102 479 22 53 1141 4.13 480 240

12-May-12 18 579 370 36 0.11 3.79 1.93 51 10.25 114 476 22 53 1126 4.15 480 280

26-May-12 23 567 363 36 123 481 22 53 1121 5.51 485 400

3-Jun-12 20 586 337 43 104 470 22 53 1123 4.61 450 420

23-Jun-12 24 587 377 36 120 449 22 53 1095 4.99 455 280

3-Jul-12 12 591 337 43 107 465 22 53 1112 4.28 470 400

10-Aug-12 22 607 376 38 0.02 0.62 0.62 1.65 107 450 22 53 1182 4.14 455 60

0.1 2.5 1.5 20 6.1 111 4.6 494 252

149


Análisis Técnico.

En este pozo en la tabla 3.24, se puede observar que los valores medidos

de caudal de gas tienen una desviación baja por lo que se tiene una buena

repetibilidad y una buena exactitud del Medidor Vórtex, debido a que mide el

gas a las diferentes presiones en el medidor multifásico si el caudal de

petróleo es mayor a 400 BPPD.

Las condiciones del fluido son buenas ya que la calidad del petróleo es de

22 °API lo que indica que tienen mayor contenido de hidrocarburos volátiles,

la presión al punto de burbuja es de 628 psi de la arena M-1, con un

gradiente de presión, con la presión de cabeza de 130 psi, por lo cual se

libera un mínimo volumen de gas de la solución para poder ser medido bajo

estas condiciones de operación actuales.

En la figura 3.12, se puede observar la tendencia casi lineal de la curva del

caudal de gas lo que indica su buena repetibilidad y exactitud en la

medición.

0,0001

0,001

0,01

0,1

1

10

100

1000

23-dic.-11 11-feb.-12 01-abr.-12 21-may.-12 10-jul.-12 29-ago.-12

CA

UD

AL

DE

GA

S, M

SCFD

POZO NTU-23


150

3.6.2 MEDIDOR DE FUENTE RADIOACTIVA ROXAR.

A continuación se realiza el análisis técnico del funcionamiento de los

sensores de medición del medidor de Fuente Radioactiva.

3.6.2.1 Parámetros de Diseño del Medidor de Fuente Radioactiva

ROXAR.

Tabla 3.25 Datos de Diseño y Operación del Medidor Fuente Radioactiva

DESCRIPCIÓN ESPECIFICACIÓN

Fabricante Roxar

Modelo 1900VI

Diámetro del cuerpo del medidor 2”

Material del cuerpo del Venturi Dúplex Steel

Rango operativo Corte de Agua 0-100%

Rango Operativo para GVF 0-99%

Presión de Diseño 259 bar a 100°F

Temperatura de Diseño -20 a 120 °C

Material Aislante Interior del Medidor PEEK Natural

Material Interno de Electrodos del Medidor Titanio grado 2

Fuente Radioactiva Cs-137

Computador de Flujo Comunicación MODBUS RTU

De la misma manera que se analizaron los medidores Coriolis, Red Eye y

Vórtex, se realiza el cálculo de desviación y exactitud de los sensores de

capacitancia, inductancia y correlación cruzada del medidor de fuente

radioactiva.

151

Cálculo de la Desviación del Caudal de Liquido (Sensor De

Capacitancia).


medición del caudal de líquido realizadas por el Sensor de Capacitancia, en

los pozos N-10, N-16, H-5 y H-3, se utiliza la ecuación 3.26 que es la

siguiente:

𝐷𝑒𝑠𝑣𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = 𝐶𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 − 𝐶𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 [3.26]

𝐷𝑒𝑠𝑣𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = 1691 𝑏𝑓𝑝𝑑 − 1757 𝐵𝐹𝑃𝐷

𝐷𝑒𝑠𝑣𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = −66 𝐵𝐹𝑃𝐷


3.29, para realizar el cálculo de la exactitud del Sensor de Capacitancia en

cada una de las pruebas considerando las diferentes condiciones de

operación de los pozos analizados.

Cálculo de la Exactitud (Accuracy) del Caudal de Liquido (Medidor

CORIOLIS).



152


𝐶𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎∗ 100 [3.27]


1757 𝐵𝐹𝑃𝐷∗ 100

% 𝐸𝑥𝑎𝑐𝑡𝑖𝑡𝑢𝑑 = 4%





repetibilidad del sensor de capacitancia.

153

Análisis del Caudal de Líquido (Sensor de capacitancia) POZO N-10.

Tabla 3.26 Historial de Pruebas de Producción Pozo N-10

DETERMINACIÓN DE LA EXACTITUD DEL SENSOR CAPACITANCIA (POZO N-10)

FECHA



24-Nov-11 4 1520 199 548 16 60 1197 570 0

10-Jan-12 8 1757 237 13 199 543 16 60 1180 545 0

16-Mar-12 3 1691 -66 -4 199 487 16 60 NR 495 0

25-Apr-12 12 1858 167 9 200 475 16 60 NR 480 0

15-May-12 8 1821 -37 -2 199 481 16 60 NR 480 0

12-Jun-12 17 1924 103 5 200 473 16 60 NR 490 0

1762 122 7


0

500

1000

1500

2000

2500

03-nov.-11 23-dic.-11 11-feb.-12 01-abr.-12 21-may.-12 10-jul.-12

CA

UD

AL

LIQ

UID

O T

OTA

L, B

FPD

POZO NTU-10

BFPD Pintake

154

Análisis Técnico.

En la tabla 3.26, se puede ver que los valores de desviación varían de altos

(237, 137 y 103) a bajos (66 y 37), dando como resultado una repetibilidad

irregular y con una exactitud promedio del 7%.

Esto se debe a que este medidor multifásico al estar instalado en una

sección horizontal o vertical de la línea de flujo de pruebas, no separa

previamente las fases, por este motivo está afectada por los patrones de

flujo que se producen en el fluido y en el interior de la tubería al variar las

condiciones de presión, temperatura y velocidad del fluido.

Al estar instalado en la línea de flujo este medidor multifásico depende de la

presión de cabeza del pozo en prueba ya que si la misma no es mayor que

la presión en el manifold de ingreso a la línea de flujo principal, este fluido

no va a poder ingresar a la misma y las lecturas del caudal en el medidor

van a hacer fluctuantes dependiendo de la variación de la presión de

ingreso, dando como resultado una prueba con valores altos y bajos de

caudal de fluido, con poca exactitud y repetibilidad.

Este pozo presenta buenas condiciones de fluido, alta temperatura, baja

viscosidad, un caudal de flujo promedio de 1762 BFPD, y al tener una

calidad de petróleo de 16 °API (Arena U Inferior), que es pesado, esto

ayuda a que el gas no se libere y se expanda dando lugar a los patrones de

flujo no deseados, tales como, transición, anular y estratificado con

ondulaciones, que afectan las mediciones de los sensores del medidor

multifásico por el alto GVF.

En la figura 3.14, se puede ver que la tendencia de la curva del caudal, es

un poco lineal lo que nos indica que para estas condiciones de fluido, el

patrón de flujo presente es el de burbujas dispersas y la desviación del

caudal medido solo es por la variación de la presión de ingreso a la línea

principal de flujo, la curva de presión de fondo fluyente se entre corta por la

155

falta de información proporcionada por el sensor de presión en el fondo de

pozo que se encuentra con falla.

Análisis del Caudal de Líquido Pozo N-16.

Tabla 3.27 Historial de Pruebas de Producción Pozo N-16

DETERMINACIÓN DE LA EXACTITUD DEL SENSOR CAPACITANCIA (POZO N-16)

FECHA



23-Oct-11 8 1384 183 518 21 60 710 550 380

23-Nov-11 3 726 -658 -91 187 553 21 60 856 520 165

24-Nov-11 6 685 -41 -6 186 553 21 60 854 550 160

1-Feb-12 8 1003 318 32 190 500 21 60 1094 510 220

13-Mar-12 6 2053 1050 51 190 488 21 60 1195 465 245

22-Apr-12 6 2221 168 8 191 491 21 60 1076 495 250

1345 447 37

Figura 3.14 Caudal Líquido vs Presión de Fondo N-16

0

500

1000

1500

2000

2500

14-sep.-11 03-nov.-11 23-dic.-11 11-feb.-12 01-abr.-12 21-may.-12

CA

UD

AL

LIQ

UID

O T

OTA

L, B

FPD

POZO NTU-16

BFPD Pintake

156

Análisis Técnico.

En la tabla 3.27, se puede ver que para este pozo los valores de desviación

entre las mediciones son más altos (658, 318 y 1050) y cambian a bajos

(41 y 168), dando una mala repetibilidad y una exactitud ineficiente con un

promedio de 37% y un alto grado de incertidumbre.

Esto se debe como se mencionó en el pozo anterior, a los patrones de flujo

y a la variación de presión entre la presión del cabezal y la presión en la

línea de flujo principal.

Este pozo presenta mejores condiciones de fluido que el pozo anterior, alta

temperatura, baja viscosidad, un promedio de caudal de 1345 BFPD menor

volumen que el anterior, una calidad mejor de petróleo de 21 °API (Arena M-

1) que es menos pesado y que posee mayor cantidad de gas en solución

(GOR), esta condición hace que el gas en solución se libere y expanda con

los cambios de presión y temperatura, ganando velocidad superficial con

respecto al líquido conforme asciende a superficie, dando así origen a los

patrones de flujo no deseados como el estratificado con ondulaciones,

transición y anular por el alto GVF producido por el gas, esto causa una

caída de presión en el cabezal y dificulta el ingreso al tratar de vencer la

presión en la línea de flujo principal, dando mediciones poco confiables en

el medidor multifásico.

En la figura 3.15, se refleja estas condiciones de flujo, ya que la tendencia

de la curva del caudal es totalmente irregular con respecto a la curva de la

presión de fondo fluyente de la que es dependiente el caudal medido. Los

patrones de flujo presentes para este pozo según estas condiciones son el

flujo de tapón y el flujo de transición ya que presentan valores medios y

bajos de (GVF).

157

Análisis del Caudal de Líquido Pozo H-5.

Tabla 3.28 Historial de Pruebas de Producción Pozo H-5

DETERMINACIÓN DE LA EXACTITUD DEL SENSOR CAPACITANCIA (POZO H-5)

FECHA



24-Dec-11 12 762 142 514 20.3 53 834 520 120

11-Jan-12 12 672 -90 -13 145 493 20.3 53 900 500 130

16-Jan-12 12 759 87 11 144 510 20.3 53 958 530 130

22-Jan-12 12 257 -502 -195 143 520 20.3 53 992 485 130

25-Jan-12 18 241 -16 -7 145 521 20.3 53 1019 530 130

29-Jan-12 12 289 48 17 145 513 20.3 53 1023 525 130

21-Feb-12 8 374 85 23 148 507 20.3 53 1052 520 130

24-Mar-12 8 557 183 33 146 500 20.3 53 1009 530 150

19-Apr-12 12 304 -253 -83 170 522 20.3 53 1110 535 150

468 158 48

Figura 3.15 Caudal Líquido vs Presión de Fondo Pozo H-5

0

200

400

600

800

1000

1200

03-dic.-11 23-dic.-11 12-ene.-12 01-feb.-12 21-feb.-12 12-mar.-12 01-abr.-12 21-abr.-12 11-may.-12

CA

UD

AL

LIQ

UID

O T

OTA

L, B

FPD

POZO H-5

BFPD Pintake

158

Análisis Técnico.


entre las mediciones son altos (502, 183 y 583) y cambian a bajos (16, 48 y

87), dando una mala repetibilidad y una exactitud ineficiente de 48%

promedio y con alto grado de incertidumbre.

Esto se debe a las condiciones de flujo y condiciones de operación ya

mencionadas en los pozos anteriores.

Este pozo presentas buenas condiciones de fluido, buena temperatura, baja

viscosidad, un promedio de caudal de 468 BFPD, que es bajo, considerando

el caudal de los pozos anteriores, la calidad del petróleo es de 20.3 °API ya

que corresponde a la misma Arena M-1 que el pozo anterior, por este

motivo las condiciones de flujo para este pozo son similares al anterior, ya

que el gas se libera y expande dando origen a los patrones de flujo no

deseados, para este pozo de bajo caudal y con alto GOR, presenta mayor

caída de presión en la presión de cabeza y se le dificulta aún más vencer la

presión de la línea de flujo principal, lo que el medidor solo registrara las

mediciones de caudal cuando el fluido ingrese a la línea principal dando

lecturas erróneas con una repetibilidad y exactitud ineficiente.

En la figura 3.16, se puede ver estas condiciones de flujo, ya que la

tendencia de la curva del caudal es irregular con respecto a la curva de la

presión de fondo fluyente de la cual depende el caudal medido. El patrón de

flujo para este pozo es el flujo de Transición y Flujo Anular, ya que presenta

valores de (GVF) altos mayores al 80%.

159

Análisis del Caudal de Líquido Pozo H-3.

Tabla 3.29 Historial de Pruebas de Producción Pozo H-3

DETERMINACIÓN DE LA EXACTITUD DEL SENSOR CAPACITANCIA (POZO H-3)

FECHA



6-Jan-12 12 4144 211 521 17.5 52 943 525 80

2-Feb-12 12 4160 16 0 211 518 17.5 52 934 520 90

29-Feb-12 4 4181 21 1 211 513 17.5 52 962 530 90

14-Mar-12 5 4010 -171 -4 211 495 17.5 52 970 520 90

13-Apr-12 12 4111 101 2 211 527 17.5 52 1000 530 90

9-May-12 4 4031 -80 -2 211 520 17.5 52 998 525 95

24-May-12 24 4002 -29 -1 211 531 17.5 52 1047 550 130

4-Jun-12 6 4122 120 3 212 527 17.5 52 1024 540 110

10-Jun-12 6 4070 -52 -1 211 535 17.5 52 1028 530 110

4092 74 2

Figura 3.16 Caudal Líquido vs Presión de Fondo Pozo H-3.

0

200

400

600

800

1000

1200

03-dic.-1123-dic.-1112-ene.-1201-feb.-1221-feb.-1212-mar.-1201-abr.-1221-abr.-1211-may.-1231-may.-1220-jun.-12

CA

UD

AL

LIQ

UID

O T

OTA

L, B

FPD

POZO H-3

BFPD Pintake

160

Análisis Técnico.


entre las mediciones son bajos (16, 21, 52, 80 y un máximo de 171), dando

una excelente repetibilidad y una buena exactitud promedio de 2%.

Esto se debe a que este pozo presenta excelentes condiciones de flujo y

condiciones de operación.

Este pozo presenta excelentes condiciones de fluido, alta temperatura, baja

viscosidad, un promedio de caudal de 4092 BFPD que es alto comparado

con los pozos anteriores, la calidad del petróleo es de 17.5 °API que es

pesado y corresponde a la Arena U Inferior, esta condición hace que tenga

poca cantidad de gas en solución (GOR), lo que ayuda a que no se formen

la variedad de patrones de flujo no deseados por la liberación y expansión

del gas de la solución.

Al tener un alto caudal y alta presión en el cabezal mayor que la presión de

ingreso a la línea de flujo principal, no tiene problemas para que el medidor

multifásico registre los valores de caudal con alto grado de exactitud y

repetibilidad, ya que presenta un bajo porcentaje de GVF.

En la figura 3.16, se puede ver la gran diferencia que existe en la tendencia

de la curva de caudal de este pozo con los pozos anteriores, esta curva es

casi lineal por la buena repetibilidad en sus mediciones con poca desviación

o error, dando una excelente exactitud al medidor multifásico para estas

condiciones de flujo y condiciones de operación. El patrón de flujo que

predomina por el alto caudal de líquido es el del Flujo por burbujas

dispersas que es el más apropiado para el mejor desempeño de este

Medidor Multifásico.

