5. interpretación de registros de producción

7/30/2019 5. Interpretacin de Registros de Produccin

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Tema # 2. Interpretacin de Registros de Produccin

A

B

C

D


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Registros que se corren en la

completacin de un pozoRegistros de Produccin

FUNCIONES Conocer el aporte de lazona productora

Medidor de caudal (Flowmeter)

Conocer las fases que poseeel fluido y su proporcin

% AyS

% de Petrleo en el sistema

% de Gas en el sistema

Para ellousamos

herramientasde

identificacinde fluidos

Detectar anomalas a lo largo de lasarta como fugas, entrada de fluidosdetrs del revestidor, evaluar tratamientos,estimulaciones, inyeccin de vapor

Registros de Temperatura

Registros de Presin y de Ruido


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El Objetivo principal de los REGISTROS DE PRODUCCION/INYECCIN es evaluar el

comportamiento y tipo de fluidos en el pozo durante operaciones de Produccin oInyeccin. Localizacin de Entradas de Agua Perfiles de Flujo Perforaciones fuera de Profundidad Localizacin de Entradas de Gas o Petrleo Perforaciones con Baja Eficiencia

Zonas ladronas, robando produccin Fugas en el Casing Flujos Cruzados Flujos detrs del Casing

Los REGISTROS DE PRODUCCION permiten Incrementar la produccin de hidrocarburos Disminuir produccin de agua / gas Deteccin de problemas mecnicos Deteccin de intervalos daados Identificacin de Intervalos no productores Evaluacin de la efectividad de la perforacin o completacin del pozo asi como la

caracterizacin del dao. Incremento de ganancias


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FLUJO LAMINAR:

En el flujo laminar ladistribucin de la velocidades simtrica a la direccin

del mismo. Donde:

Vc = Velocidad en el centro dela tubera (pie/min.)

R = Radio de la tubera (pies.)

r = Distancia medida desde elcentro de la tubera (pies.)

V = Velocidad promedio(pie/min.)

2

2

1R

rC


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FLUJO TURBULENTO:

Cuando se produce con un flujoturbulento, el fluido es estacionarioen la pared de la tubera y existeuna capa delgada de flujo laminarcerca de ella, pero la velocidadtiene variaciones mucho menores,caracterizndose por un perfil develocidad casi plano en la zonaturbulenta.

5,8log75,5

8 e

yfVV p

Donde:

Y = Distancia medida desde el centro de la tubera(pies.)

V = Velocidad medida en el punto y (pies/min.)

f = Factor de Ficcin.

E = Rugosidad.

Vp = Velocidad promedio (pies/min.)


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El nmero de Reynolds es un grupo adimensional que representa la relacinentre las fuerzas inerciales y las fuerzas viscosas de un fluido

VDRe

= Densidad del fluido

V = Velocidad del fluido

D = Dimetro caracterstico

= Viscosidad del fluido

Experimentalmente se acepta que:Re < 2000 Flujo Laminar y Vp=0.5Vm2000 < Re < 4000 Rgimen de transicinRe > 4000 Rgimen turbulento y Vp=0.83Vm

En la gran mayora de los pozos, el flujo es turbulento


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Rgimen de flujo multifsico

La identificacin de los patrones de flujo depende de la tasa de

produccin, composicin y porcentajes relativos de cada fase.


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FLUJO BURBUJA: Burbujas de gas, distribuidas de forma homognea,se mueven corriente arriba a travs del petrleo.

FLUJO TAPON: A medida que ascienden en la tubera se reduce lapresin ,las burbujas se expanden y aparecen nuevas, que se unenformando un cmulo o tapn de gas.

FLUJO ESPUMA:La presin se reduce an ms y los tapones tienden aunirse y se mueven hacia el centro de la columna; el gas arrastra

pequeas gotas de petrleo en suspensin a la pared de la tubera.

FLUJO NEBLINA: Una mayor reduccin de la presin incremento elvolumen y el flujo de petrleo y gas. A altas velocidades del gas elpetrleo es transportado en gotas muy pequeas distribuidasuniformemente en el gas y las dos fases se mueven a la mismavelocidad.


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AUMENTA EL FLUJO DE PETROLEOFLUJO DE BURBUJASESTRATIFICADO

FLUJO DE BOLSASESTRATIFICADO

FLUJO CONTINUO ESTRATIFICADODE LA FASE LIGERA

ENTRADADE PETROLEO AGUA AGUA AGUA

PETROLEO MOVIENDOSE ATRAVES DE UNA COLUMNADE AGUA ESTACIONARIA

BOLSAS DE PETROLEO EN LAPARTE SUPERIOR DEL TUBOOSCILACION DE LA COLUMNADE AGUA

FLUJO ASCENDENTE ENLA PARTE SUPERIOR RESULTANDOEN APARENTE FLUJO DESCENDENTEDE AGUA

REGIMENES DE FLUJOPozo desviado


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ENTRADADE PETROLEO

AGUA AGUA

AUMENTA LA VELOCIDAD HACIAABAJO CON EL AUMENTO DELFLUJO

FLUJO TURBULENTO HACIA ARRIBAY HACIA ABAJO PUEDE PARECERESTACIONARIO

FLUJO CONTINUO HACIA ARRIBAEN LA PARTE SUPERIOR E INFERIORDEL TUBO, AUMENTO DE VELOCIDADEN LA PARTE SUPERIOR DEL TUBO.

AUMENTA EL FLUJO DE PETROLEOFLUJO APARENTEMENTEREVERSO EN LA PARTEINFERIOR DEL TUBO

FLUJO TURBULENTO HACIAARRIBA Y HACIA ABAJO

FLUJO CONTINUOHACIA ARRIBA

REGIMENES DE FLUJOPozo desviado


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Flujo suavementeEstratificado

Flujo onduladamente

Estratificado

Flujo de burbujas

elongadas

Flujo de

Bolsas

Flujo Anular

Flujo ondulantemente

Anular

Flujo de burbujas

dispersas


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Velocidad de deslizamiento (Slip Velocity, Vs)

Es la diferencia entre la velocidad de dos fases diferentes, una liviana y otrapesada que fluyen en conjunto dentro de la tubera. Se debe a la accin de fuerzasde flotacin.

CONCEPTOS BSICOS

Hold Up, Y Proporcin volumtrica de un fluido en una seccin de tubera.


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VELOCIDADES DE DESLIZAMIENTO


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Propiedades yComportamiento

de losHidrocarburos


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Propiedades de los fluidos de yacimientos

El anlisis del comportamiento volumtrico de losfluidos del Yacimiento como una funcin de la presin yde la temperatura es uno de los aspecto fundamentalcon lo que cuenta un ingeniero de yacimiento para

evaluar el comportamiento de un yacimiento yposteriormente analizar los pronsticos deseados.

El procedimiento empleado para evaluar el

comportamiento volumtrico de los fluidos ,se denominaAnlisis Presin Volumen y Temperatura, comnmentedenominado ANALISIS PVT


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Informacin de fluidos necesaria para la interpretacin de los perfiles de

produccin.Para correlacionar las RGP, cortes de agua, tasas de produccin y otras medidas desuperficie, con las mediciones efectuadas con el perfilaje de produccin, realizadas acondiciones de fondo, se requiere de los siguientes datos:

PETRLEO:API o densidad, en gr/cc en

superficie Densidad en el fondo, gr/cc Factor volumtrico, Bo Viscosidad en el fondo, cps RGP, pc/bn o m3/m3 Presin de saturacin, Pb, lpca

GAS: Gravedad especfica, (Aire = 1.0) Densidad en el fondo, gr/cc

Factor volumtrico del gas

Viscosidad en el fondo, cps

AGUA: Salinidad o densidad en superficie, ppm o gr/cc Factor volumtrico del agua Densidad en el fondo, gr/cc Viscosidad en el fondo, cps


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Fuentes de Informacin Si se tiene un anlisis qumico completo del gas del

condensado, los datos necesarios pueden calcularse a partir delanlisis. Este mtodo no ser discutido, pues pocas veces sedispone de tales anlisis. La informacin mas representativa se obtiene de anlisisPVT realizados en el laboratorio a una muestra representativa

del fluido. La densidad en el fondo del agua, petrleo y gas puede sermedida directamente en el fondo con un gradiomanmetro, sise cierra el pozo por tiempo suficiente para que los fluidos sesegreguen.

