MX2010011572A - Metodo, aparato y sistema para caracterizar un flujo de fluido de dos fases en un pozo de inyeccion. - Google Patents

Abstract

Se divulga un método y sistema correspondiente para determinar propiedades de fluido de un fluido de dos fases, por ejemplo vapor de agua, que fluye a través de varias porciones de un pozo (16). Específicamente, el método y el sistema correspondiente determinan propiedades de fluido tales como flujo de entalpía, del fluido de dos fases que fluye corriente arriba de la porción de inyector (24) del pozo así como propiedades de fluido, por ejemplo régimen de flujo de masa y flujo de entalpía, del fluido de dos fases en varias ubicaciones de medición a lo largo del inyector.

Description

MÉTODO, APARATO Y SISTEMA PARA CARACTERIZAR UN FLUJO DE FLUIDO DE DOS FASES EN UN POZO DE INYECCIÓN REFERENCIA CRUZADA A SOLICITUDES RELACIONADAS Esta solicitud se refiere a la solicitud 12/109,631, presentada el 25 de abril de 2008, titulada "Apparatus and Method for Characterizing Two Phase Fluid Flow" [Aparato y Método para Caracterizar un Flujo de Fluido de Dos Fases] .

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN CAMPO DE LA INVENCIÓN Esta invención se refiere, en términos generales, al análisis de un flujo de fluido de dos fases. Más particularmente, esta invención se refiere a un método, aparato y sistema para caracterizar un flujo de fluido de dos fases en un pozo de inyección y a través de el.

DESCRIPCIÓN DE LA TÉCNICA RELACIONADA Existen muchas formaciones portadoras de petróleo a partir de las cuales no se puede recuperar el petróleo por medios convencionales debido al hecho que dicho petróleo es tan viscoso que no puede fluir desde la formación hacia un pozo de petróleo convencional. Ejemplos de formaciones de este tipo son los depósitos de arenas bituminosas de Canadá y los Estados Unidos de América, y los depósitos de petróleo pesado en Canadá, los Estados Unidos de América y Venezuela. En estos depósitos, el petróleo es tan viscoso a las temperaturas y presiones que imperan en las formaciones que fluye muy lentamente (o no fluye en absoluto) en respuesta a la fuerza de la gravedad. El petróleo pesado es un petróleo asfáltico, denso (baja gravedad API), y viscoso químicamente caracterizado por su contenido de asfáltenos. El petróleo más pesado se encuentra en los márgenes de cuencas geológicas y se piensa que es el residuo de antiguo petróleo ligero que ha perdido sus componentes de bajo peso molecular a través dé la degradación por bacterias, lavado con agua, y evaporación. El petróleo pesado es típicamente recuperado por inyección de vapor súper calentado en un depósito de petróleo, lo que reduce la viscosidad del petróleo e incrementa la presión en el depósito mediante el desplazamiento y destilación parcial del petróleo. El vapor puede ser inyectado continuamente utilizando pozos separados de inyección y producción. Alternativamente, el vapor puede ser inyectado en ciclos de tal manera que el pozo se utilice alternativamente para inyección y para producción (un proceso de "inyección cíclica de vapor" ("huff and puff")).

Un gran porcentaje de los métodos de recuperación de petróleo pesado utilizan inyección de vapor con diferentes arreglos de pozo, pero no ofrecen un soporte adecuado para monitorear el flujo de fluido en el pozo inyector y a través de dicho pozo para controlar y optimizar el proceso de inyección.

COMPENDIO DE LA INVENCIÓN Se proporciona un método y sistema correspondiente para determinar propiedades de fluido de un fluido de dos fases que fluye a través de varias porciones de un pozo. Específicamente, el método y el sistema correspondiente se emplean para determinar propiedades de fluido (por ejemplo, flujo de entalpia mediante densidad, presión, y temperatura) del fluido de dos fases que fluye corriente arriba de la porción de inyector del pozo (a continuación "inyector") así como propiedades de fluido (por ejemplo, velocidad de flujo de masa y flujo de entalpia a través de presión y temperatura) del fluido de dos fases en varias ubicaciones de medición a lo largo del inyector.

El método y sistema correspondiente de la presente invención permiten monitorear estrechamente las propiedades del fluido de dos fases que fluye hacia dentro del inyector y a través de el, con el ! objeto de lograr un mejor control y una optimización del proceso de inyección.

Las propiedades de fluido del fluido de dos fases que fluye corriente arriba del inyector son determinadas por la medición de temperatura, presión y densidad del fluido de dos fases corriente arriba del inyector. Estas mediciones se utilizan para calcular la fracción de fase vapor de fluido y la densidad de masa homogénea. La densidad de masa homogénea se utiliza en combinación con las ecuaciones de continuidad de masa y energía para estimar la velocidad de flujo volumétrica y la tasa de flujo de masa para la fase vapor y la fase liquida del fluido de dos fases. El flujo de entalpia de los fluidos de dos fases se calcula entonces con base en la velocidad de flujo de masa de la fase vapor y fase líquida del líquido de dos fases, así como valores de entalpia conocidos para la fase vapor y la fase líquida del fluido de dos fases a la temperatura y presión medidas.

Las propiedades del fluido del fluido de dos fases a lo largo del inyector son determinadas mediante la medición de temperatura, presión y velocidad del fluido en una pluralidad de ubicaciones de medición a lo largo del inyector. Una fracción de fase vapor es estimada para cada ubicación de medición a lo largo del inyector con base en la temperatura y presión medidas, y asumiendo un equilibrio de fase. El cálculo de cada fracción de fase vapor se basa preferentemente en parte en la relación de Clapeyron, la Ecuación de estado para vapor de agua, y la ley de los gases ideales. La fracción de fase vapor calculada para cada ubicación de medición a lo largo del inyector permite correcciones de densidad de fluido en los cálculos de energía global. Se utiliza una Ecuación de balance de masa en combinación con la fracción de fase vapor y la temperatura y presión medidas para determinar la velocidad de flujo de masa y el flujo de entalpia del fluido de dos fases en cada ubicación de medición.

