CAPÍTULO 14.2

Registros de Producción

14.2.1 Introducción.

Los registros de producción presentan mediciones a condiciones de fondo de los parámetros de los fluidos sobres

zonas de interés, esta información particularmente define el movimiento del fluido dentro y cerca del agujero del pozo.

Las mediciones dan una información detallada sobre la naturaleza y el comportamiento de los fluidos durante la

producción o la inyección. La mayoría de las aplicaciones de estos registros incluyen:

La Evaluación de la eficiencia en la terminación..

La Detección de problemas mecánicos

La Evaluación en la eficiencia de los tratamientos realizados al pozo.

El Monitoreo en la productividad o inyectividad del pozo.

La Detección de zonas ladronas, canalización en el cemento.

La Determinación de las características del yacimiento.

Una familia de herramientas para registros de producción, es diseñada específicamente para la medición y evaluación

del desempeño en la productividad o la inyectividad del pozo. Las herramientas que ahora están incluidos son los

siguientes:

Temperatura

Densidad de fluido (Gradiomanómetro)

Medidor Volumétrico (Flow view, GHOST)

Molinetes tipo Fullbore

Molinete tipo continuo

Manómetros (detector de zafiro, Cuarzo)

Calibrador de tubería. (Caliper)

Actualmente, la mayoría de estas herramientas pueden ser combinadas de tal forma que es posible hacer solamente

una corrida en el pozo evitando la necesidad de interrumpir la producción o inyección entre corridas. Por lo tanto, los

diferentes registros pueden ser esencialmente realizados bajo idénticas condiciones de pozo.

Desde que estas mediciones son realizadas simultáneamente, las correlaciones son menos afectadas por alguna

inestabilidad del pozo que podría causar condiciones de fondo variables sobre un periodo de tiempo. La herramienta

de producción incluye un localizador de collares y una herramienta de rayos gamma para control de profundidad.

14.2.2 Definición de un Registro de Producción.

El propósito principal de los registros de producción es obtener los conocimientos mas detallados posibles sobre la

naturaleza y el comportamiento de los fluidos durante la etapa de producción o inyección del pozo.

El gran valor de los registros de producción cae en la habilidad para determinar los patrones dinámicos de flujo de los

fluidos del pozo bajo condiciones estables de producción o inyectividad. Por diferentes razones, la información de

producción obtenida por otras fuentes puede crear conceptos erróneos. Algunas de estas razones son:

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Las mediciones en superficie de presión, temperatura y taza de flujo no necesariamente diagnostican lo que

esta pasando en el pozo.

El movimiento de fluidos fuera de los patrones normales, tal como la canalización a través del cemento en el

espacio anular, puede ser detectado por los registros de producción.

La medición en la eficiencia de los disparos zona por zona es frecuentemente necesaria para identificar la

producción actual o los intervalos que están admitiendo.

Los registros de producción, por lo tanto tienen aplicaciones útiles en dos amplias áreas: evaluación sobre el

desempeño del pozo con respecto al yacimiento y el análisis de problemas mecánicos.

En pozos productores, los registros de producción pueden determinar cual intervalo han dejado de aportar fluidos,

conocer los tipos y proporción de los fluidos producidos y medir las condiciones de fondo de temperatura, presión y la

taza de flujo a las cuales los fluidos están fluyendo.

En los pozos de inyección, los registros de producción son adecuados para el análisis debido a que el fluido es de una

fase, conocido y controlado. El objetivo de este registro es usualmente localizar las zonas que están admitiendo fluido

y para detectar perdidas de inyección a través de la tubería de revestimiento. En la ausencia de conocer lo contrario,

uno usualmente asume que el pozo esta hidráulicamente sellado y que los líquidos que están viniendo son de donde

pertenecen. Algunas de estas situaciones que pueden suceder son:

Fugas en Tuberías de revestimiento

Fugas en tuberías de producción

Fugas en empacadores

Comunicación a través del espacio anular debido un pobre cemento.

Zonas Ladronas.

Las siguientes figuras, muestran como estas condiciones pueden proporcionar una conclusión completamente errónea,

cuando la información del desempeño del pozo proviene solamente de las mediciones en superficie.

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Fig. 14.2.1 Fuga en Tubería de Revestimiento

Fig. 14.2.2 Fuga en Tubería de producción y Empacador.

