El uso de la tecnología Echometer es de gran utilidad en la actividad diaria para conocer el estado de operación de los pozos de petróleo. Utilizando esta tecnología para la medición de niveles de fluido, se pueden obtener datos de suma importancia como lo es la sumergencia de la bomba de fondo y a partir de cálculos se pueden determinar las presiones de fondo como PIP, PBHP, SBHP.

La precisión en los datos de nivel y presiones de fondo, es fundamental al momento de la toma de decisiones para los procesos de optimización de pozos, ya que de estos datos dependen las recomendaciones para el mejoramiento de las condiciones de bombeo y el desempeño óptimo de los sistemas de levantamiento artificial.

Para la medición de las presiones de fondo del pozo, Echometer realiza una serie de cálculos los cuales consisten en la sumatoria de las columnas hidrostáticas en el pozo.

Para el cálculo de la presión a la entrada de la bomba, el software asume que la interface agua-petróleo se encuentra al nivel de la entrada de la bomba, por lo que este cálculo seria la sumatoria de: Presión del revestimiento (casing) en superficie + presión de la columna de gas + presión de la columna de petróleo (columna líquido - gaseosa). Y para el cálculo de la presión de fondo fluyente sería la sumatoria de: Presión del revestimiento (casing) en superficie + presión de la columna de gas + presión de la columna de petróleo (columna líquido - gaseosa) + presión de la columna de agua. 

Figura 1. Columnas hidrostáticas en pozo dinámico.

Dadas las gravedades del líquido y del gas y las razones de agua-petróleo, este cálculo es directo y sencillo excepto cuando se produce flujo de gas desde la cabeza del revestimiento y que airea la columna de líquido por encima de la bomba.

A continuación, se describe como el programa calcula los gradientes de las columnas de gas/líquido:

Figura 2. Cálculo de la interfase gas-líquido.

En esta imagen se muestra el cálculo de la Presión en la interface a partir de ecuaciones y a partir del método gráfico, una vez se obtiene este dato se procede al cálculo de la fracción de gas y la fracción de líquido de la columna líquido-gaseosa.

Para el cálculo de fracción de gas y fracción de líquido de la columna líquido – gaseosa, es necesario tener previamente el valor obtenido de la prueba mini buildup la cual se realiza automáticamente después de tomar el nivel de fluido. Esta prueba nos arroja un valor de diferencial de presión con respecto al tiempo.

Debemos asegurarnos de que esta prueba se encuentre lo mas precisa posible para garantizar mayor confiabilidad en los cálculos de presión. Adicionalmente necesitamos tener el dato de profundidad de nivel de fluido.

Figura 3. Ecuaciones y gráfico para el cálculo de la fracción de gas y la fracción de líquido en la columna liquido-gaseosa.

Una vez realizado el cálculo de estas variables, se toma en cuenta la desviación del pozo para el cálculo de presiones de fondo, realizando la sumatoria de columnas hidrostáticas y considerando las gravedades especificas del petróleo, agua y gas; tal y como se describe a continuación:

Figura 4. Cálculo de PIP y PBHP.

Cálculo de presión estática:

Cuando se está tomando un registro acústico en un pozo que no ha producido durante un cierto tiempo (cierre de flujo intencional o debido a problemas mecánicos) y el objetivo es determinar la presión estática.

El procedimiento para la adquisición del registro no cambia, pero es conveniente introducir un comentario indicando por cuánto tiempo ha estado cerrado el pozo. En un pozo que ha estado cerrado por un tiempo, la presión del revestimiento generalmente permanece relativamente constante (o podría disminuir un poco) durante la prueba de nivel, esto es un indicio que la columna de fluido es 100% líquido (agua y crudo), lo cual indica que el pozo ya no está aportando gas y fluidos, que este se encuentra estabilizado ya que sus fluidos se encuentran totalmente separados.

Figura 5. Diagrama de columnas hidrostáticas en pozo estático.

Para hacer un cálculo preciso de la presión estática (SBHP) hay que tomar en cuenta el líquido que se encontraba en el pozo antes de parar la bomba para poder calcular el % de agua y crudo existente en la columna. El programa considera que el fluido que entró en el pozo después de parada la bomba mantiene el corte de agua que corresponde a la producción normal del pozo.

Figura 6. Relación Agua – Petróleo en pozo estático.

Para que el programa calcule el dato de presión estática en el pozo, es necesario que suministremos previamente el dato de nivel de fluido dinámico el cual tenia el pozo cuando estaba produciendo y los datos de producción en estado dinámico del pozo. Una vez suministramos esta información, el software calcula cuanto petróleo y cuanta agua ingresó según el dato de fluido nuevo del pozo. Así se obtienen con exactitud la altura de cada una de las columnas y se puede realizar la sumatoria de columnas hidrostáticas para el cálculo de la presión estática.

Figura 7. Diagrama de columnas de fluidos en pozos en condiciones dinámicas y estáticas.

Por Ing. Samantha Perozo