Curso Basico de Well Testing

OBJETIVOS DEL WELL TESTING

INTRODUCCIÓN Las Pruebas de Pozo se realizan durante varias etapas de la vida de un pozo de gas o de petróleo, perforación, completamiento y producción y con diversos propósitos. Es entonces importante comprender claramente las razones para cada una de estas pruebas y, qué se espera de cada una de ellas y de los resultados a obtener. En una primera etapa se llevan a cabo ensayos DST (Drill Stem Testing) a pozo abierto. Esto se hace cuando a través de control geológico, por loggings intermedios o por alguna otra indicación se detecta la presencia de hidrocarburos durante la perforación, con la finalidad de establecer si se trata de un yacimiento real o, simplemente de hidrocarburos retenidos en las rocas pero que no son factibles de ser producidos. Estas pruebas son generalmente cortas (menos de 12 horas) y si son realizadas correctamente, permiten obtener una primera evidencia sobre el fluido contenido en las rocas y generalmente algunos parámetros de las rocas (por ejemplo permeabilidad). Si las pruebas DST, loggings y otras informaciones son suficientemente promisorias, entonces se procede a bajar el casing, y probablemente se lleven a cabo nuevas pruebas DST a pozo entubado. Luego de las pruebas a pozo entubado, se realiza usualmente una completamiento en la zona que resulte de mayor interés. En ciertas circunstancias, Se requiere una completamiento dual si es suficientemente importante llevar a cabo test prolongados en dos zonas separadas en forma simultanea. Las pruebas llevadas a cabo durante la complementación se denominan pruebas de completamiento o de producción, aunque este ultimo nombre no es recomendado para evitar que se las confunda con las pruebas rutinarias que se hacen en una estación de flujo o de producción. Las pruebas de rutina desarrolladas luego de la instalación de las facilidades de producción, no nos conciernen en este curso, ya que para entonces, todas las importantes decisiones relativas al desarrollo del yacimiento han sido tomadas. La correcta interpretación de las primeras pruebas, hechas con equipo portátil, por otro lado, es de importancia verdaderamente vital, ya que mucho de lo que vienen después depende de ella. Es muy importante entender que en muchos aspectos, las pruebas de completamiento son similares a las pruebas DST. Ambas son de corta duración, y están diseñadas para darnos información, no solo sobre el fluido contenido en el reservorio sino en particular, sobre las propiedades de las rocas, a través de la correcta interpretación de la evolución de los datos de presión de fondo de pozo durante las pruebas. Las pruebas de completamiento son más largas que las pruebas DST y por lo tanto, los caudales medidos son más reales permitiendo una mejor planificación que en aquellas donde a menudo, la prueba finalizada antes de obtener datos que son valiosos o aún cuando la herramienta de medición de fondo ha fallado o su trabajo ha sido insatisfactorio. Las pruebas de completamiento intentan, no solo tales vacíos, sino también, ganar información adicional acerca del reservorio para lo cual son considerablemente más largos que las pruebas DST. Solo una cuidadosa planificación y observación pueden asegurarnos esto.

OBJETIVOS Dentro de los objetivos más importantes del well testing podemos enumerar los siguientes: a) Determinar la exacta naturaleza de los fluidos producidos. Esto se logra a través de análisis PVT practicados en muestras tomadas del fondo del pozo o recombinadas. b) Definir la productividad del pozo. Con curvas IPR para pozos petrolíferos y curvas de aporte y potencial absoluto en pozos gasíferos. c) Evaluar las características de la formación productiva. Determinación de la presión estática de formación y de capacidad de flujo, dada por el producto kh (permeabilidad por espesor). d) Evaluar el daño de la formación para determinar la posible necesidad de acidificación u otro tipo de estimulación y luego de llevada a cabo esta, controlar los resultados del tratamiento efectuado.

