Mediciones fundamentales en ingeniería de explotación de yacimientos

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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).

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)

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