A B C D The Flagship Production Logging Toolstring Combinable Production Logging Tool Pressure & temperature Gamma Ray Detector NFD-C Reservoir Saturation Tool Oil hold-up Gas indicator Es la rama de los registros eléctricos de pozos que se refieren a la identificación y evaluación de la naturaleza del flujo de fluidos, Digital Entry Fluid Imaging Tool Flow regime Water hold-up entrando o saliendo del hoyo después de la completación Fluid marker injector tool (TEE-F) Total flowrate Los registros de producción realizan mediciones de parámetros relacionados con la identidad y la cantidad de fluidos moviéndose dentro de un pozo Reservoir Saturation Tool Oil hold-up Gas indicator Digital Entry Fluid Imaging Tool Flow regime Water hold-up Fluid marker injector tool (TEE-F) The Flagship Production Logging Toolstring Combinable Production Logging Tool Pressure & temperature Gamma Ray Detector NFD-C Total flowrate Reservoir Saturation Tool Oil hold-up Gas indicator Digital Entry Fluid Imaging Tool Flow regime Water hold-up Fluid marker injector tool (TEE-F) The Flagship Production Logging Toolstring Combinable Production Logging Tool Pressure & temperature Gamma Ray Detector NFD-C Total flowrate Regímenes de Flujo Hold up Velocidad de deslizamiento Combinable Production Logging Tool Pressure & temperature Gamma Ray Detector NFD-C Reservoir Saturation Tool Oil hold-up Gas indicator Digital Entry Fluid Imaging Tool Flow regime Water hold-up Fluid marker injector tool (TEE-F) The Flagship Production Logging Toolstring FLUJO LAMINAR Y FLUJO TURBULENTO Total flowrate The Flagship Production Logging Toolstring Combinable Production Logging Tool Pressure & temperature Gamma Ray Detector NFD-C Reservoir Saturation Tool Oil hold-up Gas indicator FLUJO LAMINAR: En el flujo laminar la distribución de la velocidad es simétrica a la dirección del mismo. Digital Entry Fluid Imaging Tool Flow regime Water hold-up Fluid marker injector tool (TEE-F) V = Vc * ( 1 – r/R) Donde: Vc = Velocidad en el centro de la tubería (pie/min.) R = Radio de la tubería (pies.) r = Distancia medida desde el centro de la tubería (pies.) V = Velocidad promedio (pie/min.) Total flowrate Combinable Production Logging Tool Pressure & temperature Gamma Ray Detector NFD-C Reservoir Saturation Tool Oil hold-up Gas indicator Digital Entry Fluid Imaging Tool Flow regime Water hold-up Fluid marker injector tool (TEE-F) The Flagship Production Logging Toolstring V =Vp y f 5 , 75 log + 8 , 5 8 e Total flowrate Donde: Qt = Tasa de flujo en Bls/día r= Densidad en gr/cc. d = Diámetro interno pulgs. m = Viscosidad fluido cp VALORES DE NRE LAMINAR <= 4000 TURBULENTO > 4000 Combinable Production Logging Tool Pressure & temperature Gamma Ray Detector NFD-C Reservoir Saturation Tool Oil hold-up Gas indicator Digital Entry Fluid Imaging Tool Flow regime Water hold-up Fluid marker injector tool (TEE-F) Total flowrate TIPOS DE FLUJO The Flagship Production Logging Toolstring Nre = 90 Qt*r d*m Digital Entry Fluid Imaging Tool Flow regime Water hold-up Velocidad Liquido-Adimencional Vl (rliq/gs)1/4 Reservoir Saturation Tool Oil hold-up Gas indicator Total flowrate REGIMENES DE FLUJO: La Identificación de los regímenes de flujo depende de las tasas de producción y los porcentajes relativos de cada fluido en una mezcla y sus propiedades físicas. Fluid marker injector tool (TEE-F) The Flagship Production Logging Toolstring Combinable Production Logging Tool Pressure & temperature Gamma Ray Detector NFD-C Velocidad Gas-Adimencional Vg (rliq/gs)1/4 Es la diferencia entre la velocidad de dos fases diferentes que fluyen en conjunto. Se debe a la acción de fuerzas de flotación. Combinable Production Logging Tool Pressure & temperature Gamma Ray Detector NFD-C Reservoir Saturation Tool Oil hold-up Gas indicator Digital Entry Fluid Imaging Tool Flow regime Water hold-up Fluid marker injector tool (TEE-F) The Flagship Production Logging Toolstring Slip Velocity, Vslip (Velocidad de deslizamiento) Total