Cuando los datos no pueden ser obtenidos de las formasdescritas, pueden ser estimados en base a las correlacionespublicadas, usando datos promedios de las propiedades fsicasen funcin de la gravedad API o la densidad del gas, paravarias temperaturas.


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Anlisis P.V.T (Presin, Volumen, Temperatura)

Consiste en determinar en el laboratorio una serie depropiedades fsicas de un fluido en el yacimiento (petrleo, agua ogas) que relacionan presin, volumen y temperatura. Un pasoprevio a un buen anlisis PVT, consiste en la obtencin de unamuestra representativa del yacimiento que est a las condicionesde presin y temperatura del mismo. A ste respecto existennormas muy detalladas y compaas especializadas para tomarlasde acuerdo al tipo de fluido que se debe muestrear.

Un anlisis PVT es costoso y muchas veces se trata deyacimientos viejos que no poseen sta informacin o muy nuevosque todava no han sido evaluados. Por stas razones se han

desarrollado una serie de ecuaciones o Correlaciones empricasque permitan determinar las propiedades de los fluidos delyacimiento. En general, el PVT se refiere al conjunto depropiedades de volumen medidas a una presin y temperaturadeterminada.


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Prueba de liberacin instantnea (Prueba de liberacin flash)De esta prueba se obtienen los volmenes de hidrocarburos resultantes de la disminucingradual de la presin suministrada por la celda PVT @ T= Constante. sta se realiza en una

celda de acero de volumen del orden de 0,5 litros, capaz de resistir altas presiones (> 10.000 lpc)y temperaturas (>350F). En la liberacin flash, todos los gases liberados de la fase lquidadurante una reduccin de presin, se mantienen en contacto ntimo y en equilibrio con la faselquida de la que se liberaron. De esta prueba se obtiene las siguientes propiedades: Presin de Burbujeo, Pb (cambio de pendiente de la curva V vs P). Volumen relativo.- Volumen total del fluido en la celda a una presin p, dividido por elvolumen en el punto de burbujeo, Vb. Compresibilidad isotrmica del petrleo subsaturado, Co Funcin Y

PETRLEO

p1 p2 p =p3 b p4 p5 p6

V1

V5

V6

V4

V2 V3PETRLEO

PETRLEO

PETRLEO

PETRLEO

PETRLEO

> > >>

GAS GASGAS


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p6

V6

V5

V4

V3V2 V1

p3 p2 p1 PRESIN

PUNTO DE BURBUJEO

VO

LUMEN

TO

TAL


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Prueba de Liberacin Diferencial

En este experimento se lleva la muestra de fluido a la presin d burbujeo y a latemperatura del yacimiento. Mientras la presin va disminuyendo, la muestra se vaagitando para asegurar el equilibrio entre el gas y el lquido. Entonces, todo el gasliberado es removido a una presin constante, mientras se reduce el volumen total asolo volumen lquido en la celda; es decir, en esta liberacin se realiza una expansinde la presin a composicin variable. Este tipo de prueba se encarga de simular el

comportamiento de los fluidos durante el agotamiento de presin.


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Al gas removido se le mide el volumen de gas y la gravedad especfica (gg). Adems, se

mide el volumen de lquido (Vo) remanente en la celda. Este paso se repite, se efecta atravs de una serie de separaciones instantneas (10 pasos) hasta alcanzar la presin

atmosfrica. Luego la temperatura es reducida hasta alcanzar los 60F, resultando un

volumen remanente que ser medido y se llamar Volumen residual de petrleo de la

liberacin diferencial o petrleo residual (Vor). El volumen de gas (Vg) removido es

medido a las condiciones de la celda (cy) y a condiciones estndar o de superficie (cs).

A travs de ellas se pueden obtener las siguientes propiedades del petrleo y gas: Relacin gas - petrleo en solucin, Rsd

Factor volumtrico del petrleo, Bod

Factor volumtrico total, Btd

Densidad del petrleo, od

Factor de compresibilidad del gas, Z

Factor volumtrico del gas, Bg

Gravedad especfica del gas, gg

Gravedad API del crudo residual, API


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Factor Volumtrico del Petrleo, Bo

Se define como el volumen de barriles (a p y T de

yacimiento) ocupado por un barril normal (a 14,7lpc y 60)

de petrleo ms el gas en solucin.

Bo = Barriles de crudo saturado con gas @ p y T, BY

1 barril de crudo @ 14,7lpc y 60F BN

Tiene en cuenta el efecto de la presin, temperatura y gas

en solucin sobre el volumen del crudo.

Generalmente Bo > 1

Puede ser < 1 en crudos con muy poco gas en solucin a

altas presiones y temperaturas moderadas.


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Solubilidad del Gas Natural en el crudo.

Pies cbicos normales de gas en solucin en un barril

normal de crudo (BN).

Rs = Volumen de Gas en Solucin @ p y T, PCN

Barril de Petrleo @ 14,7/lpca y 60F BN

Factores que afectan Rs

Presin p => Rs

Temperatura T =>Rs

Gravedad del crudo API => Rs

Gravedad del Gas gg => Rs

Tipo de liberacin Rs lib-DIF > Rs lib-INS.

Rs LIB . DIFRs LIB.INS + 100 PCN/BN


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Esquema ilustrativo de los parmetros Rs y Bo

Rs PCN/BN

1 BN

GAS DE SOLUCIN

Bo

P

P

Pi

P

T


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Factor Volumtrico Total o Bifsico, Bt

Bt = Vol de crudo saturado + Vol de Gas libre @ p y T,Vol de crudo @ 14,7 lpca y 60 F BY/BN

Bt = Bo + (Rsi - Rs) Bg

Bo => BY / BN

Bg => BY/PCN

Rsi - Rs => PCN / BN


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ANLISIS PVT

Factor VolumtricoTotal o Bifsico, Bt

Crudos Subsaturados

p>pb , Rsi = Rs y Bt =Bo

Crudos saturadosp < pb, Rsi >Rsp => Bo y (Rsi - Rs)

y Bg => Bt


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ANLISIS PVT

Factor Volumtrico del Gas, Bg

Relaciona el volumen del gas en el yacimiento (a p y T)al volumen de la misma masa de gas en superficie a14,7 lpca y 60 F.

Es un factor adimensional. Se expresa en BY/PCN oPCY/PCN.

Toma valores muy pequeos por expansibilidad del

gas.Bg= 14,7 Zg T = 0,02829 Zg T PCY520 p p PCN


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ANLISIS PVT

Viscosidad del Petrleo, o

Crudo Subsaturadop => o por expansin.

Crudo Saturadop = > o por reduccin del gas es solucin

En un yacimiento agotado, el crudo tiene una viscosidadmayor que la que tena el crudo original.


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ANLISIS PVT

Compresibilidad del Petrleo, Co

Compresibilidad de una sustancia es el cambiounitario de volumen con presin a temperatura

constante.

Co = Compresibilidad del petrleo,Vo = Volumen.p = Presin

T

O

O

OP

V

VC

1

T

o

O

Opp

BB

BC

21

021

1

1


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ANLISIS PVT

Densidad del petrleo, o:

o = ocn + 0,0002178Rs gr/ccBo

o: Densidad del petrleo, gr/cc

ocn: Densidad del petrleo en condiciones normales,gr/cc. g: Gravedad especifica del gas, (aire=1). Rs: Relacin gas disuelto - petrleo, PCN/BN. Bo: Factor volumtrico del petrleo, BY/BN.


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ANLISIS PVT

Densidad del gas (g)

g= (28.96)Pgg = 2.70 * P * gg(10.73)ZT Z * T

Donde:g: Densidad del gas a P y T, lbs/pie 3

P: Presin, lpca.

g: Gravedad especifica del gas, (aire=1).Z: Factor de compresibilidad del gas, adim.T: Temperatura, R.


