TALLER PRODUCCIÓN

1. Cuando se habla de yacimientos, ¿a qué se refieren las expresiones “fuerzas gravitacionales”, “fuerzas viscosas” y “fuerzas capilares”? ¿Qué diferencia existe entre ellas? ¿Cuál es su efecto (favorable o desfavorable) sobre la productividad de un pozo?

Fuerza de empuje y gravitacional: Debido a la existencia de fluidos inmiscibles en un medio poroso, la fuerza de empuje ( Fe ) que ejerza una de las fases a la partícula estudiada se encontrará en función de la densidad. Entonces, un fluido que se encuentre sumergido en el seno de una fase de densidad diferente y mayor, recibirá un empuje positivo hacia arriba de magnitud igual al peso del volumen que logre desplazar.

Fe = Kρ1gdV

En tanto esto ocurre, al encontrarse los fluidos bajo los efectos de un campo gravitatorio, la fuerza gravitacional (Fg) se opondrá al movimiento con una magnitud igual al peso del fluido que se desplaza y en dirección al centro del campo.

Fg = -kρ2gdV

La acción combinada de las fuerzas descritas causa que en un medio poroso, con condiciones de permeabilidad propicias, se dé el reacomodamiento de las fases fluidas.

Fuerzas de Viscosidad: En los medios porosos existen fuerzas que se oponen al movimiento de los fluidos, a estas fuerzas inherentes tanto a los fluidos como al medio poroso se les denomina “fuerzas viscosas”.

El petróleo se entrampa porque las fuerzas viscosas o de desplazamiento gravitacional, presentes dentro del espacio poroso, son insuficientes para superar a las fuerzas capilares.

Fuerzas Capilares: Las fuerzas capilares en los yacimientos de gas y petróleo resultan del efecto combinado de las tensiones superficiales y de las tensiones interfaciales de los líquidos, del tamaño y forma de los poros y de las propiedades humectativas de la roca de acumulación. Las tensiones superficiales e interfaciales de los fluidos resultan de las propiedades moleculares que se dan en su superficie o en su interfase. La tensión superficial es la tendencia de un líquido a exponer una mínima superficie libre. Es un “efecto superficial” que ocurre en la

superficie o en la interfase, similar a la tensión de una membrana estirada. La tensión superficial se puede definir como la tendencia de contraerse que posee la superficie líquida expuesta a gases. La tensión interfacial es una tendencia similar existente cuando dos líquidos inmiscibles se hallan en contacto.

Dado que las fuerzas capilares impiden que el petróleo se desplace a través de las restricciones mojables por agua, tales como las gargantas de poros, la reducción de esas fuerzas puede incrementar la recuperación. Cuando el número capilar, o relación entre las fuerzas viscosas y capilares es alto, predominan las fuerzas viscosas y el petróleo remanente se puede desplazar. Esto también rige en un desplazamiento dominado por la atracción gravitacional, donde el número de Bond, o relación fuerza de gravedad-fuerza capilar, necesita ser alto para superar el entrampamiento capilar.

- Presión Capilar de una roca porosa: Es la presión diferencial entre las distintas fases movibles y entrelazadas de los fluidos que se encuentran dentro de la red porosa de la roca; también se define como una medida de tendencia de la roca de succionar la fase humectante del fluido o de rechazar la fase no humectante.

La mayor parte de los yacimientos eran formaciones mojables por agua antes de que se acumulara petróleo. El petróleo que migra hacia una formación debe superar las fuerzas de mojabilidad de la roca para poder ingresar en los poros. Esta resistencia es la presión capilar de entrada de la roca que corresponde a la diferencia de presión entre la fase de agua y la fase petróleo necesaria para superar las fuerzas de mojabilidad en las aberturas pequeñas. La presión capilar de entrada es inversamente proporcional al radio de la abertura, o la garganta de poro, a través de la cual debe pasar el petróleo.

Comparación de las Fuerzas: Las fuerzas Capilares pueden entrampar el petróleo aislado en el espacio poroso. Típicamente, las fuerzas capilares son superadas por las fuerzas viscosas o por la fuerza de gravedad. Para comparar estas fuerzas, se utilizan dos números adimensionales. El número capilar Nc que es la relación fuerza viscosa a fuerza capilar. Para movilizar el petróleo, se debe incrementar la velocidad de la salmuera o bien llevarse casi a cero la tensión interfacial (IFT) agua/petróleo, lo que produce un valor grande del número capilar. En un sistema en el que la fuerza de gravedad es más importante, como en el caso del flujo estabilizado por efecto gravitacional; la cantidad a maximizar es el número de Bond Nb. En la mayoría de los casos, la mojabilidad se considera fuertemente mojable con agua con un ángulo de contacto que es aproximadamente igual a cero.

