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UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER

FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS

ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS

METODOS DE PRODUCCION

REGISTROS DE PRODUCCION (PLT’s)

GENNY CAROLINA PINZON AGREDO

Código: 2073481

ASTRID XIOMARA RODRIGUEZ CASTELBLANCO

Código: 2073417

DIDIER ALBERTO MUÑOZ PINZON

Código: 2072313

PROFESOR

FERNANDO CALVETE

Ingeniero de Petróleos

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FALCULTAD DE INGENIERÍAS FISICO-QUÍMICAS

ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS BUCARAMANGA, 2011





AGENDA

INTRODUCCION

1. REGISTROS DE PRODUCCION (PLT’s) ................................................................... 5

1.1 Principios Físicos .................................................................................................. 5

1.2. Diferentes Usos De Los Registros De Producción ....................................... 7

1.3. Tipos De Registros De Producción ................................................................... 9

2. MEDIDORES DE TASA DE FLUJO (FLOWMETERS) ........................................... 13

2.1. Principios básicos ............................................................................................... 13

2.2. Principio y descripción de la herramienta .................................................... 16

2.3. Tipos de medidores de flujo .............................................................................. 18

2.3.1. Medidor De Flujo Continúo ........................................................................ 18

2.3.2. Medidor de flujo con empaque ................................................................. 20

2.3.3. Medidor de diámetro total (full-bore spinner) ....................................... 21

2.4. Aplicaciones .......................................................................................................... 23

2.5. Toma de datos ...................................................................................................... 23

2.6. Interpretación de los Registros de Producción ........................................... 24

2.6.1. Medidor de flujo. Cálculo de la tasa de flujo ....................................... 24

2.6.1.1. Calibración del Flowmeter ..................................................................... 24

2.6.1.2. Factor de corrección de las lecturas del flowmeter ....................... 27

3. EJEMPLO DE REFERENCIA ...................................................................................... 30

4. EJEMPLO 2: INTERPRETACION DE UN REGISTRO DE PRODUCCION EN EL

POZO HENAS 2 ..................................................................................................................... 36

4.1. Resultados ............................................................................................................. 40

4.1.1. Calibración “in situ” de la herramienta. Pozo cerrado ...................... 40

4.1.2. Determinación de las tasas de flujo de cada uno de los intervalos

perforados. ..................................................................................................................... 40

4.1.3. Determinación de los porcentajes de producción de cada intervalo.

43

5. CONTROL DE CALIDAD PARA MEDIDORES DE FLUJO ................................... 45





5.1. Control de calidad del medidor de flujo con empaque .............................. 45

5.2. Medidor de flujo continuo .................................................................................. 45

5.3. Medidor de diámetro total .................................................................................. 46

BIBLIOGRAFIA





INTRODUCCION

Los registros de pozos se corren para establecer la productividad de estos y

son importantes en la toma de decisiones técnicas y económicas para

trabajos futuros.

Inicialmente los registros de hueco abierto proporcionan los datos necesarios

para diseños de programas de completamiento de pozos, las características

de producción se basan en datos obtenidos en superficie, mediciones

efectuadas en tanque medidores, separadores, etc, pero estos no relacionan

directamente el volumen y la naturaleza de la producción de cada intervalo

perforado, por esto se realizan los registros de producción ya que sus

resultados son dados a condiciones de fondo, lo cual reduce los efectos de

almacenamiento en el pozo, hace más práctica la corrida de una prueba

transitoria sin tener que cerrar el pozo e interrumpir la producción, evalúan el

comportamiento de pozos y yacimientos produciendo bajo condiciones

estables y confirman la eficiencia del completamiento.

Con este trabajo se describirán las diferentes herramientas utilizadas en los

registros de producción, basándonos en los medidores de flujo y se dará una

guía para la interpretación de estos, además se hará una evaluación analítica

de un ejemplo dado, para estudiar la importancia los datos obtenidos de los

registros de producción.





1. REGISTROS DE PRODUCCION (PLT’s)

1.1 Principios Físicos

Los registros de producción nos dan un conocimiento de la naturaleza y

comportamiento de los fluidos en el pozo durante periodos de producción o

inyección. Estos registros se pueden tomar después que se han cementado

las tuberías de revestimiento, permitiendo conocer con más detalle no solo el

comportamiento de los pozos, sino también de las formaciones.

Mediante los registros de producción se pueden determinar características

tales como:

Evaluación temprana para lograr un diseño de completamiento

eficiente.

Detección de cambios en el comportamiento de los fluidos.

Zonas que toman fluidos.

Canalización en el cemento.

Perforaciones taponadas.

Determinación de zonas productoras o receptoras de fluidos.

Evaluación de la eficiencia en el proceso de inyección.

Control sobre los procesos de producción.

Guía esencial para diseño de programas de reparación de pozos,

proyectos de recuperación secundaria y terciaria.

Su aplicación más común es la medida del perfil de flujo del pozo, es decir, la

distribución del fluido dentro y fuera del pozo, y con ello determinar el

potencial productor de las distintas zonas presentes en el/los yacimiento(s).

Dentro de la evaluación del rendimiento de un pozo se pueden hacer la

siguientes determinaciones:

Contribución de cada zona.

Tipos y porcentajes de fluidos por zonas.

Medidas de temperatura y presión.

Flujos cruzados o perdida de fluidos es zonas de bajas presiones.

Dentro de los análisis de problemas mecánicos se pueden detectar:

Fisuras en el revestimiento

Fisuras en tubería de producción.





Escapes a través de empaquetaduras.

Comunicación entre zonas por el espacio anular debido a mala

cementación.

FIGURA 1. Problemas mecánicos que se pueden detectar

Los registros de producción más comúnmente usados son:

Medidores de flujo.