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EJERCICIO1.- Una Muestra de fondo fue tomada de un pozo cuyo volumen fue de 280

cc. La muestra fue llevada a condiciones de laboratorio (60 F y 14.7 lpca)y su volumen se redujo 194 cc y 0.61 PCN de gas fue liberado. Calcular: a.-Factor Volumtrico del Petrleo (Bo) b.- Solubilidad del Gas en el Petrleo(Rs) a condiciones de Yacimiento.

Solucin

Bo = Barriles de crudo saturado con gas @ p y T, BY1 barril de crudo @ 14,7lpc y 60F BN

a.- Pordefinicin:

BNBY

ccccBo 44.1

194280

b.- Pordefinicin:

Rs = Volumen de Gas en Solucin @ p y T, PCNBarril de Petrleo @ 14,7/lpca y 60F BN

BNPCN

cc

BNcc

PcnRs /500

158975

1194

61.0


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2.- Gas liberado de la muestra tomada en el ejercicio N 1. fue analizada en ellaboratorio y se le realizo una cromatografa obtenindose un factor de desviacindel gas de Zg=0.7 Determine: a.- Factor Volumtrico del gas ( Bg) en PCY/PCN yBY/PCN a una presin y temperatura de yacimiento de 1600 lpc y 140 Frespectivamente..

EJERCICIO

Solucina.- Por correlacin:

Bg= 14,7 Zg T = 0,02829 Zg T PCY520 p p PCN

Bg= 0,02829 (0.7). (140F + 460) PCY(1600 lpc) PCN

Bg= 0,007426 PCYPCN

b.- Bg= 0,02829 Zg T BY5.615 p PCN

Bg= 0,00503 Zg T BYp PCN

Bg= 0,00503 (0.7).(140F + 460) BY(1600 lpc) PCN

Bg= 0,0013203 BYPCN


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3.- Determine el Factor Volumtrico Total o Bifsico (Bt) a las condiciones

de yacimiento de la muestra tomada del ejercicio N 1 si el Rsi es de 800PCN/BN

EJERCICIO

Bt = Vol de crudo saturado + Vol de Gas libre @ p y T, BYVol de crudo @ 14,7 lpca y 60 F BN

Bt = Bo + (Rsi - Rs) Bg

Bt = 1.44 By + (800 PCN 500 PCN) 0.0013203 BY

BN BN BN PCN

Bt = 1.836 BYBN

Solucin


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4.- Determine: a.- La densidad del petrleo con su gas en solucin b.- La

densidad del gas las mismas condiciones de yacimientos si la gravedadespecifica del petrleo y del gas son 0.83 y 0.7 respectivamente

EJERCICIO

o = 350 o + 29 g Rs / 379 lb/pc5.615 Boo = 350 .(0.83) + 29.(0.7). (500) / 379 lb/pc

5.615 .(1.44)o = 39,24 Lbs/Pc

a.-

g = 2.70 * P * gZ * T

g = 2.70 * (1600) * (0.7)(0.7) *( 140F+460)

g = 7.2 Lbs/Pc

b.-

Solucin


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5.- Determine: a.- La densidad del petrleo a CN si su gravedad especifica es

de 0.83 b.- La densidad del gas a CN si su gravedad especifica es de 0.7 .

EJERCICIO

w

o

o

g owo

g .

o

62.4 Lbs/Pc x 0.83

o

51.79 Lbs/Pc

a.-

b.-aire

gg

g gg aire g .

g 0.0762 Lbs/Pc x 0.7

g 0.05334 Lbs/Pc

Solucin

T # 2 I t t i d R i t d P d i


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LIBERACIN DIFERENCIAL



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Tema # 2 Interpretacin de Registros de Produccin


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HERRAMIENTAS PARA EL REGISTRO DE PRODUCCION

Medidores de la Velocidad de Flujo: Flowmeter.

Medidores de densidad: Gradiomanmetro.

Medidores de Corte de Agua: HydroLog. / HUM / WCM.

Medidores de Presin: Manmetro.

Medidores de Temperatura: Termmetro.

Herramienta Combinada: PLT.



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Medidor de Flujo

Centralizador

Densidad de Fluido

Capacitancia (Hydro)

Medidor de Presion

Centralizador

Temperatura

Rayos Gamma

Localizador de Cuellos

Centralizador

Telemetra

ESPECIF

ICACIONES.

HerramientaPLT

Aplicaciones

1. Evaluar la eficiencia de la completacin.

2. Detectar problemas mecnicos,conificacin, adedamiento.

3. Suministrar gua en trabajos derehabilitacin de pozos asociados con

proyectos de recobro.

4. Evaluar la efectividad de tratamientosaplicados.

5. Detectar zonas ladronas, canalizaciones decemento.

6. Evaluacin de formaciones usando modelos

de una o varias capas.

7. Identificar los lmites del yacimiento para eldesarrollo del campo.



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Herramienta PLT

Spinner

Continuo

Centralizador

Centralizador



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Medidores de tasa de flujo (Flowmeter)

El medidor de flujo es una herramienta de hlice del tipoflujo libre, cuya funcin es evaluar las tasas relativas de flujocon las cuales contribuye cada una de las zonas abiertas aproduccin que se encuentran en el pozo.

Principio y Descripcin de la Herramienta

El principio bsico consiste en la medicin de la frecuencia

de rotacin de una hlice que gira segn la velocidad delfluido que se mueve en el pozo y pasa a travs y frente aella. La herramienta se corre centralizada para mantenerseen el centro de la columna de flujo y movida a velocidadconstante a lo largo de la tubera, usualmente en contra dela direccin de flujo. La hlice esta montada en un vstagosobre un mecanismo de baja friccin con un pequeo

magneto ubicado en dicho vstago, de forma tal que cuandogira genera una corriente cuya frecuencia de seal esproporcional a la velocidad de giro, la cual a su vez esdirectamente proporcional a la velocidad del fluido dentro dela tubera, relativa a la de la velocidad de la herramienta. Laherramienta registra las revoluciones por segundo de lahlice.



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p g

MedidorContinuo

MedidorEmpacadura(Bajo caudal)

Medidorde caudal total

MEDIDORES DE FLUJO (FLOWMETER)



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p g



73/173

p g



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p g

Flowmeter (Medidor de flujo)

A. Flowmeter Continuo. Moderado caudal,Registro en dimetros pequeos.

B. Flowmeter Fullbore. Alto Caudal.Registro en revestidores.

C. Flowmeter In-line . Se coloca en cualquierposicin de la sarta. Se utiliza principalmentecomo informacin de soporte.



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p g

FullboreSpinner

ContinuousSpinner

InlineSpinner

BasketFlowmeter



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El spinner se corre centralizado, de manera tal que lavelocidad que se mide no es la velocidad promedio, sinouna velocidad muy cercana a la mxima.



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ENCONTRAR LA VELOCIDAD TOTAL DEL FLUIDO ENCUALQUIER PUNTO DEL HOYO

ENCONTRAR UNA MANERA DE IDENTIFICAR YCUANTIFICAR LOS TIPOS DE FLUIDO EN CUALQUIERPUNTO DEL POZO.

CONVERTIR VELOCIDAD DE FLUIDO EN CAUDAL DE

PRODUCCION

Mtodo de Evaluacin



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An

lisis

Cuantit

ativo

de

PLT.

Es necesario realizar varias corridas adistintas velocidades (30, 60, 90 y 120pie/min)

f (rps)

V cable(ft/min)

30 60 90 120

-120 -90 -60 -30

mp

RegistroSubiendo

Registrobajando

Va



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Velocidades

Bajando

Velocidades

Subiendo

w

VT

Subiendo Bajando

Pozo Productor



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La velocidad promedio se relaciona con la

velocidad aparente medida por el spinnerVm = Vf x C C = f(Re)

NOTA:

En condiciones de flujo turbulentose utiliza como valor de C=0.83

INTERPRETACIN EN FLUJO MULTIFSICO



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La medida de velocidad de flujo se

corrige al multiplicarla por el factor decorreccin:

Vc = Vf * C

Se calcula la tasa de flujo total oacumulada:

Qt (B/D) = 1000*VcK

Donde:

Vc = Velocidad corregida (pies/min.)