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Fig. 14.2.3 Canalización

Fig. 14.2.4 Flujo Cruzado

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Fig. 14.2.5 Producción de Agua

Las soluciones a estos y muchos otros problemas en la producción de los pozos, pueden ser encontrados por los

registros de producción. Los registros de producción pueden ser usados para realizar una evaluación cuantitativa en

flujos monofásicos, bifásicos y evaluaciones cualitativas donde el régimen de flujo es de fase múltiple.

Aunque la precisión de los registros de producción es buena, se debería comprender que la precisión cuantitativa de la

interpretación esta limitada. Existen variables que no pueden ser medidas y suposiciones que simplifican la

evaluación, deben ser realizadas en algunas áreas. Por ejemplo, no sería adecuado esperar un análisis de producción

para clarificar una diferenciación entre 500 y 525 BPD. Sin embargo, los resultados relativos son excelentes.

Usualmente, los resultados disponibles de flujo medidos en superficie se utilizan para correlacionar y refinar los

resultados obtenidos. En otra situación, los patrones de flujo a condiciones de fondo son nuestro interés

primario que las tazas de flujo absoluta.

Sin embargo, en condiciones favorables, la interpretación de los registros de producción puede proveer valores de taza

de flujo de buena precisión cuantitativa. La precisión a esperar depende ampliamente sobre los regimenes de flujo a

condiciones de fondo, los cuales pueden ser de una sola fase o varias fases.

El flujo de una sola fase, es siempre encontrado en pozos de inyección y pueden también existir en aceite limpio o

productores de gas. Sin embargo, condiciones de varias fases pueden existir cerca del fondo del pozo aún cuando la

producción en superficie observada, está libre de agua.

En general, el flujo de fluidos de una sola fase esta dividido en dos amplias clases, flujo laminar y flujo turbulento. El

término laminar es aplicado a un patrón de flujo suave, estructurado de tal forma que el fluido tiene una velocidad

uniforme paralela al eje del pozo. El flujo turbulento se caracteriza por aleatorio con corrientes circulares locales a

través del fluido.

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En flujos laminares, el fluido adyacente a la superficie de la tubería es estacionario o con velocidad cero, y la máxima

velocidad es encontrada al centro de la tubería. El perfil de la velocidad sobre la sección de la tubería es parabólico.

En flujos turbulentos, el fluido adyacente a la superficie de la tubería es nuevamente estacionario o con velocidad cero.

Sin embargo, el perfil de velocidad es mucho más plano que para un flujo laminar. En las figuras 14.2.6 y 14.2.7 se

presentan los perfiles del flujo laminar y turbulento.

Fig. 14.2.6 Flujo Laminar Fig. 14.2.7 Flujo Turbulento

Experimentos muestran que el Numero de Reynolds, determina si el flujo será laminar o turbulento. El número

de Reynolds esta definido como:

Ec.14.2.1

Donde: ρ es la densidad de fluido, μ es la viscosidad, d es diámetro de la tubería y es la velocidad promedio del

fluido, algunas veces llamada como velocidad superficial. Esta velocidad esta dada por la siguiente ecuación.

Ec. 14.2.2

Donde: q es la taza de flujo volumétrica y A es el área de la sección transversal interna de la tubería.

Existe un valor de definido, en el cual por debajo de este valor; la turbulencia no existe. Este valor es 2000.

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Usualmente, el flujo es completamente turbulento para valores de

En cualquier caso, el flujo medido por un molinete es más probable que ocurra cerca del centro de la tubería y por

consecuencia mayor al flujo promedio. Esta discrepancia es tomada en cuenta por medio del factor de corrección de la

velocidad Cv.

Ec.14.2.3

El factor Cv es conocido por experimentación y ha dado resultados satisfactorios sobre un amplio rango de

condiciones. Un valor promedio es de 0.83

El flujo de fase múltiple es un fenómeno mucho más complejo que el flujo monofásico. A no ser que los fluidos sean de

la misma densidad, las diferentes fases se mueven hacia arriba a diferentes velocidades, con la fase más ligera

moviéndose más rápido. Esta diferencia en velocidades que se presenta entre la fase ligera y la pesada, es llamada la

velocidad de deslizamiento.

