Presentación para la cátedra de Reacondicionamientos de pozos del IUPSM

1. REACONDICIONAMIENTO DE
POZOS
ING. LENIN ALI
Petrotecnologias.co
m.ve

2. ¿QUE ES EL REACONDICIONAMIENTO DE
POZOS?
• Reacondicionamiento: Son todas las labores
que se llevan a cabo para cambiar o
transformar el estado de un pozo productor,
esto sucede cuando se presentan situaciones
donde se tenía un pozo productor por flujo
natural, pero que al tener un decrecimiento
muy alto y rápido de la presión necesita que
se le aplique algún mecanismo de empuje
para que siga y se mantenga la producción, o
en el mejor de los casos aumente la
producción.
• Reparación: Una reparación de pozo puede
definirse como un trabajo realizado para
corregir fallas mecánicas en el equipo de
fondo.

3. PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS
Análisis
Nodal
Pwf Pws
Pozo
Yacimiento
Pwh Pest
Línea de Descarga
Gas
Petróleo
Psep
𝐽 =
𝑞𝑙
𝑃𝑤𝑠 − 𝑃𝑠𝑒𝑝
Baja Productividad J < 0
Productividad Media 0,5 < J < 1
Alta Productividad J 1,0 < J < 2
Excelente Productividad J< 2.

4. FACTORES QUE AFECTAN LA PRODUCCIÓN
•Presión
•Volumen
•Temperatura
Propiedades termodinámicas de los fluidos
•Mecanismos de Producción
•Comportamiento de Fases en el Yacimiento
•Turbulencia en la Vecindad del Pozo
•Comportamiento de la Permeabilidad Relativa
Índice de Productividad
•Durante la Perforación
•Durante la Cementación
•Durante la Completación
•Durante el Cañoneo
•Durante una Estimulación Matricial
•Durante un Fracturamiento Hidráulico
•Durante el Proceso de Producción del Pozo
Daño en la Formación
Estimulación de Pozos

5. PROBLEMAS QUE PRESENTAN LOS POZOS
•Baja Permeabilidad de la Formación: Esta puede ser una característica regional o local (pozo o área) de un
yacimiento. Cuando se ha determinado que una de las causas de baja productividad es la baja permeabilidad,
debe ser considerado siempre junto a otras posibles causas de baja productividad. La característica básica de
un yacimiento de baja permeabilidad es que existe una rápida declinación de producción. De no existir
suficiente información petrofísica para definir la baja productividad, las pruebas de producción y presión
pueden servir para diferenciar entre baja permeabilidad o daño de la formación, como causa de la baja
productividad.
•Baja Presión del Yacimiento: El nivel de presión del yacimiento está estrechamente relacionado con los
mecanismos de producción presentes en el mismo. Por ello, se debe tener un buen control de las mediciones
de presión que permitan definir a tiempo el comportamiento de ésta, lo cual ayudaría a definir los
mecanismos dominantes de la producción.
•Daño de la Formación: El daño de la formación se puede describir como una disminución de la productividad o
inyectividad de un pozo, por efectos de restricciones en la vecindad del mismo, en las perforaciones, en el
yacimiento o en la comunicación de las fracturas con el pozo.
•Sistema Inadecuado de Levantamiento: Si el levantamiento artificial ya está instalado, puede existir un diseño
inadecuado, un método inadecuado, o mal funcionamiento del equipo como causa de la declinación de
producción.
Tasa de Producción Limitada

6. PROBLEMAS QUE PRESENTAN LOS POZOS
• Taponamiento en la Vecindad del Pozo o de la Tubería de Producción: Cuando existe una
merma en la productividad de un pozo, la primera opción es revisar el sistema de levantamiento
artificial y, como segunda opción, verificar el posible taponamiento de la tubería, perforaciones
o vecindad del pozo. El taponamiento puede ser causado por factores como: empaque
inadecuado con grava, fracturamiento con arena, lodo, daño de formación, tubería de
producción o revestidor colapsado, etc.
• Alta Viscosidad del Petróleo: La tasa de producción es inversamente proporcional a la viscosidad
del petróleo. Por lo tanto, cuando se aumenta la viscosidad, disminuye la producción.
• Excesiva Contrapresión sobre la Formación: La excesiva contrapresión sobre la formación puede
causar una apreciable reducción de la producción de petróleo o gas y, más aún, la inactividad
del pozo. Este problema puede ser causado por: taponamiento de las perforaciones, reductores
en fondo y en superficie, separadores gas-petróleo, taponamiento de líneas de flujo, tubería de
producción o revestidor de pocas dimensiones, excesiva contrapresión en la línea de flujo, en el
sistema de flujo o en el separador gaspetróleo.
Tasa de Producción Limitada