K = Velocidad medida a 1000 Bbl/dia(pie/min)



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Para convertir Velocidad de flujo a Caudal:

Q(Bl/Da) =Vfc * ID2* 1,4

Donde:ID= dimetro interno de la tuberia o casing.1,4= factor de conversion para obtener BD

Q: representa la produccin total o mezcla de todas lasfases presentes en el pozo.



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0 RPS 20

A

B

C

58%

(7358)= 15%

100-(58+15)= 27%

0 RPS 20

A

B

C

3,6/14= 25,7%

2,1/14= 15%

8,3/14

=59,3%

14

3,6

8,3

2,1

Para calcular la tasaindividual se utiliza la

diferencia:

QB = QA+B QA


FUL-6-200 200

VDF2-200 200

VDF3-200 200

0 10

PERF10 0

PERF2

-1030

SDF2-10 30

SDF3-10 30


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VDF4-200 200

VUF1-200 200

VUF2-200 200

VUF3-200 200

VUF4

SDF4-10 30

SUF1-10 30

SUF2-10 30

SUF3-10 30

SUF4

14900

14950

15000

15050

15100

15150

15200

15250

15300

15350

15400

15450

15500

0

z1

z9

z6

Zonas de flujo

constante

Velocidades

de Cable

Spinners

Efecto Jet



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Herramienta demedicin

Propiedad medida Parmetro medido

GradiomanmetroDensidad del fluido

(g/cc)

DP en un intervalo de

2 pies

Fluid Density Tool(FDT)

Densidad del fluido(g/cc)

Absorcin de rayosgamma

Hydrotool

Hold Up MeterConstante dielctrica

de los fluidosCapacitancia

Herramientas de identificacin de fluidos



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1. Medidor de densidad de fluidos (Gradiomanmetro). Principio yDescripcin de la Herramienta

El gradiomanmetro est diseado para medir con gran resolucin cambiosen el gradiente de presin. Esta informacin se usa para identificar lanaturaleza de los fluidos presentes dentro del pozo, lo cual se logramidiendo la diferencia de presin entre dos sensores espaciados a dos pies.La diferencia de presin entre dos puntos en el pozo, en una tubera vertical,es el resultado de la suma de la diferencial de presin hidrosttica ms laprdida por friccin. El trmino hidrosttico es debido a la densidad

promedio del fluido dentro del espaciamiento de dos pies de tubera, eltrmino de friccin es el resultado de prdidas de presin debidas a lafriccin del fluido contra las paredes del pozo y la superficie de laherramienta. Para las tasas usualmente encontradas dentro de revestidoresy del hoyo desnudo, el trmino por friccin es usualmente despreciable y,por lo tanto, el registro representa nicamente el trmino hidrosttico. En la

prctica, el registro se puede escalar en unidades de densidad de fluido . Laherramienta se calibra, antes de comenzar el perfil, en dos fluidos dedensidad conocida (por ejemplo, aire y agua) para aumentar la precisin dela medida. En el campo esto se logra ajustando la sensitividad del circuito demedicin, de forma tal que la herramienta lea 0.0 gr/cc en el aire y 1.0 gr/ccinmersa en agua.



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Tema # 2. Interpretacin de Registros de ProduccinAplicaciones


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Aplicaciones

Pozos viejos: El gradiomanmetro usado en conjunto con otras herramientas deproduccin proporciona informacin para diagnosticar problemas tales como entradas de

agua o RGP muy alta, y permite que los programas de reparacin resulten bienplanificados.

Flujo bifsico (agua-petrleo, gas-petrleo o gas-agua):El gradiomanmetro, en conjuntocon un medidor de flujo, proporciona suficiente informacin para resolver las tasasvolumtricas de cada componente de la mezcla en cada zona de produccin.

Flujo trifsico (petrleo, gas y agua):La entrada de cantidades significativas de gas libreen una columna de lquidos (agua y/o petrleo) resulta evidente en el registro. Del mismomodo, la entrada de agua en una columna de fluidos ms livianos (petrleo y gas) tambinpuede ser observada. No obstante, en el caso de flujo trifsico la interpretacin delgradiomanmetro es cualitativa.

Pozos nuevos:El gradiomanmetro junto con los otros sensores de la herramienta (PLT)puede usarse en la evaluacin de pozos nuevos. En ciertos casos, es factible determinaran la permeabilidad y el potencial a pleno flujo de las zonas productoras. El gradiente depresin, que es normalmente requerido para otros propsitos, puede determinar conprecisin la interfaz entre fluidos en un pozo esttico y permite conocer los gradientes degas, de petrleo y del agua de formacin.



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La retencin de la fase pesada a partir del gradiomanmetro:

Resulta obvio que las fracciones de dos fluidos (o retenciones) en una mezcla en el

fondo del pozo, pueden ser calculadas si se conoce la densidad de cada fluido y la de lamezcla. Con el gradiomanmetro, las fracciones en el fondo del pozo puedendeterminarse en forma grfica usando la Figura siguiente. A los efectos de mejorar anms la capacidad de interpretacin, se presenta el siguiente ejemplo:Para una mezcla agua petrleo, se calcula la densidad del fluido observada por elgradiomanmetro, mediante la expresin:

OOWWZ YY ** Donde:Yw y Yo = Hold Up del agua y del petrleo, respectivamente;w = densidad del agua,o = densidad del petrleo, yz = densidad observada.

Como 1 WO YY



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Luego, obtenemos una expresin para calcular el Hold Up de agua a partir de lasdensidades del agua y petrleo @ condiciones de P y T, y de la lectura delgradiomanmetro:

OWWWZ YY *1*

OW

OZWY

Por ejemplo, si en las condiciones del yacimiento: o = 0,8 gr/cm3

y w = 1,05gr/cm3. Cuando el gradiomanmetro lea 0,94 gr/cm3, entonces:

56,080,005,1

80,094,0

W

OW

OZW

YY

Esto significa que el Hold Up del agua es 56%. Luego, el Hold Up del petrleoes Yo=1-Yw-1-0,56=0,44, es decir, un 44%.



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Clculo del caudal de agua y petrleoSi hay dos fases en la mezcla, sabemos que QlQpQt

Pero AvfQt * AvpYpQp ** AvlYlQl **

Simplificando se tiene que:

AvlYlAvpYpAvf *****

vlYlvpYpvf ** Por definicin, la velocidad de deslizamiento es la diferencia de velocidadesentre la fase liviana y la fase pesada, es decir:

vpvlvs Despejando la velocidad de la fase liviana, y sustituyendo en la ecuacin develocidad de fluido, se tiene que:

vpvsYlvpYpvfvpvsvl **



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Como 1YlYp vpvsYpvpYpvf *1*

vpYpvsYpvpvsvpYpvf *** vsYpvpvfvsYpvpvsvf *1*

Al despejar la velocidad de la fase pesada, ya que se conoce la velocidad de

deslizamiento, tenemos lo siguiente: vsYpvfvp *1

AvpYpQp **Al sustituir la ecuacin develocidad de la fase pesada en

Resulta lo siguiente:

AvsYpvfYpQp **1*

AvsYpAvfYpQp **1**



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AvsYpQtYpQpAvfQt **1**

22*4

dDA

22*

4**1* dDvsYpQtYpQp

Para colocar los dimetros en pulgadas, la velocidad de deslizamiento enpies por minuto; se utiliza el siguiente factor de conversin:

diapie

Bbl

pu

piepu 1

min1440*615,5

1*lg144

1*lg1 32

22

22*

1

1440*

615,5

1*

144

1*

4**1* dDvsYpQtYpQp

YpdDvsQtYpQp 1***39875,1* 22



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En el caso de que los fluidos que estn circulando en la tubera son agua y

petrleo, se tiene que (siendo el agua la fase pesada):

YwdDvswoQtYwQw 1***39875,1* 22donde:QP = tasa de flujo de la fase pesada, B/D.YP = retencin de la fase pesada (agua).D = dimetro interno del revestidor y/o tubera, pulgadas.d = dimetro externo del gradiomanmetro, normalmente es 1-11/16 pulgadas.VsL-P = velocidad de deslizamiento, pies/min.QT = tasa de flujo total, B/D.

