consideraciones de registro de producción
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CAPITULO II
Marco teórico
Antecedentes
Según Cruz (2005), los antecedentes sirven de base para el desarrollo
de la investigación, estos aportan información, técnicas y metodologías que
sirven como guía para solucionar el problema o cumplir con los objetivos
propuestos; los antecedentes a utilizar son los siguientes:
José, G. y Nava, L. (2005) en su proyecto especial de grado titulado,
Interpretación cualitativa de los registros de producción tomados en los
yacimientos bach-12 y 18 del área de Bachaquero, realizado en La
Universidad del Zulia, se centraron en determinar la utilidad de los registros
de producción como herramienta de diagnóstico de problemas en los pozos
productores del yacimiento estudiado. El estudio se hizo solo de manera
cualitativa, entre los registrados utilizados se tienen los perfiles de
identificación de fluidos (Densidad y Capacitancia).
El estudio anterior sirvió de apoyo técnico, puesto que aportó información
referente a la utilización de las herramientas (PLT), tomando en cuenta como
deben analizarse sus resultados y que forma se adecúa más para
diagnosticar los pozos con problemas de corte de agua.
Por su parte, Jorge, E. y Machado, A. (2004) en su investigación titulada,
Evaluación de registros de producción y saturación de fluidos corridos
en la segregación Lagomar durante el periodo de 1999-2003,
reinterpretaron los registros de producción para luego correlacionarlos con la
finalidad de buscar una relación para definir los esquemas de completación
mas adecuados para drenar los yacimientos.
En cuanto a la investigación anterior, se logró determinar la importancia
de las herramientas de diagnóstico (PLT) en la toma de decisiones para
selecciones los métodos de explotación de los yacimientos.
Bases teóricas.
Definición de registro de producción.
Las siglas PLT significan Production Logging Tool, que significa
“Herramienta de Registros de Producción”.
Un registro de producción determina cualitativamente la producción de
crudo, agua y gas procedente de las diferentes zonas o lentes de producción
de un yacimiento. Esta información es vital para una completación exitosa y
para la recuperación óptima de cualquier yacimiento. Son llevadas a cabo
rutinariamente en pozos productores de hidrocarburos para determinar la
fuente de producción de crudo, gas y agua, en donde el pozo tiene
perforaciones en más de una capa, o a lo largo de un gran intervalo.
También permiten la identificación de puntos de entrada de fluido y los
tipos de fluidos entrando en el pozo, permitiendo la toma de decisiones
relativas a cierres zonales, perforaciones adicionales, re-perforaciones, etc.
Los PLT también pueden ser ejecutados en pozos de inyección multi-capas
para determinar la proporción del fluido inyectado que ingresa en cada capa
o conjunto de perforaciones.
En referencia a este concepto Mata (2007), el objetivo principal de los
registros de producción es evaluar el comportamiento, y tipo de Fluidos
dentro del pozo durante operaciones de Producción o Inyección.
Localización de Entradas de Agua, Petróleo o Gas.
Perfiles de Flujo o de Inyección.
Perforaciones fuera de Profundidad.
Perforaciones mal cementadas.
Perforaciones obstruidas o con Baja Eficiencia.
Zonas ladronas, robando producción / Flujo Cruzado.
Fugas Mecánicas (Tapones, Empacaduras).
Huecos en Tubería o Revestidor.
Canalización: Flujo por detrás del Revestidor.
Objetivo general del registro de producción.
El objetivo general de los registros de producción es identificar y
cuantificar los fluidos producidos (Gas, Petróleo o Agua) de acuerdo con sus
propiedades físicas, tales como densidad, temperatura, velocidad-dirección,
gasto de flujo, resistividad eléctrica y parámetros atómicos, entre otros.
Según el tipo de evaluación realizada las actividades asociadas a los
Registros de Producción pueden clasificarse tal y como se describe a
continuación:
Diagnóstico de Pozos:
Aplicables por lo general a pozos productores que han venido
presentando problemas asociados a irrupción inesperada de Agua o Gas;
este tipo de actividades busca la identificación del problema para un trabajo
de RA/RC a plazo inmediato.