2. ¿Qué caracteriza los diferentes mecanismos de empuje en los yacimientos? ¿Qué diferencia existe entre ellos?

Expansión del aceite subsaturado por encima del punto de burbuja. Expansión de la roca y del agua connata. Expansión del gas en solución en el aceite por debajo del punto de burbuja. Invasión del yacimiento de aceite por la expansión del gas proveniente de

la capa de gas. Invasión del yacimiento original de aceite por la expansión del agua

proveniente de un acuífero adyacente o delimitador.

Como todos los procesos de empuje están relacionados con un mecanismo de expansión, una reducción en la presión en la zona original de aceite es esencial. Las caídas de presión pueden ser pequeñas si la capa de gas y los acuíferos son grandes y se cuenta con buena permeabilidad, y bajo condiciones favorables la presión puede estabilizarse a tasas constantes o decrecientes de producción.

Las compresibilidades de un aceite subsaturado, de la roca y el agua connata son tan pequeñas que la presión en un yacimiento de aceite subsaturado caerá rápidamente al punto de burbuja si no existe un acuífero para proveer un empuje por agua. Entonces estos mecanismos de expansión no son usualmente considerados por separado, por lo que las tres categorías principales de yacimiento son:

a) Yacimientos con empuje de gas en solución

Si un yacimiento que se encuentra en el punto de burbuja es puesto en producción, la presión caerá por debajo de este punto y el gas que estaba en solución comenzara a liberarse. Inicialmente ese gas puede estar en

fase dispersa y discontinua, pero, en cualquier caso, el gas estará esencialmente inmóvil hasta una saturación mínima -el equilibrio, o la saturación crítica de gas será alcanzada.Los valores de saturación crítica están en duda, pero hay evidencia de que estos valores pueden ser muy bajos, en el orden del 1% al 2% del volumen poroso. Una vez se alcanza la saturación de gas crítica, el gas se moverá y fluirá bajo cualquier gradiente potencial establecido en el yacimiento- hacia los pozos productores si el gradiente de presión es dominante-segregación vertical si l gradiente gravitacional es dominante. La segregación será afectada por los cambios de la permeabilidad vertical en las capas, pero se sabe que ocurre incluso en condiciones aparentemente desfavorables.Inicialmente la relación gas-aceite de un pozo productor de un yacimiento cerrado será igual al de solución (GOR). A tiempos tempranos, como la presión declina y el gas en solución se libera, pero no puede fluir a los pozos productores, el GOR declinara. Cuando la saturación critica del gas se alcanza y si el gradiente potencial lo permite, el gas fluirá hacia los pozos productores.

La permeabilidad del aceite será más baja que en las condiciones iniciales, y habrá una permeabilidad finita del gas, de modo que el GOR aumentara. Cuanto más gas salga de la solución, y la saturación de gas aumente, la permeabilidad del gas aumentara, y la permeabilidad del aceite disminuirá y esta tendencia aumentara.Finalmente, como la presión declina a la presión de abandono, el cambio en el factor volumétrico de formación compensa el incremento de la relación de movilidades de gas y aceite y la tendencia de la relación gas aceite se invierte; por ejemplo, aunque el GOR del yacimiento puede continuar incrementando, en términos de volumen estándar, la relación de SCF/STB puede declinar.Además el efecto del gas sobre, y permeabilidad también, la saturación de aceite, y la liberación del gas en solución también incrementa la viscosidad del aceite y disminuye el factor volumétrico de formación del aceite.

b) Yacimientos con empuje por expansión de la capa de gas

El comportamiento general del empuje por capa de gas es similar al empuje por gas en solución a diferencia que existe gas libre que retarda la declinación de la presión. Por definición el aceite está saturado cuando existe un contacto gas –aceite, entonces la declinación de la presión

causara una liberación de gas en solución, pero la tasa de liberación del gas , y el ascenso tanto de la saturación de gas y la permeabilidad de este, serán retardados. A grandes presiones la viscosidad del aceite será más baja, y preveen que la fase de gas libre puede ser controlada, y no producida directamente de los pozos productores, por lo que se pueden obtener buenas productividades y bajas relaciones gas-aceite.

