Mediciones fundamentales en ingeniería de explotación de yacimientos (II)
Volúmenes de fluidos producidos:
Petróleo producido
El volumen de petróleo generalmente se mide en los tanques de almacenaje, a presión atmosférica y luego del proceso de separación a diferentes presiones, tanto del gas en solución como del gas libre que se está produciendo y también el porcentaje de agua.
Este petróleo medido a presión atmosférica y temperatura ambiente se denomina petróleo muerto (sin gas en solución). Sin embargo, como la temperatura en los tanques puede variar, afectando directamente el volumen medido, se convierten los volúmenes medidos a una temperatura base que generalmente es de 60 ºF (15,5 ºC).
El volumen de petróleo producido acumulado de un yacimiento cualquiera (Np) se anota en barriles normales de petróleo. La denominación de normales refleja que el volumen medido corresponde a 14,7 lpc y 60 ºF.
Las mediciones de petroleo producido de un yacimiento realizadas en la superficie son bastante precisas, Ya que sobre este volumen se basan los pagos de impuestos y otros gravámenes al Ejecutivo Nacional y a terceros.
Gas producido e inyectado
El gas producido, el gas libre y el gas en solución se miden como un solo fluido identificado como gas.
La corriente de gas producido se puede medir con medidores de desplazamiento positivo, o más comúnmente por medio de orificios debidamente calibrados para convertir a volúmenes las caídas de presión a través del orificio; una fuente común de error es la falta de medición del volumen de gas liberado entre el último separador y los tanques, de no agregar este volumen al medido en los separadores volumen de gas medido será inferior al producido realmente.
El gas inyectado es medido de forma precisa con discos en los pozos inyectores; un error que puede suceder al realizar esta medición es que el gas inyectado no este acreditándose correctamente al yacimiento por problemas mecánicos hoyo-abajo.
Agua producida e inyectada
En la práctica, el volumen de agua producida por los pozos de un yacimiento no se mide directamente.
A los pozos se les hacen pruebas regularmente, se muestran los fluidos producidos y se mide el porcentaje de agua obtenido durante la prueba.
El volumen de agua producido durante un periodo se calcula utilizando la producción de petróleo medida durante un período, con la siguiente ecuación
ΔWp=ΔNp(fw/1-fw)
Petróleo producido
El volumen de petróleo generalmente se mide en los tanques de almacenaje, a presión atmosférica y luego del proceso de separación a diferentes presiones, tanto del gas en solución como del gas libre que se está produciendo y también el porcentaje de agua.
Este petróleo medido a presión atmosférica y temperatura ambiente se denomina petróleo muerto (sin gas en solución). Sin embargo, como la temperatura en los tanques puede variar, afectando directamente el volumen medido, se convierten los volúmenes medidos a una temperatura base que generalmente es de 60 ºF (15,5 ºC).
El volumen de petróleo producido acumulado de un yacimiento cualquiera (Np) se anota en barriles normales de petróleo. La denominación de normales refleja que el volumen medido corresponde a 14,7 lpc y 60 ºF.
Las mediciones de petroleo producido de un yacimiento realizadas en la superficie son bastante precisas, Ya que sobre este volumen se basan los pagos de impuestos y otros gravámenes al Ejecutivo Nacional y a terceros.
Gas producido e inyectado
El gas producido, el gas libre y el gas en solución se miden como un solo fluido identificado como gas.
La corriente de gas producido se puede medir con medidores de desplazamiento positivo, o más comúnmente por medio de orificios debidamente calibrados para convertir a volúmenes las caídas de presión a través del orificio; una fuente común de error es la falta de medición del volumen de gas liberado entre el último separador y los tanques, de no agregar este volumen al medido en los separadores volumen de gas medido será inferior al producido realmente.
El gas inyectado es medido de forma precisa con discos en los pozos inyectores; un error que puede suceder al realizar esta medición es que el gas inyectado no este acreditándose correctamente al yacimiento por problemas mecánicos hoyo-abajo.
Agua producida e inyectada
En la práctica, el volumen de agua producida por los pozos de un yacimiento no se mide directamente.
A los pozos se les hacen pruebas regularmente, se muestran los fluidos producidos y se mide el porcentaje de agua obtenido durante la prueba.
El volumen de agua producido durante un periodo se calcula utilizando la producción de petróleo medida durante un período, con la siguiente ecuación
ΔWp=ΔNp(fw/1-fw)
donde:
ΔWp Producción estimada de agua.
ΔNp Producción medida de petróleo.
fw Porcentaje de agua en la(s) prueba(s).
El volumen de agua inyectado se mide con medidores de desplazamiento positivo, aunque en algunos casos el volumen inyectado se estima mediante las revoluciones de la bomba centrífuga de inyección.
Referencia Bibliográfica: Yacimientos de hidrocarburos. Tomo II. Efrain Barberii & Martín Essenfeld
ΔWp Producción estimada de agua.
ΔNp Producción medida de petróleo.
fw Porcentaje de agua en la(s) prueba(s).
El volumen de agua inyectado se mide con medidores de desplazamiento positivo, aunque en algunos casos el volumen inyectado se estima mediante las revoluciones de la bomba centrífuga de inyección.
Referencia Bibliográfica: Yacimientos de hidrocarburos. Tomo II. Efrain Barberii & Martín Essenfeld