Monitoreo de Producción:
En este caso, se realiza un registro para modelar un perfil cuantitativo de
producción todos los intervalos abiertos a lo largo del pozo; los resultados
obtenidos se utilizan generalmente para realizar comparaciones con la
historia de producción del pozo/yacimiento y para el cálculo de Balance de
Materiales del área.
Monitoreo de Inyección:
Para pozos inyectores se corren este tipo de registros con la finalidad de
generar un perfil de inyección del pozo y conocer así que cantidad de agua o
gas está siendo inyectado por cada punto a lo largo del pozo. Los datos
obtenidos de este registro se utilizan para simulación de yacimientos y para
cotejar los datos de inyección con los de los pozos productores asociados.
Herramientas básicas de PLT
Tabla N°1
Herramientas de
Correlación
Identificadores de Fluidos
Medidores de Fluidos
Sensores independientes
Gamma-Ray
Ccl
Capacitancia – Water Cut
Gradiomanometro
Gas Hold Up Densidad de
Fluido Radiactiva
Fullbore Flowmeter
Continuous Flowmeter
In – Line Flowmeter
Diverter Flowmeter
Presión Temperatu
ra
Fuente: Detección y cuantificación a condiciones de fondo de zonas productoras.
Registro de Producción Avanzada (PLT). Ing. José Mata
Gamma Ray
Los rayos gamma son detectados por un cristal de sodio iodado de alta
temperatura y amplificado mediante el Uso de una fase fotomultiplicadora
hasta alcanzar niveles medibles. La detección de niveles de energía es
electrónicamente estable.
Aplicaciones:
Litología
Correlación
Monitoreo de trazas radiactivas
CCL
El CCL responde a los cambios de volumen de metal, frente a un cuello
existe un cambio en el volumen del metal, lo cual afecta la línea de flujo
magnético existente entre los dos magnetos permanentemente opuestos,
esto causa un voltaje de baja frecuencia y puede inducirse también un EMF
que mostrara continuidad entre los dos magnetos.
Temperatura
El sensor de Temperatura se encuentra directamente expuesto a los
fluidos del pozo. El cambio en el valor de una resistencia de Platino es
usado para medir la temperatura de los fluidos del pozo.
El sensor consiste de un RESISTIVE THERMAL DEVICE (RDT), el cual
es una resistencia variable sensible al calor, con un valor nominal de 1000
ohm-m, la cual cambia a medida que la temperatura del medio que la rodea
varía y puede detectar cambios hasta de 0.0035 C
Manómetros
La función de los manómetros es obtener la presiones estáticas (Pozo
cerrado) o fluyentes de fondo y gradientes de presión contra tiempo, con el
fin de evaluar las presiones existentes en el yacimiento. El principio de esta
herramienta consiste en un espiral que cambia a medida que varía la
presión. La unidad medida es Lpc (Libras por pulg. Cuadradas). La
interpretación del registro de presión cambia dependiendo si la tasa de flujo
es constante o variable. Se aplican las técnicas conocidas de análisis de
pruebas de presión (Buil up, Estáticas, Fluyentes, etc.)
Presión de Cuarzo
Los sensores de cuarzo (Quartz gauges) son los mas precisos y
preferidos para pruebas de presión largas (Build ups – Drawdowns)
Aplicaciones:
Registros de Gradiente de Presión,
Buildups y drawdowns
Análisis de pruebas de presión
Perm eabilidad de form ación,
Skin factor,
Presión de reservorio.
Datos para cálculo de Índice de Productividad
La herramienta de medición de presión usa un cristal de cuarzo como
transductor de las medidas de presión y temperatura interna de la
herramienta. Un segundo cristal no expuesto a la presión externa, provee
compensación por temperatura que permite mayor precisión y resolución en
la medida de presión.
La presión del pozo es transmitida a través de un metal aislado por
debajo de un volumen de aceite de silicón que rodea el cristal de cuarzo, el
cambio en la presión hidrostática altera la frecuencia de resonancia.