Bajo condiciones residuales el stock tank oil (tanque de almacenamiento de aceite)Dejado en el yacimiento es So/Bo y el más pequeño valor de este factor representa el mayor recobro de aceite.Consecuentemente the higher the pressure at abandoment, the greater the value of Bo and the smaller this term becomes. Además, el abandono de los pozos y yacimientos depende primeramente de un “limite económico”- La tasa de producción requerida para pagar por los costos operacionales, y gastos directos- y la tasa de flujo de aceite, la cual depende de Ko/μo, la cual será mayor a cualquier saturación dada (y a Ko dada) bajo condiciones de mantenimiento de la presión debido a la viscosidad más baja que en condiciones de depleción.

c) Yacimientos con empuje de agua

Si un yacimiento está limitado o es continuo a un gran cuerpo de roca saturada con agua (un acuífero) entonces la reducción de la presión en la zona de aceite, causara una reducción en la presión en el acuífero. Aunque la compresibilidad del agua es pequeña (± 3*10-6 1/psi), el total de un acuífero incluye la compresibilidad de la roca porosa (± 5*10-6 1/psi) haciendo de la compresibilidad total de 8*10-6 1/psi. La compresibilidad aparente de un acuífero puede ser sustancialmente más grande si algunas acumulaciones de hidrocarburos existen en pequeñas trampas estructurales a través del acuífero.

Un yacimiento eficiente con empuje de agua requiere un gran cuerpo de agua con un alto grado de transmisibilidad permitiendo que grandes volúmenes de agua se muevan a través del contacto aceite-agua en respuesta a pequeñas caídas de presión.Este mecanismo de empuje tiene dos características particulares- la primera es que debe haber caídas de presión para tener la expansión, y

segundo, que la respuesta del acuífero se puede retrasar sustancialmente, particularmente si la transmisibilidad se deteriora en el acuífero.Un yacimiento con empuje de agua es tiene una respuesta sensitiva a la tasa de producción, por lo que el yacimiento puede comportarse casi como un yacimiento depletado por un largo periodo de tiempo si las tasas de producción son muy altas, o como un yacimiento con mantenimiento completo de la presión si las tasas de producción son muy bajas, para un acuífero dado.Debido a las viscosidades similares del agua y el aceite (para aceites livianos a profundidades normales) el desplazamiento del aceite por el agua es eficiente, y prevee que la canalización localizada, la digitalización* (fingering) o conificación del agua no ocurre, el empuje por agua generalmente representa la más eficiente de los mecanismos de producción para todos los yacimientos.Como con los yacimientos con capa de gas, el mantenimiento de la presión conduce a viscosidades bajas y altos Bo a cualquier saturación dada, reduciendo la saturación y minimizando el término So/Bo por lo tanto, el stock tank oil dejado a cualquier limite económico dado.Mientras que los mecanismos de empuje pueden ser clasificados dentro de tres categorías, se presentan con frecuencia el efecto de dos o más de estos mecanismos simultáneamente.

3. ¿Qué se entiende por “movilidad”, “transmisibilidad” y “capacidad de flujo”? ¿Cuál es su efecto (favorable o desfavorable) sobre la productividad de un pozo?

Una comparación de la capacidad de un fluido para moverse a través de otro fluido o para desplazarse el fluido.

La movilidad de un fluido del yacimiento crece con las altas saturaciones y bajas humectabilidades. Esto se traduce en una alta permeabilidad relativa.

El gas posee una mayor movilidad por no humectar la roca, le sigue en movilidad el petróleo, en la mayor parte de los casos, por el carácter predominantemente hidrófilo de los yacimientos.

En función de las saturaciones de las fases humectante y no humectante, se presenta estas en los poros en forma pendular: de lentes cóncavas en el contacto de granos sin continuidad, funicular: estableciendo una red continua en el medio poroso, o Insular: gotas aisladas en el centro de los poros. Los intervalos en los que se tienen una u otra distribución vienen determinados por las saturaciones críticas de las fases. A cada distribución le corresponde una mayor o menor movilidad.

Relación entre la permeabilidad efectiva y la viscosidad de fase. La movilidad general es una suma de las viscosidades de fase individuales. La productividad del pozo es directamente proporcional al producto de la movilidad por el espesor de capa del producto

TRANSMISIBILIDAD:

Es una medida de la conductividad de la formación corregida para la viscosidad del líquido que fluye.

La transmisibilidad de los fluidos dentro del yacimiento depende de las características y distribución de la roca y los fluidos.

CAPACIDAD DE FLUJO:

Se relaciona directamente a la habilidad de un yacimiento de trasmitir los fluidos. Se usa para predecir el máximo caudal de producción de un pozo.

Producto de la permeabilidad de la formación k, y el espesor de la formación de producción h en un pozo de producción, denominado kh , o capacidad de flujo. Este producto es el resultado primario de las pruebas de restauración y de abatimiento de presión y es un factor clave en el potencial de flujo de un pozo. Se utiliza en una gran cantidad de cálculos de ingeniería de yacimientos, tales como la predicción del desempeño futuro, el potencial de recuperación secundaria y terciaria y el éxito potencial de los procedimientos de estimulación de pozos. La obtención del mejor valor posible de este producto es el objetivo principal de las pruebas de presiones transitorias. Para separar los elementos del producto, es necesario tener alguna medición independiente de uno de ellos, usualmente la estimación del espesor de la formación de producción procedente de registros de pozos. Entonces, se calcula la permeabilidad, siempre que se conozcan el factor de volumen y la viscosidad de la formación del fluido. La exactitud de la permeabilidad calculada depende enteramente de la exactitud del espesor estimado de la formación y de las propiedades del fluido.