En la modalidad preferida, se tomaron mediciones a lo largo del inyector con una herramienta que aloja un sensor de temperatura y un sensor de presión. Las mediciones tomadas por la herramienta son comunicadas a un medio de procesamiento de datos ubicado en superficie para almacenamiento y procesamiento. La herramienta puede desplazarse a las varias ubicaciones de medición a lo largo del inyector a través de un medio de posicionamiento preferentemente en forma de una tubería continua que soporta la herramienta en su extremo de fondo de pozo. La tubería continua y la herramienta son transportadas hacia el fondo del pozo y desplegadas a través de una porción de talón e inyector del pozo. La tubería continua puede ser jalada hacia delante / empujada hacia atrás con el objeto de colocar la herramienta en varias ubicaciones a lo largo de la porción de inyector del pozo.

En otro aspecto de la presente invención, un aparato (y método correspondiente) para determinar las propiedades de fluido de un fluido de dos fases incluye un elemento de restricción (por ejemplo, una placa de orificios o boquillas) a lo largo de la trayectoria de flujo del fluido de dos fases. Por lo menos un sensor de temperatura mide la temperatura del fluido de dos fases que fluye a través del elemento de restricción. Sensores de presión miden la caída de la presión a través del elemento de restricción. Se efectúan mediciones de tiempo de vuelo de pulsos sónicos que atraviesan el fluido de dos fases. La velocidad del sonido dentro del fluido de dos fases se calcula a partir de las mediciones de tiempo de vuelo. Se calcula por lo menos una propiedad de fluido (por ejemplo, una fracción de fase vapor y posiblemente otras propiedades derivadas de ahí) del fluido de dos fases a partir de la caída de presión medida, la temperatura medida, y la velocidad calculada del sonido. El aparato (y metodología) puede utilizarse para calcular propiedades de fluido (por ejemplo, fracción de fase vapor y propiedades calculadas a partir de ahí) de un fluido de dos fases corriente arriba del inyector según lo descrito aquí.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Las Figuras 1A y IB, colectivamente, representan un diagrama de flujo que presenta en términos generales la metodología para determinar propiedades de fluido de un fluido de dos fases que fluye a través de un pozo inyector de conformidad con la presente invención.

La Figura 2 es un diagrama que ilustra un volumen unitario de un pozo con una Ecuación de balance de masa correspondiente. La Figura 3 es un diagrama esquemático de una modalidad ilustrativa de un sistema para determinar las propiedades de fluido de un fluido de dos fases que fluye a través de un pozo inyector de conformidad con la presente invención.

La Figura 4 es un diagrama esquemático de un dispositivo medidor para determinar las propiedades de fluido de un fluido de dos fases; el dispositivo medidor puede ser utilizado como parte del sistema de la Figura 3 para determinar las propiedades de fluido de un fluido de dos fases corriente arriba de la porción de inyector del pozo.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN Pasando a las Figuras 1A y IB, se muestra un método para determinar numerosas propiedades de fluido de un fluido de dos fases (por ejemplo, vapor de agua) que fluye corriente arriba de una porción de inyector de un pozo (Figura 3) asi como un número de propiedades de fluido del fluido de dos fases a lo largo de la porción de inyector del pozo.

La entalpia (contenido de calor) del fluido de dos fases arriba de la porción de inyector del pozo se proporciona mediante la Ecuación siguiente: h,=mA(7\P) +mA(r,P) O) en donde mv es la masa de la fase vapor del fluido de dos fases , hv(T,P) es la entalpia de la fase vapor del fluido de dos fases a la temperatura T y la presión P, mi es la masa de la fase liquida del fluido de dos fases, y hi(T,P) es la entalpia de la fase liquida del fluido de dos fases a la temperatura T y a la presión P.

Se considera que la fase vapor y la fase liquida del fluido de dos fases están en equilibrio a lo largo del pozó y por consiguiente sus valores de entalpia respetivos varían en función de la presión y de la temperatura solamente.

El flujo de entalpia se proporciona a través de la Ecuación 1 de la manera siguiente: en donde iftv es el caudal másico de la fase vapor del fluido de dos fases, y itu es el caudal másico de la fase liquida del fluido de dos fases .

La metodología de las Figuras 1A y IB empieza en el paso 100 mediante la medición de la temperatura y de la presión del fluido de dos fases corriente arriba y corriente abajo de un restrictor de flujo. Dichas mediciones de temperatura y presión pueden efectuarse a través de cualquier medio conocido en la técnica, como por medio de una sonda de detector de temperatura de termopar o resistencia (RTD) para la temperatura o un transductor de presión para la presión. En el paso 150, se mide la velocidad del sonido en el fluido de dos fases en la ubicación en donde la temperatura y ' la presión son conocidas.

En el paso 200, la fracción de fase vapor se calcula a partir de la temperatura, presión, y velocidad del sonido. Se calculan entonces las estimaciones de densidad de fase vapor pv y las estimaciones de densidad de fase líquida pi corriente arriba de la porción de inyector del pozo para la temperatura y la presión medidas en el paso 100. Este cálculo se efectúa a partir de ecuaciones de estado conocidas (por ejemplo, tablas de vapor) .

En el paso 250, se calcula ahora una estimación de densidad homogénea p a partir de la fracción de fase vapor, , y pv, y pi según la relación p = pv o¡ + pi (1-a) . Una fracción de fase vapor OÍ del fluido de dos fases se calcula mediante la medición del tiempo de vuelo de pulsos de sonido que se desplazan a través del fluido según lo descrito abajo con relación al dispositivo de medición de la Figura 4. Una estimación de densidad homogénea pi corriente arriba del elemento de restricción se deriva de la estimación de la densidad de fase vapor pv y estimación de densidad de fase liquida pi para el fluido corriente arriba del elemento de restricción. Una densidad homogénea p2 en la vena contracta del elemento de restricción se deriva de la estimación de densidad de fase vapor y pv y estimación de densidad de fase liquida pi para el fluido en la vena contracta del elemento de restricción.