Medidor de flujo (Flowmeter)
La función de esta herramienta es evaluar las tasas de flujo relativas con
que contribuye cada una de las zonas de producción que se encuentran en el
pozo. El principio básico del medidor de la tasa de flujo es medir la
frecuencia de rotación de una hélice que gira según la velocidad del fluido
que se mueve en el pozo (RPS). Existen varios tipos de medidores de fuljo:
Medidor continuo, medidor empacadura (Bajo caudal) y Medidor de caudal
total.
Trazadores radioactivos
Esta herramienta es empleada para registrar perfiles en pozos inyectores,
y determinar el patrón de viaje de los fluidos inyectados fuera del revestidor.
Emplea un dispositivo estándar de rayos gamma que posee un detector
múltiple para realizar el monitoreo, y una cámara que expulsa el material
radioactivo. La herramienta mide el tiempo de retorno de los rayos gamma
en segundos.
Gradiomanometro
El Gradiomanómetro se utiliza para obtener la densidad del fluido y en
combinación con el Medidor de Flujo permite la determinación de las
proporciones individuales de cada uno de los componentes (fases) de una
mezcla de fluido. El principio básico de la herramienta es medir la diferencia
de presión en un intervalo de dos pies y por inferencia se obtiene la densidad
del fluido (gr/cm3).
Hold up meter (hum)
La función de estos medidores de corte de agua es detectar agua en el
fluido que se esta produciendo y determinar, en conjunto con la herramienta
medidora de flujo, zonas que aporten agua. El principio de esta herramienta
es medir la constante dieléctrica del fluido. Esta constante es función de la
cantidad de agua, petróleo y gas presente en el fluido.
Capacitancia
Su aplicación principal es distinguir entre agua e hidrocarburos basada
en la disparidad en la constante dieléctrica de ellos. La herramienta es
esencialmente un capacitor anular con el cilindro interior y el housing
externo actuando como los platos del capacitor y los fluidos del pozo como el
dieléctrico.
Como fluidos de diferentes constantes dieléctricas pasan a través del
área del detector, la capacitancia cambia (y a su vez la frecuencia de salida
de la herramienta).
Orígenes del agua
El agua se encuentra presente en todos los campos petroleros y es el
fluido más abundante en el campo. Con respecto a la producción de crudo,
es fundamental distinguir entre el agua de barrido, el agua buena (aceptable)
y el agua mala (o excesiva).
Agua de Barrido.Proviene de un pozo inyector o de un acuífero activo que contribuye al
barrido del petróleo del yacimiento. El manejo de este tipo de agua es una
parte fundamental del manejo del yacimiento y puede constituir un factor
determinante en la productividad de los pozos y de las reservas finales.
Agua Buena.Es el agua producida dentro del hueco a una tasa inferior al límite
económico de la relación agua/petróleo (RAP). Es una consecuencia
inevitable del flujo de agua a través del yacimiento, y no se puede eliminar
sin perder parte de las reservas. La producción del agua buena tiene lugar
cuando existe un flujo simultáneo de petróleo y agua en toda la matriz de la
formación.
Agua Mala.Cuando la producción de petróleo no es suficiente para compensar el
costo asociado con el manejo del agua, es decir es agua producida por
encima del límite económico de la RAP.
Problemas del agua
Los diez tipos básicos de problemas comprenden desde las más fáciles
de resolver hasta los más difíciles.
Filtraciones en el revestidor, tuberías de producción o empacaduras. Permiten que el agua proveniente de zonas que no producen
hidrocarburos ingrese en la columna de producción.
Los registros básicos de producción, tales como la densidad del fluido, la
temperatura y el flujo pueden resultar suficientes para diagnosticar estos
problemas. En los pozos de mayor complejidad, puede ser necesario contar
con registros de flujo de agua (WFL, por sus siglas en inglés), o perfilaje
multifásico de fluidos, como el registro de la fracción volumétrica (Holdup) de
cada una de las tres fases (TPHL, por sus siglas en inglés). Las herramientas
con sondas eléctricas, como la herramienta FloView, pueden identificar
pequeñas cantidades de agua en el flujo de producción.
Las soluciones habituales incluyen la inyección forzada de fluidos
sellantes y el cegado mecánico por medio de tapones, cemento o
empacaduras.
Fig. 1 Filtraciones en el revestidor, en la tubería de producción o en el
empacador.