Medidores de densidad.

Medidores de cortes de agua.

Medidores de temperatura.

Los registros de producción convencionales se basan en mediciones hechas con sensores centrados en el pozo:

en los pozos verticales o casi verticales, el comportamiento de fluidos es relativamente simple y lo sensores convencionales de los registros





de producción son más precisos para medir los parámetros del flujo de fluido zona por zona.

En pozos horizontales, las mediciones basadas en registros de producción convencional no son los más adecuados para obtener perfiles de producción con flujo multifásico; experimentos en laboratorio en varios tamaños de tubería y desviaciones, revelan perfiles y regímenes de flujo complejos incluyendo estratificación de fases, flujo en bache, flujo tapón, flujo con burbujas y flujo

1.2. Diferentes Usos De Los Registros De Producción

Un registro de producción, no necesariamente se toma durante la vida

productiva de un pozo, sino, que se puede realizar durante la perforación,

terminación y/o reparación, todo esto dependiendo de las necesidades de

producción y/o objetivo del pozo, (Exploratorio o Desarrollo).

Perforación Cuando se realiza una prueba de producción durante la

etapa de perforación, es casi seguro que se trata de un pozo exploratorio, y

se lleva a cabo con la finalidad de conocer los fluidos que se encuentran en

las formaciones perforadas, cabe aclarar que este tipo de pruebas se realizan

en agujero descubierto y normalmente se les conoce con el nombre de

Pruebas de formación. Para poder realizar este tipo de pruebas se cuenta con

las siguientes técnicas y herramientas:

a) Tubería de perforación con empacador inflable. Para realizar este tipo de

prueba, es necesario inducir el pozo hasta la superficie, registrando valores

de presión y temperatura, tanto en el fondo como en la superficie, así como,

realizando en forma simultánea los aforos correspondientes.

b) PRUEBAS DE IMPULSO: Es una prueba rápida y simple en la que el pozo

no fluye a la superficie. Es una técnica nueva que proporciona valores

confiables de presión de formación para la definición de parámetros como la

permeabilidad y el factor de daño. Los productos de prueba de impulso,

también pueden ser utilizados para evaluar características de yacimientos en

las cercanías del pozo, tales como fracturas.

c) RFT (5, 6) Repeat Formation Tester. Es una herramienta que permite

realizar una prueba de formación, con la cual se determinan valores de

permeabilidad y fluidos contenidos en la formación. La herramienta esta

constituida por un registrador de presión y temperatura, así mismo, cuenta





con una celda que permite recuperar fluidos contenidos en el yacimiento de

prueba, filtrado de lodo de perforación.

Terminación: Si durante la perforación de un pozo, no se realizaron

pruebas de formación, o bien, para confirmar los resultados de las pruebas de

formación realizadas previamente. Durante la terminación de un pozo se

pueden realizar todas las pruebas de formación que se deseen, siempre y

cuando las condiciones mecánicas del pozo lo permitan. Los tipos de pruebas

de presión se pueden diseñar a un objetivo, como puede ser desde conocer el

tipo de fluido del yacimiento o bien determinar el o los límites del mismo.

Producción: Cuando un pozo se encuentra en la etapa de explotación

y se tienen problemas de producción en el mismo, se puede programar la

toma de registros de producción para determinar la (s) causa que motiva el

problema. Entre los principales problemas que se presentan en la variación de

la producción de pozo se tienen: Daño en las vecindades del pozo. Aumento

en la producción de gas y/o agua Canalización hacia otros estratos.

Inyección Al igual que en los pozos productores, en los pozos

inyectores se presentan problemas en la disminución de la capacidad de

admisión, esta baja o incremento en la admisión del pozo inyector se puede

deber principalmente a: Daño en las vecindades del pozo. Canalización hacia

otros estratos. Para determinar la causa del problema es necesario realizar la

toma de registros de producción y la prueba se diseñara para el problema que

se presente en el pozo.

Reparación Cuando se repara un pozo a un intervalo nuevo, se

recomienda la toma de información mediante un registro de producción, con la

finalidad de determinar si la formación no está dañada o bien si existe una

buena eficiencia en la zona disparada.





1.3. Tipos De Registros De Producción

Podemos encontrar cuatro tipos de registros de producción, el determinar cual se va a usar depende de lo que se desea calcular: Es importante en la interpretación y aplicación de los registros de producción, el comprender correctamente el funcionamiento y principio de medición de las herramientas básicas como de las complementarias que se corren en un pozo productor o inyector, de donde se toman los datos necesarios para obtener resultados satisfactorios en la evaluación de un pozo. Un gran paquete de medidas de registros de producción está disponible con la tecnología actual. En fase de flujo sencilla:

Temperatura

Presión

Medidores Spinner de Flujo En la fase multifasica:

Densidad, gradiomanometria

Capacitancia

Herramientas de Imagén

Medida directa de la velocidad. Aparte de estos que constituyen el set principal de medidas existen unas auxiliares que son:

Caliper (Sección de flujo)

Gamma Ray (Control de Profundidad)

Localizador de collares de casing (Control de Profundidad)-

Pulsos de Neutron

Noise Log

Trazadores





Cada herramienta medirá una propiedad o algo específico según se ilustra en la TABLA 1. Y ellas se subdividen dependiendo el flujo presente en el yacimiento y de lo que se desee medir.





TABLA 1. Tipos de registros de producción

• Evaluar tasas de flujo, Registrar el perfil de flujo y la contribucion relativa de zonas activas

Medidores de flujo

• Se usa para obtener la densidad del fluido y las proporciones individuales de cada fluido en la mezcla

Medidores que

permiten la identificacion

del fluido

• localizacion de entradas de gas, deteccion de cadales en secciones mal cementadas, encontrar zonas de perdidas de circulacion en hueco abierto y encontrar el tope del cemento, en un pozo recientemente cementado.

