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SUBDIRECCIÓN DE LA COORDINACIÓN TÉCNICA DE EXPLOTACIÓN

Guía para la toma de información con registros de producción y

registros de calidad de la cementación

Clave: 200-38000-20 Revisión: 1

Fecha: 28/02/2007 Página 3 de 170

ÍNDICE

I. INTRODUCCIÓN...................................................................................... 5

II. MARCO LEGAL Y NORMATIVO............................................................. 8

III. DISPOSICIONES GENERALES .............................................................. 8

PRIMERO.- Objeto................................................................................. 8

SEGUNDO.- Ámbito de aplicación......................................................... 8

TERCERO.- Definiciones....................................................................... 9

IV. DISPOSICIONES ESPECÍFICAS............................................................. 11

CUARTO.- Planeación de la realización de registros de producción y

registros de calidad de la cementación...................................11

QUINTO.- Generalidades de los registros de producción y de los

registros de calidad de la cementación...................................13

Registro de temperatura .........................................................14

Registro de trazador radiactivo ...............................................33

Registro de molinete ...............................................................53

Registro de ruidos...................................................................74

Registro de calidad de la cementación ...................................91

Otras herramientas .................................................................114

SEXTO.- Frecuencia de la adquisición de los registros de producción y

de los registros de calidad de la cementación ........................117

SÉPTIMO.- Aseguramiento de la calidad............................................... 119

OCTAVO.- Manejo de la información generada..................................... 124

V TRANSITORIOS....................................................................................... 127

VI ANEXOS................................................................................................... 128

Anexo A. Transferencia de Calor ........................................................... 128

Anexo B. Características de las herramientas de medición de presión y

temperatura ........................................................................................... 135

Anexo C. Tabla de herramientas disponibles en algunas compañías.... 140





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Anexo D. Ejemplos de campo................................................................ 146

Nomenclatura......................................................................................... 167

Bibliografía ............................................................................................. 169

Referencias............................................................................................ 169





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I. INTRODUCCIÓN

El Plan de Negocios 2002 – 2010 de PEP, establece en su Línea de Acción 2, la

estrategia de “Integrar una cartera de proyectos de alta calidad y rentabilidad”. En

este contexto, la Subdirección de la Coordinación Técnica de Explotación, a través

de su Gerencia de Información Técnica de Explotación, tiene la encomienda de

asegurar la suficiencia en calidad y cantidad de la información técnica requerida

para desarrollar los estudios de explotación. Estos estudios a su vez, soportan la

generación de los proyectos de inversión que integran la cartera de PEP.

Los registros de producción se inician con el uso de los dispositivos de

temperatura para detectar entradas de fluido en el pozo. Los primeros trabajos de

campo, mostraban que el enfriamiento del gas y su expansión causaban

anomalías de baja temperatura que localizaba las fuentes de entrada de gas.

Fluidos fríos se inyectaron para localizar zonas permeables a partir de las

temperaturas anómalas que persistían después de cerrar el pozo. En los años 40’s

se adicionaron mediciones de presión y gasto a los dispositivos de temperatura,

para obtener más información respecto a las condiciones del pozo. El tipo de fluido

en el pozo podría ser identificado mediante la medición del gradiente de presión.

Las mediciones de flujo daban información acerca de las cantidades de fluido

producido o inyectado. Desarrollos posteriores vieron la introducción de

instrumentos de registro de producción en superficie. Estos ofrecían la ventaja

obvia de proveer al operador de mayor flexibilidad y control durante el registro de

la información. Con el desarrollo de de equipo de control de presión con inyección

de grasa, los instrumentos de medición de superficie se convirtieron en los

estándares de la industria. A mediados de los 60’s, se habían desarrollado otros

instrumentos de registro de producción para obtener información adicional de las

condiciones del pozo, particularmente en flujo multifásico. Medidores de densidad

y capacitancia (colgamiento del líquido), se han introducido para detectar el





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comportamiento complejo del flujo multifásico. El registro de calidad de

cementación también ha alcanzado un uso bastante amplio como un método de

evaluación de las terminaciones del pozo. Conforme surjan nuevos instrumentos

de registro, los métodos de evaluación evolucionarán para encontrar solución a

situaciones de flujo más complejas. Las nuevas técnicas de registro e

interpretación están siendo probadas actualmente y no existe duda de que en los

años venideros aprenderemos más de las características de flujo de los pozos.

Seleccionado por su exactitud, su rápida respuesta y resistencia física, el

registro de temperatura se seleccionó originalmente como un medio para localizar

hidrocarburos. Aunque la aplicación original para la que fueron seleccionados no

fue particularmente exitosa, el registro de temperatura se usó como un medio para

evaluar las características de la producción del pozo a través del análisis del

comportamiento de la temperatura en el pozo. Las primeras aplicaciones del

registro de temperatura incluían localización de entradas de gas, detección de

fugas en la tubería y movimiento de fluidos detrás de la tubería, localización de

zonas de pérdida de circulación y evaluación de la colocación o ubicación del

cemento. Los registros de temperatura actualmente se usan para esas

aplicaciones y otras. Independientemente del desarrollo de otras herramientas, el

registro de temperatura permanece como el caballo de batalla de los registros de

producción. Esto debido a su confiabilidad sin importar las condiciones de flujo del

pozo, la temperatura puede medirse exactamente. También los registros de

temperatura tienden a reflejar el comportamiento del pozo a largo plazo, no

estrictamente las condiciones actuales.

El conocimiento de características de las formaciones atravesadas por el pozo,

anomalías que se pudieran presentar, durante la etapa productiva o inyectiva del

pozo, según sea el caso, así como cualquier otra situación relevante de un pozo,

es fundamental para determinar el esquema de desarrollo de un campo, para

administrar en forma adecuada su explotación, determinar la necesidad de corregir





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o enmendar su diseño, evaluar problemas operativos, tener un control preciso de

la operación del pozo, entre otras cosas. Por ello, esta guía está enfocada a

proporcionar un apoyo en cuanto a las características de los registros de

producción y registros de calidad de la cementación, su interpretación, para contar

con elementos de decisión en las diferentes etapas de la vida productiva del pozo

y del campo. El conocimiento de esta información reducirá los costos de desarrollo

de un campo y mejorará los esquemas de explotación, coadyuvando a la

identificación y prevención prematura de producción de agua, conificación,

arenamiento, canalizaciones, etc., situaciones que resultan en la disfunción del

pozo o bien, en el incremento de los costos de operación, al tener que remediar

una situación que se pudo haber evitado. Se presentan diversas metodologías,

aplicables a cubrir el amplio espectro de condiciones que presentan los pozos en

México.

Para dar cumplimiento a lo expuesto anteriormente, se expide la presente guía.





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II. MARCO LEGAL Y NORMATIVO

• Reglamento de Trabajos Petroleros

• Plan de Negocios 2002 -2010 de Pemex Exploración y Producción

III. DISPOSICIONES GENERALES

PRIMERO.- Objeto

1 Establecer guías para la planeación de la toma de registros de producción y

registros de calidad de la cementación en pozos, utilizados para evaluación

de formaciones, determinación de la integridad del pozo, detección del

movimiento de fluidos dentro del pozo, durante el proceso de producción o

inyección y algún otro caso no contemplado dentro de los anteriores.

2 Establecer guías para el manejo de los datos adquiridos.

3 Mejorar la calidad de los datos adquiridos durante estas operaciones.

SEGUNDO.- Ámbito de aplicación

La presente guía será aplicada en forma obligatoria por todas las áreas de

Explotación de Pemex Exploración y Producción, que requieran planear,

diseñar, adquirir y utilizar la información generada por los registros

mencionados.





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TERCERO.- Definiciones

Para efecto de la presente guía se entenderá por:

1. Registros para evaluación de formaciones. Las herramientas de registro

en esta categoría están diseñadas para evaluar las propiedades de la

formación. Incluidas la determinación del contenido de lutitas o cantidad de

arcilla del yacimiento, tipo de arcilla y definición vertical de zonas que están

limpias y libres de arcilla. Los registros dentro de esta categoría también se

usan para determinar la litología, el tipo de hidrocarburos y su saturación.

Otra información disponible incluye propiedades mecánicas de la roca, su

mineralogía, permeabilidad, porosidad, presión, fracturas naturales y

muestras de fluido.

2. Registros para definir la integridad del pozo. Esta categoría de registros

incluye la gran variedad de registros para evaluar la distribución del

cemento alrededor de la tubería de revestimiento. La localización del tope

del cemento, la fracción del llenado y se puede medir el esfuerzo a la

compresión del cemento. Esta información proporciona permite evaluar en

qué condiciones se encuentra el aislamiento hidráulico. La condición de la

tubería de revestimiento en términos de profundidad y degradación también

se puede evaluar. Ciertas herramientas discriminan el daño uniforme sobre

la pared interna a partir de aquel de la pared externa de la tubería. Este tipo

de registros se encuentra contenido en el análisis de esta guía.

3. Registros para detectar movimiento de fluidos (producción/inyección).

Esta categoría incluye a las herramientas que detectan canales detrás de la

tubería en pozos productores o inyectores. Tales herramientas además

detectan zonas de inyección de fluido, localización de materiales

bombeados, fluido de la fractura o sustentante, y pueden detectar la

dirección y la orientación de ciertas partículas inyectadas. Los perfiles de





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flujo en ambos, productores o inyectores pueden evaluarse con la

contribución de cada fase de fluido producido zona por zona. Combinado

con información de presión, estas contribuciones podrían ser la base para

determinar zona por zona la relación de productividad. Este tipo de registros

también está contemplado en esta guía.

4. Otros registros. Esta categoría engloba todos los servicios cuya aplicación

o entorno puede ser inusual. Por ejemplo los registros de empacamiento de

grava están diseñados para evaluar la presencia de grava fuera de la

tubería con ranuras o de la malla, una condición que no está en la tubería

de revestimiento ni fuera de ella. Otro grupo que cae en esta categoría son

las herramientas indicadoras de punto de pegadura o de punto libre. Éstas

no están típicamente relacionadas con la administración de yacimientos y

más bien conciernen al aspecto operacional.





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IV. DISPOSICIONES ESPECÍFICAS

CUARTO.-Planeación de los registros de producción y de calidad de la

cementación

1.- Los programas anuales de Registros de Producción y de Registros de

Calidad de la Cementación se deberán ingresar en el sistema que la

Subdirección de la Coordinación Técnica de Explotación, a través de la

Gerencia de Información Técnica de Explotación, proporcione para tal fin.

2.- Con el objeto de no afectar los programas de entrega de hidrocarburos,

la producción diferida, ocasionada por el cierre de pozos para efectuar

algunas de estas pruebas, ésta deberá ser considerada en la elaboración

de los programas operacionales, en sus diferentes modalidades (POA,

POT, POM).

3.- Se deberán establecer claramente los objetivos de los registros a

realizar. A manera enunciativa se presentan algunos de ellos:

o Detectar zonas de pérdida de circulación.

o Evaluar las características de flujo de formaciones productoras o

de inyección de fluidos.

o Detectar anomalías del pozo, como pueden ser fugas, roturas,

reducciones de diámetro.

o Detectar la aportación de fluidos de cada intervalo y proporción

de cada fase.

o Obtener datos adicionales para la interpretación de pruebas de

presión y análisis nodales.





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o En algunos Activos de Explotación, proveer de información para

apoyar a la elaboración de pronósticos de producción en pozos

que estén fluyendo por varios intervalos al mismo tiempo.

o Diseñar tratamientos de control de agua.

4.- Los especialistas de los Activos Integrales de Explotación deberán elaborar

los programas operativos de los registros en los pozos.

5.- En todos los casos, será obligatorio que un representante del Activo Integral

de Explotación, supervise los trabajos operativos para asegurar la ejecución

adecuada de la prueba.

6.- Como caso de excepción al numeral anterior, serán los pozos desarrollados

bajo esquemas de contratos de servicios integrados, en donde la

responsabilidad del pozo está a cargo del contratista.





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QUINTO.- Generalidades de los Registros de Producción y de los Registros

de Calidad de la Cementación.

Los registros de producción más comunes son los siguientes:

• Temperatura

• Trazador radiactivo

• Velocidad de disparo

• Molinete hidráulico

• Gradiomanómetro

• Ruidos

Para el caso de los registros de calidad de la cementación, actualmente se

disponen en el mercado de:

• Registro de adherencia del cemento

• Registro ultrasónico





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1. Registro de temperatura

El registro de temperatura presentado en esta guía es utilizado para

registrar de manera continua el perfil de temperatura a lo largo del pozo. Las

mediciones puntuales por estaciones, asociadas al registro de la presión con el

pozo fluyendo o cerrado, están contempladas en la “Guía para la medición de

presión de fondo en pozos cerrados” y la “Guía para la medición de presión de

fondo en pozos fluyendo”.

1.1 Herramientas y operaciones

Los instrumentos actuales están basados generalmente en elementos con

resistencias que varían con la temperatura. Los elementos de resistencia variable

van conectados a un circuito puente o a un circuito de corriente constante tal que

la respuesta de voltaje es proporcional a la temperatura obtenida. La exactitud

absoluta de los registros de temperatura no es alta (del orden de ±5 ºF (±2.5 ºC)),

pero su resolución es buena (generalmente 0.05 ºF (0.025 ºC)) o mejor, aunque su

exactitud puede estar comprometida por la digitalización de la señal en la

superficie. Los instrumentos de temperatura pueden incluirse usualmente en la

sarta con otras herramientas, como el detector radiactivo o el molinete.

Un registro de temperatura consiste en la medición de la temperatura del

pozo como una función de la profundidad, y se realiza mientras el pozo está

fluyendo o cerrado, en ocasiones con un cierto número de registros obtenidos a

diferentes tiempos, después del cierre. Los registros de temperatura se corren

continuos a una velocidad de 20 a 30 pie/min (6 a 9 m/min). Cuando se manejan

varias herramientas en una corrida, la sonda de temperatura deberá registrarse

primero ya que la temperatura del pozo no ha sido perturbada por el movimiento

de las herramientas. Si el registro de temperatura se corre moviéndose hacia





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arriba del pozo, las anomalías de temperatura se enmascaran sobre grandes

distancias, reduciendo la resolución vertical de la herramienta.

La presentación de la información consta de dos curvas, una del gradiente

de temperatura, que es la temperatura del pozo en función de la profundidad y otra

curva de la diferencial de temperatura, que es en una gráfica continua de la

pendiente del gradiente.

1.2 Comportamiento de la temperatura en el pozo

Para interpretar el registro de temperatura, se deben entender varios

factores que afectan la temperatura en el pozo. Dichos factores son: la

temperatura de las formaciones atravesadas por el pozo, la conducción de calor

entre el pozo y las formaciones que lo rodean, la convección de calor debida al

movimiento de fluidos y los cambios de temperatura de los fluidos.

Debido al flujo de calor desde el interior de la Tierra hacia la atmósfera, la

temperatura se incrementa con la profundidad. El perfil de temperatura se conoce

como gradiente geotérmico y la temperatura en el pozo en ausencia de alguna

anomalía térmica, corresponde al gradiente geotérmico. Por supuesto que perforar

un pozo sin causar alguna anomalía térmica es imposible, de manera que medir el

gradiente geotérmico de un pozo, solo es posible si el pozo ha estado inactivo por

un largo periodo de tiempo (cerrado). El perfil del gradiente geotérmico variará en

función del área y el gradiente geotérmico varía de formación a formación. El

gradiente geotérmico depende de la conductividad térmica de la roca.

Cuantitativamente esta relación está dada por la ley de Fourier:

dD

dTu λ= (1)





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Donde =u flujo de calor, =λ conductividad térmica y =dD

dTgradiente geotérmico

)( Gg . El flujo de calor será aproximadamente constante con la profundidad, así el

gradiente geotérmico varía inversamente con la conductividad de la roca.

Está claro que el gradiente geotérmico varía significativamente con la estratigrafía,

esto es importante y se debe recordar cuando se interpretan registros de

temperatura debido a que todas las técnicas de interpretación están basadas en

que el gradiente de temperatura es constante con la profundidad.

1.3 Temperatura del pozo en zonas que no presentan flujo del yacimiento.

En un pozo productor, el fluido generalmente será más caliente que la zona

arriba de la zona productora, resultando una temperatura de pozo mayor que la

del gradiente geotérmico. En un pozo inyector, el fluido inyectado estará más frío

que la mayoría de las formaciones atravesadas por el pozo; así la temperatura del

pozo es más baja que el gradiente geotérmico.





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Figura 1. Comportamiento de la temperatura en pozos productores e

inyectores.

El perfil de temperatura en el pozo cambia con el tiempo y depende de muchos

factores, incluyendo el ritmo de flujo, propiedades del fluido y de la formación y el

tipo de terminación. Ramey1 desarrolló ecuaciones que relacionan la temperatura

del pozo con estos parámetros, para el caso de flujo en la tubería de producción o

en la de revestimiento sin flujo en la formación. En el Apéndice A, se describe el

problema de transferencia descrito por Ramey.

1.4 Temperatura del pozo frente a zonas de producción o inyección.

La ecuación de Ramey aplica para regiones del pozo que no están cerca de

las zonas de producción o inyección. Cuando el flujo en la formación se lleva a

cabo, la transferencia de calor resulta de una conducción y una convección

Pozo inyector

Profundidad

Temperatura

Pozo productor

Gradiente geotérmico





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forzada, y el calentamiento o enfriamiento del fluido mediante Joule-Thomson

puede ser significativo. La distribución de temperatura en la región alrededor del

pozo debe determinarse para calcular la temperatura en el pozo. En el apéndice A

se describe como calcular la temperatura del pozo frente a la zona productora o de

inyección para el caso de flujo de una sola fase de un fluido incompresible.

1.5 Comportamiento de la temperatura del pozo frente a zonas de gas.

En un pozo productor de gas, la expansión del gas conforme entra al pozo

a menudo resulta en un decremento de la temperatura debido al efecto Joule-

Thomson. El flujo de gas a través de los poros de la roca cerca del pozo puede

considerarse un proceso de reducción de velocidad, uno mediante el cual la

entalpía es constante. Para dicho proceso, el cambio de temperatura del gas

puede determinarse a partir del coeficiente de Joule-Thomson (KJT) definido como:

H

JTp

TK

=

δ

δ (2)

Para los gases reales KJT es positivo en presiones de bajas a moderadas;

así la temperatura y la presión decrecen conforme el gas fluye en el pozo. Así los

puntos de entrada de gas pueden ubicarse al identificar anomalías frías en los

registros de temperatura.

El coeficiente Joule-Thomson variará significativamente con la composición

del gas, la temperatura y la presión. El coeficiente de Joule-Thomson para

cualquier gas puede calcularse a partir de datos termodinámicos comúnmente

disponibles o ecuaciones de estado.

1.6 Interpretación del registro de temperatura.

La interpretación de los registros de temperatura puede realizarse de dos

maneras. La primera se refiere al análisis cuantitativo, en las que los gastos a





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diferentes profundidades del pozo se calculan a partir del registro de temperatura.

La segunda al análisis cualitativo, en el que la característica general del perfil del

pozo se infiere a partir de la forma de la curva del registro.

1.6.1 Análisis cuantitativo (método basado en la ecuación de Ramey).

Los métodos para interpretar los registros de temperatura

cuantitativamente; es decir calcular gastos hacia o desde zonas del yacimiento

con el análisis del registro de temperatura, se han colocado en dos categorías,

aquellos basados en soluciones analíticas de la ecuación de balance de energía

como la ecuación de Ramey, y aquellos basados en soluciones numéricas de la

ecuación de balance de energía.

En el Apéndice A, se muestra que a distancias suficientemente grandes

desde el punto de inyección o desde la zona productora )( ZD >> , la ecuación de

Ramey se simplifica a una solución asintótica. Arreglando la ecuación para

determinar Z , se tiene:

G

wG

g

TTZ

−= (3)

y si el coeficiente de transferencia de calor es grande, Z está dada por

πλ

ρ

2

)(tfCqZ

pf= (4)

Así, conociendo las propiedades térmicas de la formación y el perfil del gradiente

geotérmico, las porciones asintóticas del registro de temperatura pueden

analizarse para obtener el gasto de una zona. En la figura 2 se presenta un

ejemplo de este método. El análisis de este registro se simplifica si se asume que

las propiedades de la formación (densidad y conductividad térmica) son uniformes

a lo largo de la sección registrada. Considerando las profundidades 5820 y 5890

pies (1774 y 1795 m) como posiciones 1 y 2, respectivamente,





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1

2

1

2

1

2

)(

)(

q

q

TT

TT

Z

Z

Gw

Gw =−

−= (5)

La diferencia entre las porciones asintóticas del registro de temperatura y el

gradiente geotérmico es proporcional al gasto. Para el registro mostrado en la

figura 2, la zona A recibe 25% del fluido inyectado y el restante entra en la zona B.

La aplicabilidad de este esquema de interpretación depende de la porción

asintótica del perfil de temperatura alcanzado entre las zonas del yacimiento. Esto

requiere que D sea sustancialmente mayor que Z para que la interpretación sea

posible.

Para extender la aplicabilidad de la solución de Ramey para la

interpretación cuantitativa del registro de temperatura, Curtis y Witterholt3 usan la

porción exponencial del perfil de temperatura para interpretar registros de

temperatura en pozos inyectores. En este procedimiento Z se ajusta por mínimos

cuadrados para obtener el mejor ajuste de la ecuación de Ramey para el registro

de temperatura. El gasto se determina del valor de Z calculado.

Un método más sencillo con la misma exactitud fue propuesto por Romero-

Juárez, como se muestra en el Apéndice A, si la solución de Ramey aplica, Z

puede calcularse a cualquier profundidad de:

dDdT

TTZ

w

wG

/

−= (6)





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Figura 2. Interpretación del registro de temperatura por Witterholt y Tixier4

Nuevamente, si las propiedades térmicas de la formación y la función de

tiempo son conocidas, el gasto puede calcularse a partir de Z. Así si el perfil

geotérmico es conocido, el gasto a cualquier profundidad (alejada del intervalo

productor o inyector según sea el caso) puede determinarse a partir de la

diferencia entre el perfil de temperatura en el pozo y el perfil geotérmico )( wG TT − y

la derivada del registro de temperatura )/( dDdTw .

Todos los métodos de interpretación que requieren de la ecuación de

Ramey son aplicables únicamente con flujo incompresible de una sola fase. Estos

métodos pueden aplicarse a flujo de dos fases, si, se supone que las dos fases

Tw GT

wT∆

FTT wG º4.−

FTT wG º3.−

ceT∆

5800

5900

6000

Zona A

Zona B

165 175 Temperatura ºF

Asíntota

Asíntota

Gradiente Geotérmico

Tw GT





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tienen propiedades térmicas uniformes. La validez de esta suposición variará de

caso a caso, pero en general no se cumple.

1.6.2 Análisis cualitativo.

Cuando las incertidumbres mencionadas en la sección anterior no permiten

la interpretación cuantitativa, los registros de temperatura se usan como una

herramienta cualitativa para determinar sin mucho detalle las características de

pozos de inyección o producción. En un pozo inyector un registro de temperatura

fluyente puede identificar positivamente el punto más bajo de inyección así como

la profundidad a la cual el registro de temperatura se incrementa marcadamente

hacia la temperatura del gradiente geotérmico. Sin embargo, el registrar lo

suficientemente profundo en un pozo para localizar la frontera de inyección más

profunda, algunas veces es imposible. Una secuencia de registros de temperatura

a pozo cerrado en un pozo inyector se puede usar para identificar de forma burda

el intervalo de inyección.