Fuente: PDVSA (2008).
Flujo canalizado detrás del revestidor.
La existencia de fallas en la cementación primaria puede provocar la
conexión de zonas acuíferas con zonas de hidrocarburos. Estos canales
permiten que el agua fluya por detrás del revestidor e invada el espacio
anular. Una causa secundaria puede ser la creación de un vacío detrás del
revestidor cuando se produce arena. (Ver fig. 2).
Este flujo de agua se puede detectar mediante los registros de
temperatura o los registros WFL, basados en la activación del oxígeno.
La solución principal consiste en el uso de fluidos de cegado, que
pueden ser cementaciones forzadas de alta resistencia, fluidos a bases de
resinas colocados en el espacio anular, o fluidos a base de geles de menor
resistencia colocados en la formación para detener el flujo dentro del espacio
anular.
Fig. 2 Flujo detrás del Revestidor.
Fuente: PDVSA (2008).
Contacto agua – petróleo dinámico.
Si un contacto agua – petróleo uniforme asciende hacia una zona abierta
de un pozo durante la producción normal por empuje de agua, puede existir
la producción de agua indeseada. Esto ocurre en aquellos lugares donde
existe una permeabilidad vertical muy baja. Dado que el área de flujo es
extensa y que el contacto asciende lentamente, puede incluso incurrir en que
las permeabilidades verticales intrínsecas son sumamente bajas (menos de
0,01md). En los pozos con mayores permeabilidades verticales (Kv > 0,01
kh), es más probable encontrar conificación de agua. (Ver fig. 3).
Fig. 3 Contacto Agua-petróleo Dinámico.
Fuente: PDVSA (2008).
Capa inundada sin flujo transversal.
Un problema habitual en la producción proveniente de capas múltiples se
produce cuando una zona de alta permeabilidad rodeada por una barrera de
flujo (como una capa de arcilla) está inundada. En este caso, la fuente de
agua puede ser un acuífero activo o un pozo inyector de agua. Por lo
general, la capa inundada presenta el nivel de permeabilidad más elevado. Al
no existir flujo transversal en el yacimiento, este problema se resuelve
fácilmente mediante la aplicación de fluidos de cegado rígidos o de un
cegado mecánico, ya sea el inyector o el productor. La decisión de colocar
un fluido de cegado en general se utiliza tubería flexible o utilizar un sistema
de cegado mecánico depende si se conoce cuál es el intervalo inundado. En
este caso se pueden emplear fluidos selectivos. La ausencia de flujo
transversal depende de la continuidad de la barrera de permeabilidad. (Ver
fig. 4).
Los pozos horizontales completados en una sola capa no son proclives a
este tipo de problema. Los problemas de agua en pozos sumamente
inclinados completados en capas múltiples se pueden tratar de la misma
forma que los pozos verticales.
Fig. 4 Capa inundada sin flujo transversal.
Fuente: PDVSA (2008).
Fracturas o fallas entre inyector y productor.
En las formaciones naturalmente fracturadas bajo recuperación
secundaria por inyección de agua, el agua inyectada puede invadir
rápidamente los pozos productores. Este fenómeno se produce en forma
habitual cuando el sistema de fracturas es extenso o se encuentra fisurado y
se puede confirmar mediante el uso de trazadores radioactivos y pruebas de
presión transitoria. También se pueden utilizar registros de trazadores para
cuantificar el volumen de las fracturas, valor que se utiliza para el diseño del
tratamiento. La inyección de un gel en el pozo inyector puede reducir la
producción de agua sin afectar la producción de petróleo de la formación. Si
se utiliza un flujo de geles reticulados, podría no resultar efectivo dado que
su penetración en la matriz es limitada y, por lo tanto, penetra en las
fracturas en forma selectiva. Por lo general, la mejor solución para este
problema consiste en cegar la producción de agua.
Los pozos que presentan fracturas o fallas severas a menudo sufren
una considerable pérdida de fluidos de perforación. Si se espera encontrar
una falla conductora y fracturas asociadas con la misma durante la
perforación, conviene bombear un gel dentro del pozo para resolver al mismo
tiempo el problema de la perforación y los problemas consiguientes de
producción de agua y barrido deficiente, en particular en las formaciones
cuya matriz tiene poca permeabilidad. (Ver fig. 5)
Fig. 5 Fracturas o fallas entre inyector y productor.