Medidor de Temperatura





Registros de produccion

M. de tasa de flujo

Continuo

Con Empaque

Diametro total

M. identificacion

del fluido

Gradiomanometro

M. de densidad del fluido

M. de corte de agua

Probador de fluido de

produccion

M. de ruido

M. Temperatur

a

M. temperatura absoluta

M. temperatura diferencial

M. radial de temperatura diferencial.

TABLA 2. Clasificación de los medidores de flujo





2. MEDIDORES DE TASA DE FLUJO (FLOWMETERS)

Se usan para evaluar tasas de flujo, registrar el perfil de flujo y la contribución

relativa de zonas activas. Hay tres tipos: continuo, de empaque o de diámetro

total. (FIGURA 2 y 3)

En la tabla se especifican las herramientas medidoras en flujo disponible por

compañías de servicios. (TABLA 3)

2.1. Principios básicos

Medición de la frecuencia de rotación (RPS) de una hélice que gira según la

velocidad del fluido en que se encuentra. El perfil puede ser hecho en forma

estacionaria con la herramienta a una profundidad fija o en forma continua.

Al hacer un perfil continuo, se mide simultáneamente la velocidad del cable

que arrastra la herramienta, obteniéndose así una referencia para convertir la

frecuencia de rotación en velocidad de fluido. Esta conversión se llama

calibración del flowmeter y permite eliminar los efectos de fricción mecánica

en el sensor, así como el efecto de cambios de viscosidades del fluido.

Conociendo las dimensiones de la tubería se obtiene tasa de flujo.

Al hacer mediciones estacionarias se hace la conversión de frecuencia de

rotación a tasa de flujo por tablas, fórmulas o calibraciones empíricas.

Una corrida apropiada de un registro de medición de flujo Spinner debe

producir un perfil confiable de flujo en una sola fase para un diámetro de

wellbore constante. Sin embargo, el medidor de flujo Spinner es susceptible a

problemas mecánicos y la calidad del registro depende, en gran parte, en el

procedimiento de la toma del registro y el cuidado en su respectiva corrida.





FIGURA 2 A) continuo. B) diámetro completo. C) con empaque

FIGURA 3 Tipos de medidores de flujo





MEDIDORES DE FLUJO

GEARHART

DRESSER

SCHLUMBERGER

WELEX

Medidor de

flujo continuo

Medidor de

flujo continuo

Medidor de

flujo continuo

Medidor de flujo con empaque

Medidor de caudal

total

Medidor de

flujo continuo

Diamentro de la herrameinta en

pulgadas

1+11/16

Y 1+7/16

2 + 1/8

Y 1+ 11/16

2 y

1+11/16

2 + 1/8

y 1+ 11/16

Variable al

diámetro interno del casing

1+11/16

Maxima

Temperatura (°F)

300

300

350

285

350

300

Maxima Presion

(Psi)

15000

18000

15000

10000

15000

15000

Minima tasa de flujo (Bb/dia)

150

200

300

10

50

200

Maxima tasa de

flujo (Bb/dia)

60000

60000

60000

1900

50000

60000

TABLA 3 Herramientas medidoras de flujo, disponible por compañías de servicios





2.2. Principio y descripción de la herramienta

El principio básico consiste en la medición de la frecuencia de rotación de

una hélice que gira según la velocidad del fluido que se mueve en el pozo y

pasa a través y frente a ella. La herramienta se corre centralizada para

mantenerse en el centro de la columna del flujo y movida a velocidad

constante a lo largo de la tubería, usualmente en contra de la dirección de

flujo. (FIGURA 4).

La hélice es montada en una tubería sobre un mecanismo de baja fricción.

(FIGURA 5), con un pequeño magneto ubicado en dicha tubería, tal que

cuando gira genera una corriente cuya frecuencia de señal es proporcional a

la velocidad de giro, la cual es directamente proporcional a la velocidad del

fluido dentro de la tubería, relativa a la velocidad de la herramienta. La

herramienta registra las revoluciones por segundo de la hélice.





FIGURA 4 Sarta típica para registros de producción

Almacenador de la batería de la memoria

Memoria registros de producción.

Medidor sencillo de Presión Cuarzo

Gamma Ray

Localizador de collares de casing

Knuckle joint

Herramienta de temperatura

Knuckle joint

Centralizador

Spinner

Herramienta de capacitancia hold up agua

Centralizador

Spinner de memoria de flujo continuo





FIGURA 5 Medidores de flujo

2.3. Tipos de medidores de flujo

2.3.1. Medidor De Flujo Continúo

Es un velocímetro de tipo hélice, el cual mide las velocidades del fluido en el

revestimiento o el tubing.

La herramienta es mantenida en el centro de la columna de fluido por medio

de centralizadores de resorte y movida a una velocidad constante en

dirección contraria a la del flujo. La velocidad de la hélice es una función

lineal de la velocidad del fluido relativa a la herramienta, esta es registrada

continuamente contra la profundidad.





El eje de la hélice esta soportado por pivotes de baja fricción lo cual implica

una perdida en la hélice de dos (2) RPS. Un pequeño magneto está montado

en el eje de la hélice de tal manera que la señal de corriente alterna se

genera en una bobina a medida que la hélice gira.