Los registros de temperatura en pozos inyectores pueden en algunos casos

identificar canalizaciones. Canalizaciones hacia abajo se indican cuando ambos

registros de temperatura el fluyente y el cerrado no regresan al gradiente

geotérmico hasta que una profundidad del pozo debajo de la cima del intervalo

disparado es alcanzada. El fluido inyectado se está moviendo hacia abajo desde

las perforaciones a través de los canales ya sea en el cemento o en la formación,

para ocasionar ese comportamiento de la temperatura. Similarmente en el caso de

canalizaciones hacía arriba, el registro cerrado muestra una anomalía fría que se

extiende una distancia significativa arriba de los disparos.

Excepto para el caso de pozos nuevos, el registro de temperatura en un

pozo inyector se usa principalmente para identificar el intervalo inyector y no

deberá usarse para determinar el perfil detallado de inyección. Sin embargo en

muchos pozos inyectores, la temperatura del agua de inyección varía tanto a lo





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largo de un año, que los registros de temperatura mostrarán más detalle acerca

del perfil que el que podría esperarse para un pozo inyector maduro. Este efecto

es similar al que se observa durante un periodo corto de inyección de agua

caliente.

Los registros de temperatura son algunas veces el mejor medio para

determinar el perfil de flujo en pozos productores. Se piensa que los registros de

producción en algunos casos son aproximados, sin embargo, otros métodos de

registro pueden aun ser más inexactos debido a los efectos del flujo multifásico en

la respuesta de las herramientas. En algunos casos un registro de temperatura

puede usarse para determinar puntos de entrada de gas debido al efecto de

enfriamiento de Joule-Thomson. Si ocurre un enfriamiento importante de Joule-

Thomson, una localización de entrada de gas estará caracterizada por una

anomalía de enfriamiento en el registro de temperatura.

Durante las operaciones de perforación y terminación del pozo, los registros

de temperatura, pueden determinar zonas de movimiento de fluido, en la misma

manera que en los pozos inyectores o productores, pueden localizar orígenes de

brote, manifestaciones subterráneas, o zonas de pérdida de circulación.

1.6.3 Limitaciones del registro de temperatura.

El registro de temperatura es extremadamente valioso, sin embargo su

utilidad puede estar limitada, como sucede con cualquier registro de producción

aplicado en forma individual. Hay que considerar que la terminación y la litología

afectan el registro de temperatura.

El tiempo que el pozo ha sido inyector, o precisamente el volumen de

inyección acumulado, tiene gran relación con la utilidad del registro de

temperatura. En general entre más viejo es el pozo menos distinguibles serán las

anomalías de temperatura usadas para identificar los intervalos de inyección. De

forma similar, los efectos de temperatura en pozos pueden persistir por largo





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tiempo, así una zona que aparece como una zona de inyección en el registro de

temperatura, en realidad puede ser una locación donde ocurrió inyección en el

pasado.

Este punto es importante considerarlo cuando se está tratando de evaluar

un trabajo de terminación mediante registros de producción.

1.7 Detección de fracturas hidráulicas con registros de temperatura

Los registros de temperatura se usan comúnmente para evaluar el espesor

de las fracturas hidráulicas. Como fue mostrado por Agnew5, la extensión vertical

de una fractura hidráulica está indicada a menudo por una anomalía caliente o fría

del registro de temperatura a pozo cerrado, corrido poco tiempo después de haber

efectuado el tratamiento.

El fluido fracturante inyectado será generalmente más caliente o más frío

que la formación siendo fracturada, debido al tipo de fluidos usados; sin embargo,

el fluido de la fractura será usualmente más frío que la formación. Conforme el

tratamiento procede, la formación sin fracturar alrededor del pozo se enfría por la

conducción radial de calor, como en un pozo inyector, conforme el fluido frío se

coloca en la fractura. Cuando el pozo se cierra, el agujero frente a la formación sin

fracturar regresa a la temperatura del gradiente geotérmico por conducción radial

de calor, mientras que en la región fracturada, el pozo se calienta mediante

conducción lineal de calor desde la formación a la fractura. Debido a que la

transferencia radial de calor es mucho más rápida que la conducción de calor

lineal, la región fracturada se calentará más lentamente, dando una anomalía de

frío en el registro de temperatura de cierre.

La localización de una fractura hidráulica a partir del registro de temperatura

no siempre es tan evidente. En particular las anomalías se observan a menudo

cuando los pozos se fracturan con fluidos de fractura fríos.





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1.8 Ejemplos de interpretación cualitativa

Se consideran cuatro casos: (1) pozo normal, con fluido entrando a la

formación frente a dos intervalos perforados; (2) un pozo con un canal hacia arriba

desde la zona superior de los disparos hacia una zona superior del pozo; (3) un

pozo con un canal hacia abajo desde la parte inferior de intervalo perforado a una

zona más baja; y (4) un pozo con fuga en la TR debajo de la parte inferior del

intervalo disparado.

Pozo normal. Con todo el flujo saliendo a través de las perforaciones y sin

canales presentes, todos los registros deberán mostrar una imagen similar al perfil

de salida. Primero examinar los registros de temperatura figura 3. El registro de

temperatura con el pozo fluyendo se usa principalmente para indicar el punto más

bajo de inyección de fluido. Un registro de temperatura con el pozo cerrado

identifica el intervalo neto en un pozo maduro; en un pozo joven se ve alguna

diferencia entre los dos intervalos de inyección. De esa forma el registro de

temperatura proporciona información cualitativa del perfil de flujo.





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Figura 3. Respuesta de temperatura, pozo normal.

Canalización hacia arriba. La utilidad del registro de temperatura se vuelve

aparente cuando se registra un pozo con un canal figura 4. El registro de

temperatura con el pozo fluyente es útil principalmente para localizar el fondo de la

inyección debido a que la ligera inflexión en la cima del intervalo inyector a

menudo es imperceptible. El registro de pozo cerrado, sin embargo muestra una

inyección arriba de las perforaciones, el cual debe ser causado ya sea por un

canal o por una fuga en la TR.

Temperatura

Fluyente Cerrado Pozo maduro

Cerrado Pozo nuevo





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Figura 4. Respuesta de temperatura, pozo con canal en la parte superior.

Canalización hacia abajo. Un canal hacia abajo desde las últimas perforaciones

estará claramente inclinado en los registros de temperatura a pozo fluyente y

cerrado. Como se ve en la figura 5 el registro de temperatura no rompe hacia

abajo del gradiente geotérmico hasta debajo de la perforación más baja indicando

un canal hacia abajo o una fuga en las perforaciones.

Temperatura


Cerrado Pozo nuevo





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Figura 5. Respuesta de temperatura, pozo con canal en la parte inferior.

La figura 6 muestra el registro de temperatura para un pozo con una fuga en la TR

debajo del intervalo más bajo perforado. Estos registros son idénticos a los de un

pozo con canalizaciones hacia abajo debido a que la respuesta de temperatura

será similar ya sea que el flujo sea dentro o fuera de la TR.

Temperatura


Cerrado Pozo nuevo





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Figura 6. Respuesta de temperatura, pozo con canal en la parte inferior.

1.9 Guía para correr e interpretar registros de temperatura.

Smith y Steffenson6 sugieren varias guías para correr e interpretar registros

de temperatura en pozos de inyección. Algunas de estas recomendaciones para

pozos inyectores y otras para pozos productores se presentan a continuación

como guías generales para conducir e interpretar dispositivos de temperatura.

Temperatura


Cerrado Pozo nuevo





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1.9.1 Recomendaciones para correr registros de temperatura.

1. Para corridas de rutina, estabilizar las condiciones de inyección o

producción (gasto y temperatura) durante 48 horas antes,

dependiendo del tipo de yacimiento y pozo.

2. En el caso de correr el registro a pozo cerrado, se recomienda

mantener el pozo cerrado al menos 8 horas, haberlo calibrado antes

del cierre y que el primer registro a tomar sea el de temperatura.

3. En caso de tomar el registro con el pozo cerrado, permitir poco o

nada de flujo en la superficie durante la corrida. Aun unos pocos

barriles de flujo pueden estropear la calidad del registro.

4. Verificar las condiciones del cabezal de control y el inyector para

asegurar el balance adecuado de presión y prevenir la inyección de

grandes cantidades de grasa hacia la tubería de producción. Estar

seguro que el dispositivo de temperatura está respondiendo

adecuadamente (está libre de grasa, etc.)

5. Registrar cuando entra al pozo para grabar la temperatura sin

disturbio, si es posible. Las velocidades de registro no deberán

exceder de 20 pies/min (6m/min) con los actuales dispositivos de

registro de temperatura. Después de que la medición continua ha

terminado, se recomienda hacer estaciones bajando, para verificar el

ritmo de respuesta. Si se fuerza a registrar hacia arriba, usar la

velocidad del cable más baja posible.

6. Dejar suficiente tiempo entre corridas de registros sucesivas en

pozo cerrado para que el equilibrio de temperatura sea restaurado

dentro del pozo. Debe transcurrir una hora u hora y media entre

corridas.





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7. Cuando se utilice únicamente la herramienta para registrar

temperatura, el número mínimo de corridas será de tres: una corrida

a pozo cerrado y dos corridas con el pozo fluyendo.

1.9.2 Interpretación de registros de temperatura.

1. El uso del registro de temperatura y del registro de molinete, a pozo

cerrado, hace más evidente la existencia de alguna anomalía en el pozo

(fuga en tapón, rotura de tubería, etc.)

2. Tiempos grandes de inyección acumulada resultan en una recuperación

más lenta de la temperatura después del cierre y más mancha vertical

de los perfiles de temperatura. Los tiempos de inyección que exceden

los dos años, disminuyen la identificación de intervalos múltiples de

inyección (dentro de una zona de inyección gruesa) en las curvas de

registros a pozo cerrado.

3. Los intervalos de inyección previa afectan significativamente la curva de

temperatura de cierre por 6 meses o más después de que la inyección

ha terminado en un intervalo en particular. Conforme el pozo se vuelve

más maduro, la distinción entre los intervalos de inyección previos y

actuales se dificulta de forma creciente cuando no existe variación de la

temperatura del agua de inyección.

4. La identificación de los intervalos de inyección actuales en pozos

maduros puede mejorarse mediante la inyección de agua más caliente o

más fría unas cuantas horas antes del cierre.

5. Zonas de inyección tan delgadas como 6 pies (2 metros) o menos

pueden identificarse en el perfil de temperatura.

6. Pérdidas en zonas ladronas 5 bl/día-pie (0.3 m3/día-m) o más causan

anomalías en la curva de temperatura de la misma magnitud o mayor

que los intervalos de inyección. Aun zonas de pérdida tan bajas como





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0.5 bl/día-pie (0.03 m3/día-m) causan anomalías considerables en las

curvas de cierre después de un tiempo de inyección suficiente.

7. El diseño de la terminación del pozo como: tubería de producción,

tubería de revestimiento, agujero descubierto, afecta significativamente

la curva de temperatura en los intervalos no inyectores. Agregar un

aislante a cualquier profundidad generalmente acelera el regreso a la

temperatura geotérmica.

8. Cuando en el pozo hayan existido derrumbes, cavernas u otra condición

que haya propiciado la acumulación de una gran cantidad de cemento

durante el asentamiento de la tubería de revestimiento, se presentarán

anomalías durante las pruebas a pozo cerrado. En los pozos

productores se observarán anomalías de enfriamiento, mientras que en

los pozos inyectores se observarán anomalías de calentamiento.

9. Para aplicar métodos de interpretación cuantitativa basados en la

ecuación de Ramey, las zonas del yacimiento deben estar lo

suficientemente alejadas, tal que la transferencia vertical de calor entre

ellas no sea significativo.

10. A pesar de que los registros de temperatura tienen una profundidad de

resolución limitada en la definición de los perfiles de flujo, algunas veces

resultan los registros disponibles más exactos en pozos con producción

multifásica. Por esta razón deberán incluirse rutinariamente en el juego

de registros de un pozo con producción de varias fases.

11. Un cambio súbito de la curva hacia el gradiente geotérmico identifica

claramente el fondo del intervalo de inyección.





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2. Registro de trazador radiactivo

Uno de los métodos de registro más comunes usados actualmente para la

evaluación cuantitativa de perfiles de inyección es el registro de trazadores

radiactivos. Los métodos de registro de trazadores radiactivos se pueden colocar

en dos categorías: (1) un trazador se inyecta en la superficie y (2) un trazador

radiactivo es eyectado de la herramienta de registro en el agujero. La primera

categoría incluye aquellas técnicas como inyección de sustentante radiactivo

durante el fracturamiento. Una corrida del detector de rayos gamma después del

tratamiento da una indicación de la localización del fracturamiento. Otra aplicación

en la primera categoría es agregar al cemento un trazador radiactivo y correr un

registro de rayos gamma para detectar el cemento etiquetado.

La obtención de los perfiles de inyección a partir del registro de trazadores

radiactivos está basado en la facultad del trazador, el cual es miscible con los

fluidos del pozo, se dispersa rápidamente y viaja con los fluidos del pozo. Si el

trazador se mueve con los fluidos del pozo, monitorear la velocidad o la pérdida

del trazador reflejaría la distribución de velocidad o la pérdida del fluido inyectado.

Además, debido a que la radioactividad gamma emitida por el trazador puede

penetrar a través de la tubería de revestimiento y del cemento, un registro de

trazador radiactivo puede en algunos casos usarse para detectar canales detrás

de la TR, aunque otros registros, como los de temperatura o ruidos, a menudo

identifican los canales de forma más concluyente.

2.1 Herramientas y operaciones.

Una solución de trazador radiactivo se carga en la superficie dentro de una

cámara de la herramienta. Una bomba eyecta el trazador en cuanto se activa con

una señal desde la superficie. Uno o comúnmente dos detectores de rayos

gamma, ya sean contadores de centelleo o más a menudo detectores Geiger-





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Mueller se colocan en la herramienta. Los trazadores usados son isótopos

radiactivos que emiten rayos gamma conforme decaen. Los isótopos más

comunes son yodo 131 (131I), el cual decae a Xenón (131Xe) a través de la emisión

de cinco partículas Beta y seis rayos gamma de varios niveles de energía. El yodo

131 tiene una vida media de 8.1 días. En una aplicación típica de inyección de

agua, el trazador radiactivo estará diluido en una solución acuosa para asegurar la

miscibilidad con los fluidos del pozo. También existen trazadores solubles en

aceite o gas para registrar en ese tipo de medios.

Para cualquier registro de trazador radiactivo, centrar la herramienta de

registro es una práctica recomendable si la terminación del pozo lo permite. Con la

herramienta descentrada el trazador podría ser eyectado contra la pared de la TR,

ocasionando una mezcla pobre del trazador en la corriente de inyección. Debido a

lo pequeño de la TP, para permitir un movimiento más rápido de la herramienta o

simplemente por facilidad de operación, las herramientas de trazador radiactivo se

corren sin centrar. En ese caso el operador deberá estar consciente de la

posibilidad de una mezcla pobre del trazador con los fluidos del pozo y deberá

correr nuevamente el registro cuando un perfil del trazador indique una pobre

distribución del trazador.

Actualmente se utilizan dos métodos de registro de trazadores radiactivos.

En el método de pérdida del trazador, un bache del material trazador es eyectado

dentro del pozo arriba de las zonas de pérdida de fluido. Se mide la concentración

de trazador como una función de la profundidad pasando un detector de rayos

gamma repetidamente a través del trazador conforme el bache se mueve hacía

abajo en el pozo. El método de pérdida de trazador se desarrolló para

terminaciones en agujero descubierto con diámetros de agujero irregulares. El

método de velocidad de disparo consiste en la medición del tiempo de tránsito de

un bache de trazador entre dos puntos (usualmente entre dos detectores de rayos

gamma). La medición de la velocidad de disparo se repite en varias localidades en

el pozo.





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2.2 Registro de pérdida de trazador.

La corrida de un registro de pérdida de trazador inicia cuando la línea base

de rayos gamma es registrada en el pozo antes de que el trazador sea eyectado.

El registro de la línea base se debe correr preferiblemente con alta sensibilidad

para ayudar a detectar movimientos del trazador detrás de la TP. Aunque los

niveles de rayos gamma son muy bajos comparados con los niveles del bache de

trazador, esta línea base del registro debe ser restada de las subsecuentes

mediciones del bache de trazador. Lo siguiente es eyectar un bache bastante

grande de trazador arriba de las zonas con salida de fluido. El trazador será

idealmente eyectado bastante debajo de la boca de la TP (20 a 30 pies (6 a 9 m))

una distancia similar arriba del primer intervalo disparado. Después de eyectar el

trazador, el operador moverá rápidamente la herramienta hacia arriba y abajo a

través del bache de trazador, intentando mezclar el trazador con el agua de

inyección. La herramienta de registro se deja caer abajo del bache de trazador, y

se mide la intensidad de los rayos gamma, se mide conforme la herramienta pasa

a través del trazador. Es importante que la primera medición de trazador se haga

antes de que el bache alcance una de las salidas de fluido. Si existe distancia

suficiente entre la boca de la TP y la cima de las perforaciones, hacer varias

pasadas de la herramienta antes de que el bache alcance las perforaciones es útil.

Nos provee una medida de la exactitud de la respuesta del trazador en la porción

de máximo flujo del pozo, en donde una medida exacta es crucial debido a que

esta primera respuesta se usa como referencia en el procedimiento de análisis del

registro.

El resto del procedimiento de registro consiste en bajar la herramienta

repetidamente a través del bache de trazador y registrar la intensidad de los rayos

gamma mientras se sube la herramienta a través del bache. Estas mediciones se

hacen tan rápido como sea posible para mejorar la resolución de profundidad de la





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herramienta conforme el bache se mueve hacia el fondo del pozo. La operación de

registro continúa hasta que el bache ha dejado de moverse o ya no es detectable.

El registro resultante consistirá de una serie de gráficas de intensidad de rayos

gamma contra la profundidad y el tiempo al cual cada pico de concentración fue

detectado. Como se ve en la figura 7, el bache de trazador disminuye en

intensidad, se extiende y se retarda conforme se mueve hacia abajo en el pozo

debido a la dispersión turbulenta de fluido saliendo.

Debido al movimiento de la herramienta a través del bache de trazador,

este último tiende a extenderse longitudinalmente, el número de pasadas de la

herramienta que se pueden hacer es limitado, con 15 como máximo. Así en un

pozo con un intervalo de inyección grande, la herramienta podría moverse a un

ritmo muy lento para obtener datos sobre toda la zona de inyección antes que el

trazador se haya dispersado. En cualquier caso las pasadas hechas a través del

bache de trazador deberán hacerse a una velocidad alta para minimizar la

distorsión causada por el movimiento de la herramienta.





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Figura 7. Interpretación del registro de pérdida de trazador.

Para determinar un perfil de inyección a partir de un registro de pérdida de

trazador, primero se deben relacionar la intensidad de los rayos gamma medidos

con respecto a la concentración del trazador. Los rayos gamma emitidos por la

desintegración de los isótopos viajan en direcciones aleatorias y pueden viajar de

1 a 2 pies (0.3 a 0.7m) antes de ser absorbidos. Los rayos gamma son atenuados

y absorbidos por los materiales alrededor del trazador, es decir la herramienta,

agua, la TR y la formación. Así, mucha de la radiación emitida por el trazador

nunca alcanzará al detector. Además el número de rayos gamma que inciden en el

detector variará inversamente con el cuadrado de la distancia de la fuente al

detector, el efecto total es que el detector de rayos gamma está influenciado

principalmente por el trazador que está cerca del detector; es decir el trazador

dentro de la TR. Debido a que el número de desintegraciones es proporcional al

número de átomos radiactivos, la intensidad de rayos gamma medida por el





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detector debería reflejar la cantidad de trazador en el agujero. Bearden7, mostró

que en pruebas a escala completa, la intensidad de rayos gamma medida delinea

la cantidad de trazador presente. Así la primera base fundamental del método de

pérdida de trazador es que la intensidad de rayos gamma medidos por el detector

es proporcional a la masa de trazador. También es conveniente suponer que la

intensidad de rayos gamma es proporcional a la concentración de trazador, lo cual

implica un mezclado uniforme del trazador a través de una sección transversal del

pozo.

Conforme el bache de trazador desciende en el pozo, parte del trazador

será arrastrado hacia la formación junto con el fluido del pozo en regiones de

salida de fluido. Si el trazador está mezclado uniformemente con el fluido del pozo,

el trazador se perderá en la formación en la misma proporción que se perderá el

fluido en la formación. Si, por ejemplo el bache de trazador pasa una zona que

tome el 30% de la inyección total, 30% del trazador debería salir del pozo. Una

pasada del registro a través del bache después de que ha sucedido la salida del

fluido, mostraría 30% menos trazador en el bache que el medido antes de que el

fluido alcanzara la zona de pérdida. Esta proporcionalidad entre la pérdida de

trazador y la pérdida de fluido es la segunda base fundamental para el registro de

trazador perdido.

2.2.1 Interpretación de la pérdida de trazador.

Método del área. Los registros de pérdida de trazador se interpretan calculando

las áreas bajo la curva de intensidad de rayos gamma contra profundidad,

considerando cada área proporcional al flujo volumétrico en esa posición del

bache. Para derivar el método considere un bache de trazador radiactivo que se

mueve y pasa la sección de salida del fluido. Corriente arriba de la salida del

fluido, la masa total de trazador mo, se mueve con el gasto volumétrico oq . El

gasto volumétrico y la masa de trazador corriente abajo de la salida se denotan





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como iq y im , respectivamente. De un balance de masa para un fluido

incompresible,

ieo qqq += (8)

y

ieo mmm += (9)

En donde eq y em son el gasto volumétrico y la masa de trazador saliendo,

respectivamente. La cantidad de trazador en el bache corriente arriba de la salida

om y la cantidad de trazador saliendo em , puede relacionarse a los gastos

volumétricos integrándolos con el tiempo. Para un punto arriba de la salida de

fluido, el tiempo requerido para que el bache de trazador pase este punto,

suponiendo que el trazador se está moviendo a una velocidad promedio

wAq ,

es

0

0

q

ALt w=∆ (10)

Integrando en tiempo, la cantidad de trazador pasando por el punto corriente

arriba de la salida de fluido es:

∫=ow qAL

oo cdtqm

/

0

0

(11)

Como oq es constante

∫=ow qAL

oo cdtqm

/

0

0

(12)

En forma similar, la cantidad de trazador que saldrá es también owo qAL / . La

cantidad de trazador saliendo es

∫=ow qAL

ee cdtqm

/

0

0

(13)

Dividiendo oe mm se tiene





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o

e

o

e

q

q

m

m= (14)

Debido a que las integrales son idénticas. Finalmente se sustituye qi y mi por qe y

me y se tiene

o

i

o

i

q

q

m

m= (15)

Así el gasto a cualquier profundidad iq , es proporcional a la cantidad de trazador

presente. La cantidad de trazador se obtiene integrando las curvas de intensidad

de rayos gamma contra profundidad, considerando que la cantidad de rayos

gamma es proporcional a la concentración de trazador.