Fuente: PDVSA (2008).
Fracturas o fallas de una capa de agua.
El agua puede provenir de fracturas que interceptan una zona de agua
más profunda. Estas fracturas de agua pueden ser tratadas con un gel; lo
cual resulta especialmente efectivo en los casos en que las fracturas no
contribuyen a la producción de petróleo. Los volúmenes de tratamiento
deben ser lo suficientemente grandes para cegar las fracturas a una
distancia considerable del pozo. (Ver fig. 6 y 7).
Sin embargo el ingeniero se encuentra con tres dificultades. En primer
lugar, es difícil determinar el volumen del tratamiento porque se desconoce el
volumen de la fractura. En segundo lugar, como el tratamiento puede cegar
las fracturas productoras del petróleo, conviene efectuar un tratamiento con
sobre desplazamiento para mantener la productividad cerca del hueco. Por
último se utiliza un fluido gelificado, este deberá ser capaz de resistir el flujo
de retorno posterior al tratamiento. En los casos de fracturas localizadas,
convendrá cegarlas cerca del hueco, sobre todo si el pozo se encuentra
revestido y cementado. En forma similar cuando las fracturas hidráulicas
penetran una capa de agua se produce un deterioro de la producción. Sin
embargo, en esos casos por lo general se conoce mejor el problema y el
medio circundante y resulta más fácil aplicar las soluciones adecuadas, como
por ejemplo, los fluidos de cegado.
En muchos yacimientos de carbonatos, las fracturas suelen ser casi
verticales y tienden a ocurrir en grupos separados por grandes distancias, en
especial en las zonas dolomíticas cerradas, por lo cual es poco probable que
estas fracturas intercepten un hueco vertical. Sin embargo, estas fracturas se
observaron con frecuencia en pozos horizontales donde la producción de
agua a menudo ocurre a través de fallas conductoras o fracturas que
interceptan un acuífero. Como se dijo anteriormente el bombeo de fluido
gelificado puede servir para solucionar este problema.
Fig. 6 Fracturas o Fallas en una capa de agua (Pozo Vertical).
Fuente: PDVSA (2008).
Fig. 7 Fracturas o Fallas en una capa de agua (Pozo Horizontal).
Fuente: PDVSA (2008).
Conificación o formación de cúspide.
En un pozo vertical se produce conificación cuando existe un CAP cerca
de los disparos en una formación cuya permeabilidad vertical es
relativamente elevada. La tasa crítica de conificación, que es la tasa máxima
a la cual puede producir petróleo sin producir agua por conificación, a
menudo es demasiada baja para que resulte económica. En algunos casos,
se propone colocar una capa de gel por encima del contacto agua – petróleo
estacionario. Sin embargo, este método difícilmente podrá detener la
conificación, ya que se necesita un gran volumen de gel para provocar una
reducción significativa de la RAP. Por ejemplo, para duplicar la tasa crítica de
conificación se necesita un radio gelificado efectivo de por lo menos 15 m (50
pies). Sin embargo resulta difícil colocar un gel en forma económica tan
adentro de la formación. Cuando se realizan tratamientos de menor volumen,
por lo general, se produce una rápida reinvasión del agua a menos que, por
casualidad, el gel se conecte con láminas de lutitas.
En lugar de colocar un gel, una alternativa conveniente consiste en
perforar uno más huecos laterales de drenaje cerca del tope de la formación
para aprovechar la mayor distancia con respecto al CAP y la disminución de
la caída de presión, que reducen el efecto de conificación.
En los pozos horizontales, este problema se puede asociar con la
formación de una duna o de una cúspide. En dichos pozos, puede ser
posible al menos retardar la formación de la cúspide con una operación de
cegado cerca del hueco que se extienda lo suficiente hacia arriba y hacia
abajo, como en el caso de un CAP ascendente. (Ver fig. 8).
Fig. 8 Conificación o Formación de cúspide.
Fuente: PDVSA (2008).
Barrido areal deficiente.
