REGISTROS EN FLUJO MULTIFASICO. LOGGING TEST IN MULTIPHASE FLOW.
B. C. Ingrid Daniela a, A. C Andrés David Bb. R. V. Sebastian c, R. B. Carlos Alberto d
Resumen En los pozos petroleros, frecuentemente encontramos dos o tres fases (petróleo, agua y gas), los registros de flujo que se obtengan de estos son de suma importancia porque de esta manera conoceremos los regímenes de flujo y los volúmenes de cada fluido que se están produciendo. A su vez, se debe conocer los equipos utilizados para las mediciones para lograr obtener una interpretacion precisa de cada registro. En este trabajo se muestran las técnicas utilizadas para la identificación de los fluidos presentes y los equipos necesarios para una buena medición. PALABRAS CLAVES: Registro, flujo, fases, pozos.
Abstract In oil wells, frequently we often find two or three phases (oil, water and gas), the flow register that are obtained from these are of utmost importance because in this way we will know the flow regimes and the volumes of each fluid that are producing. At the same time, the equipment used for the measurements must be known in order to obtain an accurate interpretation of each record. In this work the techniques used for the identification of the present fluids and the necessary equipment for a good measurement are shown. KEYWORDS: Logging, Flow, Phases, Wells.
1. Introducción. Los registros de pozo actualmente constituyen una estrategia de producción y remediación en el campo petrolero, Ya que permiten identificar los puntos de entrada del fluido y diagnosticar los problemas en pozos productores, convirtiéndose en factores claves para el manejo exitoso de un campo de petróleo. En los pozos verticales o casi verticales los registros de producción son razonablemente precisos para medir los parámetros de flujo de fluido, pero en pozos horizontales y sumamente desviados se obtiene perfiles y regímenes de flujo complejos, incluyendo la estratificación de fases, el flujo en bache, el flujo en tapón, flujo con burbujas dispersas y el flujo anular. Figura 1. Tipos de flujo multifásico [1]
Universidad Nacional de Colombia – Sede Medellín
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ARTICLE
Los análisis de los registros de pozo deben estar de
parámetro, por lo tanto, es necesario estimarlo
acuerdo con los sistemas de flujo tanto monofásico,
independientemente,
como multifásico, en el caso de condiciones bifase, se
incertidumbre en prácticamente todos los métodos
producen siempre cerca del fondo del pozo, aun
existentes para ese fin.
con
cierto
grado
de
cuando la producción de agua en superficie sea nula. [2]
2. Tipos de registros.
El problema fundamental al interpretar registros en
2.1 Mediciones de velocidad.
flujo multifásico se puede ejemplificar considerando un registro en un sistema bifásico, del cual se
Molinete.
determinará el perfil de flujo para cada fase, se requieren dos registros, uno para medir la velocidad
Las herramientas de molinete empleadas en flujo
promedio del flujo y otro para medir la cantidad de
monofásico están presentes en las mediciones de más
cada fase presente en la profundidad de medición. [3]
de una fase, sin embargo, su eficiencia es menor, en parte porque el molinete realiza una medición de
En la figura se observa una simplificación de una
velocidad que no necesariamente representa la
producción de agua y aceite en flujo vertical.
velocidad promedio, debido al pequeño tamaño que muestrean las aspas del molinete. Cuando dos o más fases de diferentes densidades fluyen en un pozo desviado, las fases ligeras y pesadas se
segregan
gravitacionalmente,
dando
como
resultado que la fase ligera fluya por la parte alta de la tubería, y la pesada, por la parte baja de la misma. Un alto nivel de ruido suele encontrarse cuando se emplea el molinete en flujo bifásico. En patrones bache y de transición, el flujo suele ser intermitente y la
velocidad
varía
con
el
tiempo
de
forma
considerable; lo que puede resultar en que el molinete genere una respuesta que no pueda interpretarse,
aunque
se
encuentre
midiendo
velocidades correctas cada vez. [3]
El objetivo del registro de producción es calcular el gasto volumétrico de las dos fases, q 0 y qw.