∫ ∫−= ll dcAcdAm bwwi (16)

Donde c =concentración del trazador y cb =concentración del trazador en el fondo.

La segunda integral corresponde a la radiación base que debe ser restada de

modo que sólo se considere la radiación del trazador. Generalmente se supone

que la intensidad de los rayos gamma registrados es proporcional a la masa de

trazador presente en el pozo, aunque no existe una justificación clara para esta

consideración. Si el bache de trazador se mueve a un punto en donde la sección

cambia, la intensidad de los rayos gamma no cambiaría. Si eso es cierto, la

cantidad cAw no está afectada por cambios en wA y la masa de trazador es

proporcional al área bajo la curva de intensidad de rayos gamma,

∫= ldCm ii γ (17)

o

ii CAm γ= (18)

El gasto volumétrico está relacionado con todo el gasto volumétrico que existe de

todos los fluidos por





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100100 γ

γ

A

A

q

q ii = (19)

En donde 100q y 100γA se refieren al gasto y al área bajo la curva de intensidad de

rayos gamma arriba de donde existe cualquier fluido.

Es importante reconocer que el método de análisis de áreas de pérdida del

trazador se basa en la suposición que el trazador está uniformemente mezclado a

lo largo de la sección transversal, que la intensidad de los rayos gamma

registrados es proporcional a la cantidad de trazador en el pozo y que el bache de

trazador medido no está frente a la zona de salida del fluido.

Wiley y Cocanower8 presentaron un método modificado ligeramente para calcular

la cantidad de trazador presente a partir de la curva de intensidad de rayos

gamma que se contabiliza en base al tiempo. En este método, la respuesta de

rayos gamma, iγ , es reemplazada en la integración por el conteo verdadero, itγ ,

dado por

i

iit

t γ

γγ

γ−=

1 (20)

Donde γt es el tiempo de respuesta, el cual es del orden de 2.5e-04 segundos.

Como puede verse para ritmos de conteo altos (500 conteos/seg), la corrección

puede ser significativa.

Los gastos calculados por el método de áreas se asignan a las profundidades

respectivas de los picos de intensidad de rayos gamma. A menudo se introduce un

error significativo en la interpretación de la pérdida de trazador debido a las

grandes distancias entre los baches de trazador grabados y porque algunos

baches de trazador están frente a las zonas de salida de fluido.





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2.3 Registro de velocidad de disparo.

En el registro de velocidad de disparo, una pequeña cantidad (disparo) de

trazador es eyectado desde la herramienta de registro, y se mide el tiempo

requerido por el trazador para viajar entre los puntos de detección. En la mayoría

de los casos, el tiempo de tránsito medido es el tiempo de viaje entre los dos

sensores de rayos gamma que envían señales de intensidad de rayos gamma

conforme el trazador se mueve entre ellos. La figura 8, muestra la respuesta típica

de un disparo de velocidad para dos detectores de rayos gamma.

Figura 8. Respuesta típica de la velocidad de disparo.

Algunos operadores han corrido un registro de velocidad de disparo usando

solamente un detector de rayos gamma y midiendo el tiempo entre la eyección del

trazador y el arribo al detector de rayos gamma. Dado que se requirió cierto

tiempo para eyectar el trazador, esta técnica es menos exacta que la aproximación

de dos detectores de rayos gamma. Por esta razón la mayoría de los operadores

∆∆∆∆tpp ∆∆∆∆tle

Tiempo (2 seg/div)

Detector de cima 4555

Detector de fondo 4570

Tiempo de reacción = 12 seg





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usa dos detectores para medir el tiempo de tránsito. Otra variación del registro de

velocidad de disparo es el análisis del bache calculado con el método de Ford9. En

esta técnica, un bache sencillo de trazador es expulsado en la parte superior del

pozo. El bache de trazador se registra repetidamente conforme se mueve hacia

abajo en el agujero, anotando el tiempo de tránsito entre cada medición del

trazador. Las velocidades del fluido se calculan a partir de esos tiempos de viaje.

El análisis del bache calculado se realiza como parte del registro de pérdida de

trazador utilizando la medición del tiempo en el cual cada pico de trazador se

detecta mientras se corre el registro.

Figura 9. Distorsión del bache de trazador por movimientos de la

herramienta.

Con la mayoría de las herramientas de registro de trazador, el espaciamiento entre

detectores se puede variar y agregar o remover secciones en blanco de la

herramienta. Generalmente es deseable usar el espaciamiento más pequeño

posible mientras permita un tiempo de tránsito suficiente entre detectores para una

exacta medición del tiempo de tránsito en la parte del pozo con mayor gasto. A

menor espaciamiento entre detectores, se tendrá mejor resolución de la

Posición de los

detectores

Z1

Z2

VT

lm

Vs

ls





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herramienta. En la práctica se usan espaciamientos entre detectores de 1 a 20

pies (0.3 a 6.1 m).

2.3.1 Análisis del registro de velocidad de disparo.

En el análisis del registro de velocidad del disparo, la velocidad del fluido se

calcula a partir del tiempo requerido por el bache de trazador para moverse entre

dos detectores de acuerdo a

t

Lv f

∆= (21)

En donde fv = velocidad del fluido, L =espaciamiento entre detectores, t∆ =tiempo

de tránsito. Si la velocidad calculada se considera como la velocidad promedio, el

gasto volumétrico está dado por

t

Lddq Teci

∆

−=

4

)( 22π (22)

En donde fq = gasto volumétrico, cid =diámetro interno de la TR, Ted =diámetro

externo de la herramienta de registro.

Taylor10 mostró que la concentración pico de trazador en flujo turbulento

para un tubo circular se mueve con una velocidad promedio ( )wAq / . Aris11 hizo

extensivo este resultado a otras geometrías de flujo. Si el t∆ medido del registro

de la velocidad de disparo es un tiempo de tránsito de pico a pico ( )ppt∆ , este

tiempo de tránsito puede usarse directamente en la ecuación anterior para calcular

el gasto volumétrico. A menudo sin embargo, el tiempo de tránsito medido a partir

del registro de velocidad de disparo es el tiempo entre llegadas del margen

principal del bache de trazador en los detectores ( )let∆ . Este tiempo de llegada se

mide entre los puntos donde la intensidad de rayos gamma se desvía de la línea

base. Debido a que el margen principal del bache de trazador se mueve a la





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máxima velocidad de flujo, un gasto volumétrico calculado a partir de let∆ debe

corregirse por la diferencia entre la velocidad máxima y la promedio. Así

( )B

t

Lddq

le

Teci

∆

−=

4

22π (23)

En donde

maxv

vB = (24)

Knudsen y Katz12 mostraron que el factor de corrección, B, es

aproximadamente 0.88 en flujo turbulento anular. Este factor variará con el número

de Reynolds y la geometría de flujo (es decir la desviación de la posición de la

herramienta con respecto a la línea central de la tubería). B puede estimarse a

partir del registro de velocidad de disparo por la comparación de ppt∆ con let∆ por

lo que

pp

le

t

tB

∆

∆= (25)

Si el área de la sección transversal del pozo es constante y el factor de

corrección del perfil de velocidades, B, se supone constante a lo largo del pozo,

entonces todas las cantidades excepto t∆ en el lado derecho de la ecuación son

constantes, y el gasto a cualquier profundidad es inversamente proporcional al

tiempo de tránsito. Así, la fracción del flujo total a cualquier profundidad se puede

calcular como

i

i

t

t

q

q

∆

∆= 100

100

(26)

Donde iq y it∆ son el gasto y el tiempo de tránsito para la profundidad i

respectivamente y 100q y 100t∆ son el gasto y el tiempo de tránsito medidos arriba

de la salida del fluido, respectivamente.





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Hill y Solares13 investigaron otras dos mediciones de tiempo de tránsito que

se ocupan algunas veces: arribat∆ la diferencia de tiempo entre puntos formada por

la intersección de dos tangentes a los perfiles de intensidad de rayos gamma en

cada detector, y abajot∆ , la diferencia en tiempos entre puntos de intersección de la

línea base de rayos gamma con las tangentes del lado corriente arriba del perfil de

rayos gamma.

2.4. Colocación del trazador.

Los registros de pérdida de trazador y de velocidad de disparo están

afectados por la distribución del trazador en el fluido dentro del pozo, un registro

de pérdida de trazador depende de la distribución uniforme del trazador en el

fluido transportador, mientras que el registro de velocidad de disparo requiere un

pulso de trazador diferente para resultados exactos. Así, la manera en la cual el

trazador se coloca en la corriente de fluido es una consideración importante en el

registro de trazador radiactivo. Con la mayoría de las herramientas actuales, el

trazador se expulsa desde un puerto, perpendicularmente dentro de la corriente de

fluido; siendo la duración de la expulsión del trazador el único control que se tiene

sobre la colocación del trazador. Además, si la herramienta de registro no está

centrada, el puerto de expulsión podría estar contra la pared de la TR, dejando un

bache de trazador mal distribuido. Estudios para flujos laminar y turbulento

mostraron que la colocación del trazador puede tener un efecto importante en la

calidad del registro de trazador.

A partir de observaciones de la colocación del trazador en flujo laminar,

Akers14 encontró que dependiendo del momento en que se expulsa el trazador, la

distribución inicial del trazador en el pozo puede variar desde un flujo suavizado a

un lado de la herramienta de registro hasta una nube de trazador que impacte y

rebote en la pared de la TR, figura 10. Para el registro de velocidad de disparo, el





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comportamiento óptimo sería el caso intermedio, en donde el total del trazador se

coloca en el centro del espacio anular entre la TP y la TR. Colocando la mayoría

de trazador en la zona de mayor velocidad de la corriente manteniendo el bache

de trazador más nítido.

Akers y Hill15 reportaron los efectos de cuatro parámetros en la colocación

del trazador (1) la velocidad de expulsión, (2) el tiempo de disparo, (3) el tamaño

de la tobera o inyector y (4) la velocidad del fluido en el pozo. Hill y col.16

extendieron este trabajo para incluir la expulsión del trazador dentro de una

corriente de flujo turbulento. Los resultados que obtuvieron muestran que con una

herramienta que permite el control del gasto y duración de la expulsión, la

colocación del trazador puede optimizarse para arrojar mejores resultados en el

registro de velocidad de disparo.

Figura 10. Tres tipos de colocación del trazador14

Pa r ed de l a TR

Puerto de expulsión

Pared de la herramienta





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2.5 Guía para interpretar y correr registros de trazador radiactivo.

Cuando se corren y se interpretan adecuadamente, los registros de

trazador radiactivo son confiables para determinar perfiles de inyección. Sin

embargo, muchos problemas deben ser eludidos para obtener un buen registro de

trazador radiactivo.

2.5.1 Guía para correr e interpretar un registro de pérdida de trazador.

1. Antes de que el registro de pérdida de trazador sea corrido, se debe correr

un registro de línea base de rayos gamma, este registro de línea base se

debe correr con alta sensibilidad para ayudar a distinguir picos secundarios

en el registro de pérdida de trazador.

2. Si es posible, cuando se corra un registro de pérdida de trazador, el bache

de trazador deberá registrarse dos o tres veces antes de que alcance la

primera zona de salida de fluido. Promediando las áreas del bache

registrado arriba de la salida de fluido, se puede obtener un mejor estimado

del área inicial del bache. Esto es importante porque el resto del análisis

está basado en el área inicial del bache.

3. Cuando se registra hacia arriba un bache de trazador, la herramienta

deberá pasar completamente a través del bache de trazador y continuar

hacia arriba una cierta distancia para localizar cualquier pico secundario

que indique canalizaciones.

4. El movimiento de un pico secundario en el registro de pérdida de trazador

es evidencia concluyente de un segundo patrón de flujo. Este patrón podría

ser un canal o la presencia de flujo vertical en la formación cerca del pozo,

cuando la permeabilidad vertical del yacimiento es alta. El pico secundario,

no puede analizarse para determinar el gasto en el canal.





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5. El método del área deberá usarse para analizar un registro de trazador. El

área del bache del trazador deberá determinarse por planimetría o un

método de exactitud similar. Aproximaciones con triángulos del bache del

trazador para determinar áreas puede introducir errores bastante

significativos.

6. Un registro de pérdida de trazador, no es un medio exacto de obtener un

perfil de inyección. Deberá usarse como una guía principalmente para las

corridas subsecuentes de registro de velocidad de disparo.

7. Los tiempos cuando los picos del trazador son registrados deberán ser

grabados tal que se pueda realizar un cálculo de análisis de bache

2.5.2 Guía para corre e interpretar un registro de velocidad de disparo.

1. Cuando se corre un registro de velocidad de disparo, el detector deberá

estar espaciado tan cerca como sea posible, mientras se mantenga una

medición exacta del tiempo de tránsito en la porción de mayor velocidad del

pozo. Con herramientas de trazador típicas, se recomienda un

espaciamiento de 10 segundos de tiempo de tránsito arriba de las

perforaciones.

2. Unos pocos disparos deberán hacerse inicialmente para determinar el

tamaño del disparo (y el gasto de eyección, si es variable) que dará un pico

claro en el primer arribo en ambos detectores de rayos gamma.

3. Arriba de las perforaciones, se deben correr varios disparos de velocidad.

Si los tiempos de tránsito no son iguales, indican algún problema

(herramienta, gasto de inyección variable, o sección transversal del pozo

variable).

4. El registro de velocidad de disparo se debe usar con cautela en pozos con

áreas de sección transversal variable. Un registro de calibración es





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necesario en este caso para determinar en donde correr el registro de

velocidad de disparo e interpretarlo.

5. En regiones de alta pérdida de fluido, los disparos de velocidad deberán

realizarse muy cercanos. Traslapar disparos de manera que el método de

intervalo pueda aplicarse para mejorar la resolución en esas regiones.

6. En flujo laminar, particularmente con fluidos viscosos, la colocación del

trazador es crítica para la calidad del registro. Si se obtienen resultados

pobres con herramientas convencionales, herramientas especiales como la

de brazos balanceados podría mejorar los resultados.

7. Un valor diferente de max/ vv en las porciones de flujo laminar del pozo

comparado con las secciones de flujo turbulento deberá usarse en la

interpretación del registro.

8. Arriba de las salidas de fluido, deberá calcularse el gasto absoluto, no solo

el porcentaje de fluido, a partir del registro de velocidad de disparo. Una

gran discrepancia entre el gasto calculado y el gasto de superficie indica

que (1) hubo un error de medición, (2) el gasto de inyección ha cambiado,

(3) el área de sección transversal del pozo es diferente de la supuesta, o (4)

está ocurriendo una fuga en la TP.

9. Uno de los dos tiempos de tránsito: límite-prominente o pico-a-pico, puede

usarse para interpretar el registro de velocidad de disparo con una exactitud

similar si ambos pueden leerse del registro con la misma exactitud.

10. Sin traslapar disparos, la resolución del registro de velocidad de disparo es

de aproximadamente dos veces el espaciamiento entre detectores. Cuando

los disparos se traslapan tal que el método del intervalo puede aplicarse, la

resolución en profundidad se mejora en aproximadamente dos veces la

longitud del intervalo. El interpretador del registro debe tener en mente que

las zonas de pérdida de fluido podrían desplazarse en profundidad esta

cantidad y no leer demasiado en las zonas de pérdida de fluido.





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11. La resolución de la profundidad puede mejorarse a través de la cuidadosa

asignación de ésta. La velocidad obtenida de un disparo con la herramienta

de registro justo arriba de los disparos deberá asignarse a la localización

del detector del fondo. La velocidad obtenida con un disparo de la

herramienta de registro justo debajo de los disparos deberá asignarse a la

localización del detector de la cima. Cuando la herramienta de registro está

frente a los disparos, la velocidad deberá asignarse a la profundidad media

entre los detectores.

2.6 Recomendaciones generales.

1. Cuando sea posible, las herramientas de registro deberán estar centradas,

así el trazador no será eyectado directamente contra la pared de la TR.

Esto es importante para los registros de velocidad de disparo.

2. Un registro de trazador radiactivo deberá incluir un diagrama del pozo, un

esquema de la herramienta, las condiciones superficiales del pozo y una

tabulación de la carta de velocidades usada (es decir cuántos segundos por

división en el manejo del tiempo). El registro deberá proveer toda la

información necesaria para un análisis completo e independiente.

3. Resultados anómalos, tales como un gasto decreciente, y luego

incrementándose más abajo, deberá ser presentado sin suavizar en el

registro interpretado. Tales resultados están mostrando un efecto físico real

o dando indicadores de la calidad del registro.

4. Las canalizaciones se indican a veces por las grandes diferencias entre el

perfil determinado con el registro de pérdida de trazador y el determinado

por el registro de la velocidad de disparo. Cuando el registro de pérdida de

trazador muestra un gasto mucho más alto a ciertas profundidades que el

de disparo de velocidad, el flujo fuera de la TR puede explicar esa





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discrepancia. Sin embargo, la interpretación deberá ser aplicada con

cautela debido a la inexactitud del registro de pérdida de trazador.

5. El registro de dos pulsos podría ser preferible a un registro de pérdida de

trazador, especialmente en pozos con áreas de sección transversal

variable.





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3. Registro de molinete hidráulico.

El registro de molinete hidráulico es una hélice colocada en el pozo para

medir la velocidad del fluido en la misma manera que un medidor de turbina mide

el gasto en una tubería. Como un medidor de turbina, la fuerza de los fluidos

moviéndose causa que la hélice gire. La velocidad rotacional de la hélice se

considera linealmente proporcional a la velocidad del fluido, y un dispositivo

electrónico se incorpora dentro de la herramienta para monitorear la velocidad

rotacional y la dirección. Una diferencia significativa entre la hélice medidora de

flujo y la turbina de medición es que el impulsor de la hélice no abarca toda la

sección transversal al flujo, mientras el impulsor de la turbina si lo hace, con un

pequeño claro entre la hélice y la pared de la tubería.

Durante los años 40’s y 50’s se hicieron varios intentos para adaptar las

técnicas de medición superficial a la medición de perfiles de flujo dentro del pozo.

El medidor de hélice surgió gradualmente como el más versátil y confiable de

estos dispositivos para medir la velocidad de los fluidos dentro del pozo. El primer

medidor de hélice tenía un empacador o dispositivo deflector (llamado trampa de

fluidos) para dirigir todos o la mayoría de los fluidos a pasar por el propulsor. Estos

desaparecieron gradualmente, probablemente debido a los problemas

operacionales que causaban y debido a las reducciones en la presencia de la

fricción en los medidores de hélice. Curiosamente, los medidores de flujo del tipo

con deflector, han tenido una resurgencia en años recientes, dados las ventajas

que ofrecen en el flujo multifásico.

En realidad correr un registro de medidor de flujo de hélice deberá dar un

perfil de flujo confiable para el caso de flujo de una sola fase y un pozo de

diámetro constante. El medidor de flujo de hélice; sin embargo, es susceptible a

problemas mecánicos y la calidad del registro depende fuertemente del

procedimiento de registro y del cuidado al tomar el registro. Si el área de la

sección transversal del pozo es variable, como sucede en un pozo terminado en





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agujero descubierto, se necesita un registro de calibración para interpretarlo. En

flujo multifásico, un registro de molinete es un registro muy pobre, aunque en

algunas instancias trabaja bien.

3.1 Herramientas y operaciones.

Dos diseños de molinete hidráulico – tipo helicoidal y tipo álabe –

prevalecen. El más común es el helicoidal, el cual es más largo que ancho, con un

aspa variable. La hélice está alojada en una jaula que se extiende del cuerpo

principal de la herramienta para permitir que el fluido pase y choque contra el

molinete. La hélice del molinete está suspendida usualmente en cojinetes para

permitir rotación con poca fricción.

El molinete de agujero completo de Schlumberger, un molinete de tipo de

álabe, tiene cuatro aspas metálicas que se retractan mecánicamente a un

diámetro de herramienta de 1 11/16 pg (4.3 cm) para correr en la TP. Cuando la

herramienta entra a diámetros mayores, un resorte de acción extiende las aspas y

el centralizador se abre, quedando la herramienta lista para operación. Mediante

este mecanismo el molinete de agujero completo es capaz de muestrear una

mayor porción del pozo que el molinete helicoidal cuyo tamaño está restringido por

el tamaño de la TP.

Los molinetes con deflector tales como el molinete de canasta de Atlas

Wireline Services, figura 11, tiene un embudo o algún otro dispositivo para dirigir el

flujo hacia el molinete localizado adentro de la herramienta. Los molinetes con

deflector tienen ventajas sobre los molinetes normales en el caso de pozos con

poco gasto y en algunas aplicaciones de flujo multifásico.





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Figura 11. Molinete de canasta de Atlas Wireline Services14

El molinete debe contar con algún dispositivo para medir la velocidad rotacional.

Un método común es empotrar un pequeño magneto en la flecha del impulsor; se

generan pulsos electrónicos conforme el magneto pasa por el interruptor que

rodea a la flecha del impulsor. Tres a ocho pulsos son generados por cada

rotación del molinete y se cuentan por la electrónica de superficie para dar la

velocidad del molinete. Algunos molinetes pueden indicar la dirección de la

rotación, discriminando la dirección por altura (amplitud) o por polaridad. En una

situación normal, donde fluye una sola fase, percibir la dirección del flujo aunque

no es requerido es útil en la interpretación del registro. En flujo multifásico en

donde unos fluidos pueden moverse hacía arriba y abajo simultáneamente, y en

ciertas instancias especiales, tales como detectar flujo cruzado en un pozo

cerrado, la habilidad para percibir la dirección de rotación del molinete y por tanto

Dirección de la producción

Canasta del molinete

Molinete





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la dirección en que se mueve el fluido puede ser muy importante en la

interpretación del registro.

3.2 Aspectos a considerar al correr un registro de molinete.

Se debe ser muy cuidadoso al correr un registro de molinete hidráulico para

asegurar la calidad de los datos. La herramienta debe verificarse antes de tomar el

registro, las condiciones del pozo deben ser adecuadas para utilizar un molinete

hidráulico y el registro debe tomarse correctamente.

La compañía de registro es obviamente la indicada de proporcionar una

herramienta que está en buen estado para trabajar. No obstante, se debe verificar

que el molinete se pruebe en el sitio antes de correrlo.

3.2.1 Operación de la herramienta.

Verificar que el molinete gire libremente, ya que la fricción del molinete

agrega no linealidades a la respuesta. Un molinete helicoidal típico está

suspendido entre cojinetes, uno de los cuales es ajustable. Los cojinetes deberán

estar ajustados de modo que las aspas del molinete giren con la mínima fricción

posible sin que el aspa del molinete tambalee. El molinete deberá girar libremente

sin tambalear cuando se le sopla suavemente. Los cojinetes deberán

inspeccionarse antes de tomar el registro para asegurarse que están limpios e

íntegros. Estas verificaciones de la operación de la herramienta deberán hacerse

en el taller, pero deberán repetirse en el sitio del pozo antes de correr el registro.

3.2.2 Electrónica de superficie.

Esto puede verificarse fácilmente girando el impulsor en la superficie y

observando la respuesta. El operador deberá decidir antes de correr un registro de

medición de flujo, si las condiciones del pozo son tales que se pueda esperar





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información útil. Deberá considerar (1) gasto aproximadamente constante, (2)

suficiente gasto, (3) condiciones físicas del pozo, y (4) producción de sólidos.