161

3.6.2.2 Análisis del Corte de Agua Sensor de Inductancia.

A continuación se realiza el análisis técnico del funcionamiento del Sensor

de Inductancia del Medidor de Fuente Radioactiva.

Cálculo de la Desviación del Corte de Agua (Sensor De Inductancia).


medición del corte de agua realizadas por el Sensor de Inductancia, en los

pozos N-10, N-16, H-5 y H-3, se utiliza la ecuación 3.28 que es la siguiente:

𝐷𝑒𝑠𝑣𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = 𝐵𝑆𝑊 𝐿𝑎𝑏𝑜𝑟𝑎𝑡𝑜𝑟𝑖𝑜 − 𝐵𝑆𝑊 𝑆𝑒𝑛𝑠𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝐼𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎 [3.28]

𝐷𝑒𝑠𝑣𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = 83 % − 91 %

𝐷𝑒𝑠𝑣𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = −8


3.33, para realizar el cálculo de la exactitud del Sensor de Inductancia en

cada una de las pruebas considerando las diferentes condiciones de

operación de los pozos analizados.

162

Cálculo de la Exactitud (Accuracy) del Corte de Agua (Sensor de

Inductancia).




𝐵𝑆𝑊 𝑑𝑒 𝐿𝑎𝑏𝑜𝑟𝑎𝑡𝑜𝑟𝑖𝑜∗ 100 [3.29]


91 ∗ 100

% 𝐸𝑥𝑎𝑐𝑡𝑖𝑡𝑢𝑑 = 9 %





repetibilidad del Sensor de Inductancia.

163

Análisis del Corte de Agua Pozo N-10.



FECHA

HORAS BFPD BSW Roxar BSW LAB. DESVIACIÓN EXACTITUD TEMP SEP API FREC P intake


24-Nov-11 4 1520 96 83 -13 -14 199 548 16 60 1197

10-Jan-12 8 1757 86 85 -1 -1 199 543 16 60 NR

16-Mar-12 3 1691 85 84 -1 -1 199 487 16 60 NR

25-Apr-12 12 1858 92 83 -9 -10 200 475 16 60 NR

15-May-12 8 1821 93 83 -10 -11 199 481 16 60 NR

12-Jun-12 17 1924 91 83 -8 -9 200 473 16 60 NR

91 84 7 8 199

Figura 3.17 Bsw Inductancia vs Bsw Laboratorio Pozo N-10

52

57

62

67

72

77

82

87

92

97


BSW

IND

UC

TAN

CIA

, %

POZO NTU-10

BSW Fuente Radioactiva BSW Laboratorio

164

Análisis Técnico.

Para el análisis técnico del medidor de inductancia se analizarán los

resultados obtenidos en forma directa en el laboratorio por el método de

centrifugación del corte de agua, con los obtenidos en forma indirecta por el

medidor de inductancia de corte de agua, para de esta manera determinar

la desviación que existe entre las mediciones obtenidas y calcular la

exactitud del medidor de inductancia.


entre las mediciones son medios (9, 10 y 13) y bajos (1 y 8), dando una

buena repetibilidad y una exactitud promedio del 8%.

La eficiencia de medición de este sensor de inductancia al igual que el

sensor de capacitancia analizado anteriormente, depende de las

condiciones de flujo del fluido, las condiciones de operación y para este

caso de corte de agua es importante realizar el ajuste de los valores de

conductividad y permitividad del fluido en prueba para lograr la mayor

exactitud y repetibilidad en las mediciones. Este ajuste se lo realiza en la

interfaz figura en donde se puede configurar los datos PVT y condiciones

del fluido para una mejor medición y resultados.

En la figura 3.17, se puede ver que la tendencia de la curva del BSW de

laboratorio es casi lineal, en cambio la tendencia de la curva del BSW del

sensor de inductancia no es casi lineal debido a la desviación que tienen las

mediciones en algunas pruebas por motivo de los patrones de flujo y

condiciones de operación ya analizados para este pozo.

165

Análisis del Corte de Agua Pozo N-16.



FECHA



23-Oct-11 8 1384 55 56 1 2 183 518 21 60 710

23-Nov-11 3 726 67 40 -27 -40 187 553 21 60 856

24-Nov-11 6 685 68 42 -26 -38 186 553 21 60 854

1-Feb-12 8 1003 66 43 -23 -35 190 500 21 60 1094

13-Mar-12 6 2053 51 51 0 0 190 488 21 60 1195

22-Apr-12 6 2221 56 52 -4 -7 191 491 21 60 1076

61 47 13 20 188

Figura 3.18 Bsw Inductancia vs Bsw Laboratorio Pozo N-16.

22

27

32

37

42

47

52

57

62

67

72

77


BSW

IND

UC

TAN

CIA

, %

POZO NTU-16


166

Análisis Técnico.

En la tabla 3.31, se puede ver que los valores de desviación son unos bajos

(0, 1 y 4) y otros más altos (23, 26 y 27) que el pozo anterior, lo que da

como resultado una mala repetibilidad y una exactitud promedio del sensor

de inductancia del 20%.

Esto se debe a que este pozo presenta valores de GVF del 40 % y patrones

de flujo de tapón y de flujo de transición, lo que dificulta la medición del

corte de agua ya que la fase continúa es petróleo con gas y el sensor de

conductividad no opera eficientemente.

Además se debe tener en cuenta que el operador encargado de las pruebas

en este Medidor de fuente radioactiva este calificado para poder realizar el

ajuste en los valores de conductividad y permitividad en la configuración de

la interfaz figura, para así obtener una prueba más real y exacta.

En la figura 3.18, se puede ver que la tendencia de la curva del BSW de

laboratorio no es lineal sino que es irregular esto se debe a la variación en

la presión de fondo fluyente y el caudal producido, la tendencia de la curva

del BSW del sensor de inductancia es irregular y no tiene repetibilidad y

mala exactitud aumentando el grado de incertidumbre.

167

Análisis del Corte de Agua Pozo H-5.

Tabla 3.32 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo H-5

DETERMINACIÓN DE LA EXACTITUD DEL MEDIDOR DE CORTE DE AGUA (POZO H-5)

FECHA



24-Dec-11 12 762 20 6.3 -13.2 -68 142 514 20.3 53 834

11-Jan-12 12 672 19 6.1 -12.6 -67 145 493 20.3 53 900

16-Jan-12 12 759 20 6 -13.8 -70 144 510 20.3 53 958

22-Jan-12 12 257 25 6 -18.7 -76 143 520 20.3 53 992

25-Jan-12 18 241 24 6 -18.1 -75 145 521 20.3 53 1019

29-Jan-12 12 289 28 7.1 -20.7 -74 145 513 20.3 53 1023

21-Feb-12 8 374 24 7.5 -16.6 -69 148 507 20.3 53 1052

24-Mar-12 8 557 19 5 -14.1 -74 146 500 20.3 53 1009

19-Apr-12 12 304 53 5 -47.5 -90 170 522 20.3 53 1110

26 6 19 74 148

Figura 3.19 Bsw Inductancia vs Bsw Laboratorio Pozo H-5.

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

03-dic.-11 23-dic.-11 12-ene.-12 01-feb.-12 21-feb.-1212-mar.-1201-abr.-12 21-abr.-1211-may.-12

BSW

IND

UC

TAN

CIA

, %

POZO H-5


168

Análisis Técnico.

En la tabla 3.32, se puede ver que los valores de desviación entre las

mediciones del sensor de inductancia con el del laboratorio son altos que

van desde 13 a 47, lo que da como resultado una mala exactitud del sensor

de inductancia con un promedio del 74%.

Esto se debe principalmente al alto porcentaje de gas o (GVF), alrededor

del 80% para este pozo, que para las condiciones de flujo y condiciones de

operación actuales forma el patrón de flujo anular, el cual afecta las

mediciones del sensor de inductancia dando lecturas erróneas perdiendo

eficiencia.

Otro factor importante que se observa en la tabla de pruebas es la

repetibilidad de los valores del BSW del sensor de inductancia, esto se debe

a que los valores de conductividad y permitividad en la configuración de la

interfaz figura no han sido corregidos ni ajustados de acuerdo a los

resultados del BSW del laboratorio.

En la figura 3.19, se puede ver que la tendencia de la curva del BSW del

laboratorio es casi lineal por la repetibilidad de los valores en los análisis, en

cambio la tendencia de la curva del BSW del sensor de inductancia es

irregular ya que los valores de permitividad y conductividad no han sido

modificados y ajustados con el resultado del análisis de laboratorio, además

la medición del corte de agua se ve afectado por el alto GVF y el patrón de

flujo anular ya que la fase continua en el medidor es petróleo y gas.

169

Análisis del Corte de Agua Pozo H-3.


DETERMINACIÓN DE LA EXACTITUD DEL MEDIDOR DE CORTE DE AGUA (POZO H-3)

FECHA



6-Jan-12 12 4144 59 75 15.7 26 211 521 17.5 52 943

2-Feb-12 12 4160 61 75 14.3 24 211 518 17.5 52 934

29-Feb-12 4 4181 61 75 14.5 24 211 513 17.5 52 962

14-Mar-12 5 4010 62 78 15.9 26 211 495 17.5 52 970

13-Apr-12 12 4111 62 79 17.2 28 211 527 17.5 52 1000

9-May-12 4 4031 63 70 7.3 12 211 520 17.5 52 998

24-May-12 24 4002 61 71 9.9 16 211 531 17.5 52 1047

4-Jun-12 6 4122 62 71 9.3 15 212 527 17.5 52 1024

10-Jun-12 6 4070 62 72 9.7 16 211 535 17.5 52 1028

61 74 13 21 211

Figura 3.20 Bsw Inductancia vs Bsw Laboratorio Pozo H-3.

40

45

50

55

60

65

70

75

80

85

90

23-dic.-1112-ene.-1201-feb.-1221-feb.-1212-mar.-1201-abr.-1221-abr.-1211-may.-1231-may.-1220-jun.-12

BSW

IND

UC

TAN

CIA

, %

POZO H-3


170

Análisis Técnico.

En la tabla 3.33, se puede ver que la repetibilidad que tienen los valores del

BSW del laboratorio y el BSW del sensor de inductancia es buena con poca

desviación en sus mediciones (9 a 15), pero comparándolas entre si existe

una desviación más alta y una exactitud promedio del 21%.

Esto se debe a que los valores de conductividad y permitividad en la

configuración de la interfaz figura del medidor no han sido corregidos ni

ajustados con los resultados del BSW del laboratorio, para de esta manera

obtener resultados más exactos con el sensor de inductancia y una prueba

más real.

En la figura 3.20, se puede ver que las tendencias de las curvas del BSW

del laboratorio y el BSW del sensor de inductancia son casi lineales por la

buena repetibilidad en sus mediciones, pero están separadas entre sí por la

desviación o error que tiene el sensor de inductancia, ya que falta ajustar y

corregir los valores de permitividad y conductividad en la configuración de la

interfaz figura del pozo con los valores del BSW del laboratorio.

Este pozo presenta buenas condiciones de flujo y condiciones de operación,

ya que presenta un patrón de flujo de burbujas dispersas, con bajo

porcentaje de GVF, lo que permite que el sensor de inductancia opere

eficientemente ya que el flujo es de agua continua.

171

3.6.2.3 Análisis del Caudal de Gas del Medidor por Correlación

Cruzada.

A continuación se realiza el análisis técnico del funcionamiento del medidor

por correlación cruzada del medidor de fuente radioactiva.

Cálculo de la Desviación del Caudal de Gas (Correlación Cruzada).


medición del caudal de gas realizadas por el sensor de correlación cruzada,

en los pozos N-10, N-16, H-5 y H-3, se utiliza la ecuación 3.30 que es la

siguiente:

𝐷𝑒𝑠𝑣𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = 𝐶𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 − 𝐶𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 [3.30]

𝐷𝑒𝑠𝑣𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = 0.9 𝑚𝑝𝑐𝑠 − 0.6 𝑀𝑃𝐶𝑆

𝐷𝑒𝑠𝑣𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = 0.3


3.37, para realizar el cálculo de la exactitud del sensor de correlación

cruzada en cada una de las pruebas considerando las diferentes

condiciones de operación de los pozos analizados.

172

Cálculo de la Exactitud (Accuracy) del Caudal de Gas (Correlación

Cruzada).




𝐶𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎∗ 100 [3.31]

% 𝐸𝑥𝑎𝑐𝑡𝑖𝑡𝑢𝑑 =0.3

0.6 𝑀𝑃𝐶𝑆 ∗ 100






repetibilidad del sensor de correlación cruzada.

173

Análisis del Caudal de Gas Pozo N-10


DETERMINACIÓN DE LA EXACTITUD DEL MEDIDOR DE CORRELACIÓN CRUZADA DE GAS (POZO N-10)

FECHA

BFPD BOPD BSW GAS STD GVF GAS ACT GVF DESVIACIÓN EXACTITUD GOR TEMP SEP CSG

Bbls Bbls % mscpd % macpd % % mpcs/bls Gas PSI Psi

24-Nov-11 1520 252 96 29 77 1.4 13.8 113 199 548 0

10-Jan-12 1757 269 86 30 76 0.6 5.6 -0.8 -133 113.1 199 543 0

16-Mar-12 1691 271 85 43 82 0.9 8.6 0.3 33 158.6 199 487 0

25-Apr-12 1858 325 92 39 79 0.8 7.2 -0.1 -13 119 200 475 0

15-May-12 1821 319 93 39 79 1.1 9.2 0.3 27 122.7 199 481 0

12-Jun-12 1924 327 91 44 80 0.9 7.7 -0.2 -22 135.7 200 473 0

37 79 1.0 9 0.3 46 127 199

Figura 3.21 Caudal de Gas Actual vs GVF Actual Pozo N-10

0,01,02,03,04,05,06,07,08,09,0

10,011,012,013,014,015,016,0


CA

UD

AL

DE

GA

S R

OX

AR

, MSC

PD

POZO NTU-10

GAS, MSCPD GVF ACTUAL

174

Análisis Técnico.

Para el análisis técnico del medidor de caudal de gas por el método de

Correlación Cruzada, se analizan las mediciones del caudal a condiciones

actuales de presión y temperatura y se determina el valor de desviación que

existe entre las mediciones y así poder calcular la exactitud del medidor.

En la tabla 3.34, se puede ver que los valores del caudal de gas son bajos y

la desviación también son bajos, lo que da al medidor buena repetibilidad y

exactitud.

Este pozo presenta bajo porcentaje de GVF en un rango de 6-14%, debido

a las condiciones del fluido, ya que la calidad del petróleo es de 16.1 °API

(Arena U Inferior) que es pesado y tiene poco gas en solución (Rs), esto

permite que el gas no se libere y se expanda en la tubería formando los

patrones de flujo no deseados que afectan la eficiencia de los sensores

capacitivos e inductivos.


gas es casi lineal lo que indica su buena repetibilidad y exactitud en sus

mediciones, la tendencia de la curva del GVF es irregular y depende del

volumen de petróleo y gas en solución presente en la mezcla multifásica.