La cantidad de espacio de la sección transversal que la fase ligera ocupa cuando sé esta moviendo más rápido que la

fase pesada es menor que la taza de flujo proporcional. La relación entre la taza de flujo, el Holdup, el área de flujo y la

velocidad de deslizamiento, es presentada por la siguiente ecuación.

Ec. 14.2.4

Donde Qh es la taza de flujo de la fase pesada, Yh es el holdup de la fase pesada, Qt es la taza de flujo total, Vs es la

velocidad de deslizamiento y A es el área de flujo.

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Fig. 14.2.9 Velocidad de Deslizamiento

La figura 14.2.10 muestra un estudio de laboratorio del flujo relacionando la velocidad de deslizamiento y la desviación

del pozo para el aceite y el agua. Unos cuantos grados en la desviación del pozo puede crear grandes cambios en el

régimen de flujo.

Fig. 14.2.10 Velocidad de Deslizamiento y Desviación del pozo

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Los patrones de flujo asumidos por las mezclas de gas-aceite o aceite-agua mientras ascienden con el flujo, son

clasificados como regimenes de flujo. Un régimen de flujo es específico para el numero de fases fluyendo, la taza de

flujo de cada fase y la geometría del pozo.

Fig. 14.2. 11 Regimenes de Flujo

La figura 14.2.11 resume los cuatro principales regimenes de flujo de aceite y agua encontrados en los pozos. Esto

muestra la influencia del volumen de aceite o agua y la desviación sobre la distribución de fluidos en los cuatro

regimenes. Algunas características se definen a continuación.

Régimen 1.- 50%-50% del volumen de aceite-agua en pozos ligeramente verticales. Muestra una mezcla de fase

continua con aceite dentro de la fase de agua y agua dentro de la fase de aceite.

Régimen 2.- 70% de volumen de agua para una desviación de 60 grados. El aceite tiende a fluir mas rápidamente a lo

largo del lado superior del pozo, el cual esta llenado con una fase continua de agua.

Régimen 3.- 50%-50% del volumen de aceite-agua en pozos ligeramente horizontales. La fase de aceite segregado a lo

largo del lado superior del pozo. Ademas, la fase de agua esta viajando a lo largo del lado inferior del pozo con una

delgada internase mezclada.

Régimen 4.- 20% de volumen de agua para una desviación de 60 grados. El agua tiende a fluir mas lentamente a lo

largo del lado inferior del pozo, el cual esta llenado con una fase continua de aceite.

Las herramientas de los registros de producción miden temperatura y presión a condiciones de fondo, volumen de la

mezcla de fluido y el perfil de la velocidad total. A partir de estas mediciones, tazas individuales a condiciones de

fondo pueden ser computadas por zonas, Qo, Qg, Qw.

Las ecuaciones mostradas a continuación explican como convertir las tazas a condiciones de fondo derivadas por la

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medición del PLT a tazas de flujo a condiciones de superficie. Además de esto, si las ecuaciones son invertidas,

proveerán un método para estimar la taza total a condiciones de fondo desde las tazas de flujo medidas en superficie.

La figura 14.2.12 representa estos conceptos.

Fig. 14.2.12 Medición de Superficie a partir de condiciones de Fondo

Volumen de Aceite en Superficie

Ec. 14.2.5

Volumen de Gas en Superficie

Ec. 14.2.6

Volumen de Agua en Superficie

Ec. 14.2.7

La figura 14.2.13 muestra un conjunto de herramientas básicas para realizar los registros de producción.

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Fig.14.2.13 Herramientas básicas para los registros de producción.

14.2.3 Medición de la Velocidad de Flujo – Molinetes.

Los medidores de flujo miden las diferentes tazas de flujo. Estas tazas de flujo están en función de la posición del

medidor de flujo en el pozo y del tipo de fluido. Los medidores de flujo más comunes usan una hélice o molinete, la

cual esta girando por el flujo del fluido. La taza a la cual el molinete gira; es utilizada para medir la velocidad del fluido.

El principio detrás de la operación de un molinete es similar al movimiento de un tornillo siendo girado dentro de una

tuerca. La cantidad de energía transferida durante cada rotación de un molinete esta definida por la combinación de:

La longitud de las hélices

El ángulo de las hélices

El área de las hélices

La densidad y la viscosidad del fluido en el cual la hélice esta girando.