3.2.3 Gasto constante.

Mantener un gasto aproximadamente constante tanto como sea posible

mientras se corre el registro de molinete. Esta condición parece simple realizarla,

pero no siempre es el caso (es decir: cuando la inyección proviene de un múltiple

común con varios pozos, cuando la producción va a un colector múltiple, o cuando

el pozo ha estado cerrado por algún tiempo antes de correr el registro). Verificar la

estabilidad de las condiciones del pozo durante el registro repitiendo algunas

mediciones en la parte superior del pozo, arriba de los disparos. Si es posible,

colocar un medidor de superficie durante el registro para tener una medición

independiente del gasto.

3.2.4 Gasto suficiente.

El gasto debe ser lo suficientemente alto, para que el flujo sea turbulento en

todo el pozo. A gastos muy bajos, la respuesta del molinete no es lineal y su

interpretación no es fácil. Cuando el molinete hidráulico se corre dinámicamente

(la herramienta de registro se está moviendo), la velocidad del fluido debe ser

suficientemente grande comparada con la velocidad de la herramienta para

proveer una buena resolución. La velocidad del fluido deberá contribuir

suficientemente para ser reconocible arriba del nivel de la señal de ruido

proveniente del movimiento de la herramienta. En el caso de pozo con gasto bajo

aunque se puede obtener respuesta del molinete moviendo la herramienta, la

sensibilidad a la velocidad del fluido del pozo puede ser baja.

3.2.5 Condiciones físicas del pozo.

La interpretación del registro de molinete hidráulico está basada en un área

de sección transversal constante. No use molinete hidráulico en algunos pozos





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terminados en agujero descubierto u otras terminaciones irregulares. Cuando se

corre en agujero descubierto es esencial acompañarlo de un registro de

calibración para interpretar el registro de molinete.

3.2.6 Producción de arena.

Cuando el molinete se usa en pozos que producen en una fase, tales como

pozos de gas o pozos inyectores, la producción debe estar libre de la entrada de

partículas que obstruyan o atasquen los cojinetes del molinete. En cualquier pozo,

se necesitan fluidos limpios para la operación apropiada del molinete. Con

molinetes que usan un dispositivo magnético para medir las rotaciones, algunas

partículas magnéticas como óxido y otras pueden adherirse alrededor de la flecha,

reduciendo la respuesta y cambiándola durante el curso de la corrida del registro.

3.3 Interpretación del registro de molinete.

La interpretación de los registros de molinete está basada en que la

respuesta del molinete es una función lineal de la velocidad del fluido. En corridas

dinámicas se considera que las velocidades del fluido y de la herramienta son

aditivas, de modo que la velocidad efectiva está dada por:

Tfe vvv += (27)

Para esta ecuación se requiere una convención de signo, suponemos que fv es

positiva. Tv , también es positiva cuando fv y Tv están en direcciones opuestas y

es negativo cuando la herramienta y el fluido se mueven en la misma dirección, en

la figura 12 se ilustra esta convención.





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Figura 12. Adición de las velocidades de la herramienta y del fluido

En este ejemplo la velocidad del fluido es 60 pies/min hacia abajo, en la

figura 10(a) la herramienta se mueve a 40 pies/min hacia arriba, por lo que la

velocidad efectiva vista por el molinete es:

min/100min)/40(min/60 piepiepieve +=+++= (28)

Cuando la herramienta se mueve en la misma dirección que el fluido, la

velocidad efectiva es:

min/20min)/40(min/60 piepiepieve +=−++= (29)

Finalmente si la herramienta se mueve hacia abajo a una velocidad mayor

que el fluido se tiene:

min/20min)/80(min/60 piepiepieve −=−++= (30)

El cambio en el signo de la velocidad efectiva, indica que la velocidad

efectiva es ahora en dirección hacia arriba, el molinete podría girar en la dirección

contraria en las primeras dos instancias.

La respuesta del molinete a la velocidad efectiva será lineal para valores

altos de ev . A velocidades más bajas, la respuesta del molinete caerá hasta

Vf=60 pie/min Vf=60 pie/min Vf=60 pie/min

VT=40 pie/min VT=-40 pie/min

Ve=100 pie/min

(a)

Ve=20 pie/min

(b)

Ve=-20 pie/min

(c)

VT=-80 pie/min





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alguna velocidad, cuando el molinete deje de girar; como lo muestra la línea sólida

en la figura 13:

Figura 13. Respuesta del molinete a la velocidad efectiva

En la interpretación del registro, la porción lineal de la curva de respuesta

se extrapola hasta la línea de cero en la respuesta del molinete; la intercepción de

la línea extrapolada sobre el eje de velocidad efectiva se le llama nivel mínimo de

velocidad tv .

Al nivel mínimo de velocidad algunas veces se le refiere como velocidad de

desviación y es la velocidad mínima hipotética requerida para iniciar la rotación del

molinete, si la respuesta es totalmente lineal, la respuesta del molinete se puede

escribir como:

)( )( tetep vvvvmf >−= (31)

y

)( )( teten vvvvmf −<+= (32)

ve, Velocidad efectiva

Respuesta del molinete (rev/seg)

vt vt





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Las dos pendientes, pm y nm generalmente no son iguales debido a que el

cuerpo de la herramienta protege al molinete cuando la dirección neta del flujo es

hacia arriba. pm y nm no están sin embargo, absolutamente relacionados con la

dirección de rotación. En algunas herramientas, la señal del molinete se compensa

electrónicamente para dar la misma respuesta a la rotación del molinete en

cualquier dirección. Es una práctica buena hacer unas corridas con el molinete

para determinar pm y nm sin ambigüedad cuando el pozo está cerrado.

Las pendientes pm y nm serán menores que la pendiente de respuesta

ideal calculada a partir del balanceo del molinete debido a la fricción y a la

viscosidad del fluido. Cuando se usa una línea recta ajustada a la respuesta del

molinete, la dependencia no lineal de la velocidad del fluido que surge del arrastre

por fricción y viscoso es despreciable. El nivel mínimo de velocidad también se

incrementa conforme se incrementan el arrastre por fricción y de viscosidad

debido a que la respuesta del molinete está decreciendo.

Los valores típicos de las pendientes de respuesta son de 0.04 a 0.05

(rev/seg)/ (pie/min) para muchos molinetes modernos, mientras que los niveles de

velocidad mínima son de 3 a 6 pie/min en líquidos y de 12 a 15 pie/min en gases.

La mayor velocidad en gas se debe a la baja densidad del gas y a la alta velocidad

del medio.

La respuesta lineal a la velocidad efectiva dada por las ecuaciones (31) y

(32) es la base para todas las interpretaciones cuantitativas del registro de

molinete.

3.4 Guía para interpretar y correr registros de molinete.

La corrida e interpretación apropiada del registro de molinete proveerá un perfil de

flujo confiable para un pozo con flujo de una sola fase. A continuación se explicará





Fecha: 28/02/2007 Página 62 de 170

el método de pasadas múltiples y posteriormente se examinará el método de

interpretación basado en estas respuestas.

3.4.1 Método de múltiples pasadas.

El método de múltiples pasadas o método de calibración in-situ es la

técnica más exacta de evaluación del molinete hidráulico debido a que la

respuesta característica del molinete se determina a condiciones del sitio. Como el

nombre implica, varias pasadas en el pozo a diferentes velocidades y direcciones

son necesarias para aplicar este método. Deben existir condiciones estables en el

pozo durante todas las pasadas de registro para que el método sea aplicado.

El método de interpretación de múltiples pasadas, está basado en la respuesta

lineal del molinete,

)( tTfp vvvmf −+= (33)

Resolviendo para la velocidad del fluido, fv , cuando la velocidad de la herramienta

es cero, se tiene

t

p

f vm

fv += 0 (34)

en donde =0f la intersección de la curva de respuesta con el eje en 0=Tv . Así,

la línea de respuesta ( tv y pm ) se determina mediante múltiples pasadas del

molinete, la velocidad del fluido puede calcularse de la intersección de la curva de

respuesta en 0=Tv . Alternativamente, si f se fija en cero en la ecuación de

respuesta del molinete, la velocidad del fluido es:





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tTf vvv +−= 0 (35)

La intersección de la curva de respuesta con el eje de la velocidad del cable

se puede usar para determinar la velocidad del fluido.

El paso final de la interpretación es convertir la velocidad del fluido a gasto

volumétrico. La velocidad medida por el molinete, si está centrado, estará sesgado

hacia la máxima velocidad en el centro de la tubería. Esta velocidad debe

convertirse a una velocidad promedio al multiplicarla por el cociente maxv

v , el cual

para flujo turbulento es de 0.83 aproximadamente. Así a cada estación,

fwvBAq = (36)

donde q = gasto volumétrico, wA = área transversal del agujero, B = factor de

corrección del perfil de velocidades y fv =velocidad del fluido a partir de la

interpretación de las múltiples pasadas.

Como ilustración considere la respuesta del molinete a la velocidad del

cable para una velocidad de fluido dada (60 pie/min [18 m/min]), en la tabla 1 y

mostrada en la figura 14:

Velocidad del cable

(pie/min)

Velocidad efectiva

(pie/min)

Respuesta del molinete

(rev/seg)

+40 +100 3.6

+20 +80 2.8

0 +60 2.0

-40 +20 0.4

-80 -20 -0.4

-120 -60 -2.0





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Como se puede ver en la figura, la respuesta del molinete se define por dos

líneas, una para respuestas positivas y otra para respuestas negativas.

Calculando las pendientes de estas líneas se tiene un valor de 0.04

(rev/seg)/(pie/min) para ambas, nm y pm , que son iguales en este ejemplo,

aunque a menudo suelen ser diferentes. Las intersecciones de las dos líneas de

respuesta sobre el eje de la velocidad del cable arrojan un nivel mínimo de

velocidad, tal

tTnTp vvv 2)( =− (37)

en donde Tpv y Tnv son las intersecciones positiva y negativa de la respuesta del

molinete con el eje f =0, respectivamente. Esta ecuación se obtiene al sustituir

f =0 en la respuesta positiva y negativa del molinete y sustraer una de otra. En el

ejemplo se encuentra igual a 10 pie/min[3 m/min].

Debido a que la velocidad del umbral se encuentra tomando la diferencia

entre las dos líneas tomadas experimentalmente, es muy sensible a cualquier

error o fluctuación en la respuesta del molinete. Si el gasto del pozo no es estable

o el efecto del flujo de dos fases causa una respuesta ruidosa del molinete, la

velocidad del umbral no se puede determinar exactamente de la manera antes

descrita. En estas circunstancias la velocidad del umbral podría determinarse

registrando en el agujero de ratón o con el pozo cerrado. Sin embargo en un pozo

con producción de gas esta técnica arrojará más bien la velocidad del umbral en el

líquido, la cual es significativamente diferente a esa en el gas. Sin embargo, la

velocidad del umbral es obtenida y deberá ser comparada con la velocidad

proporcionada por el proveedor de la herramienta; si es muy superior a la

esperada el molinete está fallando con escombros o las partes no están ajustadas

adecuadamente.





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Para aplicar el método de múltiples pasadas, las corridas de registro deben

hacerse a velocidades de cable lo suficientemente diferentes para definir ambas

líneas de respuesta, las positivas y las negativas (al menos se necesitan dos

respuestas positivas y dos negativas). La velocidad de cable usada deberá ser lo

suficientemente diferente para proporcionar gran amplitud de datos. Una diferencia

de 30 pie/min [9 m/min] entre cada pasada es una práctica razonable dentro de la

acción de restringir la velocidad de registro. Al registrar un pozo el método de

múltiples pasadas se aplica a un cierto número de localizaciones de profundidad o

estaciones del pozo. En cada estación la línea de respuesta de pendiente pm y la

velocidad del umbral tv se determinan (si es posible) y la velocidad del fluido se

calcula a partir de la intercepción de la respuesta en 0=Tv en la ecuación (34) o a

partir de la intercepción de la línea de respuesta en 0=f con la ecuación (35).

Los pasos en el método de múltiples pasadas se resumen a continuación:

1. Seleccionar las estaciones (localizar las profundidades) en las cuales serán

calculados los gastos (como mínimo, seleccionar una estación entre cada

uno de los intervalos perforados).

2. Leer las respuestas del molinete hidráulico a diferentes velocidades del

cable para cada estación.

3. Para cada estación, graficar f vs Tv (velocidad del cable).

4. Calcular la pendiente, pm o nm , para cada respuesta.

5. Para cada estación en donde ocurren respuestas positivas y negativas del

molinete, determinar la velocidad del umbral, tv con la ecuación (37).

6. Calcular fv en cada estación aplicando las ecuaciones (34) o (35).

7. Convertir las velocidades del fluido a gastos volumétricos con la ecuación

(36).





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y = 0.04x + 2

y = 0.04x + 2.8

-2

0

2

4

6

-120 -80 -40 0 40 80

Velocidad del cable (pie/min)

Res

pu

esta

del

mo

linet

e (r

ev/s

eg)

2vt

Figura 14. Cálculo del valor de las pendientes.

Algunos aspectos relacionados con la corrida del molinete son:

1. Las condiciones del pozo deben ser adecuadas para el molinete. Como

mínimo, los fluidos del pozo deberán estar limpios (sin entrada de sólidos),

y el gasto deberá ser tan estable como sea posible.

2. Los efectos del flujo multifásico a menudo inutilizan al molinete. A menos

que la corriente de flujo multifásico sea grande, se necesitan otros

dispositivos para medir la velocidad.





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3. Un molinete hidráulico debe verificarse minuciosamente en la superficie

antes de correrlo en el pozo. El impulsor deberá rotar libremente y toda la

electrónica deberá operar como se espera.

4. El molinete siempre se correrá centralizado.

5. Múltiples pasadas a diferentes velocidades de cable y en ambas

direcciones, hacia arriba y abajo deberán realizarse a través de las zonas

de interés.

6. Se deberán hacer lecturas estacionarias a diferentes localizaciones dentro

del pozo.

7. Es necesario un registro de calibración si la sección transversal del pozo no

es constante.

8. La repetición de corridas deberá hacerse siempre para asegurar la

estabilidad del pozo y el comportamiento de la herramienta.

3.4.2 Interpretación del registro de molinete hidráulico.

1. El método múltiple de interpretación deberá usarse siempre que existan

longitudes significativas del pozo sin salida de fluido.

2. La interpretación de dos pasadas es útil para visualizar la intensificación de

la respuesta del molinete. El método de múltiples pasadas deberá aplicarse

para confirmar la interpretación de dos pasadas.

3. La interpretación de una sola pasada no es recomendable.

4. El gasto volumétrico arriba de todas las zonas que toman o producen fluido

deberá calcularse a partir del registro y compararse con las condiciones de

flujo en la superficie.

5. Las características de las respuestas del molinete obtenidas a partir de la

interpretación del registro, tales como la pendiente de respuesta y la

velocidad mínima, deberán estar cercanas a las predichas por el proveedor

de la herramienta.





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6. Las mediciones estacionarias son útiles, particularmente en terminaciones

en agujero descubierto, en donde las entradas de fluido podrían estar

dispersas a lo largo de toda la terminación.

3.5. Molinete de nueva generación.

Esta herramienta consta de varios molinetes y puede ser utilizada en pozos

horizontales y altamente desviados. Sobre uno de los lados de la herramienta

retráctil, se encuentran varios pequeños molinetes diseñados para medir el perfil

de velocidad del fluido. La herramienta se corre en posición excéntrica a la tubería,

recostada en la parte inferior del pozo, con el brazo extendido en forma vertical

sobre la línea del diámetro hasta alcanzar la parte superior. Esta funcionalidad se

utiliza también para calibrar el pozo, proporcionando de esta manera el valor del

área utilizado en los cálculos para determinar los gastos. Debido a que la

herramienta puede medir el perfil de velocidad en la sección transversal de la

tubería, puede medir variaciones que los molinetes normales no pueden detectar.

Proporciona mediciones de regímenes de flujo mixto o segregado, pudiendo

detectar en ocasiones contraflujo o recirculación de agua.

En la figura 15 se presenta un esquema del funcionamiento de la

herramienta. El molinete tradicional se ubica en el centro de la tubería y recibe la

influencia de las tres fases de flujo que hay en el pozo. Debido a la posición

horizontal, las fases se desplazan a diferentes velocidades. El molinete tradicional

leerá la fase en la que se encuentre mayormente sumergido, afectando su lectura

por la influencia de las otras dos fases. El resultado será una velocidad que no

corresponda a ninguna de las fases, por lo que no puede ser interpretado.

En la herramienta de nueva generación, lado derecho de la figura 13, los

pequeños molinetes se encuentran mejor colocados a lo largo de la sección

transversal, tomando lecturas más representativas de la velocidad en ese punto.

En este caso el resultado puede ser interpretado.





Fecha: 28/02/2007 Página 69 de 170

Adicionalmente, se puede utilizar junto con esta herramienta, un

gradiomanómetro de nueva generación, para medir el colgamiento de líquido y la

parte correspondiente al flujo de agua.

Figura 15. Comparación del área de lectura de los molinetes tradicional y de

nueva generación. Diagrama cortesía de la compañía Schlumberger.





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4. Gradiomanómetro

El gradiomanómetro es un dispositivo utilizado para medir la densidad promedio

de los fluidos contenidos en una longitud fija dentro de un pozo, ubicada entre dos

membranas sensibles a la presión, sin considerar la distribución de los fluidos del

pozo. La medición es registrada en función de la profundidad y se conoce como

gravedad específica. La curva registrada representa el perfil de la gravedad

específica de los fluidos dentro del pozo, para las condiciones bajo las cuales se

realizó la medición. Las lecturas deben ser corregidas para considerar los efectos

de la desviación del pozo, componentes de fricción y cinéticos. En la figura 16 se

presenta un diagrama esquemático de la herramienta.

Figura 16. Esquema de un gradiomanómetro, cortesía de la Compañía

Schlumberger.





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Su uso está enfocado a determinar en forma cualitativa el tipo de fluido a

determinada profundidad. Esto es útil para detectar por ejemplo la presencia de

agua saliendo por la parte inferior de un intervalo productor o gas por la parte

superior. El registro de molinete detectará flujo en la formación, pero no podrá

discriminar qué tipo de fluido está saliendo. El gradiomanómetro puede detectar

cambios en la densidad de la mezcla, por lo que dependiendo de las lecturas, se

determina qué tipo de fluido se está produciendo.

Debido a que el gradiomanómetro no considera la distribución de los fluidos

para realizar la medición, su aplicación en pozos con flujo multifásico debe

tomarse con cierta reserva, especialmente si tiene cantidades apreciables de gas.

Asimismo, su aplicación en pozos desviados tiene ciertas limitaciones. Si el pozo

presenta flujo en una sola fase, únicamente se aplica la corrección por desviación

para obtener el valor verdadero. Sin embargo, la presencia de una segunda o

tercera fase (agua o gas) en un pozo con cierto ángulo de inclinación, podría

ocasionar algún tipo de flujo segregado. En tal caso, sería posible que la

herramienta estuviera leyendo el gradiente de la fase más pesada, mientras que la

fase más ligera pasaría por arriba sin que la herramienta lo notara.

No se debe utilizar en pozos horizontales.

4.1 Herramientas de nueva generación para determinar la densidad de los fluidos.

Existen herramientas de nueva generación, que tienen la capacidad de

discriminar las tres fases: aceite, gas libre y agua.

Una de estas herramientas basa su funcionamiento en la transmisión de un

impulso eléctrico, a partir de un emisor, y la intensidad y variación en el voltaje de

la recepción del impulso en una serie de receptores. Debido a que la facilidad en





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la transmisión se hace a través del agua, éste registro puede monitorear esta fase

con mucha precisión.

Esta herramienta presenta varias ventajas sobre el gradiomanómetro

tradicional, ya que puede ser utilizada tanto en pozos verticales como horizontales

y funciona en forma adecuada aún con la presencia de las tres fases.

En la figura 17 se puede apreciar la trayectoria de un pozo horizontal y la

detección de las fases fluyendo dentro de él. En color azul se muestra el agua,

fluyendo en forma de baches en el segmento horizontal y posteriormente,

segregándose poco antes de llegar al talón del pozo. El color verde indica el flujo

de aceite, el cual siempre aparece en la parte superior.

Figura 17. Distribución del agua dentro de un pozo horizontal. Gráfica

cortesía de la compañía Schlumberger.

Otra de las herramientas de nueva generación utiliza las propiedades

ópticas de los fluidos (índice de refracción) para diferenciar el gas de los líquidos

dentro del pozo. Dentro de la herramienta se emite una luz con una fuente LED, la

cual viaja a lo largo de una fibra óptica protegida de las condiciones que hay en el

fondo del pozo y que arriba a un receptor en forma de aguja, fabricado en zafiro.





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Cuando la luz alcanza la punta del receptor, parte de ésta se transmite a través de

los fluidos del pozo, mientras que la luz remanente es reflejada y viaja de regreso

a través de la fibra óptica. La luz reflejada pasa a través de una unión con forma

de “Y” hacia un fotodiodo receptor y es convertida en señal eléctrica. La cantidad

de reflexión depende del índice de refracción del medio (gas o líquido) y de la

forma del receptor. Éste último se diseña de tal forma que la cantidad de luz

reflejada sea mayor cuando el receptor se encuentre en el gas, que cuando se

encuentre en líquido. En el aire o gas, casi el 100% de la luz es reflejada. En los

líquidos este valor es menor al 40%. Debido a que las propiedades del gas y del

líquido son tan diferentes, es relativamente fácil distinguirlas. A pesar de que la

diferencia en la medición de este parámetro entre el agua y el aceite también es

notable, la determinación de las tres fases mediante el uso de las propiedades

ópticas no siempre es detectable a las condiciones de flujo dentro del pozo. Por

ello únicamente se aplica para diferenciar el gas del resto de las fases.





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5. Registro de ruidos

El registro de ruidos es relativamente nuevo en el área de servicios de

registro de producción. Descrito por Enright17 en 1955, el registro de ruidos no

estuvo comercialmente disponible hasta después de que McKinley18 y

colaboradores demostraron su utilidad en 1973. Un registro de ruido es

simplemente la grabación pasiva (la herramienta no genera ningún tipo de

emisión) de un sonido audible detectado por un hidrófono en el pozo. Debido a

que el sonido se genera por la turbulencia del fluido, las amplitudes altas indican

locaciones en donde los patrones de flujo desarrollan turbulencia adicional. El

movimiento del fluido a través de canales restringidos, goteo de fluido desde las

perforaciones, y el fluido pasando la sonda del registro son fenómenos que

pueden producir ruidos en el pozo y que podrían ser detectados con un registro de

ruidos. El análisis de las frecuencias del ruido medido puede distinguir entre varias

posibles causas de las amplitudes del sonido, haciendo del registro de ruidos una

poderosa herramienta para diagnóstico de pozos.

El registro de ruidos ha sido usado principalmente como un indicador

cualitativo de canalizaciones detrás de la TR, a menudo en conjunto con el registro

de temperatura.