Análisis del Caudal De Gas Pozo N-16


DETERMINACIÓN DE LA EXACTITUD DEL MEDIDOR DE CORRELACIÓN CRUZADA DE GAS (POZO N-16)

FECHA


Bbls Bbls % mpcs % macpd % % mpcs/bls Gas PSI Psi

23-Oct-11 1384 626 55 120 93.9 4.4 35.8 192 183 518 380

23-Nov-11 726 237 67 125 96.9 6.1 60.0 2 28 530 187 553 165

24-Nov-11 685 216 68 127 97.1 6.2 61.9 0.1 2 589 186 553 160

1-Feb-12 1003 343 66 137 96.1 6.3 52.9 0.1 2 400 190 500 220

13-Mar-12 2053 1000 51 104 90.0 1.2 9.5 -5 -425 104 190 488 245

22-Apr-12 2221 975 56 117 90.4 2.1 14.5 1 43 120 191 491 250

122 94 4 39 2 100 322 188

175

Figura 3.22 Caudal de Gas Actual vs GVF Actual Pozo N-16

Análisis Técnico.

En la tabla 3.35, se puede ver que para este pozo los valores de caudal de

gas son más altos que el pozo anterior, la desviación que existe entre las

mediciones son bajos lo que le da al medidor una buena repetibilidad y

exactitud aceptable.

Este pozo presenta un porcentaje de (GVF) intermedio en un rango entre

10-62%, debido a que las condiciones del fluido presentan una calidad de

petróleo de 21.0 °API que tiene mayor contenido de gas en solución (Rs), lo

cual permite que el gas se libere y se expanda en la tubería a medida que

cambian las condiciones de presión y temperatura cuando asciende a la

superficie formando patrones de flujo de tapón y de transición los cuales ya

empiezan a afectar la eficiencia de los sensores capacitivos e inductivos en

el medidor.


gas es casi lineal lo que indica su buena repetibilidad, en cambio la

tendencia de la curva del GVF es más irregular y no lineal, ya que los

porcentajes del GVF varían entre valores altos y bajos.

0

10

20

30

40

50

60

70


CA

UD

AL

DE

GA

S R

OX

AR

, MSC

PD

POZO NTU-16


176

Análisis del Caudal de Gas Pozo H-5


DETERMINACIÓN DE LA EXACTITUD DEL MEDIDOR DE CORRELACIÓN CRUZADA DE GAS (POZO H-5)

FECHA



24-Dec-11 762 714 19.5 90 127 142 514 120

11-Jan-12 672 631 18.7 126 97.1 3.3 46.4 200 145 493 130

16-Jan-12 759 713 19.8 218 306 144 510 130

22-Jan-12 257 242 24.7 374 1545 143 520 130

25-Jan-12 241 227 24.1 425 99.7 21 94 1872 145 521 130

29-Jan-12 289 269 27.8 260 99.4 12.4 88.4 -9 -69 966 145 513 130

21-Feb-12 374 346 24.1 255 99.2 11.8 84.9 -1 -5 736 148 507 130

24-Mar-12 557 529 19.1 813 99.6 34.8 91.7 23 66 1537 146 500 150

19-Apr-12 304 289 52.5 280 970 170 522 150

316 99 17 81 11 47 918 148

Figura 3.23 Caudal de Gas Actual vs GVF Actual Pozo H-5

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

02-ene.-12 12-ene.-12 22-ene.-12 01-feb.-12 11-feb.-12 21-feb.-12 02-mar.-1212-mar.-1222-mar.-12 01-abr.-12

CA

UD

AL

DE

GA

S R

OX

AR

, MSC

PD

POZO H-5


177

Análisis Técnico.

En la tabla 3.36, se puede ver una variación en el caudal de gas con valores

bajos y altos, con un valor alto de desviación entre las mediciones lo que le

da al medidor una mala repetibilidad y exactitud, debido a que el GOR

calculado es mayor que el caudal de petróleo.

Este pozo presenta valores intermedios y altos de GVF en un rango de 46-

91% de fracción de volumen de gas, esto se debe a que las condiciones del

fluido tienen una calidad de petróleo de 20.3 °API que tiene gran cantidad

de gas en solución (Rs), además tiene un promedio de caudal liquido de

468 BFPD una producción baja comparada con la de los pozos en estudio,

esto implica que la mayor parte del líquido pasara a estado gaseoso debido

a los cambios de presión y temperatura cuando el fluido asciende a

superficie, lo que da origen a la formación de patrones de flujo no deseados

como el de tapón, transición y flujo anular, los cuales afectan las mediciones

de los sensores capacitivos e inductivos del medidor dando pruebas con

alta desviación y poca repetibilidad aumentando el grado de incertidumbre.

Otra desventaja del bajo caudal es que la caída de presión entre el cabezal

y la presión de la línea de flujo principal es mayor y el fluido del pozo al

tener un flujo anular o de transición no ingresa a la línea de flujo principal

eficientemente lo que ocasiona pérdidas de producción de este pozo.

En la figura 3.23, se puede ver que las tendencias de las curvas del caudal

de gas actual y el GVF actual son similares lo que indica que el caudal de

gas es directamente proporcional al GVF (Fracción de Volumen de Gas)

actual, por este parámetro podemos determinar el tipo de patrón de flujo

que está afectando la producción del pozo en prueba y buscar alternativas

de solución y optimización a este problema de producción.

178

Análisis del Caudal de Gas Pozo H-3


DETERMINACIÓN DE LA EXACTITUD DEL MEDIDOR DE CORRELACIÓN CRUZADA DE GAS (POZO H-3)

FECHA



6-Jan-12 4144 1038 59.3 171 88 1.2 5 165 211 521 80

2-Feb-12 4160 1040 60.7 166 88 1.2 5 0.0 0.0 160 211 518 90

29-Feb-12 4181 1033 60.8 169 88 1.4 5 0.2 0.1 164 211 513 90

14-Mar-12 4010 882 62.1 165 88 1.7 7 0.3 0.2 187 211 495 90

13-Apr-12 4111 863 61.8 175 88 1.6 6 -0.1 -0.1 202 211 527 90

9-May-12 4031 1210 62.7 165 88 1.5 6 -0.1 -0.1 136 211 520 95

24-May-12 4002 1153 61.3 167 88 1.3 6 -0.2 -0.1 144 211 531 130

4-Jun-12 4122 1195 61.7 161 87 1.1 5 -0.2 -0.1 135 212 527 110

10-Jun-12 4070 1139 62.3 168 88 1.4 6 0.3 0.2 148 211 535 110

167 88 1.4 6 0.2 0.1 160 211

Figura 3.24 Caudal de Gas Actual vs GVF Actual Pozo H-3

00,5

11,5

22,5

33,5

44,5

55,5

66,5

77,5

88,5

99,510

23-dic.-11 12-ene.-12 01-feb.-12 21-feb.-12 12-mar.-12 01-abr.-12 21-abr.-12 11-may.-1231-may.-12 20-jun.-12

CA

UD

AL

DE

GA

S R

OX

AR

, MSC

PD

POZO H-3


179

Análisis Técnico.

En la tabla 3.37, se puede ver que los valores del caudal de gas son bajos y

tienen una buena repetibilidad entre las mediciones dando al medidor una

excelente exactitud.

Este pozo presenta valores bajos de GVF en un rango entre 5-7%, debido a

que las condiciones del fluido tienen una calidad de petróleo de 17.5 °API

que es un petróleo pesado y con bajo contenido de gas en solución lo que

permite que el gas no se libere y se expanda formando patrones de flujo no

deseados que afecten las mediciones de los sensores capacitivos e

inductivos del medidor, lo que le da una buena eficiencia y exactitud.

En la figura 3.24, se puede ver que las tendencias de las curvas del caudal

de gas actual y la del GVF actual se asemejan ya que son dependientes, a

medida que aumenta el caudal de gas, también se incrementa el porcentaje

de GVF en la tubería y el medidor. En este pozo se puede determinar que el

patrón de flujo que predomina es el de burbujas dispersa ya que la fase

continua es agua-petróleo y por el bajo porcentaje de GVF.

RESULTADOS Y

DISCUSIÓN

180

4. RESULTADOS Y DISCUSIÓN


PARÁMETROS PVT DE SOLUBILIDAD DEL GAS (RS)

CALCULADOS CON LOS DE LABORATORIO EN LOS

POZOS SELECCIONADOS.

En la tabla 4.1, se puede observar los resultados obtenidos del parámetro

PVT de la Solubilidad del Gas (Rs), obtenidos utilizando las correlaciones

de Kartoatmodjo considerando la variación del grado API en los pozos N-10

(Arena U Inferior) y N-02 (Arena M-1) de los cuales se tiene como referencia

los resultados de análisis PVT de laboratorio realizadas en el año 2004, los

mismos dieron una solubilidad del gas (Rs) para el pozo N-10 de 109

PCN/BN con un grado API inicial de 17,6 y para el pozo N-02 de 146

PCN/BN con un grado API inicial de 21,4.

Actualmente el grado API de estos dos pozos ha declinado hasta la fase de

petróleo residual de 16,6 para el pozo N-10 y 19,5 para el pozo N-02,

debido a la producción y a la liberación de compuestos volátiles hasta la

fecha actual, por este motivo la cantidad de gas en solución (Rs) ha

disminuido también, utilizando las correlaciones de Kartoatmodjo se

obtuvieron los nuevos valores de solubilidad del gas (Rs) dando como

resultado para el pozo N-10 un valor de 79,24 PCN/BN calculado a la

Presión de Burbuja de referencia (Pb= 800 psi) obtenido en el laboratorio en

el año 2004 y un valor de 51,58 PCN/BN a la presión de burbuja (Pb=

520,71 psi) calculado con la correlación de Kartoatmodjo con un grado API

de 16,1, y para el pozo N-02 un valor de solubilidad del gas (Rs) de 79,35

PCN/BN a la presión de burbuja de referencia (Pb= 628 psi) obtenida en el

laboratorio en el año 2004 y un valor de 49,49 PCN/BN a la presión de

burbuja (Pb= 391,64 psi) calculado con la correlación, así como se puede

observar en la tabla 4.1 y en la figura 4.1.

181

Tabla 4.1 Tabla de Resultados PVT de Solubilidad del Gas (Rs) calculados

con las Correlaciones de Kartoatmodjo.

POZO N-10 H-03 N-02 N-16 N-23 H-05 Observaciones

API 17,6 - 16,1 17,5 21,4 - 19,5 21,1 22,0 20,3 API Variable

Rs

79,24 84,07 79,35 86,14 90,51 83,28 Rs calculado, con Pb PVT

109 109 146 146 146 146 Rs Laboratorio PVT 2004

51,58 49,49 Rs calculado, con Pb

calculado

En la figura 4.1, se puede observar la declinación de la solubilidad del gas

(Rs) que tienen los dos pozos de referencia el N-10 y el N-02 debido a la

variación del grado API hasta la fase residual que ha cambiado por la

producción de los mismos en el tiempo.

Para el pozo H-03 que produce de la misma arena U Inferior que el pozo N-

10, se calculó la solubilidad del gas (Rs) a la presión de burbuja de

referencia (Pb=800 psi) dando un valor de 84,07 PCN/BN con un grado API

de 17,5 actualmente.

Para los pozos N-16, N-23 y H-05 que producen de la misma arena M-1 que

el pozo N-02, se calculó la solubilidad del gas (Rs) a la presión de burbuja

de referencia (Pb=628 psi), dando un valor de 86,14 PCN7BN para el pozo

N-16 con un grado API de 21,1 actual; un valor de 90,51 PCN/BN para el

pozo N-23 con un grado API de 22,0 actual y un valor de 83,28 PCN/BN

para el pozo H-05 con un grado API de 20,3 actual.

182

Figura 4.1 Figura de los Resultados PVT de Rs calculados con los de

Laboratorio de los pozos seleccionados.


PARÁMETROS PVT DE LA PRESIÓN AL PUNTO DE

BURBUJA (PB) CALCULADOS CON LOS DE

LABORATORIO EN LOS POZOS SELECCIONADOS.

En la tabla 4.2, se puede observar los valores de Presión al punto de

burbuja (Pb) obtenidos con la correlación de Kartoatmodjo, para el cálculo

se utilizó los datos de solubilidad del gas (Rs) de referencia de los análisis

PVT de los pozos N-10 con una presión de burbuja de 800 psi y una Rs de

109 PCN/BN y para el pozo N-02 una presión de burbuja de 628 psi y una

Rs de 146 PCN/BN realizadas en el año 2004 y los valores de solubilidad

del gas (Rs) calculados con la correlación de Kartoatmodjo. Ver tabla 4.1.

Los resultados obtenidos con la correlación son una presión al punto de

burbuja (Pb) de 520,71 psi para el pozo N-10 con una solubilidad del gas

(Rs) de 51,58 PCN/BN con un grado API de 16,1 actual, para el pozo N-02

se obtuvo una presión de burbuja (Pb) de 391,64 psi con una solubilidad del

gas (Rs) de 49,49 PCN/BN con un grado API de 19,5 actual.

183

Tabla 4.2 Tabla de Resultados de Presión Al Punto de Burbuja (Pb)

calculados con las Correlaciones de Kartoatmodjo.

POZO N-10 H-03 N-02 N-16 N-23 H-05 Observaciones

API 17,6 - 16,1 17,5 21,4 - 19,5 21,1 22,0 20,3 API variable

Pb

663,95 661,78 629,25 686,17 Pb calculado, Rs

PVT

800 628 Pb Laboratorio PVT

2004

520,71 511,86 391,64 390,11 392,46 390,39 Pb calculado, Rs

calculado

En la figura 4.2, se puede observar gráficamente la declinación que tienen

los valores de la presión al punto de burbuja de cada pozo debido a la

pérdida de compuestos volátiles como el gas (Rs) en el transcurso de la

producción en el tiempo comparado con los valores iniciales de los

resultados del análisis PVT referenciales.

Para el pozo H-03 que produce de la misma arena U inferior que el pozo N-

10, se calculó la presión al punto de burbuja utilizando el valor de solubilidad

del gas (Rs) referencial de 109 PCN/BN y se obtuvo un presión de burbuja

de 663.95 psi considerando el grado API actual de 17,5.

Para los pozos N-16, N-23 y H-05, que producen de la misma arena M-1

que el pozo N-02, se calcularon las presiones de burbuja utilizando el valor

de solubilidad del gas (Rs) referencial de 146 PCN/BN y se calculó una

presión de burbuja de 661,78 psi para el pozo N-16, 629,25 psi para el pozo

N-23 y 686,17 psi para el pozo H-05, considerando los valores del grado

API actual de cada pozo, ver tabla 4.2, que se encuentran por encima del

valor del petróleo residual.

184

Figura 4.2 Figura de los Resultados PVT de Pb calculados con los de

Laboratorio de los pozos seleccionados.

Con los nuevos valores de presión al punto de burbuja (Pb) y solubilidad del

gas (Rs) calculados con la correlación de Kartoatmodjo, se procede a

realizar una hoja de cálculo para tabular los valores de solubilidad del gas

(Rs) a presiones inferiores a la presión de burbuja (Pb) calculada, con la

finalidad de graficar la nueva curva de solubilidad del gas (Rs) y poder

comparar con las curvas de referencia iniciales de los dos pozos N-10

(Arena U Inferior) y N-02 (Arena M-1) respectivamente.

En la tabla 4.3, se puede observar en la columna de Rs actual los valores

de solubilidad del gas obtenidos a diferentes presiones de operación

incluyendo la presión de burbuja actual calculada de 520,71 psi del pozo N-

10 con un grado API de 16,1 actual y que se los compara con los valores de

Rs obtenidos en el laboratorio en el año 2004 (Ver figura 4.4) del mismo

pozo con un grado API de 17,6.

