Capítulo 6

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EVALUACION Y MONITOREO DE POZOS EXISTENTES
El flujo simultáneo de petróleo y agua
constituye el caso de flujo bifásico más frecuente.
Las respectivas ecuaciones generales
son las siguientes:
qhp = qt * yhp - qs
qlp = qt * ylp + qs
donde:
q = tasa de flujo, hp = fase pesada,
lp = fase liviana, y = “hold-up” de la fase
vs = velocidad de resbalamiento,
qs = tasa de resbalamiento definido como:
yhp * ylp * A *
(18)
(19)
vs (18)
donde A es el área expuesta al flujo.
En un régimen de flujo con burbujas, es
decir, cuando una fase es continua y la otra
está distribuida en forma de burbujas dentro
de la primera, se supone que el molinete puede
determinar la tasa de flujo total qt. El “holdup”
de las fases se deberá calcular a partir de
las mediciones, mientras que la velocidad de
resbalamiento se encuentra a partir de las
correlaciones establecidas en el laboratorio.
Medición del “hold-up” de una fase
La medición del “hold-up” de una fase
nunca ha sido obtenida en forma directa. Es
habitual derivarlo a partir de la densidad del
fluido, la cual se determina, generalmente, en
base a la diferencia de presión entre dos
puntos desplazados una distancia vertical fija.
El sensor utilizado para esta operación se
denomina gradiomanómetro. Si se conocen las
densidades de las fases puras, la densidad de
la mezcla de fluido se puede expresar como
una combinación lineal simple de cada una de
las fases presentes. Por lo tanto, para calcular
el “hold-up” en un flujo bifásico, se puede
utilizar la siguiente ecuación:
Densidad del fluido = rf = yhp * rhp + ylp * rlp (20)
además, yhp + ylp = 1 (21)
Al combinar y substituir ylp en (21) se obtiene:
yhp = (rf - rlp) ⁄ (rhp - rlp) (22)
Este sistema de cálculo de la densidad
del fluido a partir de la diferencia de presión,
está sujeto a muchos inconvenientes:
• La medición incluye la caída de presión
por fricción en el flujo, por lo tanto con
tasas de flujo elevadas, es necesario
realizar una corrección para evitar
errores al calcular la densidad del fluido
• La medición se debe corregir en los pozos
inclinados, por cuanto la diferencia de
presión depende de la distancia vertical
real entre los puntos de medición y, por la
misma razón, se torna menos sensible. En
un pozo totalmente horizontal, no se
puede calcular la densidad del fluido a
partir de la diferencia de presión, puesto
que no existe una diferencia de
profundidad entre los puntos de medición
• El uso de la densidad para determinar el
“hold-up” de la fase constituye un método
indirecto. Si un pozo tiene entradas de
agua con salinidades diferentes, y entradas
de petróleo con densidades diferentes, en
la ecuación (22) no se podrán hallar
valores únicos para rhp y rlp. Este problema
lleva a una estimación inexacta del
“hold-up” y puede provocar errores de
interpretación, como el diagnóstico de una
entrada de agua dulce como si fuera de
petróleo si el pozo contiene agua salada.
Una vez reconocidos los inconvenientes
del gradiomanómetro, se comenzaron a
realizar intentos para determinar el “hold-up”
por otros métodos tales como:
• Medir la capacitancia de un fluido
bifásico de un pozo, la cual se puede
relacionar con el “hold-up” si se conoce
la capacitancia de cada fase
• Medir la densidad de electrones, determinando
la capacidad que tiene la mezcla
de fluido de absorber los rayos gamma
emitidos por una fuente de Cesio. En este
caso, la densidad de electrones se puede
utilizar para determinar el “hold-up”, de
la misma manera que se utiliza la densidad
obtenida con el gradiomanómetro.