EL EQUIPO DE WELL TESTING

COMPONENTES Un equipo de well testing está básicamente constituido por los siguientes elementos: a) Equipo de medición de parámetros de fondo b) Cabezal de prueba c) Choke Manifold d) Calentador o intercambiador de calor e) Separador o set de separadores f)

Manifold de petróleo

g) Tanque de calibración h) Bomba de Transferencia i)

Quemadores

j)

Sistema de monitoreo y medición electrónica de parámetros

EQUIPO DE MEDICION DE PARÁMETROS DE FONDO Los parámetros que normalmente se miden en el fondo de un pozo durante una prueba son de presión y temperatura. Los instrumentos de medición que se utilizan pueden en primer termino clasificarse en sensores mecánicos y electrónicos. De los instrumentos mecánicos, él mas conocido es el denominado Amerada, existiendo sensores de diversos rangos de medición, desde 1000 hasta 25000 psig. A pesar de tratarse de un diseño muy antiguo, es un elemento de buena precisión y de extrema confiabilidad cuando se lo prepara correctamente. Naturalmente, tiene limitaciones si se lo comparar con la precisión que hoy en día se obtiene con medidores de tipo electrónico y especialmente desde el punto de vista de la resolución. Por otra parte, con un sensor mecánico no es posible conocer los valores medidos hasta luego de su extracción del pozo lo que constituye otra limitante. En cuanto a los sensores electrónicos, desde el punto de vista de la disponibilidad de los datos obtenidos, pueden ser clasificados en medidores de lectura en superficie en tiempo real (SRO por surface read out) y medidores de memoria (MRO por memory read out).

Un medidor de memoria, llamado habitualmente memory gauge, es un dispositivo compuesto por tres elementos: a) Sensor. Es el órgano que se encarga de percibir la magnitud de la variable medida y convertirla en una variación eléctrica, para luego transmitirla a la unidad de memoria, donde será almacenada. b) Unidad de Memoria. Es el componente que recibe el impulso del sensor y lo almacena en un banco de datos para posterior traspaso a un computador. c) Batería. Es una pila eléctrica que provee de energía al sistema. Este mecanismo de medición es el utilizado para realizar mediciones en pozos donde la tubería de producción debe permanecer libre a lo largo de toda la prueba o, cuando por razones operativas no es conveniente mantener un cable dentro del tubing durante las operaciones. La desventaja del sistema, al igual que en el caso de los instrumentos mecánicos, es que no se tienen la posibilidad de conocer los valores a medir sino hasta luego de recuperar la herramienta del fondo del pozo. Un sensor de lectura en superficie es un elemento que se baja al pozo por medio de un winche con cable conductor, el cual trasmite la señal del instrumento a un interfase, que a su vez la entrega a un computador para su procesamiento. Este esquema implica la necesidad de contar con un lubricador y un sistema de poleas para bajar la herramienta en el pozo y para mantener el mismo cerrado en torno del cable conductor. Esto último se logra a través de un sistema de inyección de grasa a alta presión sobre el stuffing box o estopera que, instalado en el extremo superior del lubricador, es el encargado de cerrar el pozo en torno al cable. Dado que también es preciso mantener la herramienta colgada del cable, el cual obviamente es flexible, durante la fluencia de los hidrocarburos en torno a esta, se hace necesario agregar a la columna con la que se baja el sensor, un conjunto de barras de peso, cuya longitud y densidad variará en función de la profundidad y de la presión que se espera tenga el pozo. Habitualmente se emplean barras de tungsteno para dar mayor peso por unidad de longitud al conjunto de medición y así evitar el uso de un lubricador demasiado largo. Dado que es posible que surja algún inconveniente que haga necesario cerrar el pozo en su parte troncal, sea por ejemplo para permitir que el lubricador sea quitado de su sitio o porque se produce alguna falla en el stuffing box, el sistema deberá contar también con un sistema de válvulas llamadas BOP (Blow Out Preventor), dotadas de obturadores normalmente de goma, denominados ‘’rams’’ los que sellan el pozo, sin dañar el cable. Sin embargo, para la eventualidad de alguna emergencia de real gravedad, se monta también una BOP con un conjunto de rams de corte, los que al ser accionados sobre el cable generan su seccionamiento, permitiendo el abandono del pozo hasta controlar la emergencia provocada.