Muchas veces el agua marginal o subyacente de un acuífero o de un
pozo inyector de agua en una zona productiva, provoca un barrido areal
deficiente. Por lo general, la anisotropía areal de la permeabilidad origina
este problema, que es especialmente serio en los depósitos de canales de
arena. La solución consiste en desviar el agua inyectada fuera del espacio de
los poros, que ya han sido barridos por agua. Esto requiere un tratamiento de
gran volumen o una inyección continua de un elemento viscoso, lo que
normalmente resulta poco económico. En este tipo de situaciones, con
frecuencia se logra mejorar la recuperación mediante la perforación de pozos
de relleno, si bien los tramos laterales de drenaje se pueden utilizar para
llegar al petróleo no barrido en forma más económica. (Ver fig. 9).
Fig. 9 Barrido areal deficiente.
Fuente: PDVSA (2008).
Segregación gravitacional.
Cuando en un yacimiento existe una capa de gran espesor con buena
permeabilidad vertical, la segregación gravitacional denominada a veces
barrido de agua en el fondo de la arena (water under-run) puede provocar la
invasión de agua no deseada en un pozo en producción. El agua, ya sea que
provenga de un acuífero o de un proceso de recuperación secundaria por
inyección de agua, se escurre hacia abajo en la formación permeable y barre
solo la parte inferior del yacimiento. Cuando existe una movilidad petróleo –
agua desfavorable el problema puede agravarse, incluso más en las
formaciones con texturas sedimentarias que se vuelven más finas hacia
arriba, dado que los efectos viscosos junto con la segregación gravitacional
fomentan el flujo en la base de la formación. Cualquier tratamiento realizado
en el inyector con el fin de cegar los disparos inferiores tendrá solo un efecto
marginal en el barrido de un mayor volumen de petróleo antes de que la
segregación gravitacional vuelva a ser dominante.
En el pozo productor existe conificación local y, como ocurrió en el caso
de conificación descrito anteriormente, es poco probable que los tratamientos
con geles produzcan resultados duraderos. Los tramos laterales de drenaje
pueden resultar efectivos para alcanzar el hidrocarburo no barrido y los
fluidos de inyección viscosos y gasificados también pueden mejorar el
barrido vertical. (Ver fig. 10).
Fig. 10 Capa con segregación gravitacional.
Fuente: PDVSA (2008). Capa inundada con flujo transversal.
El flujo transversal de agua puede existir en capas de alta permeabilidad
que no se encuentran aisladas por barreras impermeables. El problema de la
producción de agua a través de una capa inundada sin flujo transversal, pero
se diferencia de éste en el hecho de que no existe una barrera para detener
el flujo en el yacimiento. En estos casos, los intentos realizados para
modificar los perfiles de producción o de inyección cerca del hueco están
condenados al fracaso debido a la existencia de flujo transversal lejos del
hueco. Es fundamental poder determinar si existe flujo transversal en el
yacimiento, puesto que ésta es la única diferencia entre los dos problemas.
Cuando no existe flujo transversal, el problema se puede solucionar
fácilmente, mientras que cuando existe flujo transversal es menos probable
encontrar un tratamiento exitoso. Sin embargo, en caso aislados, puede ser
posible colocar un gel muy penetrante en forma económica en la capa
permeable ladrona, siempre que esta sea delgada y tenga alta permeabilidad
comparada con la zona de petróleo. Aún bajo estas condiciones óptimas,
antes de iniciar el tratamiento es necesario realizar una cuidadosa operación
de ingeniería. En muchos casos, la solución consiste en perforar uno o más
tramos laterales de drenaje para alcanzar las capas no drenadas. (Ver fig.
11).
Fig. 11 Capa inundada con flujo transversal.
Fuente: PDVSA (2008).Problemas de agua en pozos productores de petróleo.
La producción de agua no deseada cuesta a PDVSA millones por día.
Estos costos incluyen los gastos de:
Levantamiento, tratamientos químicos, disposición o reinyección del
agua, costo de capital de las facilidades de superficie, tratamiento del
agua para evitar escamas, corrosión y bacterias.