4. ¿Cómo se construyen y qué representan las curvas de permeabilidad relativa y presión capilar?

CURVAS DE PERMEABILIDAD RELATIVA

Permeabilidad absoluta: La permeabilidad absoluta se define como la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a través de sus poros

interconectados, cuando el medio poroso se encuentra completamente saturado (100%) por un fluido.

Permeabilidad efectiva de un fluido, definida como la permeabilidad de una fase a saturaciones específicas, cuando están presentes dos o más fluidos, es decir, es la permeabilidad para un fluido particular (petróleo, gas o agua). Este parámetro refleja la facilidad que ofrece el medio poroso interconectado para el movimiento, de un punto a otro, de un fluido dado en presencia de al menos otro fluido en el sistema. Depende de las características de la roca, y de las proporciones o porcentajes respectivos de los distintos fluidos presentes. La permeabilidad efectiva a una fase dada es menor que la permeabilidad absoluta y es función de la saturación de la fase.

La sumatoria de las permeabilidades efectivas siempre es menor que la permeabilidad absoluta, debido diversas razones, como interferencia entre fluidos, bloqueos por alguna fase, etc.

Permeabilidad relativa: Es la relación existente entre la permeabilidad efectiva (a una cierta saturación) y la permeabilidad absoluta.

La permeabilidad relativa es importante para comprender, pronosticar y controlar la producción.  A demás para estimar el flujo de los fluidos del yacimiento. La permeabilidad relativa es el concepto que se usa regularmente para describir el flujo de fluidos inmiscibles de dos o tres fases a través del medio poroso de rocas sedimentarias.

Los datos de permeabilidad relativa son típicamente mostrados en forma de curvas.

En un sistema agua-petróleo, la permeabilidad relativa del crudo es máxima, y muy próxima a 1, cuando la saturación del crudo es máxima (100 a 70-80%), y es mínima, cuando la permeabilidad del agua se hace máxima, para baja saturación en crudo.

La permeabilidad relativa del crudo decrece rápidamente con la disminución de la saturación en éste, pero la del agua permanece muy baja o nula hasta una saturación del orden del 30%-45%. A partir de ese momento, crece muy rápidamente hasta alcanzar el valor 1 para una saturación del 100%.

En términos de producción, esto se traduce como: en un yacimiento petrolífero

con bajo contenido inicial en agua, se podrá extraer petróleo sin agua; al ir aumentando el grado de extracción, al alcanzar una saturación en crudo del orden del 50 - 55% se extraerá una mezcla de crudo y agua, en la que la proporción de la segunda irá aumentando progresivamente, hasta un valor de saturación en agua del 80 - 90%, momento en que solamente se extraerá agua. Se observa como la permeabilidad condiciona el ritmo de extracción, lo que explica la importancia de su estudio.

Tanto la permeabilidad efectiva como la relativa requieren del conocimiento previo de la saturación de cada una de las fases, que a su vez depende de las características de mojabilidad de la roca y de su historia de saturación.

Partes de las curvas

La determinación de la permeabilidad relativa es un problema complejo que depende fuertemente de la geometría de la roca y su interacción con los fluidos del yacimiento (mojabilidad). 

Existen tres métodos para determinar curvas de permeabilidad relativa:

A partir de medidas en el laboratorio- Métodos de estado estacionario 

- Métodos de estado no estacionario o desplazamiento dinámico A partir de correlaciones publicadas (Cuando no se tienen datos

experimentales) A partir de datos de campo (tratamiento estadístico)

CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR

Cuando dos fluidos coexisten dentro de un medio poroso se ponen de manifiesto algunos fenómenos derivados de la existencia de tensiones interfaciales y ángulos de contacto entre la interfase de estos fluidos y el medio poroso. Este fenómeno se puede estudiar y cuantificar por completo en sistemas muy simples tales como tubos capilares de diámetro uniforme.

Cuando dos fases están distribuidas continuamente a través de una roca porosa, una fase normalmente prefiere la superficie mojante de esta. Este fluido llena la fase mojante, y el otro fluido llena la fase no mojante. En los diminutos espacios porosos, existe una curvatura entre la interfase que separa los fluidos.

Capilaridad

Cuando un capilar se sumerge en la interfase de dos fluidos puede producirse un ascenso o un descenso de la interfase. En el primer caso se produce el de nominado "ascenso capilar", y en el segundo caso se habla de "descenso capilar". Estos movimientos ocurren como consecuencia de los fenómenos de superficie que dan lugar a que la fase mojante invada en forma preferencial el medio poroso. En términos generales, el ascenso o descenso capilar se detiene cuando la gravedad contrarresta (en función de la altura y de la diferente densidad de los fluidos) la fuerza capilar desarrollada en el sistema.

