¿Qué son los perfiles de producción?

1.       ¿Qué son los perfiles de producción?

Se puede definir como las Mediciones efectuadas en el subsuelo posteriores a la completación inicial del pozo.

2.       ¿Cuál es el objetivo del perfilaje de producción?

Su objetivo es proporcionar información sobre la naturaleza y el movimiento de los fluidos dentro del pozo.

3.       ¿Cuáles son las grandes áreas a las que se aplica el perfilaje de producción?

·         Comportamiento de los yacimientos:

Incluye:

*Perfiles de flujo en los pozos, para determinar la cantidad y tipos de fluidos producidos en cada zona del pozo (y del yacimiento).

*Determinación del índice de productividad para los pozos de petróleo.

*Potencial total para pozos de gas.

·         Problema en los pozos:

*Los perfiles de producción corridos a una edad temprana en la vida del pozo, sirven como marco de comparación con corridas posteriores, bien sea para monitorear la etapa de agotamiento del pozo o para resolver problemas.

*Los problemas causados por fallas en la tubería de revestimiento u otras herramientas de la completación o la comunicación entre zonas, por detrás de la tubería pueden definirse y localizarse con estos perfiles de producción.

*Las reparaciones resultan simples y económicas cuando la naturaleza del problema está bien entendida antes de comenzar los trabajos de reparación.

*En ocasiones, las soluciones pueden lograse con herramientas bajadas a través de la tubería eductora, con poca o escasa perdida de producción como consecuencia de los trabajaos.

*Cuando se trata de trabajos de fracturación adificaciones y otros tratamientos a las formaciones los perfilajes de producción se usan para evaluar la efectividad de dichos tratamientos.

*En los pozos inyectores es importante conocer no solo la cantidad de fluidos que recibe un pozo, sino la cantidad que penetra en cada horizonte o zona, a determinadas tasa de inyección. Con los perfiles de producción se pueden determinar no sola distribución, que revela sigue está cumpliendo el comportamiento esperado, sino la causa de cualquier posible problema durante la inyección, bien sea fallas mecánicas en el pozo o por características no esperadas de la formación. La interpretación en pozos inyectores es simple, pues los fluidos inyectores son monofásicos.

4.       Pozos en condición de estabilidad:

Excepto por unos pocos casos, las técnicas de interpretación se aplican a un pozo que produce en condiciones relativamente de estado estable. A continuación se define lo que es una condición estabilizada.

·         Estabilidad estática:

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*Para un pozo cerrado en la superficie, el retorno a condiciones estáticas puede resultar muy lento para ser medido con las herramientas de producción disponibles. La presión estática, por ejemplo, a veces requiere de más de 72 horas antes de poder ser extrapolada a condiciones estáticas. A los efectos de un Gradiomanómetro y de un Medidor de Flujo, cuando se toman medidas a intervalos de media hora en un pozo cerrado y no se perciben variaciones, el pozo puede considerarse estático.

*Para el propósito de medición del gradiente estático de columnas de petróleo, gas y agua, un período de dos horas de cierre es suficiente; no obstante, hay que tener en cuenta que el hecho de cerrar el pozo en la superficie no impide la posible ocurrencia de un retroflujo o de flujo entre zonas en el fondo del pozo.

·         Estabilidad Térmica:

La estabilidad termal puede requerir muchos días antes de ocurrir, dependiendo de la magnitud y la cantidad de tiempo en que se causó el disturbio. Por otra parte, la estabilidad térmica bajo condiciones dinámicas de producción, se alcanza cuando se logra una tasa de producción estable.

·         Estabilidad dinámica:

Cuando un pozo se programa para perfilaje de producción, sus tasas de producción deben controlarse cuidadosamente para determinar si la producción es estable. Si el pozo ha estado cerrado por un período previo prolongado, la producción puede tomar poco o mucho tiempo para estabilizarse, dependiendo de las características del yacimiento y de la tasa de producción que se pretenda estabilizar.