Como puede observarse, el montaje y equipo necesarios para utilizar un sensor con lectura en tiempo real es bastante más complejo y, obviamente más caro, que aquel que se requiere para usar un sensor de memoria. Sin embargo, su empleo tiene la inapreciable ventaja de obtener los resultados de la prueba en forma simultánea con su desarrollo, permitiendo el llevar adelante interpretaciones in situ y la modificación de programa de prueba en el mismo pozo. Otra importante ventaja de este sistema de trabajo consiste en que cualquier falla que se genere en el instrumento, es detectada de inmediato, en cuyo caso se ahorra un esfuerzo y una perdida de tiempo y dinero que de otra forma se invertiría inútilmente. Otra clasificación de los sensores de tipo electrónicos se realiza en atención al elemento que se emplean para medir las variables. Así tenemos los medidores metálicos conocidos como ‘’Strain Gauges’’ con buenas precisión, resolución y estabilidad y de costo relativamente bajo. Por otra parte, existen los sensores basados en un cristal de cuarzo (quartz gauges) que poseen excelentes precisión y resolución, ademas de ser mucho más estables que los strain gauges. Sus desventajas más notorias son su fragilidad y su alto costo. Otro componente del equipo de medición de parámetros de fondo es el indicador de peso, el cual se instala entre el punto de fijación de la polea inferior o de reenvío y esta misma. Como su nombre lo indica, tiene por finalidad la de hacer conocer el peso de la sarta durante las carreras de descenso y ascenso de las herramientas en el pozo. El último elemento que integra esta parte del equipo de well testing es el winche, el cual cuenta con una unidad motriz y un sistema hidráulico de comando del tambor sobre el que va enrollado el cable. Se utilizan winches de potencias variables, atendiendo la profundidad y la presión del pozo en el que se va a trabajar. MANIFOLD PORTAREDUCTOR (CHOKE MANIFOLD) Se trata de un conjunto de válvulas y conductos conteniendo normalmente dos ramales, cada uno con una válvula de alta presión (15000 psig), una válvula de presión menor que la primera (5000 psig) y una caja choke manifold. Uno de los choke manifold deberá estar acondicionado para la instalación de un choke fijo y la otra para uno ajustable desde el exterior. Durante los diversos flujos del pozo, los hidrocarburos circularán por el choke fijo, usándose el ajustable solo para permitir que aquel sea cambiado sin interrupción de la fluencia.

CALENTADOR O INTERCAMBIADOR DE CALOR El calentador es un equipo constituido por un conjunto de tubos y carcaza y un tubo de fuego, normalmente en ‘’U’’ en el interior del cual se genera la combustión.

Los calentadores usados en welll testing emplean como combustible el propio gas del pozo en prueba, cuando este no contiene índices peligrosos de ácido sulfhídrico (H2S), o un combustible líquido como diesel. Para el caso de ser necesario quemar diesel, el calentador deberá contar con un circuito especial de aire que permita el atomizado del fluido a la entrada del quemador para que la combustión sea completa. Cuando el combustible es el propio gas del pozo, el mismo deberá ser tomado en un punto posterior al tramo de medición de gas del separador dado que el consumo de un calentador de esta características es bastante elevado. Un intercambiador de calor consta, además del conjunto de tubos y carcaza de un sistema de circulación de vapor con su conjunto de regulación de temperatura y de presión. En él efluente fluye por el interior de la serpentina de tubos y el vapor lo hace llenando la carcaza. La función de estos equipos es la de calefaccionar al afluente para evitar la formación de hidratos, especialmente en los pozos de gas, y también la de facilitar la separación de las fases liquidas y gaseosa a través de la reducción de la tensión superficial y la viscosidad del liquido.