La Presión Capilar se define como la diferencia de presión a través de la interfase de fluidos en el punto medio. La presión capilar es normalmente expresada como la presión en la fase no mojante menos la presión en la fase mojante.

Pc = Pnw – Pw Donde:

- Pc = Presión Capilar.- Pnw = Presión en la fase no mojante.- Pw = Presión en la fase mojante

OBJETIVOS:

- Determinar la distribución de fluidos en el yacimiento

- Determinar la saturación de aceite residual en un proceso de inundación con agua

- Identificación de zonas y tipos de roca

- Identificar la saturación de agua crítica.

- Datos para la simulación de yacimientos

Pcap  = 2 . wo . cos wo  r

Donde

wo = Tensión interfacial (Dinas/cm)  wo = Ángulo de contacto de la interfase líquida con la superficie del sólido.   r = Radio del capilar (cm)

Una curva de presión capilar es un gráfico de la presión capilar Vs. La saturación del fluido humectante. Estas curvas reflejan el tipo de roca.

Diferentes tipos de curvas de presión capilar, por efecto del tamaño de poro.

Los medios porosos heterogéneos se caracterizan por

presentar capilares de muy diferente tamaño, de modo que los fenómenos capilares presentan una amplia gama de valores.

Un esquema muy simplificado de medio poroso heterogéneo, en base a capilares cilíndricos de diferente diámetro.

Se observa que por encima del nivel de agua libre (interfase plana entre el agua y el petróleo), en un nivel genérico (individualizado por la línea punteada "Z") existen capilares con agua y capilares con petróleo, dependiendo del diámetro de los mismos y del nivel elegido.

Curvas de presión capilar

En este caso, la curva de trazo grueso y color rojo muestra el cambio de la saturación de agua con la altura,, correspondiente a un sistema poral heterogéneo, pero uniforme. 

En dicha Figura se identifican algunos puntos y zonas típicas d elas curvas de presión capilar.

FWL = Nivel de agua libre ("Free Water Level"). Es el nivel en el que se presentaría la interfase agua petróleo en ausencia de medio poroso.

WOC = Contacto Agua-Petróleo ("Water Oil Contact). Es el nivel más bajo en que se puede detectar petróleo. La diferencia entre el WOC y el FWL corresponde al ascenso capilar generado por los poros de mayor "diámetro" de la red poral. 

Swirr = Saturación de agua irreductible. Es la mínima saturación de agua obtenida por desplazameinto capilar. En los capilares cilíndricos la Swirr es nula (no hay fases residuales), pero en los medios porosos naturales toma

valores, en general superiores al 10 ó 15 % VP, siendo frecuentes Swirr superiores al 25% VP. Este tema se discute con detalle en otras páginas de este sitio.

Zona de Transición Capilar: Es la zona que incluye todos los niveles en que la Sw varía entre el 100 % VP y la Swirr.

Debido a que en el yacimiento fluyen varias fases es necesario conocer la mojabilidad para optimizar la productividad y el recobro. La mayoría de los yacimientos son mojables preferentemente por agua antes de la migración del hidrocarburo, y exhiben una zona de transición donde cambia de una saturación cien por ciento de agua en la base a una saturación de agua irreducible en el tope de la zona. Esta distribución de saturaciones está gobernada por la diferencia de presión denominada presión capilar, basada en la flotabilidad entre las fases de petróleo y agua. En un yacimiento mojable por petróleo la invasión de hidrocarburo tiene mayor facilidad por lo que la saturación de petróleo es máxima hacia la base.

Las capas de las formaciones pueden exhibir distintas mojablidades a causa de las diferencias litológicas. Esta heterogeneidad afecta la recuperación, pues se obtiene menor volumen de petróleo a partir de capas mojables por petróleo, debido a que el petróleo se adhiere a las superficies. También afecta los valores de las permeabilidades relativas al petróleo y al agua porque varían según la mojabilidad de la formación.

5. ¿Qué elementos constituyen un pozo? ¿Para qué se instala cada uno de ellos al interior del pozo?

El casing es el mayor componente estructural en un pozo. El casing es requerido para mantener la estabilidad en la cara del pozo, prevenir la contaminación y aislar el agua de la formación productora. Además, controlar la presión del pozo durante la perforación, la producción y las operaciones de work over. El casing provee lugares para la instalación de las BOP’s, cabezales de pozo para las empacaduras de producción.

