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
4.2 TABLA COMPARATIVA DE LOS RESULTADOS DE LOS
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
4.4.1 ANÁLISIS DE CURVAS IPR DEL POZO N-16. 199
4.4.2 ANÁLISIS DE CURVAS IPR DEL POZO N-10. 201
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
4.6.2 ANÁLISIS TÉCNICO DE LOS RESULTADOS DEL MEDIDOR
DE CORTE DE AGUA RED EYE. 209
4.6.3 ANÁLISIS TÉCNICO DE LOS RESULTADOS DEL MEDIDOR
DE CAUDAL DE GAS VÓRTEX. 211
vii
4.7 MEDIDOR MULTIFÁSICO DE FUENTE RADIOACTIVA (ROXAR) 213
4.7.1 ANÁLISIS TÉCNICO DE LOS RESULTADOS DEL MEDIDOR
DE CAPACITANCIA. 214
4.7.2 ANÁLISIS TÉCNICO DE LOS RESULTADOS DEL MEDIDOR
DE INDUCTANCIA. 215
4.7.3 ANÁLISIS TÉCNICO DE LOS RESULTADOS DEL MEDIDOR
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 3.12 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo N-10. 125
Tabla 3.13 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo N-16. 126
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 3.17 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo N-10 134
Tabla 3.18 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo N-16 136
Tabla 3.19 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo N-23 138
Tabla 3.20 Parámetros de Diseño del Medidor de Caudal de Gas Vórtex.
140
Tabla 3.21 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo N-2 142
Tabla 3.22 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo N-10 146
Tabla 3.23 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo N-16 146
Tabla 3.24 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo N-23 148
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 3.30 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo N-10 163
Tabla 3.31 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo N-16 165
Tabla 3.32 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo H-5 167
Tabla 3.33 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo H-3 169
Tabla 3.34 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo N-10 173
Tabla 3.35 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo N-16 174
Tabla 3.36 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo H-5 176
Tabla 3.37 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo H-3 178
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
Tabla 4.5 Tabla de Datos de presión vs caudal para graficar la curva IPR
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
Tabla 4.7 Tabla de Datos de presión vs caudal para graficar la curva
IPR del pozo N-02, con Pb=392 psi calculado. 192
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. 194
Tabla 4.9 Tabla de Datos de presión vs caudal para graficar la curva
IPR del pozo H-03, con Pb=664 psi calculado. 194
Tabla 4.10 Tabla de Datos de presión vs caudal para graficar la curva
IPR del pozo H-05, con Pb=628 psi de referencia. 196
Tabla 4.11 Tabla de Datos de presión vs caudal para graficar la curva
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 3.3 Caudal Líquido vs Presión de Fondo N-10. 125
Figura 3.4 Caudal Líquido vs Presión de Fondo N-16. 127
Figura 3.5 Caudal Líquido vs Presión de Fondo N-23. 128
Figura 3.6 Bsw Red Eye vs Bsw Laboratorio Pozo N-2. 133
Figura 3.7 Bsw Red Eye vs Bsw Laboratorio Pozo N-10. 134
Figura 3.8 Bsw Red Eye vs Bsw Laboratorio Pozo N-16. 136
Figura 3.9 Bsw Red Eye vs Bsw Laboratorio Pozo N-23. 138
Figura 3.10 Caudal de Gas vs Presión de Casing Pozo N-2. 143
Figura 3.11 Caudal de Gas vs Presión de Casing Pozo N-16. 147
Figura 3.12 Caudal de Gas vs Presión de Casing Pozo N-23. 149
Figura 3.13 Caudal Líquido vs Presión de Fondo N-10. 153
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
Figura 4.5 Curva de los Resultados PVT de Rs calculados con los de
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
Figura 4.8 Curva IPR con los datos de producción promedio actuales
del pozo N-2. 193
Figura 4.9 Curva IPR con los datos de producción promedio actuales
del pozo H-3. 195
Figura 4.10 Curva IPR con los datos de producción promedio actuales
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.
Historial de Pruebas de Producción Pozo N-10. 236
ANEXO 3.
Historial de Pruebas de Producción Pozo N-16. 236
ANEXO 4.
Historial de Pruebas de Producción Pozo Ntu-2. 237
ANEXO 5.
Historial de Pruebas de Producción Pozo N-10. 238
ANEXO 6.
