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• Willie Figueroa Ramos

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Flujo Vertical: Unos de los componentes más importantes en sistema de producción de un pozo, es la tubería vertical, en ella puede ocurrir más del 80% de la caída de presión del sistema, al levantar los fluidos del pozo desde el fondo a la superficie, la caída de presión es expresada Pwf-Pwh. El flujo puede ocurrir en el eductor o el anular. El pozo puede ser vertical o con altos ángulos de desviación. La ecuación general de gradiente de presión que aplica para todo flujo de fluidos en la tubería y a cualquier ángulo de inclinación es la siguiente:

Factor de Conversión Gravitacional (gc): Por la Ley de Newton conocemos que F=m x a. De tal manera que en el sistema ingles las unidades de F son Lbf = Lbm xft/s², en tal sentido estos sistemas como tales son inconsistentes. Para poder conseguir su consistencia es necesario introducir una constante dentro de las ecuaciones físicas la cual es conocida como CONSTANTE GRAVITACIONAL (gc). Por lo tanto la ecuación de Newton quedaría consistentemente descrita de la siguiente forma: F= (m x a)/ gc. Donde (gc) es una constante de consistencia de unidades, la cual presenta valores de 32,174 (Lbm xft) /(Lbf xs²) y 9,80665 (Kgm xm) /(Kgf xs²). Componentes Elevación Fricción Aceleración

Influencia en el (70 -90) % (10 – 30) % (0 - 10) %

Debido a que componente hidrostático o elevación depende del líquido Hold-up este debe ser evaluado. El líquido Hold-up: Se define como la fracción del segmento de tubería que es ocupado por el líquido en cualquier momento.

Influencia de la Tasa de Producción en el Flujo Vertical:

El efecto de aumentar la tasa de producción será un aumento tanto en el “H ᴌ” como en la velocidad del fluido, esto causo un aumento en la elevación y fricción de la ecuación de gradiente de fluido.

Influencia de la RGL en el Flujo Vertical: La RGL: Es a velocidad variable de mayor efecto en los gradientes de presión de flujo de dos fases. Para un campo en agotamiento la RGL generalmente aumenta y puede disminuir si el corte de agua aumenta. La RGL presenta el efecto mayor en el componente hidrostático en la ecuación de gradiente de presión, debido a que el Hᴌ disminuirá mientras que el RGL aumenta. Sin embargo la tasa de flujo total aumentará y las perdidas por fricción son proporcionales al cuadrado de la tasa de flujo, lo que significa que a medida que la RGL aumenta, disminuye el Ʌp / Ʌdl en el factor elevación y aumenta en el factor fricción. Influencia de RAP en el Flujo Vertical: El gradiente de presión de un pozo aumenta con el incremento del corte de agua, lo que se traduce en un aumento de y disminución de RGL.

Influencia de la en el flujo vertical: Esta afecta en algún grado al Hᴌ y aumenta los esfuerzos de corte en el líquido y por lo tanto a la caída de presión por fricción. Si se tiene una mezcla de petróleo y agua se pueden

presentar dispersiones o emulsiones y causan un gran aumento en el gradiente de presión. El término de no aparece explícitamente en la ecuación de gradiente, pero es usado en cálculo del número de Reynold y con el cual se determina el factor de fricción. Efecto del Diámetro Del Tubbing En El Flujo Vertical: La selección del tamaño del eductor apropiado es una de las funciones más críticas y menos tomadas en cuenta en la ingeniería de producción, en muchos casos se usan criterios tales como:  Que sea usado antes y/o que hay disponibilidad en inventario  Mientras mayor sea el diámetro, la velocidad de la mezcla disminuirá tanto hasta matar el pozo.  Un diámetro mayor supone una mayor área de flujo, lo cual induce a menores perdidas por fricción.

Flujo de fluidos en los pozos horizontales. Los patrones de flujo que pueden estar presentes dentro de una sección de tubería vertical son los mismos para una sección horizontal más dos patrones adicionales llamados flujo de onda y flujo estratificado. Estos pueden ser bifásicos o monofásicos. Se describen a continuación:  Flujo disperso: ocurre a altas velocidades de flujo de gas con la fase líquida dispersa en forma de gotas. La velocidad de la fase líquida se aproxima a la de la fase gaseosa.  Flujo anular: ocurre a bajas velocidades del gas. La fase líquida forma un anular alrededor de la circunferencia de la tubería con el gas fluyendo a través del núcleo central.  Flujo tapón: el flujo es un patrón intermitente que alterna la fase líquida y la fase gaseosa a lo largo de la longitud de la línea. El área trasversal de la tubería es ocupada por un tapón de líquido o gas.  Flujo burbuja o espuma: el flujo es predominantemente de fase líquida, pero la fase líquida en el flujo burbuja está a una velocidad mayor que en el flujo tapón. La fase gas está dispersa en pequeñas burbujas dentro del líquido. Un flujo de gas mayor es considerado como espuma y un flujo menor de gas es considerado como burbuja.  Flujo estratificado: sólo ocurre en las tuberías horizontales cuando la velocidad de la fase gaseosa es insuficiente como para mantener el líquido anular alrededor de la circunferencia de la tubería.  Flujo de onda: es una forma de flujo estratificado donde existen ondas formadas en la superficie del líquido. Esto ocurre cerca del punto de transición donde el flujo estratificado puede ser trasformado en flujo tapón.

Los pozos horizontales en Venezuela Pozos horizontales y pozos altamente desviados fueron perforados en Venezuela desde los comienzos de los años 90. Para 1997 más de 500 pozos horizontales habían sido completados en Venezuela y cerca de un tercio de estos fueron localizados en yacimientos de crudos pesados en la costa este del Lago de Maracaibo y en la Faja. Estos primeros pozos horizontales fueron construidos con un promedio de 1.000 pies de hoyo abierto con liner ranurado en la sección de producción. Este diseño es todavía utilizado en la cuenca del Lago de Maracaibo con una producción promedio entre 800 y 1.200 BOPD. En la Faja Petrolífera del Orinoco la operadora Cerro Negro ha perforado numerosos pozos horizontales. Los pozos horizontales tienen una zona productora neta de 3.000 a 4.000 pies con una producción alrededor de los 1.600 BOPD por pozo. Petrozuata comenzó con pozos horizontales como productores en las arenas más heterogéneas y delgadas. La producción a hoyo abierto promedio fue de 4.000 pies con 1.200 BOPD. Sincor opera en yacimientos de muchas arenas heterogéneas y ha perforado pozos con estrategias de altas eficiencias de drenaje con una mezcla de pozos inclinados y horizontales.