En el paso 300, la fracción de fase vapor a generada en el paso 200 y la estimación de densidad homogénea p generada en el paso 250 se utilizan para calcular un caudal volumétrico Qt del fluido de dos fases corriente arriba de la porción de inyector del pozo. En la modalidad preferida, los cálculos del paso 300 se derivan de las ecuaciones de conservación de energía y masa que representan el flujo a través del elemento restricción de la manera siquiente en donde ui es la velocidad homogénea del fluido de dos fases corriente arriba del elemento de restricción; u2 es la velocidad homogénea del fluido de dos fases en la vena contracta del elemento de restricción; hi es la entalpia a la entrada del elemento de restricción; h2 es la entalpia a la salida del elemento de restricción; ei ( T) es la energía interna del flujo (presión constante) a la entrada del elemento de restricción; e2 ( ) es la energía interna del flujo (presión constante) a la salida del elemento de restricción; Pi es la presión corriente arriba del elemento de restricción; P2 es la presión en la vena contracta del elemento de restricción; pi es la densidad homogénea corriente arriba del elemento de restricción; p2 es la densidad homogénea en la vena contracta del elemento de restricción; Ai es el área en corte transversal del flujo de fluido de dos fases corriente arriba del elemento de restricción; y A2 es el área en corte transversal del fluido de dos fases que fluye en la vena contracta del elemento de restricción.

Sustituyendo la Ecuación 4 en la Ecuación 3 y resolviendo u2 se obtiene: u2 =Cd n2A2 en donde Cd es un coeficiente de descarga.

El caudal volumétrico Qt del fluido de dos fases puede calcularse a partir de la Ecuación 5 de la manera siguiente: Q,='«: · (6; En el paso 400, los caudales másicos ,??·> mr para la fase vapor y la fase liquida del fluido de dos fases corriente arriba de la porción de inyector del pozo se calculan de la manera siguiente : /«,= ( (8) En el paso 500, los caudales másicos m > ,n¡ del paso 400 junto con la entalpia de las fases de vapor y liquida hv(T,P), hi(T,P) para las temperaturas y presiones medidas en el paso 100 se utilizan para calcular el flujo de entalpia k i . del fluido de dos fases corriente arriba de la porción de inyector del pozo de conformidad con la Ecuación 2 arriba. En el paso 550, se mide la temperatura en el talón del pozo. En el paso 570, se estima la fracción volumétrica del flujo a partir de la Ecuación de estado (por ejemplo, Clausius- Clapeyron) y conservación de masa, considerando un equilibrio de fase local.

En el paso 600, se mide la temperatura del fluido de dos fases en varias ubicaciones a lo largo de la porción de inyector del pozo.

En el paso 700, se utilizan las mediciones de temperatura del paso 600 para derivar fracciones de fase vapor, presión, y pérdida de masa local para cada ubicación dada. En el cálculo de la fracción de fase vapor ai para la ubicación dada, se considera que las dos fases de fluido están en equilibrio.

Mediante la combinación de la relación de Clapeyron y la Ecuación de estado para un fluido de dos fases, se puede mostrar que el cambio de volumen de 1 mol de vapor saturado dv debido a cambio de temperatura dT y presión dp es: en donde Lv es el calor latente de vaporización y depende de la temperatura T solamente; R es una constante conocida; y P y T son valores de presión y temperatura medidos, respectivamente .

Por consiguiente, si Vx es el volumen ocupado por 1 mol de fase liquida del fluido a una temperatura T y presión P, y si 1 mol de vapor ocupa el volumen Vv a una temperatura T y presión P, entonces ocupará un volumen Vv + dv a presión, P + dp, y a temperatura, T + dT. Si la fracción volumétrica del mol de fase vapor del fluido de dos fases a temperatura T y V r = ·-—, presión P es . + Ví la fracción volumétrica del mol de fase vapor del fluido de dos fases a temperatura T + dT y presión V„ + dv 2 =;—— : — .

P + dp será vt,+dv-+vt Esta estimación considera que el cambio de volumen del agua liquida es insignificante y que la porción de vapor del fluido se comporta como un gas ideal. Puesto que la compresibilidad de la fase liquida es muy pequeña, esta consideración no es una fuente significativa de error. Si se desea, se puede utilizar una Ecuación más refinada de estado para el fluido de dos fases para calcular los factores de compresibilidad de la fase liquida y fase vapor y por consiguiente el cambio relativo de volumen de las dos fases.

En el paso 800, fracciones de fase vapor generadas en el paso 700 se utilizan para calcular los cambios de caudal másico y flujo de entalpia en las ubicaciones de medición a lo largo de la porción de inyector del pozo. Vamos a considerar el balance de masa y el balance energético de un volumen unitario como se muestra en la Figura 2. El volumen unitario es modelado como un cilindro de un radio r limitado por dos extremos opuestos. Un extremo del cilindro (la entrada del volumen unitario) se encuentra en la posición x a lo largo de la porción de inyector del pozo, mientras que el otro extremo del cilindro (la salida del volumen unitario) se encuentra en la posición x + dx a lo largo de la porción de inyector del pozo. La longitud del volumen unitario cilindrico es dx. El fluido que llega a la entrada del volumen unitario incluye dos partes: una parte fluye a través del volumen unitario cilindrico hasta la salida del volumen unitario a lo largo de la dirección x, y la otra parte es inyectada radialmente a través de la pared lateral anular del cilindro del volumen unitario en la formación.