TIPOS DE CASING

Conductor Superficie Intermedio Producción Liner

Casing conductor:

El casing conductor es el primer casing en colocarse, es generalmente instalado antes de que el taladro llegue a la localización. Este casing normalmente maneja longitudes de 30 a 250 pies. Las medidas que maneja este casing son de 16 a 24’’ de diámetro externo para onshore y entre 24 y 48’’ para offshore.

Funciones:

Soportar las formaciones no consolidades a profundidades someras Detener washouts bajo la plataforma de perforación Proteger arenas de agua fresca Dar una base y soportar la siguiente cadena de casing.

Casing de superficie:

Es la primera de cualquier secuencia que vaya a ser corrida dentro del pozo, luego de que el pozo ha sido perforado. Varia en longitudes entre (7 5/8)’’ hasta 20’’ y comúnmente es de (13 3/8)’’. Unido al casing de superficie, luego de que este es cementado, están las siguientes piezas de equipamiento:

a. El cabezal del casing, parte en la cual se suspenderá el peso de las subsecuentes tuberias que serán colgadas.

b. BOP’s: Estas controlaran cualquier presión generadas en la formación por algún gas o fluido, que puedan ser encontradas. El casing debe ser lo suficientemente fuerte para soportar el peso y para contener cualquier posible presión. Por esta razón, este casing es siempre cementado hasta superficie.

Funciones:

Proteger arenas de agua Soportar el cabezal de pozo y los equipos BOP Suportar formaciones no consolidadas Soportar otros casings Aislar zonas de pérdidas de circulación.

Casing intermedio:

Se considera casing intermedio a cualquier tubería entre la tubería de superficie y la de producción. El casing intermedio puede o no ser cementado en su totalidad. Es llamado el casing protector. Los rango de tamaños que maneja va desde tuberías de (6 5/8)’’ hasta 20’’ y usualmente son de (9 5/8)’’.

Los problemas que podrían generar la necesidad de usar casing intermedio son:

a. Formaciones débiles, las cuales pueden romperse y causar pérdidas de circulación de los fluidos de perforación.

b. Zonas de presiones anormales (usualmente gas geo presionado) por las que esta perforación no podrá continuar realizándose con un lodo liviano.

c. “Heaving Shales” que se hinchan al entrar en contacto con agua o arenas perforación que caen en el hoyo.

Funciones:

Aislar zonas débiles Proteger las tuberías de casing anteriores de altas presiones de

estallido Proveer soporte para el liner.

Casing de producción:

La cuarto pero no necesariamente la última tubería corrida en el hoyo es el casing productor. El casing de producción es usado para controlar la zona de hidrocarburos que va a ser producida. Esta línea de tubería da integridad estructural al pozo en las zonas de producción.

El casing de producción deberá instalarse antes de completar el pozo para producción. Este deberá ser cementado de manera necesaria para cubrir o aislar todas las zonas que contengan hidrocarburos.

Liner:

Es un casing que no va hasta la cabeza de pozo, se extiende desde el fondo de un pozo hasta un punto 100 pies o más desde la parte inferior del casing intermedio. Los liners son usados para reducir costos, mejorar el desempeño hidráulico durante las perforaciones profundas y permitir el uso de tubing grandes por encima del liner top.

6. ¿Cómo se puede calcular la presión hidrostática que se genera al tener una mezcla de crudo, agua y gas en la tubería de producción o en el anular de un pozo?

7. ¿Qué es el “área de drenaje”? ¿Cómo se calcula?

El área de drenaje es el área por la cual el fluido fluye hacia el pozo. El área de drenaje de un pozo horizontal es diferente del área de un pozo vertical, debido a la forma geométrica que de genera por la influencia del pozo dentro del yacimiento. En el caso de contar con un pozo vertical se puede calcular el área de drenaje del pozo por medio de la siguiente expresión:

Av=π r e2

De igual forma se puede calcular el area de drenaje de un pozo horizontal asumiendo un area de drenaje eliptica como se muestra en la figura:

Por tanto al tener un pozo horizontal de lingitud L el area de drenaje se puede

calcular de la siguiente forma: Ah=π∗re2+ReL

Re: Este es el radio del área del yacimiento afectada directamente por la producción del pozo sometido a estudio. El yacimiento puede tener un solo pozo o varios pozos.

* Un solo pozo en el yacimiento: En este caso para condiciones estabilizadas, el área de drenaje del pozo es la totalidad del yacimiento.* Varios pozos en el yacimiento: Este es el caso común y general que ocurre en el desarrollo del yacimiento.1

3. Radio de drenaje (re)

8. ¿Cuáles son los regímenes de flujo que pueden ocurrir en una tubería vertical, horizontal e inclinada? ¿Qué implica cada uno de ellos?