5.       Reestabilización después de períodos cortos de cierre:

·         Pozos Fluyentes y de Levantamiento por Gas:

Usualmente las herramientas de perfilaje de producción se corren con el pozo produciendo a su tasa normal. Si el diámetro interno de la herramienta es muy cercano al diámetro de la tubería eductora, el pozo puede ser cerrado por un corto lapso para permitir la bajada de la herramienta, de forma de evitar las altas caídas de presión por fricción en el anular entre tubería y herramienta. Antes de la corrida del perfil, el pozo debe ser reestabilizado, lo cual puede tomar unas horas si el pozo estuvo cerrado por una hora o más, o menos si el cierre fue solo durante el paso de la herramienta por alguna sección reducida de la tubería. Se considera que el pozo está estabilizado si la presión en el cabezal de producción (THP) permanece constante por alrededor de ½ hora.

·         Pozos de bombeo:

Si el bombeo tiene que pararse por cualquier razón no prevista, el tiempo para reestabilizarlo dependerá del tiempo que estuvo cerrado, del área anular y del Índice de Productividad (IP), según se verá más adelante en este curso.

·         Producción cíclica e intermitente:

La producción de un pozo puede tender a ser en forma de ciclos o intermitente.

Dos de las causas que se discuten en este taller son el cabeceo o producción por cabezadas y el levantamiento intermitente por gas.

* Levantamiento Intermitente por Gas: Ocasionalmente, cuando se trata de economizar gas de levantamiento, el gas puede ser inyectado en forma intermitente mediante un control de superficie, o regulado automáticamente en el fondo del pozo mediante válvulas de levantamiento ajustadas para operar a una presión predeterminada.

Para los efectos del perfilaje, el levantamiento debe ser mantenido de manera continua para lograr más precisión en la medida. Es imprescindible asegurarse de que el gas de levantamiento sea sustraído del gas total producido al efectuar los cálculos de flujo.

*Cabeceo: Cuando la energía disponible en un yacimiento empieza a declinar, un pozo puede comenzar a producir por impulsos, dando lugar a períodos de producción de cierta duración, seguidos de períodos de no flujo. Cuando los períodos de no flujo se alargan, el pozo se coloca en una modalidad de producción conocida como cabeceo o producción por cabezadas. Las mediciones efectuadas bajo estas condiciones ofrecen dificultades, que a veces hacen peligrosa su realización. La manera más segura de tomar estas mediciones consiste en producir con el pozo “estrangulado” para llevarlo a una condición estable si eso fuera posible.

 El cabeceo es raro dentro de la formación. Ocurre únicamente en formaciones carbonáticas donde la energía se almacena en fisuras o cavernas. El cabeceo en la tubería eductora es causado por acumulaciones de tapones de gas y líquido dentro de la misma tubería y cerca de la superficie y se nota por fluctuaciones de corta duración en la THP, cuyo efecto no se nota cerca del fondo del pozo.

En todo caso, si el pozo no puede ser retornado a condiciones estabilizadas, las mediciones deben efectuarse mediante paradas por encima y por debajo de cada

 zona de producción, que incluyan no menos de tres ciclos para tener un promedio razonable.

6.       Problemas diagnósticos con el perfilaje de producción:

A veces es menester, por razones económicas, la completación de pozos con producción de diferentes zonas de manera conjunta, en una misma tubería de producción. Generalmente no es posible mantener una presión de fondo que permita producir todas las zonas juntas a una tasa de producción deseada. Los métodos de perfilaje de producción nos proporcionan medidas de la tasa de producción y el contenido de fluidos de cada una de las zonas, lo que permite tomar medidas que propendan al que el drenaje de los yacimientos sea llevado de manera optimizada.

El perfilaje de producción ofrece una forma rápida y económica para determinar y localizar las zonas de alta producción de agua o de alta relación gas petróleo, que el proceso de prueba de las zonas una por una (drill stem testing), durante el cual las zonas rara vez producen por separado en forma similar a como producen de manera conjunta. Cuando la producción viene de una zona de buen espesor y masiva, es esencial determinar si los fluidos ofensores están entrando desde el tope o desde el fondo de la zona, o si existe una distribución uniforme, o si pudiesen provenir de otras zonas, por detrás de la tubería.

 BIBLIOGRAFIA:

• Mottola, Fabiola. Octubre 2001. Guía Interpretación de Perfiles de Producción.
• Mottola, Fabiola. Octubre 2001. Guía Prueba de Pozos.
• Silva Ramón, Ramones Miguel. “Análisis de Pruebas de Presión Nivel II”. PDVSA-CIED. Marzo 1997.