Es una herramienta de hélice, cuya función es evaluar las tasas relativas de flujo con las cuales contribuye una de las zonas abiertas a la producción que se encuentran en el pozo. Tiene un impulsor montado dentro de la herramienta, o en algunas versiones, al final de la misma. El medidor de flujo continuo se chocan con más frecuencia en los tubos donde la velocidad del fluido son altos y los líquidos tienden a ser una mezcla homogénea La frecuencia de esta señal es medida y registrada en el equipo de

superficie. Los diámetros de las herramientas de los medidores de flujo

continuo son pequeños hasta de 1-11/16 pulg, el cual pasa a través de 2-3/8

pulg. Las herramientas estándar están disponibles para temperaturas de

350º F y presión en el fondo del pozo de 15000 psi. Existen también equipos

especializados disponibles para temperaturas de 600ºF y presión en el fondo

del pozo de 3000 psi.

El medidor de flujo continuo se usa para la determinación de perfiles de

producción o inyección, localización de las fisuras en el tubing o en el

revestimiento, análisis de operaciones de fracturamiento o acidificación y

para determinar índice de profundidad.

Principalmente las herramientas pueden ser usadas en régimen de flujos

monofásicos: inundación de agua (waterflood), pozos de alta producción de

aceite (FIGURA 6).





FIGURA 6. Medidor de flujo continuo.

2.3.2. Medidor de flujo con empaque

El medidor de flujo con empaque es similar al medidor de flujo continuo, este,

usa en la parte inferior de la sonda una bolsa inflable que se presiona contra

la pared del hueco, esta desvía el flujo hasta la sección de medida.

Las medidas se toman en puntos por encima y debajo e cada zona de interés

y el valor registrado es RPS de la hélice. Las cuales se convierten

directamente a tasas de flujo por intermedio de graficas ya preestablecidas

para bajas tasas de flujo.

Se encuentra en tamaños hasta de 1-11/16 pulg, para trabajar en tubing de

2-3/8 pulg de diámetro. Este tiene rango de temperatura de 285º F y un

rango de presión de 10000 psi. (FIGURA 7)





FIGURA 7. Medidor de Flujo con empaque

2.3.3. Medidor de diámetro total (full-bore spinner)

La herramienta consta de un velocímetro o hélice; se utiliza para registrar

perfiles de producción o inyección.

La determinación del verdadero valor del flujo es generalmente un problema,

cuando se utilizan los medidores de flujo continuo o con empaque. El

medidor de flujo continuo no es muy exacto en flujo de fases múltiples,

mientras que el medidor de flujo con empaque solo es útil para flujos muy

pequeños.

Estos inconvenientes se eliminan usando el medidor de diámetro total corrido

por la compañía schlumberger.

Acá el mecanismo permite expandir la hélice de forma tal que al salir de la

tubería cubra gran parte de la sección de revestimiento, midiendo así el

caudal total.

Localización de collares

Caja electronica

Seccion de la helice

Resorte del empaque

Bolsa inflable

Direccion del flujo

Bomba

Filtro

Filtro





Se puede emplear tanto en regímenes bajos como elevados y su exactitud

no se ve tan afectada para flujos multifasicos, permitiendo su uso en un gran

rango de viscosidades.

La herramienta puede reducirse a un diámetro de 1-11/16 pulg y operar en

tuberías entre 3-1/2 y 9-5/8 pulg de diámetro.

Sirve para altos rangos de viscosidades, regímenes altos y bajos de flujo y

fluido monofásico y multifasico. (FIGURA 8)

FIGURA 8. Principio de funcionamiento del medidor de diámetro total.

Pistón ecualizador

Válvula de control

Eje de la hélice

Pistón del centralizador

Mecanismo de cierre

Hélice

Resorte centralizador





2.4. Aplicaciones

Las principales aplicaciones de los medidores de flujo son las siguientes:

Generación del perfil de flujo en zonas múltiples que producen en una

misma tubería. El perfil muestra cuales zonas fluyen y cuál es su

contribución relativa en función de la tasa volumétrica total.

Perfiles de flujo realizados antes y después de tratamientos de

estimulación (acidificación o fracturamiento) indican los cambios en el

perfil después del tratamiento, permitiendo evaluar su eficiencia.

Perfiles tomados en pozos de inyección permiten monitorear los

proyectos de recobro secundario, disposición de agua y

almacenamiento de gas.

Cuando se produce agua o gas no esperados con la producción de

petróleo, un medidor de flujo en conjunto con otras herramientas de

producción permiten ubicar las zonas ofensoras antes de iniciar los

trabajos de recuperación.

2.5. Toma de datos

En flujo monofásico, cuando el diámetro del pozo, la viscosidad del fluido y la

velocidad de perfilaje se mantienen constantes, la velocidad del giro de la

hélice es una función lineal de la velocidad del fluido relativa a la

herramienta.

Si se requiere determinar el diámetro del pozo en hueco abierto, se utiliza un

calibrador corrido a través de la tubería, el diámetro se toma de los valores

conocidos de la tubería, suponiendo que no se han formado depósitos.

La viscosidad de los fluidos tiene un marcado efecto sobre la velocidad de la

hélice y los resultados de la corrida deben ser cuestionados si no se

determina que la viscosidad permanece constante durante la corrida, por

cuanto la hélice podría estar respondiendo mas a los cambios de viscosidad

que a los cambios de velocidad de flujo.

A veces se presentan respuestas en formas de picos o lecturas erráticas a lo

largo de los intervalos perforados y por eso las lecturas deben establecerse

entre intervalos y no a lo largo de ellos.





La velocidad del perfilaje debe ser constante. La herramienta debe ser

movida a contraflujo, de forma tal que la velocidad de la hélice nunca sea

menor de 2 RPS.

2.6. Interpretación de los Registros de Producción

2.6.1. Medidor de flujo. Cálculo de la tasa de flujo

2.6.1.1. Calibración del Flowmeter

Para obtener un valor exacto de la tasa de flujo se usa el siguiente método

de calibración:

Se corre el medidor de flujo sobre el intervalo de interés a varias

velocidades de cable, (3 o 4) hacia arriba y abajo (FIGURA 9).