Los resultados obtenidos demuestran una diferencia de 280 psi en la

presión del punto de burbuja (Pb) con el valor referencial de 800 psi y una

diferencia de 57 PCN/BN en la solubilidad del gas (Rs) con el valor

185

referencial de 109 PCN/BN, esto es debido a la liberación instantánea y

diferencial del gas en solución Rs producido por los diferentes cambios de

presión en el transcurso de la producción, por esta razón la calidad del

petróleo producido ha cambiado de 17,6 API inicial a 16,1 API actual valor

que se encuentra por debajo de la fase de petróleo residual.

Tabla 4.3 Tabla comparativa de los Resultados PVT de Rs calculados con

los de Laboratorio del pozo N-10

ANÁLISIS POZO N-10 U INFERIOR

PRESIÓN Rs actual Rs PVT

1198 119

1100 109

1000 99

900 89

800 79 109

718 71

650 64 94

520,71 51,58 78

400 40

350 35 60

200 20 41

100 10 26

0 0 0

En la figura 4.3, se puede observar lo explicado anteriormente en la tabla

4.3, se puede ver la diferencia que existe entre las dos curvas de solubilidad

del gas (Rs) considerando la declinación del grado API de 17,6 a 16,1

actual, lo cual explica el nuevo valor de presión al punto de burbuja de

520,71 psi para este pozo, el mismo valor que se encuentra en los

medidores multifásicos en la etapa de pruebas de producción por tal motivo

se dificulta la medición del gas con exactitud.

186


Laboratorio del pozo N-10.

Figura 4.4 Valores de los Resultados PVT de Rs de Laboratorio del pozo

N-10 del año 2004.

0102030405060708090

100110120130140

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400

REL

AC

IÓN

GA

S P

ETR

ÓLE

O,

Rs

PRESIÓN DE OPERACIÓN POZO N-10

Rs a 16,1 API Actual Rs PVT a 17,6 API

187

Tabla 4.4 Tabla comparativa de los Resultados PVT de Rs calculados con

los de Laboratorio del pozo N-2

ANÁLISIS POZO N-2 M-1

PRESIÓN Rs actual Rs PVT

1239 157

1100 139

1000 126

900 114

800 101

723 91

628 79 146

480 61 129

391,64 49,49

340 43 110

200 25 88

102 13 67

0 0 0

En la tabla 4.4, se puede observar de la misma manera que en el pozo N-10

los valores de Rs actual calculados a diferentes presiones de operación

incluyendo la presión al punto de burbuja calculado de 391,64 psi con un

grado API de 19,5 actual y comparados con los valores de Rs de laboratorio

obtenidos en el año 2004 (Ver figura 4.6) con una Pb de 628 psi y un grado

API de 21,4.

Los resultados obtenidos demuestran una diferencia de 236 psi con el valor

referencial de 628 psi en la presión de burbuja (Pb) y una diferencia de 96

PCN/BN con el valor referencial de 146 PCN/BN en la solubilidad del gas,

esto debido a la liberación instantánea y diferencial del gas de la solución

Rs producto de los diferentes cambios de presión en el transcurso de la

producción, por esta razón se debe la declinación del grado API de 21,4

inicial a 19,5 actual que se encuentra en la fase de petróleo residual.

188


Laboratorio del pozo N-02.

Figura 4.6 Valores de los Resultados PVT de Rs de Laboratorio del pozo

N-02 del año 2004.

0102030405060708090

100110120130140150160

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400

REL

AC

IÓN

GA

S P

ETR

ÓLE

O,

Rs

PRESIÓN DE OPERACIÓN

Rs a 19,5 API Rs PVT a 21,4 API

189

En la figura 4.5, se puede observar gráficamente lo explicado anteriormente,

se puede ver la diferencia que existe entre las dos curvas de solubilidad del

gas Rs, debido a la declinación en el grado API de 21,4 inicial a 19,5 actual,

lo que explica el nuevo valor calculado de presión al punto de burbuja (Pb)

de 391,64 psi, valor inferior a la presión de operación en los medidores

multifásicos lo que produce liberación del gas en los mismos y se puede

medir su caudal con exactitud a las condiciones de operación actuales.

Con los valores de presión al punto de burbuja (Pb) y solubilidad del gas

(Rs) calculados con la correlación de Kartoatmodjo y los valores

referenciales se procede a realizar la elaboración y comparación de las

Curvas IPR considerando la declinación del grado API en los dos pozos de

referencia, para determinar los potenciales de producción a las condiciones

actuales.

4.3 ANÁLISIS TÉCNICO DE LAS CURVAS IPR CON LAS

PRUEBAS DE PRODUCCIÓN ACTUALES DE LOS DOS

MEDIDORES MULTIFÁSICOS Y CON LA PB

CALCULADA.

A continuación se realiza el análisis técnico de las curvas IPR de los pozos

seleccionados, las cuales son elaboradas con los datos de presión al punto

de burbuja (Pb) calculados con la correlación y los de referencia del PVT de

los pozos N-10 y N-02, para poder determinar el potencial máximo de cada

pozo en base a los resultados de las pruebas de producción realizadas con

los dos Medidores Multifásicos.

190

4.3.1 ANÁLISIS DE CURVAS IPR DEL POZO N-23.


del pozo N-23


Pwf (psi) Qo (BFPD)

628 1121

528 1221

428 1306

328 1376

228 1430

128 1469

28 1493

0 1497

Los datos para calcular y graficar la curva IPR del pozo N-23, se pueden

observar en la tabla 3.6, en la cual están los valores promedio de la presión

de fondo fluyente (Pwf) y del caudal líquido (Ql), de un total de 19 pruebas

de producción (Ver tabla 3.12) realizadas por el medidor másico Coriolis

(Medidor Multifásico Dual Ciclónico – Separador).

En la tabla 4.5, se puede observar los valores del caudal líquido calculados

a las diferentes presiones de fondo fluyente (Pwf) desde la presión al punto

de burbuja (Pb) 628 psi, la cual indica el punto del flujo de dos fases líquido

y gas, con estos valores se grafica la curva IPR.

191

Figura 4.7 Curva IPR con los datos de producción promedio actuales del

pozo N-23.

En la figura 4.7, se puede observar las dos curvas de afluencia graficadas

con la presión de fondo fluyente (Pwf) versus el caudal líquido, la curva

lineal la cual considera un flujo monofásico sin gas (IP) tiene un potencial

máximo de 1798 BFPD, la segunda curva cóncava bajo la presión al punto

de burbuja 628 psi (PVT) y 629 psi calculada graficada con puntos rojos es

la IPR la cual indica un flujo de dos fases con presencia de gas, con un

potencial menor de 1497 BFPD.

El punto verde que se encuentra en la curva lineal (IP), representa al caudal

de producción actual promedio de las 19 pruebas realizadas con el medidor

Coriolis, con un caudal promedio de 603 BFPD a una presión de fondo

fluyente promedio de 1108 psi y a una frecuencia de operación de 53 Hz. El

pozo N-23 tiene instalado una bomba eléctrica sumergible (BES) Tipo P-8

(para 800 BFPD en el punto de máxima eficiencia), esto indica que se

puede incrementar la producción de este pozo aumentando la frecuencia en

el variador de velocidad (VSD), sin afectar la condición de flujo monofásico y

la integridad del equipo (BES) por operar a un caudal inferior.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800

Pw

s-P

wf,

psi


IP Pb=628 N-23 IP Constante Pb=628 N-23 IPR Pb=628 N-23

IPR Pb=629 IP Pb=629 Qt actual

192

4.3.2 ANÁLISIS DE CURVAS IPR DEL POZO N-2


del pozo N-02, con Pb = 628 psi referencial.


Pwf (psi) Qo (BFPD)

628 6760

528 7366

428 7879

392 8042

292 8430

192 8725

92 8929

0 9035


del pozo N-02, con Pb=392 psi calculado.


Pwf (psi) Qo (BFPD)

392 8299

292 8877

192 9307

92 9589

0 9718



de fondo fluyente (Pwf) y del caudal líquido (Ql), de un total de 18 pruebas

de producción (Ver tabla 4.9) realizadas por el medidor másico Coriolis

(Medidor Multifásico Dual Ciclónico – Separador).

Para graficar la curva IPR con la presión de burbuja (Pb) de referencia de

628 psi se utiliza los valores calculados de caudal de líquido de la tabla 4.6,

que tiene un potencial de caudal máximo de 9035 BFPD en un flujo de dos

fases.

193

Para graficar la curva IPR con la presión de burbuja (Pb) calculado con

Kartoatmodjo de 392 psi, se utiliza los valores de caudal de líquido de la

tabla 4.7, que tiene un potencial de caudal máximo de 9718 BFPD en un

flujo de dos fases.


pozo N-2.

En la figura 4.8, se observa las dos curvas IPR con las dos presiones de

burbuja, la de referencia Pb=628 psi y la calculada Pb= 392 psi con sus

potenciales máximos.

Además se puede observar el punto de color verde que indica el caudal de

producción promedio actual de 3090 BFPD obtenido de 18 pruebas

realizadas con el medidor Coriolis a una presión de fondo fluyente promedio

de 1191 psi y con una frecuencia de operación de 51 Hz. El pozo tiene

instalado una bomba (BES) tipo P- 47 (para 4700 BFPD en el punto de

mejor eficiencia) esto indica que se puede incrementar la producción de

este pozo aumentando la frecuencia en el variador de velocidad (VSD), sin

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 11000 12000

Pw

s-P

wf,

psi


IP Pb=628 N-2 IP Constante Pb=628 N-2 IPR Pb=628 N-2


194

afectar la condición de flujo monofásico y la integridad del equipo (BES) por

operar a un caudal inferior.

4.3.3 ANÁLISIS DE CURVAS IPR DEL POZO H-3.

Tabla 4.8 Tabla de datos de presión vs caudal para graficar la curva IPR del

pozo H-03, con Pb=800 psi de referencia.

IPR POZO H-03 (ROXAR)

Pwf (psi) Qo (BFPD)

800 4943

700 5365

600 5739

500 6062

400 6335

300 6559

200 6733

100 6858

0 6932

Tabla 4.9 Tabla de datos de presión vs caudal para graficar la curva IPR del

pozo H-03, con Pb=664 psi calculado.


Pwf (psi) Qo (BFPD)

664 5552

564 5969

464 6327

364 6625

264 6863

164 7041

100 7123

0 7203

Los datos para calcular y graficar la curva IPR del pozo H-03, se pueden


de fondo fluyente (Pwf) y del caudal líquido (Ql), de un total de 9 pruebas de

producción (Ver tabla 3.27) realizadas por el medidor de Capacitancia

(Medidor Multifásico de Fuente Radioactiva).

195


800 psi se utiliza los valores calculados de caudal de líquido de la tabla 4.8,

que tiene un potencial de caudal máximo de 6932 BFPD en un flujo de dos

fases.




flujo de dos fases.


pozo H-3.






realizadas con el medidor de Capacitancia a una presión de fondo fluyente

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

0 800 1600 2400 3200 4000 4800 5600 6400 7200 8000 8800

Pw

s-P

wf,

psi

Caudal, bfpd

IP Pb=800 H-3 IP Constante Pb=800 H-3 IPR Pb=800 H-3


196

promedio de 990 psi y con una frecuencia de operación de 52 Hz. El pozo

tiene instalado una bomba (BES) tipo P- 47 (para 4700 BFPD en el punto

de mejor eficiencia) esto indica que este pozo está operando eficientemente

y se puede incrementar la producción del mismo aumentando la frecuencia

en el variador de velocidad (VSD), sin afectar la condición de flujo

monofásico y la integridad del equipo (BES) por operar a un caudal inferior

(Down Trust).

4.3.4 ANÁLISIS DE CURVAS IPR DEL POZO H-5


del pozo H-05, con Pb=628 psi de referencia.


Pwf (psi) Qo (BFPD)

628 870

528 974

428 1062

328 1134

228 1190

128 1230

28 1255

0 1259


del pozo H-05, con Pb=686 psi calculado.


Pwf (psi) Qo (BFPD)

686 806

586 910

486 1000

386 1075

286 1136

186 1182

100 1211

0 1230

Los datos para calcular y graficar la curva IPR del pozo H-05, se pueden


de fondo fluyente (Pwf) y del caudal líquido (Ql), de un total de 9 pruebas de

197

producción (Ver tabla 3.26) realizadas por el medidor de Capacitancia



628 psi se utiliza los valores calculados de caudal de líquido de la tabla

4.10, que tiene un potencial de caudal máximo de 1259 BFPD en un flujo de

dos fases.




flujo de dos fases.


pozo H-5.




0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800

Pw

s-P

wf,

psi

Pozo H-5 Caudal, bfpd

IP Pb=628 H-5 IP Constante Pb=628 H-5 IPR Pb=628 H-5


198


producción promedio actual de 468 BFPD obtenido de 9 pruebas realizadas

con el medidor de Capacitancia a una presión de fondo fluyente promedio


instalado una bomba (BES) tipo P- 8 (para 800 BFPD en el punto de mejor

eficiencia) esto indica que este pozo está operando a un caudal bajo en

Down Trust y se necesita incrementar la producción del mismo aumentando

la frecuencia en el variador de velocidad (VSD), ya que la integridad del

equipo (BES) está en riesgo por operar a un caudal inferior (Down Trust)

que al de diseño.

4.4 TABLA COMPARATIVA DE LOS CAUDALES PROMEDIO

MEDIDOS POR LOS DOS MEDIDORES MULTIFÁSICOS.

Tabla 4.12 Tabla comparativa de los Datos de producción actuales con los

dos medidores multifásicos en los pozos N-10 y N-16.

DATOS DE PRUEBAS ACTUALES

POZO N-10 N-16 N-10 N-16

ARENA LOWER U M-1 LOWER U M-1

Pws (psi) 2700 1811 2700 1811

Pwf (psi) 1197 964 1198 1108

Pb (psi) 800 628 800 628

Qt (BFPD) 1762 1345 1756 2401

Medidor M. Roxar Roxar Remms Remms

En la tabla 4.12, se puede observar los resultados promedio de los valores

de caudal líquido obtenidos en las pruebas de producción utilizando los dos

Sistemas de Medición (medidores multifásicos) en estudio en dos pozos

seleccionados el N-10 (Arena U Inferior) y el N-16 (Arena M-1).

199


Tabla 4.13 Tabla de Datos de presión vs caudal para graficar las curva IPR

del pozo N-16, con los dos Sistemas de Medición y la Pb=662 psi calculado.

IPR POZO N-16 (ROXAR) IPR POZO N-16 (REMMS) IPR POZO N-16 (REMMS)

Pwf (psi) Qo (BFPD) Pwf (psi) Qo (BFPD) Pwf (psi) Qo (BFPD)

628 1879 628 4656 662 4523

528 2026 528 5022 562 4890

428 2151 428 5332 462 5204

328 2254 328 5586 362 5466

228 2334 228 5785 262 5674

128 2392 128 5928 162 5830

100 2404 28 6015 100 5900

0 2433 0 6030 0 5970


observar en la tabla 4.12, en la cual están los valores promedio de la

presión de fondo fluyente (Pwf) y del caudal líquido (Ql), de un total de 3

pruebas de producción (Ver tabla 3.11) realizadas por el medidor Coriolis y

6 pruebas realizadas (Ver tabla 3.25) con el medidor de Capacitancia


Para graficar las curvas IPR con la presión de burbuja (Pb) de referencia de

628 psi con los dos Sistemas de Medición se utilizan los valores calculados

del caudal de líquido de la tabla 4.13, que tiene un potencial de caudal

máximo de 6030 BFPD en un flujo de dos fases para el Medidor Coriolis y

2433 BFPD para el Medidor de Capacitancia.




flujo de dos fases.