Estos clculos se efectuan para cada intervalo perforado o zona atravesada. Latasa de la fase liviana (petrleo) se determina por medio de:

QwQtQo



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Con dicha diferencia de densidades, y con Yw=0,56, se determina la velocidad dedeslizamiento en las fases agua-petrleo:

usw-o=14pie/min.Luego, sustituyendo en la ecuacin se obtiene Qw a condiciones de P y T.

Problema: Determine las tasas de flujo de agua y petrleo de un intervalo cuya tasatotal es 3.500 B/D, que fluye en un revestidor de 7 - 23 lbs/pie. El dimetro externo del

gradiomanmetro es de 1,6875 pulg.

Solucin:En las condiciones del yacimiento: o = 0,8 gr/cm3 y w = 1,05 gr/cm3. La diferencia dedensidades agua-petrleo es:

g/cc25,0g/cc)80,005,1( D OW

YwdDvswoQtYwQw 1***39875,1*22

dia

BblsQwQw 177856,01*6875,1366,6*14*39875,13500*56,0 22



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QwQtQo

dia

BblsQo

dia

BblsQo

QwQtQo

1722

)17783500(

Si se conoce las propiedades fsicas de los fluidos (Bo=1,21 BY/BN y Bw=1,05 BY/BN)podemos llevar dichas tasas @ condiciones de superficie:

Qwcn = Qwcf/Bw=1.693,38 BN/D y Qocn = Qocf/Bo= 1.423,1 BN/D



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Correccin a las lecturas:El gradiomanmetro es muy sensible y, como tal, es afectado por la friccin con los lquidos y por ladesviacin de la herramienta dentro del hoyo. La correccin por gradiente de friccin se evala con lascurvas de la Fig. 4.8. La correccin por inclinacin se basa en que en un hoyo inclinado, elespaciamiento deja de ser dos pies y se hace menor a medida que aumenta la inclinacin. Para lacorreccin se divide el valor ledo por el gradiomanmetro entre el coseno del ngulo de desviacin delhoyo o mediante el grfico de la Fig. 4.9.



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HERRAMIENTA DE DENSIDAD NUCLEAR DE FLUIDO

La herramienta opera con un principio similar al FDC; una fuente de rayosgamma es posicionada con respecto a un detector de rayos gamma de talmanera que los fluidos en el hoyo actan como un absorbedor. El Sensorconsta de un Detector de Rayos Gamma y una fuente de 17 mCu Cs 137. Lafuente de Cs137 emite GR (0.662 MeV) en direccin al detector donde los GRcolisionan con los tomos del fluido en el hoyo. El nmero de GR absorbidosson proporcionales a la densidad del fluido. Su objetivo principal es distinguir

entre lquido y gas, y mide la densidad electrnica de los materiales(proporcional a Densidad de Fluido). La ventaja de la herramienta sobre elGradiomanmetro es que sus mediciones no son afectadas por la desviacindel hoyo o por efectos de friccin. Sin embargo, dado que la herramientadepende del decaimiento radiactivo, las lecturas estn sujetas a variacionesestadsticas. Tambin debe ser notado que la cantidad medida es el promediode la densidad de la mezcla fluyendo. Por lo tanto, est sujeta a los mismos

efectos holdup como el Gradiomanmetro. La razn de cuentas medidas en eldetector depender de la densidad del electrn de el fluido alrededor de laherramienta. La DENSIDAD DE FLUIDO. Las fuentes colimadores estndisponibles para mediciones de densidad de fluido y monitoreo de empaque degrava.



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MEDIO DE FLUJO

GEIGER

DETECTOR

I (B)

d

FUENTE

DE

RAYOS

GAMMA

(A)Io

d)(0 eDonde: I: Intensidad de llegada al detector

I0: constante: coeficiente de absorcin del medio

d: distancia fuente-detector



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Calibracin de la herramienta:

La calibracin de la herramienta se realiza previa a la

realizacin del registro. El proceso consiste en hacer pasarun calibrador de aluminio que tiene varias posicionescorrespondientes a diferentes densidades entre la fuente derayos gamma y el detector en las diferentes posiciones a finde obtener los valores de calibracin, tal como se muestra enla figura. La ecuacin que permite calibrar la herramienta dedensidad de fluido es:

)Clog()Clog()CPSlog()Clog(

fluido

21

1

Donde:

C1: Cuentas por segundo de calibracin para 0.0 g/cc (aire)

C2: Cuentas por segundo de calibracin para 1.0 g/cc (agua fresca)CPS: Cuentas por segundo del registro

fluido: Densidad del fluido, g/cc.


D id d d Fl id


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Densidad de FluidoAplicaciones

Distinguir gas de fluidos ms pesados

Anlisis de flujo con dos fases

Anlisis de flujo con tres fases

Determinacin de contactos de fluidos estticos enel hoyo

Esta herramienta es muy confiable en sistemas de flujo de dos fases donde haysolamente gas y lquido ya que debido a la gran diferencia que existe entre lasdensidades de ambos fluidos permite una fcil identificacin de los aportes de gas.Sin embargo, en el caso de agua y petrleo, la diferencia de densidades podra ser

muy pequea, especialmente entre petrleo pesado y agua fresca. El mejor ambientepara esta herramienta sera el de petrleo liviano y agua salada. Una razn decuentas alta indica un fluido de baja densidad, y una baja razn de cuentas indica unfluido de densidad alta.


Problema


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Problema

El pozo FUL-01 produce slo petrleo de 25 API, y gas cuya composicin molar esde 89 % de C

1

, 6.5 % de C2

, 1.5 % de C3

, 1.5 % de nC4

y 0.5 % de nC5

. Elrevestidor de produccin es de 7 pulg.-23lbs/pie, la presin promedio es de 2550lpc y la temperatura promedio es de 189 F.

1. Determine las lecturas del registro de flujo continuo para las corridas I, II y III,explicando DETALLADAMENTE el procedimiento utilizado para la obtencin delas mismas.

2. Tasa de produccin de petrleo y gas de cada intervalo a condiciones de

superficie, as como la relacin gas-petrleo y la presin de burbuja, utilizandolos datos tomados de los registros de produccin flowmeter ygradiomanmetro.

ZONA I ZONA II ZONA III

Vc,ft/min

RPSz,

g/ccVc,

ft/minRPS

z,g/cc

Vc,ft/min

RPSz,

g/cc

40

-------

40 11,3

0,77

40

0,7550 50 50

60 7,3 60 14,2 60 16,2



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Deben hallar:1. Z: Factor de Compresibilidad por el mtodo de Papay, determinando las propiedades

pseudos-crticas y pseudos-reducidas del gas (Gases Varios)

2. Rs: Solubilidad del Gas en el Petrleo @ P


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ECUACIONES A UTILIZAR EN EL DESARROLLO DEL PROBLEMA


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ECUACIONES A UTILIZAR EN EL DESARROLLO DEL PROBLEMA:

1. Ecuaciones para los clculos de las propiedades fsicas del gas:

a. Presin y Temperatura seudo crtica del gas

b. Factor de Compresibilidad del Gas Natural

c. Factor Volumtrico del Gas

d. Densidad del Gas


ECUACIONES A UTILIZAR EN EL DESARROLLO DEL PROBLEMA


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ECUACIONES A UTILIZAR EN EL DESARROLLO DEL PROBLEMA:

2. Ecuaciones para los clculos de las propiedades fsicas del petrleo

a. Solubilidad del gas en el petrleo

b. Factor Volumtrico del Petrleo

c. Densidad del Petrleo



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Clculo de las tasas de flujo de la fase pesada (gas o petrleo) se pueden calcularpara la ecuacin:

Qo=Yo*(QT1.4* Vso-g *(D2

-d2

) *(1-Yo) )donde:d = dimetro externo del gradiomanmetro, normalmente es 1-11/16 pulgadas.Vso-g = Velocidad de deslizamiento entre las fases de petrleo y gas, pies/min.