Para cada profundidad de interés se grafica la lectura del medidor de

flujo (RPS) contra la velocidad del cable (pies/min), usando la

siguiente convención para el signo de la velocidad del cable:

Pozo productor se considera positivo hacia abajo.

Pozo inyector se considera positivo hacia arriba.

Si se cambia el sentido de la hélice del medidor de flujo, se debe usar el

signo correcto para este al hacer la grafica.

Se extrapola la recta que mejor ajuste a los puntos representados

hasta el eje de la velocidad en los dos sentidos. (FIGURA 10).

La velocidad del fluido (vf), medida por el medidor de flujo corresponde

al punto medio de la zona muerta.

Si no se obtienen puntos en la zona inferior del grafico (porque

algunas veces las velocidades altas del fluido impiden correr la

herramienta más rápida que el fluido), se extrapola solo la parte

superior y se agrega a esta velocidad la mitad del valor de la zona

muerta determinada en otra zona de velocidades más bajas o de una

calibración hecha bajo las perforaciones.





FIGURA 9 Corridas del medidor de flujo (flowmeter) hacia arriba y hacia

abajo

La tasa de flujo está dada por:

Qt= velocidad promedio x área de la sección del hueco

Qt= VxA (1)





FIGURA 10 R.P.S contra velocidad del cable (pies/min.)





2.6.1.2. Factor de corrección de las lecturas del flowmeter

La herramienta es mantenida en el centro de la columna de fluido por medio

de centralizadores, lo cual hace que responda a la velocidad del fluido en el

centro del wellbore (velocidad central).

La forma del perfil de velocidades nos dará la relación entre la velocidad en

el centro del hueco y la velocidad promedio del fluido, con la cual se calculara

la tasa de flujo.

La velocidad medida por el medidor de flujo se corrige multiplicando por un

factor C para efectos del cálculo de tasa de flujo de manera que:

Qt = C x velocidad medida x Área (2)

Igualando las ecuaciones 1 y 2 se puede hallar el factor de corrección C

como:

C= velocidad promedio / velocidad medida

La FIGURA 11 se utiliza para determinar el valor de corrección C en los

diferentes tipos de flujo.

En la práctica para el flujo turbulento se usa un valor C de 0,83

En forma general para calcular la tasa de flujo se usa:

𝑄𝑡 = (𝐶 ∗ 𝑉𝑓

𝑘) ∗ 1000 (𝐵𝑙/𝐷)

Donde:

Qt= tasa de flujo

Vf= velocidad del fluido medida por la herramienta

C= factor de corrección del medidor de flujo

K= constante para considerar el área del revestimiento

El valor de K depende del diámetro y peso de la tubería.





FIGURA 11 Factor de corrección C para la velocidad promedio de flujo

El valor de K se lee de la TABLA 4

TUBERIA VELOCIDAD MEDIA (K)

Nom OD Peso Diámetro interno 1000 B/D

Pulg. (mm)

Lb/pie Pulg. mm. m/min. cm/seg pie/min.

1,9” (48,3)

2,75 1,610 40,89 84,54 140,9 10,276

2-3/8” (60,3)

4,00 4,60 5,80

2,041 1,995 1,867

51,84 50,67 47,42

52,56 55,02 62,82

87,7 91,7 104,7

172 180 205

2-7/8” (73,0)

6,40 8,60

2,441 2,259

62,00 57,38

36,78 42,90

61,3 71,5

120 140

3-1/2” (88,9)

7,70 9,20

10,20 12,70

3,068 2,992 2,922 2,750

77,93 76,00 74,22 69,85

23,28 24,48 25,68 28,98

38,8 40,8 42,8 48,3

76,0 79,8 83,7 94,5

4” (101,6)

9,50 3,548 90,12 17,40 29,0 56,7

4-1/2” (114,3)

12,60 3,958 100,53 13,98 23,3 45,6

9,50 4,090 103,9 13,08 21,8 42,7





4-1/2”

(114,3) 11,60 13,50 15,10

4,000 3,920 3,826

101,6 99,6 97,2

13,44 14,22 15,00

22,4 23,7 25,0

44,7 46,6 48,8

5”

(127,0)

11,50 13,00 15,00 18,00

4,560 4,494 4,408 4,276

115,8 114,2 112,0 108,6

10,50 10,80 11,28 11,88

17,5 18,0 18,8 19,8

34,4 35,4 36,8 39,1

5-1/2” (139,7)

13,00 14,00 15,00 17,00 20,00 23,00

5,044 5,012 4,950 4,892 4,778 4,670

128,1 127,3 125,7 124,3 121,4 118,6

8,64 8,70 8,94 9,12 9,60 10,02

14,4 14,5 14,9 15,2 16,0 16,7

28,1 28,5 29,2 29,9 31,3 32,8

6-5/8” (168,3)

17,00 20,00 24,00 28,00 32,00

6,135 6,049 5,921 5,791 5,675

155,8 153,6 150,5 147,1 144,1

5,82 5,94 6,24 6,54 6,78

9,7 9,9

10,4 10,9 11,3

19,0 19,5 20,4 21,3 22,2

7” (177,8)

17,00 20,00 23,00 26,00 29,00 32,00 35,00 38,00

6,538 6,456 6,366 6,276 6,184 6,094 6,004 5,920

166,1 164,0 161,7 159,4 157,1 154,8 152,5 150,4

5,10 5,22 5,40 5,52 5,70 5,88 6,06 6,24

8,5 8,7 9,0 9,2 9,5 9,8

10,1 10,4

16,7 17,2 17,6 18,2 18,7 19.3 19,8 20,4

7-5/8” (193,7)