flowrate Reservoir Saturation Tool Oil hold-up Gas indicator Digital Entry Fluid Imaging Tool Flow regime Water hold-up Fluid marker injector tool (TEE-F) The Flagship Production Logging Toolstring Combinable Production Logging Tool Pressure & temperature Gamma Ray Detector NFD-C Total flowrate Es la fracción del tubo que es ocupada por una fase en específico. Combinable Production Logging Tool Pressure & temperature Gamma Ray Detector NFD-C Reservoir Saturation Tool Oil hold-up Gas indicator Digital Entry Fluid Imaging Tool Flow regime Water hold-up Fluid marker injector tool (TEE-F) The Flagship Production Logging Toolstring Hola Up, Y Total flowrate Reservoir Saturation Tool Oil hold-up Gas indicator Digital Entry Fluid Imaging Tool Flow regime Water hold-up Fluid marker injector tool (TEE-F) The Flagship Production Logging Toolstring Combinable Production Logging Tool Pressure & temperature Gamma Ray Detector NFD-C Total flowrate Reservoir Saturation Tool Oil hold-up Gas indicator Digital Entry Fluid Imaging Tool Flow regime Water hold-up Fluid marker injector tool (TEE-F) The Flagship Production Logging Toolstring Combinable Production Logging Tool Pressure & temperature Gamma Ray Detector NFD-C Total flowrate The Flagship Production Logging Toolstring Combinable Production Logging Tool Pressure & temperature Gamma Ray Detector NFD-C Reservoir Saturation Tool Oil hold-up Gas indicator Los registros PLT conjuntamente con medidores de flujo poseen Sin embargo, las lecturas de tasa y densidad sensores sólo de presión, son utilizadas tradicionalmente para el análisis temperatura, densidad, Gamma Ray, entre otros. de estos registros. cuantitativo GR CCL Manómetro Temperatura Acelerómetro Digital Entry Fluid Imaging Tool Flow regime Water hold-up Gradiomanómetro los cuales permiten una evaluación completa e integral de la producción del pozo Fluid marker injector tool (TEE-F) La data de presión y temperatura, ha sido utilizada normalmente en forma cualitativa para calcular las “ininvolucran situ” de los fluidos, Lospropiedades PLT tradicionales mediciones básicas: tasa y para cuatro localizar las zonas de entrada de los presión, densidad y temperatura fluidos al pozo Medidor de Flujo Total flowrate CCL Reservoir Saturation Tool Oil hold-up Gas indicator Digital Entry Fluid Imaging Tool Flow regime Water hold-up La finalidad de cada uno de los sensores que conforman un registro de Manómetro producción se describe brevemente a Temperatura continuación: Acelerómetro Gradiomanómetro GR-CCL: Sirve de correlación para los registros en hueco entubado o abierto y evalúa las condiciones de completación. Medidor de Flujo Fluid marker injector tool (TEE-F) The Flagship Production Logging Toolstring Combinable Production Logging Tool Pressure & temperature Gamma Ray Detector NFD-C GR Presión: Es utilizado para el cálculo de parámetros del yacimiento como presión inicial, presión de fondo, permeabilidad, daño, geometría del reservorio. Total flowrate Reservoir Saturation Tool Oil hold-up Gas indicator Digital Entry Fluid Imaging Tool Flow regime Water hold-up Temperatura: Con esta herramienta es posible ubicar las Manómetro zonas de entrada de fluidos y Temperatura detectar anomalías en el pozo. CCL Acelerómetro Gradiomanómetro Medidor de Flujo Fluid marker injector tool (TEE-F) The Flagship Production Logging Toolstring Combinable Production Logging Tool Pressure & temperature Gamma Ray Detector NFD-C GR Densidad: Determina la calidad de los fluidos para cada intervalo abierto al flujo y ayuda a la identificación de los mismos.. Medidor de flujo: Determina el perfil de producción de cada intervalo abierto al flujo Total flowrate Reservoir Saturation Tool Oil hold-up Gas indicator Digital Entry Fluid Imaging Tool Flow regime Water hold-up Fluid marker injector tool (TEE-F) The Flagship Production Logging Toolstring Combinable Production Logging Tool Pressure & temperature Gamma Ray Detector NFD-C Perfil de flujo dentro de