Historial de Pruebas de Producción Pozo N-16. 238
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
PRODUCCION CAMPO HORMIGUERO
BFPD BOPD BWPD BSW GAS GOR
API SALINID
seco ppm
BBL BBL BBL % mpcs pcs\bbl 60 oF Cl Na
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
BFPD BOPD BWPD BSW GAS GOR
API SALINID
seco ppm
BBL BBL BBL % mpcs pcs\bbl 60 oF Cl Na
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
MPCD de gas, con un corte de agua de agua (BSW) promedio de 55%, una
calidad promedio de 21°API y una salinidad promedio de 45783 Nacl.
Tabla 2.8 Potencial Arenisca M-1 (18 Febrero 2013).
POZO ARENA
PRODUCCION CAMPO NANTU
BFPD BOPD BWPD BSW GAS GOR
API SALINID
seco ppm
BBL BBL BBL % mpcs pcs\bbl 60 oF Cl Na
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
PRODUCCION CAMPO NANTU
BFPD BOPD BWPD BSW GAS GOR
API SALINID
seco ppm
BBL BBL BBL % mpcs pcs\bbl 60 oF Cl Na
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.
En esta plataforma se encuentran perforados 12 pozos, de los cuales 11
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.
En esta plataforma se encuentran perforados 6 pozos, de los cuales 3
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
MPCD de gas, con un corte de agua de agua (BSW) promedio de 62%, una
calidad promedio de 19°API y una salinidad promedio de 65885 Nacl.
48
Tabla 2.10 Producción Actual del Campo Hormiguero (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
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.
(Beggs and Brill, 1991)
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.
(Beggs and Brill, 1991)
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.
(Beggs and Brill, 1991)
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.
(Beggs and Brill, 1991)
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.
(Beggs and Brill, 1991)
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.
(Beggs and Brill, 1991)
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.
(Beggs and Brill, 1991)
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).
(Beggs and Brill, 1991)
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.
(Beggs and Brill, 1991)
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.
Correlación de Kartoatmodjo, T y Schmidt, Z.
[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).
Correlación de Kartoatmodjo, T y Schmidt, Z.
[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.
Correlación de Kartoatmodjo, T y Schmidt, Z.
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
(Departamento de Ingeniería Bloque Sur, 2012)
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
(Departamento de Ingeniería Bloque Sur, 2012)
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
(Departamento de Ingeniería Bloque Sur, 2012)
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
(Departamento de Ingeniería Bloque Sur, 2012)
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
Tabla 3.12 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo N-10.
DETERMINACIÓN DE LA EXACTITUD DEL MEDIDOR DE CAUDAL LIQUIDO CORIOLIS (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
Figura 3.3 Caudal Líquido vs Presión de Fondo N-10.
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.
Análisis del Caudal de Líquido Pozo N-16
Tabla 3.13 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo N-16.
DETERMINACIÓN DE LA EXACTITUD DEL MEDIDOR DE CAUDAL LIQUIDO CORIOLIS (POZO N-16)
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
Figura 3.4 Caudal Líquido vs Presión de Fondo N-16.
Análisis Técnico.
En este pozo en la tabla 3.13, se puede observar que los valores de
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
Análisis del Caudal de Líquido Pozo N-23
Tabla 3.14 Cálculo de Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo N-23.
DETERMINACIÓN DE LA EXACTITUD DEL MEDIDOR DE CAUDAL LIQUIDO CORIOLIS (POZO N-23)
FECHA
HORAS BFPD DESVIACIÓN EXACTITUD TEMP SEP API FREC P intake WHP CSG
Prueba Bbls % Gas PSI seco HZ Psi Psi Psi
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
Figura 3.5 Caudal Líquido vs Presión de Fondo N-23.
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.
En este pozo en la tabla 3.14, se puede observar que los valores de
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).
Para determinar el valor de desviación que existe entre los resultados de la
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
Los resultados de desviación son tabulados en las tablas 3.16, 3.17, 3.18 y
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]
% 𝐸𝑥𝑎𝑐𝑡𝑖𝑡𝑢𝑑 =𝐷𝑒𝑠𝑣𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛
𝐵𝑆𝑊 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎∗ 100
% 𝐸𝑥𝑎𝑐𝑡𝑖𝑡𝑢𝑑 =7
90 %∗ 100
132
% 𝐸𝑥𝑎𝑐𝑡𝑖𝑡𝑢𝑑 = 8
De la misma forma los resultados del cálculo de exactitud de cada prueba
son tabulados en las tablas 3.14, 3.15, 3.16 y 3.17, 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 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.