20,00 24,00 26,40 29,7 33,7

39,00

7,125 7,052 6,969 6,875 6,765 6,625

181,0 178,4 177,0 174,6 171,8 168,3

4,32 4,44 4,50 4,62 4,80 4,92

7,2 7,4 7,5 7,7 8,0 8,2

14,1 14,5 14,7 15,1 15,6 16,3

8-5/8” (219,1)

24,00 28,00 32,00 36,00 40,00 44,00 49,00

8,097 8,017 7,921 7,825 7,725 7,625 7,511

205,7 203,6 201,2 198,8 196,2 193,7 190,8

3,33 3,39 3,48 3,55 3,63 3,75 3,87

5,55 5,66 5,81 5,92 6,05 6,25 6,45

10,9 11,1 11,4 11,7 12,0 12,3 12,7

9-5/8” (244,5)

20,30 32,30 36,00 40,00

9,063 9,001 8,921 8,835

230,2 228,6 226,6 224,4

2,66 2,69 2,74 2,80

4,44 4,49 4,58 4,67

8,70 8,83 8,89 9,16





43,50 47,00 53,50

8,775 8,681 8,535

222,4 220,5 216,8

2,85 2,88 3,00

4,75 4,81 5,00

9,33 9,49 9,81

10-3/4” (273,0)

32,75 40,50 45,50 51,00 55,50 60,70 65,70

10,192 10,050 9,950 9,850 9,760 9,660 9,560

258,9 255,3 252,7 250,2 247,9 245,4 242,8

2,10 2,16 2,20 2,25 2,29 2,34 2,40

3,50 3,60 3,68 3,75 3,82 3,91 4,00

6,88 7,08 7,22 7,37 7,51 7.66 7,82

11-3/4” (298,5)

38,00 42,00 47,00 54,00 60,00

11,150 11,084 11,000 10,800 10,772

283,2 281,5 279,4 276,4 273,6

1,76 1,77 1,81 1,84 1,88

2,94 2,96 3,02 3,08 3,14

5,75 5,82 5,91 6,04 6,16

13- 3/8” (339,7)

48,00 54,50 61,00 68,00 72,00

12,715 12,615 12,515 12,415 12,347

323,0 320,4 317,9 315,3 313,6

1,35 1,37 1,39 1,41 1,43

2,25 2,29 2,33 2,36 2,39

4,42 4,49 4,56 4,64 4,69

16”

(406,4)

55,00 65,00 75,00 84,00

15,376 15,250 15,124 15,010

390,6 387,4 284,2 381,3

0,92 0,93 0,95 0,97

1,54 1,56 1,59 1,62

3,02 3,07 3,13 3,17

20” (508,0)

94,00 19,124 485,8 0,60 1,00 1,95

TABLA 4 Factor K, del parámetro constante para considerar el área del

revestimiento y tubería.

La TABLA 4 se basa en unidades practicas de la velocidad promedio para

tener una tasa de flujo de 1000 Bl/D.

3. EJEMPLO DE REFERENCIA

Usando las curvas del registro medidor de flujo de la FIGURA 12 calcular la

tasa de flujo de un revestimiento de 7 pulgadas, 23 Lb/pie.





FIGURA 12 Medidor de diámetro total (full bore spiner)





De la FIGURA 12 se obtiene los siguientes datos

Velocidad del cable MEDIDOR DE FLUJO (RPS)

Pie / minuto Estación A Estación B Estación C Estación D

Bajando 115 20,1 14,6 9,2 5,1

82 18,5 13,0 8,4 3,5

50 17,2 11,6 5,4 2,1

Lectura Estacionaria 14,7 9,7 3,2 -

Subiendo 32 13,3 8,3 1,9 -1,1

80 11,5 6,3 - -3,1

110 9,9 4,6 - -4,6

Calibración de la herramienta:

Se representa en papel normal la velocidad del cable (pies/minuto) contra

las lecturas del medidor de flujo (RPS) tla como se muestra en la FIGURA

13.

FIGURA 13 Grafico de calibración in situ

-10

-5

0

5

10

15

20

25

-150 -100 -50 0 50 100 150

VEL

OC

IDA

D D

E LA

HEL

ICE

(R

PS)

VELOCIDAD DEL CABLE (Pie/min)

ESTACION A

ESTACION B

ESTACION C

ESTACION D





Se debe tener en cuenta que las lecturas de la velocidad del cable con la

herramienta bajando se toman positivas y subiendo se asumen negativas

Todas las líneas de calibración in-situ tienen una pendiente de 4,6 RPS por

100pies/minuto lo cual indica que está bien calibrada la herramienta de

acuerdo a los valores de laboratorio: 4,7 RPS por 100pie/1000 para agua, ya

que la calibración se hace en esta.

La diferencia entre las intersecciones con el eje X (velocidad del cable) de

las dos líneas de la estación D es 12 pies/min, donde la mitad de esta

diferencia es la velocidad de fluido necesaria para iniciar el movimiento de la

hélice (Vx).

Cálculo de la tasa de flujo:

Se realiza una grafica de velocidad de la hélice versus velocidad del cable y

se construye una línea de respuesta del flujo paralela a la línea estabilizada

de la estación A e intersectando el eje de velocidad en Vx. FIGURA 14

En este caso particular, las lecturas de la estación D están sobreimpuestas

en la línea de respuesta de flujo; esto es válido debido a que la tasa de flujo

en la estación D es cero y la viscosidad es constante.

En la FIGURA 14, la línea de respuesta de flujo tiene una intersección con el

eje X en Vx = 6 pie/minuto y una pendiente de 4,6 RPS por 100pie/minuto.

Las velocidades del fluido para las estaciones A B y C son determinadas a

partir de la FIGURA 14 comenzando desde la intersección de la línea de

calibración in situ para la estación y el eje Y (donde la velocidad del cable es

cero), pasando horizontalmente hasta la línea de respuesta de flujo y luego

se va verticalmente bajando hasta la velocidad del fluido y leemos las

velocidades para A B y C.