200

Figura 4.11 Curvas IPR con los Datos de producción actuales con los dos

medidores multifásicos en el pozo N-16.

En la figura 4.11, se observa las dos curvas IPR con los dos Sistemas de

Medición con la presión de burbuja de referencia Pb=628 psi y la Curva IPR

con la presión de burbuja calculada Pb= 662 psi con sus potenciales

máximos.

Se observa en la figura una diferencia considerable en el potencial máximo

de las dos Curvas IPR, esto se debe a los principios de medición del caudal

líquido que tienen los dos medidores multifásicos y además de las

condiciones del fluido como el volumen de gas que afecta la medición del

Medidor de Capacitancia ya que el mismo no separa previamente las fases

dando estos resultados considerables de desviación con las mediciones del

medidor Coriolis.





0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

0 800 1600 2400 3200 4000 4800 5600 6400 7200 8000

Pw

s-P

wf,

psi


IP Pb=628 N-16 Remms IPR Pb=628 N-16 Remms IPR Pb=628 Roxar

IP Pb=628 Roxar Qt actual IPR a Pb=662 calculado

201

instalado una bomba (BES) tipo SN- 2600 (para 2600 BFPD en el punto de

mejor eficiencia) esto indica que este pozo está operando eficientemente y

no se puede incrementar la producción del mismo aumentando la frecuencia

en el variador de velocidad (VSD), ya que la integridad del equipo (BES)

está en riesgo por operar al límite de frecuencia y potencia de diseño. Para

incrementar la producción se debe considerar el rediseño del equipo (BES)

a uno de mayor capacidad para un futuro trabajo de reacondicionamiento.


Tabla 4.14 Tabla de Datos de presión vs caudal para graficar las curva IPR

del pozo N-10, con los dos Sistemas de Medición y la Pb=521 psi calculado.

IPR POZO N-10 (ROXAR) IPR POZO N-10 (REMMS) IPR POZO N-10 (REMMS)

Pwf (psi) Qo (BFPD) Pwf (psi) Qo (BFPD) Pwf (psi) Qo (BFPD)

800 2227 800 2221 521 2554

700 2338 700 2332 421 2662

600 2436 600 2429 321 2749

500 2520 500 2514 221 2816

400 2592 400 2585 121 2863

300 2651 300 2643 100 2871

100 2729 100 2721 21 2891

0 2748 0 2741 0 2894


observar en la tabla 4.12, en la cual están los valores promedio de la

presión de fondo fluyente (Pwf) y del caudal líquido (Ql), de un total de 7

pruebas de producción (Ver tabla 3.10) realizadas por el medidor Coriolis y

6 pruebas realizadas (Ver tabla 3.24) con el medidor de Capacitancia


Para graficar las curvas IPR con la presión de burbuja (Pb) de referencia de

800 psi con los dos Sistemas de Medición se utilizan los valores calculados

del caudal de líquido de la tabla 4.14, que tiene un potencial de caudal

202

máximo de 2741 BFPD en un flujo de dos fases para el Medidor Coriolis y

2748 BFPD para el Medidor de Capacitancia.




flujo de dos fases.

Figura 4.12 Curvas IPR con los Datos de producción actuales con los dos

medidores multifásicos en el pozo N-10.

En la figura 4.12, se observa las dos curvas IPR con los dos Sistemas de

Medición con la presión de burbuja de referencia Pb=800 psi y la Curva IPR

con la presión de burbuja calculada Pb= 521 psi con sus potenciales

máximos.

Se observa en la figura una diferencia mínima de 7 BFPD en el potencial

máximo de las dos Curvas IPR, esto se debe a las condiciones del fluido

como el volumen de gas (Rs) que es de 51,58 PCN/BN calculado y que

permanece en solución con el líquido y no afecta la medición del Medidor de

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0 800 1600 2400 3200 4000

Pw

s-P

wf,

psi


IP Pb=800 N-10 IPR Pb=800 N-10 Remms IPR Pb=800 Roxar

IP Pb=800 Roxar Qt actual IPR a Pb=718 calculado

203

Capacitancia ya que el mismo no separa previamente las fases y por esta

razón los resultados obtenidos son similares con mínima desviación con las

mediciones del medidor Coriolis.





instalado una bomba (BES) tipo P- 18 (para 1800 BFPD en el punto de

mejor eficiencia) esto indica que este pozo está operando eficientemente y

no se puede incrementar la producción del mismo aumentando la frecuencia

en el variador de velocidad (VSD), ya que la integridad del equipo (BES)

está en riesgo por operar al límite de frecuencia y potencia de diseño. Para

incrementar la producción se debe considerar el rediseño del equipo (BES)

a uno de mayor capacidad para un futuro trabajo de reacondicionamiento.

4.5 DETERMINACIÓN DE LOS PATRONES DE FLUJO EN

LOS POZOS SELECCIONADOS.

A continuación se analizan los resultados de medición de la Fracción de

Gas (GVF) medidos por el Medidor de Fuente Radioactiva (Roxar), con la

finalidad de determinar los patrones de flujo que se presentan en las líneas

de flujo y tuberías de producción de los pozos N-10, N-16, H-05 y H-03,

analizando la solubilidad del gas (Rs) y el grado API de cada pozo.

204

Tabla 4.15 Tabla de los Porcentajes de Gas (GVF) medidos por el Medidor

de Fuente Radioactiva.

VALORES DE FRACCIÓN DE GAS (GVF) PATRONES DE FLUJO

POZO N-10 API 16,1 N-16 API 21,1 H-5 API 20,3 H-3 API 17,5

GVF 9% 39% 81% 6%

En la tabla 4.15, se detallan los valores del porcentaje de fracción de gas

(GVF), medidos por el Medidor de Fuente Radioactiva (No separa las

fases), por medio de los pares de electrodos largos y cortos que tiene

instalados y separados a una distancia conocida en el interior del medidor.

Los pares de electrodos largos son los que miden la velocidad de las

burbujas de gas que se han liberado de la fase líquida y que viajan a una

velocidad mayor que la del líquido en el interior de las líneas de flujo y

tuberías de producción. Por medio de estos electrodos se puede medir el

porcentaje de gas (GVF) que es un indicador de los patrones de flujo que

pueden presentar los pozos en producción.

Los pares de electrodos cortos por tener una distancia más corta entre ellos,

miden la velocidad de las burbujas de menor tamaño y que por lo general

estas se encuentran en solución con la fase líquida y por esta razón el

porcentaje de gas (GVF) es menor.

Como se puede observar en la tabla 4.15, el pozo N-10, presenta un

porcentaje de fracción de gas (GVF) del 9% lo que nos indica que el patrón

de flujo presente en este pozo es el de burbujas dispersas, ya que

analizando la solubilidad del gas (Rs=51,58 PCN/BN) con un grado API de

16,1 actual a una presión de burbuja (Pb=520,71 psi) y un caudal de líquido

promedio de 1756 BFPD, es un valor muy bajo de Rs para que se libere el

gas de la solución de la fase líquida, ya que la presión en el medidor es en

205

promedio de 500 psi y esta condición no permite que se dé lugar a la

formación de patrones de flujo no deseados.

En el pozo N-16, se puede observar que el porcentaje de Fracción de gas

(GVF) se incrementa a un 39%, lo que nos indica que el patrón de flujo

presente en este pozo es el de Flujo Tapón (Slug), ya que analizando su

solubilidad de gas (Rs=86,14 PCN/BN) con un grado API de 21,2 actual a

una presión de burbuja (Pb=390,11 psi) y un caudal de líquido promedio de

2401 BFPD, por esta condición de Rs las burbujas de gas ya empiezan a

liberarse de la fase liquida y comienzan a incrementar su velocidad con

respecto a la del líquido formándose baches en las líneas de flujo y tuberías

de producción conforme desciende la presión en el Medidor.

En el pozo H-05, se puede observar que el porcentaje de fracción de gas

(GVF) se incrementa a un valor promedio de 81%, lo que nos indica un

patrón de flujo para este pozo de flujo anular, ya que analizando su

solubilidad de gas (Rs=83,28 PCN/BN) con un grado API de 20,3 actual a

una presión de burbuja (Pb=390,39 psi) y un caudal de líquido promedio de

468 BFPD, esta condición de bajo caudal líquido y el valor de Rs producen

que se libere mayor porcentaje de gas de la fase liquida y que las mismas

adquieran mayor velocidad bloqueando a la fase líquida y la ineficiencia del

medidor en estas condiciones de flujo.

En el pozo H-03, se observa un bajo porcentaje de fracción de gas (GVF) de

un valor promedio del 6%, lo que nos indica un patrón de flujo de burbujas

dispersas, ya que sus condiciones del fluido son similares a las del pozo N-

10 porque producen de la misma arenisca U Inferior, con la diferencia que el

caudal de líquido de producción promedio es de 4092 BFPD con un grado

API de 17,5, un valor de Rs=84,07 PCN/BN a una presión de burbuja

Pb=511,86 psi.

206

Figura 4.13 Figura de los porcentaje de gas (GVF) medidos por el Medidor

de Fuente Radioactiva.

En la figura 4.13, se puede observar la diferencia que existe entre los

porcentajes de fracción de gas medidos por Medidor de Fuente Radioactiva

a las condiciones del fluido de cada pozo que se analizaron en la tabla 4.15.

4.5.1 ANÁLISIS DEL GVF (FRACCIÓN VOLUMEN GAS) DEL MEDIDOR

DE FUENTE RADIOACTIVA.

Con el análisis de la tabla 4.15 y de la figura 4.13, se puede graficar y

clasificar a los pozos de acuerdo a su patrón de flujo en base a las

condiciones del fluido analizadas anteriormente.

Se puede observar que para los pozos N-10 y H-03, la velocidad superficial

de la fase líquida es mayor que la fase de gas y lo mantiene en la solución

por su bajo valor de Rs (Flujo Burbujas Dispersas), en el pozo N-16 la

velocidad superficial de la fase líquida decrece ya que el valor de Rs es alto

y ya empieza a liberarse el gas de la solución y se forma un flujo de dos

fases (Flujo Tapón), en el pozo H-05 la velocidad de la fase de gas es

0%

20%

40%

60%

80%

100%

N-10 API 16,1 N-16 API 21,1 H-5 API 20,3 H-3 API 17,5

GVF (FRACCIÓN DE GAS)

N-10 API 16,1 N-16 API 21,1 H-5 API 20,3 H-3 API 17,5

207

mayor que la fase líquida y se forma un flujo continuo de gas (Flujo Anular)

debido a su bajo caudal líquido y alto Rs.

Figura 4.14 Mapa de los patrones de flujo actuales de los pozos N-10, N-

16, H-3 y H-5.

A continuación se realizará el análisis de los resultados obtenidos tanto para

el cálculo de la exactitud y la desviación en las mediciones de cada medidor

tanto para petróleo, agua y gas, considerando las condiciones del fluido,

condiciones de operación, el tipo de arenisca.

Con la finalidad de determinar si los resultados obtenidos cumplen las

especificaciones proporcionadas por los fabricantes de cada uno de los

medidores, para de esta manera seleccionar el Medidor Multifásico que

mejores resultados ofrece bajo las condiciones actuales de operación y

condiciones de fluido.

0

2

4

6

8

10

12

14

16

0 5 10 15 20 25 30 35

Ve

loci

dad

Su

pe

rfic

ial L

iqu

ido

m/s

Velocidad Superficial del Gas m/s

GVF GVF 5% Pozo H-3 GVF 9% Pozo N-10 GVF 41% GVF 81%

Pozo N-16

Pozo H-5Arena M-1

Patrón Flujo Burbujas

Dispersas

Patrón Flujo

Burbujas Dispersas

Patrón Flujo Tapón

Patrón Flujo Tapón y Anular

208

4.6 MEDIDOR MULTIFÁSICO DUAL CICLÓNICO-

SEPARADOR.

Tabla 4.16 Exactitud del Medidor Dual Ciclónico-Separador.

EXACTITUD MEDIDOR DUAL CICLÓNICO-SEPARADOR

DESCRIPCION ESPECIFICACIÓN

Caudal Liquido (Petróleo-Agua) 2%

Petróleo 2%

Agua 2%

Gas 2%

En la tabla 4.16, se detallan los valores de exactitud proporcionados por el

fabricante para el desempeño de cada Medidor tanto para el petróleo, agua

y gas.


CORIOLIS.

Tabla 4.17 Resultados de la exactitud del Medidor Coriolis.

EXACTITUD DEL MEDIDOR DE CAUDAL LIQUIDO CORIOLIS

DESCRIPCION N-2 N-10 N-16 N-23

Accuracy 0,40% 3% 7% 0,03%

Desviación 44 87 180 8,3

Arenisca M-1 U

Inferior M-1 M-1

°API 19,5 16 21 22

Temperatura 160 °F 111 °F 124 °F 111 °F

209

En la tabla 4.17, se puede ver los resultados obtenidos del cálculo de la

exactitud del medidor Coriolis en los cuatro pozos seleccionados con

diferentes condiciones de fluido, condiciones de operación y de areniscas

diferentes.

Se puede ver que para los pozos N-2 y N-23, que corresponde a la arenisca

M-1 que tiene una calidad de petróleo entre 19.5 y 22 °API, la exactitud

obtenida es de 0.40%, valor que se encuentra debajo del 2.0%

proporcionado por el fabricante lo que indica que el medidor Coriolis es

eficiente y preciso en la determinación del caudal líquido bajo estas

condiciones de operación con valores bajos de desviación entre las

mediciones.

Para los pozos N-10 y N-16, la exactitud obtenida está por encima del valor

proporcionado por el fabricante entre 3 y 7% debido a que las condiciones

de operación cambian ya que estos dos pozos se encuentran en otra

plataforma a mayor distancia del medidor por esta razón las condiciones del

fluido cambian y afectan la eficiencia del mismo. Pero considerando los

resultados de exactitud y repetibilidad en las mediciones son valores

aceptables y que se pueden mejorar si las condiciones de operación y

condiciones del fluido se mejoran con una distancia menor entre el pozo y el

medidor.

4.6.2 ANÁLISIS TÉCNICO DE LOS RESULTADOS DEL MEDIDOR DE

CORTE DE AGUA RED EYE.

Tabla 4.18 Resultados de la exactitud del Medidor Red Eye.

EXACTITUD DEL MEDIDOR DE CORTE DE AGUA RED EYE


Accuracy 3.0% 47% 14% 8.0%

Desviación 3.3 25 14 4

Arenisca M-1 U

Inferior M-1 M-1

°API 19.5 16 21 22


210

En la tabla 4.18, se puede ver los resultados obtenidos del cálculo de

exactitud del Medidor de corte de agua Red Eye en los mismos cuatro

pozos seleccionados.

Es importante considerar el principio de funcionamiento de este medidor

para el análisis técnico, como ya se detalló anteriormente este medidor

determina la densidad óptica del petróleo por medio de longitudes de onda

de luz conocidas y que son diferentes para cada petróleo y el agua, para de

esta manera poder distinguir en la mezcla multifásica el agua del petróleo y

así medir su porcentaje en la mezcla multifásica.

Se puede analizar que en los pozos N-2, N-16 y N-23, los valores de

desviación son bajos y además el porcentaje de exactitud va entre el 3.0 –

14% promedio de todas las mediciones obtenidas. Son valores altos

comparados con el 2% proporcionado por el fabricante, pero estos valores

son promedios y son aceptables.

Estos tres pozos corresponden a la arenisca M-1 que tiene una calidad de

petróleo de 19.5 a 22 °API, lo que indica que tienen una densidad óptica

más baja y que su longitud de onda de luz es menor y que se alejan del pico

de longitud de onda del agua, distinguiéndose mejor los dos componentes

dando mejores mediciones de corte de agua.

