El santo grial de la medición de pozos – PARTE 2.1

El santo grial de la medición de pozos – PARTE 2.1

November 9, 2020

Introducción

La medición de pozos es una práctica necesaria en los yacimientos petrolíferos para determinar los flujos de agua, gas y petróleo de los pozos.

Normalmente, un yacimiento petrolífero tiene todos tipo de pozos de petróleo con una gran variedad de flujos de petróleo seco, agua y gas, además de cortes de agua en un amplio rango, con las mas diversas presiones, densidades, salinidades, presencias de gas y tipos de petróleo. Todas estas variables convierten a la medición de pozos en un problema complejo.

¿Qué es la medición de pozos?

En el Upstream, una medición de pozos es simplemente un período de tiempo durante el cual se mide la producción de un pozo, ya sea en la cabeza del pozo con equipamiento portátil de medición de pozos, o en una instalación de producción. Hoy en día, los mecanismos de medición de pozos son complejos, costosos y no muy precisos. Este procedimiento es llevado a cabo gracias a separadores (ej.: bifásicos o trifásicos, dependiendo del pozo).

En algunas compañías, la frecuencia de medición de pozos es determinada con un procedimiento, el cual prioriza los pozos de mayor producción, aquellos que hayan tenido alguna intervención, aquellos que puedan tener mayores variaciones, etc. En compañías con yacimientos con gran cantidad de pozos, esta frecuencia puede ser de hasta una medición por pozo cada uno o dos meses. A veces, hay algunos requerimientos de frecuencia mínima por parte de organismos estatales. Para llevar a cabo la información necesaria para los sistemas de gestión de producción, también se debe contabilizar el tiempo de parada del pozo. Para tener un mejor estimado del tiempo de parada del pozo, es necesario automatizar la medición de cada pozo. Dependiendo del método de elevación (surgencia natural o sistemas de elevación artificial tales como el bombeo mecánico, ESP, PCP, elevación por pistón, etc.), será el tipo de monitoreo y control que cada pozo deberá llevar a cabo para la determinación (entre otras cosas) del tiempo de parada. Sin embargo, hablaremos de esto en otro artículo.

De esta manera, la “producción diaria” se calcula considerando el tiempo de parada y la información de la medición de pozo mas reciente de cada pozo.

Propósito de una medición de pozo

Desde un punto de vista del Área de Producción, el conocimiento preciso de esta información hace que sea posible determinar las necesidades y limitaciones de las estaciones y plantas de producción. Además de la determinación del balance de masa por zonas y la optimización de movimiento de fluidos y el contraste con las medidas fiscales de los oleoductos.

Para el Área de Recursos, la medición es llevada a cabo a fin de obtener información sobre las características de los pozos y su evolución en el tiempo. Esto es importante para conocer el estado de la reserva en general y para predecir el comportamiento de los recursos en el futuro.

En yacimientos con gran cantidad de pozos de baja producción, dada la diversidad y número de pozos, no existe un único mecanismo para alcanzar estos objetivos. Existe un equipo que puede medir muy bien el pozo de forma continua dentro de un rango de flujo, un rango de corte de agua, sin la presencia de arenas, etc. Sin embargo, hoy en día, no existe un único equipo que pueda medir petróleo, gas y agua simultáneamente en todos los rangos y características que puedan darse en los yacimientos de este tipo.

La situación hoy

Los mecanismos actuales de medición de pozos son complejos, costosos y no muy precisos. Las tecnologías hoy en el mercado para medición de pozos son muchas y permiten diversas configuraciones. Desde tanques de medición, separadores bifásicos o trifásicos hasta medidores multifásicos, etc. Sin embargo, la mayoría de estas tecnologías son costosas, con posibilidades de variación de rango y solo pueden medir “un pozo a la vez”. Según el procedimiento actual de medición:

  • Los sistemas actuales utilizados para medición de pozos tienen un alto CAPEX y OPEX
  • El cronograma de medición se termina con información inexacta
  • La estimación del tiempo de parada no es precisa, o es muy costosa de lograr
  • Las imprecisiones en la medición de pozos o los tiempos de parada resultan en perdidas no localizadas

En la tercera parte este artículo, explicaré los pasos individuales que deben ser aprovechados para poder recibir resultados correctos y precisos para la medición de pozos.


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