[1] Para resolver el problema del flujo multifásico los
Asúmase que la herramienta mide una velocidad y una densidad, las cuales se consideran como la velocidad verdadera promedio in-situ (el término promedio indica que es la velocidad de la mezcla) y la densidad in-situ promedio.
investigadores del Centro de Investigaciones de Schlumberger en Cambridge, Inglaterra y del Centro de Productos Ribound de Schlumberger en Clamart, Francia, (SRC Y SPRC) realizaron una serie de experimentos
y
simulaciones
que
proveyeron
información para optimizar la instalación de los interpretación
sensores y minimizar la perturbación del fluido como
cuantitativa de los registros de producción en flujo
resultado de la presencia de la herramienta en el pozo
multifásico es determinar el gasto volumétrico de
y
cada fase, y para esto se requiere conocer la
interpretación de datos. Así se desarrolló un sistema
velocidad de resbalamiento, pero no existen una
de registros de producción para pozos horizontales y
herramienta
desviados llamado Flujo FloScan, la cual es una
El
2 |
Ejemplo:
problema
fundamental
que
mida
de
en
la
forma
directa
este
proporcionar
una
efectiva
metodología
de
ARTICLE
herramienta de generación de Imágenes que mide la
cierto umbral en el petróleo o gas. La fracción
velocidad del fluido en cinco puntos distribuidos a lo
volumétrica del agua se calcula a partir de la cantidad
largo del diámetro de un pozo, y ofrece una
de tiempo que toma completar el circuito en
estimación de la fracción volumétrica (holdup) de las
comparación con el tiempo total de la medición
distintas fases de fluidos existentes. Además, esta herramienta
es
compatible
para
operaciones
realizadas con coiled tubing, las mediciones de la orientación de la herramienta y el calibrador permiten el cálculo de la posición de los sensores en tiempo real. La herramienta permite, obtener un perfil de flujo de tres fases completo con velocidad y fracción volumétrica en tiempo real, a una profundidad
Figura 2. FloScan y modo de funcionamiento [1]
determinada. La
fracción
volumétrica
del
gas
se
obtiene
Cuando un pozo no es completamente vertical las
ópticamente. Ya que el gas posee un índice de
fases se distribuyen de una manera muy diferente
comparación bajo en comparación con la del agua y
dependiendo del grado de inclinación, en cualquiera
petróleo, cuando la reflectividad excede un umbral
de los casos, el mayor deslizamiento entre las fases
predeterminado, la sonda indica gas. Con información
conduce a una interface no muy bien definida. La
de la posición del gas y el flujo a través del diámetro
solución es un juego integrado de herramientas para
del pozo, se puede determinar la velocidad del gas.
la adquisición de registros de producción que consiste
Las mediciones se toman mientras se mueve la
en una sonda de presión y temperatura, un detecto
herramienta con los brazos extendidos para tocar el
de rayos gamma, una herramienta de activación de
tope de la tubería mientras que el cuerpo de la
pulsos de neutrones, dos herramientas alineadas de
herramienta yace en el fondo. Resortes de los flejes
generación de imágenes del fluido, un inyector de
operan la abertura de los brazos, y un activador
marcador
hidráulico motorizado opera su cierre.
de
fluido,
y
uno
o
dos
molinetes
centralizados. Este juego de medición de flujo abarca de 100 a 140 ft de largo y en 1996 fue presentado con
Existe también un programa de computación de
el nombre de PL Flagship.
visualización que emplea una calibración del molinete que tiene en cuenta la inclinación teórica del mismo y
Schlumberger ha desarrollado sensores de rotación
los valores del umbral de rotación en el petróleo agua
de baja energía que presentan mínima fricción que
y gas. El método de procesamiento es secuencial, el
determinan las velocidades del fluido, las sondas
perfil de la fracción volumétrica del petróleo se
determinan las fases del fluido y sus fracciones
deduce luego de aquellas del gas y del agua. Los
volumétricas. Las sondas eléctricas de la fracción
límites superiores e inferiores de las interfaces del
volumétrica FloView discriminan el agua de los
flujo se definen como las regiones donde el flujo es
hidrocarburos mediante la medición de resistencia
localmente multifásico. Las velocidades de cada fase
eléctrica del fluido.
se derivan después de una calibración del molinete y
Otro tipo de herramienta son las Gas GHOST que utilizan un sensor óptico para distinguir el gas del líquido y para determinar la fracción volumétrica del
a velocidad de cada fase se multiplica por la fracción volumétrica para determinar la velocidad de flujo.[1]
Trazadores radioactivos.
gas, la tecnología de esta herramienta ha sido integrada en el diseño de la herramienta FloScan.
En particular, el análisis con el método de velocidad de disparo puede emplearse para medir la velocidad
Al pasar el fluido por la punta de las sondas eléctricas en la herramienta FloScan, la herramienta mide la conductividad en el agua o la conductividad debajo de
3
de flujo en pozos de producción.
ARTICLE
Un registro de trazadores es potencialmente valioso
El gradiomanómetro es la herramienta diseñada para
en flujo multifásico porque en la mayoría de las veces,
medir cambios del gradiente de presión con gran
el trazador viajará a la velocidad de la fase continua,
exactitud. Su funcionamiento se basa en determinar
no importando cual fase sea miscible con el trazador.
la diferencia de presión de dos puntos en la columna
Como ejemplo, considérese un trazador acuoso en un
de fluido con lo cual se puede determinar la densidad
flujo bifásico aceite-agua. Si el régimen de flujo
del fluido que se encuentra dentro de estos dos
consiste en burbujas de aceite dispersas en un flujo
puntos.
continuo de agua, el trazador se mezclará con el agua y viajará a la velocidad del agua.