7. PROBLEMAS QUE PRESENTAN LOS POZOS
•Empuje natural del agua o influjo de agua debido al adedamiento o conificación de agua.
•Fuentes extrañas de agua, lo que incluye: roturas del revestidor, fallas del equipo de completación o de la
cementación primaria.
•Fracturamiento o acidificación de zonas de agua adyacentes a la zona de petróleo.
Alta Producción de Agua
•Gas disuelto en el Petróleo
•Capas de Gas Primaria o Secundaria
•Flujo de Gas de Zonas Infra o Suprayacentes
Alta Producción de Gas
•Falla en la cementación primaria
•Filtración del revestidor, tubería de producción y de empacadura
•Fallas del equipo de levantamiento artificial
•Comunicación por completaciones múltiples
Problemas Mecánicos

8. FACTORES A CONSIDERAR PARA UN
REACONDICIONAMIENTO
Diagnóstico del equipo de producción
•Conocer las condiciones de operación del equipo de producción, ya que muchas
veces el bajo rendimiento de algunos pozos se debe a un mal funcionamiento de
dicho equipo, y ello se puede resolver sin que se requiera la entrada de un taladro
de reacondicionamiento
Condición mecánica
•Verificar el estado mecánico del pozo mediante la revisión de los trabajos
anteriores
•Verificación de fondo para determinar si existe alguna obstrucción mecánica en la
tubería o en el revestidor ranurado
Historia de producción
•Es importante tener información sobre la completación original: fecha e intervalos
cañoneados, si se realizó trabajo de estimulación y si se instaló equipo de control
de arena.
•Conocer si hubo problemas de pérdidas de circulación frente a la zona productora,
que hubiesen podido ocasionar daño a la formación en esta oportunidad.
•Problemas ocurridos durante la cementación primaria, o la del revestimiento de
producción
•Finalmente, los trabajos anteriores y las respuestas de producción después de los
mismos, son fundamentales
Pozos vecinos
•De los pozos vecinos se debe tener en cuenta: Su posición estructural,
zonas abiertas a producción y correlación con las del pozo en estudio,
zonas aisladas por problemas de agua y/o gas, los trabajos realizados
anteriormente y su comportamiento de producción después de cada
trabajo.
Datos geológicos y Registros
•Cómo está localizado el pozo en el yacimiento en la zona del
reacondicionamiento en perspectiva
•Calidad de la arena indicada en los registros
•Datos de núcleos tales como So, Sw, Ф, K, etc
•Pruebas del contenido de la formación
•Definición del contacto agua-petróleo
Consideraciones del yacimiento
•Recuperación final
•Mecanismos de empuje
•Posición estructural
•Presión de yacimiento

9. CLASIFICACIÓN DE LOS TRABAJOS DE
REACONDICIONAMIENTO
Según su Magnitud
Trabajos
Mayores
Se define como
la intervención
al pozo para
cambiar la
esencia del
mismo,
incluyendo:
Cambios de
intervalo,
Ampliación o
reducción de
Intervalos,
Profundización
o modificación
para
acondicionami
ento a otro fin
(productor a
Trabajos
Menores
Se define como
la intervención
al pozo en la
cual no se
modifica su
esencia pero
puede ser tan
costosa y difícil
como cualquier
reparación
mayor o la
misma
perforación
Según su Tipo
Permanentes
Son aquellos
trabajos en el
pozo que
generan
cambios del
yacimiento
productor o
dentro del
mismo
TemporalesSon aquellos
trabajos
adicionales que
se realizan en
el pozo
mediante
dispositivos
mecánicos que
permitan la
apertura o
cierre de
intervalos en
un mismo
yacimiento
productor o
cambio en otro
Reparaciones
Son aquellos
trabajos
adicionales que
se realizan con
el propósito de
instalar
equipos de
subsuelo para
restaurar la
condición
mecánica del
pozo
Mantenimient
o
Mantener en
condición de
producción el
pozo
resolviendo
problemas
específicos o
de control de
yacimiento,
estos pueden
ser preventivos
o correctivos
Operaciones de
Pesca
La operación
de “pesca” son
los diferentes
procedimientos
, que con
técnicas,
experiencias y
habilidades en
el uso de
pescantes se
utilizan para la
recuperación
de pescados