Aplicando un balance de masa a este volumen unitario se obtiene la Ecuación siguiente: üp(x + dx)ux(x + /x)- p(x)u,(x)) · p>·- ) + ((p(x)u x)) 2nrdx) = 0 (10) en donde p(x) es la densidad homogénea del fluido de dos fases a la entrada del volumen unitario (en posición x) ; p (x + dx) es la densidad homogénea del fluido de dos fases a la salida del volumen unitario (en posición x + dx) ; ux(x) es la velocidad homogénea del fluido de dos fases a lo largo de una dirección x del pozo inyector a la entrada del volumen unitario; ux(x + dx) es la velocidad homogénea del fluido de dos fases a lo largo de la dirección x del inyector a la salida del volumen unitario; y ur(x) es la velocidad radial uniforme del fluido de dos fases a lo largo del volumen unitario de longitud dx.

Mediante la aplicación de un balance energético al volumen unitario se obtiene la Ecuación siguiente: p(x + dx)ux(x + dx) (x+ lx) - pix)ux{x h x)+A {p{x + dx)(ux{x + dx)f - ?(?)(??, ( ))3) en donde h(x) es la entalpia total del fluido de dos fases a la entrada del volumen unitario; y h(x + dx) es la entalpia total del fluido de dos fases a la salida del volumen unitario.

Esto considera que la fracción de espacio vacio (y la entalpia) del fluido que sale del elemento de pozo es la misma que la fracción de espacio vacio (y entalpia) que permanece en el elemento de pozo.

Las ecuaciones 11 y 12 consideran que las fases vapor y liquida del fluido se desplazan a través del volumen unitario con la misma velocidad homogénea ux sin deslizamiento. Tales consideraciones son más exactas en el caso en el cual las dos fases están mezcladas corriente arriba del volumen unitario. En la modalidad preferida, dicho mezclado se efectúa a través de un mezclador estático colocado corriente arriba del volumen unitario.

Sustituyendo la Ecuación 10 en la Ecuación 11 se obtiene: p(x) > ¦ V 2 ? 2 ' p(x) (12) En la Ecuación 12, las cantidades medidas son velocidad homogénea (a x y x + dx) y temperatura (a x y x + dx) ; las cantidades inferidas son energía, entalpia, y fracción de espacio vacío (densidad) en ambos puntos extremos del elemento de pozo. Obsérvese que las mediciones de velocidad homogénea ux a lo largo de la porción de inyector del pozo pueden efectuarse a través de un medidor de flujo de turbina u otro instrumento conocido en la técnica.

En el paso 900, los cambios de cálculos de caudal másico y flujo de entalpia del paso 800 junto con el flujo de entalpia del fluido de dos fases corriente arriba de la porción de inyector del pozo generado en el paso 500 se utilizan para generar datos que caracterizan la energía del fluido de dos fases conforme fluye a lo largo de la porción de inyector del pozo .

Pasando a la Figura 3, se muestra un diagrama esquemático de una modalidad ilustrativa de un sistema 10 para determinar características de fluido de un fluido de dos fases que fluye a través de un pozo de inyección de conformidad con la presente invención. El sistema incluye un dispositivo de medición 12 ubicado en la superficie conectado en forma de fluido entre una fuente de fluido de inyección de dos fases (por ejemplo, vapor y agua) y la tubería 14 que se extiende hacia abajo del pozo dentro de un pozo de inyección 16. El dispositivo de medición 12 incluye termopares (o bien sondas de temperatura u otros sensores adecuados) para medir temperaturas de un fluido de dos fases antes que ingrese a la tubería 14, así como transductores de presión para medir presiones de un fluido de dos fases conforme ingresa a la tubería 14. El dispositivo de medición 12 incluye una unidad de procesamiento de datos la cual se forma preferentemente a través de un sistema de procesamiento de datos programado con software que procesa las mediciones de temperatura y presión proporcionadas por los sensores de temperatura y presión del dispositivo de medición 12 (y posiblemente otra entrada) para efectuar los cálculos de los pasos 200 a 500 de la Figura 1 de conformidad con lo descrito arriba con el objeto de derivar el flujo de entalpia del fluido de dos fases conforme ingresa a la tubería 14 para suministrar al pozo inyector 16. Se observará que el dispositivo de medición 12 puede colocarse en cualquier lugar corriente arriba del cabezal de pozo, a condición que la presión y la temperatura locales se midan en el cabezal del pozo.

El sistema 10 incluye también una herramienta 18 que aloja un sensor de temperatura, un sensor de presión, y un medidor de caudal (se conocen colectivamente como los instrumentos de medición corriente abajo), para medir la temperatura, presión y velocidad, respectivamente, del fluido en varias ubicaciones de medición a lo largo de la porción de inyector 24 del pozo 16. La herramienta 18 es transportada hacia las varias ubicaciones de medición a lo largo del pozo 16 a través de un medio de posicionamiento que es preferentemente una tubería continua 20 que soporta la herramienta 18 en su extremo de fondo de pozo 26 o cerca de dicho extremOb La tubería continua 20 y la herramienta 18 son transportadas hacia el fondo del pozo a través de la tubería 14 y porción de talón 22 del pozo 16 y en la porción de inyector 24 del pozo 16. La tubería continua 20 comprende una longitud continua de una tubería de un diámetro externo uniforme (típicamente desde varios cientos de metros hasta varios miles de metros), que puede ser repetidamente enrollada y desenrollada desde un carrete que puede ser transportado en camión, y que puede ser insertada y extraída repetidamente del pozo 16 permitiendo por consiguiente que la herramienta 18 sea desplazada y colocada a lo largo de la porción de inyector 24 del pozo 16 según lo deseado. La tubería continua 20 es fabricada típica, pero no necesariamente, de acero que tiene una costura de soldadura longitudinal. Puesto qué es flexible, la tubería continua 20 es particularmente útil para aplicaciones de pozo de inyección horizontal como se muestra en la Figura 3. La tubería continua 20 incluye uno o varios cables eléctricos 28 colocados de manera operativa dentro de la tubería continua 20 y que se extienden desde la superficie hasta el extremo de fondo de pozo 26 y herramienta 118. El (los) cable (s) eléctrico (s) 28 lleva (n) energía eléctrica para suministro a los componentes eléctricos de la herramienta 18. Los datos que representan las mediciones de los instrumentos de medición de fondo de pozo de la herramienta 18 son preferentemente llevados hasta una unidad de interfaz ubicada en la superficie 30 por el (los) cable (s) eléctrico (s) 28 (por ejemplo, mediante la modulación de la corriente de alimentación en energía transportada por el (los) cable (s) eléctrico (s) 28) u otros medios adecuados de telemetría de datos. La unidad de interfaz 30 suministra los datos de medición comunicados ahí desde la herramienta 18 hasta un procesador de datos 32. El procesador de datos 32 almacena los datos de medición comunicados desde la herramienta 18 y efectúa los cálculos de los pasos 700 á 900 de la Figura 1 según lo descrito arriba para derivar datos que caracterizan la energía a lo largo de la porción de inyector del pozo 16. El procesador de datos 32 está interconectado con el dispositivo de medición 12 para ofrecer una comunicación de datos entre ellos según lo necesario. Obsérvese que el procesador de datos 32 y el dispositivo de medición 12 se muestran como sistemas distribuidos para simplicidad de la descripción. Se contempla que la funcionalidad de procesamiento de datos del dispositivo de medición 12 y el procesador de datos 32 puedan formarse a través de una plataforma de procesamiento de datos común o bien a través de otras arquitecturas adecuadas.