El flujo multifásico en tuberías, es el movimiento conjunto de gas y líquido a través de las mismas. El gas y el líquido pueden existir como una mezcla homogénea o fluir conjuntamente como fases separadas, generando de esta forma lo que se

denomina patrones de flujo, entendiendo por ello las diferentes configuraciones que tienen el líquido y el gas en su movimiento a través de las tuberías

Flujo de Burbuja:

El flujo de burbuja se caracteriza por una distribución uniforme de la fase gaseosa así como la presencia de burbujas discretas en una fase líquida continua. El régimen de flujo de burbujas, se divide en flujo burbujeante y flujo de burbujas dispersas. Los dos tipos difieren en el mecanismo de flujo. El flujo burbujeante ocurre a tasas de flujo relativamente bajas, y se caracteriza por deslizamiento entre las fases de gas y líquido. El flujo de burbujas dispersas ocurre a tasas altas de flujo, moviéndose las burbujas de gas a lo largo de la parte superior dela tubería. La fase continua es el líquido que transporta las burbujas.

En este régimen, la tubería se encuentra llena casi por completo de líquido, que representa la fase continua, con una pequeña cantidad de gas libre. El gas está presente como pequeñas burbujas distribuidas de una manera aleatoria, con diámetros que también varían aleatoriamente. La velocidad de la burbuja excede la del líquido debido a la flotabilidad. Cuando el flujo de gas es incrementado, el tamaño, número y velocidad de las burbujas aumenta. En lo que respecta a las caídas de presión el gas casi no presenta ningún efecto excepto por su influencia sobre la densidad.

El flujo burbuja en una tubería horizontal a bajas tasas de gas y líquido, se caracteriza por la formación de pequeñas burbujas que fluyen a través del tope de la tubería debido a la segregación gravitacional. Cuando la tasa de líquido aumenta, las burbujas se vuelven más dispersas, finalmente formando un flujo muy homogéneo de pequeñas burbujas de gas distribuidas de una manera uniforme. A medida que la tasa de gas aumenta, las burbujas de gas coalecen y crecen en tamaño, formando una burbuja elongada. Si la velocidad superficial del líquido es superior a 2.44 m/s, el fluido se encuentra tan disperso que es imposible observar la transición a flujo tapón claramente, si la velocidad es menor se puede observar este cambio.

Cuando la tubería se encuentra inclinada y el flujo es aguas arriba, a bajas tasas de gas las pequeñas burbujas de gas fluyen hacia la parte superior de la sección transversal de la tubería. A medida que aumente la tasa de gas, las burbujas tienden a ocupar una mayor parte de la sección transversal de la tubería. A altas tasas de gas, las burbujas de gas tienden a coalecer para formar burbujas más largas. A altos ángulos de inclinación, Las pequeñas burbujas de gas están un poco dispersas y distribuidas de una manera más uniforme a través de la sección transversal de la tubería, como se puede observar en la figura N°13.

Por otra parte en flujo descendente, el componente de velocidad de las burbujas de la fase gaseosa se encuentra siempre en contra corriente a la dirección de flujo general. Esto causa una colisión de las burbujas con la masa de líquido, resultando una degeneración de las burbujas en otras más pequeñas. Esto explica la transición de flujo burbuja a flujo tapón a mayores tasas de gas en flujo descendente.

Flujo tapón o bache:

Flujo de Tapón de Líquido:

En este caso las crestas de las ondulaciones pueden llegar hasta la parte superior de la tubería en la superficie del líquido

En este régimen, la fase gaseosa está más pronunciada. Sin embargo la fase liquida sigue siendo continua, las burbujas de gas coalescen y forman burbujas estables de forma y tamaño similar al diámetro de la tubería. Las burbujas son separadas por tapones de líquido y rodeadas de una película delgada de líquido, la velocidad de las burbujas es mayor que la del líquido y puede ser predicha partiendo de la velocidad de los tapones de líquido.

La velocidad de los tapones de líquido no es constante, pero siempre en la dirección de flujo, la película de líquido se mueve a menores velocidades y en algunos casos en sentido contrario a la dirección de flujo. Esta variación en las

velocidades de líquido puede resultar no solo en una variación en las pérdidas de presión por fricción, sino que también en el hold up del líquido, afectando la densidad del fluido.

A altas velocidades, el líquido puede introducirse en las burbujas de gas. En lo que respecta a las caídas de presión ambas fases liquida y gaseosa, tienen un efecto relevante.

Flujo Estratificado:

El gas se mueve en la parte superior de la tubería, y el líquido en la parte inferior, con una interfase continua y lisa

Flujo transición (churn):

Es caracterizado por un movimiento oscilatorio, es similar al flujo bache y los límites no están muy claros entre las fases. Ocurre a mayores tasas de flujo de gas, donde el bache de líquido en la tubería llega a ser corto y espumoso. En este tipo de patrón de flujo existen cambios continuos de la fase líquida a la fase gaseosa. Las burbujas de gas pueden unirse entre sí y el líquido puede entrar en las burbujas. Aunque los efectos de la fase líquida son importantes, el defecto de la fase gaseosa predomina sobre la fase líquida.