10. CLASIFICACIÓN DE LOS TRABAJOS DE
REACONDICIONAMIENTO
Según su Magnitud
Trabajos Mayores
Reparacione
s
Reacondicio
namientos
Trabajos Menores
Operaciones
con Guaya
Trabajos
con Coiled
Tubing
Trabajos
con
Snubbing
Unit

11. TIPOS DE REACONDICIONAMIENTO
•Cambiar el intervalo de completación existente
mediante cañones o por otros medios
•Controlar producción de petróleo o gas
•Controlar problemas de producción de arena
mediante tamices ranurados, empaques con
grava, o consolidación en sitio
•Profundizar, desviar o perforar
direccionalmente y completar en el mismo
yacimiento
Efectuados en el
mismo Yacimiento
•Cambiar el intervalo de completación a un
yacimiento diferente
•Convertir un pozo abandonado, suspendido, o
cualquier otro pozo de inyección, en un pozo
productor de petróleo o gas
•Desviar perforando direccionalmente o
profundizar hacia un nuevo yacimiento
Recompletación en
Nuevos
Yacimientos
•Reparar filtraciones (fugas) en el revestidor,
empacaduras, y tubería de produccion
•Reemplazar tubería de producción, tamices
ranurados, tuberías ranuradas u otros equipos
de subsuelo
•Extender el liner de producción hasta la
superficie si el revestidor intermedio esta
dañado
•Limpiar el hoyo del pozo con el fin de eliminar
tapones de arena, parafina, desechos metálicos
y otros
Reparaciones

12. PERFILES DE PRODUCCIÓN
• EL PERFILAJE DE PRODUCCIÓN SE PUEDE DEFINIR COMO LAS MEDICIONES EFECTUADAS EN EL
SUBSUELO POSTERIORES A LA COMPLETACIÓN INICIAL DEL POZO. SU OBJETIVO ES PROPORCIONAR
INFORMACIÓN SOBRE LA NATURALEZA Y EL MOVIMIENTO DE LOS FLUIDOS DENTRO DEL POZO. HAY
DOS GRANDES ÁREAS A LAS CUALES SE LE APLICA EL PERFILAJE DE PRODUCCIÓN:
COMPORTAMIENTO DE LOS YACIMIENTOS Y PROBLEMAS EN LOS POZOS.
• LOS ESTUDIOS DE COMPORTAMIENTO INCLUYEN LOS PERFILES DE FLUJO EN LOS POZOS, PARA
DETERMINAR LA CANTIDAD Y TIPO DE FLUIDOS PRODUCIDOS EN CADA ZONA DEL POZO (Y DEL
YACIMIENTO) Y LA DETERMINACIÓN DEL ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD PARA POZOS DE PETRÓLEO Y
EL POTENCIAL TOTAL PARA POZOS DE GAS. 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 LOGRARSE CON HERRAMIENTAS BAJADAS A TRAVÉS DE LA TUBERÍA
EDUCTORA, CON POCA O ESCASA PÉRDIDA DE PRODUCCIÓN COMO CONSECUENCIA DE LOS

13. PERFILES DE PRODUCCIÓN
• A MENUDO 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 PERMITAN 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.