SEPARADOR O SET DE SEPARADORES El separador es uno de los elementos más importantes del equipo de well testing. Su función es la de separar y medir los fluidos producidos. La primera parte del proceso se efectúa en el cuerpo mismo del separador que cuenta para ello con una serie de dispositivos interiores diseñados para tal fin. Estos dispositivos internos son placas de impacto, deflectores, placas antiespuma y rejillas extractoras de neblina. Sus objetivos específicos son los de lograr en el efluente, choques, agitación, cambios de dirección y de velocidad, con lo que se logra que el gas y él liquido se separen en función de su diversa gravedad e inercia. Una vez provocada la separación, en las líneas de salida del separador, donde se instalan aparatos de medición, se procede a cuantificar el volumen de cada uno de los fluidos producidos. Esto se hace teniendo en cuenta las condiciones en que se ha realizado esta determinación a fin de llevar esos valores a las condiciones de referencia. Por lo anterior, podemos deducir que un separador cuenta con una línea de entrada del efluente, un cuerpo con su diseño interior, una salida de petróleo o condensado con uno o más medidores de líquido, una salida de agua con su medidor y una línea de salida de gas, también con un elemento de medición del caudal correspondiente. Además, como todo recipiente que trabaja a presión, un separador cuenta con elementos de seguridad, tales como la válvula de seguridad, calibrada para producir su apertura al alcanzarse un valor de presión interna igual al 90 por ciento de la presión de trabajo del equipo, y una placa de estallido, construida de modo que se rompa al alcanzarse una presión interna igual al 100 por ciento de la presión de trabajo del separador.

Los elementos de control del separador permiten mantener en el interior una presión aproximada constante, una altura al nivel de petróleo también constante y lo mismo ocurre con la altura de la interfase agua – petróleo. Estos elementos son válvulas neumáticas automáticas con sus correspondientes controladores, instaladas en la salida de cada uno de los fluidos producidos. Existe también un circuito de gas o de aire que es el que alimenta los dispositivos de regulación. A fin de mejorar la separación y de optimizar la recuperación de crudo, es aconsejable en pozos de alta productividad, el uso de un segundo separador de baja presión, cuya entrada será conectada a la salida de petróleo del separador de alta. En ocasiones, este segundo separador es reemplazado por un cilindro de gran volumen, capaz de trabajar a presiones del orden de 60 a 100 psig, denominado ‘’Surge Tank’’ que por sus dimensiones, permite obtener tiempos de retención mayores que los de un separador de prueba normal.

MANIFOLD DE PETROLEO / OIL MANIFOLD Es un conjunto de válvulas y líneas de conducción que permite la derivación de los líquidos que salen del separador hacia los tanques de almacenamiento, el tanque de calibración, el quemador, la bomba de transferencia o la pileta de drenaje. Está constituido por líneas y válvulas de media presión, de acuerdo con la presión de trabajo del separador. Su finalidad es únicamente la de evitar que sea necesario conectar y desconectar las líneas de conducción en cada oportunidad que se desea enviar el crudo a un tanque u otro o al quemador durante el desarrollo de la prueba.

TANQUE DE CALIBRACIÓN / GAUGE TANK Es un tanque de capacidad perfectamente conocida (generalmente 100 barriles) dotado de visores externos de nivel y de una escala graduada destinado a calibrar los instrumentos de medición de caudales líquidos. Debe contar además con termopozos ubicados a diferentes alturas de modo de permitir una correcta determinación de la temperatura del fluido que contiene ya que el volumen en él medido, debe luego ser llevado a las condiciones de referencia utilizadas en la prueba. Normalmente se encuentra dividido en dos compartimientos de manera de disimular al máximo posible los errores en la lectura que realiza el operador.

BOMBA DE TRANSFERENCIA Consiste en una bomba de accionamiento electrónico o con motor diesel, de alta capacidad, usada para enviar el petróleo o eventualmente el agua de un tanque sea hacia a otro tanque, una pileta de drenaje o un quemador.