La combinación de la longitud y del ángulo de la hélice, es usada para calcular el spinner pitch. El spinner pitch es la

longitud de paso de la hélice a lo largo del eje del molinete. A continuación, la figura 14.2.14 representa lo anterior.

Fig. 14.2.14 Spinner Pitch

Para girar el molinete durante una vuelta, el fluido debe viajar el desplazamiento vertical de la hélice del molinete. Por

lo tanto, la velocidad del fluido es el desplazamiento multiplicado por el numero de rotaciones por unidad de tiempo.

El molinete consiste de magnetos permanentes conectados a su eje, los cuales están montados entre los valeros

hidráulicos. La rotación del molinete induce una señal de corriente alterna en una bobina colectora. La taza de rotación

en revoluciones por segundo (rps) del molinete, esta en función de la velocidad del fluido incidente (Vf). Una

representación de esto es la figura 14.2.15.

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Fig.14.2.15 Funcionamiento de un Molinete

Como resultado, la rotación del molinete esta afectada en decreciente orden por:

La velocidad del fluido y de la herramienta.

La densidad del fluido

La viscosidad del fluido.

Existe una convención básica para la dirección del movimiento de la herramienta y la rotación del molinete. La

velocidad es positiva cuando la herramienta va hacia abajo y la velocidad es negativa cuando la herramienta se

mueve hacia arriba. Esto aplica para pozos productores. Lo inverso es para los pozos con inyección. Un ejemplo es

mostrado en la figura 14.2.16.

Fig.14.2.16 Convención de Dirección del Molinete

Para un molinete ideal sin fricción interna, la respuesta del molinete en función de la velocidad relativa del fluido

podría ser puramente lineal con una pendiente relacionada a la densidad del fluido. Debido a la fricción interna sobre

los valeros del molinete, existe una pequeña cantidad de fuerza de inercia, la cual debe estar prevaleciente antes de

que el molinete empiece a girar. Además de la fricción mecánica, el incremento en la viscosidad del fluido también

provee una resistencia para la rotación del molinete. A continuación, la figura 14.2.17 muestra las respuestas del

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molinete.

Fig.14.2.17 Respuestas del Molinete

Los molinetes de generaciones anteriores, frecuentemente indican solamente la taza de sus rotaciones pero no de la

dirección. Estos molinetes son conocidos como molinetes No-Direccionales. Sin embargo, los molinetes modernos

también indican su dirección de rotación. Esta dirección podría ser a favor o en contra de las manecillas del reloj. En

otras palabras, estos molinetes pueden ser usados para determinar, si el fluido esta ascendiendo más rápido que la

herramienta. Estos molinetes son conocidos como molinetes Direccionales. La siguiente figura muestra una

respuesta de estos molinetes.

Fig.14.2.18 Respuesta de un Molinete Direccional

Sin considerar que los molinetes siendo direccionales o no-direccionales, pertenecen a uno de dos tipos, molinetes

continuos o molinetes fullbore. Los molinetes continuos usan una pequeña hélice la cuál esta siempre abierta y libre

para girar. Estos molinetes miden solamente una pequeña proporción de la sección del área para fluir. Los molinetes

fullbore utilizan hélices de repliegue dentro de una jaula que puede ser colapsada por el diámetro del hueco. Estos

molinetes proveen una magnifica cobertura de la sección del área para fluir aun por debajo de pequeños diámetros en

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la tubería de producción.

14.2.4 Medición de Densidad de Fluido.

Un medidor de densidad de fluido mide los cambios en presión sobre una distancia dada.

Los modernos gradio-manómetros transfieren la presión del pozo desde dos puertos u orificios a cada lado de un

medidor de presión de cristal, lo cual entonces permite medir la muy pequeña diferencia en presión. El diagrama del

gradio-manómetro se presenta en la figura siguiente.

Fig.14.2.19 Diagrama de un Medidor de Densidad de Fluido.

Estos dos puertos están separados a dos pies de longitud y la presión es transferida a través de una tubería interna

llenada con aceite de silicón. Este tipo de gradio-manómetro mide con extremadamente alta precisión, la diferencia en

densidad entre el fluido del pozo fuera de la herramienta y el aceite de silicón dentro de la herramienta.