14. PROBLEMAS DIAGNOSTICADOS CON EL
PERFILAJE DE PRODUCCIÓN
Problemas con gas en pozos productores de petróleo
•El gas disuelto en el petróleo a las condiciones de fondo se produce con el petróleo y se libera como gas no asociado
o libre en la superficie; esta producción de gas es inevitable. Si la cantidad de gas producido es excesiva de acuerdo
con lo esperado según las características PVT del fluido, en el yacimiento o en el fondo se está produciendo gas libre.
•Si el gas producido en exceso no es reinyectado, es importante controlar la relación gas petróleo, pues en caso
contrario, la energía del yacimiento se reducirá rápidamente, con la consiguiente pérdida en recobro final.
•Si existe una capa de gas (Fig. 1.1), la producción de gas libre puede estar viniendo por expansión hacia abajo de la
capa de gas; esta condición puede resultar agravada dando lugar al mecanismo que es conocido como conificación, si
la permeabilidad vertical es suficientemente alta (Fig. 1.2).
•En zonas de buen espesor, con permeabilidad estratificada, el gas libre puede adedarse hacia abajo desde la capa de
gas hacia el pozo (Fig. 1.3), a través de las zonas más permeables antes de que las zonas adyacentes dejen de
producir petróleo.
•Finalmente, el gas libre puede ser producido desde zonas cercanas, por detrás de la tubería de revestimiento (Fig.
1.4), en los casos donde exista pobre cementación, o por fugas en la tubería.

15. PROBLEMAS DIAGNOSTICADOS CON EL
PERFILAJE DE PRODUCCIÓN
Fig. 1.1 Gas producido con
petróleo de la capa y del gas
Fig. 1.2 Conificación de gas libreFig. 1.3 Adedamiento del gas en las
capas mas permeables de los

16. PROBLEMAS DIAGNOSTICADOS CON EL
PERFILAJE DE PRODUCCIÓN
Alto corte de agua en pozos productores de Petróleo
•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.
•A semejanza de lo que ocurre en los pozos con alta RGP discutidos anteriormente, el exceso de agua puede deberse a
la elevación del contacto hacia las perforaciones, a medida que la producción de petróleo progresa. Si las tasas
•son altas y existe permeabilidad vertical favorable, es posible inducir una conificación de agua (Fig. 1.5).
•En zonas de buen espesor, con permeabilidad estratificada, el agua puede llegar por adeudamiento hacia arriba desde
el contacto hacia el pozo, a través de las zonas más permeables, mientras que las zonas más apretadas todavía
conservan mucho petróleo (Fig. 1.6).
•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 (Fig. 1.7).

17. Fig. 1.4 Producción de gas
libre a través de fuga por
el revestidor y
canalización
Fig. 1.5 Conificación de
agua a través de planos
de estratificación
Fig. 1.6 Entrada irregular
de agua con irrupción
temprana en capas de alta
permeabilidad
PROBLEMAS DIAGNOSTICADOS CON EL
PERFILAJE DE PRODUCCIÓN

18. PROBLEMAS DIAGNOSTICADOS CON EL
PERFILAJE DE PRODUCCIÓN
Problemas en pozos inyectores
• En los pozos inyectores de agua o gas, la inyección se diseña para mantener un frente
controlado y evitar la irrupción prematura que puede producirse si una o mas de las
zonas reciben cantidades de fluido inyectado mucho mayores que las previstas. Esta
situación debe ser detectada a tiempo de tomar acciones correctivas. Para esto se
requiere tener un conocimiento de las cantidades de fluidos recibidas por cada zona.
• El proceso es monitorizado tomando un perfil inicial y luego manteniendo un control
periódico del perfil en los pozos inyectores. Para estos propósitos se dispone de
herramientas como las ya mencionadas, además de trazadores radioactivos. La
selección de la herramienta apropiada depende de las condiciones del pozo,
propiedades del fluido inyectado, tamaño del hoyo y tasas de flujo.

19. NOCIONES BÁSICAS DEL FLUJO EN TUBERÍAS
Introducción
Los perfiles de producción son corridos, por lo
general, en sistemas en los cuales uno o más fluidos
fluyen en una tubería vertical. La naturaleza de tal
flujo vertical, incluyendo el flujo multifásico, debe
ser bien entendida para poder usar la información
obtenida con las herramientas de perfilaje de
producción y de las mediciones en superficie para
resolver los problemas en los pozos.
Flujo Monofásico
•Laminar
•Turbulento
Flujo Multifario