QUEMADORES Son dispositivos que permiten la total combustión del petróleo producido cuando no existe en la locación o plataforma la capacidad de almacenarlo durante la aprueba. Consta de 5 conductos por los que circulan: a) El petróleo producido para su combustión. b) El gas que fluye a través de un simple tubo c) El agua de refrigeración d) El aire usado para la atomización del crudo e) El gas piloto que mantiene una llama enfrente de la salida de crudo Cuentan además con válvulas que regulan el volumen de aire a inyectar, el de gas piloto y el de agua. También poseen un sistema de encendido eléctrico.

SISTEMA DE MONITOREO Y MEDICION ELECTRÓNICA DE PARAMETROS El desarrollo alcanzado por la electrónica y la computación han permitido dotar a los equipos de well testing de sistemas de monitoreo continuo de todos y cada uno de los parámetros a medir de manera que el operador, situado en una cabina laboratorio, puede detectar en forma instantánea, cualquier variación que se produzca, sea en la fluencia del pozo o en algún instrumento de control del equipo primario. Además, con un equipo de monitoreo, la frecuencia de la toma de datos será fijada en forma totalmente arbitraria, prácticamente sin limitaciones, a diferencia de los que ocurre si esta toma de datos se hiciera en forma manual. Para ello, un sistema computarizado cuenta con un tiempo de muestreo (’’sampling time’’) que el operador puede fijar al comienzo de la prueba y luego modificar a voluntad, de acuerdo a los requerimientos específicos que la evolución del pozo vayan haciendo aconsejables. Un sistema básico de monitoreo de datos, está constituido por un elemento primario de medición de parámetros denominado sensor, una interfase, un computador con monitor, teclado e impresora. Los sensores a utilizar pueden ser de tipo analógico, como los strain – gauges o bimetálicos empleados para determinaciones de presión y temperatura respectivamente, o digitales como los contadores empleados para medir caudales de petróleo y agua. En el computador, la información proveniente de los elementos primarios, es almacenada en uno o más archivos a la vez que mostrada en pantalla, en forma numérica o grafica de modo de hacer fácil la detección de cualquier variación que se produzca en al prueba.

Algunos sistemas permiten el monitoreo simultaneo en varias pantallas a la vez, de modo que todos los interesados en el desarrollo de la prueba, puedan controlar la evolución de la misma desde lugares de trabajo, e incluso, en algunos casos, realizar traspaso de datos a otro computador a fin de trabajar sobre ellos, para interpretar los resultados que se van obteniendo. Aunque el equipo de monitoreo continuo y relevamiento electrónico de datos, no forma parte de un equipo de well testing, ya que se trata de un opcional, la diferencia en la calidad de los resultados, tanto de la prueba misma como de su interpretación, lo hacen una herramienta casi imprescindible.

MEDICIONES DE PRESION Y TEMPERATURA

INSTRUMENTOS DE MEDICION DE PRESION La presión P para un fluido en reposo puede ser definida como la fuerza ejercida perpendicularmente por el fluido sobre la unidad de superficie de las paredes del recipiente que lo contiene, este es P=

F A

(1.1)

Luego, podemos decir que la presión es básicamente un concepto mecánico, el cual puede ser completamente descrito en termino de las dimensiones primitivas de masa, longitud y tiempo. Esta definición y las siguientes tres observaciones envuelven todo el concepto de medición de presión. a) Es un hecho familiar que la presión (ya que es una propiedad local del fluido) está fuertemente influenciada por la posición (profundidad) dentro de un fluido estático, pero en una posición dada, es totalmente independiente de la dirección. Así notamos que la variación de presión de un fluido con la elevación queda dada por, ∆P= - w∆h

(1.2)

w representa el peso especifico del fluido y h representa la altura vertical del fluido. b) Es también ampliamente conocido que la presión no es afectada por la forma del recipiente que contiene al fluido. c) Finalmente, es también ampliamente sabido que una presión aplicada a un fluido encerrado en un recipiente, se transmite íntegramente a las paredes del recipiente. Esto es aprovechado en los gatos hidráulicos y es el principio de funcionamiento de la Balanza de Pesos Muertos. De acuerdo con la ecuación (1.1) en el sistema métrico, las unidades de presión son: 1 Pascal (Pa) = 1 Nw/m2 (MKS) 1 Bary = 1 dina/cm2 (CGS) Donde 1 Bar = 106 Barys = 105 Pa = 1.0197 Kg/cm2 En el sistema ingles, la unidad de presión es: 1 PSI = 1 libra/pulgada2 (Pound per Square Inch) Donde 1 Bar = 14.73 Psi