El cambio de una fase continua liquida a una fase continua gaseosa ocurre en esta región. Los tapones de líquido entre las burbujas prácticamente desaparecen, y una cantidad significante de líquido penetra la fase de gas. Aunque los efectos del líquido son significantes en las caídas de presión, el gas es la fase más predominante.

Flujo Ondulante:

Es parecido al anterior, pero en este caso se rompe la continuidad de la interfase por ondulaciones en la superficie del líquido.

Flujo anular (niebla):

En tuberías verticales, debido a la simetría de flujo, el espesor de la película de líquido alrededor de la pared de la tubería es casi uniforme. Como en el caso horizontal, el flujo es caracterizado por un rápido movimiento de gas en el centro. La fase líquida se mueve más lenta, como una película alrededor de la pared de la tubería y como gotas arrastradas por el gas. La interface está altamente ondeada, resultando en un alto esfuerzo de corte interfacial. En el flujo vertical hacia abajo, el patrón anular existe también a bajos gastos, con forma de una película descendente. El patrón de flujo bache, fluyendo de manera descendente es similar al de flujo hacia arriba, excepto que generalmente la burbuja Taylor es inestable y está localizada excéntricamente al eje de la tubería. La burbuja Taylor podría ascender o descender, dependiendo de los gastos de cada fase.

Se caracteriza por la continuidad en la dirección axial del núcleo y la fase gaseosa. El líquido fluye hacia arriba de una película delgada alrededor de una película de gas mojando las paredes de la tubería o conducto. Además, una película de líquido cubre las paredes de la tubería, y el gas fluye por el interior, llevando las partículas de líquido en suspensión.

Este régimen está caracterizado por una fase gaseosa continúa con pequeñas gotas de líquido dentro de la base y como una película muy delgada que recubre las paredes de la tubería. Un ejemplo típico de este régimen de flujo es el gas y el condensado en un pozo de gas condensado. En las caídas de presión el gas es el factor de control.

En todas las inclinaciones de la tubería con flujo ascendente o descendente, A medida que la tasa de gas aumenta a una tasa de líquido constante, el flujo anular es eventualmente observado. Es importante resaltar que este patrón de flujo está caracterizado por la ausencia de slippage.

Flujo de Neblina ó Rocío:

El líquido está completamente "disuelto" en el gas; es decir, la fase continua es el gas y lleva en "suspensión" las gotas de líquido.

9. ¿Cómo se calculan las pérdidas de presión en una tubería (vertical, horizontal o inclinada)?

. PERDIDA DE PRESIÓN EN TUBERÍAS

El flujo de fluidos en tuberías esta siempre acompañado de rozamiento de las partículas del fluidos entre si y, consecuentemente por la pérdida de energía disponible; en otras palabras tiene que existir una pérdida de presión en el sentido del fluido.

La ecuación general de la perdida de presión, conocida como la fórmula de Darcy y que se expresa en metros de fluido, es

EC.1

Esta ecuación también puede escribirse para obtener la perdida de presión en newtons por m^2(pascales)sustituyendo las unidades correspondientes de la manera siguiente:

EC.2

h: pérdida de carga o de energía (m) f: coeficiente de fricción (adimensional) L: longitud de la tubería (m) D: diámetro interno de la tubería (m) v: velocidad media (m/s) g: aceleración de la gravedad (m/s2) Q: caudal (m3/s)

El coeficiente de fricción f es función del número de Reynolds (Re) y del coeficiente de rugosidad o rugosidad relativa de las paredes de la tubería (εr):

f = f (Re, εr); Re = D * v * ρ / μ; εr = ε / D

ρ: densidad del agua (kg/m3). μ: viscosidad del agua (N*s/m2). ε: rugosidad absoluta de la tubería (m)

La ecuación de Darcy es válida tanto para flujo laminar como para turbulento de cualquier liquido en una tubería

Con la ecuación 1: se obtiene la perdida de presión debida al rozamiento y se aplica a tubería de diámetro constante por la que se pasa un fluido cuya densidad permanece razonablemente constante, a través de una tubería recta, ya sea horizontal, vertical o inclinada. Para tuberías verticales, inclinadas o de diámetro variable, el cambio de presión, debido a cambios de elevación, velocidad o densidad del fluido debe hacerse de acuerdo con el teorema de Bernoulli.

Moody (1944) consiguió representar la expresión de Colebrook-White en un ábaco de fácil manejo para calcular "f" en función del número de Reynolds (Re) y actuando la rugosidad relativa (εr) como parámetro diferenciador de las curvas:

10. ¿Cómo se calculan las pérdidas de presión que ocurren en restricciones y accesorios?