5.1 Teoría del registro de ruidos.

Cuando un fluido se expande a través de una restricción, genera

turbulencia, la cual disipa energía en forma de ruido. La amplitud de ese ruido

depende del gasto y de la caída de presión a través de la localización del

estrangulamiento, -es decir 100 Mpie3/día de gas fugándose de una línea de alta

presión es más ruidoso que 10 Mpie3/día fugando de un separador de baja

presión. Además la frecuencia característica del ruido generado por un proceso de

estrangulamiento depende de las especificaciones del flujo- el gasto, si el flujo es





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de una o dos fases, etc. Estas características cualitativas del ruido producido por

el movimiento de los fluidos son las bases del registro de fluidos y fueron

investigados teóricamente por McKinley18. Lo siguiente delinea los principios de su

trabajo.

5.1.1 Características de la frecuencia del ruido.

El flujo a través de restricciones produce ruido sobre un amplio rango de

frecuencias, dependiendo del tipo de ruido en particular.

En el flujo de una fase líquida a través de un estrangulamiento se encontró

que despliega un pico de amplitud de alrededor de 1,000 ciclos/seg (1,000 Hz). El

ruido de gran amplitud debajo de 100 ciclos/seg (100 Hz), generalmente no se

considera un ruido registrable, debido a que el ruido en este rango de frecuencias

puede provenir de bombas, motores y otras fuentes de ruido en la superficie

(recordar que el filtro más bajo usado en el registro de ruidos graba ruidos arriba

de 200 ciclos/seg [200 Hz]). Un incremento en la caída de presión a través de la

restricción incrementa la frecuencia del ruido en el caso de flujo de líquido. El

estrangulamiento de flujo de gas produce un espectro de frecuencia similar al del

líquido, quizá ligeramente desplazado a frecuencias más altas.

El flujo de dos fases líquido y gas genera ruido de una frecuencia más baja;

sin embargo, el ruido se dispersa sobre una banda de frecuencias más ancha que

la observada con el flujo de una sola fase. En experimentos de laboratorio

McKinley y sus colaboradores18, encontraron tres diferentes tipos de espectros de

ruido que existen en el flujo de dos fases: burbujeo discreto, bacheo ligero y

bacheo severo. El burbujeo discreto muestra un pico de amplitud en el rango de

los 300 a 600 ciclos/seg [300 a 600 Hz]. Con bacheo ligero, el pico de la burbuja

de 300 a 600 ciclos/seg [300 a 600 Hz] se disminuye, pero todavía es distinguible.

El bacheo severo concentra más energía de sonido ∼200 ciclos/seg [~200 Hz], con

ruido disminuido a través del espectro completo >2,000 ciclos/seg [>2,000 Hz]. En





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todos los casos, un pequeño pico de una fase ocurre alrededor de 1,000 ciclos/seg

[1,000 Hz].

Las diferencias en el comportamiento espectral de flujo de una o dos fases

provee un método cualitativo para la interpretación del flujo en un canal con el

registro de ruidos. Un pico de amplitud en el registro indica la localización del

estrangulamiento, es decir la entrada o salida de un canal, una restricción en un

canal, una fuga o alguna otra fuente de caída de presión. Si el flujo está formado

por una o dos fases, puede determinarse por las características espectrales

reflejadas en los cortes de frecuencia grabados en la estación. Si el flujo es una

fase, el ruido se concentra en frecuencias arriba de 1,000 ciclos/ seg (1,000 Hz);

así los cortes de frecuencia de 200, 600 y 1,000 ciclos/seg (200, 600 y 1,000 Hz)

tendrán casi la misma amplitud a la profundidad del origen del ruido. El flujo de

dos fases resulta en la distribución del ruido en una banda de frecuencia arriba de

200 ciclos/seg (200 Hz) de modo que los diferentes cortes de frecuencia tendrán

diferentes amplitudes.

5.1.2 Cálculo del gasto en un canal.

Debido a que el ruido resulta de la disipación de energía de la turbulencia

de fluido, la amplitud del ruido generada en un proceso de estrangulamiento es

una función del ritmo de disipación de energía, o

( )dt

dEfa = (29)

En donde a =amplitud del ruido, dt

dE =gasto de disipación de energía mecánica.

A partir de un balance de energía mecánica, se puede determinar que:





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qpdt

dEt∆~ (30)

Donde tp∆ = caída de presión a través del estrangulamiento y q =gasto

volumétrico. Combinando las ecuaciones anteriores se tiene:

( )qpfa t∆= (31)

McKinley y cols18, usaron qpt∆ como un parámetro de correlación para datos

procedentes de un simulador de fugas. Los resultados indican una relación lineal

entre la amplitud del ruido y el producto de la caída de presión por el gasto en un

amplio rango de datos. Despreciando la dispersión considerable de los datos, esta

correlación provee una forma de estimar el gasto en un canal a partir del registro

de ruidos.

5.2 Herramientas y operación

Un registro de ruidos consiste de una serie de mediciones puntuales

(estaciones), hechas en las zonas de interés del pozo. La práctica normal es hacer

mediciones a intervalos de 50 pies (15 metros). Posteriormente se pueden

localizar regiones con alto ruido; entonces se toman mediciones cada 2 ó 3 pies

(0.6 a 0.9 metros) en dichas regiones para localizar las fuentes de ruido con mayor

precisión

La herramienta de registro de ruidos es simplemente un micrófono muy

sensible con un amplificador de fondo. Típicamente se usa un cristal piezoeléctrico

detector de sonido; el arreglo del amplificador de fondo depende del fabricante de

la herramienta. La señal de corriente alterna generada por el detector se transmite

mediante un conductor hacia el panel de superficie en donde la señal se amplifica.

La amplitud del espectro de ruido se acondiciona por cuatro filtros que transmiten





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las amplitudes del ruido de 200, 600, 1,000 y 2,000 ciclos/seg (200, 600, 1,000 y

2,000 Hz). El panel de superficie está equipado con bocinas o audífonos tal que el

operador de registros pueda escuchar los ruidos que se presenten en el pozo e

identificar regiones de interés más rápidamente. La figura 18 ilustra una

herramienta de registro de ruidos y el panel de superficie.

Figura 18. Herramienta del registro de ruidos y panel de control.

Para el análisis cualitativo, la señal del registro de ruidos debe corregirse

por atenuación del cable. La amplitud de la señal pura se debe multiplicar por un

factor que depende del tipo de cable usado y de su longitud para obtener la

amplitud que sería medida sin el efecto del cable; ese factor se define como factor

de línea.

La figura 20 muestra una gráfica de factores de línea para una herramienta

de ruido de la compañía Atlas Wireline Services. Por supuesto la longitud del cable

para usar en esta corrección es la longitud total enrollada en el carrete de la

unidad de registros, no únicamente la cantidad usada en el pozo. Los factores de

línea como los de la figura 19 son específicos de un tipo de cable en particular y

deben ser provistos por el operador de registros.





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Un registro de ruidos se corre sin centradores de modo que la herramienta

descansará contra la pared de la TR, permitiendo un mejor acoplamiento con los

sonidos generados afuera de la TR. Las mediciones se deben hacer con la

herramienta estacionada para prevenir la medición del ruido hecho por los

movimientos de la herramienta y el cable. Después de que la profundidad de

medición deseada se alcanza, el operador deberá esperar cierto tiempo (40 a 60

segundos) antes de grabar para evitar los ruidos debidos al movimiento de la

herramienta.

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

Longitud del cable (pie)

Fac

tor

de

lín

ea (

Fc)

2,000 Hz

1,000 Hz

600 Hz

200 Hz

10,000 20,000 30,000 40,000

Figura 19. Factores de línea para herramienta del registro de ruidos (figura

ilustrativa).

Escuchando la salida de la herramienta en las bocinas o en los audífonos,

el operador puede determinar en qué momento los ruidos extraños se han

disipado.





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5.3 Otras aplicaciones del registro de ruidos.

El registro de ruidos se ha extendido a otras aplicaciones, aparte de la

detección de canales en pozos terminados. Entre éstas están la medición del

gasto en el pozo, la medición de gastos individuales en los disparos, detección de

producción de líquido en disparos en zonas de gas, detección de producción de

arena y el uso del registro de ruidos durante la perforación. McKinley y Bower18

señalaron la utilidad del registro de ruidos en la mayoría de estas aplicaciones.

5.4. Ejemplos de aplicación.

A través de estudios detallados ha sido posible obtener espectros de amplitud

de frecuencia de ruido para diferentes tipos de flujo en una tubería. La figura 20

muestra el espectro de ruido causado por 70 bls/d de agua que se desplaza a través

de una presión diferencial de 90 lb/pg2. Nótese que la mayoría de la energía del ruido

es concentrada en los rangos altos de frecuencia.

Figura 20. Espectro de ruido – Flujo monofásico agua





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En contraste la figura 21 muestra el espectro para la emisión de ruido

proveniente de 3.8 mmpcd de gas desplazándose a través de una presión diferencial

de 10 lb/pg2. Esta figura difiere aún más significativamente por el valle que aparece

aproximadamente a los 1500 Hz, se puede observar que la mayoría de la energía se

concentra en los rangos altos de frecuencia.

Figura 21. Espectro de ruido – Flujo monofásico gas

La figura 22 muestra un espectro muy diferente. Aquí el ruido es causado por

0.3 MMpcd de gas desplazándose en agua. Nótese que ahora la mayoría de la

energía esta en un rango de bajas frecuencias.





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Figura 22. Espectro de ruido – Flujo bifásico agua y gas

5.4.1 Ejemplo 1

El ejemplo 1 muestra el espectro del sonido y la amplitud registrada cuando el

fluido que se tiene fluyendo es de una sola fase y gas. El estado mecánico del pozo

indica que el espacio anular está lleno de gas (aire cercano a la presión atmosférica)

y la tubería de producción está llena con líquido hasta la profundidad de 7 pies. Se

aplican 100 lb/pg2 de aire en el espacio anular a la profundidad de 11 pies.

Se puede apreciar que la amplitud en todos los cortes de frecuencia están

leyendo esencialmente los mismos valores a 11 pies. Esta respuesta es típica de

flujo de gas e indica que la mayoría de energía del ruido producido se encuentra en

las bandas de alta frecuencia (1000 Hz y 2000 Hz). A medida que la herramienta se

aleja de la fuente de ruido de 11 pies a 7 pies, los niveles de ruido declinan





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lentamente. A 7 pies, se registra un marcado decremento; esto se debe al cambio o

pérdida de acoplamiento que sufre el cristal detector de ruidos al momento que la

herramienta abandona el nivel del líquido. Esta respuesta de nivel de líquido es

observada frecuentemente en los registros de campo.

Figura 23. Flujo monofásico de gas. Ejemplo 1. 5.4.2 Ejemplo 2

El ejemplo 2 muestra el espectro de ruido y la amplitud registrada cuando se

tienen dos fases, gas fluyendo a través de líquido. Una vez más, el estado mecánico

del pozo indica los niveles de fluido. Se aplican 100 lb/pg2 en el espacio anular a la

profundidad de 11 pies.

Nótese la separación que existe entre las curvas de corte de frecuencia. Ésta





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es una respuesta típica para un flujo de dos fases (gas fluyendo a través de liquido),

ya que éste tipo de flujo genera movimientos circulares y burbujeo. La mayor parte

de la energía se concentra entre los 200 Hz y 600 Hz. Se observa nuevamente el

cambio brusco de amplitud por encima de los 7 pies, cuando la herramienta

abandona el nivel. La curva de 200 Kz no declina tan drásticamente en amplitud

comparada con el resto de las curvas de corte de frecuencia. Este fenómeno no es

común encontrarlo en situaciones reales de campo.

Figura 24. Flujo bifásico – gas fluyendo a través de líquido. Ejemplo 2.

5.4.3 Aplicación y análisis

En la figura 25 Este registro es un ejemplo de una corrida en una secuencia

de Lutitas. Las zonas K-2, K-3, y L-l han agotado su producción. El objetivo actual de

producción es la zona N-4, la cual se conoce que aporta gas del yacimiento. Se





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sospechó que había un problema cuando los gastos y presiones fueron comparados

con otros pozos del mismo yacimiento y los resultados no fueron como se esperaba;

debido a esto se recomendó correr un registro de ruidos.

Figura 25. Registro de ruidos a pozo cerrado.





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El registro muestra algunos picos indicando altos niveles de ruido, de los

cuales los más altos ocurren a 7870 pies. Los niveles de ruido por encima y por

debajo de esta profundidad son relativamente bajos, en base a esto se puede

deducir que existe un problema. El alto nivel de mido a 7870 pies probablemente

corresponde a una pequeña restricción en el espacio anular como se muestra en la

figura 26. Por lo tanto los más altos niveles de ruido no siempre corresponden a la

entrada o salida del flujo. La ilustración demuestra este fenómeno.

Figura 26. Flujo por una restricción





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Analizando el ejemplo anterior y haciendo la comparación de resultados

experimentales. Con la presión diferencial a través de las diferentes zonas, se puede

concluir que el gas que está fluyendo proviene del intervalo N-4 a 8008 pies y el

yacimiento depresionado se encuentra a 7720 pies. Existe una restricción en el

camino del flujo entre la tubería y la formación a 7870 pies.

Analizando los intervalos superiores, el ruido generado a 7550 pies tiene todas

las características típicas de una baja productividad. El flujo se mueve del intervalo

K-3 hacia el K-2. Al haber una diferencia de magnitud en los cortes de frecuencias, el

flujo es de dos fases, gas fluyendo a través de agua.

5.4.4 Ejemplo de la aplicación combinada de un registro de ruidos y uno de

temperatura.

La figura 27, muestra un registro de ruidos y temperatura tomado en la región

norte de México. La secuencia de la operación fue la siguiente:

• Se cerró el pozo por 8 horas. • La primera corrida fue para tomar el registro de temperatura bajando a

pozos cerrado.

• La segunda corrida fue para tomar el registro de ruidos a pozo cerrado.

• Se abrió el pozo por 11 horas utilizando el estrangulador más bajo posible para este pozo (8/64 pg.).

• La tercera corrida fue el registro de temperatura a pozo fluyendo (11 horas

después de abrirlo). • La cuarta corrida fue el registro de ruidos a pozo fluyendo. • El intervalo disparado de 3200m - 3209m.





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Figura 27. Registro de ruidos y temperatura.

En el carril dos se presentan las curvas del registro de ruidos y en el carril

tres las curvas de temperatura fluyendo y cerrado. Se observan claramente las

anomalías en las curvas a la altura del intervalo disparado y a 3160m. El registro

de ruidos muestra variaciones importantes por encima del intervalo disparado,





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debido a la mala integridad de la cementación y canalizaciones. Esto se confirmó

posteriormente la inyección con trazadores radioactivos y con un registro

espectral.





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6. Registros de calidad de la cementación

La mayoría de los registros de producción están dirigidos a evaluar el

funcionamiento o capacidad de la terminación del pozo. El conocimiento acerca de

la terminación del pozo a menudo se obtiene indirectamente mediante la medición

del movimiento de los fluidos, con registros tales como el registro de trazador

radiactivo o el de temperatura. Las técnicas de registro acústico, principalmente el

registro de adherencia del cemento, se ha usado por muchos años para tratar de

medir directamente la calidad del cemento entre la TR y la formación. Las técnicas

de pulsos ultrasónicos se han desarrollado para eliminar algunas de las

deficiencias del registro de adherencia del cemento en la evaluación de la

cementación. Estos registros se proponen para identificar regiones o zonas

pobremente cementadas durante la etapa de terminación del pozo de modo que

esas zonas puedan repararse con cementaciones forzadas antes de disparar el

pozo y ponerlo a producción.

La función principal del cemento es prevenir el movimiento de fluidos entre

diferentes zonas del yacimiento y entre el yacimiento y otras zonas, sea hacia

arriba o hacia abajo. Por consiguiente el registro de calidad del cemento está

dirigido a determinar cuándo el cemento está lo suficientemente adherido y

distribuido para prevenir la migración de fluido entre zonas. Un registro de calidad

de cemento idealmente debería indicar en dónde el cemento está adherido al tubo,

en dónde a la formación y en dónde existen canales presentes en el cemento. Un

registro de calidad de cemento no mide directamente la capacidad del cemento

para prevenir la comunicación del fluido; esto se infiere a partir del grado de

acoplamiento acústico del cemento al tubo y a la formación, medido por el registro.

Por esa razón, los registros de calidad del cemento no son una medida absoluta

de la integridad hidráulica del cemento; sin embargo cuando se corren e

interpretan adecuadamente, pronostican confiablemente la posición del cemento.





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Los dos principales registros para evaluar la calidad del cemento, el registro

de adherencia del cemento y el registro ultrasónico de pulsos, difieren

principalmente en el patrón tomado por las ondas acústicas entre el transmisor y el

detector.

6.1 Registro de adherencia del cemento.

Un registro de calidad del cemento es un registro con una señal acústica

transmitida y registrada por uno o dos detectores. El principio básico es que si la

TR está libre para moverse, la señal acústica no es atenuada en gran parte,

mientras que si el tubo está sujeto firmemente en el lugar por el cemento, las

vibraciones se amortiguan rápidamente y la señal acústica recibida es de baja

amplitud.

6.1.1 Operación y herramientas

Los registros de adherencia del cemento se desarrollaron sobre la base del

fenómeno del salto de ciclo observado en el registro sónico en pozos entubados.

En la medición de un registro sónico en pozos entubados, se observó que el

tiempo de tránsito medido a menudo era más largo que el tiempo que resultaría de

viajar a través de la TR. El salto de estos primeros ciclos se debía a baja amplitud

de la señal acústica viajando a través del tubo bien adherido. De esa manera el

tiempo de tránsito del registro sónico, dio una burda indicación de la calidad del

cemento. El registro de adherencia del cemento fue desarrollado para medir la

amplitud de los primeros arribos de la onda acústica para dar una imagen

completa del grado de adherencia. Rápidamente se reconoció que la mayor

información acerca de las condiciones de adherencia podría obtenerse

examinando el tren completo de ondas acústicas en vez de una medición de

amplitud, por lo que se desarrollaron técnicas para desplegar el tren completo de





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ondas. Bigelow19 presentó una excelente revisión de las prácticas y procesos de

interpretación para el registro de calidad de la cementación. La figura 20 muestra

la configuración típica de la herramienta de cementación. Las señales acústicas se

emiten mediante un cristal transmisor que se enciende y apaga, generando

impulsos de sonido con frecuencias del orden de 20,000 ciclos/seg [20,000 Hz].

Las ondas sonoras son ondas elásticas de compresión que se propagan en forma

esférica desde su fuente. Generalmente se usan dos receptores para detectar las

ondas sonoras transmitidas, localizados a 3 y 5 pies abajo del transmisor. La

herramienta en modo CBL tiene un solo receptor espaciado a 3 pies del

transmisor.

Figura 28. Herramienta de calidad de la cementación

Las ondas de compresión siguen una variedad de patrones de viaje entre el

transmisor y el receptor, incluyendo hacia abajo en la funda del instrumento, en

forma axial y radial a través del fluido en el pozo. Las ondas que se mueven en

forma radial a través del agujero son las de mayor interés debido a que algunas se





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reflejan en la pared de la TR, mientras que las energía restante se propaga a

través de la TR, el cemento y la formación a los receptores mediante refracción.

La figura 21 muestra la señal recibida, que es una medición de la amplitud

acústica contra el tiempo. El detector más cercano se usa para medir la amplitud

de la primera onda acústica que llega, la cual responde más linealmente al grado

de adherencia del cemento, debido a que todas las amplitudes están más cerca de

la fuente de la señal. El detector más lejano se usa para medir el tren de ondas

completo debido a que permite una longitud mayor de viaje a través de la

formación. Dos propiedades importantes de la señal son el tiempo de tránsito y la

amplitud.

Figura 29. Forma de la onda acústica

Se sabe que el tiempo de tránsito en el acero es de aproximadamente 57

µseg/pie, mientras que en el fluido de perforación el tiempo de tránsito es de 189

µseg/pie (este valor varía dependiendo del tipo de fluido). Así, la primera señal que

arriba al detector es la que viaja a través de la TR. Para un detector espaciado a 3

pies del transmisor y con la herramienta centrada a 1 pg de la TR, el tiempo de

arribo para la tubería (es decir el tiempo requerido para que las ondas sonoras

viajen a través de la TR para alcanzar el detector cercano o primer detector) es





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( )( ) ( )( ) ( )( ) piesegpiesegpiepiesegpiepiesegpiet p /5.202/18912

1/573/18912

1 µµµµ =++=∆

Para determinar el grado de adherencia del tubo al cemento, se debe

examinar la amplitud de las ondas acústicas que llegan alrededor de 200

microsegundos; a mayor amplitud de estos arribos, más pobre contacto entre la

tubería y el cemento. Aunque el primer arribo de la tubería ocurre a

aproximadamente 200 microsegundos, el primer arribo medido a menudo ocurre

25 a 50 microsegundos después, debido a que la amplitud de la primera onda está

debajo de los límites de detección.

La amplitud del arribo de la onda del tubo, se mide generalmente con una

compuerta electrónica fija que se “abre” poco antes de que la señal que viaja a

través de la TR sea esperada. La amplitud máxima medida durante el periodo de

control de la compuerta se graba como la amplitud del registro. Con algunas

herramientas, un sistema de compuerta flotante se usa para medir el tiempo de

tránsito y algunas veces la amplitud, aunque la preferencia es muchas veces por

una compuerta fija para medición de amplitud. El operador debe fijar un nivel de

detección mínimo, y el tiempo de arribo de la primera señal excediendo esta

amplitud se graba como el tiempo de tránsito. La medición del tiempo de tránsito

es sensible al nivel de detección seleccionado por el operador; el nivel de

detección se escoge usualmente utilizando la medición de la máxima amplitud en

el tubo libre, entonces se fija el nivel de detección al menos como 5% de la

amplitud del tubo libre.

Cuando se corre un registro de adherencia del cemento, la posición céntrica

apropiada de la herramienta es crítica. Debido a que las ondas sonoras están

viajando a través de multitud de patrones a lo largo de la TR, la excentricidad da

como resultado señales que arriban fuera de fase, arrojando amplitudes

significativamente reducidas. La figura 22 muestra el efecto de la excentricidad de

la herramienta sobre la amplitud de la respuesta. Esta reducción de la amplitud es





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el resultado de la interferencia de las ondas llegando desfasadas. Para prevenir la

excentricidad, al menos dos y preferentemente tres centradores deberán usarse

con la herramienta. Para verificar la excentricidad de la herramienta, lo mejor es

correr la herramienta en una sección con la TR sin cementar y medir el tiempo de

tránsito. Variaciones del tiempo de tránsito de más de 4 microsegundos indican

excentricidad.

Figura 30. Efecto de la excentricidad de la herramienta en el primer arribo de

la respuesta de amplitud

Cuando existe adherencia, las ondas sónicas viajan a través de la formación y a

través de la TR. Una medición de los arribos de la formación no dice nada acerca

del contacto entre el cemento y la formación. La revisión del tren completo de

ondas acústicas provee más información acerca de la adherencia del cemento que

la que puede obtenerse únicamente de la medición del arribo de la amplitud del

tubo. La figura 23 muestra un tren de ondas acústicas idealizado. La forma de esta

onda consiste de cuatro tipos de arribos de onda, en el orden de llegada: la onda

de compresión, la onda de corte, la onda del lodo y la onda Stoneley.