En este pozo en la tabla 3.16, se puede observar que los valores de
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
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
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
Tabla 3.17 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo N-10
DETERMINACIÓN DE LA EXACTITUD DEL MEDIDOR DE CORTE DE AGUA (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
Figura 3.7 Bsw Red Eye vs Bsw Laboratorio Pozo N-10.
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
BSW RED EYE BSW LABORATORIO
135
Análisis Técnico.
En este pozo en la tabla 3.17, se puede observar que los valores de
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
Análisis del Corte de Agua o Bsw Pozo N-16
Tabla 3.18 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo N-16
DETERMINACIÓN DE LA EXACTITUD DEL MEDIDOR DE CORTE DE AGUA (POZO N-16)
FECHA
HORAS BFPD BSW Remms BSW LAB. DESVIACIÓN EXACTITUD TEMP SEP API FREC P intake
Prueba Bbls % % % Gas PSI seco HZ Psi
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
Figura 3.8 Bsw Red Eye vs Bsw Laboratorio Pozo N-16.
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
BSW RED EYE BSW LABORATORIO
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
Análisis del Corte de Agua o Bsw Pozo N-23
Tabla 3.19 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo N-23
DETERMINACIÓN DE LA EXACTITUD DEL MEDIDOR DE CORTE DE AGUA (POZO N-23)
FECHA
HORAS BFPD BSW Remms BSW LAB. DESVIACIÓN EXACTITUD TEMP SEP API FREC P intake
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
Figura 3.9 Bsw Red Eye vs Bsw Laboratorio Pozo N-23.
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
BSW RED EYE BSW LABORATORIO
139
Análisis Técnico.
En este pozo en la tabla 3.19, se puede observar que los valores de
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).
Para determinar el valor de desviación que existe entre los resultados de la
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
Los resultados de desviación son tabulados en las tablas 3.21, 3.20, 3.31 y
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).
Para determinar la exactitud del medidor en cada una de las pruebas de
cada pozo, se utiliza la ecuación 3.25 y es la siguiente:
[3.25]
% 𝐸𝑥𝑎𝑐𝑡𝑖𝑡𝑢𝑑 =𝐷𝑒𝑠𝑣𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛
𝐶𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎∗ 100
% 𝐸𝑥𝑎𝑐𝑡𝑖𝑡𝑢𝑑 =0.94
13.85 𝑀𝑃𝐶𝑆 ∗ 100
% 𝐸𝑥𝑎𝑐𝑡𝑖𝑡𝑢𝑑 = 7.0
De la misma forma los resultados del cálculo de exactitud de cada prueba
son tabulados en las tablas 3.21, 3.20, 3.31 y 3.24, 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 Vórtex.
142
Análisis del Caudal de Gas Pozo N-2.
Tabla 3.21 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) 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.
En este pozo en la tabla 3.21, se puede observar que los valores de
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
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
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
Análisis del Caudal de Gas Pozo N-10.
Tabla 3.22 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo N-10
DETERMINACIÓN DE LA EXACTITUD DEL MEDIDOR DE GAS VORTEX (POZO N-10)
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
Análisis del Caudal de Gas Pozo N-16.
Tabla 3.23 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo N-16
DETERMINACIÓN DE LA EXACTITUD DEL MEDIDOR DE GAS VORTEX (POZO N-16)
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
Figura 3.11 Caudal de Gas vs Presión de Casing Pozo N-16.
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
GAS VORTEX Presión CSG
148
Análisis del Caudal de Gas Pozo N-23.
Tabla 3.24 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo N-23
DETERMINACIÓN DE LA EXACTITUD DEL MEDIDOR DE GAS VORTEX (POZO N-23)
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
Figura 3.12 Caudal de Gas vs Presión de Casing Pozo N-23.
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
GAS VORTEX Presión CSG
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).
Para determinar el valor de desviación que existe entre los resultados de la
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
Los resultados de desviación son tabulados en las tablas 3.26, 3.27, 3.28 y
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).