la tubería. • Es una de las mayores ayudas para evaluar la eficiencia de producción e inyección de un sistema. Este tipo de perfil muestra el volumen y el tipo de fluido que se inyecta o se producen los intervalos cañoneados. Un buen perfil, detecta,. Total flowrate • Además, anomalías de flujo entre zonas distintas. Estos perfiles están conformados principalmente por herramientas de temperatura, densidad, capacitancia y medidores de flujo Reservoir Saturation Tool Oil hold-up Gas indicator Digital Entry Fluid Imaging Tool Flow regime Water hold-up Fluid marker injector tool (TEE-F) The Flagship Production Logging Toolstring Combinable Production Logging Tool Pressure & temperature Gamma Ray Detector NFD-C Perfiles de flujo por fuera de la tubería • Analizan los fluidos que pasan a través del espacio anular (tubería – formación), es decir, toman en cuenta aquellos que se producen a lo largo de canales entre el revestidor y la formación, los cuales pueden ser detectados con las herramientas de temperatura y ruido. Total flowrate Además se dispone de la herramienta radial de diferencial de temperatura, la cual permite orientar un cañón de perforación unidireccional frente los canales. Otra herramienta utilizada es el trazador radioactivo. Reservoir Saturation Tool Oil hold-up Gas indicator Digital Entry Fluid Imaging Tool Flow regime Water hold-up Fluid marker injector tool (TEE-F) The Flagship Production Logging Toolstring Combinable Production Logging Tool Pressure & temperature Gamma Ray Detector NFD-C El registro de producción del tipo flujo en el reservorio Puede ser analizado indirectamente por medio de pruebas de presión, éstas pueden ser de restauración, de declinación y de pulsos e interferencias. Además, curvas históricas de producción y perfiles de inyección ayudan a determinar el proceso de agotamiento del reservorio. Total flowrate Los datos precisos de presiones pueden ser utilizados para determinar varios parámetros como, el límite del yacimiento, forma del reservorio, permeabilidad efectiva, comunicación entre pozos, área de drenaje, daños en el pozo % total de tasa entrando por intervalo % total de la tasa en el pozo Medición del perfil de flujo. Profundidad (pies) 30 20 10 0 0 25 50 75 100 La información más importante que se obtiene del registro de producción durante la producción o inyección de fluidos en pozos es el perfil de flujo, el cual establece la cantidad de fluido producido o inyectado en cada intervalo 14700 14750 14800 14850 El perfil de flujo que comúnmente se obtiene de los registros de producción es típicamente graficado como se muestra en la Figura con el porcentaje del total del flujo registrado contra la profundidad en el lado derecho, y una gráfica de barra que presenta el porcentaje total de tasa de flujo por cada intervalo en el lado izquierdo de la figura. Los perfiles de flujo son tomados en conjunto con otras herramientas, y son el resultado del análisis de registros medidores de flujo con hélice (flowmeters). Un registro de temperatura produce una información cualitativa acerca de la inyección en los intervalos de la formación , mientras que los registros de medidores de flujo proporcionan una información cuantitativa, definiendo con precisión la cantidad de flujo que está saliendo o entrando a cada intervalo. Determinación de intervalos aislados El perfil de flujo muestra el lugar en el cual los fluidos entran o salen del hoyo, pero esto no garantiza que el fluido esté entrando o saliendo de la zona esperada, debido a que puede haber comunicación entre la tubería y el revestimiento y el fluido puede entrar o salir de otras zonas, La capacidad de la completación del hoyo de aislar zonas de inyección de otras zonas es crucial para el manejo apropiado del yacimiento, y es una importante propiedad para ser evaluada en los registros de producción. Determinación de causas para la existencia de tasas anormales • Un cambio irregular en la tasa de un pozo, frecuentemente es indicativo