Capítulo 6

Figura 6.38
Tasa de flujo total (bpd)
6.000
1.500
600
80¡
Tres tasas de flujo totalmente
diferentes para los experimentos
en un circuito de
flujo experimental de 5 pulgadas
de diámetro externo.
En todos los casos el corte
de agua es del 50%. La variación
del “hold-up” se puede
observar para cuatro ángulos
distintos de la tubería.
89¡
90¡
Petróleo
Agua
Petróleo
Agua
Petróleo
Agua
Angulo con respecto a la vertical
menores entrampan agua, lodo, fluidos de
estimulación y otros. En los puntos altos, se
entrampa el gas. Estas acumulaciones de
fluidos estancados, ejercen una gran influencia
sobre las mediciones obtenidas con los
sensores de perfilaje de producción.
El tipo de completación también puede
aumentar la complejidad de la situación. Por
ejemplo, las tuberías ranuradas no cementadas
permiten el flujo dentro y fuera de las
mismas, lo cual es una función de la geometría
del hueco abierto, que se puede
confundir fácilmente con entrada de producción
o flujo cruzado. Asimismo, como se
comentó anteriormente, el gradiomanómetro
tradicional no es capaz de medir el “hold-up.”
Por estos motivos, se diseñó una nueva
sarta de herramientas de perfilaje de producción,
especial para pozos horizontales. En
primer lugar, se estudió la mecánica del flujo
de fluidos en un pozo horizontal, lo cual
comprendió experimentos con mezclas de
petróleo y agua en un circuito de flujo experimental.
Este estudio reveló algunos fenómenos
interesantes, que indicaban el tipo de
mediciones necesarias para entender y cuantificar
el perfil de flujo de un pozo horizontal.
Se llegó a dos conclusiones principales:
A V ANCES EN EL PERFILAJE DE PRODUCCION
91¡
1)El petróleo y el agua siempre fluyen en
un régimen de flujo estratificado. Esto
quiere decir que el petróleo y el agua se
segregan en dos capas diferentes, y se
mantienen así hasta alcanzar tasas altas
de flujo; por ejemplo, de 30.000 bppd
en una tubería corta de 7 pulgadas.
2)Si las tasas de flujo son bajas, es decir,
inferiores a los 3.000 bppd en una
tubería corta de 5 pulgadas, el “hold-up”
de las fases se ve sumamente afectado
hasta por variaciones mínimas en la
desviación de la tubería. En la Fig. 6.38
se observan los resultados obtenidos en
los experimentos del circuito de flujo, en
los que se consideran cuatro inclinaciones
diferentes de la tubería en tres
condiciones diferentes de flujo total, con
una mezcla de petróleo y agua en partes
iguales. Si el flujo asciende, dado que el
agua es más pesada que el petróleo, la
velocidad del agua se reduce; pero, para
mantener la misma tasa de flujo, el
“hold-up” debe aumentar. En sentido
inverso, la velocidad de la fase liviana de
petróleo aumenta cuando va en sentido
ascendente, con lo cual su “hold-up”
disminuye. Cuando la tubería se inclina
hacia abajo, la velocidad del agua
aumenta y su “hold-up” correspondiente
disminuye, mientras que la velocidad del
petróleo disminuye y el “hold-up” del
mismo aumenta. Cuando existen tasas
de flujo elevadas, el “hold-up” se independiza
parcialmente de la inclinación
de la tubería, puesto que los efectos de
la fricción se vuelven mucho más importantes
que los efectos de la gravedad.
De las observaciones anteriores, se desprende
claramente que una variación del
“hold-up” en un pozo horizontal, se puede
confundir erróneamente con una entrada de
fluido, cuando, en realidad, está inducida sólo
por una variación de la desviación del pozo.
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