Para determinar la exactitud del medidor en cada una de las pruebas de
cada pozo, se utiliza la ecuación 3.27 y es la siguiente:
152
% 𝐸𝑥𝑎𝑐𝑡𝑖𝑡𝑢𝑑 =𝐷𝑒𝑠𝑣𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛
𝐶𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎∗ 100 [3.27]
% 𝐸𝑥𝑎𝑐𝑡𝑖𝑡𝑢𝑑 =−66
1757 𝐵𝐹𝑃𝐷∗ 100
% 𝐸𝑥𝑎𝑐𝑡𝑖𝑡𝑢𝑑 = 4%
De la misma forma los resultados del cálculo de exactitud de cada prueba
son tabulados en las tablas 3.26, 3.27, 3.28 y 3.29, 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 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
HORAS BFPD DESVIACIÓN EXACTITUD TEMP SEP API FREC P intake WHP CSG
Prueba Bbls % Gas PSI seco HZ Psi Psi Psi
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
Figura 3.13 Caudal Líquido vs Presión de Fondo N-10.
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
HORAS BFPD DESVIACIÓN EXACTITUD TEMP SEP API FREC P intake WHP CSG
Prueba Bbls % Gas PSI seco HZ Psi Psi Psi
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
HORAS BFPD DESVIACIÓN EXACTITUD TEMP SEP API FREC P intake WHP CSG
Prueba Bbls % Gas PSI seco HZ Psi Psi Psi
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.
En la tabla 3.28, se puede ver que para este pozo los valores de desviación
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
HORAS BFPD DESVIACIÓN EXACTITUD TEMP SEP API FREC P intake WHP CSG
Prueba Bbls % Gas PSI seco HZ Psi Psi Psi
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.
En la tabla 3.29, se puede ver que para este pozo los valores de desviación
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).
Para determinar el valor de desviación que existe entre los resultados de la
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
Los resultados de desviación son tabulados en las tablas 3.30, 3.31, 3.32 y
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).
Para determinar la exactitud del medidor en cada una de las pruebas de
cada pozo, se utiliza la ecuación 3.29 y es la siguiente:
% 𝐸𝑥𝑎𝑐𝑡𝑖𝑡𝑢𝑑 =𝐷𝑒𝑠𝑣𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛
𝐵𝑆𝑊 𝑑𝑒 𝐿𝑎𝑏𝑜𝑟𝑎𝑡𝑜𝑟𝑖𝑜∗ 100 [3.29]
% 𝐸𝑥𝑎𝑐𝑡𝑖𝑡𝑢𝑑 =−8
91 ∗ 100
% 𝐸𝑥𝑎𝑐𝑡𝑖𝑡𝑢𝑑 = 9 %
De la misma forma los resultados del cálculo de exactitud de cada prueba
son tabulados en las tablas 3.30, 3.31, 3.32 y 3.33, 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 Sensor de Inductancia.
163
Análisis del Corte de Agua Pozo N-10.
Tabla 3.30 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo N-10
DETERMINACIÓN DE LA EXACTITUD DEL MEDIDOR DE CORTE DE AGUA (POZO N-10)
FECHA
HORAS BFPD BSW Roxar BSW LAB. DESVIACIÓN EXACTITUD TEMP SEP API FREC P intake
Prueba Bbls % % % Gas PSI seco HZ Psi
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
03-nov.-11 23-dic.-11 11-feb.-12 01-abr.-12 21-may.-12 10-jul.-12
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.
En la tabla 3.30, se puede ver que para este pozo los valores de desviación
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.
Tabla 3.31 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo N-16
DETERMINACIÓN DE LA EXACTITUD DEL MEDIDOR DE CORTE DE AGUA (POZO N-16)
FECHA
HORAS BFPD BSW Roxar BSW LAB. DESVIACIÓN EXACTITUD TEMP SEP API FREC P intake
Prueba Bbls % % % Gas PSI seco HZ Psi
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
14-sep.-11 03-nov.-11 23-dic.-11 11-feb.-12 01-abr.-12 21-may.-12
BSW
IND
UC
TAN
CIA
, %
POZO NTU-16
BSW Fuente Radioactiva BSW Laboratorio
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
HORAS BFPD BSW Roxar BSW LAB. DESVIACIÓN EXACTITUD TEMP SEP API FREC P intake
Prueba Bbls % % % Gas PSI seco HZ Psi
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
BSW Fuente Radioactiva BSW Laboratorio
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.