de problemas en el pozo o yacimiento. Tasas anormalmente bajas de inyección o producción pueden resultar del daño de la formación alrededor del pozo, de perforaciones con restricciones de flujo o de restricciones en la tubería de producción. • Una tasa de inyección inusualmente alta puede ser causada por pérdidas producidas a través de la tubería de revestimiento, de la tubería de producción, de una empacadura, por comunicación entre zonas, o por una fractura en el yacimiento Algunos de estos problemas pueden ser claramente identificados por medio de un registro de producción, por la aparición de nuevas técnicas usadas para perfiles de flujo o por la medición de intervalos aislados. En otros casos se puede requerir pruebas de pozos adicionales para confirmar la causa del comportamiento anormal. Por ejemplo un análisis de presión puede medir el factor de daño del pozo. Un perfil de flujo obtenido con el registro de producción luego de un proceso de estimulación, puede indicar la distribución de las zonas dañadas o estimuladas alrededor del pozo. Asimismo, el origen de un alto corte de agua o gas se puede identificar con la ayuda de los registros PLT, ya que ellos definen la identidad del fluido entrando al espacio anular A condiciones del fondo del pozo, donde mediciones con registros de producción pueden ser hechas, la presencia de más de una fase es muy probable en la producción de pozos Un pozo de gas puede tener agua o condensado presente a nivel de las perforaciones cuando no hay producción de líquido en superficie. Aplicación en flujo multifásico En pozos productores de petróleo la producción de agua es muy común y si la presión de fondo es menor que la presión de burbujeo gas libre estará presente también en el pozo. Debido a esto, en muchos pozos productores la posibilidad de flujo multifásico debe ser considerada en el planteamiento del trabajo con el registro de producción o en el análisis de los mismos. Al igual que en un pozo de flujo monofásico, la información más importante obtenida por un registro de producción es el perfil de flujo, pero en el caso de flujo multifásico, es necesario conocer los intervalos y las tasas de producción de cada fase. Registros de densidad del fluido y de capacitancia son usados frecuentemente en combinación de medidores de flujo. Una tasa de producción fuera de lo común de una fase en particular, Aplicación en flujo multifásico Para definir perfiles de flujo para más de una fase, uno o más perfiles pueden identificar la cantidad de cada fase presente en el hoyo. es uno de los problemas mas comúnmente investigados con un registro de producción en un flujo multifásico, de ese modo se pueden identificar el flujo preferencial en zonas de alta permeabilidad o intervalos de conificación de agua o gas. Entrada de fluido indeseado Mala cementación Baja P. Capa de alta K a) b) c) Flujo Cruzado La presencia de flujo cruzado o zonas “ladronas“ en un yacimiento es una situación poco deseable, ya que parte o toda la producción de una capa es absorbida por otra capa de menor presión. Esta situación es fácilmente detectable con un registro de flowmeter. Es posible estimar la presión de las capas y predecir su comportamiento Esta anomalía se puede identificar visualmente al comparar pasadas de flowmeter registradas en direcciones opuestas. Se debe cuidar de no confundir este efecto con variaciones de viscosidad y/o inversiones del sentido de giro de la hélice. La calibración de flowmeter hecha en la zona donde se sospecha la presencia de flujo cruzado, entrega la confirmación final, al indicar tasa de flujo si se trata de una zona “ladrona”. El análisis de capacidad de producción selectiva es una de las técnicas nuevas de aplicación de perfiles de producción, la cual combina el uso de los sensores para proveer información, sobre el yacimiento. El nombre SIP viene de Selective Inflow Perfomance queriendo referirse al comportamiento individual de producción de cada capa en un yacimiento