El gradio-manómetro mide directamente la diferencia de presión entre dos puertos a lo largo de la herramienta de

producción. El gradio-manómetro utiliza el principio, de que; el gradiente de presión hidrostática de un fluido esta

directamente asociado con la densidad del fluido. Para las unidades oilfield, la relación de esta representada por

la siguiente ecuación 14.2.8 y se simplifica para un gradiente de 0.433 psi/ft, igual a 1 gr/cc. La figura 14.2.20

representa este concepto.

Ec. 14.2.8

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Fig.14.2.20 Principio de Operación del Gradio-manómetro

Las aplicaciones del gradio-manómetro son específicamente las siguientes. Identificación de fluidos, entrada de fluidos

y valores de la mezcla de fluidos para realizar los cálculos necesarios y entonces conocer el Holdup.

El gradio-manómetro mide la presión entre dos puntos a lo largo de las herramientas de producción. Sin embargo,

la conversión de la presión esta basada sobre la diferencia vertical de estas mediciones. Por lo tanto, cuando el

pozo esta desviado; la densidad medida por el gradio-manómetro es corregida de acuerdo con las ecuaciones

presentadas en la figura 14.2.21.

Fig.14.2.21 Corrección del gradio-manómetro por densidad del fluido

Aunque la causa dominante de la presión entre los puertos superior e inferior es debido al peso de la mezcla de

fluido. Las lecturas del gradio-manómetro no son exclusivamente una función de la densidad de fluido, sino depende

de otros factores como el efecto cinético, el efecto de fricción y el efecto del jet de flujo. La figura 14.2.22 representa

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una respuesta del gradio-manómetro a estos factores.

Fig.14.2.22 Efectos en la Respuesta del Gradio-manómetro

Para mejorar la consistencia en las mediciones del gradio-manómetro, recientes desarrollos en el arreglo físico del

mismo han sido realizados para reducir los efectos del jet del fluido y reducir también la magnitud de los efectos de

fricción sobre las mediciones. La figura 14.2.23 muestra los efectos de fricción debido al flujo del fluido sobre un

gradio-manómetro convencional y uno invertido.

Fig.14.2.23 Comparación de los efectos de Fricción.

14.2.5 Otras Mediciones – Temperatura, Presión, Dieléctrico.

Para las mediciones de la temperatura del pozo a condiciones de fondo, la mayoría de las herramientas utilizan la

variación de la conductividad eléctrica de un metal relacionada con los cambios producidos por los efectos de

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temperatura. Típicamente, un resistor de temperatura esta fabricado de un material para el cual, la resistividad

eléctrica es una función conocida de la temperatura.

En una forma para reaccionar rápidamente a la temperatura, las herramientas para los registros de temperatura están

diseñados con elementos sensibles expuestos directamente a los fluidos del pozo. Un detector de temperatura es

presentado en la figura 14.2.24.

Fig.14.2.24 Detector de Temperatura

Las principales aplicaciones de las mediciones de temperatura son para localizar entradas de fluidos y para determinar

flujo por detrás de la tubería de revestimiento.

Los detectores que son utilizados por Schlumberger para las mediciones de temperatura son conocidos como RTD.

Estos detectores son resistores de temperatura de platino los cuales no son afectados por los regimenes de flujo.

Las mediciones de la temperatura de fondo proporcionan información sobre el ambiente de producción del pozo. Esto

es realizado por la observación de los cambios con respecto al gradiente geotérmico, el cual subsiste cuando no hay

movimientos de fluidos. Cuando el fluido entra al pozo y viaja verticalmente, se produce un efecto causando una

distorsión con respecto al gradiente geotérmico. Esta distorsión está relacionada a la temperatura y a la taza de flujo

del movimiento del fluido. Un ejemplo se presenta en la figura 14.2.25.

Fig.14.2.25 Entrada de fluido registrado por la Temperatura.

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Cualquier movimiento de fluidos inmediatamente por detrás de la tubería de revestimiento puede también causar

variaciones en la temperatura del pozo en relación del gradiente geotérmico.