Tabla 3.33 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo H-3
DETERMINACIÓN DE LA EXACTITUD DEL MEDIDOR DE CORTE DE AGUA (POZO H-3)
FECHA
HORAS BFPD BSW Roxar BSW LAB. DESVIACIÓN EXACTITUD TEMP SEP API FREC P intake
Prueba Bbls % % % Gas PSI seco HZ Psi
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
BSW Fuente Radioactiva BSW Laboratorio
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).
Para determinar el valor de desviación que existe entre los resultados de la
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
Los resultados de desviación son tabulados en las tablas 3.34, 3.35, 3.36 y
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).
Para determinar la exactitud del medidor en cada una de las pruebas de
cada pozo, se utiliza la ecuación 3.31 y es la siguiente:
% 𝐸𝑥𝑎𝑐𝑡𝑖𝑡𝑢𝑑 =𝐷𝑒𝑠𝑣𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛
𝐶𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎∗ 100 [3.31]
% 𝐸𝑥𝑎𝑐𝑡𝑖𝑡𝑢𝑑 =0.3
0.6 𝑀𝑃𝐶𝑆 ∗ 100
% 𝐸𝑥𝑎𝑐𝑡𝑖𝑡𝑢𝑑 = 33.0
De la misma forma los resultados del cálculo de exactitud de cada prueba
son tabulados en las tablas 3.34, 3.35, 3.36 y 3.37, 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 sensor de correlación cruzada.
173
Análisis del Caudal de Gas Pozo N-10
Tabla 3.34 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) 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
03-nov.-11 23-dic.-11 11-feb.-12 01-abr.-12 21-may.-12 10-jul.-12
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.
En la figura 3.21, se puede ver que la tendencia de la curva del caudal de
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
Tabla 3.35 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo N-16
DETERMINACIÓN DE LA EXACTITUD DEL MEDIDOR DE CORRELACIÓN CRUZADA DE GAS (POZO N-16)
FECHA
BFPD BOPD BSW GAS STD GVF GAS ACT GVF DESVIACIÓN EXACTITUD GOR TEMP SEP CSG
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.
En la figura 3.22, se puede ver que la tendencia de la curva del caudal de
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
14-sep.-11 03-nov.-11 23-dic.-11 11-feb.-12 01-abr.-12 21-may.-12
CA
UD
AL
DE
GA
S R
OX
AR
, MSC
PD
POZO NTU-16
GAS, MSCPD GVF ACTUAL
176
Análisis del Caudal de Gas Pozo H-5
Tabla 3.36 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo H-5
DETERMINACIÓN DE LA EXACTITUD DEL MEDIDOR DE CORRELACIÓN CRUZADA DE GAS (POZO H-5)
FECHA
BFPD BOPD BSW GAS STD GVF GAS ACT GVF DESVIACIÓN EXACTITUD GOR TEMP SEP CSG
Bbls Bbls % mpcs % macpd % % mpcs/bls Gas PSI Psi
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
GAS, MSCPD GVF ACTUAL
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
Tabla 3.37 Cálculo de la Desviación y Exactitud (Accuracy) Pozo H-3
DETERMINACIÓN DE LA EXACTITUD DEL MEDIDOR DE CORRELACIÓN CRUZADA DE GAS (POZO H-3)
FECHA
BFPD BOPD BSW GAS STD GVF GAS ACT GVF DESVIACIÓN EXACTITUD GOR TEMP SEP CSG
Bbls Bbls % mpcs % macpd % % mpcs/bls Gas PSI Psi
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
GAS, MSCPD GVF ACTUAL
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
4.1 TABLA COMPARATIVA DE LOS RESULTADOS DE LOS
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.
4.2 TABLA COMPARATIVA DE LOS RESULTADOS DE LOS
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
Figura 4.3 Curva de los Resultados PVT de Rs calculados con los de
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
Figura 4.5 Curva de los Resultados PVT de Rs calculados con los de
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.
Tabla 4.5 Tabla de Datos de presión vs caudal para graficar la curva IPR
del pozo N-23
IPR POZO N-23 (REMMS)
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
Pozo N-23 Caudal, bfpd
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
Tabla 4.6 Tabla de Datos de presión vs caudal para graficar la curva IPR
del pozo N-02, con Pb = 628 psi referencial.