Qg = QT Qo. Estos clculos se efectuan para cada intervalo perforado.

Primero debemos obtener una expresin para calcular el Hold Up del petrleo (fasepesada) a partir de las densidades del gas y petrleo @ condiciones de P y T, y dela lectura del gradiomanmetro:

Yo=(z-g)/(o-g)

Con una grfica, conocida la diferencia de densidades entre petrleo y gas D=-

g se determina el valor de la velocidad de deslizamiento Vs.



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VELOCIDADES DE DESLIZAMIENTO


P lpc 2550 API 25


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P, lpc 2550 API 25

T, f 189 Go 0,9041

Mg

%C1 89 16,043

%C2 6,5 30,07 Rs 374,77 Bg0,00113

6

%C3 2 44,097 Bo 1,2106 g 0,1238%nC

4 1,5 58,123 Psc 671,04 o 0,7904

%nC5 1 72,15 Tsc 370,34

100 18,708 Psr 3,82197g 0,646 Tsr 1,75244

Z 0,8923



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Medidor de corte de agua (HUM)Herramienta de capacitancia

(Dielctrico o Watercut)

La funcin de los medidores de corte de aguaes detectar agua en el fluido que se estproduciendo y determinar, en conjunto con laherramienta de medicin de flujo, las zonas queestn aportando agua. El principio de estaherramienta es medir la constante dielctricadel fluido. Consiste en hacer pasar el fluido

presente en el pozo hacia el sensor, a travs deunos orificios; una placa conforma el cuerpo dela herramienta y la otra es un electrodoprotegido con tefln. El fluido que penetra actacomo un aislante o dielctrico, y un campoelctrico es aplicado al rea de flujo en formaradial con un determinado voltaje, desde la

superficie. Electrnicamente esta medida esconvertida a frecuencia, (cuentas por segundo)enviada y registrada en superficie. Lasconstantes dielctricas de los fluidos semuestran en la siguiente tabla:


SENSOR DEL HYDROMETER


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EFECTO DE LA CAPACITANCIA

EFECTO DE UN DIELCTRICO

SENSOR DEL HYDROMETER

TEORA DE OPERACIN



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Fluido K Frecuencia (Hz)

Agua 60-80 8000-9000

Petrleo 2-4 18000-25000

Gas 1-2 29000-32000

Se puede observar una gran diferencia entre los valores de constantedielctrica para el agua y el petrleo, lo cual hace que la herramienta sea unexcelente identificador de agua, permitiendo obtener un clculo de los

porcentajes de ambas fases en sistemas de agua y petrleo, especialmentecuando el agua es fresca y el petrleo pesado, y la diferencia de densidades esmnima.


CALIBRACIN DE LA HERRAMIENTA


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CALIBRACIN DE LA HERRAMIENTA

aguagas

agualog

CPSCPSCPSCPSYgas YgasYW 1

La calibracin de la herramienta HYDROTOOL es de vital importancia ya que establece dospuntos de referencia para hacer los clculos de porcentaje de agua y petrleo. La curva de

respuesta de la herramienta de frecuencia vs. Porcentaje de agua se muestra en la figurasiguiente, donde se toman dos sistemas de fluidos, un sistema agua-petrleo y el otro gas-petrleo. Esta carta de calibracin se obtiene @ condiciones estndar de superficie (14,7lpca y 60F). La respuesta de la herramienta es de tipo lineal a las mismas condiciones dePresin y Temperatura. La ecuacin para el clculo del Hold Up en un sistema agua-gas enfuncin de la frecuencia es:



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Por condiciones de diseo de la herramienta, ladiferencia de frecuencia (cps) entre petrleo yagua es de un 86% (1%) de la diferencia de

frecuencia (cps) entre gas y agua. Esto semantiene para todos los tipos de petrleos(diferentes grados API) y gas. Esto permiterealizar una calibracin entre agua y aire, y conel factor de 0,86 poder obtener una calibracinpara los sistemas de agua y petrleo; siendo

as la ecuacin para el clculo de Hold Up ensistemas de agua y petrleo:

)(*86.0 aguagasaguapetrleo CPSCPSCPSCPS

YoYW 1

)CPSCPS(*.

CPSCPSYo

aguagas

agualog

860



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Capacitancia (Hydro) Aplicaciones


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Capacitancia (Hydro). Aplicaciones

Mide la proporcin de agua en tuberaAnlisis de flujo con dos fases Anlisis de flujo con tres fases Determinar contactos hidrocarburo - agua estticos en el hoyo



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Respuesta del Medidor de corte de agua (HUM) en mezclas bifsicas

La calibracin del HUM se efecta en a condiciones de superficie, por observacin de larespuesta del sensor en aire, agua y petrleo. La respuesta en el fondo se determinacorrigiendo las lecturas de calibracin en superficie por temperatura y presin. Elproceso se efecta de la siguiente manera: con los grficos de la Fig. 5.10 y 5.11, secorrige por presin y temperatura, tanto para agua como para petrleo. La correccin

se sustrae de las seales en superficie. Con los valores corregidos se entra en elgrfico en papel para el HUM (Fig. 5.12) y se traza una lnea recta entre los dos puntosobtenidos. Con la lectura indicada para la mezcla, se obtiene en la abscisa el valor delndice de corte de agua. Para obtener el corte de agua en el fondo, es necesariocorregir el ndice de corte de agua con la carta adecuada (Fig. 5.13), por efectos dedeslizamiento entre las fases y la respuesta del sensor a la geometra en laherramienta.



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Respuesta del medidor de corte de agua en mezclas trifsicas

El siguiente mtodo de interpretacin permite resolver el problema de las tresincgnitas (volmenes de petrleo, agua y gas). A continuacin se especificanlos pasos que se deben seguir para conocer las tasas individuales de los fluidos(Fig. 5.14).

1. Obtener las retenciones individuales de cada fase, usando una grfica deconstante dielctrica contra la densidad del fluido.2. Estimar las velocidades de deslizamiento para el gas y el petrleo.3. Calcular las tasas de flujo individuales, los valores de retencin y lasvelocidades de deslizamiento para el gas y el petrleo.



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Medidores de Presin

Las mediciones de presin juegan un papel importante en la caracterizacin deyacimientos de hidrocarburos. Las mediciones de presin transicional o dinmica sonempleadas rutinariamente en la estimacin de la permeabilidad de la formacin, presindel reservorio, continuidad de la formacin y barreras del yacimiento. Luego esparticularmente esencial medir la presin y las variaciones de esta con un alto grado deprecisin para acompaar un eficiente desarrollo y explotacin de las formaciones de

hidrocarburo identificadas. Consecuentemente, los transductores deben ser capaces dedetectar pequeos cambios en la presin y ser capaces de soportar los severosambientes de los pozos de petrleo. En adicin, estos transductores deben tener unamuy alta sensibilidad a las variaciones de temperatura que pueden ser consideradasentre dos puntos de medicin a diferentes profundidades debido al gradientegeotrmico. La informacin de la presin (P) es necesaria en las ecuaciones cartas de

presin, volumen y temperatura (PVT). Esta informacin es crtica en la determinacinde la expansin/comprensin del gas, razones gas/petrleo (GOR) , factor de mermadel petrleo desde el hoyo hasta las condiciones de superficie ( y viceversa).



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Sensor de presin

El sensor de presin es otra de lasherramientas ms comnmente bajadas enla sarta del registro de produccin.

Con esta herramienta se pueden realizarpruebas de presin. (Restauracin yFluyente)

Longitud 1.09 m 3.57 pies

Dimetro 42.9 mm 1 /6"

Tipo del transductor Quartzdyne

Presin 117 Mpa 17 KPSI

Temperatura 150 C 302 F

Resolucin 0.07 Kpa 0.01PSI

Exactitud + 0.02% FS

Repetibilidad 0.07 Kpa 0.01PSI

Linealidad 0.07 Kpa 0.01PSI


Medidores de ruidos (Hidrfonos)


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Medidores de ruidos (Hidrfonos)

Los hidrfonos se usan para escuchar

ruidos producidos en el fondo del pozo, conel fin de detectar roturas en las tuberas;permiten confirmar la interpretacin de flujodetrs del revestidor y la deteccin defluidos. El hidrfono (Fig. 6.1) captaminsculas variaciones de presin

producidas por el sonido y las enva a lasuperficie. Las mediciones se efectandeteniendo la herramienta a la profundidadrequerida, para evitar los ruidos causadospor el movimiento de la herramienta. Launidad de medida de esta herramienta es(RMS) voltios. Existen dos tipos dehidrfonos: de Frecuencia Simple(Continuo) y de Frecuencia Mltiple(Estacionario).