FIGURA 14 Grafico para la lectura de velocidades de cada intersección

Se lee:

VA= 328 pie/minuto

VB= 220 pie/minuto

VC= 89 pie/minuto

De la TABLA 4 el valor de K es 17,6 pie/minuto

Para la zona A:

V= 328 + Vx

V=328 + 6 = 334 pie/minuto

Qt= (CV/K)* 1000 (BL/D)= 0,83*334/17,6*1000= 15755 (Bl/D)

-10

-5

0

5

10

15

20

25

-500 -400 -300 -200 -100 0 100 200 300 400 500

VEL

OC

IDA

D D

E LA

HEL

ICE

(R

PS)

VELOCIDAD DEL CABLE (Pie/min)

LINEA DE RESPUESTA DE FLUJO

ESTACION A

ESTACION B

ESTACION C





Para la zona B:

V= 220 + Vx

V=220 + 6 = 226 pie/minuto

Qt= (CV/K)* 1000 (BL/D)= 0,83*226/17,6*1000= 10658 (Bl/D)

Para la zona C:

V= 89 + Vx

V=89+ 6 = 95 pie/minuto

Qt= (CV/K)* 1000 (BL/D)= 0,83*95/17,6*1000= 4480 (Bl/D)

Para la estación D el caudal es cero

Determinación de los porcentajes

Para la estación A será el 100% ya que en este caudal está incluido el caudal

de las estaciones B y C.

Para la estación B % =100∗10658

15751= 67

Para la estación C % =100∗4480

15751= 28

La calibración anterior se aplica a pozos con tasas de flujo altas, donde se

utiliza el medidor de flujo total y el medidor de flujo continuo.

Cuando el diámetro del revestimiento o del hueco es variable, el cálculo de la

tasa de flujo no puede hacerse con la fórmula utilizada en el ejemplo. En

estaos casos, el diámetro debe ser medido a partir de un registro caliper para

cada zona y la tasa de flujo se calcula con la siguiente ecuación:

𝑄 = 𝑉 ∗ (𝜋 ∗ 𝑑2

4 ∗ 144) ∗ 256,6 ∗ 𝐶

Es decir

𝑄 = 1,4 ∗ 𝑉 ∗ 𝑑2 ∗ 𝐶,𝐵𝑙

𝐷





4. EJEMPLO 2: INTERPRETACION DE UN REGISTRO DE PRODUCCION

EN EL POZO HENAS 2

En el pozo Henas 2 se tomo un registro combinado de producción con un

revestimiento de 9 – 5/8 pulg., 47 Lb/pie, siguiendo el procedimiento que a

continuación se describe:

Se armo el equipo en superficie, se reviso el diámetro de las

herramientas a utilizar de acuerdo con la tubería que se encuentra

en el pozo.

Se cerró el pozo.

Se bajo la herramienta con medidor de flujo, temperatura,

gradiomanómetro, presión, Gamma Ray y CCl para correlacionar

en profundidad.

Alcanzando el periodo de estabilización se inicia la calibración “in

situ”, como se muestra en la FIGURA 16, basados en los datos

tomados en el registro que se muestra en la FIGURA 15.

Finalizada la calibración in situ, se sienta la herramienta 100 pies

por encima del tope de las perforaciones, (7500 ft) y el pozo es

nuevamente abierto a producción, hasta alcanzar un flujo de

estabilización.

Obtenido el periodo de flujo estable, se hace corridas subiendo y

bajando a diferentes velocidades del cable, como se muestra en el

registro de la FIGURA 17.





FIGURA 15. Resumen del registro de producción. Pozo cerrado.





FIGURA 16. Calibración in situ. Pozo cerrado.

Posteriormente se tomaron lecturas estacionarias en los siguientes

intervalos:

7500 7632 7659 7701 7729 y 7778 ft.

Se desarma el equipo y se saca la herramienta del hueco.

-8

-6

-4

-2

0

2

4

6

-150 -100 -50 0 50 100 150

RP

S

VELOCIDAD DEL CABLE (pies/min)

CORRIDAS

CORRIDAS SUBIENDO

ZONA MUERTA





FIGURA 17. Resumen del registro de producción. Pozo abierto

totalmente al flujo.





4.1. Resultados

4.1.1. Calibración “in situ” de la herramienta. Pozo cerrado

Datos tomados de la FIGURA 15 a una profundidad de: 7580 pies

CORRIDAS VELOCIDAD DEL CABLE (Pies/ min.)

HELICE (RPS)

Bajando 30 1,10

Bajando 45 1,60

Bajando 61 2,30

Bajando 90 3,80

Bajando 120 5,20

Subiendo 30 -1,30

Subiendo 45 -1,90

Subiendo 60 -2,60

Subiendo 92 -4,20

Subiendo 121 5,70

De la FIGURA 16 la zona muerta es de 20 pies/min, de donde la velocidad

“threshold” (velocidad mínima para empezar a mover la hélice) es la mitad de

la zona muerta, 10 pies/ minuto.

NOTA: la calibración con el pozo cerrado se puede hacer a lo largo de toda la

zona de interés, ya que con el pozo cerrado no existe velocidad del fluido

(zona muerta). En este caso se hizo a 7850 pies.

4.1.2. Determinación de las tasas de flujo de cada uno de los

intervalos perforados.

A partir del resumen del registro combinado de producción corrido con el

pozo fluyendo (FIGURA 17), se leen los valores de velocidad del cable en

pies/minuto y los RPS de la hélice, basándose en las lecturas de las corridas

bajando, ya que las corridas subiendo no son muy confiables debido a que

allí se presentan velocidades relativas entre la velocidad del fluido y la

velocidad del cable.