IPR POZO N-02 (REMMS)
Pwf (psi) Qo (BFPD)
628 6760
528 7366
428 7879
392 8042
292 8430
192 8725
92 8929
0 9035
Tabla 4.7 Tabla de Datos de presión vs caudal para graficar la curva IPR
del pozo N-02, con Pb=392 psi calculado.
IPR POZO N-02 (REMMS)
Pwf (psi) Qo (BFPD)
392 8299
292 8877
192 9307
92 9589
0 9718
Los datos para calcular y graficar la curva IPR del pozo N-02, se pueden
observar en la tabla 4.6, en la cual están los valores promedio de la presión
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.
Figura 4.8 Curva IPR con los datos de producción promedio actuales del
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
Pozo N-2 Caudal, bfpd
IP Pb=628 N-2 IP Constante Pb=628 N-2 IPR Pb=628 N-2
IPR Pb=392 IP Pb=392 Qt actual
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.
IPR POZO H-03 (ROXAR)
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
observar en la tabla 4.8, en la cual están los valores promedio de la presión
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
Para graficar la curva IPR con la presión de burbuja (Pb) de referencia de
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.
Para graficar la curva IPR con la presión de burbuja (Pb) calculado con
Kartoatmodjo de 664 psi, se utiliza los valores de caudal de líquido de la
tabla 4.9, que tiene un potencial de caudal máximo de 7203 BFPD en un
flujo de dos fases.
Figura 4.9 Curva IPR con los datos de producción promedio actuales del
pozo H-3.
En la figura 4.9, se observa las dos curvas IPR con las dos presiones de
burbuja, la de referencia Pb=800 psi y la calculada Pb= 664 psi con sus
potenciales máximos.
Además se puede observar el punto de color verde que indica el caudal de
producción promedio actual de 4092 BFPD obtenido de 9 pruebas
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
IPR Pb=664 IP Pb=664 Qt actual
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
Tabla 4.10 Tabla de Datos de presión vs caudal para graficar la curva IPR
del pozo H-05, con Pb=628 psi de referencia.
IPR POZO H-05 (ROXAR)
Pwf (psi) Qo (BFPD)
628 870
528 974
428 1062
328 1134
228 1190
128 1230
28 1255
0 1259
Tabla 4.11 Tabla de Datos de presión vs caudal para graficar la curva IPR
del pozo H-05, con Pb=686 psi calculado.
IPR POZO H-05 (ROXAR)
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
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 9 pruebas de
197
producción (Ver tabla 3.26) realizadas por el medidor de Capacitancia
(Medidor Multifásico de Fuente Radioactiva).
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
4.10, que tiene un potencial de caudal máximo de 1259 BFPD en un flujo de
dos fases.
Para graficar la curva IPR con la presión de burbuja (Pb) calculado con
Kartoatmodjo de 686 psi, se utiliza los valores de caudal de líquido de la
tabla 4.11, que tiene un potencial de caudal máximo de 1230 BFPD en un
flujo de dos fases.
Figura 4.10 Curva IPR con los datos de producción promedio actuales del
pozo H-5.
En la figura 4.10, se observa las dos curvas IPR con las dos presiones de
burbuja, la de referencia Pb=628 psi y la calculada Pb= 686 psi con sus
potenciales máximos.
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
IPR Pb=686 IP Pb=686 Qt actual
198
Además se puede observar el punto de color verde que indica el caudal de
producción promedio actual de 468 BFPD obtenido de 9 pruebas realizadas
con el medidor de Capacitancia a una presión de fondo fluyente promedio
de 989 psi y con una frecuencia de operación de 53 Hz. El pozo tiene
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
4.4.1 ANÁLISIS DE CURVAS IPR DEL POZO N-16.
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
Los datos para calcular y graficar la curva IPR del pozo N-16, se pueden
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
(Medidor Multifásico de Fuente Radioactiva).
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.
Para graficar la curva IPR con la presión de burbuja (Pb) calculado con
Kartoatmodjo de 662 psi, se utiliza los valores de caudal de líquido de la
tabla 4.13, que tiene un potencial de caudal máximo de 5970 BFPD en un
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.
Además se puede observar el punto de color verde que indica el caudal de
producción promedio actual de 2401 BFPD obtenido de 3 pruebas
realizadas con el medidor Coriolis a una presión de fondo fluyente promedio
de 1201 psi y con una frecuencia de operación de 60 Hz. El pozo tiene
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 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.