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La herramienta posee un transductor que convierte elsonido en una seal elctrica, la cual es amplificada ytransmitida hasta la superficie mediante un cable. Elruido dentro del pozo se encuentra en funcin de laaceleracin, o turbulencia, y del movimiento defluidos, por causa de la variacin en la presindiferencial. As se generan diferentes tipos de ruido, yestos pueden clasificarse mediante el anlisis del

espectro de frecuencia de la seal en comparacincon patrones simulados en laboratorio, ya que lasfrecuencias son separadas en grupos (200, 600,1000, 2000 Hz). Los valores se presentan como unaserie de puntos en escala logartmica, lo cual haceposible la interpretacin visual del registro. Ademseste tipo de perfiles se emplean para confirmarsituaciones, combinados con otros registros,generalmente de temperatura.



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Las mediciones se efectan deteniendo la herramienta a la profundidad

requerida, para evitar los ruidos causados por el movimiento de laherramienta, y la unidad de medida de esta herramienta es (RMS)voltios. El modelo disponible de esta herramienta se muestra con suscaractersticas como sigue:


Medidores de temperatura


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(Termmetros)

Los termmetros fueron probablementelas primeras herramientas de produccinutilizadas. Su uso para la ubicacin deentradas de gas y lquidos, y para definircapas, fue descrito por M. Schlumbergeren 1936. Hoy en da existen pequeasherramientas capaces de medir la

temperatura y sus variaciones con granprecisin y resolucin en pozosproductores e inyectores. Lostermmetros se utilizan para obtenermedidas de temperatura absoluta,gradientes de temperatura y perfiles detemperatura y, en forma cualitativa, paraobservar los cambios anormales, como lalocalizacin de entrada de fluidos y flujopor detrs del revestidor.



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Principio de medicin y descripcin de la herramienta:

Esta herramienta consiste en un elemento sensor conformado por un filamento deplatino, cuya resistencia cambia con los cambios de temperatura al estar expuesto alfluido del pozo. El filamento es un brazo de un circuito sensitivo que controla lafrecuencia de un oscilador en el cartucho electrnico de fondo. La unidad de medicinde esta herramienta es grados Fahrenheit (F).

Principio de operacin

La mayora de las herramientas de temperatura trabajan en base a un principio similarutilizando la variacin elctrica en la conductividad de un alambre delgadoacompaado por los cambios de temperatura en un ambiente dado. En el modeloestndar las variaciones en la resistencia de un resistor de platino son medidosusando un wheatstone brigde. En la prctica el rango de medicin del sensor es 13Fa 347F. Esto corresponde a un sensor de resistencia de 408 a 759 ohms. Laresistencia nominal es 453 a temperatura ambiente de 32 F. La resolucin detemperatura es 0.0014 F s el grabado a 1800 fph.



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Las caractersticas principales de las herramientas se presentan en latabla incluida a continuacin:


Aplicaciones


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Es importante aclarar que las condiciones del pozo previas a la toma del perfil

de temperatura determinan la utilidad de la medicin. Los perfiles son tomadosusualmente bajo condiciones estabilizadas de produccin o de inyeccin o aintervalos regulares una vez que el pozo ha sido cerrado y las formaciones vanretornando a su equilibrio geotrmico. Las aplicaciones ms importantes sonlas siguientes:a. Se pueden derivar perfiles semi-cuantitativos de pozos de inyeccin de agua

o de gas con un registro corrido durante la etapa estabilizada.b. La ubicacin de las zonas que han recibido inyeccin se puede encontrarcon una serie de perfiles tomados con el pozo cerrado despus que lainyeccin se ha detenido.c. Una serie de perfiles tomados despus de un fracturamiento permite evaluarla efectividad del tratamiento.

d. La entrada de gas en un pozo en produccin se puede detectar por el efectode enfriamiento que se produce en el punto de entrada.e. La entrada de lquidos, petrleo o agua causa anomalas en el perfil.f. Frecuentemente es posible detectar movimientos de fluidos por detrs de latubera con un perfil de temperatura.



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TemperaturaAplicaciones

Determinacin del gradiente geotrmico

Deteccin de fugas mecnicas

Definicin de puntos de entrada o salida de fluido en elhoyo

Deteccin de canalizaciones

Deteccin de zonas ladronas

Evaluacin de estimulaciones



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Se han realizado algunos esfuerzos para ubicar las zonas productoras de aguapor comparacin de una serie de corridas efectuadas con pozo cerrado, con lacorrida efectuada con el pozo produciendo a condiciones estabilizadas. La tasade cambio de temperatura estar relacionada con la temperatura final e inicial,la conductividad y capacidad trmica de la matriz de la roca, las saturacionesde petrleo, gas y agua de la roca y la geometra del sistema. Debe suponerse

que no hay flujo cruzado interno en la roca cuando el pozo se cierra en lasuperficie, condicin que en la prctica es difcil de determinar. Dado que latemperatura del hoyo se desplaza del gradiente geotrmico por causa de laproduccin de los fluidos del pozo, la resolucin de la herramienta se reduciren los puntos de menor entrada. Obviamente, hasta los resultados cualitativosdeben ser difciles de obtener y por lo tanto, ser tomados con precaucin.


I t t i d l i t d T t


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Interpretacin de los registros de Temperatura

La interpretacin de los registros de temperatura es a menudo cualitativa. Comoejemplo de la evaluacin cualitativa de flujo de fluido esta el indicado por la desviacindel gradiente geotrmico. El gradiente geotrmico es el incremento natural,regularmente lineal, en la temperatura con profundidad de formacin. Dada laoportunidad para estabilizarse bajo condiciones estticas, el pozo exhibir el gradientegeotrmico; por lo tanto, las lecturas actuales de temperatura que se desvan delgradiente geotrmico acompaan condiciones de flujo, las cuales pueden ser inferidas

de esas lecturas.Un registro de temperatura puede ver detrs de la tubera (como lo hace un registrotrazador, de ruido o un registro de corte de agua). Usualmente, la distincin no puedeser hecha respecto a flujo en el casing versus flujo detrs del casing. Un registro deflujo dentro del casing tiene que ser usado en conjunto con una completa evaluacin dela situacin. Otro uso importante de las mediciones es proporcionar porcin de latemperatura (T) para las ecuaciones tipo y cartas PVT. La informacin de latemperatura es critica para la determinacin de la expansin / comprensin del gas,GOR, y el factor de merma de petrleo desde el hoyo hasta las condiciones ensuperficie y viceversa.


EJEMPLOS DEL REGISTRO DE TEMPERATURA


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TEMPERATURA (F)TEMPERATURA LIQUIDOS


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A


TEMPERATURA LIQUIDOS : Dependencia del Caudal


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TEMPERATURA (F)

TEMPERATURA LIQUIDOS : Dependencia del Caudal


TEMPERATURA LIQUIDOS: Dependencia del Tiempo de Produccin


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TEMPERATURA LIQUIDOS: Dependencia del Tiempo de ProduccinTEMPERATURA (F)

ASINTOTA 500 B/D, 100 DIAS

ASINTOTA 500 B/D, 10 DIAS

ASINTOTA 500 B/D, 1 DIA


TEMPERATURA (F)

TEMPERATURA LIQUIDOS : Varias Zonas Produciendo sin Efectosde Friccin


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1000 B/D

800 B/D

ASINTOTA 1000 B/D

ASINTOTA 1800 B/D

ASINTOTA 2300 B/D

500 B/D


TEMPERATURA LIQUIDOS : Varias Zonas Produciendo con Efectosde Friccin


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TEMPERATURA (F)

1000 B/D

800 B/D

ASINTOTA 1000 B/D

ASINTOTA 1800 B/D

ASINTOTA 2300 B/D

500 B/D


TEMPERATURA (LIQUIDOS, VARIAS ZONAS PRODUCIENDO)


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TEMPERATURA (F)

CALENTAMIENTOPOR FRICCION

ENFRIAMIENTO PREMATUROTEMPERATURA CON POZOCERRADO POCO DESPUESDEL CIERRE

POZO FLUYENDO

( )


TEMPERATURA (diagnstico)


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TEMPERATURA (F)

NO HAY FLUJO DESDE ABAJO

SI HAY FLUJO DESDE ABAJO

FLUYENDOCERRADO


TEMPERATURA (GASES)


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TEMPERATURA (F)

AEfecto Joule&Thompson

( )


Temperatura (Gases)


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Temeperatura (F)

La magnitud del enfriamiento es

directamente proporcional a Dp enla formacin y al caudal (masa de gas )

producido.