Caso contrario sucede con el pozo N-10, que corresponde a la arenisca U

Inferior que tiene una calidad de petróleo de 16 °API, que es más pesado

que el petróleo de la arenisca M-1, por esta razón la densidad óptica es

mayor y su longitud de onda de luz se acerca al pico de longitud de onda del

agua, por este motivo el medidor no distingue con eficiencia los dos

componentes dando mediciones con mayor desviación y con poca

exactitud.

El valor promedio de exactitud obtenido para este pozo es de 47% muy

distante del valor de 2% proporcionado por el fabricante, para corregir este

problema se debe calibrar el medidor para este tipo de petróleo pesado y

así obtener mejores resultados.

211


CAUDAL DE GAS VÓRTEX.

Tabla 4.19 Resultados de la exactitud del Medidor Vórtex.

EXACTITUD DEL MEDIDOR DE CAUDAL DE GAS VORTEX


Accuracy 7% 0 % 13.00% 20.00%

Desviación 1.9 0.0 13.5 1.5

Arenisca M-1 U

Inferior M-1 M-1

°API 19.5 16 21 22


Presión Casing 233 Psi 0 102 Psi 252 Psi

Nivel Separador 4.3 4.8 4.2 4.6

En la tabla 4.19, se puede ver los resultados promedios obtenidos del

cálculo de exactitud de todas las mediciones del caudal de gas realizadas

con el medidor Vórtex en los cuatro pozos seleccionados.

Para la medición del gas es importante considerar las condiciones del fluido

y las condiciones de operación, ya que como se mencionó en el análisis

técnico independiente de cada medidor, la calidad del petróleo el grado API,

la temperatura y la presión de operación son parámetros importantes que

afectan la medición del caudal de gas en las condiciones actuales de estos

pozos.

Para el pozo N-2 se tiene un promedio de todas las mediciones de 7% de

exactitud, esto se debe a la variación de la presión en el medidor dando un

valor mayor que el 2% proporcionado por el fabricante pero que es

aceptable por el bajo valor en la desviación entre las mediciones dando al

medidor una buena repetibilidad y exactitud.

El pozo N-10, no registra valores de caudal de gas por tal motivo no se pudo

calcular la desviación y la exactitud en las mediciones.

212

Esto se debe como se detalló en el análisis técnico del medidor, a la calidad

del petróleo que es de 16.1 °API que es un petróleo pesado y con poca

cantidad de gas en solución (Rs=51,58 PCN/BN y una Pb= 521 psi) y que a

las condiciones actuales de presión de operación promedio de 500 psi, el

gas no se libera de la solución en el separador lo que dificulta su medición.

Otro indicativo del poco gas libre y en solución que tiene este pozo es el

valor de 0 psi en la presión del Casing, ya que en el mismo se acumula el

gas libre liberado por el fluido en el pozo.

En el pozo N-16, se calculó un valor promedio de exactitud alto del 13%,

esto se debe a las pocas mediciones realizadas a este pozo con este

medidor y a la variación de la frecuencia de operación como se puede ver

en el cuadro 3.19 del historial de pruebas y no se cuenta con más

resultados para un mejor análisis.

En el pozo N-23, se calculó un valor promedio de exactitud del 20%, es un

valor alto comparado con el 2% proporcionado, pero se debe a la desviación

que hay en algunas mediciones de valores altos a bajos por el cambio de

las condiciones de operación en la presión en el medidor, pero la buena

repetibilidad en la mayoría de sus mediciones dan al medidor una buena

exactitud considerando las condiciones actuales del pozo.

213

4.7 MEDIDOR MULTIFÁSICO DE FUENTE RADIOACTIVA

(ROXAR)

Tabla 4.20 Exactitud del Medidor de Fuente Radioactiva.

EXACTITUD MEDIDOR FUENTE RADIOACTIVA

DESCRIPCION ESPECIFICACIÓN

Caudal Liquido (Petróleo-Agua) 5%

Petróleo 5%

Agua 5%

Gas 5%

En la tabla 4.20, se detallan los valores de exactitud proporcionados por el

fabricante para el desempeño de cada Medidor tanto para el petróleo, agua

y gas.

A continuación se realizará el análisis técnico de los resultados promedios

obtenidos del cálculo de la exactitud y la desviación entre las mediciones

realizadas por cada sensor en este Medidor Multifásico de Fuente

Radioactiva.

Para el análisis se consideran las condiciones del fluido y las condiciones de

operación que actualmente tienen los pozos seleccionados, para de esta

manera comparar los resultados obtenidos con los valores de precisión

proporcionados por el fabricante.

214


CAPACITANCIA.

Tabla 4.21 Resultados del Medidor de Capacitancia.

EXACTITUD DEL MEDIDOR DE CAPACITANCIA ROXAR

DESCRIPCION N-10 N-16 H-5 H-3

Accuracy 7.00% 37.00% 48% 2.00%

Desviación 122 447 158 74

Arenisca U

Inferior M-1 M-1

U Inferior

°API 16 21 20.3 17.5


En la tabla 4.21, se detallan los resultados promedios de exactitud y

desviación obtenidos del cálculo entre las mediciones del sensor de

capacitancia, en cuatro pozos seleccionados con diferentes condiciones de

fluido y condiciones de operación.

Para el pozo N-10, se calculó una exactitud del 7% que es un valor mayor

que el 5% proporcionado por el fabricante, este promedio se debe alto valor

de desviación que existe entre las mediciones de cada prueba, debido a las

condiciones de operación del pozo y a los patrones de flujo que van desde

el patrón de burbujas dispersas al de flujo tapón.

En el pozo N-16, se calculó un valor más alto de exactitud del 37% y un

valor promedio de desviación más alto que el pozo anterior, esto se debe a

que este pozo tiene una calidad de petróleo de 21 °API que es menos

pesado y con mayor cantidad de gas en solución (GOR), esto permite que

mayor cantidad de gas se libere y se expanda en la tubería formando los

patrones de flujo de tapón y transición afectando la eficiencia del sensor de

capacitancia por el alto GVF.

215

Para el pozo H-5, el valor promedio de exactitud calculado es del 48%

mucho más alto, debido a la presencia de los patrones de flujo de tapón,

transición y anular, los cuales afectan las mediciones del sensor de

capacitancia por el alto valor de GVF en el medidor.

Para el pozo H-3, el valor promedio de exactitud es del 2% menor que el

valor de 5% proporcionado por el fabricante, esto se debe a las buenas

condiciones de flujo y fluido del pozo, ya que presenta un alto caudal y un

fluido de 17.5 °API con poco gas en solución, y el patrón de flujo producido

es el de Burbujas dispersas con el cual el sensor de capacitancia se

desempeña eficientemente por el bajo GVF en el medidor.


INDUCTANCIA.

Tabla 4.22 Resultados del Medidor de Inductancia.

EXACTITUD DEL MEDIDOR DE INDUCTANCIA ROXAR


Accuracy 8% 20% 74% 21%

Desviación 7 13 19 13

Arenisca U

Inferior M-1 M-1

U Inferior

°API 16 21 20.3 17.5


En la tabla 4.22, se detallan los resultados promedio de exactitud y

desviación obtenidas del cálculo entre las mediciones del corte de agua del

sensor de inductancia y el BSW de laboratorio, en los cuatro pozos

seleccionados.

Es importante tener en cuenta para el análisis técnico el principio de

operación del sensor de inductancia, ya que su buen desempeño depende

216

de un GVF bajo con un patrón de flujo de burbujas dispersas a flujo tapón,

además del ajuste de los valores de conductividad y permitividad del fluido

en la configuración de la interfaz figura del medidor.

El pozo N-10, tiene un valor promedio de exactitud del 8% de sus

mediciones comparadas con los resultados de laboratorio, este valor es

mayor que el 5% de precisión proporcionado por el fabricante, pero son

valores aceptables y solo requieren el ajuste de la conductividad y

permitividad del fluido para una mejor precisión.

El pozo N-16, tiene un valor promedio más alto de exactitud del 20% de las

mediciones del sensor de inductancia con los resultados del laboratorio,

esto se debe a los patrones de flujo que se forman en este pozo tales como

el de flujo de burbujas dispersas a flujo tapón con un GVF mayor lo que

causa una mayor incertidumbre en las mediciones.

El pozo H-5, tiene un valor promedio de exactitud mayor del 74% muy alto

comparado con el 5% proporcionado por el fabricante, este se debe a los

patrones de flujo que se forman en este pozo tales como el flujo de

transición y el flujo anular, los cuales por su alto GVF afectan las

mediciones de los sensores capacitivos e inductivos.

El pozo H-3, tiene un valor de exactitud con un valor promedio del 21%

entre las mediciones del sensor de inductancia con los resultados del

laboratorio, este alto valor se debe a la falta de calibración o ajuste de los

valores de conductividad y permitividad en la configuración del fluido en la

interfaz figura del medidor y no por los patrones de flujo que para este pozo

predomina el flujo de burbujas dispersas por su bajo GVF.

217

4.7.3 ANÁLISIS TÉCNICO DE LOS RESULTADOS DEL MEDIDOR POR

CORRELACIÓN CRUZADA.

Tabla 4.23 Resultados del Medidor de Correlación Cruzada.

EXACTITUD MEDIDOR DE CORRELACIÓN CRUZADA ROXAR


Accuracy 21% 70.0% 47% 0.10%

Desviación 0.3 2 11 0.2

Arenisca U

Inferior M-1 M-1

U Inferior

°API 16 21 20.3 17.5


GVF Actual 9 39 81 6

En la tabla 4.23, se detallan los resultados promedio de exactitud y

desviación obtenidas entre las mediciones del caudal de gas por el sensor

de correlación cruzada, en los cuatro pozos seleccionados.

En los pozos N-10 y H-3, que tienen una calidad de petróleo similar ya que

corresponden a la misma arena U Inferior con poco gas en solución (GOR),

las mediciones realizadas tienen buena repetibilidad con poca desviación y

con una excelente exactitud para el H-3 de 0.1% que tiene un bajo GVF y

un patrón de flujo de burbujas dispersas y para el N-10 con un 21% de

precisión ya que el valor de desviación entre sus mediciones es mayor, su

porcentaje de fracción de gas (GVF) es del 41% y con patrones de flujo

que van desde burbujas dispersas a flujo tapón.

En los pozo N-16 y H-5, que tienen una calidad de petróleo similar ya que

corresponden a la misma arena M-1 con mayor cantidad de gas en solución

(GOR), las mediciones realizadas en estos dos pozos no tienen buena

repetibilidad y tienen mayor desviación entre las mismas, lo que resulta en

valores de precisión altos comparados con el 5% proporcionados por el

fabricante, esto se debe a que el GVF de estos pozos es alto desde 35 a

218

41% para el N-16 y de 46 a 91% para el H-5, con altos valores de

desviación entre las mediciones.

4.8 ANÁLISIS COMPARATIVO DE LOS RESULTADOS DE

EXACTITUD DE LOS MEDIDORES MULTIFÁSICOS.

Figura 4.15 Resultados de exactitud del Medidor Dual Ciclónico-Separador.

En la figura 4.15, se puede ver los resultados del porcentaje de exactitud de

cada uno de los medidores del caudal del líquido, corte de agua y gas, en

cada uno de los pozos seleccionados.

Se puede observar que para los cuatro pozos el medidor Coriolis tiene una

excelente exactitud con un bajo porcentaje, independiente de las

condiciones del fluido ya que el pozo N-10 corresponde a la arena U Inferior

con un petróleo más pesado de 16.1 °API, los pozos N-2, N-16 y N-23

corresponde a la arena M-1 con un petróleo que va desde los 19.5 a 22

°API más liviano que el anterior.

La exactitud del medidor de corte de agua Red Eye es muy buena con un

bajo porcentaje en los pozos N-2, N-16 y N-23 y una exactitud mala en el

0,00%

5,00%

10,00%

15,00%

20,00%

25,00%

30,00%

35,00%

40,00%

45,00%

50,00%

N-2 N-10 N-16 N-23

PR

ECIS

IÓN

O E

XA

CTI

TUD

POZOS

MEDIDOR DUAL CICLÓNICO - SEPARADOR

Medidor Coriolis Medidor Red Eye Medidor Vórtex

219

pozo N-10, esto se debe a que la calidad del petróleo es decir el grado API

afecta la eficiencia y desempeño de este medidor.

El medidor Vórtex, tiene un porcentaje alto de exactitud en los pozos N-2, N-

16 y N-23, debido a la desviación entre las mediciones por las condiciones

de operación actuales como la presión en el cabezal y en el medidor que

tienen un promedio de 500 psi, la misma que no permite la liberación del

gas para ser medido eficientemente. En el pozo N-10, no se registra

mediciones de gas debido a la condición del fluido que es un petróleo

pesado con bajo (Rs).

Figura 4.16 Resultados de Exactitud del Medidor Fuente Radioactiva.

En la figura 4.16, se puede ver los resultados promedios de la precisión o

exactitud de los sensores del Medidor Multifásico de Fuente Radioactiva en

los cuatro pozos seleccionados con condiciones de fluido diferentes y las

condiciones de operación actuales.

El medidor Capacitivo solo tiene una buena exactitud en los pozos N-10 y

H-3 que corresponde a la arena U Inferior que tiene un bajo (Rs) ya que es

un petróleo más pesado entre 15 a 18 °API y el porcentaje de (GVF) es bajo

6% y 9%. Para los pozos N-16 y H-5 los valores de exactitud son altos

0,00%

10,00%

20,00%

30,00%

40,00%

50,00%

60,00%

70,00%

80,00%

N-10 N-16 H-5 H-3

PR

ECIS

IÓN

O E

XA

CTI

TUD

POZOS

MEDIDOR DE FUENTE RADIOACTIVA

Sensor Capacitivo Sensor Inductivo Sensor Correlación Cruzada

220

debido a que estos corresponden a la arena M-1 que tiene mayor gas en

solución (Rs) ya que es un petróleo más liviano entre 19.5 a 22 °API y el

porcentaje de la fracción de gas (GVF) es más alto del 39% y 81%.

El Medidor Inductivo presenta valores altos de exactitud en los cuatro

pozos, esto debido a que su buen desempeño depende de un bajo

porcentaje de fracción de gas (GVF) con un patrón de flujo de burbujas

dispersas y además depende del ajuste de los valores de conductividad y

permitividad en la configuración de la interfaz figura del medidor.

El Medidor de Correlación Cruzada presenta valores altos en el pozo N-10,

N-16 y H-3, debido a la desviación que existe entre las mediciones por los

patrones de flujo, el (GVF) y la presión del manifold variable, en el pozo H-3

tiene una buena exactitud por el bajo (GVF) y el alto caudal liquido ya que

su fase continua es agua-petróleo.

4.9 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS MEDIDORES

MULTIFÁSICOS.

A continuación se detallan las ventajas y desventajas que tienen los

medidores multifásicos en su diseño y funcionamiento:

4.9.1 MEDIDOR MULTIFÁSICO DUAL CICLÓNICO – SEPARADOR.

4.9.1.1 Ventajas

Separa previamente las fases

Tiene un Medidor para medir cada fase independiente.

Tiene una Interfaz figura para interactuar con el Operador.

Genera Reportes de Prueba Hora a Hora y Reporte General.

No le afecta la variación de la Presión en el Manifold.

Fácil Instalación cerca al manifold.

221

Fácil de transportar de una plataforma a otra.

Tres tipos de operación, manual, semiautomático y automático.

Buena exactitud de sus medidores de petróleo, agua y gas.