estratificado Esta técnica permite obtener las presiones individuales de cada capa en un pozo abierto a varias zonas, asimismo como su potencial y comportamiento a distintas tasas de flujo. Las pruebas de presión convencionales a diferentes tasas de flujo tienen una gran limitación en formaciones de varias capas, debido a que sólo se mide el flujo total en superficie y la presión de fondo. El operador puede ver el comportamiento global del pozo, pero no puede observar la contribución de las unidades individuales del yacimiento. La técnica SIP consiste en medir, a varias tasas de flujo, presión de fondo y tasa de flujo estabilizada de cada una de las zonas productoras. Estas son registradas con la herramienta PLT, simultáneamente con la densidad y temperatura. Usando los registros de flujo y presión se establece la relación presión-flujo para cada unidad del yacimiento o zona productora. Para facilitar la comparación entre las curvas de productividad de cada zona productora, las presiones se corrigen a una profundidad de referencia. El tiempo de estabilización entre registros sucesivos se determina observando la evolución del flujo y/o la presión arriba de las zonas productoras con la misma herramientas de registro. La curva de productividad total del pozo, tal como se podría establecer, es una prueba de producción standard, y debe coincidir en condiciones normales con la suma de todas las productividades de las zonas. CONSISTE EN DETERMINAR LA DIFERENCIA DE PRESIÓN DE DOS PUNTOS EN LA COLUMNA DE FLUIDO. CON LO CUAL SE PUEDE DETERMINAR LA DENSIDAD DEL FLUIDO QUE SE ENCUENTRA DENTRO DE ESTOS DOS PUNTOS ESTO CONDUCE A TENER UNA CURVA CONTINUA DE PRESIÓN A LO LARGO DE LA COLUMNA DE FLUIDO CARTUCHO ELECTRICO TRADUCTOR ESPACIAMIENTO 2 PIES FUELLE SUPERIOR TUBO CENECTOR FUELLE INFERIOR FUELLE EXPANSOR Se usa para obtener la densidad del fluido y las proporciones individuales de cada fluido en una mezcla;. fluido y la velocidad del flujo para lograr hacer un análisis más efectivo del perfil. Para aumentar la precisión de la medida antes de comenzar el perfil Esta herramienta debe ser calibrada cuando se utiliza en pozos desviados A partir de esta herramienta se calcula la densidad del fluido. se calibra la herramienta en dos fluidos de densidad conocida Debido a la naturaleza de las lecturas que ésta realiza, se deben tomar en cuenta la viscosidad del La determinación de la densidad implica conocer las desviaciones del pozo en el intervalo de medida. (aire/agua). La herramienta consiste en tres fuelles llenos de keroseno con un tubo conector flotante entre los dos fuelles sensores. El fuelle más bajo es para la liberación térmica en expansión. Dicho ensamblado esta contenido en un recipiente con ranura que permite la entrada de fluido en la herramienta. El tipo de fluido se conoce efectuando la medición de la diferencia de presión entre dos elementos sensibles separado por una distancia de dos pies. Sobre esta distancia se registran los cambios de presión. Cartucho Electrónico Conductor El movimiento del fuelle sensor debido al cambio en la densidad del fluido es transmitido por el tubo conector hacia el magneto entre los serpentines transductores. Fuelle de Alta Sensibilidad Casco Ranurado 2 Pies Tubo de conexión flotante Fuelle de Baja Sensibilidad Fuelle de Expansión La corriente generada se amplifica y es transmitida hacia arriba. Un pistón magnético al final de la barra genera una señal en el cable transductor proporcional al movimiento de la barra. . Esto permite que la corriente transmitida por el cable sea calibrada en términos de densidad de fluido. La herramienta nuclear de densidad de fluido opera con un principio similar al de la herramienta de densidad de formación ; una fuente de rayos gamma es posicionada con respecto a un detector de rayos gamma de tal manera que los fluidos en el hoyo actúan como un absolvedor. Una razón de cuentas alta indica un fluido de baja densidad, y una baja razón de cuentas indica un