En una modalidad preferida de la presente invención, el método de la Figura 1, y/o el sistema de la Figura 3 se utilizan en combinación con procesos de inyección de vapor para recuperación de petróleo pesado. En procesos de este tipo, se suministra un fluido de dos fases presurizado (por ejemplo, bajo vapor y agua saturada) a un pozo inyector para inyección en la formación que rodea una porción del pozo inyector. El fluido que sale calienta el petróleo ubicado en la tierra cerca del pozo inyector. Conforme se calienta el petróleo, se vuelve más viscoso y cae por gravedad hacia uno o varios pozos de producción cercanos. En aplicaciones comerciales, cuando se inyecta fluido de inyección en numerosos pozos inyectores cercanos entre ellos adyacentes a un depósito de petróleo pesado (por ejemplo, cuando puede existir una resistividad cruzada de pozo-a-pozo) , la información sobre las propiedades de fluido del fluido de inyección (por ejemplo energía) a lo largo de los pozos inyectores es útil para controlar y optimizar el proceso de inyección conforme ofrece información útil sobre los pozos inyectores como, por ejemplo, la salud de los pozos inyectores y sí o no el proceso de inyección debe ser modificado. Tales modificaciones pueden incluir la(s) modificación (es) del sistema de distribución del fluido de inyección, la(s) modificación (es ) del cabezal de un pozo inyector dado, y/o la(s) modificación ( es ) a lo largo de la porción de inyector de un pozo inyector dado.

La Figura 4 es un diagrama de una modalidad ilustrativa de un dispositivo de medición 12' que puede utilizarse en el sistema de la Figura 3. El dispositivo de medición 12' incluye un elemento de restricción 51 (como por ejemplo una placa de orificios o boquilla de flujo) para restringir el flujo de un fluido de dos fases que fluye a través de un miembro tubular 53 mediante la reducción del área en corte transversal del miembro tubular 53. Cuando se utiliza como parte de sistema de la Figura 3, el miembro tubular 53 está conectado en forma de fluido entre una fuente del fluido de dos fases y la tubería 14 que se extiende hacia abajo por el pozo inyector. Un sensor de temperatura 55A montado corriente arriba del elemento de restricción 51 y un sensor de temperatura 55B preferentemente montado en el miembro tubular 53 corriente abajo del elemento de restricción 51 después de mezclar el fluido de dos fases como se muestra, miden la temperatura del fluido de dos fases que fluye a través del miembro tubular 53. Transductores de presión 57A y 57B preferentemente montados sobre el miembro tubular 53 en lados opuestos del elemento de restricción 51 miden la caída de la presión del fluido de dos fases a través del elemento de restricción 51. Transceptores sónicos 59A, 59B están soportados por el miembro tubular 53 y espaciados entre ellos a lo largo del miembro tubular 53. Transceptores sónicos 59A, 59B se colocan preferentemente corriente abajo del elemento de restricción 51 en donde se logra un mejor mezclado del fluido de dos fases. Los transceptores sónicos 59A, 59B están conectados a un procesador de señales 61 adaptado para derivar mediciones de tiempo de vuelo para pulsos sónicos en el fluido de dos fases que fluye a través del miembro tubular 53. Más particularmente, un transceptor sónico 59A es controlado para emitir un primer tren de pulsos sónicos ert el fluido de dos fases, que es recibido por el transceptor sónico 59B. El primer tren de pulso sónico se propaga en la dirección de flujo para el fluido de dos fases en el miembro tubular 53. El procesador de señales 61 mide el tiempo de vuelo (se conoce a veces como "tiempo de transmisión") de los pulsos del primer tren de pulsos sónicos. Un transceptor sónico 59B es controlado con el objeto de emitir un segundo tren de pulsos sónicos en el fluido de dos fases, que es recibido por el transceptor sónico 59A. El segundo tren de pulsos sónicos se propaga en dirección contraria a la dirección de flujo para el fluido de dos fases en el miembro tubular 53. El procesador de señales 61 mide el tiempo de vuelo de los pulsos del segundo tren de pulsos sónicos. El procesador de señales 61 digitaliza las mediciones de tiempo de vuelo para el primer tren de pulsos sónicos y el segundo tren de pulsos sónicos y comunica dichas mediciones (en forma digital) a la unidad de procesamiento de datos 63 que almacena los datos de tiempo de vuelo para el primer tren de pulsos sónicos y para el segundo tren de pulsos sónicos. La unidad de procesamiento de datos 63 comunica también con los sensores 55A, 55B, 57A, 57B, y almacena la temperatura y la presión medidas por los sensores 55A, 55B, 57A, 57B (en forma digital) . La unidad de procesamiento de datos 63 está adaptada para calcular la velocidad del sonido en el fluido de dos fases así como una fracción de fase vapor para el fluido de dos fases que utiliza los datos almacenados de tiempo de vuelo y la temperatura y presión medidas por los sensores 55B, 57A, 57B de la manera siguiente.