4.4.2 ANÁLISIS DE CURVAS IPR DEL POZO N-10.
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
Los datos para calcular y graficar la curva IPR del pozo N-10, se pueden
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
(Medidor Multifásico de Fuente Radioactiva).
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.
Para graficar la curva IPR con la presión de burbuja (Pb) calculado con
Kartoatmodjo de 521 psi, se utiliza los valores de caudal de líquido de la
tabla 4.14, que tiene un potencial de caudal máximo de 2894 BFPD en un
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
Pozo N-10 Caudal, bfpd
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.
Además se puede observar el punto de color verde que indica el caudal de
producción promedio actual de 1756 BFPD obtenido de 7 pruebas
realizadas con el medidor Coriolis a una presión de fondo fluyente promedio
de 1198 psi y con una frecuencia de operación de 60 Hz. El pozo tiene
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.
4.6.1 ANÁLISIS TÉCNICO DE LOS RESULTADOS DEL MEDIDOR
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
DESCRIPCION N-2 N-10 N-16 N-23
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
Temperatura 160 °F 111 °F 124 °F 111 °F
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
4.6.3 ANÁLISIS TÉCNICO DE LOS RESULTADOS DEL MEDIDOR DE
CAUDAL DE GAS VÓRTEX.
Tabla 4.19 Resultados de la exactitud del Medidor Vórtex.
EXACTITUD DEL MEDIDOR DE CAUDAL DE GAS VORTEX
DESCRIPCION N-2 N-10 N-16 N-23
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
Temperatura 160 °F 111 °F 124 °F 111 °F
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
4.7.1 ANÁLISIS TÉCNICO DE LOS RESULTADOS DEL MEDIDOR DE
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
Temperatura 199 °F 188 °F 148 °F 211 °F
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.
4.7.2 ANÁLISIS TÉCNICO DE LOS RESULTADOS DEL MEDIDOR DE
INDUCTANCIA.
Tabla 4.22 Resultados del Medidor de Inductancia.
EXACTITUD DEL MEDIDOR DE INDUCTANCIA ROXAR
DESCRIPCION N-10 N-16 H-5 H-3
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
Temperatura 199 °F 188 °F 148 °F 211 °F
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
DESCRIPCION N-10 N-16 H-5 H-3
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
Temperatura 199 °F 188 °F 148 °F 211 °F
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
INFERIOR 4658 326 4332 76.4 108 330 17.1 75117 Burbujas Dispersas DUAL CICLONICO FUENTE RADIOACTIVA
10 U
INFERIOR 3115 193 2922 93.8 63 326 16.7 80025 Burbujas Dispersas DUAL CICLONICO FUENTE RADIOACTIVA
12 U
INFERIOR 2020 196 1824 90.3 55.4 283 18.2 82005 Burbujas Dispersas DUAL CICLONICO FUENTE RADIOACTIVA
15 U
INFERIOR 2027 71 1956 96.5 44 620 17.3 86625 Burbujas Dispersas DUAL CICLONICO FUENTE RADIOACTIVA
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
INFERIOR 566 178 388 68.5 50 280 24.2 48840 Tapón -Transición y Anular DUAL CICLONICO
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
24 M-1 326 246 80 24.5 23 93 15.5 34870 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
INFERIOR 211 192 19 9.0 17 89 18.0 65670 Tapón -Transición y Anular DUAL CICLONICO
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
18 M-1 297 178 119 40.0 78 438 19.9 41003 Tapón -Transición y Anular DUAL CICLONICO
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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Editorial Institucional.
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Institucional.
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Institucional.
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Pruebas de producción, Editorial Institucional.
B. C. Craft y M. F. Hawkins, (1977), Ingeniería Aplicada de
Yacimiento Petrolíferos, Editorial Tecnos (Madrid).
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
ANEXO 2. Historial de Pruebas de Producción Pozo N-10.
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
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
ANEXO 3. Historial de Pruebas de Producción Pozo N-16.
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/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
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
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
ANEXO 5. Historial de Pruebas de Producción Pozo N-10.
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
ANEXO 6. Historial de Pruebas de Producción Pozo N-16.
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
Prueba Bbls Bbls Bbls % % mpcs mpcs/bls ppm ClNa Gas PSI seco HZ Psi °F °F Psi Psi
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
Prueba Bbls Bbls Bbls % % mpcs mpcs/bls ppm ClNa Gas PSI seco HZ Psi °F °F Psi Psi
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