20. TIPOS DE FLUJO
•En la práctica es frecuente encontrar tanto flujos monofásicos como multifásicos.
•Los problemas de los pozos que presentan flujo monofásico, como en el caso de pozos inyectores
y de pozos productores de petróleo limpio o gas, se resuelven usualmente en forma simple
mediante el uso de un medidor de flujo y un perfil de temperaturas. Sin embargo, cerca del fondo
del pozo pueden existir condiciones bifásicas, aún cuando la producción en superficie sea limpia.
Por ejemplo, un pozo produciendo a baja tasa con un corte de agua despreciable, casi siempre
mantiene el hoyo totalmente lleno de agua desde el fondo hasta la zapata del eductor, excepto por
el espacio ocupado por la producción de petróleo y gas, que toma la forma de burbujas
levantándose desde una zona de agua casi estática.
•Consideraremos en primer lugar el caso de flujos de una sola fase, de manera que la terminología y
las técnicas de evaluación puedan introducirse en su forma más simple y didáctica.
FLUJO MONOFASICO
•En el flujo laminar la distribución de la velocidad es simétrica a la dirección del flujo, aunque el
flujo adyacente a la pared de la tubería es estacionario. El perfil de velocidad es parabólico
Flujo laminar
•Vc = es la velocidad en el centro de la tubería, (Máxima)
•R = es el radio de la tubería
•r = es una distancia medida desde el centro de la tubería.
•V = Velocidad promedio.
Ecuación del calculo de velocidad

21. • Cuando se produce un flujo turbulento, el fluido es
estacionario en la pared de la tubería y hay una capa delgada
de flujo laminar cerca de ella, pero la velocidad tiene
variaciones mucho menores, caracterizándose por un perfil de
velocidad casi plano en la zona turbulenta
Flujo turbulento
• y = distancia medida desde el centro de la tubería,
• V = velocidad en un punto a distancia “Y” del centro de la
tubería,
• f = factor de fricción de la tubería, función de la rugosidad de
la pared,
• e = altura media de las rugosidades de la pared
• Vp = velocidad promedio del fluido (Qt / Área).
Ecuación del calculo de velocidad

22. NUMERO DE REYNOLDS
•El número de Reynolds (Re) es un número adimensional utilizado en mecánica de fluidos,
diseño de reactores y fenómenos de transporte para caracterizar el movimiento de un fluido. El
concepto fue introducido por George Gabriel Stokes en 1851,2 pero el número de Reynolds fue
nombrado por Osborne Reynolds (1842-1912), quien popularizó su uso en 1883.
•Experimentos realizados en laboratorios de tuberías verticales, muestran que una combinación
de cuatro factores determina si existe flujo laminar o turbulento. Esta combinación es conocida
como el número de Reynolds.
Numero de Reynolds
•ρ = es la densidad del fluido, en gr / cm3;
•d = es el diámetro interno de la tubería, en cm.
•μ = es la viscosidad del fluido, en poises y
•V = es la velocidad promedio, en cm / seg.
Calculo del numero de Reynolds
•Qt = es la tasa de flujo en bls/día,
•ρ = es la densidad en gr / cc,
•d = es el diámetro interno en pulgadas y
•μ = es la viscosidad en centipoises.
Unidades de Campo

23. PATRONES DE FLUJO
En la siguiente tabla se
leen los valores para
discriminar el tipo de
flujo, según el número
de Reynolds.
•Si el número de Reynolds es menor de 2100 el flujo será laminar y si es mayor de
3000 el flujo será turbulento. El mecanismo y muchas de las razones por las cuales
un flujo es laminar o turbulento es todavía hoy objeto de especulación.
•Para valores de RE<2000 (para flujo interno en tuberías circulares) el flujo se
mantiene estacionario y se comporta como si estuviera formado por láminas
delgadas, que interactúan sólo en función de los esfuerzos tangenciales
existentes. Por eso a este flujo se le llama flujo laminar. El colorante introducido
en el flujo se mueve siguiendo una delgada línea paralela a las paredes del tubo.
•Para valores de 2000≤RE≤3000 (para flujo interno en tuberías circulares) la línea
del colorante pierde estabilidad formando pequeñas ondulaciones variables en el
tiempo, manteniéndose sin embargo delgada. Este régimen se denomina de
transición.
•Para valores de RE≥3000 , (para flujo interno en tuberías circulares) después de
un pequeño tramo inicial con oscilaciones variables, el colorante tiende a
difundirse en todo el flujo.
Patrones de Flujo