De acuerdo con la ecuación (1.2) la presión también puede expresarse en términos de altura de columna de liquido, lo cual es útil cuando se miden presiones no mucho mayores que la presión atmosférica. −

Medidores de columna de agua

−

Medidores de columna de mercurio

PRESION DE REFERENCIA Llamamos presión atmosférica a la presión ejercida por el peso de la atmósfera. Ella varia con la altitud, latitud, hora y temperatura. Ya que la presión atmosférica es usada como presión de referencia (cero), los medidores de presión o manómetros miden una presión que convenimos en llamar presión relativa o ‘’manométrica’’. Tales presiones varían con la presión atmosférica. Si, por otra parte, se toma el vacío como presión de referencia, los manómetros dan valores de presión absoluta en forma directa. En todo caso, la obvia, pero importante relación que existe entre presión manométrica y presión absoluta es:

P(absoluta) =P(manométrica) +P(atmosférica)) MEDICIONES CONVENCIONALES DE PRESION Los dispositivos de medición de presión pueden dividirse en dos grupos principales: a) Instrumentos de Medición Directa, los que determinan el valor de la presión aplicada por calculo directo de la fuerza aplicada sobre un área conocida con alta precisión. En este grupo hay varios tipos de manómetros y las balanzas de pesos muertos (DWT por Dead Weight Tester). b) Instrumentos de Medición Indirecta, se basan en el uso de elementos mecánicamente elásticos sobre los cuales es aplicada la presión. Algunos instrumentos como aquellos basados en un tubo de bourdon, permiten comparativamente, grandes deflexiones para entregar una lectura en una escala graduada. En otro tipo de sensores, la presión se aplica sobre un ligero pero rígido diafragma, cuya deflexión, generalmente muy pequeña, es percibida por un sensor secundario, como por ejemplo un strain gauge, que provoca una señal eléctrica de salida.

BALANZA DE PESOS MUERTOS (DWT) Este instrumento de medición es usado normalmente en laboratorios y cabina standard en la industria para propósitos de calibración. El principio de funcionamiento está basado en el balance de la fuerza ejercida por el fluido de trabajo sobre un pistón de área conocida, con el peso de un conjunto de pesas calibradas. La figura ilustra un esquema general de una balanza de pesos muertos típica. Para operara el instrumento, las pesas requeridas están ubicadas sobre el plato portapesas y la manivela es enroscada contra el pistón que soporta las pesas. Entonces se debe hacer girar el pistón para asegurar que la película de fluido entre el pistón y su cilindro sea uniforme y el roce o fricción queden reducidos al mínimo de modo que su efecto sea realmente despreciable. La presión entonces aplicada al manómetro será igual al peso de las pesas dividido por el área del pistón. P=

Peso A

Por razones de tipo práctico, las pesas están normalmente graduadas en valores de presión. Se deberá prestar atención en usar siempre las pesas correctas ya que, en ocasiones, pesas de diferentes balanzas pueden llevar a lecturas completamente erróneas. En general, si se tiene en cuenta todos los factores que inciden en la lectura de presiones con una balanza de pesos muertos (efecto de la gravitación, deformación del pistón y cilindro por acción de la presión, temperatura, valor local g) la precisión que se obtiene es del orden del 1.0 al 3.0 por mil, es decir 0.1 al 0.3 por ciento. TUBO DE BOURDON Para explicar el principio de funcionamiento del tubo de bourdon, consideremos un tubo metálico de sección rectangular y largo L. La sección del tubo tiene lados A, B; C, D. Un extremo del tubo está fijo y el otro libre. Si se aplica una fuerza F sobre el extremo libre, el tubo flexiona. La longitud de la sección neutral del tubo permanecerá constante, al largo del eje longitudinal del tubo no cambia, mientras que la cara superior A se expande y el lado inferior B se contrae, de modo que LA > LB. El desplazamiento del extremo libre, bajo la acción de la fuerza F está dado por X=