De la FIGURA 17 se obtienen los siguientes valores:

VELOCIDAD DEL CABLE (pies/minuto)

VELOCIDAD DE LA HELICE (RPS)

Estación

1

Estación

2

Estación

3

Estación

4

Estación

5

31 6,20 4,50 4,50 3,60 3,60

45 7,00 5,60 5,20 4,30 4,30

60 7,70 6,40 6,00 5,10 5,10

89 9,20 7,90 7,60 6,60 6,60

120 10,80 9,80 9,20 8,20 8,20

NOTA: las lecturas se hacen unos pies por encima del tope de cada uno de

los intervalos perforados.

Luego, se grafica en papel normal las lecturas de velocidad del cable contra

RPS de la hélice (Spinner) para cada estación (FIGURA 18).

FIGURA 18 Determinación de velocidades de cada estación para calculo de

sus tasas de flujo

-8

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

10

12

-150 -100 -50 0 50 100 150

RP

S

VELOCIDAD DEL CABLE (Pies/min)

E. 1 2

3

4-5

CALIBRACION

IN SITU





De las líneas obtenidas, se leen los valores de la velocidad del fluido

(pies/minuto), y se calculan las tasas de flujo para cada estación como se

muestra a continuación:

ESTACIÓN 1

Vf leída =107 pies/minutos

La tasa de flujo es:

𝑸𝒕 =𝑪𝑽𝒇

𝒌𝐱 𝟏𝟎𝟎𝟎 (𝑩𝑳

𝑫⁄ )

𝑸𝒕 =𝟎, 𝟖𝟑 ∗ 𝟏𝟎𝟕𝒑𝒊𝒆𝒔/𝒎𝒊𝒏𝒖𝒕𝒐

𝟗, 𝟒𝟗 𝒑𝒊𝒆𝒔/𝒎𝒊𝒏𝒖𝒕𝒐𝐱 𝟏𝟎𝟎𝟎

𝑸𝒕 = 𝟗𝟑𝟓𝟖 (𝑩𝑳𝑫⁄ )

ESTACIÓN 2


𝑸𝒕 =𝟎, 𝟖𝟑 ∗ 𝟕𝟗𝒑𝒊𝒆𝒔/𝒎𝒊𝒏𝒖𝒕𝒐


𝑸𝒕 = 𝟔𝟗𝟎𝟗 (𝑩𝑳𝑫⁄ )

ESTACIÓN 3


𝑸𝒕 =𝟎, 𝟖𝟑 ∗ 𝟕𝟎𝒑𝒊𝒆𝒔/𝒎𝒊𝒏𝒖𝒕𝒐


𝑸𝒕 = 𝟔𝟏𝟐𝟐 (𝑩𝑳𝑫⁄ )

ESTACIÓN 4

En este intervalo no hay flujo debido a que las lecturas del perfil del medidor

de flujo no cambian con respecto a las estación 5.

ESTACIÓN 5






𝑸𝒕 =𝟎, 𝟖𝟑 ∗ 𝟓𝟒𝒑𝒊𝒆𝒔/𝒎𝒊𝒏𝒖𝒕𝒐


𝑸𝒕 = 𝟒𝟕𝟐𝟑 (𝑩𝑳𝑫⁄ )

4.1.3. Determinación de los porcentajes de producción de cada

intervalo.

El porcentaje de producción se calcula así:

Intervalo ( 7600-7618) pies

% =9358 − 6909

9358= 26


% =6909 − 6122

9358= 8


% =6122 − 44723

9358= 15


% =4723

9358= 51





A continuación se resume lo calculado anteriormente:

ESTACIÓN

INTERVALO

(Pies)

CONTRIBUCION DE PRODUCCION A TRAVES DE LA

ESTACIÓN (BPD)

CONTRIBUCION POR INTERVALO

(BPD)

CONTRIBUCION DE PRODUCCION POR

INTERVALO (%)

1 7600 – 7618 9358 2449 26

2 7639 – 7654 6909 787 8

3 7664 – 7684 6122 1399 15

4 7718 – 7722 0 0 0

5 7735 – 7746 4723 4723 51





5. CONTROL DE CALIDAD PARA MEDIDORES DE FLUJO

La exactitud de las mediciones dependen de:

El número de fases presentes

La desviación del pozo

El tipo de herramienta y la vía por la cual es corrida

Las variaciones del diámetro del hueco

Cambios en la tasa de producción o inyección

Control de presión de cabeza la cual debe mantenerse estable

5.1. Control de calidad del medidor de flujo con empaque

En cada estación chequear el sello del empaque, aflojando unos

pocos pies de cale y observando la caída de tensión en el cable.

Repetir la medición en cada estación (parada).

Estar seguro que el diámetro externo de la hélice y el grado de

inclinación sean conocidos, de modo que la interpretación de la carta

pueda ser usada correctamente.

Hacer por lo menos una parada por encima de las perforaciones

donde la tasa de flujo es conocida o puede ser calculada a partir de la

tasa de flujo en superficie y datos PVT.

5.2. Medidor de flujo continuo

Se corre la herramienta sobre el intervalo de interés a varias

velocidades de cable (3 o 4) hacia arriba y abajo.

Mantener la velocidad del cable constante en cada corrida.

Si se registra en un completamiento hueco abierto, una medida del

caliper puede ser necesario para la interpretación.





5.3. Medidor de diámetro total

Se corre para minimizar loe errores en las mediciones del medidor de

flujo continuo causados por los cambios de viscosidad.





BIBLIOGRAFÍA

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control de los registros de producción. UIS 1987.

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Interpretative Elements- Monograph Volume 14 SPE..

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