La herramienta consiste en tres fuelles llenos de keroseno con un tubo conector flotante entre los dos
La ventaja que ofrecen los registros de trazadores es
fuelles sensores. El fuelle más bajo es para la
la habilidad para medir directamente la velocidad de
liberación térmica en expansión. Dicho ensamblado
una de las fases. Esto, junto con las mediciones de
está contenido en un recipiente con ranura que
velocidad total y colgamiento, proveen una manera
permite la entrada de fluido en la herramienta. El tipo
de determinar el gasto volumétrico de ambas fases.
de fluido se conoce efectuando la medición de la diferencia de presión entre dos elementos sensibles
Aunado al problema de la producción de material radioactivo, un inconveniente al emplear trazadores
separado por una distancia de dos pies. Sobre esta distancia se registran los cambios de presión.
radioactivos es que la dispersión del trazador probablemente será mayor en flujo multifásico que en el de tipo monofásico, debido a la turbulencia propia de corrientes multifásicas. [3]
2. Identificación de fluidos. Es necesario determinar la identidad de los fluidos presentes en un pozo, para tener así completamente definida la producción de un pozo. Los dispositivos de identificación de fluidos son capaces de hacer algunas mediciones de gasto. Estas mediciones son útiles para determinar la fracción de volumen o colgamiento de las fases fluidas presentes en el flujo. Si sólo existen dos fases, una sola herramienta FID (“fluid identification devices” o dispositivo para identificar fluidos), apropiadamente seleccionada, puede ser suficiente para evaluar con precisión el colgamiento de cada fase. Si existen tres fases, al menos dos FID son requeridos. Los FID funcionan con dos tipos de mediciones, la de densidad de fluido y la medición de la capacitancia eléctrica del fluido, para el primer caso, se tienen dos herramientas, las que miden diferencial de presión y las que se basan en la absorción de rayos gamma.
Gradiomanometro.
Figura 3. Gradiomanometro [2]
Densímetro.
La principal herramienta empleada para medir la densidad de la mezcla es aquella basada en la absorción
de
rayos
gamma,
el
densímetro;
herramienta fundamentada en el hecho de que la absorción
de
rayos
gamma
es
inversamente
proporcional a la densidad del material a través del cual los rayos gamma están pasando. Son de hecho los únicos dispositivos que sirven en pozos altamente desviados u horizontales, ya que los densímetros
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ARTICLE
enfocados sólo detectan los fluidos que el flujo de
La gran diferencia entre las constantes dieléctricas de
radioactividad atraviesa, al ser pequeña la zona de
los aceites (de 2 a 6) y el agua (80), proporciona
muestreo.
buenos resultados para muestras no emulsificadas (cuando la fase continua en una muestra emulsificada
Los instrumentos nucleares, a lo largo de la historia de los registros de pozo, han sido empleados con diversos objetivos, dentro de los registros de producción nos ayudan en la identificación de fluidos, partiendo de la relación existente con la densidad de los mismos.
es conductiva, e.g. el agua, la medición se aproxima a la de las muestras con 100% de agua). Puesto que las constantes dieléctricas de los gases son cerca de 1, el registro de capacitancia no discrimina entre aceite y gas. Para fluidos de densidades similares, como el agua y el aceite, se obtiene una mejor diferenciación entre ellos, respecto de las herramientas de densidad.
3. Medidor de fracción de gas. La configuración de esta herramienta comercial es similar a un dispositivo de densidad no enfocado,
5. Instrumentos ópticos. La
herramienta
se
encuentra
particularmente
salvo que esta emplea una fuente de baja energía
diseñada para el cálculo de la fracción de gas en
(Cobalto 57, 122 [Kev]) y el espacio entre fuente y
mezclas líquido-gas, por lo que resulta muy útil para
detector es de apenas 2.5 [cm] (1 [in]).
identificar entradas de gas en pozos de agua o aceite
En el densímetro, bajos conteos significan altas densidades, en este medidor sucede justo lo contrario.