El tiempo de vuelo Ti de los pulsos del primer tren de pulsos sónicos se obtiene a través de la Ecuación siguiente: L en donde L es la distancia entre los transceptores 59, 59B, c es la velocidad del sonido en el fluido de dos fases, y ux es la velocidad homogénea del fluido de dos fases.

El tiempo de vuelo T2 para los pulsos del segundo tren de pulsos sónicos se proporciona a través de la Ecuación siguiente: t> · tt ¦ (,4> La Ecuación 13 puede combinarse con la Ecuación 14 para cancelar el término ux y resolver directamente c de la manera siguiente : De esta manera, la unidad de procesamiento de datos 63 puede calcular la velocidad del sonido c en el fluido de dos fases desde L (que se conoce) y los datos de tiempo de vuelo Ti, T2 para el primer tren de pulsos sónicos y el segundo tren de pulsos sónicos.

Finalmente, la velocidad del sonido c se relacionada con la fracción de fase vapor a del fluido de dos fases de conformidad con la Ecuación siguiente: c2* P"C (16) en donde pv es la estimación de densidad de fase vapor del fluido de dos fases a la temperatura y presión medidas (determinada a partir de la Ecuación de estado) , la presión midiéndose corriente abajo del restrictor de flujo, en la región en donde la velocidad del sonido se está midiendo; pi es la estimación de densidad de fase liquida del fluido de dos fases a la temperatura y presión medidas (determinada a partir de la Ecuación de estado) , medidas localmente como arriba; y cv es la velocidad del sonido en la fase vapor del fluido de dos fases en condiciones isotérmicas, que se calcula de conformidad con la Ecuación ' en donde p es la presión local .

De esta manera, la unidad de procesamiento de datos 63 puede calcular la fracción de fase vapor o¡ del fluido de dos fases a partir de la velocidad del sonido calculada c y la temperatura y presiones medidas por los sensores 55B, 57A, 57B.

La unidad de procesamiento de datos 63 está preferentemente adaptada para efectuar lo siguiente: - los cálculos del paso 250 de conformidad con lo descrito arriba para derivar la estimación de densidad homogénea del fluido de dos fases a partir de la fracción de fase vapor a; - los cálculos del paso 300 de conformidad con lo descrito arriba para derivar el caudal volumétrico del fluido de dos fases a partir de la fracción de fase vapor y la estimación de densidad homogénea; - los cálculos del paso 400 de conformidad con lo descrito arriba para derivar los caudales másicos de las fases vapor y liquida del fluido de dos fases; y - los cálculos del paso 500 para derivar el flujo de entalpia del fluido de dos fases.

Se observará que la Ecuación 16 asume que se cumplen las condiciones de equilibrio mecánico y térmico, específicamente, que la presión pv de la fase vapor del fluido es igual a la presión pi de la fase líquida del fluido y que la temperatura Tv de la fase vapor del fluido es igual a la temperatura ?? de la fase líquida del fluido. La Ecuación 16 asume también que las longitudes de onda de las primera y segunda ondas sonoras son significativamente mayores que las dimensiones de las estructuras de dos fases en el flujo tales como burbujas y tapones.

El primer tren de pulsos sónicos y el segundo tren de pulsos sónicos generados por los transceptores sónicos 59A y 59B pueden ser reflejados por estructuras superficiales dentro del miembro tubular 53 (o por otras estructuras en el flujo de dos fases) . Estas reflexiones pueden interferir con las mediciones del tiempo de vuelo efectuadas por los transceptores 59A, 59B y el procesador de señales 61. Dos resonadores Helmholtz 65A, 65B pueden estar soportados por el miembro tubular 53 con el objeto de minimizar dicha interferencia. Los resonadores Helmholtz 65A, 65B están ubicados opuestos a los transceptores sónicos 59A, 59B y resuenan a una frecuencia que corresponde a la longitud de onda del tren de pulsos sónicos emitido a partir del transceptor correspondiente. En condición de resonancia/ el resonador Helmholtz presenta baja impedancia acústica de tal manera que los pulsos sónicos incidentes experimenten una inversión de fase de ciento ochenta grados. Mediante la colocación de los resonadores Helmholtz 65A, 65B aproximadamente a una longitud de onda del transceptor sónico correspondiente, las ondas sonoras reflejadas generadas por los resonadores Helmholtz 65A, 65B aparearán como señales invertidas en fase con un retardo de aproximadamente dos ciclos de onda con relación a las señales originales. Puesto que' los primeros dos ciclos del primer tren de pulsos sónicos y segundo tren de pulsos sónicos no son afectados por dicha reflexión, el procesador de señales 61 puede emplear un filtro adaptado (o correlacionador cruzado) que detecta la llegada del tren de pulsos sónicos respectivo con base en la señal detectada de los primeros dos ciclos. Obsérvese que los resonadores Helmholtz 65A, 65B son partes opcionales del dispositivo de medición 12' cuando el procesamiento de señales solo no puede remover los efectos indeseados de ondas sonoras reflejadas.

Se ha descrito e ilustrado aquí varias modalidades de un método, aparato y sistema para determinar las propiedades de fluido de un fluido de dos fases. Mientras se han descrito modalidades particulares de la invención, no se contempla que la invención se limite a estas modalidades y se pretende que la invención sea de un alcance tan amplio como lo permita la técnica y que la especificación se lea en este sentido. Por consiguiente, mientras se divulgaron aplicaciones de inyección de vapor particulares, se observará que la presente invención puede adaptarse fácilmente para aplicaciones en donde se requiere del monitoreo y/o inyección de un fluido de dos fases. Por consiguiente las personas con conocimientos en la materia observarán que otras modificaciones pueden efectuarse a la invención presentada sin salirse del alcance reclamado .