Nivel de detección

tiempo Tiempo de tránsito ∆t

Herramienta centrada

Herramienta excéntrica

Efecto de la excentricidad sobre ∆t

Amplitud





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Figura 31. Forma idealizada de la onda acústica

La onda de compresión se transmite a través del movimiento de las

partículas hacia adelante y hacia atrás en la misma dirección en que viajan las

ondas, y pueden transmitirse a través del lodo, la tubería, el cemento y la

formación. Excepto en el caso de formaciones que permiten velocidades altas,

referidas como formaciones rápidas, la primera onda detectada por el receptor es

la onda de compresión que ha viajado a través de la TR.

La onda de corte se transmite a través del movimiento perpendicular de las

partículas con respecto al patrón de la onda y está soportado únicamente en

sólidos debido a que los líquidos no tienen esfuerzo de corte. Las ondas de corte

viajan de 1.6 a 1.9 veces más lento que las ondas de compresión en el mismo

medio y tienen una mayor amplitud. Generalmente la detección de las ondas de

corte es indicador del acoplamiento acústico de la TR a la formación.

La onda del lodo es la onda de compresión que viaja a través del lodo

desde el transmisor hasta el receptor. Debido a que el tiempo de tránsito a través

del lodo es mayor que a través de la TR o la formación de interés, la onda del lodo

ocurre más tarde y usualmente no interfiere con la interpretación posterior del

registro.

Compresión

Tiempo

Amplitud

Corte o Rayleigh Onda de lodo

Onda Stoneley





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La onda Stoneley es una onda de baja frecuencia que viaja a lo largo de la

pared del agujero y a través del cuerpo de la herramienta. Estas ondas arriban aún

después que las ondas del lodo.

Un examen cuidadoso del tren de ondas acústicas proporciona información

considerable acerca de la calidad de adherencia del cemento a la TR y a la

formación. Fertl y col.20 ilustraron las características de las señales acústicas de

varias adherencias del cemento y condiciones de formación en la figura 24.

En la figura 24a, una señal de gran amplitud, que inicia en el tiempo de

arribo del tubo es la que se mide. La figura 24b ilustra el tren de ondas acústicas

observadas con una buena adherencia en una formación de baja velocidad sónica.

La amplitud de la señal, es muy baja al tiempo de arribo del tubo, indicando buen

contacto de corte entre el tubo y el cemento. La amplitud alta de los arribos de la

formación que llegan después de los arribos del tubo es indicativa de una

formación con velocidad baja y buena adherencia entre el cemento y la formación.

Se supone buena adherencia también en la figura 24c, pero la señal representa

una formación rápida.

Figura 32. Formas de la onda acústica

a) Tubería libre

Tiempo Cero

b) Buena adherencia del cemento al tubo y a la formación (baja velocidad)

c) Buena adherencia del cemento al tubo, formación dura (alta velocidad)

d) Buena adherencia del cemento al tubo, sin adherencia a la formación

57 µseg/pie





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En la figura 24d, existe buena adherencia entre la TR y el cemento, pero pobre

adherencia entre el cemento y la formación. Esto se muestra por las bajas

amplitudes para los tiempos de arribo del tubo, debido a la buena adherencia y

también por los tiempos de arribo de la formación, debido al acoplamiento acústico

limitado entre el cemento y la formación.

6.1.2 Presentación del registro de adherencia del cemento.

Las dos primeras mediciones obtenidas de un registro de adherencia del

cemento son la amplitud de los arribos de la onda del tubo y un despliegue del tren

completo de ondas acústicas. Además, el tiempo de tránsito del primer arribo del

tubo siempre deberá presentarse.

6.1.2.1 Registro de la amplitud (Registro CBL).

El registro de la amplitud es una medida de la amplitud acústica del primer

arribo del tubo y usualmente se mide por el detector más cercano al transmisor. La

amplitud del arribo del tubo fue la primera medición de un registro acústico usado

como una medida de la adherencia del cemento y se le refiere en la literatura vieja

simplemente como el registro de adherencia del cemento. La amplitud del arribo

del tubo es la medida del volumen de la señal acústica recibida. Un tubo no

adherido está libre para vibrar, transmitiendo mucha de la energía acústica de la

señal del transmisor, mientras que un tubo bien adherido la señal acústica se

atenúa o debilita. Por lo que la amplitud del sonido transmitido a través de la TR es

una medición de la adherencia del cemento al tubo. La figura 25 muestra las

características cualitativas del registro de amplitud.





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Figura 33. Características cualitativas del registro de amplitud

Una alta amplitud indica poca o nula adherencia, baja amplitud resulta de

buena adherencia y los valores intermedios se atribuyen a una adherencia parcial

alrededor de la circunferencia del tubo.

Los métodos cuantitativos para interpretar registros de amplitud, padecen del

hecho que están basados en condiciones ideales de laboratorio o simplemente

son empíricos. El registro de adherencia de la cementación se usa mejor en forma

cualitativa particularmente cuando se ha grabado el tren completo de ondas.

Bigelow21 listó cierto número de condiciones físicas que pueden conducir a

interpretaciones erróneas de la amplitud:

1. Formación de velocidad rápida. Cuando el tiempo de tránsito de la

formación es más rápido que el del tubo, las señales de la formación

arriban primero o al mismo tiempo que las señales del tubo, conduciendo a

lecturas erróneas de amplitud.

2. Compuerta de detector variable. Erróneamente pueden ocurrir altas

amplitudes con compuertas variables, debido a que el arribo de las señales

de formación más que las señales del tubo pueden medirse cuando el tubo

Amplitud -mV ∆t (µseg/pie) 100 50 0 20

Coples

Prácticamente sin cementar

Adherencia buena

¿Canalización?

Adherencia buena

Adherencia pobre

Saturación del instrumento

75mV





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está bien adherido. Con una compuerta variable, nunca se sabe que

amplitud está midiendo.

3. Excentricidad de la herramienta. Esta condición reduce la amplitud.

4. Tiempo de fraguado del cemento insuficiente. Esta condición incrementa la

amplitud.

5. Espesor del cemento menor que 3/4pg [<1.9 cm]. Ya sea con la

herramienta centrada o pobremente centrada, esto incrementa la amplitud.

6. Micro anillos. Es un pequeño vacío entre la TR y el cemento, generalmente

causado por el encogimiento de la TR cuando la presión aplicada durante la

cementación se reduce; esto incrementa la amplitud.

7. Burbujas de gas. La presencia de burbujas de gas en el fluido del pozo,

disminuye la señal acústica.

8. Vacíos o huecos en el cemento. Esto incrementa la amplitud.

9. Espesor del tubo. Cambios en el espesor del tubo de una junta a otra,

causa variaciones de la amplitud.

10. Cemento. El cemento podría estar adherido al tubo, pero no a la formación.

Esto resulta en una baja amplitud del tubo, aunque también la integridad

hidráulica podría ser pobre.

11. Gas o lodo en el cemento. La presencia de gas o lodo en el cemento

incrementa la amplitud, aunque la integridad del cemento podría ser buena.

12. Cementos de baja densidad. El uso de este tipo de cemento puede

ocasionar una interpretación errónea del registro, debido a que su

resistencia compresiva es relativamente baja y el acoplamiento acústico

con la TR no es tan efectivo.

6.1.2.2 Presentación del tren completo de ondas (Registro VDL).

La presentación del tren completo de ondas de la señal acústica es la otra

presentación de un registro de adherencia de la cementación. El tren completo se





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mide usualmente con el detector de mayor espaciamiento desde el transmisor, con

un espaciamiento típico de 5 pies [1.5 m]. Los dos trenes de ondas desplegados

comúnmente son una presentación x-y, y un registro de ondas de densidad

variable. En la presentación x-y, el tren real de ondas completo, como visto en un

osciloscopio, se graba en el registro a intervalos de ½ pie [0.15 m]. El tren de

ondas completo muestra la amplitud de las ondas sonoras arribando desde la TR y

la formación. La principal ventaja de la presentación x-y es que permite fácilmente

la comparación de las amplitudes de las diferentes ondas recibidas; debido a que

las ondas de corte son típicamente mayores en amplitud que las compresionales,

la presentación x-y ayuda en la identificación de las ondas de corte, lo cual indica

acoplamiento acústico a la formación.

El registro de ondas de densidad variable (también llamado

microsismograma) se construye asignando a las señales positivas fuertes una

marca oscura sobre el registro, mientras que las señales con amplitud cero son

blancas y brillantes. Todas las señales intermedias son sombras grises,

dependiendo de su amplitud relativa. Estas señales de onda interpretadas se

graban continuamente contra la profundidad. La figura 25 ilustra la construcción

del registro de ondas de densidad variable. Como la presentación x-y, despliega el

tren de ondas acústicas, con la amplitud indicada por el contraste entre las bandas

oscuras y claras, a mayor contraste mayor amplitud.





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Figura 34. Construcción del registro de ondas de densidad variable

El registro de densidad puede desplegarse continuamente con la

profundidad y sus cambios en la intensidad de luz del tren de ondas acústicas con

la profundidad. Esto es particularmente útil en la identificación del acoplamiento

acústico con la formación. Debido a que el tiempo de tránsito en la formación varía

con los cambios de litología, el registro de ondas de densidad variable es

ondulado cuando responde a señales de la formación mucho más parecido a un

registro sónico de agujero descubierto. La calidad del registro de ondas de

densidad variable es mucho más sensible al operador que el tren completo de

ondas.

6.1.2.3 Tiempo de tránsito.

Un viaje acústico o tiempo de tránsito es el tiempo de arribo de la primera

señal acústica, y siempre deberá desplegarse en el registro de adherencia del

cemento. El tiempo de tránsito se mide con una compuerta de detector flotante, de

modo que el tiempo de tránsito es el tiempo al cual la primera amplitud excede el





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nivel fijado por el operador. La medición del tiempo de tránsito es útil para verificar

el centrado de la herramienta y corroborar la amplitud del registro. La medición del

tiempo de tránsito es esencial si el tiempo se mide con una compuerta de detector

flotante. Bigelow19 mostró los principales usos del tiempo de tránsito. Por ejemplo,

si la herramienta está centrada en el pozo, el tiempo de tránsito corresponderá al

primer arribo de la TR. En tuberías sin cementar, en donde las amplitudes son

altas el tiempo de tránsito sería constante con la profundidad (típicamente de unos

cuantos microsegundos), excepto por las ligeras variaciones de la junta del tubo y

por la variación del diámetro interno en la misma junta. La excentricidad de la

herramienta de registro da como resultado reducciones irregulares en el tiempo de

tránsito de hasta 20 microsegundos en el tubo sin adherir (aproximadamente un

medio del periodo de la onda). Cuando el tiempo de tránsito no puede mantenerse

constante, deberán usarse herramientas de atenuación de la relación.

Cuando existe adherencia entre el tubo y el cemento, el tiempo de tránsito

puede verse afectado por formaciones rápidas, salto de ciclo o ensanchamiento.

Con una buena adherencia a una formación rápida, el tiempo de tránsito medido

es menor que el tiempo de arribo del tubo y es de ayuda en la interpretación del

registro de amplitud, el cual es alto como resultado de las primeras señales de la

formación. El salto de ciclo ocurre cuando la amplitud del primer arribo del tubo es

menor que el umbral fijado para el detector del tiempo de tránsito y resulta un

tiempo de tránsito mayor que el esperado. El salto de ciclo generalmente indica

buena adherencia entre el cemento y el tubo, a menos que el umbral de detección

se haya fijado muy alto.

6.1.2.4 Interpretación del registro de adherencia del cemento.

No obstante que existen métodos cuantitativos para interpretar la respuesta de

la amplitud del registro de cementación, la interpretación del registro se hace

mejor cualitativamente comparando la amplitud del tren de onda completo y





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cuando está disponible, el tiempo de tránsito. Los siguientes casos ilustran la

respuesta del registro de cementación para diferentes situaciones presentadas por

el cemento.

1. Tubería libre. En una TR sin cementar, el registro de amplitud muestra una

alta amplitud y el tiempo de tránsito corresponde al tiempo de arribo de la

TR. El registro de ondas de densidad variable muestra líneas paralelas

verticales de fuerte contraste sin indicación de señales de la formación. Las

juntas de la tubería se muestran distintivamente en un registro de

cementación en una tubería libre. Los reflejos de la junta, muestran cierto

patrón en el registro de ondas de densidad variable, y resultan en un

decremento en la amplitud y un incremento en el tiempo de tránsito. Es

importante registrar en una zona donde la tubería esté libre cuando se corre

un registro de cementación. Cualquier desviación de la respuesta esperada

en tubería libre indica ya sea un mal funcionamiento o que la herramienta

esté descentrada. Registrar en tubería libre calibra la herramienta en un

ambiente conocido.

Figura 35. Tubería libre.





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2. Buena adherencia a la formación y a la tubería. Con una buena adherencia,

la amplitud es baja. En el tren de ondas completo las señales de la TR y de

la formación son débiles o no se muestran, a menos que la atenuación de la

formación sea alta, como podría observarse en una arena poco consolidada

con gas, lutitas débiles, u otra formación de baja velocidad. La comparación

del registro de cementación con el sónico de agujero descubierto, puede

ayudar a identificar regiones de alta atenuación en la formación.

Figura 36. Adherencia del cemento.

3. Buena adherencia a la tubería y pobre adherencia a la formación. Esta

situación se caracteriza por arribos de la TR débiles, indicados por baja

amplitud y bajo contraste en el registro de ondas de densidad variable en

los tiempos de arribo a la TR, y señales de formación débiles en el tren de

ondas completo. Desafortunadamente estas mismas características pueden

ser causadas por otros factores, incluyendo una alta atenuación acústica de

la formación y excentricidad de la herramienta. Buena adherencia al tubo





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pero no a la formación puede ocurrir fácilmente frente a zonas permeables

en donde el enjarre de lodo se incrementó y no se desplaza por el cemento.

La interpretación de la adherencia a partir exclusivamente de la curva de

amplitud daría una imagen errónea de la integridad del cemento, es decir el

retraso del acoplamiento acústico a la formación indica pobre cementación,

aunque también la amplitud del tubo es baja. Este comportamiento solo no

es prueba suficiente de falta de sello hidráulico, sin embargo, el lodo que

ocupa el espacio entre el cemento y la formación podría ser inmóvil.

Figura 37. Adherencia a la tubería y a la formación.

4. Micro anillos. En algunos casos, un pequeño hueco existe entre la TR y el

cemento. Este hueco se conoce como micro anillo, cuando no es lo





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suficientemente grande para permitir una migración de fluido. El micro anillo

puede ser causado por una presión en la TR que es más baja durante la

producción que durante la cementación, por el calentamiento de la TR

durante la cementación y el consiguiente enfriamiento, o por la remoción de

agua del cemento. El micro anillo exhibe adherencia de moderada a pobre.

La amplitud es de moderada a alta, y el tren completo de onda exhibe señal

de la TR de débil a alta y arribos de la formación moderados. La mejor

manera para distinguir un micro anillo a partir de una pobre adherencia es

repetir el registro de cementación con el pozo represionado (1,000 a 1,500

lb/pg2) lo cual reduce el tamaño del micro anillo. Si la presión adicional

aplicada es suficiente para cerrar el micro anillo, la corrida del registro de

cementación con presión deberá mostrar amplitud baja, débiles señales de

la TR y señales más fuertes de la formación que en el registro sin presión.

Figura 38. Ejemplo de microanillos.





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5. Canalizaciones. Desafortunadamente, las canalizaciones en el cemento no

pueden identificarse con el registro de adherencia de la cementación. Un

canal en el cemento afecta el registro de cementación tanto como lo hace

un micro anillo, resultando una amplitud de moderada a alta, las señales de

la TR van de moderadas a fuertes en la presentación del tren completo de

onda y las señales de la formación son moderadas.

Figura 39. Ejemplo de canalización.

6. Herramienta excéntrica. Es extremadamente importante que la herramienta

esté centrada, al menos deben usarse tres centradores. Cuando la

herramienta está excéntrica, los patrones de viaje de las ondas acústicas

tienen diferentes longitudes y arriban fuera de fase, resultando amplitudes

reducidas. La excentricidad de la herramienta hace que el registro de ondas





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de densidad variable aparezca ondulado en la región de arribo del tubo,

dando una amplitud artificialmente baja, y mostrando un tiempo de tránsito

menor que el esperado para la TR.

Figura 40. Excentricidad de la herramienta.

7. TR excéntrica o capa de cemento delgada. Cuando el espesor del cemento

es menor que ¾ de pulgada [1.9 cm], la atenuación de la señal disminuye,

dando una respuesta de gran amplitud. Cuando la TR está excéntrica, la

delgada capa de cemento en el lado del agujero donde la tubería está

cercana a la formación no atenúa la señal de la tubería. De manera similar,

si el tubo está bien centrado pero el anillo entre la TR y la formación es

pequeño, las amplitudes del tubo son altas. En tal caso el tren completo de





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ondas muestra buen acoplamiento acústico con la formación, es posible

buena adherencia, aun si la respuesta de amplitud es alta. Lo anterior no

descarta la presencia de canales.

Figura 41. Mala adherencia del cemento por cambio en las propiedades de la

roca y contenido de fluidos.

6.2 Registro de pulsos ultrasónicos.

Los registros de pulsos ultrasónicos se desarrollaron recientemente para

superar algunas de las deficiencias de los registros tradicionales de cementación.





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La ventaja principal de los registros ultrasónicos es que proveen una imagen

circunferencial de la calidad del cemento mediante el uso de ocho transductores

acomodados alrededor de la herramienta. Los registros ultrasónicos son menos

sensibles al acoplamiento acústico a la formación.

6.2.1 Herramientas y teoría de su funcionamiento.

Una herramienta de pulsos ultrasónicos consiste de un arreglo de ocho

transductores ultrasónicos situados alrededor del cuerpo de la herramienta. En

esta herramienta los transductores están situados en espiral, espaciados 45º entre

ellos, mientras otras herramientas ultrasónicas usan un arreglo doble espiral. Un

noveno transductor se alinea axialmente y se dirige a un espejo acústico de modo

que se puede medir en sitio el tiempo de tránsito del fluido.

Las herramientas de pulsos ultrasónicos están diseñadas para hacer

resonar la TR en escala a su espesor. Así la frecuencia de la señal acústica debe

estar en el rango de la frecuencia de resonancia de la TR o de alguna de sus

armónicas. Para los tamaños de TR usuales la frecuencia de resonancia va de

200x1003 a 600x1003 ciclos/seg [200 a 600 KHz]; las herramientas ultrasónicas

emiten una banda de energías acústicas a frecuencias de alrededor de 500x1003

ciclos/seg [500 KHz].

6.2.2 Presentación del registro de pulsos ultrasónicos

Con la herramienta de pulsos ultrasónicos se hacen dos mediciones

fundamentales: el tiempo de tránsito (y por lo tanto la distancia desde los

transductores a la pared o paredes de la TR) y una medición de la energía en la

ventana que excluye el eco proveniente de la pared interna del tubo. Estas

mediciones básicas se presentan en una variedad de formas.





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La medición de la distancia desde el transductor a la pared de la TR,

proporciona un calibrador acústico exacto. Además de las respuestas de los

transductores espaciados 180º, se obtienen cuatro mediciones del diámetro de la

TR. En ocasiones se presentan esas cuatro mediciones, alternativamente, un

diámetro máximo y mínimo o un diámetro promedio puede presentarse en el

registro. Además a menudo se presenta la excentricidad de la herramienta, es

decir la diferencia entre las distancias: máxima y mínima de los transductores a la

pared de la TR.

El grado de adherencia del cemento, inferido a partir de la respuesta

integrada se despliega típicamente en dos formas. Debido a que hay un arreglo de

ocho transductores alrededor de la herramienta de registro, se obtienen ocho

mediciones de la integridad del cemento.

Figura 42. Registro de pulsos ultrasónicos.





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Figura 43. Ejemplo de registro CBL-VDL-Ultrasónico

Figura 44. Detección de canalizaciones.

GR USI cemento CBL

CBL calculado para 80% y 100% acoplamiento

VDLUSI ecc

USI amp

No se puede identificar este canal con el registro CBL solamente





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La mayoría de los registros de producción están dirigidos a evaluar el

funcionamiento o capacidad de la terminación del pozo. El conocimiento acerca de

la terminación del pozo a menudo se obtiene indirectamente mediante la medición

del movimiento de los fluidos, con registros tales como el registro de trazador

radiactivo o el de temperatura. Las técnicas de registro acústico, principalmente el

registro de adherencia del cemento, se ha usado por muchos años para tratar de

medir directamente la calidad del cemento entre la TR y la formación. Las técnicas

de pulsos ultrasónicos se han desarrollado para eliminar algunas de las

deficiencias del registro de adherencia del cemento en la evaluación de la

cementación. Estos registros se proponen para identificar regiones o zonas

pobremente cementadas durante la etapa de terminación del pozo de modo que

esas zonas puedan repararse con cementaciones forzadas antes de disparar el

pozo y ponerlo a producción.

7. Otras herramientas.

Existen otras herramientas en la industria para evaluar la calidad de la

cementación. Estas son las de neutrones pulsantes, las cuales contienen un

generador de de neutrones con el que bombardean a la formación y son leídos

posteriormente con dos detectores contenidos en la misma sonda. Las

aplicaciones de estos registros son:

• Localizar y evaluar movimientos por detrás de la tubería de

revestimiento.

• Medición de gasto de agua en pozos productores o inyectores.

• Investigación de flujo cruzado de agua por detrás de la tubería.

• Detectar el flujo de agua en los canales formados en la cementación.

• Detectar flujo de agua en el espacio anular entre la tubería y el

revestimiento.





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• Detectar flujo de agua por detrás de dos o tres tuberías.

• Detectar flujo de agua en pozos con gastos muy bajos.

Figura 45. Ejemplo de flujo detectado fuera de la T. R.

Figura 46. Ejemplo de flujo detectado dentro de la T. R.





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Figura 47. Ejemplo de un caso sin flujo.





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SEXTO.-Frecuencia de la realización de registros de producción y de calidad

de la cementación.

1.- Para determinar correctamente el perfil de aportación de fluidos a lo

largo de los intervalos productores, será obligatorio que todos los pozos

nuevos, terminados con TR de explotación, cuenten con el registro de

producción, que deberá incluir al menos el registro de temperatura, presión,

gradiomanómetro y molinete. Si durante la terminación, se corre un registro

de producción y posteriormente se realiza algún tratamiento de estimulación

o fracturamiento, el registro deberá correrse nuevamente.

2.- La toma del registro de producción en agujero descubierto estará a criterio del

personal del Activo Integral de Explotación.

3.- Tratándose de pozos nuevos terminados en agujero entubado, la

evaluación de la cementación de la TR de explotación mediante registros

será obligatoria.

4.- La toma del registro de producción será necesaria cuando se detecten

variaciones en las condiciones de explotación, como por ejemplo:

a) En todos los tipos de yacimientos (gas seco, gas húmedo, gas y

condensado, aceite) la aparición o incremento considerable de agua en la

corriente de producción.

b) En yacimientos de aceite, un incremento considerable en la relación

gas/aceite.

c) En pozos de gas, aparición o incremento en la producción de líquidos

condensados.





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5.- Cuando se sospeche que exista una fuga o movimiento de fluidos en el

espacio anular por la mala cementación se deberá correr un registro de

temperatura para evaluar la condición del pozo.

6.- Para determinar la existencia de fuga en un tapón en el fondo del pozo, se

recomienda correr por lo menos el registro de temperatura con el molinete.