Dispone de un panel de Tendencias de cada fase en tiempo real

en la prueba.

Medición en tiempo real.

Dispone de un Computador Portátil para almacenar el historial de

las pruebas de los pozos.

Comunicación remota si se requiere para un sistema Scada.

No le afectan los patrones de flujo.

Tiene un diseño compacto.

4.9.1.2 Desventajas.

La alta presión en el medidor afecta la exactitud del Medidor Vórtex

de gas.

La calidad del petróleo el bajo grado °API afecta la exactitud del

Medidor Red Eye de corte de agua o BSW.

El medidor de corte de agua requiere calibración para los diferentes

petróleos dependiendo el grado API.

La alta temperatura puede afectar los materiales de construcción del

medidor Coriolis.

4.9.3 MEDIDOR MULTIFÁSICO DE FUENTE RADIOACTIVA.

4.9.3.1 Ventajas.

Diseño compacto y sin partes móviles.

Fácil de transportar de una plataforma a otra.

Por su tamaño se instala fácilmente cerca del manifold.

222

Dispone de sensores capacitivos e inductivos para medir las

fracciones de petróleo y agua de formación.

Dispone de electrodos largos y cortos para medir la fracción de gas

por el método de Correlación Cruzada.

Genera reportes hora a hora y Reporte general de las pruebas.

Medición en tiempo real.

Dispone de un Computador de flujo para almacenar el historial de

pruebas de cada pozo.

Dispone de una interfaz figura para interactuar con el operador.

Dispone de un panel de tendencias de cada fase en tiempo real.

Dispone de un medidor Venturi como alternativa para medir el caudal

de gas y líquido.

Dispone de una fuente radioactiva de cesio 137 para medir la

densidad y composición de la mezcla multifásica.

4.9.3.2 Desventajas.

Su desempeño depende de los patrones de flujo presentes en cada

pozo.

El medidor capacitivo pierde eficiencia con un GVF mayor al 60%.

El medidor inductivo pierde eficiencia por el alto mayor al 40% del

(GVF).

La eficiencia del medidor inductivo y capacitivo dependen de los

valores de permitividad y conductividad ingresados en los datos PVT.

Pierde eficiencia de medición por la variación de la presión en el

manifold.

Requiere de una T ciega para acondicionar el fluido.

Todos los sensores del medidor pierden eficiencia con un alto GVF

mayor al 40%.

223

4.10 SELECCIÓN DEL MEDIDOR MULTIFÁSICO DE MEJOR

DESEMPEÑO.

Para la selección del Medidor Multifásico que mejor desempeño tiene en la

medición de las fases de los cuatro pozos seleccionados, se considera las

condiciones de los fluidos producidos y las condiciones actuales de

operación de los mismos en el Bloque Sur.

4.10.1 CAUDAL LÍQUIDO.

Para la medición del Caudal Líquido, se selecciona al Medidor Coriolis como

el más eficiente y de mejor desempeño bajo las condiciones de los fluidos

producidos y las condiciones de operación actuales, por su buena

repetibilidad en sus mediciones con bajos valores de desviación entre las

mismas, dando a este medidor una excelente exactitud, como se puede ver

en la figura 4.17, de dos pozos de arenas diferentes de la M-1 y la arena U

Inferior.

Figura 4.17 Resultados de Exactitud para el Caudal Líquido.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

N-10

N-16

PR

ECIS

IÓN

O E

XA

CTI

TUD

POZOS

CAUDAL LIQUIDO

Medidor Coriolis Medidor Capacitancia

224

4.10.2 CAUDAL DE AGUA O CORTE DE AGUA (BSW).

Para la medición del Caudal de agua o el Corte de Agua, se selecciona al

Medidor Red Eye como el más eficiente y de mejor desempeño en el

análisis de los cuatro pozos seleccionados, para una mejor eficiencia se

debe calibrar al medidor con el fluido actual de las arenas productoras M-1 y

arena U Inferior para obtener mejores resultados.

Figura 4.18 Resultados de Exactitud del Corte de Agua (BSW).

4.10.3 CAUDAL DE GAS.

Para la medición del Caudal de Gas, se selecciona el Medidor Vórtex, por la

razón de que sus mediciones en los pozos seleccionados tienen buena

repetibilidad y el bajo caudal medido se adapta a las condiciones de

operación ya que la presión en el separador es en promedio de 500 psi y el

gas liberado de los fluidos es muy poco ya que el diferencial con la presión

del punto de burbuja (Pb) es bajo de 520,71 psi para el pozo N-10 y 391,64

psi para el pozo N-02.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

N-10

N-16

PR

ECIS

IÓN

O E

XA

CTI

TUD

POZOS

CORTE DE AGUA (BSW)

Medidor Red Eye Medidor Inductancia

225

Figura 4.19 Resultados de Exactitud del Caudal de Gas.

4.11 OPTIMIZACIÓN DE LAS PRUEBAS DE PRODUCCIÓN

CON LOS MEDIDORES MULTIFÁSICOS DEL BLOQUE

SUR.

Para la optimización de las pruebas de producción realizadas en el Bloque

Sur, se realiza la clasificación de los pozos de acuerdo a la arenisca de la

cual producen, condiciones del fluido como la calidad del petróleo el °API, la

temperatura del fluido, el caudal líquido, BSW y las condiciones de

operación tales como la presión en el cabezal, presión en el manifold,

presión en el Casing y la presión de fondo fluyente, para seleccionar el

Medidor Multifásico que mejor desempeño tiene bajo las condiciones

actuales de operación y fluido de cada pozo, como se puede ver en las

tablas 4.24 y 4.25.

El objetivo de esta clasificación es obtener mejores resultados en las

pruebas de producción de los pozos y potenciales más precisos para de

esta manera se puedan realizar los futuros diseños de los equipos de

levantamiento artificial óptimos y correctamente dimensionados para las

condiciones actuales de operación de 500 psi en cabeza.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

N-10 N-16

PR

ECIS

IÓN

O E

XA

CTI

TUD

POZOS

CAUDAL DE GAS

Medidor Vórtex Medidor Correlación Cruzada

226

Tabla 4.24 Optimización de Pruebas de Producción con Medidores Multifásicos.

POZO ARENA

PRODUCCION CAMPO HORMIGUERO BLOQUE SUR

BFPD BOPD BWPD BSW GAS GOR API SALINID

PATRÓN DE FLUJO MEDIDOR MULTIFÁSICO seco ppm

BBL BBL BBL % mpcs pcs\bbl 60 oF

Cl Na DUAL CICLÓNICO FUENTE RADIOACTIVA

1 U

INFERIOR 4301 69 4232 98.4 106 1543 15.3 82005 Burbujas Dispersas DUAL CICLÓNICO FUENTE RADIOACTIVA

2 U

INFERIOR 3787 398 3390 89.5 26.9 68 15.8 95700 Burbujas Dispersas DUAL CICLÓNICO FUENTE RADIOACTIVA

3 U

INFERIOR 4288 1158 3130 73 168 145 17.5 70125 Burbujas Dispersas DUAL CICLONICO FUENTE RADIOACTIVA

4 U

INFERIOR 4400 471 3929 89.3 60 127 17.5 78735 Burbujas Dispersas DUAL CICLONICO FUENTE RADIOACTIVA

6 U

INFERIOR 704 84 620 88 32 377 16.5 75570 Burbujas Dispersas y Tapón DUAL CICLONICO

7 U


10 U


12 U

INFERIOR 2020 196 1824 90.3 55.4 283 18.2 82005 Burbujas Dispersas DUAL CICLONICO FUENTE RADIOACTIVA

15 U


16 U

INFERIOR 664 178 486 73.2 46.9 264 17.3 69205 Burbujas Dispersas y Tapón DUAL CICLONICO

31 U

INFERIOR 824 548 276 33.5 31.1 57 18.5 77138 Burbujas Dispersas y Tapón DUAL CICLONICO

33 U

INFERIOR 399 382 17 4.2 44 115 17.4 79448 Tapón -Transición y Anular DUAL CICLONICO

35 U

INFERIOR 1232 212 1020 82.8 20 94 17.5 88510 Burbujas Dispersas y Tapón DUAL CICLONICO

25 T

INFERIOR 1911 105 1806 95 115 1092 22.8 43890 Burbujas Dispersas y Tapón DUAL CICLONICO

26 T

INFERIOR 487.5 353 135 27.6 52 147 22.6 46216 Tapón -Transición y Anular DUAL CICLONICO

30 T


5 M-1 681 627 54 8 68.5 109 20.3 40855 Tapón -Transición y Anular DUAL CICLONICO

18 M-1 336.1 286 50 15 55 193 19.7 33578 Tapón -Transición y Anular DUAL CICLONICO

20 M-1 632 161 471 74.6 140 872 20.5 46582 Tapón -Transición y Anular DUAL CICLONICO


227

Tabla 4.25 Optimización de Pruebas de Producción con Medidores Multifásicos.

PRODUCCIÓN CAMPO NANTU BLOQUE SUR

10 U

INFERIOR 1739 233 1506 86.6 44 189 16.1 79612 Burbujas Dispersas y Tapón DUAL CICLONICO FUENTE RADIOACTIVA

21 U


2 M-1 2946 342 2604 88.4 40 117 19.5 56165 Burbujas Dispersas DUAL CICLONICO FUENTE RADIOACTIVA

16 M1 2270 1067 1203 53.0 120 112 21.2 37290 Burbujas Dispersas y Tapón DUAL CICLONICO FUENTE RADIOACTIVA


23 M-1 520 317 203 39 12 38 22 48675 Tapón -Transición y Anular DUAL CICLONICO

CONDICIONES DE OPERACIÓN DE 500 PSI EN CABEZA

228

4.12 ANÁLISIS ECONÓMICO DE LOS MEDIDORES

MULTIFÁSICOS UTILIZADOS EN EL BLOQUE SUR.

Tabla 4.26 Análisis de Costos de los Medidores Multifásicos.

COSTOS DE LOS MEDIDORES MULTIFÁSICOS Y CONVENCIONALES

MEDIDORES COSTO DEL

EQUIPO INSTALACIÓN MANTENIMIENTO TOTAL

DUAL CICLÓNICO -

SEPARADOR 456.000,00 30.000,00 8.000,00 494.000,00

FUENTE

RADIOACTIVA 280.000,00 60.000,00 13.000,00 353.000,00

Figura 4.20 Análisis de Costos de los Medidores Multifásicos.

En la tabla 4.26, se puede ver los costos de fabricación, instalación y

mantenimiento de los Medidores Multifásicos y Convencionales utilizados

para las pruebas de pozos en el Bloque Sur.

El costo del equipo más alto corresponde al Medidor Dual Ciclónico –

Separador con un precio de 456,000.00 USD, esto debido a que este

0,00

50.000,00

100.000,00

150.000,00

200.000,00

250.000,00

300.000,00

350.000,00

400.000,00

450.000,00

500.000,00

COSTO DEL EQUIPO INSTALACIÓN MANTENIMIENTO TOTAL

CO

STO

S, U

SD

RUBRO

ANÁLISIS DE COSTOS DE MEDIDORES BLOQUE SUR

Medidor Dual Ciclónico Medidor Fuente Radioactiva

229

medidor está diseñado para medir el caudal volumétrico de cada fase en

forma independiente con un Medidor Coriolis para la fase liquida, un

medidor Vórtex para la fase gaseosa y un Medidor Red Eye para el corte de

agua, cada uno de estos componentes tiene un costo elevado de

fabricación y diseño, además dispone de un sistema integrado de

transmisores electrónicos y válvulas automáticas que también tienen un alto

costo, por ser un diseño patentado se debe obtener las licencias para el

manejo del software del computador de flujo quien es el encargado de

realizar las mediciones en condiciones actuales y condiciones estándar de

flujo, esto representa otro costo adicional a la instalación del Medidor.

El Medidor de Fuente Radioactiva, tiene un costo más bajo alrededor de

280,000.00 USD, es más económico ya que este Medidor no separa

previamente las fases para medir el caudal volumétrico, por esta razón los

componentes o los sensores de medición son de menor costo, es de menor

tamaño que el anterior, los costos por mantenimiento e instalación son más

elevados que los otros medidores, debido a que la empresa fabricante del

medidor no tiene una sucursal operativa en el Ecuador y sus técnicos deben

ser solicitados a viajar al Ecuador para sus mantenimientos, calibración e

instalación, lo que representa un alto costo por estos rubros.

CONCLUSIONES Y

RECOMENDACIONES.

230

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.

5.1 CONCLUSIONES.

Se concluye que para la actualización de los parámetros PVT de los

pozos seleccionados, se utilizó la Correlación de Kartoatmodjo la cual

tiene un rango de presión y temperatura del Separador que se adapta

a las condiciones de operación de los dos Sistemas de Medición

utilizados actualmente y se usó para determinar principalmente los

valores de las presiones al punto de burbuja (Pb) y la Solubilidad del

gas (Rs) de los pozos N-10 (Arenisca U Inferior) y N-02 (Arenisca M-

1), de los cuales se tiene como referencia los análisis PVT realizados

en el año 2004, los resultados obtenidos con la correlación de

Kartoatmodjo son de una (Pb=520,71 psi y Rs= 51,58 PCN/BN) con

un API actual de 16,1 para el pozo N-10 del cual se tenía valores de

referencia de (Pb=800 psi y Rs= 109 PCN/BN) resultados del

análisis PVT realizado en el año 2004 con un API de 17,6 y los

valores de (Pb=391,64 psi y Rs= 49,49 PCN/BN) con un API actual

de 19,5 para el pozo N-02 del cual se tiene valores de referencia de

(Pb=628 psi y Rs= 146 PCN/BN) resultados del análisis PVT

realizados en el año 2004 con un API de 21,4.

Se concluye que para la actualización de las Curvas IPR de los

pozos seleccionados y la determinación de los potenciales máximos

del caudal líquido (Qmax) fueron realizadas utilizando los nuevos

valores de presiones de burbuja (Pb) y Solubilidades del gas (Rs)

obtenidas con la correlación de Kartoatmodjo a las condiciones

actuales del fluido y de operación y utilizando los resultados de los

caudales medidos por los dos sistemas de Medición actuales.

Se concluye que en el análisis comparativo de los resultados de los

caudales medidos por los dos sistemas de medición en los 6 pozos

231

seleccionados se determinaron las condiciones del fluido que afectan

la medición y la exactitud de los medidores las cuales son las

siguientes: El bajo Grado API (19,5 a 16,1) afecta los resultados y la

exactitud del medidor de corte de agua (BSW) Red Eye debido a su

principio de medición. La solubilidad del gas (Rs) que afecta los

resultados y exactitud del medidor de Fuente Radioactiva que no

separa previamente las fases y que pierde eficiencia a medida que se

incrementa el caudal de gas y se forman los patrones de flujo tapón,

transición y anular debido a los cambios de presión.

Se concluye que se determinó los patrones de flujo que se presentan

en los pozos N-10, N-16, H-03 y H-05, analizando los resultados del

porcentaje de Fracción de Gas (GVF) medidos por el Medidor de

Fuente Radioactiva (Roxar), dando para los pozos N-10 y H-03 un

patrón de flujo de Burbujas Dispersas debido a las condiciones del

fluido que presentan estos dos pozos como el grado API (16,1 y

17,5), para el pozo N-16 un patrón de flujo Tapón con grado API de

21,2 y para el pozo H-05 el patrón de Flujo Anular con grado API de

20,3 y un bajo caudal de líquido.