24. REGÍMENES DE FLUJO
•Burbujas de gas, distribuidas de forma homogénea, se mueven corriente arriba a través
del petróleo a una velocidad marcada por la diferencia de densidades y la viscosidad del
crudo.
Flujo burbuja:
•A medida que ascienden en la tubería, con la reducción de presión las burbujas se
expanden y aparecen nuevas, que se unen formando un cúmulo o tapón de gas que
alcanza la dimensión del diámetro interno de la tubería.
Flujo tapón:
•La presión se reduce aún más y los tapones tienden a unirse y se mueven hacia el centro
de la columna; el gas arrastra pequeñas gotas de petróleo en suspensión, aunque la mayor
parte del petróleo fluye pegado a la pared de la tubería.
Flujo espuma:
•Una mayor reducción de la presión incremento el volumen y flujo de petróleo y gas. A altas
velocidades del gas. el petróleo es transportado en gotas muy pequeñas distribuidas
uniformemente en el gas y apenas una capa muy delgada se adhiere a las paredes de la
tubería. Por lo tanto, las dos fases se mueven a la misma velocidad.
Flujo neblina:
espuma
niebla

25. REGÍMENES DE FLUJO
•Burbujas de gas, distribuidas de forma homogénea, se mueven
corriente arriba a través del petróleo a una velocidad marcada por la
diferencia de densidades y la viscosidad del crudo.
Flujo burbuja:
•A medida que ascienden en la tubería, con la reducción de presión
las burbujas se expanden y aparecen nuevas, que se unen formando
un cúmulo o tapón de gas que alcanza la dimensión del diámetro
interno de la tubería.
Flujo tapón:
•La presión se reduce aún más y los tapones tienden a unirse y se
mueven hacia el centro de la columna; el gas arrastra pequeñas
gotas de petróleo en suspensión, aunque la mayor parte del
petróleo fluye pegado a la pared de la tubería.
Flujo espuma:
•Una mayor reducción de la presión incremento el volumen y flujo
de petróleo y gas. A altas velocidades del gas. el petróleo es
transportado en gotas muy pequeñas distribuidas uniformemente
en el gas y apenas una capa muy delgada se adhiere a las paredes
de la tubería. Por lo tanto, las dos fases se mueven a la misma
velocidad.
Flujo neblina:

26. HOLD UP (RETENCIÓN)
•Se define como retención en flujo en tuberías, a la proporción
volumétrica de una fase de un fluido presente en una sección de la
tubería, dividida por el volumen contenido en esa sección de tubería. En
mezclas de dos fases las retenciones se derivan con facilidad a partir de
los gradientes hidrostáticos de presión tal como se miden con el
gradiomanómetro.
•Hay que tener en cuenta que las retenciones son distintas de las tasas
relativas de flujo de las fases; de hecho, siempre hay una mayor
proporción de la fase mas pesada presente en la tubería que lo que
debería esperarse de la producción en superficie. Esto es debido a que
la fase más liviana tiene mayor velocidad vertical que la fase más
pesada. En una mezcla agua-petróleo, el petróleo viaja más rápido que
el agua, y esto tiene un marcado efecto en las herramientas que
pretenden medir la densidad de los fluidos. La Fig. 3.7 muestra una
sección de tubería a la cual se le ha realizado un corte transversal A; en
ella está fluyendo una mezcla de petróleo y agua. Llamemos Vw a la
velocidad del agua, y Vo a la velocidad del petróleo.
Retención (Holdup)