Claims (16)

REIVINDICACIONES

1. En un pozo inyector que tiene un cabezal de pozo en la superficie terrestre en donde se suministra un fluido de dos fases al pozo inyector para inyección en una formación aledaña a lo largo de una porción del pozo inyector, un método para determinar por lo menos una propiedad de fluido del fluido de dos fases a lo largo de la porción del pozo inyector, el método comprende: medir temperaturas y presiones del fluido de dos fases en el cabezal de pozo; medir la velocidad del sonido en el fluido de dos fases en el cabezal de pozo utilizando mediciones de tiempo de vuelo de pulsos sónicos que pasan a través del fluido de dos fases; medir temperaturas del fluido de dos fases en una pluralidad de ubicaciones a lo largo de la porción del pozo inyector; y determinar por lo menos una propiedad de fluido del fluido de dos fases a lo largo de la porción de pozo inyector a partir de las temperaturas, presiones, y velocidad de sonido medidas en el cabezal de pozo, y las temperaturas medidas en la pluralidad de ubicaciones a lo largo de la porción del pozo inyector, en donde la por lo menos una propiedad de fluido se selecciona dentro del grupo que incluye i) fracciones de fase vapor del fluido de dos fases en la pluralidad de ubicaciones a lo largo de la porción de pozo inyector; ii) cambios en el caudal másico del fluido de dos fases en la pluralidad de ubicaciones a lo largo de la porción del pozo inyector; iii) flujo de entalpia del fluido de dos fases en la pluralidad de ubicaciones a lo largo de la porción del pozo inyector; y iv) datos derivados de un cálculo del flujo de entalpia corriente arriba de la porción del pozo inyector, el cálculo se deriva de una pluralidad de propiedades de fluido calculadas incluyendo a) una fracción de fase vapor del fluido de dos fases, derivada de conformidad con la ecuación en donde a es la fracción de fase vapor del fluido de dos fases, pv es la estimación de densidad de fase vapor del fluido de dos fases a la temperatura y presión medidas en el cabezal de pozo; Pi es una estimación de densidad de fase liquida del fluido de dos fases a la temperatura y presión medidas en el cabezal de pozo; y cv es la velocidad del sonido en la fase vapor del fluido de dos fases en el cabezal de pozo en condiciones isotérmicas; b) una estimación de densidad homogénea del fluido de dos fases; c) un caudal volumétrico del fluido de dos fases; y d) caudales másicos de la fase vapor y de la fase líquida del fluido de dos fases, los datos caracterizan la energía del fluido de dos fases a lo largo de la porción de pozo inyector.

2. Un método de conformidad con la reivindicación 1, en donde : los caudales másicos y el flujo de entalpia del fluido de dos fases en la pluralidad de ubicaciones a lo largo de la porción del pozo inyector se derivan de una ecuación que balancea la masa y la energía de un volumen unitario, la ecuación es 1 , pix + <??) 2 ' * p[X) en donde p(x) es la densidad hmogénea del fluido de dos fases a una entrada del volumen unitario (en la posición x) ; p(x+dx) es la densidad homogénea del fluido de dos fases a una salida del volumen unitario (en la posición x+dx) / ux(x) es la velocidad homogénea del fluido de dos fases a lo largo de la dirección x del pozo inyector a la entrada del volumen unitario; ux(x+dx) es la velocidad homogénea del fluido de dos fases a lo largo de la dirección x del pozo inyector a la salida del volumen unitario; h(x) es la entalpia total del fluido de dos fases a la entrada del volumen unitario; y e(x+dx) es la energía interna del fluido de dos fases a la salida del volumen unitario.

3. Un método de conformidad con la reivindicación 1, en donde : dicha estimación de densidad homogénea del fluido de dos fases se deriva de conformidad con la ecuación en donde p es dicha estimación de densidad homogénea del fluido de dos fases; es la fracción de fase vapor del fluido de dos fases, pv es la estimación de densidad de fase vapor del fluido de dos fases a la temperatura y presión medidas en el cabezal de pozo; y Pi es una estimación de densidad de fase líquida del fluido de dos fases a la temperatura y presión medidas en el cabezal de pozo.

4. Un método de conformidad con la reivindicación 1, en donde : dicho caudal volumétrico Qx del fluido de dos fases se deriva de conformidad con las ecuaciones siguientes en donde u2 es la velocidad homogénea del fluido de dos fases en la vena contracta del elemento de restricción; Cd es un coeficiente de descarga; hi es la entalpia a la entrada del elemento de restricción; h2 es la entalpia a la salida del elemento de restricción; Pi es la densidad homogénea corriente arriba del elemento de restricción ; p2 es la densidad homogénea en la vena contracta del elemento de restricción; Ai es el área en corte transversal del flujo de fluido de dos fases corriente arriba del elemento de restricción; A2 es el área en corte transversal del fluido de dos fases que fluye en la vena contracta del elemento de restricción; y

5. Un método de conformidad con la reivindicación 1, en donde : dichos caudales másicos de fase vapor y fase liquida del fluido de dos fases se derivan de conformidad con las ecuaciones siguientes: en donde OÍ es la fracción de fase vapor del fluido de dos fases, px es una estimación de densidad de fase liquida del fluido de dos fases a la temperatura y presión medidas en el cabezal de pozo; Pv es la estimación de densidad de fase vapor del fluido de dos fases a la temperatura y presión medidas en el cabezal de pozo; y Qt es el caudal volumétrico.