Magnitud del EnfriamientoAbsoluto

Relativo

Mayor Dp------> Menor Permeabilidad yMayor skin

Temperatura (Gases)



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REGISTRO DE


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TEMPERATURAFLUYENTE

ZONADE GAS

GRADIENTEDE TEMPERATURAESTATICA

GRADIENTEDEFORMACION

TEMPERATURA DEL POZO

FUGA EN TUBERIADEPRODUCCION

TEMPERATURA ( F)

PROF

UNDIDAD(PIES)

60 80 100 120 140 160 1806000

5000

4000

3000

2000


TRAZADORES RADIOACTIVOS


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FUNCIN: Esta herramienta es empleada para registrar perfiles en

pozos inyectores y determinar el patrn de viaje de los fluidosinyectados fuera del revestidor.

PRINCIPIOS BSICOS: Emplea un dispositivo estndar de rayosgamma que posee un detector mltiple para realizar el monitoreo y unacmara que expulsa el material radioactivo.

MEDICIN: La herramienta mide el tiempo de retorno de los rayosgamma ( segundos).


INTERPRETACIN : La interpretacinse realiza de manera visual en las corridas


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Q = 6,995 . X .( D2d2 )

TDonde:

X = Espaciamiente entre los detectores (59 pulg.)

D = Dimetro interno del revestidor (pulg.)

d = Dimetro externo de la herramienta (1,688pulg.)

T = Tiempo (seg.)

Q = Caudal (B/D.)

se realiza de manera visual en las corridasefectuadas a diferentes intervalos de

tiempo o utilizando la siguiente ecuacin:


Ambiente de los Registros de Produccin


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El ambiente de las herramientas de produccines muy diferente al de Los registros a hoyoabierto. En primer lugar hay normalmente unaCompletacin la cual puede tomar muchasformas. La zona del yacimiento pude ser unhoyo abierto, casing perforado o empaque degrava. Puede haber una sola o multiples zonasy una o multiples tuberas. El registro es

normalmente corrido en condicionesdinmicas, en el pozo fluyen mezclas defluidos y gases (Petrleo, agua, polimeros,Metano+, N2, CO2, H2S, He). Muy a menudohay slidos presentes formacin, parafinas,scale, frac propant, etc; por lo tanto sumocuidado y atencin tiene que ser tomado en elprograma de registros as el mximo deinformacin ser obtenido para definir elproblema.


Registros y Procedimientos de Interpretacin


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El procedimiento para asegurar un registro de

produccin exitoso es simple y puede ser dividido endos o tres pasos:1. Programar el trabajo2. Corriendo el trabajo (correr la herramienta), y3. Interpretar la data

Programacin del TrabajoEl primer paso es definir el problema: por ejemplo, laproduccin de petrleo esta declinando, el corte deagua esta incrementando. Luego realizar una lista ycuantificar los sntomas y condiciones del pozo, porejemplo: Incremento del Corte de agua

Declinacin de la produccin GOR Presin en el cabezal de la tubera Gravedad del petrleo Gravedad del gas


Luego definir los sensores necesariosas como la tcnica necesaria para


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precoger la data requerida. (laconfiguracin mecnica del pozo debeser considerada). Esto debe incluir:

Velocidad del fluido, densidad,presin y temperatura necesaria paraser medida. La data debe ser tomada vs. la

profundidad y vs. el tiempo con el pozoen ambas condiciones ( fluyendo ,esttico) ID del casing, profundidad total,desviacin Intervalos perforados, profundidades Llenado (Nivel del fluido, TD)

Luego determinar si existe posibilidadrazonable de resolver el problema conlos sensores disponibles.


Correr la Herramienta: El segundo paso comienza conla recoleccin de toda la data requerida


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la recoleccin de toda la data requerida. Calibrar las herramientas

Mantenimiento del control de la profundidad Grabar la data ptica y magnticamente

Interpretacin de la Data: Escoger un modelo deinterpretacin sencillo o bifsico. Seleccionarinterpretacin computarizada o manual. En amboscasos las ecuaciones generales son las mismas.

Qh= Yh Qt Yh (1 Yh) vs AQl= Qt Qh

Donde:Qt= rata de flujo totalQh= rata de flujo de la fase mas pesadaQl= rata de flujo de la fase mas liviana

Yh= holdup de la fase mas pesada (porcentajedecimal por volumen)Vs= velocidad de la fase liviana relativa a la fasepesada

A= rea seccional


TABLA 2.3 APLICACIONES DE LOS REGISTROS DE PRODUCCION .

PERFILES DE PRODUCTIVIDADTemperaturaFlowmeter

CANALIZACIONESTemperaturaRayos Gamma


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FlowmeterDensidad de FluidoHydro

Trazador RadioactivoCalibreHoldup Horizontal

Rayos GammaTrazador RadioactivoRegistro de Cementacin

Ruido

PERFILES DE INYECTIVIDADTemperaturaFlowmeterTrazador RadioactivoCalibre

FUGAS MECANICASTemperaturaFlowmeterTrazador RadioactivoCalibreEspesor MagnticoRuido

CONIFICACIONTemperaturaRuidoNeutrn Pulsante

CALIDAD DEL CEMENTOTemperaturaRuidoRegistro de CementacinTrazador Radioactivo

FLUJO CRUZADOTemperaturaFlowmeterTrazador RadioactivoRuido

ZONAS LADRONASTemperaturaFlowmeterTrazador RadioactivoRuido

INCREMENTO DEL CORTE DE AGUANeutrn PulsanteTemperaturaFlowmeterDensidad de Fluido

EVALUACION DEL REVESTIDOREspesor MagnticoCalibre Multi Brazo


0 80000CCL

279 5 281 5

TEMPERATURA-2.5 17.5

0.6 1.1

DENSIDAD DE FLUIDO

SPINNERS

Balance de Materia

Yw+Yo=1

IDENTIFICACION DE FLUIDO


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279.5 281.5TEMPERATURA

6000 7000PRESION 0 15000QTOTAL0 15000QWATER

2500 3500CAPACITANCIA DE FLUIDO

14700

14800

14900

15000

15100

15200

15300

15400

Mezcla Perfecta

wYw+oYo=f

Velocidad de

deslizamiento

Vs=Vo-Vw=f(Yw, w-o)

SpinnerQt=1.4ID

2 (0.83Va)

0.83Va=xoVo+ xwVw

xo=Yoo/f

Qt=Qw+Qo

Qw=1.4ID2VwYw

Qo=1.4ID2Vo Yo

Densidad

Capacitancia

Temperaturas

Tema # 2. Interpretacin de Registros de Produccin-

0 150

GDF19580 9650

ADF19610 9680

0 10

PERF1

1.2 15.2

SDF1280 281

TDF1

.1 1.1

DDF12500 5000

FDF12500 5000


171/173

16050

16100

16150

16200

16250

16300

PDF1280 283

TDF1280 283

FUS1.1 1.1

DDS1


EJEMPLO DE UN REGISTRO DE PRODUCCIN


172/173


Perfil de Produccin Multifase


173/173

Example

Example

Perfil de Produccin Multifase

5. interpretación de registros de producción

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