En aire o gas casi 100% de la luz es reflejada; en líquidos menos del 40%. Siendo que las propiedades
Inicialmente, los rayos emitidos se comportarán bajo las características del efecto Compton y la intensidad de los rayos que han sufrido dispersión recibidos en el detector será proporcional a la densidad electrónica de los fluidos en el pozo. Partiendo del hecho de que los líquidos son más densos que los gases, existe una mayor
o identificar material condensado en pozos de gas.
energía
dispersión
cuando
hay
líquidos
presentes, observándose conteos mayores en el
ópticas de los líquidos y gases son tan diferentes, es relativamente fácil su diferenciación. Bajo condiciones ideales de flujo multifásico, cada sensor perfora las burbujas de fluido sin deformarlas o alterando sus trayectorias. Idealizando este proceso como una señal binaria, con una reflexión grande cuando el sensor está en gas y reflexión baja cuando está en un líquido. [3]
detector. Dado que el agua y el aceite son similares en cuanto a su densidad electrónica, la herramienta en
6. Cambios de los registros de producción
general discrimina líquidos de gas.
en flujo.
4. Instrumentos de capacitancia.
Un pozo con flujo multifásico fluye en el fondo como
Los dispositivos capacitores fueron desarrollados para medir la fracción de agua en un flujo multifásico, por lo que son algunas veces llamados medidores de fracción
de
agua
(“water-cut
meter”).
Su
funcionamiento se basa en las mediciones de capacitancia dentro del pozo. Están formados básicamente de capacitores coaxiales; el valor de capacitancia se determina mediante la aplicación de una diferencia de potencial entre un electrodo central y la parte externa de la herramienta.
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si fuera una sola fase, a medida que el flujo se mueve hacia arriba, el fluido monofásico puede cambiar a bifásico o trifásico gracias a la variación de varios parámetros, tales como la presión de burbuja o la composición de los fluidos que entran al pozo lo que puede causar cambios en el régimen de flujo. En los yacimientos petrolíferos, es común que las herramientas de toma de registros de producción se encuentren
trabajando
bajo
flujos
bifásicos
y
trifásicos. Durante la toma de los registros, la herramienta sube y baja por el pozo a diferentes
ARTICLE
velocidades de cable. Las curvas generadas por este
caudales están en un régimen más turbulento y el
método son las respuestas de cada instrumento en el
fluido está más homogeneizado, a diferencia de bajos
intervalo de pozo deseado, este intervalo puede
caudales donde se puede apreciar todavía una
cubrir un amplio rango de regímenes de flujo, desde
separación de fases y por lo tanto una diferencia de
laminar, pasando por transicional hasta turbulento,
velocidad de flujo en cada fase, lo llamado velocidad
con
registros
de deslizamiento. Así como en este registro la
periódicamente, los parámetros del fluido pueden
composición de flujo afecta la medida, también para
cambiar gracias a el flujo no estacionario, como en el
otros tipos de registros se evidenciará una situación
caso de pozos productores con presión de fondo
parecida, por eso es necesario tener en cuenta el flujo
constante, este cambio de régimen de flujo puede
multifásico a la hora de hacer los registros de
afectar la respuesta del instrumento, lo que ocasiona
producción.
instrumentos
que
toman
una disminución de la exactitud de la medición, que afecta la interpretación del registro.
7. Referencias.
Davarzani et Al. utilizaron un bucle de flujo con
[1] T. R. Jhon Baudauff, «Perfilaje y cuantificacion
capacidad de fluir de 600 a 6000 bbl/d de agua o
de flujos multifasicos complejos,» Cairo, Egipto,
keroseno, además de 600 SCF/min (0.864 MMSCF/D)
2005.
de aire comprimido con lo cual se pudo realizar
[2] J. S. contreras, «Guia práctica para la
cualquier combinación de flujo trifásico.
interpretacion Para el experimento se utilizaron dos caudales de
Universidad
flujo, de 1200 bbl/d y 6850 bbl/d, 2 ángulos de
Mexico, 2010
de
registros
Nacional
de
Autónoma
Produccion,» de
México,
inclinación, 0 y 30 grados, y se cambió la composición de toda agua a todo aceite en incrementos de 10%, se
[3] M. G. Jacobo, «Registros de Produccion: Teoría
colocó un medidor de flujo (spinner) para medir estos
e Interpretacion,» Universidad Nacional Autonoma
caudales y se graficó la respuesta del instrumento
de Mexico, Mexico, 2009.
contra el corte de agua.
[4] J. Davarzani, M. Sloan, R. Roesner. «Research on Simultaneous Production Logging Instruments in Multiphase Flow Loop «, Las Vegas, Estados Unidos, 1985.
Figura 4. Revoluciones por minuto Vs Porcentaje de agua Se aprecia a 1200 bbl/d que para bajos cortes de agua (10%-30%) y para los altos cortes de agua (8090%)
la
medida
de
los
instrumentos
difiere
significativamente del valor real de caudal, en donde es más prominente para ángulos de inclinación importantes, la desviación se aprecia menos para caudales más altos, ya que el agua y el aceite a esos
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