FL.3 3EI

Donde: E = módulo de elasticidad del metal I = módulo de inercia del tubo para el eje Y

L

A y

C

B C

x

F Ahora, en lugar de considerar un tubo recto, flexionado por acción de la fuerza F, consideremos un tubo deformado permanentemente, tal que forme un arco de circunferencia. En este caso, también tendremos la LA > LB y, considerando A x LA = Superficie de la pared superior del tubo B x LB = Superficie de la pared inferior del tubo y notando que A = B ⇒ A

•

LA > B

•

LB

Cuando se aplica una presión dentro del tubo, aparecen fuerzas aplicadas sobre las paredes del tubo. Las fuerzas ejercidas contra las paredes laterales son de igual valor y dirección contraria por lo que se anulan mutuamente. Sin embargo, las fuerzas ejercidas contra las paredes superior e inferior son de diferente valor absoluto porque el área de cada una de las superficies es diferente respecto de la otra. En consecuencia, aparecerá una fuerza resultante positiva en la dirección de la pared de mayor superficie. R = FA - FB = P

•

(A

•

LA) - P

•

(B

•

LB)

La fuerza resultante tiende a enderezar el tubo de modo de desplazar su extremo de acuerdo a la siguiente expresión: X=

L3 3EI

A

•

(LA

−

LB)

•

P

Lo que muestra que el extremo libre del tubo se desplaza en forma proporcional a la presión aplicada. Existe gran variedad en cuanto a las formas adoptadas en la construcción de tubos de bourdon, siendo el tubo ’’C’’ la más común. Este es un tubo con forma de letra C que desarrolla un ángulo de aproximadamente 270°.

En el caso de manómetros, el extremo del tubo de bourdon se fija a un eje el cual conectado a un engranaje actúa sobre la aguja indicadora.

MANÓMETRO DE DIAFRAGMA Como se muestra en la figura, este aparato se basa en un diafragma circular flexible.

p El diafragma está fijo sobre una cámara rígida sobre la que se aplica la presión a medir. La fuerza resultante de la presión aplicada sobre la superficie S del diafragma es contrarrestada por un resorte de constante K. El diafragma puede ser plano o corrugado. Las pequeñas defelecciones que se producen en un diafragma estará dado por la expresión: P x=

•

A

=

A K

•

K •

x P

Básicamente, este principio, unido a la incorporación de una resistencia variable conectada al diafragma, de modo que sea su desplazamiento el que haga variar el valor de la resistencia, es el que se emplea en los strain gauges para medición de presiones.

MEDIDORES A CRISTAL OSCILANTE Probablemente el avance más importante en well testing en los últimos años, es el de los manómetros a cristal de cuarzo. Este tipo de medidor, permitió la realización de pruebas de pozo con registro de muy pequeñas variaciones de presión, lo que ha permitido la aplicación de nuevas técnicas de interpretación (derivada) que de otra forma hubiesen sido muy difíciles de desarrollar. Los medidores a cristal de cuarzo combinan el elemento sensor y el dispositivo de transformación de señal en una sola unidad. Estos sensores son tamben llamados transductores de exposición directa ya que la deformación mecánica ocurre directamente

en el dispositivo de transformación de señal sobre el cual actúa la presión que esta siendo de la medición. Básicamente un medidor a cristal oscilante consta de un trozo de cuarzo el cual está vibrando constantemente a una frecuencia que varía en función de la presión a la cual está sometido. La frecuencia de oscilación va del orden de los 750 khz a aproximadamente 1 Mhz. Estas frecuencias son registradas por un contador que registra sus valores a intervalos determinados.