Aunque las herramientas para los registros de temperatura están diseñadas con elementos sensibles a los cambios de

temperatura, existe todavía un tiempo muerto en las mediciones. Este tiempo muerto sucede debido a la inercia

térmica, la cual causa; que las variaciones en la temperatura aparecen profundas sobre las pasadas bajando y

someras en las pasadas hacia arriba. Esto puede ser minimizado registrando lentamente en la primera corrida en el

pozo. Sin embargo, si la temperatura es registrada demasiado rápida, los cambios ligeros en la temperatura del fluido,

podrían ser desapercibidos. La figura 14.2.26 muestra el efecto del tiempo de retraso en la temperatura.

Fig.14.2.26 Tiempo muerto en la Temperatura.

Además de la mediciones anteriormente explicadas, las mediciones de presión proporcionan información útil para los

registros de producción. Sin importar el tipo, todos las mediciones de presión operan por la observación de los efectos

de presión en los modelos físicos y las propiedades físicas de los detectores. Los medidores tradicionales miden la

deformación mecánica de los detectores, mientras que los medidores de cristal; miden los cambios de oscilación de

alta frecuencia de un cristal. Un medidor de presión está representado en la figura 14.2.27.

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Fig.14.2.27 Medidor de Presión

Las mediciones de presión del pozo son utilizadas para evaluar la conversión de fluidos de las tazas de flujo a

condiciones de fondo para condiciones de superficie, los parámetros de la terminación, la productividad de la

formación y las características del yacimiento.

Un detector medidor de deformación es un resistor sensitivo a la deformación montado a un cilindro metálico,

diafragma y un tubo de Bourdon. Cuando la presión es aplicada a estos elementos, el resistor cambia su longitud

física. Este cambio en la longitud del resistor, causa un cambio en su resistencia. Estos detectores están asociados a

una respuesta rápida en tiempo.

Por otro lado, los detectores de vibración de cristal de cuarzo, son llamados también CQG. Este detector está basado a

una simple estructura de cuarzo en la cual, un resonador esta acoplado con un oscilador de modo dual. La frecuencia

de resonancia del primer modo es particularmente sensible a la presión. Los detectores de vibración de cristal,

proporcionan una alta precisión y una alta resolución. La figura 14.2.28 representa los detectores de deformación y

vibración respectivamente.

Fig.14.2.28 Detectores de Deformación y Vibración respectivamente.

Otro grupo de herramientas, las cuales pueden ser utilizados para diferenciar agua de aceite, son las herramientas de

capacitancia. Estas herramientas también son conocidas como Dieléctricos. Las mediciones de Capacitancia, están

basadas sobre la diferencia que existe entre la constante dieléctrica del agua con respecto al aceite y gas. La

constante dieléctrica del agua es aproximadamente 80, mientras que para el aceite es cerca de 6.

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Fig.14.2.29 Medidor de Capacitancia o Dieléctrico

Un diseño convencional es mostrado en la figura 14.2.29, dos tubos cilíndricos de metal están colocados de tal forma

que el fluido del pozo fluye a través del espacio anular que existe entre ellos. Las lecturas sin procesar de cada

dispositivo están en términos de frecuencia. Cada herramienta tendrá una gráfica de calibración para convertir las

mediciones en frecuencia a valores de corte de agua.

En principio, la técnica de la medición de la capacitancia, es independiente de la desviación o la velocidad del fluido;

pero lo relevante de estas mediciones depende de la posición de la herramienta en el pozo. Especialmente en pozos

horizontales.

La herramienta de capacitancia no presenta una respuesta lineal sobre todo el rango del volumen de agua.

14.2.6 Análisis SIP en múltiples intervalos.

El análisis del desempeño selectivo de flujo (SIP) proporciona una estimación de la curva IPR (Relación del Desempeño

del Flujo) para cada capa de un yacimiento productivo. Las mediciones son realizadas utilizando una herramienta de

producción, la cual simultáneamente registra la presión a condiciones de fondo y la taza de flujo.

Para realizar un análisis SIP, el pozo es puesto a una producción secuencial que tenga varias tazas de flujo en

superficie (q). La presión de fondo (P) muestra los cambios correspondientes a las diferentes tazas de flujo. Esto, está

representado en la figura 14.2.30.