Se concluye que para la selección del mejor Sistema de Medición se

selecciona al Medidor dual Ciclónico – Separador ya que los

resultados obtenidos en la fase de pruebas de producción es el que

brinda una mejor exactitud y repetibilidad en todas las mediciones del

caudal de líquido con el Medidor Coriolis, en la medición del corte de

agua (BSW) con el Medidor Red Eye y en la medición del caudal de

gas libre con el Medidor Vórtex y que además brinda mejores

ventajas operativas al disponer de dos trenes de medición para

pozos de diferente caudal de hasta 4800 BFPD.

232

5.2 RECOMENDACIONES.

Se sugiere utilizar el Medidor de Fuente Radioactiva en pozos que

tengan una calidad de grado API en un rango de 15 a 18 API con un

bajo valor de solubilidad de gas (Rs) y que tengan un caudal mayor a

los 1700 BFPD con un corte de agua (BSW) mayor al 50% para

evitar los patrones de flujo no deseados como el flujo anular.

Se recomienda como sugerencia la calibración de las longitudes de

onda de luz para los petróleos pesados de los pozos que producen

de la Arenisca U Inferior que tienen un grado API en el rango de 17,5

a 16,1 y la re calibración de los pozos que producen de la Arenisca

M-1 que tienen un grado API entre 19 a 22, para obtener mejores

resultados en la medición del corte de agua (BSW) con el Medidor

Red Eye.

Se recomienda como sugerencia el realizar el análisis de

conductividad y permitividad de los fluidos de los pozos que producen

de las dos arenas U Inferior y M-1, para ingresar los valores

obtenidos en la interfaz de configuración de cada pozo en el Medidor

de Fuente Radioactiva con la finalidad de obtener mejores resultados

en las mediciones del corte de agua (BSW) (medidor de inductancia)

y del caudal de petróleo (medidor de capacitancia).

Se recomienda como sugerencia para optimizar las pruebas de

producción y obtener mejores resultados de las mismas, la

clasificación de los pozos con los dos Sistemas de Medición en base

a las condiciones del fluido y de operación analizadas técnicamente

en el presente estudio. Ver tablas 4.23 y 4.24.

233

BIBLIOGRAFÍA

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www.weatherford.com, (2012), Multiphase Metering Systems,

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Yacimiento Petrolíferos, Editorial Tecnos (Madrid).

http://www.weatherford.com/

http://www.foxboro.com/

http://www.micromotion.com/

ANEXOS

235

ANEXO 1. Historial de Pruebas de Producción Pozo N-23.

FECHA

HORAS BFPD BOPD BWPD BSW

Remms BSW LAB.

GAS ACT

GAS STD

GOR SALINIDAD TEMP SEP API FREC P

intake T

intake LEVEL

T motor

WHP CSG

Prueba Bbls Bbls Bbls % % mpcs mpcs mpcs/bls ppm ClNa Gas PSI seco HZ Psi °F FT °F Psi Psi

7-Jan-12

8 602 259 343 57 34.0 0.030 1.05 4.05 57338 120 535 22.0 53.0 1004 210 5.32 229 540 220

19-Jan-12

6 617 436 180 29 28.0 0.090 3.08 7.06 56265 130 491 22.0 53.0 1047 210 4.53 229 500 220

23-Jan-12

12 622 441 181 29 28.0 0.090 3.22 7.30 55440 113 507 22.0 53.0 1056 210 4.57 229 510 220

1-Feb-12

6 622 411 211 34 26.0 0.030 1.13 2.75 55028 106 495 22.0 53.0 1094 210 4.76 229 500 220

4-Feb-12

10 617 414 202 33 29.0 0.090 3.21 7.75 52635 126 518 22.0 53.0 1101 210 4.37 229 530 220

9-Feb-12

20 613 423 190 31 29.0 0.070 2.35 5.56 52635 107 511 22.0 53.0 1085 210 4.57 229 520 220

20-Feb-12

21 611 431 180 29 25.0 0.110 3.58 8.31 51810 105 493 22.0 53.0 1064 210 4.45 228 500 220

1-Mar-12

12 603 422 181 30 25.0 0.060 2.28 5.40 51975 101 511 22.0 53.0 1100 210 4.45 229 515 220

15-Mar-12

24 620 428 192 31 24.0 0.110 3.69 8.62 52800 111 476 22.0 53.0 1167 210 4.59 228 500 230

22-Mar-12

12 619 433 186 30 36.0 0.030 1.07 2.47 45953 108 484 22.0 53.0 1182 210 4.49 229 490 240

31-Mar-12

12 609 432 176 29 30.0 0.050 1.61 3.73 53625 103 496 22.0 53.0 1167 210 4.45 228 500 240

1-Apr-

12 24 607 412 194 32 29.0 0.090 3.26 7.90 53790 111 500 22.0 53.0 1161 210 4.44 228 510 240

3-May-12

12 582 388 194 33 30.0 0.050 1.86 4.80 56100 102 479 22.0 53.0 1141 210 4.13 228 480 240

12-May-12

18 579 370 209 36 36.0 0.110 3.79 10.25 45210 114 476 22.0 53.0 1126 210 4.15 228 480 280

26-May-12

23 567 363 204 36 33.0 0.00 47025 123 481 22.0 53.0 1121 210 5.51 227 485 400

3-Jun-12

20 586 337 249 43 35.0 0.00 45375 104 470 22.0 53.0 1123 210 4.61 227 450 420

23-Jun-12

24 587 377 210 36 35.0 0.00 45788 120 449 22.0 53.0 1095 210 4.99 228 455 280

3-Jul-12

12 591 337 254 43 32.0 0.00 46695 107 465 22.0 53.0 1112 210 4.28 228 470 400

10-Aug-12

22 607 376 232 38 38.0 0.020 0.62 1.65 50738 107 450 22.0 53.0 1182 210 4.14 227 455 60

236


FECHA


Remms BSW LAB.

GAS ACT

GAS STD GOR SALINIDAD TEMP SEP API FREC

P intake

T intake LEVEL

T motor WHP CSG


12-Dec-11 11 1696 655 1041 61 84 75240 101 531 16.1 60 1205 227 5.53 271 570 0

13-Dec-11 12 1727 828 899 52 85 74663 122 535 16.1 60 1198 227 5.91 271 590 0

17-Jan-12 12 1754 704 1051 60 86 75336 91 515 16.1 60 NR NR 5.21 NR 580 0

22-Jan-12 6 1773 741 1032 58 83 75735 119 485 16.1 60 NR NR 4.74 NR 540 0

3-Feb-12 6 1633 925 709 43 84 76613 110 490 16.1 60 NR NR 4.43 NR 530 0

12-Mar-12 6 1763 645 1118 63 84 74003 117 453 16.1 60 NR NR 4 NR 490 0

2-Jul-12 12 1948 408 1540 79 87 79612 117 448 16.1 60 NR NR 4.08 NR 480 0


FECHA


Remms BSW LAB.

GAS ACT

GAS STD GOR

SALINIDAD TEMP SEP API FREC

P intake

T intake LEVEL

T motor WHP CSG

Prueba Bbls Bbls Bbls % % mpcs mpcs mpcs/bl

s ppm ClNa Gas PSI seco HZ Psi °F FT °F Psi Psi

12-Mar-12 7 2183 985 1198 55 51 0.5 16.04 16.3 34568 128 460 21 60 1220 213 4.34 289 460 220

1-Jul-12 12 2478 964 1514 61 52 0.09 2.99 3.1 35678 121 450 21 59 1102 212 4.06 277 540 45

21-Aug-12 12 2543 827 1716 67 53 0 37290 123 467 21 59 1282 212 4.11 275 520 40

237

ANEXO 4. Historial de Pruebas de Producción Pozo Ntu-2.

FECHA


Remms BSW LAB.

GAS ACT

GAS STD GOR SALINIDAD TEMP SEP API FREC

P intake

T intake LEVEL

T motor WHP CSG


5-Jan-12 12 2879 330 2550 89 90 0.34 11.24 34.1 59813 161 524 19.5 51 1121 210 4.37 218 523 250

14-Jan-12 12 2861 473 2387 83 90 0.16 6.08 12.8 59400 161 600 19.5 51 1179 210 4.34 219 580 250

19-Jan-12 4 3037 434 2603 86 90 0.46 14.34 33.0 56265 165 491 19.5 51 1166 210 4.3 219 490 250

21-Jan-12 6 3050 316 2733 90 89 0.43 13.85 43.8 58740 155 493 19.5 51 1171 210 4.35 219 490 250

25-Jan-12 20 3086 448 2637 85 90 0.48 14.79 33.0 59813 163 481 19.5 51 1192 210 4.34 219 490 260

4-Feb-12 12 3118 480 2638 85 90 0.41 13.3 27.7 59565 159 507 19.5 51 1212 210 4.39 219 520 260

8-Feb-12 24 3129 496 2633 84 90 0.47 14.7 29.6 59565 160 490 19.5 51 1205 210 4.35 219 500 255

11-Feb-12 6 3387 575 2812 83 90 0.51 15.81 27.5 64530 164 485 19.5 51 1181 210 4.87 219 500 255

21-Feb-12 20 3045 558 2487 82 87 0.44 13.79 24.7 60637 162 470 19.5 51 1166 210 4.34 219 480 250

26-Feb-12 20 3092 502 2590 84 87 0.41 13.17 26.3 60225 160 507 19.5 51 1191 210 4.37 219 500 230

7-Mar-12 10 3144 532 2612 83 88 0.44 14.21 26.7 60555 156 496 19.5 51 1216 210 4.35 220 500 230

16-Mar-12 15 3204 387 2818 88 86 0.56 16.55 42.8 64350 158 461 19.5 51 1222 210 4.36 220 460 235

22-Mar-12 4 3237 341 2896 89 87 0.58 17.03 50.0 62250 156 460 19.5 51 1239 210 4.36 220 445 235

29-Mar-12 12 3175 379 2797 88 88 0.48 14.75 39.0 60555 160 482 19.5 51 1225 210 4.35 219 485 230

1-May-12 8 3156 410 2747 87 88 0.58 16.81 41.0 60390 163 450 19.5 51 1192 210 4.07 219 460 190

11-May-12 6 3135 416 2719 87 88 0.55 16.54 39.8 57750 151 460 19.5 51 1188 210 4.11 219 460 170

16-May-12 24 3123 418 2706 87 88 0.57 16.84 40.3 60060 158 454 19.5 51 1187 210 4.1 219 470 164

238


FECHA

HORAS BFPD BOPD BWPD BSW Roxar

BSW LAB.

GAS STD GOR

SALINIDAD TEMP SEP API FREC P intake T intake T motor WHP CSG

Prueba Bbls Bbls Bbls % % mpcs mpcs/bl

s ppm ClNa Gas PSI seco HZ Psi °F °F Psi Psi

24-Nov-11 4 1520 252 1267 96 83 28.5 113.0 74497.0 199 548 16 60 1197 227 270 570 0

10-Jan-12 8 1757 269 1488 86 85 30.4 113.1 74085.0 199 543 16 60 NR NR NR 545 0

16-Mar-12 3 1691 271 1420 85 84 42.9 158.6 74003.0 199 487 16 60 NR NR NR 495 0

25-Apr-12 12 1858 325 1532 92 83 38.7 119.0 70620.0 200 475 16 60 NR NR NR 480 0

15-May-12 8 1821 319 1502 93 83 39.1 122.7 70620.0 199 481 16 60 NR NR NR 480 0

12-Jun-12 17 1924 327 1597 91 83 44.4 135.7 70455.0 200 473 16 60 NR NR NR 490 0


FECHA

HORAS BFPD BOPD BWPD BSW Roxar

BSW LAB.

GAS STD GOR SALINIDAD TEMP SEP API FREC P intake T intake T motor WHP CSG

Prueba Bbls Bbls Bbls % % mpcs mpcs/bls ppm ClNa Gas PSI seco HZ Psi °F °F Psi Psi

23-Oct-11 8 1384 626 758 55 56 120 191.8 35475.0 183 518 21 60 710 212 282 550 380

23-Nov-11 3 726 237 489 67 40 125.4 529.8 34403.0 187 553 21 60 856 212 294 520 165

24-Nov-11 6 685 216 468 68 42 127.4 589.0 34898.0 186 553 21 60 854 212 295 550 160

1-Feb-12 8 1003 343 660 66 43 137.1 399.5 35310.0 190 500 21 60 1094 213 302 510 220

13-Mar-12 6 2053 1000 1053 51 51 103.7 103.7 34568.0 190 488 21 60 1195 212 286 465 245

22-Apr-12 6 2221 975 1246 56 52 117.3 120.3 34650.0 191 491 21 60 1076 212 280 495 250

239

ANEXO 7. Historial de Pruebas de Producción Pozo H-5

FECHA

HORAS BFPD BOPD BWPD BSW Roxar BSW LAB. GAS STD GOR SALINIDAD TEMP SEP API FREC

P intake

T intake

T motor WHP CSG


24-Dec-11 12 762 714 48 19.5 6.3 90 127 42075 142 514 20.3 53.0 834 213 240 520 120

11-Jan-12 12 672 631 41 18.7 6.1 126 200 41663 145 493 20.3 53.0 900 213 241 500 130

16-Jan-12 12 759 713 46 19.8 6.0 218 306 41332 144 510 20.3 53.0 958 213 238 530 130

22-Jan-12 12 257 242 15 24.7 6.0 374 1545 39950 143 520 20.3 53.0 992 213 238 485 130

25-Jan-12 18 241 227 14 24.1 6.0 425 1872 41250 145 521 20.3 53.0 1019 213 238 530 130

29-Jan-12 12 289 269 20 27.8 7.1 260 966 41002 145 513 20.3 53.0 1023 213 236 525 130

21-Feb-12 8 374 346 28 24.1 7.5 255 736 41745 148 507 20.3 53.0 1052 211 235 520 130

24-Mar-12 8 557 529 28 19.1 5.0 813 1537 41250 146 500 20.3 53.0 1009 211 233 530 150

19-Apr-12 12 304 289 15 52.5 5.0 280 970 41250 170 522 20.3 53.0 1110 211 232 535 150

ANEXO 8. Historial de Pruebas de Producción Pozo H-3

FECHA

HORAS BFPD BOPD BWPD BSW Roxar BSW LAB. GAS STD GOR SALINIDAD TEMP SEP API FREC

P intake

T intake

T motor WHP CSG


6-Jan-12 12 4144 1038 3106 59.3 75.0 171 165 65918 211 521 17.5 52.0 943 223 242 525 80

2-Feb-12 12 4160 1040 3120 60.7 75.0 166 160 66330 211 518 17.5 52.0 934 224 242 520 90

29-Feb-12 4 4181 1033 3148 60.8 75.3 169 164 66743 211 513 17.5 52.0 962 223 242 530 90

14-Mar-12 5 4010 882 3128 62.1 78.0 165 187 66000 211 495 17.5 52.0 970 224 242 520 90

13-Apr-12 12 4111 863 3248 61.8 79.0 175 202 65670 211 527 17.5 52.0 1000 223 242 530 90

9-May-12 4 4031 1210 2821 62.7 70.0 165 136 66000 211 520 17.5 52.0 998 224 242 525 95

24-May-12 24 4002 1153 2849 61.3 71.2 167 144 64160 211 531 17.5 52.0 1047 223 241 550 130

4-Jun-12 6 4122 1195 2927 61.7 71.0 161 135 64160 212 527 17.5 52.0 1024 223 241 540 110

10-Jun-12 6 4070 1139 2931 62.3 72.0 168 148 72105 211 535 17.5 52.0 1028 224 241 530 110

Documents

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIALrepositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/5210/1/52435... · 2015-05-22 · 3.1 actualizaciÓn de los parÁmetros pvt de los fluidos de las areniscas