7.- En pozos fluyentes con buenas producciones de hidrocarburos e incremento

notable en la producción de agua se debe tomar un registro de producción

fluyendo por tres o cuatro estranguladores. Esto permitirá evaluar la condición de

operación del pozo en donde el aporte de agua se mitigue, sin reducir

excesivamente la producción de hidrocarburos.

8.- Se recomienda diseñar pruebas de variación de presión con registro de

producción, en lugar de utilizar únicamente el registrador de presión - temperatura.

La ventaja consiste en que el gasto medido por el registro de producción está a

condiciones de fondo, lo cual impacta directamente en la evaluación de la prueba.

9.- En los pozos productores a ser convertidos en pozos inyectores, en cualquier

tipo de proyecto de recuperación secundaria o mejorada, será obligatoria la

revisión de la TR de explotación (a ser convertida de inyección) con un registro de

calidad de la cementación. Esto tiene el propósito de evaluar si que el fluido a

inyectar se incorporará adecuadamente a la formación objetivo.

10. En todos los casos en donde se realice una cementación forzada para aislar

una zona determinada, se deberá correr un registro de calidad de la cementación.





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SÉPTIMO.- Aseguramiento de la calidad.

1. Registros de producción.

a. El área solicitante del registro deberá elaborar un programa operativo, el

cual debe ser del conocimiento de todas las áreas involucradas (Diseño de

Explotación, Coordinación de Operación de Explotación, la Unidad

Operativa de Perforación, SIPA y las compañías que van a tomar el registro

o hacer los cierres y aperturas necesarias. De acuerdo con el objetivo de la

prueba, cada área deberá establecer el alcance de su participación durante

la operación.

b. El programa deberá especificar si el registro será fluyendo el pozo por un

solo estrangulador o con una serie de flujos. Se deben seleccionar los

estranguladores por los que se haya observado el mejor comportamiento

del pozo, en pruebas anteriores.

c. Durante la calibración del pozo, previo a la operación de registro, en caso

de tener un atorón, por pequeño que sea, se debe abortar la operación de

toma del registro. La barra calibradora deberá ser del mismo diámetro que

el correspondiente al registro.

d. Se debe verificar que el intervalo que se va ha registrar este libre hasta por

lo menos diez metros por debajo de la base de éste.

e. De igual forma, en el caso de que durante el registro se presente un atorón,

la operación deberá suspenderse.

f. Antes de iniciar la operación se debe de probar que el equipo de control de

presión no tenga fugas.

g. Las herramientas que necesiten calibración, se deben calibrar en superficie,

como es el caso de algunos gradiomanómetros, los cuales requieren

pruebas con agua y/o aceite.

h. Cuando la toma del registro se haga en tiempo real, el operador debe estar

atento a cualquier falla en la lectura de las herramientas. En el caso de que





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se detecte alguna anomalía (temperatura negativa, molinete sin

movimiento, ausencia de la señal, etc.) la operación deberá suspenderse. A

juicio del supervisor de la prueba, se realizará el cambio de la herramienta y

una nueva calibración general para reanudar la operación.

i. Se debe realizar al menos una calibración del molinete dentro del pozo,

colocándolo por debajo de la base del intervalo más profundo, donde en

teoría no debe haber movimiento de fluidos.

j. Se debe seleccionar el molinete óptimo de acuerdo al gasto esperado,

diámetro de la tubería y tipo de fluido.

k. El molinete y los centralizadores de la herramienta, deben ser los indicados

para el diámetro interno de la tubería o el diámetro del agujero.

l. Se debe tener especial cuidado cuando se registre en pozos con

asfaltenos, ya que es muy posible que se tengan problemas con el

molinete.

m. Es muy recomendable realizar estaciones de 5 minutos por debajo y

encima de cada intervalo.

n. La primera bajada debe ser con el pozo cerrado. Cuando las herramientas

estén cerca del intervalo de interés, se debe disminuir la velocidad a menos

de 10 m/min., para empezar a registrar. Esto servirá para detectar alguna

anomalía no vista, verificar la medición de las herramientas y tomar el

primer registro de temperatura, ya que el registro de temperatura es el

único registro que se toma bajando, a una velocidad baja y antes de

cualquier movimiento de los fluidos del pozo.

o. Se deben hacer de tres a cuatro pasadas subiendo y de tres a cuatro

pasadas bajando con todas la herramientas. Se recomienda que sean a 10,

20, 30 y 40 m/min. Estas pasadas son para cada estrangulador

seleccionado; de preferencia se deben medir los gastos en superficie al

mismo tiempo que se está corriendo el registro.





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p. Verificar durante toda la operación el movimiento del molinete, esté debe

girar siempre que se mueve el cable.

q. Verificar que el Gradiomanómetro lea la densidad correcta en zonas donde

se conoce el tipo de fluido.

r. En caso de que por lo menos tres de las pasadas no sean representativas

se debe repetir una de ellas, ya que se necesitan por lo menos tres

pasadas subiendo y tres pasadas bajando de buena calidad para hacer un

análisis confiable de la información. Existe la opción de analizar la

información por el método de las dos pasadas pero es menos exacto.

s. La toma de este registro deberá se supervisada por un representante del

Activo Integral de Explotación.

t. En pozos horizontales o con desviaciones severas, con más de una fase

fluyendo, se deberá considerar utilizar herramientas de nueva generación,

ya que el Molinete y el Gradiomanómetro convencionales no dan buenos

resultados bajo estas condiciones de operación.

u. Si el pozo fue fracturado hidráulicamente se debe asegurar que el pozo

este bien limpio y no se tenga producción de arena, antes de tomar el

registro.

v. Si el pozo es productor de arena se debe valorar junto con la compañía

prestadora del servicio, si el molinete podrá operar en forma adecuada. Si

la producción de arena es alta se recomienda no utilizarlo.

w. Como todas las herramientas de registros en pozos, hay ciertos factores

que afectan su desempeño y que requieren efectuar correcciones en su

medición.

i. El molinete es afectado por la viscosidad, la densidad y por la fricción de los

fluidos.

ii. Esto es considerado precisamente, al realizar una calibración con varias

pasadas a diferentes velocidades.





Fecha: 28/02/2007 Página 122 de 170

iii. Todos los fluidos en el pozo son viscosos en algún grado y este efecto

desplaza la lectura del molinete lejos de la curva de respuesta ideal.

2. Registros de calidad de la cementación.

El personal del Activo Integral de Explotación deberá verificar que la Unidad

Operativa de Perforación que realice el servicio observe lo siguiente:

a. La centralización adecuada de la herramienta es crítica en la adquisición de

un registro de cementación. En un agujero vertical, se deben usar al menos

tres centradores arriba y abajo del transmisor-receptor y un centrador en el

tope del arreglo de la herramienta. En el caso de pozos desviados, se debe

poner más atención a los centradores. En pozos horizontales o con alta

desviación es preferible utilizar las herramientas ultrasónicas, debido

a que el CBL-VDL convencional no está diseñado para estas

condiciones de operación.

b. Calibrar la herramienta en el taller. El transporte de este tipo de sondas es

un aspecto delicado, ya que fácilmente pierden la calibración o se dañan.

Por esto, una vez que las sondas se encuentran en la localización, se

deberán revisar y probar antes de bajarlas al pozo.

c. Para correr los registros CBL-VDL se deberá verificar y asegurar que el

pozo esté lleno de agua.

d. Para correr los registros ultrasónicos se deberá verificar y asegurar que la

densidad del lodo sea la adecuada.

e. Repetir corridas a través de la última parte de la sección registrada para

verificar el funcionamiento adecuado de la herramienta y la centralización.

f. Cuando se detecte una adherencia intermedia, se debe repetir el registro de

cementación represionando el pozo, para distinguir si dicha adherencia

intermedia se trata de un micro anillo o de una cementación pobre.





Fecha: 28/02/2007 Página 123 de 170

g. Iniciar el registro de cementación en tubería libre (unos metros arriba de la

cima del cemento). Esto permite verificar la calibración de la herramienta y

la centralización.

h. Al correr el registro CBL-VDL, se deberá incluir la medición del tiempo de

tránsito, ya que es esencial en la interpretación del registro. Adicionalmente,

esta información tiene utilidad en otras áreas.

i. Cuando se corra el registro CBL-VDL, se deberá asegurar que ambas

mediciones se estén registrado. En caso contrario, se repetirá la toma del

registro.





Fecha: 28/02/2007 Página 124 de 170

OCTAVO.-Manejo de la información generada

Toda la información generada durante la corrida de un registro de producción o de

un registro de calidad de la cementación, deberá ser respaldada en el sistema que

la Gerencia de Información Técnica de Explotación determine. La información a

respaldar es la siguiente:

1. Nombre del pozo

2. Fecha de la operación

3. Nombre y ficha del supervisor de Pemex

4. Nombre de la compañía que proporcionó el servicio

5. Desempeño de la compañía o de la Unidad Operativa de Perforación

6. Comentarios sobre aspectos relevantes de la prueba

7. Herramientas utilizadas (diagrama de la herramienta)

o Registro de molinete hidráulico

o Registro de presión

o Registro de temperatura

o Registro de densidad (gradiomanómetro)

o Registro detector de coples (CCL)

o Registro de rayos gama

o Dieléctrico

8. Otras herramientas de anomalías

o Registro de calibración del agujero (cáliper)

o Registro de trazador radiactivo

o Registro de ruidos

o Registro de calidad del cemento

o Otro tipo de registro

9. Programa operativo original (formato PDF)

10. Bitácora de la operación (formato PDF)





Fecha: 28/02/2007 Página 125 de 170

11. Archivo con los datos originales de todas las corridas (formato LAS, DLIS,

ASCII o el formato que sea utilizado)

12. Informe final de la interpretación proporcionado por la compañía que realizó

la operación o (formato PDF)

13. Informe final de la interpretación realizado por el personal de Pemex

(formato PDF)

El informe final deberá contener como mínimo la siguiente información:

Un resumen en donde se mencione el tipo de prueba, nombre del pozo, Activo

Integral de Explotación, objetivo de la prueba, compañías de servicio

involucradas, nombre y ficha del supervisor de Pemex. Además se especificará

lo siguiente:

a. Programa original de la prueba.

b. Listado de todos los equipos superficiales utilizados y sus

características.

c. Diagrama del estado mecánico del pozo mostrando la ubicación de las

herramientas, asentamientos de TR, boca de la TP, diámetro interno

de la TP o grado y peso. El diagrama debe mostrar claramente las

zonas disparadas o abiertas de la formación, indicando, si es el caso,

el tipo de pistola con la que fue disparada.

d. Listado de todas las herramientas utilizadas. Para cada una de las

herramientas se deberá especificar además lo siguiente:

i. Número de serie

ii. Diámetro de la herramienta y del molinete.

iii. Tipo de la herramienta

iv. Modelo y Marca

v. Rango de medición





Fecha: 28/02/2007 Página 126 de 170

vi. Precisión

vii. Resolución

e. Bitácora de la operación, especificar si el pozo fue estimulado o

fracturado.

f. Certificados de calibración de las herramientas utilizadas, en caso de

que aplique.

g. Información adicional para analizar la prueba, como es: presión

original del yacimiento, presión de saturación, factor de volumen del

aceite, gas o de la formación, espesor neto de la formación, porosidad,

radio de drene, diámetro del agujero, compresibilidad de la formación,

viscosidad de los fluidos, gasto medido en superficie, presión en

cabeza, RGA, análisis PVT. Se deberá especificar el origen de esta

información.

h. Una discusión sobre el análisis de la prueba y los resultados

obtenidos.

i. Información adicional de pruebas en pozos vecinos.

j. Tipo de formación.

k. Conclusiones y recomendaciones.





Fecha: 28/02/2007 Página 127 de 170

V. TRANSITORIOS

PRIMERO.- La presente “Guía para la toma de información con registros de

producción y registros en calidad de la cementación” entrará en vigor a partir de la

fecha en que sea autorizada por la Dirección General de PEP.

SEGUNDO.- La interpretación, actualización y vigilancia de la aplicación de la

presente guía, corresponderá a la Gerencia de Información Técnica de

Explotación de la Subdirección de la Coordinación Técnica de Explotación de

PEP.





Fecha: 28/02/2007 Página 128 de 170

Apéndice A.- Transferencia de Calor

La figura A.1 muestra el problema de transferencia de calor presentado por

Ramey.

Figura A.1 Problema de transferencia de calor en el pozo.

Para un fluido incompresible, una combinación de la ecuación general de balance

de energía y un balance de energía mecánico muestra que el gasto de

transferencia de calor dQ , desde el elemento del fluido de tamaño dDr 2

1π es:

wpf dTwCdQ = (A.1)

dQ dD Tce Tw

Profundidad

w, lb/d de fluido @ Ti

r2

r1





Fecha: 28/02/2007 Página 129 de 170

En donde: =w gasto másico, =pfC capacidad calorífica del fluido y

=wT Temperatura del fluido en el pozo.

Considerando que toda la pérdida de calor es conducida en forma radial hacia

afuera de la tubería de revestimiento en r2,

dDTTUrdTwCdQ cewwpf )(2 1 −=−= π (A.2)

Ahora, considerando que el calor será conducido de manera radial más allá de la

tubería de revestimiento hacia la formación, otra ecuación para dQ está dada

como:

)(

)(2

tf

dDTTdTwCdQ Gce

wpf

−=−=

πλ (A.3)

Combinando las ecuaciones para eliminar ceT

Z

T

Z

T

Z

TT

dD

dT GwGww +−=−

−=)(

(A.4)

En donde el parámetro Z se define como:

[ ]Ur

UrtfwCZ

pf

1

1

2

)(

πλ

λ += (A.5)

Si el perfil de temperatura geotérmico es conocido la ecuación (A.4) puede

resolverse para determinar la temperatura del pozo, como una función del tiempo

y la posición (profundidad). Si consideramos un perfil de temperatura geotérmico

lineal, entonces

bGG TDgT += (A.6)

En donde Gg = gradiente geotérmico y bT = temperatura a 0=D .

La integración de la ecuación (A.4) con las condiciones de frontera TiTw = para

0=D , da

[ ] ZD

bGiGbGw eTZgtTZgTDgtDT/ )(),( −−++−+= (A.7)

Para aplicar la ecuación de Ramey (ecuación A.7), se debe determinar la función

del tiempo )(tf . La función del tiempo dependerá de las condiciones de frontera





Fecha: 28/02/2007 Página 130 de 170

consideradas; pero para tiempos mayores que aproximadamente una semana,

todas las soluciones convergen a la solución de línea fuente, para la cual:

290.02

ln)( 2 −−=t

rtf

α (A.8)

En donde α = difusión térmica de la roca y 2r = es el radio exterior de la tubería de

revestimiento.

En esta ecuación los términos del orden de tr α4/2

2 se han considerado

despreciables. La difusión térmica se define como:

pCρ

λα = (A.9)

En donde λ = conductividad térmica, ρ =densidad y pC =capacidad calorífica.

La difusión térmica puede pensarse como la relación de la habilidad del cuerpo

para conducir calor a la habilidad para almacenar calor.

La revisión de la ecuación (A.7), muestra que cuando D es grande comparado

con Z , ZDe

/− se aproximará a cero y la ecuación (A.7) se simplifica a,

ZgTDgtDT GbGw −+=),( (A.10)

ZgT GG −= (A.11)

Así para valores grandes de D , el perfil de temperatura del pozo será una línea

recta paralela a la temperatura geotérmica.

Una aplicación de la ecuación de Ramey es la determinación de la conductividad

térmica de la formación a partir de registros de temperatura, como lo muestra

Romero-Juárez2. Arreglando la ecuación (A.4) se tiene que

dDdT

TTZ

w

wG

/

−= (A.12)

Si Urtf 1)( es grande comparada con la conductividad térmica (λ), entonces Z se

simplifica,

πλ2

)(tfwCZ

pf= (A.13)





Fecha: 28/02/2007 Página 131 de 170

Y la conductividad térmica de la formación es

Z

tfwC pf

πλ

2

)(= (A.14)

Para usar este método, el perfil de temperatura geotérmica debe ser conocido. De

un registro de temperatura reciente, la temperatura del pozo wT , y el gradiente de

temperatura en el pozo dDdTw / , puede determinarse para la zona de interés. De

estos datos la función Z y la conductividad térmica de la formación podrían

calcularse. Otra aplicación del método de Romero-Juárez es calcular el gasto

másico a partir del valor obtenido de Z, suponiendo que la conductividad térmica

es conocida.

Un balance general de energía (la primera ley de la termodinámica) acoplada con

la ley de Fourier de transferencia de calor describe el comportamiento de la

temperatura en un yacimiento con movimiento de fluido. Considere un elemento

cilíndrico de yacimiento con espesor D∆ y tamaño radial dr (figura A.2).

Considerando que una sola fase de un fluido incompresible está fluyendo radial y

horizontalmente a través de este elemento de yacimiento a un gasto de masa

estacionario, w y que los efectos de la energía cinética son despreciables, un

balance de energía nos da

+

+

∆+

∆=

D

T

Dr

Tr

rrr

p

D

q

r

T

D

wC

t

TC

pf

pδ

δλ

δ

δ

δ

δλ

δ

δ

δ

δ

πδ

δ

πδ

δρ

1

22)( (A.15)

En esta ecuación, )( pCρ = densidad y capacidad calorífica promedio de todo el

material en el elemento del yacimiento (roca y fluido), w = gasto de masa, q =

gasto volumétrico, pfC = capacidad calorífica del fluido, p = presión, T =

temperatura, y λ = conductividad térmica del yacimiento.

Con respecto al signo igual, el término del lado izquierdo de la ecuación es la

acumulación de energía en el yacimiento; del lado derecho de la ecuación, el

primer término es la sensibilidad del calor de convección del elemento por el fluido,

el segundo término contabiliza el calor generado por la disipación de la energía





Fecha: 28/02/2007 Página 132 de 170

mecánica durante el flujo (calor de fricción), el tercer término la conducción radial

de calor, y el cuarto término describe la conducción vertical de calor.

Para calcular la temperatura del pozo frente a la zona productora o de inyección,

la ecuación (A.15), se debe resolver para la región del yacimiento alrededor del

pozo. Esto generalmente requiere una solución numérica. El comportamiento de

flujo se acopla con el balance de energía a través del término de calor debido a la

fricción, de modo que la solución general requiere la solución simultánea de la

ecuación de difusión que describe el comportamiento de la presión en el

yacimiento. Para el caso sencillo de un fluido incompresible en una sola fase con

flujo radial, por ejemplo, la presión del campo es independiente de la temperatura

y el gradiente de presión puede calcularse directamente de la ecuación de Darcy

como:

Dk

q

dr

dp

∆=

π

µ

2 (A.16)

En donde µ = viscosidad y k = permeabilidad. Sustituyendo por dr

dp en la ecuación

(A.15), se tiene:

∆∆=

Dkr

q

Dr

qQ fr

π

µ

π 22 (A.17)

En donde frQ = gasto de calor por fricción por unidad de volumen. Para calcular la

cantidad de calor generado por fricción en una región del yacimiento. La ecuación

(A.17) puede integrarse sobre un elemento de volumen de espesor D∆ desde un

radio interior 1r a un radio exterior 2r ,

∫

∆

∆∆=

2

1

222

r

r

fr rdrDk

q

D

qDQ π

π

µ

π (A.18)

O

∫ ∆=

2

12

r

r

fr drDk

quqQ

π (A.19)





Fecha: 28/02/2007 Página 133 de 170

Integrando la ecuación (A.19), se tiene:

∆

=Dk

rr

q

qQ frπ

µ

2

ln1

2

(A.18)

Debido a que la expresión en el paréntesis rectangular es la Ley de Darcy, la

expresión para la caída de presión desde 1r hasta 2r del calentamiento por fricción

es:

( )21 ppqQ fr −= (A.19)

En donde 1p es la presión en 1r y 2p es la presión en 2r .

La cantidad de calentamiento debido a la fricción será mayor cerca del pozo en

donde el gradiente de presión es mayor.

Las ecuaciones desarrolladas son aplicables estrictamente a flujo horizontal radial

de una sola fase de un fluido incompresible bajo condiciones de estado

estacionario.

Figura A.2 Elemento de volumen del yacimiento

D∆

dr

r





Fecha: 28/02/2007 Página 134 de 170

Describirán adecuadamente el comportamiento de temperatura en los casos de

inyección de agua, pero serán inadecuados para la mayoría de los casos en pozos

productores. Prats21 presentó ecuaciones que describen el comportamiento de la

temperatura en yacimientos para campos con flujos más complejos.





Fecha: 28/02/2007 Página 135 de 170

Apéndice B.- Características de las herramientas de medición de

presión y temperatura.

En el aspecto de selección de la herramienta para realizar la medición, se

presentan tablas con valores típicos en cuanto a precisión y resolución tanto de

temperatura como de presión, de acuerdo con el principio de funcionamiento

de la herramienta. Para pruebas cortas se recomienda utilizar la herramienta

de zafiro, debido a que su deriva es mayor. Para pruebas con periodos

prolongados se recomienda utilizar herramientas de cuarzo.

Herramientas con sensor de cuarzo

Precisión de presión ± 1.2 a ± 4 lb/pg2; ± 0.01% de lectura

Resolución de presión 0.035 lb/pg2 a una frecuencia de muestreo de 3

seg.

0.01 lb/pg2 a una frecuencia de muestreo de 1

seg.

Rango de presión máxima 15,000 – 25,000 lb/pg2

Precisión de temperatura ± 0.9 °F (± 0.5 °C)

Resolución de temperatura 0.002 °F (0.001 °C) a ± 0.25 °F (0.139 ºC)

Rango de temperatura

máxima

150°F a 400 °F (65 ºC a 204 ºC)





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Herramientas con sensor de zafiro

Precisión de presión ± 5 lb/pg2 (máximo 347°F [175°C])

± 10 lb/pg2(máximo 375°F [190°C])

Resolución de presión 0.05 a 0.15 lb/pg2 a una frecuencia de muestreo

de 1 seg.

0.03 lb/pg2 a una frecuencia de muestreo de 10

seg.

Rango de presión máxima 10,000 – 20,000 lb/pg2

Precisión de temperatura ± 0.5 °F (± 0.3 °C) a ± 0.9 °F (± 0.5 °C)

Resolución de temperatura 0.002 °F (0.001 °C)


máxima

150°F – 400°F (65 ºC a 204 ºC)

Herramientas de capacitancia

Precisión de presión 0.02%

Resolución de presión No disponible

Rango de presión máxima 5,000 lb/pg2

Precisión de temperatura ± 0.1 °F a ± 0.5 °F (± 0.06 ºC a ± 0.28 ºC)

Resolución de temperatura ± 0.01 °F (± 0.006 ºC)


máxima

302 °F (150 ºC)





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Herramientas de pulso sónico

Precisión de presión No disponible

Resolución de presión 2.44 lb/pg2

Rango de presión maxima 10,000 lb/pg2

Precisión de temperature No disponible

Resolución de temperature ±1 °F (± 0.56 ºC)

Rango de temperature

máxima

257 °F (125 ºC)

Debido a que la herramienta PLT tiene contenido un sensor de presión dentro de la sarta, se deben tener los mismos cuidados y control de calidad que se especifican en la Guía de Pruebas de Variación emitida por la GITE. La herramienta de presión tiene diversas aplicaciones cuando se registra un PLT. A continuación se enumeran algunas:

• Análisis de pruebas de presión. • Determinación de fronteras. • Conversión de fluidos. • Determinación de AOF, SIP.

