Mediciones fundamentales en ingeniería de explotación de yacimientos
En la ingeniería de petróleos dedicada a la explotación de yacimientos hay tres tipos fundamentales:
1. Las mediciones directas de los volúmenes de fluidos producidos (gas, petróleo y agua).
2. Las mediciones, en la superficie, de algunos parámetros de producción que dependen del yacimiento y del equipo de producción.
3. Las mediciones en el fondo de los pozos, cuyos parámetros de producción están íntimamente ligados al yacimiento y a los fluidos contenidos en él.
Volúmenes de fluidos producidos.
El yacimiento produce en forma natural gas, petróleo y agua al menos que se hayan inyectado al yacimiento fluidos extraños al mismo (como polímeros, CO, nitrógeno, etc)
La medición y/o estimación cierta de los volúmenes producidos es muy importante, ya que muchos de los estimados y pronósticos de producción se basan en un balance de materiales de los fluidos ya producidos.
Mediciones de parámetros de producción en la superficie
Hay dos parámetros de interés que se registran en el cabezal de los pozos
Presión en el cabezal
Temperatura en el cabezal
La presión en el cabezal refleja tanto la presión de fondo como algunos aspectos mecánicos de las tuberías de producción; la presión de flujo en el cabezal para un pozo fluyendo refleja las pérdidas de presión desde el fondo del pozo hasta el cabezal.
Estas mediciones son de gran ayuda al momento de evaluar problemas mecánicos de comunicación a través de camisas y revestidotes.
Al comparar la temperatura en el cabezal con el las temperaturas de fondo se puede evaluar las pérdidas de calor en las tuberías del pozo. Al momento de producir gases y gases condensados evaluar la temperatura en el cabezal nos permite cuantificar la condensación de líquidos y sus efectos en el régimen de flujo en las tuberías de producción.
Mediciones dentro de los pozos de algunos parámetros de producción
Las mediciones en el fondo de los pozos pueden ser de presiones de flujo (Pwf) o de presiones estáticas restauradas (Pe). Estas nos permiten evaluar productividad de los pozos así como inferir propiedades de la roca/yacimiento. También se pueden tomar mediciones de presión de flujo (Pwf) en diferentes puntos en el trayecto del pozo y luego graficarlas vs profundidad para elaborar diseños de levantamiento artificial.
Las mediciones dentro de los pozos nos permiten reproducir en el laboratorio el comportamiento del yacimiento y analizar las propiedades PVT de los fluidos producidos; además nos permiten evaluar el comportamiento de las fases gaseosas (enfriamiento por expansión) o las fases líquidas (calentamiento a temperatura de yacimiento)
Referencia Bibliográfica: Yacimientos de hidrocarburos. Tomo II. Efrain Barberii & Martín Essenfeld
1. Las mediciones directas de los volúmenes de fluidos producidos (gas, petróleo y agua).
2. Las mediciones, en la superficie, de algunos parámetros de producción que dependen del yacimiento y del equipo de producción.
3. Las mediciones en el fondo de los pozos, cuyos parámetros de producción están íntimamente ligados al yacimiento y a los fluidos contenidos en él.
Volúmenes de fluidos producidos.
El yacimiento produce en forma natural gas, petróleo y agua al menos que se hayan inyectado al yacimiento fluidos extraños al mismo (como polímeros, CO, nitrógeno, etc)
La medición y/o estimación cierta de los volúmenes producidos es muy importante, ya que muchos de los estimados y pronósticos de producción se basan en un balance de materiales de los fluidos ya producidos.
Mediciones de parámetros de producción en la superficie
Hay dos parámetros de interés que se registran en el cabezal de los pozos
Presión en el cabezal
Temperatura en el cabezal
La presión en el cabezal refleja tanto la presión de fondo como algunos aspectos mecánicos de las tuberías de producción; la presión de flujo en el cabezal para un pozo fluyendo refleja las pérdidas de presión desde el fondo del pozo hasta el cabezal.
Estas mediciones son de gran ayuda al momento de evaluar problemas mecánicos de comunicación a través de camisas y revestidotes.
Al comparar la temperatura en el cabezal con el las temperaturas de fondo se puede evaluar las pérdidas de calor en las tuberías del pozo. Al momento de producir gases y gases condensados evaluar la temperatura en el cabezal nos permite cuantificar la condensación de líquidos y sus efectos en el régimen de flujo en las tuberías de producción.
Mediciones dentro de los pozos de algunos parámetros de producción
Las mediciones en el fondo de los pozos pueden ser de presiones de flujo (Pwf) o de presiones estáticas restauradas (Pe). Estas nos permiten evaluar productividad de los pozos así como inferir propiedades de la roca/yacimiento. También se pueden tomar mediciones de presión de flujo (Pwf) en diferentes puntos en el trayecto del pozo y luego graficarlas vs profundidad para elaborar diseños de levantamiento artificial.
Las mediciones dentro de los pozos nos permiten reproducir en el laboratorio el comportamiento del yacimiento y analizar las propiedades PVT de los fluidos producidos; además nos permiten evaluar el comportamiento de las fases gaseosas (enfriamiento por expansión) o las fases líquidas (calentamiento a temperatura de yacimiento)
Referencia Bibliográfica: Yacimientos de hidrocarburos. Tomo II. Efrain Barberii & Martín Essenfeld