INSTRUMENTOS DE MEDICION DE TEMPERATURA ESCALAS DE TEMPERATURAS En cálculos de física y termodinámica, las temperaturas usadas con mayor frecuencia, se refieren a temperaturas absolutas. Por lo tanto, se sustituye a las escalas en °C o en °F por las escalas absolutas, también llamadas escalas termodinámicas. La escala absoluta correspondiente a la escala Celsius se denomina escala Kelvin y la unidad correspondiente es el °K. La escala absoluta correspondiente a la escala Fahrenheit se llama Rankine y el grado correspondiente se designa por °R. Las relaciones existentes entre escalas absolutas y relativas son las siguientes: 1°C = 1°K 0°C = 273°K 1°F = 1°R

} ⇒ T °K = T °C + 273 } ⇒ T °R = T °F + 459 32°F = 491°R PRINCIPIOS DE MEDICION Aceptamos llamar termómetros a todo dispositivo destinado a medir temperatura, aun cuando para muy elevadas temperatura, aun cuando para muy elevadas temperaturas al aparato se llama pirómetro. Las mediciones convencionales de temperaturas se basan en diferentes propiedades de la materia: a) Expansión de los líquidos b) Expansión de los sólidos c) Presión de vapor de los líquidos d) Expansión de los gases

e) Propiedades termoeléctricas de la materia Por tratarse de un tema ampliamente conocido, solo mencionaremos aquí los tipos de termómetros de más amplio uso y algunas de sus características.

Termómetro de expansión liquida Se trata de un tubo de vidrio, con un bulbo conteniendo un líquido y comunicado con un capilar sellado en el extremo y con una escala marcada en grados o una escala de temperatura dada. Se basa en el principio de que el líquido se expande con el calor. Su característica esta dada por: Vt = Vo Donde:

Vt Vo α t

= = = =

•

(1 + αt)

volumen a la Temp. t. volumen a 0°C coeficiente de expansión térmica del fluido temperatura

Los líquidos mas usados son: +

500 °C

85

+

100

-

70

+

75

Pentano

-

200

+

20

Xileno

-

100

+

250

Mercurio – para escalas desde

-

35

Tolueno

-

Alcohol

°C

a

Naturalmente que las escalas son fraccionadas, no es posible un termómetro de mercurio que pueda medir de - 35 °C a 500 °C.

Termómetro de expansión metálica Consta de una lamina metálica tubular, sellada en un extremo, hecha de un metal que tenga como característica un muy bajo coeficiente de dilatación térmica, dentro de la cual contiene una barra de otro metal de alto coeficiente de expansión térmica, soldado al fondo de la lámina tubular. La barra mueve una palanca y una aguja indica la temperatura sobre un dial graduado en una escala determinada. La barra mueve la palanca y una aguja indica la temperatura sobre un dial graduado en una escala determinada. La barra se expande dé acuerdo con la siguiente relación

lt = lo

•

(l + αt)

Con términos similares al termómetro de liquido.

Termómetros con bulbo metálico y capilar Este tipo de aparatos se basa en la expansión de un liquido o un gas o en la ‘’presión de vapor de un liquido’’. La expansión, como función de la temperatura, ocurre a volumen constante. Se mide entonces, el incremento de presión o la variación de la presión de vapor del liquido, causadas por la expansión. El dispositivo consta de un bulbo metálico que es el elemento sensor, expuesto a la temperatura a medir y un capilar metálico que une al bulbo con un instrumento de medición de presión. Estos termómetros, ya que el capilar puede ser de una longitud considerable debido a su pequeño diámetro (0.2 a 0.4 mm), permiten realizar lecturas a distancias relativamente largas del punto donde se hace la medición. La siguiente expresión es aplicable a estos termómetros: Vt = Vo

•

(1 + αt)

Pero dado que la expansión se realiza a volumen constante, la presión en el bulbo está dada por: Pt = Po

•

(1 + kt)

Donde K = coeficiente de incremento de presión del fluido utilizado. Dado que este tipo de elemento tiene rápida respuesta, permite su utilización como sensor en dispositivos de control.