Los sensores de presión pueden ser:

• De diafragma, bordón. • De resistencia • De cuarzo.





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Figura A.3 Ejemplo de una aplicación del sensor presión en un PLT.

Las herramientas de Presión se calibran en el taller o en el lugar de fabricación y deben de contar con un certificado de calibración como el que se muestra en la figura A.4.

Tiempo (hrs)

Presión(lb/pg2)

PLT Fluyendo

PLT Cerrado

Gradiente Fluyendo

Gradiente estático

Curva de incremento

Fluyendo

Cerrado

Profundidad del intervalo





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Figura A.4 Certificado de calibración de un registrador de presión.





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Apéndice C. Tabla de herramientas disponibles en algunas compañías. Schlumberger

HERRAMIENTA CURVAS QUE

PROPORCIONA APLICACIÓN COMENTARIOS

CPLT (Combinable Production Logging Tool)

Molinete, Densidad, Temperatura, Presión y Calibrador de agujero

Evaluar la cualitativamente al pozo.

Esta herramienta provee el perfil de producción para un pozo. El perfil incluye el gasto, la densidad del fluido, la temperatura y la presión in situ. Se puede incluir un registro de calibración de tres brazos cuando la herramienta se corre en agujero descubierto. Otras aplicaciones pueden ser monitorear un perfil de inyección de fluidos y determinación de la existencia de canalización de fluidos detrás de la TR.

Flow Scanner (FloScan)

Curva de calibración Gasto de gas, aceite y agua Fracción de cada una de las fases

Perfil de flujo multifásico en pozos no convencionales. Identificación de fluidos y entradas de gas en pozos con flujo multifásico o de líquido en pozos de gas. Detección de recirculación de fluidos. Identificación de flujo de fases en tiempo real.

Las mediciones de todos los sensores son simultáneas y a la misma profundidad. Se puede combinar con la plataforma PS y otras herramientas para agujero entubado. Es una herramienta de tamaño pequeño para correrse en pozos con ángulos de desviación severos. Mediciones localizadas de las velocidades de las fases y cálculo de perfiles de velocidad en flujo multifásico. Fracción de cada una de las fases a la misma profundidad. Sensores de rastreo a través del eje vertical para detección de las interfases. Medición del régimen de flujo mixto o segregado. Medición independiente de la velocidad del gas en pozos horizontales con flujo multifásico. Detección de la fase pesada recirculando hacia abajo. Software de optimización y despliegue de la información de los 19 sensores en tiempo real. Calibración y medición relativa para una localización continua del sensor.

Phase Velocity Sonde (PVS)

Velocidad de cada fase

Medición de la velocidad de la fase en el pozo.

Se usa junto con el RST (Reservoir Saturation Tool) para medir la velocidad de dos fases separadas (aceite y agua) en un pozo fluyente horizontal o altamente desviado. Un marcador químico con una sección transversal de absorción de neutrones termales (sigma) que es miscible únicamente con la fase de interés se inyecta dentro del agujero. El paso del marcador corriente abajo se detecta mediante la medición de sigma de la herramienta RST. El PVS es capaz de medir corriente arriba o corriente abajo, dependiendo de en donde se coloque en la sarta de herramientas con respecto al RST. La velocidad del fluido se determina a partir de la distancia del eyector al detector y el tiempo de tránsito. Estos datos son esenciales para la determinación del volumen de agua, aceite o ambos fluidos moviéndose en el pozo. Provee las bases para determinar el perfil de flujo de un pozo a condiciones de agujero en comparación con la producción individual de fluido a condiciones de superficie. El módulo principal del PVS se puede combinar con un módulo auxiliar para proporcionar un marcador químico adicional de yacimientos para trabajos largos.

PL Flagship Production Logging

Presión Temperatura Rayos Gamma Fracciones de las fases Imágenes

Identificación concluyente de puntos de entrada de agua, aceite y gas. Determinación del perfil de flujo exacto de dos y tres fases. Respuesta del registro de producción en pozos horizontales, desviados y verticales. Medición individual de las velocidades por fase. Medición cuantitativa de área para terminaciones en agujero descubierto.

Este servicio de diagnóstico avanzado es el único integrado para la evaluación de pozos horizontales. Flujo estratificado, flujo hacia abajo, sumidero de agua, trampas de aceite y gas, y flujo de tres fases todos concernientes a pozos horizontales. Las herramientas de imágenes son necesarias para identificar el régimen de flujo multifásico. Los sensores deben medir las velocidades de las fases y detallar los colgamientos a través del flujo. Ninguna técnica por si sola proporciona una interpretación robusta en esos pozos y complicaciones adicionales se plantean por terminaciones sin cementar, flujo anular, empacadores fallidos. Este servicio tiene la capacidad de dirigirse a todos estos tópicos. El sistema consiste de: CPLT Combinable Production Logging Tool, proporciona mediciones de presión y temperatura. Combinable Gamma Ray Sonde (CGRS) realiza mediciones de rayos gamma para correlación con registros de agujero descubierto en el mismo pozo o en





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pozos cercanos. RST Reservoir Saturation Tool mide las fracciones de las tres fases y proporciona el flujo de agua y las velocidades de las fases. FloView Plus herramienta de imagen graba imágenes del colgamiento y la velocidad de burbuja. Tracer Ejector Tool (TET) eyecta un marcador no radioactivo para medición de la velocidad de fase conjuntamente con la herramienta RST. Flow-Caliper Imaging Sonde (PFCS) mide el área del agujero en una terminación en agujero descubierto para determinar exactamente los volúmenes y medir la velocidad total del fluido. El despliegue de la sarta de la herramienta en el caso de pozos altamente desviados o en pozos horizontales requiere el sistema de tubería flexible o un tractor como medio de transporte.

PS Platform Multifinger Imaging Tool

Identificación y cuantifica-ción del daño por corrosión. Identificación de depósito de ceras y acumulación de sólidos, monitoreo de sistemas anticorrosivos. Localización de daño mecánico, evaluación del incremento de corrosión a través de registros periódicos, Determinación del diámetro interno (ID)

Es una herramienta de calibración de varios brazos que realiza mediciones radiales exactas del diámetro interno de la TP o la TR. La herramienta está disponible en tres tamaños para aplicarse en un amplio rango de aplicaciones a través de la TP y la TR. La herramienta tiene un arreglo de fuertes brazos, los cuales monitorean exactamente las paredes internas de la tubería. Los efectos de excentricidad se minimizan mediante un espaciamiento azimutal de los brazos y un algoritmo especial de procesamiento, y la herramienta PMIT-B incorpora poderos centradores motorizados para asegurar la fuerza de centrado efectiva aun en intervalos altamente desviados. El inclinómetro en la herramienta proporciona información de la desviación del pozo y la rotación de la herramienta. La herramienta PMIT-C puede ajustarse con brazos de extensión para registrar agujeros de gran diámetro.

FloView

Determinación exacta de la fracción de agua, detección de la primera entrada de aceite, desde el conteo de burbujas o aun en altos cortes de agua; detección de la primera entrada de agua en cortes bajos, Diferencia-ción entre agua dulce y agua de inyección.

Se usa para determinar el porcentaje de la fase pesada, normalmente agua en la corriente de flujo. La herramienta también mide la cantidad de burbujas en la fase ligera ya sea gas o aceite. Esta medición se usa para calcular la velocidad de la fase ligera, si está en forma de burbujas en ese punto de medición y es independiente de la velocidad medida por el molinete.

GHOST (Gas Holdup Optical Sensor Tool)

Localización exacta de entradas de gas en flujo continuo de líquido y entradas de líquido en flujo continuo de gas. Análisis de flujo multifásico en pozos con cualquier desviación para monitoreo de la producción y solución de problemas; identificación de entradas de agua en pozos de gas con gasto alto. Discriminación de entradas de gas y condensado. Verificación de la presión en el punto de burbujeo para muestreo de fluido en una fase.

Es un registro de producción para detectar la primera entrada de líquido en un pozo de gas o la primera entrada de gas en un pozo de líquido. Esta herramienta usa nueva tecnología para detectar directamente y cuantificar el gas en flujo multifásico. Esta herramienta nueva es parte de la familia de herramientas de la Plataforma PS. Sus mediciones complementan las mediciones de las herramientas de producción tradicionales para tener mayor confianza de sus respuestas.

MaxTRAC

Además de las he-rramientas inclui-das en el sistema, registra la tensión en el cable, loca-lización de coples, desviación y orien-tación relativa.

Registros de producción. Análisis detrás de la TR. Evaluación de la cementación y de la corrosión. Registros en agujero descubierto. Recuperación de tubería.

Sistema de tractor para pozo, es un eficiente medio de transporte que permite que los datos sean adquiridos durante la pasada hacia abajo o hacia arriba, sin importar los cambios transversales en el diámetro del agujero, los desla-ves de la pared del pozo y las terminaciones complejas. Debido a que el trac-tor se monitorea y controla automáticamente desde la superficie, se tiene ma-yor flexibilidad que los sistemas tradicionales. Esta mejora en la tecnología del tractor es extremadamente versátil. El tractor puede usarse simplemente para transportar herramientas de registro o de disparo o para obtener info.-mación detallada acerca de las condiciones del agujero. Está construida para usarse en pozos con alto ángulo de desviación o pozos horizontales para





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desplegar herramientas de fondo que previamente se transportaban con tubería flexible o tubería de perforación. Puede transportar a la mayoría de las herramientas para facilitar la evaluación de formaciones, el análisis detrás de la TR, servicios de perforación y de producción, medición de presión de yacimiento, y servicios de muestreo.





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Halliburton

HERRAMIENTA APLICACIÓN COMENTARIOS

Production Logging Tool

Medición de flujo continua. Identificación de fluidos.

Medidores de flujo con alta sensibilidad y bajo umbral de velocidad de los medidores de flujo. Tamaño de herramienta estándar y compacto. Avanzados para pozos horizontales.

Flomager Service

Detectar entrada de agua y su orientación; determinación de cada fase presente; exacta visualización de la trayectoria del pozo; permite un análisis com-pleto de los tres fluidos combi-nando el colgamiento calculado con sensores PL adicionales. Mejora la interpretación de los patrones de flujo debido al nú-mero de sensores que presenta a la misma profundidad.

Proporciona el cálculo de colgamiento de los tres fluidos, usando el arreglo CAT (Capacitance Array Tool). Este servicio es extremadamente útil en pozos horizontales y altamente desviados que presentan flujo multifásico. Aplicaciones para determinar la entrada de alguna de las fases se puede hacer en cualquier ángulo.

Gas Holdup Tool (GHT)

Determina la fracción de gas in-dependientemente de los patro-nes de flujo o de los ángulos del pozo; proporciona una medición mejorada del pozo completo. Ayuda a identificar la entrada de agua en pozos de gas.

Representa una gran mejora en cuanto a herramientas de producción para pozos horizontales y altamente desviados; es la única herramienta que determina directa y exactamente la fracción volumétrica del gas en un elemento de volumen del pozo. Esta herramienta funciona en pozos ademados: horizontales, altamente desviados y verticales en cualquier régimen de flujo.

Memory Production Logging (MPL)

La unidad se puede configurar para grabar, peso, tensión y otra información de superficie. Diagnóstico de problemas. Perfiles de producción / inyección; evaluación de tratamientos (estimulación) Pruebas en pozo (Fall of) Información del yacimiento. Datos para la simulación de yacimientos.

Es un sistema en donde la herramienta transmite y adquiere datos sin necesidad de una línea eléctrica; puede ir en tubería flexible, o tubería de perforación.





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Baker Atlas

HERRAMIENTA APLICACIÓN COMENTARIOS La MCFM (Multi Capacitance Flow Meter)

Es un instrumento de registro con un sensor múltiple que se usa para medir flujo multifásico en pozos altamente desviados y en pozos horizontales. Mide los gastos de agua, aceite y gas continuamente mientras registra el intervalo horizontal o durante las mediciones estacionarias.

La herramienta se desarrolló conjuntamente por Baker Atlas y Shell Internacional Exploration and Production (SIEP), usando tecnología desarrollada por SIEP para monitorear flujo multifásico en líneas superficiales. La herramienta despliega un ala conteniendo 28 sensores de capacitancia que cubren el pozo para determinar la composición del flujo (porcentajes de gas, aceite y agua) y la velocidad con objeto de determinar los gastos (Qo, Qg y Qw). La sección del ala está dinámicamente orientada para asegurar el posicionamiento vertical óptimo y permitir a la herramienta medir exactamente los diferentes flujos, aun en presencia de cortes de agua extremadamente altos.

RMP Pulsed Neutron Holdup Imagen (PNHI)

Localizar hidrocarburos en agua dulce, salmuera o aguas de salinidad desconocida. Evaluación de operaciones de estimulación. Registro de puntos de inyec-ción o fuentes. Análisis de pre-abandono de pozos en busca de zonas con hidrocarburos pasadas por alto. Perfiles de producción o inyección.

En el modo registro permite la determinación de las fracciones de volumen de gas, aceite y agua en pozos horizontales. Estas mediciones producen imágenes continuas de los fluidos, independientemente del régimen de flujo y sin afectarse por la segregación gravitacional de los fluidos producidos.

Noise Tool / Sonan

Determinar flujo detrás o dentro de la TR. Localizar flujo en canales dentro del cemento. Localizar entradas de gas o líquido en fugas en la TR. Localizar interfases de gas/líquido en el pozo. Determinar en donde hay flujo de una o dos fases.

El líquido, gas o una combinación de los dos (una o dos fases) tienen un sonido distintivo cuando fluyen a través de restricciones tales como: canales detrás de la TR, perforaciones o fugas de la TR. Este sonido es detectado y grabado en el registro Sonan. Una serie de filtros separa el espectro de frecuencias del sonido para analizar en forma individual las amplitudes contenidas en cada banda de frecuencias. A partir de modelos de estudio obtenidos en laboratorio y de la experiencia en el campo, los niveles de energía relativa en las cuatro bandas de frecuencia pueden relacionarse a una o dos fases de fluido y la probable localización del flujo. A menudo considerado como un registro de producción el Sonan puede ser definitivo en agujero descubierto mientras se perfora y durante la terminación. Para ayudar a la interpretación el registro Sonan a veces se graba en combinación con el registro de temperatura.

Flow profile Análisis volumétrico de agujero entubado

Perfiles de inyección o producción de una o dos fases integrados con otros datos de registro de producción localiza puntos en donde hay incremento debido a tratamientos al pozo. Detecta zonas de pérdida de circulación en agujero descubierto y pérdida de producción debido a zonas ladronas.

TEMP Temperatura Localiza puntos de entrada de gas en agujero descubierto y entubado. Determina el gradiente geotérmico.

SRPL Registra la presión de superficie

Mide la presión de cierre y de fondo fluyendo a cierta profundidad. Mide incrementos de presión

NFL Registro de flujo mediante radiactividad

Localización de zonas ladronas. Análisis cuantitativo de gasto de inyección o producción.

FDN Densidad del fluido Localiza entrada de los fluidos principal y secundario en flujo de dos fases. Proporciona un perfil de densidad de fluido en el caso de producción multifásica.

FMFI Proporciona perfiles de inyección o producción para indicar movimiento relativo de fluidos desde o hacia una zona de actividad. Detecta pérdidas de producción debidas a flujo cruzado o zonas ladronas.

FMCS Medidor continuo de flujo Proporciona perfiles de inyección o producción para indicar movimiento relativo de fluidos desde o hacia una zona de actividad





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más efectiva en condiciones de alto flujo o gasto. Detecta pérdidas de producción debidas a flujo cruzado o zonas ladronas.

FMBK Medidor de flujo en canasta Perfiles de producción para indicar el movimiento relativo de fluido de las diferentes zonas. La mejor opción en condiciones de bajo gasto. Determina el gasto de flujo multifásico en pozos verticales o desviados

TTGR Radioactividad a través de la TP

Excelente instrumento de correlación para agujeros esbeltos

WHI Indicador de colgamiento de agua

Localiza entrada de agua en pozos productores de hidrocarburos. Identifica los fluidos del pozo en flujo multifásico, se usa con el registro de densidad.

SPG Sistema de medición de presión HYDL Identifica flujo de agua detrás de la TR





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Apéndice D. Ejemplos de campo.

D1. Intervalo disparado con producción nula.

El intervalo 2667m – 2675m no está aportando producción. Tanto el registro de

molinete como el registro de temperatura no detectan flujo en esa zona. Figuras

D1a, D1b, D1c.

Figura D1a.Intervalo disparado con producción nula





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Figura D1b.Intervalo disparado con producción nula





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Figura D1c.Intervalo disparado con producción nula





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D2. Perfil mostrando una zona ladrona.

En la parte superior del intervalo 2750 m – 2770 m se observa una disminución en

la velocidad del registro de molinete. Esto indica que esta zona está admitiendo

fluidos. Figuras D2a, D2b, D2c.

Figura D2a.Zona ladrona.





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Figura D2b.Zona ladrona.





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Figura D2c.Zona ladrona.





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D3. Distribución normal en una zona disparada.

Figura D3a. Distribución normal de una zona disparada





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Figura D3b. Distribución normal de una zona disparada





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Figura D3c. Distribución normal de una zona disparada





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D4. Restricción de diámetros y comparación entre temperatura base y

fluyente.

A la profundidad de 2405 m se observa una distorsión en la lectura del registro de

molinete, ocasionada por una restricción en el área de flujo. Figuras D4a y D4b.

Figura D4a. Restricción de diámetros





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Figura D4b. Restricción de diámetros y comparación entre temperatura base

y fluyente





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D5. El registro no rebasa el intervalo disparado.

Las herramientas no se pudieron bajar más allá de 2910 m. Esta condición

ocasiona que el análisis no sea concluyente. Figuras D5a y D5b.

Figura D5a. El registro no rebasa el intervalo disparado





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Figura D5b. El registro no rebasa el intervalo disparado





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D6. Registro de producción con curvas de temperatura cerrado y fluyendo.

Las curvas de color azul en el segundo y tercer carril corresponden a las

mediciones hechas con el pozo cerrado. La curva azul de temperatura muestra

que auque el pozo está cerrado, no ha transcurrido el tiempo suficiente como para

suavizar la respuesta. El registro de molinete en la Figura D6b muestra que el

intervalo inferior presenta mayor aportación que el superior.

Figura D6a. Registro de producción con curvas de temperatura cerrado y

fluyendo.





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Figura D6a. Registro de producción con curvas de temperatura cerrado y

fluyendo.





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D7. Registro de producción antes y después de una estimulación.

En la Figura D7a se observa que únicamente el intervalo inferior aporta

producción. Después de la estimulación se corre nuevamente el registro de

producción y se observa que los intervalos superiores ya tienen producción, Figura

D7b.

Figura D7a. Registro de producción antes de una estimulación





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Figura D7b. Registro de producción después de una estimulación





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D8. Producción a través de una fractura.

En la siguiente figura se muestra el registro de producción de un pozo fracturado.

Se observa que la fractura aporta a partir de la profundidad de 6437 m.

Figura D8. Producción por una fractura





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D9. Registro de producción tomado junto con un registro RMT





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D10. Registro de producción tomado junto con un registro espectral.

En el carril 9 se encuentran los registros de producción.





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D11. Registro de producción con anisotropía.





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NOMENCLATURA Aw Área de la sección transversal del pozo (pie2) [m2] A�100 Área bajo la curva de intensidad de rayos gamma contra profundidad

(divisiones de la carta en pies), [divisiones de la carta en metros] A�i Área bajo la curva de intensidad de rayos gamma contra profundidad

arriba de donde sale todo el fluido (divisiones de la carta en pies), [divisiones de la carta en metros]

a Amplitud del ruido (dB) B Factor de corrección del perfil de velocidades ( )/ maxvv

v Cp Calor específico (Btu/lbm - ºF) [MJ/kg ºC] Cpf Capacidad de flujo de calor específico (Btu/lbm - ºF) [MJ/kg ºC] c Concentración de trazador (lbm/pie3) [Kgm/m3] cb Concentración de trazador en el fondo (lbm/pie3) [Kgm/m3] D Profundidad (pie) [m] dci Diámetro interno de la TR (pie) [m] dTr Diámetro externo de la herramienta (pie) [m] dQ Diferencial del ritmo de transferencia de calor (Btu/seg) [KJ/seg]

wdT Diferencial del ritmo de temperatura del pozo (ºF) [ºC]

dT/dD Gradiente geotérmico (gG)

Hp

T

∂

∂

Variación de la temperatura con respecto a la presión para una entalpía

)(tf Función de tiempo de Ramey (adimensional) gG Gradiente geotérmico H Entalpía (Btu) [KJ]

JTK Coeficiente de Joule-Thomson (ºK/atm)

L Espaciamiento del detector (pie) [m] L0 Espaciamiento entre baches de trazador en la posición 0 (pie) [m] l Distancia desde la posición inicial del trazador (pie) [m] m Masa (lbm) [Kgm]

nm Pendiente del molinete para respuestas negativas (rev/pie) [rev/m]

pm Pendiente del molinete para respuestas positivas (rev/pie) [rev/m]

p Presión (lb/pg2) [KPa] Q Gasto de transferencia de calor (Btu/seg) [KJ/seg] q Gasto volumétrico (pie3/seg) [m3/seg] qsc Gasto a condiciones estándar (pie3/seg)[m3/seg] r Posición radial (pies) [m] r1 Posición radial 1 (pies) [m] r2 Posición radial 2 (pies) [m] T Temperatura (ºC) [ºF] Tb Temperatura en D=0 (ºF) [ºC]





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Tce Temperatura afuera de la TR Ti Temperatura de inyección (ºF) [ºC] TG Temperatura del gradiente geotérmico (ºF) [ºC] Tw Temperatura del fluido en el pozo (ºF) [ºC] T0 Temperatura de la corriente 0 (ºF) [ºC] T1 Temperatura de la corriente 1 (ºF) [ºC] T2 Temperatura de la corriente 2 (ºF) [ºC] t Tiempo (segundos) t� Respuesta de tiempo del detector de rayos gamma (segundos) U Coeficiente de transferencia de calor (Btu/pie2 seg ºF) [KW/m2 ºK] u Flujo de calor (Btu/pie2 seg) [KW/m2] V Volumen específico (pie3) [m3]

ev Velocidad efectiva (pie/seg) [m/seg]

fv Velocidad del fluido (pie/seg) [m/seg]

Tv Velocidad de la herramienta (pie/seg) [m/seg]

tv Velocidad del umbral o velocidad mínima (pie/seg) [m/seg]

w Gasto másico (lbm/seg) [Kgm/seg] Z Parámetro de la ecuación de Ramey (pie) [m] α Difusión térmica (pie2/seg) [m2/seg] �i Intensidad de rayos gamma (divisiones de la carta) �it Intensidad de rayos gamma verdadera (divisiones de la carta) ∆pt Caída de presión a través del estrangulamiento (lb/pg2) [MPa] ∆t Tiempo de tránsito del trazador (segundos) ∆tle Borde principal del tiempo de tránsito (segundos) ∆tpp Tiempo de tránsito de pico a pico (segundos) ℓ Densidad (lbm/pie3) [kg/cm3]

λ Conductividad térmica (Btu/ºF seg pie) [KW/m ºK]

µ Viscosidad (cp) [Pa seg]





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