27. HOLD UP (RETENCIÓN)
•Se define como retención en flujo en tuberías, a la proporción volumétrica de una fase de un fluido presente en
una sección de la tubería, dividida por el volumen contenido en esa sección de tubería. En mezclas de dos fases
las retenciones se derivan con facilidad a partir de los gradientes hidrostáticos de presión tal como se miden
con el gradiomanómetro.
•Hay que tener en cuenta que las retenciones son distintas de las tasas relativas de flujo de las fases; de hecho,
siempre hay una mayor proporción de la fase mas pesada presente en la tubería que lo que debería esperarse de
la producción en superficie. Esto es debido a que la fase más liviana tiene mayor velocidad vertical que la fase
más pesada. En una mezcla agua-petróleo, el petróleo viaja más rápido que el agua, y esto tiene un marcado
efecto en las herramientas que pretenden medir la densidad de los fluidos. La Fig. 3.7 muestra una sección de
tubería a la cual se le ha realizado un corte transversal A; en ella está fluyendo una mezcla de petróleo y agua.
Llamemos Vw a la velocidad del agua, y Vo a la velocidad del petróleo.
Retención (Holdup)
•La diferencia de velocidades entre una fase liviana y otra más pesada mencionada en la sección anterior, se
conoce como velocidad de deslizamiento (Vs). La velocidad de deslizamiento es importante, porque es el
eslabón que conecta la retención de una fase con la tasa de producción de esa misma fase.
Velocidad de deslizamiento (Slippage velocity)

28. VELOCIDAD DE DESLIZAMIENTO

29. CONCLUSIONES DEL RÉGIMEN DE FLUJO
• EN FLUJO EN TUBERÍAS VERTICALES, CUANDO SE INTERPRETAN PROBLEMAS BIFÁSICOS DE POZOS, ES
NECESARIO TENER EN MENTE LO SIGUIENTE:
• ES NECESARIO EVALUAR LA VELOCIDAD DE DESLIZAMIENTO PARA PODER DETERMINAR LA CONTRIBUCIÓN DE
CADA ZONA A PARTIR DE DATOS DE MEDIDORES DE FLUJO Y DE GRADIENTES DE PRESIÓN.
• CUANDO LA VELOCIDAD DE DESLIZAMIENTO NO PUEDE SER CALCULADA USANDO LA PRODUCCIÓN DE LOS
POZOS Y DATOS DE GRADIENTE DE PRESIÓN, DEBE SER ESTIMADA SOBRE LA BASE DE LA COMPOSICIÓN DE LA
MEZCLA Y LA DIFERENCIA DE DENSIDADES ASUMIENDO FLUJO TIPO BURBUJA.
• AÚN CUANDO LA VELOCIDAD DEPENDE EN CIERTA EXTENSIÓN DEL RÉGIMEN DE FLUJO, EL ERROR
RELATIVO RESULTANTE DEL USO DE UN VALOR DE DESLIZAMIENTO BASADO EN FLUJO TIPO BURBUJA
CUANDO EL RÉGIMEN REAL ES TIPO TAPÓN O NEBLINA, ES MÍNIMO A TASAS ALTAS DE FLUJO.
• POR OTRO LADO, UN PEQUEÑO ERROR EN LA ESTIMACIÓN DE LA VELOCIDAD PUEDE CONDUCIR A
VALORES INACEPTABLES CUANDO LAS TASAS SON BAJAS.
• EXISTE POCA INFORMACIÓN RELACIONANDO LAS VELOCIDADES DE DESLIZAMIENTO EN FLUJO TRIFÁSICO A
LOS PARÁMETROS MEDIBLES. EN GENERAL, LOS PROBLEMAS QUE INVOLUCRAN CASOS TRIFÁSICOS SE
RESUELVEN MEDIANTE LA INTERPRETACIÓN CUANTITATIVA DE LAS HERRAMIENTAS DE PERFILAJE DE
PRODUCCIÓN CONTINUO, O CUANDO LAS TASAS LO PERMITEN, CON EL MEDIDOR DE FLUJO EMPACADO Y EL
ANALIZADOR DE FLUIDOS.

30. HERRAMIENTAS PARA EL REGISTRO DE
PRODUCCIÓN/INYECCIÓN
• MEDIDOR DE TASA DE FLUJO (FLOWMETER).
• MEDIDORES DE DENSIDAD (GRADIOMANOMETRO Y FDT).
• MEDIDORES DE CORTE DE AGUA (HYDROTOOL).
• MEDIDORES DE PRESIÓN.
• MEDIDORES DE TEMPERATURA.
• MEDIDORES DE RUIDO (HIDRÓFONOS).
• CALIBRADOR A TRAVÉS DE TUBERÍA (CALIPER).
• TRAZADORES RADIACTIVOS