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Fig.14.2.30 Flujo en Superficie en un análisis SIP

Las herramientas de producción son utilizadas para medir la presión de fondo y obtener un perfil al final de cada

periodo de flujo. A partir del perfil de producción, las tazas de flujo de las capas individuales pueden ser encontradas.

La figura 14.2.31 muestra un ejemplo de un perfil de flujo en un yacimiento con múltiples capas. Es posible construir la

curva IPR para cada capa usando la información proveniente de todos los perfiles.

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Fig.14.2.31 Típico perfil de Flujo de un yacimiento con múltiples capas

La figura 14.2.32 muestra una gráfica SIP de un pozo que produce a partir de un yacimiento de cuatro capas. La

medición del análisis SIP fue realizada usando seis periodos de flujo. Las formas de las curvas IPR, son características

de un pozo fluyendo por debajo de la presión de saturación. La presión estática de cada capa, puede ser estimada a

partir del punto al cual, la curva IPR de la capa intercepta el eje vertical.

Fig.14.2.32 Curva IPR de un yacimiento de múltiples capas.

El análisis SIP proporciona información sobre la presión de formación y la IPR de cada capa, pero no da valores únicos

individuales de permeabilidad y factor de daño para las capas.

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14.2.7 Procesamiento.

El procesamiento de los registros de producción propone una definición para el perfil de flujo a lo largo del intervalo de

registro. En otras palabras, el procesamiento computa la cantidad de aceite, agua y gas que están siendo producidos

por los “intervalos productores”. Estos intervalos, pueden ser las zonas perforadas en terminaciones entubadas o; un

conjunto de intervalos definidos en terminaciones sin revestimiento “Bare Foot”. Estos intervalos son escogidos

observando el perfil de flujo.

Los Intervalos estables o de interpretación son definidos entre los intervalos de producción. Estos son escogidos en

lugares donde las lecturas de los detectores son razonablemente estables. Se espera que no debería haber entrada de

fluidos entre las zonas de producción. En pozos horizontales, los intervalos estables son escogidos alrededor de las

estaciones de WFL (Registro de flujo de Agua) en situaciones donde se tenga esta información. Adicionalmente las

zonas pueden ser definidas como el interprete las seleccione.

A partir de aquí y en adelante, el procesamiento se conllevará para la computación de las tazas de flujo de aceite,

agua y gas en cada zona o intervalo estable. El perfil de flujo final será entonces definido por interpolaciones lineales

entre estas tazas de flujo durante la producción del pozo. La figura 14.2.33 muestra de un procesamiento de un

registro de producción.

Fig.14.2.33 Procesamiento de un Registro de Producción (BorFlow)

Los cálculos para las tazas de flujo siguen uno de dos situaciones:

1.- Pozos con desviación entre 0 y 70 grados: La gráfica de la calibración de los molinetes da la velocidad total en cada

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intervalo estable. Esto seria la intersección de la línea correspondiente con el eje X, el cual debería ser corregido para

entregar la velocidad promedio. En cada intervalo estable también, el Holdup de cada fase es estimado sobre las

mediciones del GRADIO, DEFT y GHOST.

Teniendo la velocidad total y el Holdup, el software de procesamiento entonces calculará las tazas de flujo individuales

para cada fase, tomando en consideración la velocidad de deslizamiento. El área de superficie de la tubería puede

estar estimada por cualquiera de las lecturas de los calibradores, o por el diámetro interno nominal de la tubería. Este

ultimo es usualmente preferido.

2.- Pozos con desviación mayor a 80 grados: Debido a la estratificación del flujo y de los regimenes complejos que se

desarrollan en estas trayectorias, las mediciones de los molinetes llegan a ser comprometedoras. En cada intervalo

estable, la velocidad del agua puede ser estimada desde varias estaciones de WFL (Registro de Flujo de agua). Las

velocidades del aceite y/o agua pueden ser estimadas de varias estaciones de PVL (Registro de Velocidades de Fases).

El Holdup de cada fase puede ser estimada por las mediciones del DEFT, Dual DEFT, el GHOST, Dual GHOST y TPHL

(Holdup de Tres Fases).