6. Un método de conformidad con la reivindicación 1, en donde dicho fluido de dos fases comprende vapor y agua.

7. En un pozo inyector que tiene una cabezal de pozo en la superficie terrestre en donde un fluido de dos fases se suministra al pozo inyector para inyección en una formación aledaña a lo largo de una porción del pozo inyector, un sistema para determinar por lo menos una propiedad de fluido del fluido de dos fases a lo largo de la porción del pozo inyector, el sistema comprende: medio para medir temperaturas y presiones del fluido de dos fases en el cabezal de pozo; medio para medir la velocidad del sonido en el fluido de dos fases en el cabezal de pozo utilizando mediciones de tiempo de vuelo de pulsos sónicos que pasan a través del fluido de dos fases; una herramienta que puede desplazarse dentro del pozo inyector para medir temperaturas del fluido de dos fases en una pluralidad de ubicaciones a lo largo del pozo inyector; y medio para determinar por lo menos una propiedad de fluido del fluido de dos fases a lo largo de la porción del pozo inyector a partir de las temperaturas, presiones, y velocidad de sonido medidas en el cabezal de pozo, y las temperaturas medidas por dicha herramienta, en donde la por lo menos una propiedad de fluido del fluido de dos fases se selecciona dentro del grupo que incluye i) fracciones de fase vapor del fluido de dos fases en la pluralidad de ubicaciones a lo largo de la porción de pozo inyector; ii) cambios en el caudal másico del fluido de dos fases en la pluralidad de ubicaciones a lo largo de la porción del pozo inyector; iii) flujo de entalpia del fluido de dos fases en la pluralidad de ubicaciones a lo largo de la porción del pozo inyector; y iv) datos derivados de un cálculo del flujo de entalpia corriente arriba de la porción del pozo inyector, el cálculo se deriva de una pluralidad de propiedades de fluido calculadas incluyendo a) una fracción de fase vapor del fluido de dos fases, derivada de conformidad con la ecuación en donde es la fracción de fase vapor del fluido de dos fases , pv es la estimación de densidad de fase vapor del fluido de dos fases a la temperatura y presión medidas en el cabezal de pozo; Pi es una estimación de densidad de fase liquida del fluido de dos fases a la temperatura y presión medidas en el cabezal de pozo; y cv es la velocidad del sonido en la fase vapor del fluido de dos fases en el cabezal de pozo en condiciones isotérmicas; b) una estimación de densidad homogénea del fluido de dos fases; c) un caudal volumétrico del fluido de dos fases; y d) caudales másicos de la fase vapor y de la fase liquida del fluido de dos fases, los datos caracterizan la energía del fluido de dos fases a lo largo de la porción de pozo inyector.

8. Un sistema de conformidad con la reivindicación 7, en donde : los caudales másicos y el flujo de entalpia del fluido de dos fases en la pluralidad de ubicaciones a lo largo de la porción del pozo inyector se derivan · de una ecuación que balancea la masa y la energía de un volumen unitario, la ecuación es 1 .. pix + dx 2 p(x) en donde p(x) es la densidad hmogénea del fluido de dos fases a una entrada del volumen unitario (en la posición x) ; p(x+dx) es la densidad homogénea del fluido de dos fases a una salida del volumen unitario (en la posición x+dx) ; ux(x) es la velocidad homogénea del fluido de dos fases a lo largo de la dirección x del pozo inyector a la entrada del volumen unitario; ux(x+dx) es la velocidad homogénea del fluido de dos fases a lo largo de la dirección x del pozo inyector a la salida del volumen unitario; 'h(x) es la entalpia total del fluido de dos fases a la entrada del volumen unitario; y e(x+dx) es la energía interna del fluido de dos fases a la salida del' volumen unitario.

9. Un sistema de conformidad con la reivindicación 7, en donde : dicha estimación de densidad homogénea del fluido de dos fases se deriva de conformidad con la ecuación en donde p es dicha estimación de densidad homogénea del fluido de dos fases; a es la fracción de fase vapor del fluido de dos fases, pv es la estimación de densidad de fase vapor del fluido de dos fases a la temperatura y presión medidas en el cabezal de pozo; y Pi es una estimación de densidad de fase líquida del fluido de dos fases a la temperatura y presión medidas en el cabezal de pozo.

10. Un sistema de conformidad con la reivindicación 7, en donde : dicho caudal volumétrico Qi del fluido de dos fases se deriva de conformidad con las ecuaciones siguientes en donde u2 es la velocidad homogénea del fluido de dos fases en la vena contracta del elemento de restricción; Cd es un coeficiente de descarga; hi es la entalpia a la entrada del elemento de restricción; h2 es la entalpia a la salida del elemento de restricción; pi es la densidad homogénea corriente arriba del elemento de restricción; p2 es la densidad homogénea en la vena contracta del elemento de restricción; Ai es el área en corte transversal del flujo de fluido de dos fases corriente arriba del elemento de restricción; A2 es el área en corte transversal del fluido de dos fases que fluye en la vena contracta del elemento de restricción; y

11. Un sistema de conformidad con la reivindicación 7, en donde : dichos caudales másicos de fase vapor y fase liquida del fluido de dos fases se derivan de conformidad con las ecuaciones siguientes: en donde a es la fracción de fase vapor del fluido de dos fases, Px es una estimación de densidad de fase liquida del fluido de dos fases a la temperatura y presión medidas en el cabezal de pozo; pv es la estimación de densidad de fase vapor del fluido de dos fases a la temperatura y presión medidas en el cabezal de pozo; y Q es el caudal volumétrico.

12. Un sistema de conformidad con la reivindicación 7, en donde dicho fluido de dos fases comprende vapor y agua.

13. Un sistema de conformidad con la reivindicación 7, que comprende además medio de telemetría para comunicar mediciones efectuadas por dicha herramienta a dicho medió de determinación .

14. Un sistema de conformidad con la reivindicación 13, que comprende además una tubería continua que soporta dicha herramienta dentro del pozo inyector.

15. Un sistema de conformidad con la reivindicación 14, en donde dicha herramienta es soportada por la tubería continua en un extremo de fondo de pozo.

16. Un sistema de conformidad con la reivindicación 14, en donde dicha tubería continua aloja por lo menos un cable eléctrico y dicho medio de telemetría comunica datos a través de dicho por lo menos un cable eléctrico.