fluido de densidad alta. La ventaja de la herramienta nuclear de densidad de fluido sobre el Gradiomanómetro es que sus mediciones no son afectadas por la desviación del hoyo o por efectos de fricción. Sin embargo, dado que la herramienta depende del decaimiento radiactivo, las lecturas están sujetas a variaciones estadísticas. También debe ser notado que la cantidad medida es el promedio de la densidad de la mezcla fluyendo ;Por lo tanto, está sujeta a los mismos efectos holdup como el Gradiomanómetro. El medidor de flujo o flowmeter, registra parámetros que permiten estudiar el comportamiento de la velocidad del fluido en el fondo del pozo. El dispositivo principal de la herramienta es un spinner El cual no es otra cosa que una hélice semejante a las aspas de un ventilador, que rota impulsada por el movimiento de los fluidos que la atraviesan El medidor de flujo Es usado para la evaluación de la tasa de flujo. Y para registrar perfil de producción o inyección de un pozo Esta herramienta es muy útil cuando se estudia un pozo que se encuentra completado de tal manera que la tasa de producción proviene de más de un intervalo de arena, ya que el medidor de tasa de flujo registra la cantidad de fluido que aporta cada una de ellas. Esta herramienta realiza una medición continua de la velocidad del flujo en función de la profundidad, Luego conociendo la sección a través de la cual se desplaza el fluido, puede calcularse el caudal existente en las diferentes zonas de un pozo. que facilitan el funcionamiento de la misma La salida del voltaje, V, y la frecuencia, w, son proporcionales a la rata a la cual da vueltas la hélice del sensor en forma simétrica sobre la armadura de la herramienta La señal producida por la rotación de la hélice o propela,. Cuando se grafica el voltaje que genera la rotación de la hélice contra el tiempo, se obtiene una curva de comportamiento senoidal. los cuales son colocados entre dos cojinetes hidráulicos es recibida por una bobina y enviada a superficie a través de la misma guaya que mueve la herramienta A partir de equipos electrónicos, se detectan y cuentan los cruces en cero de dicha curva, de este modo se relacionan los impulsos eléctricos con las revoluciones del spinner. El equipo consta de varios imanes que se encuentran instalados Finalmente, para lograr entender el comportamiento de la velocidad del fluido en el fondo del pozo Se debe tomar en cuenta que la frecuencia de rotación de la hélice de la herramienta es función de la velocidad del fluido que pasa a través de ella. conexionesl eléctricas Al hacer el perfil en movimiento, se mide simultáneamente la velocidad del cable que arrastra la herramienta, obteniéndose así una referencia para convertir la frecuencia de rotación en velocidad del fluido magneto Alambre conductor Spinner Se realizan varios registros, cada uno de ellos a velocidades de cable diferentes en la misma dirección y en dirección contraria al flujo, de ellos se obtienen las rectas de calibración de la herramienta, V que permiten hacer corresponder un determinado caudal a los resultados obtenidos en cada sección del pozo T t TIPOS CARACTERÍSTICAS FIJO ESTACIONARIO, SIN MOVIMINETO. CONTINUO EN MOVIMIENTO AL BAJAR O SUBIR, MIDIENDO SIMULTANEAMENTE LA VELOCIDAD DEL CABLE. Existe una gran variedad de modelos de medidores de flujo disponibles, que pueden ser utilizados de acuerdo a las condiciones de cada caso. Herramientas para Altas Tasas de Flujo. Herramientas para Tasas de Flujo Intermedias. Herramientas para Bajas Tasas de Flujo. a) b) c) La herramienta para altas tasas de flujo o medidor de flujo continuo baja a través de la tuberia Cuando el flowmeter continuo (CFS) es registrado con la herramienta en Su configuración puede del movimiento, la velocidad resultar menos precisa fluido actuando sobre el debido a los diámetros conexionesl eléctricas reducidos, sin embargo, su funcionamiento sencillo puede producir una mejor fiabilidad. magneto Alambre conductor impele es