En un yacimiento donde esté presente un contacto agua petróleo,
existe una zona de transición de mayor o menor espesor dependiendo
de las características de las rocas, debajo de la cual solamente se
produce agua y por encima de la cual se produce petróleo limpio.
Los pozos completados dentro de la zona de transición producirán
petróleo con mayor o menor corte de agua.
Si las tasas son altas y existe permeabilidad vertical favorable, es
posible inducir una conificación de agua.
En zonas de buen espesor, con permeabilidad estratificada, el agua
puede llegar por adedamiento hacia arriba desde el contacto hacia el
pozo, a través de las zonas más permeables, mientras que las zonas
mas apretadas todavía conservan mucho petróleo.
Finalmente, el agua puede ser producida desde arenas acuíferas
cercanas, por detrás de la tubería de revestimiento, en los casos
donde exista pobre cementación, o por fugas en la tubería.
Las cantidades de agua que puede ser tolerada en la producción
dependen de las características de cada zona productora, en la
facilidad para el levantamiento y en la habilidad para disponer de ella.
El alto corte en pozos con gradiente normal de presión, incrementa la
presión, hidrostática del fluido combinado y podrá eventualmente
matar al pozo.
Las zonas productoras de agua pueden ser fácilmente identificadas
mediante el uso del gradiomanómetro, en conjunto con el medidor de
flujo y un perfil de temperatura, cuando existe flujo bifásico (agua y
petróleo) y las tasas son altas (más de 800 BFPD).
Para tasas menores y flujo trifásico (petróleo, gas y agua) se
recomienda el uso del Medidor Empacado de flujo combinado con el
analizador de fluidos, adicional al gradiomanómetro y el perfil de
temperatura, con esta información, el diagnóstico conduce a
decisiones sobre la naturaleza del problema y a recomendaciones
para su solución.
Problemas cerca del pozo.
Filtración en tubulares.
Canales detrás del revestidor.
Rotura de Barreras.
Completación en/ cerca de zona de agua o gas.
Problemas relacionados al yacimiento.
Conificación y cresta.
Canalización a través de canales de alta permeabilidad. (Ver fig. 12).
Digitación.
Fractura fuera de zona.
Fig. 12 Problemas de Agua.
Fuente: PDVSA (2008).
Definición de términos básicos
Aceite crudo
El aceite que proviene de un yacimiento, después de separarle cualquier
gas asociado y procesado en una refinería; comúnmente se conoce como
petróleo crudo.
Aceite lubricante
Aceite usado para facilitar el trabajo de las uniones mecánicas y partes
movibles, derivado del petróleo.
Aditivos
Sustancias activas que se agregan a los aceites lubricantes de los
motores de explosión para conferirles todas las propiedades deseadas:
mejorar el índice de viscosidad, incrementar la resistencia frente a las bajas
temperaturas.
Aditivos
Sustancias químicas que se añaden a un producto (p.e. la gasolina o al
diesel) en pequeñas proporciones para mantener y/o mejorar su calidad. Los
tipos más importantes de aditivos incluyen antioxidante, los aditivos
antidesgaste, los inhibidores de la corrosión, mejoradores del índice de la
viscosidad, e inhibidores de la espuma.
Almacenamiento
Instalación que cuenta con uno o varios depósitos con la finalidad de
acopiar los combustibles líquidos o gaseosos.
Alquilación
Proceso de introducción de uno o más grupos alquilo (radical de un
hidrocarburo parafínico, derivado de un alcano al que se elimina un átomo de
hidrógeno) en un compuesto químico.
Aromáticos
Familia de hidrocarburos con una estructura de anillos de benceno, alto
índice de octano en algunos casos y, generalmente, con un olor aromático
distintivo y buenas propiedades solventes. Son productos muy importantes
como materias primas de la industria química y de plásticos.
Asfalto
Hidrocarburo sólido, semisólido o viscoso, de color variable entre pardo y
negro, que se licúa gradualmente al ser calentado y en el que los
componentes predominantes son betunes. Existe en la naturaleza en forma
sólida o semisólida, se obtiene al refinar el petróleo o son combinaciones de
uno con otro o con petróleo y sus derivados. Tiene propiedades adhesivas y
aislantes, utilizado en carreteras y techos.