En regimenes de flujo aceite-agua, la velocidad y Holdup de una fase son necesarias. Usualmente este caso será del

agua, debido a la fiabilidad de las estaciones de WFL. Cuando la velocidad y el holdup de una fase estén disponibles,

STRATFLO es llamado para estimar la taza de flujo del aceite. STRATFLO es un modelo de interpretación para los

registros de producción que fue desarrollado por Schlumberger. Él, modela las características de flujo del aceite y agua

en pozos horizontales con desviaciones entre 80 y 95 grados.

- En regimenes de flujo de aceite, agua y gas, una extrapolación para los pozos desviados del modelo de Dukler para

gas, es utilizada; además del uso del STRATFLO.

Un algoritmo de solución es utilizado para el procesamiento. Si la solución de alguna medición esta sobre determinada,

por ejemplo, si el numero de detectores-ecuaciones es mas que lo necesario, el algoritmo de solución podría encontrar

la mejor decisión que satisfaga en la mejor forma posible a los detectores. Eso también permite al usuario asignar

varios pesos en la solución para cada detector dependiendo de la confianza que el o ella tienen en él. Finalmente el

algoritmo de solución computara curves reconstruidas, las cuales representan lo que cada detector podría leer

proporcionando la respuesta final. Una semejanza aproximada entre éstas curvas y las curvas medidas

confidencialmente, suman una solución final. Un producto final esta representada por la figura 14.2.34.

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Fig.14.2.34 Producto Final de un Procesamiento con Borflow.

14.2.8 Mediciones para Flujos de Fase Múltiple.

Actualmente existen herramientas auxiliares que se utilizan para comprender algunos de los problemas relacionados

con los pozos fluyendo con fase múltiple. A continuación se revisarán estas herramientas.

La herramienta Floview pertenece a éstas nuevas tecnologías. Las mediciones del Floview están basadas sobre la

diferencia que existe en la impedancia eléctrica entre los hidrocarburos líquidos o gaseosos y el agua. La herramienta

Floview incluye cuatro puntas eléctricas localizadas en los brazos del centralizador. Estas cuatro puntas proporcionan

cuatro independientes mediciones digitales del Holdup alrededor del pozo. La figura 14.2.35 muestra un esquema de

la herramienta.

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Fig.14.2.35 Esquema de la Herramienta Floview.

Las puntas eléctricas en agua conductiva proporcionan una medición directa del holdup de agua dentro del pozo a una

profundidad especifica. Esta técnica proporciona una medición confiable y sensible del promedio del holdup de agua.

También mide el tamaño de la burbuja por cantidad de tiempo por cada señal, lo cual es indicativo de la velocidad de

fluido. La figura 14.2.36 muestra la manera de operación.

Fig.14.2.36 Medición de la Herramienta FloView

Las aplicaciones de las mediciones del FloView incluyen: Mediciones precisas del holdup de agua, particularmente a

volúmenes muy altos de agua, detección de la primera entrada de fluido y la medición de la taza de flujo derivada del

conteo de burbujas. La figura 14.2.37 muestra estas aplicaciones.

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Fig,14.2.37 Aplicaciones del FloView.

Otra herramienta de nueva tecnología es el GHOST. El GHOST incluye cuatro puntas ópticas alrededor del pozo que

diferencia la presencia de gas y líquido por el contraste del índice de refracción óptico. La herramienta y el principio de

operación del GHOST esta representado por la figura 14.2.38

Fig.14.2.38 GHOST y principio de medición.

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Cuando el contraste en el índice de refracción es largo, tal como cuando el gas está fuera del cristal, entonces una

significante proporción de luz se proyecta sobre la superficie interna del cristal y se refleja. Cuando el contraste en el

índice de refracción es reducido, tal como cuando el aceite está fuera del cristal; la mayoría de la luz proyectada es

transmitida hacia fuera del cristal y menos luz se refleja.

El GHOST principalmente está diseñado para la detección del volumen del Gas (Holdup) en mezclas de gas-líquidos.

Por lo tanto, su principal aplicación es para identificar entradas de gas en productores de aceite-agua o, agua-aceite-

condensado en pozos de gas. Debido a la alta sensibilidad en las mediciones, bajo condiciones adecuadas; el GHOST

es capaz de identificar entradas de líquido de menos que 1% de volumen para pozos de gas. Algunas características

se muestran en la figura 14.2.39

Fig.14.2.39 GHOST- Características y formas de onda de detección.

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