La correcta utilización del ecómetro en la deliquification de pozos de gas, y la acertada interpretación de los resultados del trazo acústico conlleva a obtener una mejor decisión al momento de optimizar un pozo
La carga de líquido en un pozo de gas puede reducir la producción y acortar el ciclo de vida de éste, lo que representa un costo muy elevado para las empresas.
La correcta utilización del ecómetro en la deliquification de pozos de gas, y la acertada interpretación de los resultados del trazo acústico conlleva a evitar este problema y obtener una mejor decisión al momento de optimizar un pozo.
Al respecto, Juan Carlos Sulbaran Mendoza, Senior Production Engineer de TecPetrol,comentó que el ecómetro se utiliza mayormente en pozos de petróleo; sin embargo, su utilización en pozos de gas ha tenido un gran repunte, debido a la condensación y el colgamiento de líquidos presentes en pozos de yacimientos de gas húmedo.
«El ecómetro, en cualquiera de sus marcas, es un equipo de medición cualitativa y cuantitativa, que requiere la intervención humana para interpretar correctamente el registro que arroja, como cualquier otro registro que se realice en un pozo. Mientras más afinados estén los datos que necesite el equipo y el software, más preciso será el cálculo de nivel”, aseveró.
En este sentido, el ingeniero señaló que las grandes ventajas de utilizar el ecómetro es que arroja con gran precisión en donde se encuentra el nivel de líquidos y sobre todo la columna real que hay que desalojar para poder optimizar un pozo de gas condensado.
Además el trazo acústico no sólo sirve para detectar el nivel de fluido, también nos ayuda a detectar cualquier anomalía presente en la tubería de producción y revestimiento, tales como: rotura en la tubería, colapso en la tubería, botellas, empacaduras, colgadores, fuga en intervalo cementado, entre otros.
Con respecto a la continuidad del registro, indicó que éste puede tomarse de manera cíclica y programar para llevar un seguimiento continuo y una tendencia del comportamiento del nivel en el pozo, no sólo en pozos de gas, sino en pozos de petróleo también.
«Yo diseñé un pequeño programa para llevar un control estadístico de las medidas de nivel y así poder observar las tendencias de los pozos y actuar de una manera más óptima con su tratamiento”, apuntó.
Afirmó que la única desventaja para el pozo de gas, principalmente en completación Tubing Less, es que lamentablemente se tiene que cerrar el pozo por un tiempo determinado para que pueda tomarse un registro representativo, lo que origina una diferida de producción, aunque pequeña, pero diferida igual y un nivel pseudo dinámico, ya que el pozo no está abierto al momento de tomar el nivel.
Recomendaciones para uso de ecómetro
Sulbaran mencionó que el tiempo de escurrimiento recomendado es entre 15-30 min. Dependiendo del pozo, puede ser menor o mayor tiempo.
Mientras que la columna de líquidos libre de gas es el dato a ser tomado en cuenta para el cálculo del sistema de deliquification necesario para desalojar los líquidos.
Los datos de producción y propiedades de los fluidos, así como el survey y estado mecánico, son sumamente necesarios para obtener un buen resultado que se ajuste a la realidad del pozo.
Al utilizar esta herramienta, el experto afirmó que se obtuvo un porcentaje de error de menos del 10%, en términos de Presión Estática, al comparar el registro Estático del nivel vs un gradiente de Presión Estático corrido con ULA y sensor en fondo.
Por ello precisó que entre más tiempo de escurrimiento tenga el pozo, más probabilidad de obtener un trazo acústico más claro y convincente.
«Es necesario maximizar el uso del ecómetro para analizar y seleccionar el mejor sistema de extracción para el desalojo (Deliquification) de líquidos. En pozos con tiempos de cierre mayor de una semana, se recomienda tomar un ecómetro estático para determinar su presión estática de fondo, logrando el ahorro en la utilización del equipo de ULA”.
Asimismo, Sulbaran Mendoza sugirió tomar el ecómetro para detectar cualquier anomalía presente en el estado mecánico de un pozo y utilizarlo como herramienta esencial para el monitoreo y seguimiento de cualquier optimización y sistema de extracción.
Cuando se genere un archivo de pozo existente se recomienda que el operador verifique que éste tenga con precisión las condiciones actuales del pozo. En particular, la información de producción debe ser actualizada con valores recientes.
El reto general seguirá siendo la eliminación de líquidos, por ello los operadores se enfrentarán con una serie de nuevas tendencias y desafíos asociados con la deliquification de pozos de gas, los cuales estarán relacionados con: economía, pozos profundos, largos intervalos perforados, terminaciones horizontales, embalses apretados, pozos de metano en capas de carbón, pozos con válvulas de seguridad del subsuelo, pozos con problemas de corrosión de tubos y finalmente con los sistemas de automatización.
Mediciones acústicas
Nivel de Fluido
Un pulso acústico es generado desde la superficie del pozo. Este pulso viaja a través del gas y va reflejando los cambios en el área seccional del anular Revestidor-Tubería incluyendo cuellos de tubería, liners, nivel de fluido, etc.
Datos mínimos necesarios para el Software
Well Name (Nombre del Pozo).
Diámetro del Tubing
Form Depth (Profundidad de la Formación).
Average Joint Length (Longitud Promedio de los Tubos – El programa usara 31.7 pies por Default).