Barril
Unidad de medida utilizada para el petróleo crudo y los productos del
petróleo (1 barril =159 litros).
Bombeo de petróleo
Operación mecánica continua o intermitente de trasegar combustibles a
través de la línea de oleoducto o incrementar el flujo de un pozo.
Butano
Un hidrocarburo que consiste de cuatro átomos de carbono y diez
átomos de hidrógeno. Normalmente se encuentra en estado gaseoso pero se
licúa a presión fácilmente para transportarlo y almacenarlo; se utiliza en
gasolinas y como combustible.
Carta geológica
Informe de una región que incluye estudios geológicos, análisis de
muestras de terreno, estudios por rayos X y datos de los estratos obtenidos
por perforación para identificar posibles yacimientos de petróleo.
Conificaciòn
Característica de un tubo que indica que tiene varios espesores según la
zona.
Conversión
Nombre genérico de los procesos que permiten obtener hidrocarburos
más livianos que los que se incorporan a la planta. Esta transformación
puede ser térmica (mediante calor) o catalítica.
Cracking o craqueo
Proceso de conversión consistente en el rompimiento de moléculas
grandes de hidrocarburos en otras más pequeñas con el fin de aumentar la
proporción de productos ligeros y volátiles. Cuando este proceso se alcanza
por la aplicación de calor únicamente, se conoce como craqueo térmico. Si
se utiliza un catalizador se conoce como craqueo catalítico; si se realiza en
una atmósfera de hidrógeno se conoce como un proceso de hidrocraqueo.
Licuación o licuefacción
Operación que consiste en transformar el gas natural en la zona del
yacimiento a su forma líquida con el propósito de transportarlo.
Lodos
Una mezcla de arcillas, agua y productos químicos utilizada en las
operaciones de perforación para lubricar y enfriar la barrena, para elevar
hasta la superficie el material que va cortando la barrena, para evitar el
colapso de las paredes del pozo y para mantener bajo control el flujo
ascendente de crudo o gas. Es circulado en forma continua hacia abajo por
la tubería de perforación y hacia arriba hasta la superficie por el espacio
entre la tubería de perforación y la pared del pozo.
Metano
Gas incoloro, inodoro e insípido, más ligero que el aire y muy inflamable,
cuya fórmula química es CH4.
Nafta
Producto ligero del refino de petróleo, cuyo punto de ebullición es inferior
al del queroseno, utilizado como combustible de automóviles o materia prima
de la industria petroquímica (p.e, para la elaboración de etileno).
Petróleo
Líquido oleoso bituminoso de origen natural compuesto por diferentes
sustancias orgánicas. También recibe los nombres de petróleo crudo, crudo
petrolífero o simplemente "crudo". Se encuentra en grandes cantidades bajo
la superficie terrestre y se emplea como combustible y materia prima para la
industria química.
Reservorio
Formación subterránea porosa y permeable que forma parte de un
yacimiento y que contiene una acumulación natural de petróleo o gas
produce, que se encuentra combinado pro rocas impermeables o por
barreras de agua y que esta solo separados de otros reservorios.
Viscosidad
La viscosidad es una de las características más importantes de los
hidrocarburos en los aspectos operacionales de producción, transporte,
refinación y petroquímica. La viscosidad, que indica la resistencia que opone
el crudo al flujo interno, se obtiene por varios métodos y se le designa por
varios valores de medición.
Viscosidad cinemática
Es equivalente a la viscosidad expresada en centipoises dividida por la
gravedad específica, a la misma temperatura. Se designa en stokes o
centistokes.
Viscosidad relativa
Es la relación de la viscosidad del fluido respecto a la del agua. A 20 ºC
la viscosidad del agua pura es de 1.002 centipoise.
Viscosidad Universal Saybolt
Representa el tiempo en segundos para que un flujo de 60 centímetros
cúbicos salga de un recipiente tubular por medio de un orificio, debidamente
calibrado y dispuesto en el fondo del recipiente, el cual se ha mantenido a
temperatura constante.
Yacimiento
Área de superficie bajo la cual existen uno o más reservorios que estén
produciendo o que se haya probado que son capaces de producir
hidrocarburos.