la suma algebraica de la velocidad del cable más la velocidad del fluido. Por lo tanto,. y desempeña su función sin cambiar la forma para las mediciones. Un diámetro pequeño puede originar descentralizaciones en el revestidor, causando de este modo la velocidad delcálculos cable es un erróneos de flujo en parte importante de la data hoyos desviados donde que esta siendo adquirida ocurre segregación gravitacional de fluidos Spinner V T t También se denomina “full-bore flowmeter”. Esta herramienta desciende a través de la tubería expandiendo el diámetro del spinner mediante el despliegue de sus aspas, esto con el propósito de ocupar más del diámetro interno de la tubería. Los centralizadores protegen las aspas del spinner al chocar con las paredes del revestidor. Esta herramienta posee un mecanismo más complejo que la otra herramienta continua, pero ofrece menores cantidades de errores por descentralización Éstos dan un mejor resultado en bajos caudales de flujo, en comparación con otros tipos de equipos continuos. Estos también causan una menor caída de presión en la sección de la herramienta en comparación con el medidor de bajas tasas de flujo, debido a que causan una menor alteración al paso natural de fluidos en el pozo mientras se corre. Herramientas de baja rata de flujo o Diverter Flowmeters El petal, basket y otros tipos de diverter flowmeters (herramientas desviadoras de flujo) Esta herramienta desciende a través del revestidor, se expande ocupando todo el diámetro efectivo interno en el fondo de la tubería para desviar el flujo de fluidos a través de un orificio que contiene un spinner de diámetro pequeño Este equipo tiene una buena capacidad para determinar la cantidad de fluido, debido a que la mayoría del flujo moviéndose en la tubería debe atravesar la sección del spinner sin embargo, éste puede crear caídas o cambios de presión que causen a su vez flujo de fluidos fuera del revestidor, si las zonas no se encuentran bien aisladas debido a una pobre cementación o fracturamiento vertical. Esta herramienta usualmente tiene una configuración de “paraguas” que desvía el fluido dentro del orificio donde se encuentra la hélice. Requiere mayor tiempo de medición para determinar de forma más confiable la tasa de flujo para bajos volúmenes de fluido. A. Determinación de perfiles de producción o inyección. B. Determinación de pérdidas de producción por flujo cruzado entre capas (o de disminución de la eficiencia de la inyección, en caso de aparecer en problemas similares en pozos inyectores). C. Evaluación de la eficiencia de los procesos de cañoneo y/o estimulación. D. Detección de pérdidas de tapones o cañerías. E. Localización de zonas de pérdidas de circulación en pozos abiertos. F. Evaluación del potencial del pozo (técnica SIP) En la gráfica de la curva de respuesta se puede notar, que hasta que la velocidad del fluido alcanza o excede el valor Vt (la velocidad de umbral), el propulsor no rota. Spinner RPS . En la medida en que la velocidad del fluido aumenta por encima de Vt, el valor de RPS aumenta linealmente con la velocidad del fluido, por lo tanto, la velocidad del fluido es directamente obtenida del valor medido de RPS. Vt A bajas velocidades la parte baja de la curva se encuentra dominada por los efectos de inercia y de la fricción mecánica de la herramienta, así como también por las pérdidas por viscosidad Velocidad del Fluido, pie/min Hay un número de consideraciones importantes relacionadas con la curva de respuesta Tercero, la pendiente de la curva de respuesta depende del diámetro de la tubería en la que el fluido se mueve. Es posible derivar las curvas de respuesta a partir de la data de superficie que generalmente es aplicable a todos los medidores de flujo continuo en todas las mediciones. Primero, la curva de respuesta es algo idealizada, especialmente a bajas velocidades del fluido. También, esta pendiente es afectada significativamente por la viscosidad del fluido en movimiento. Pero resultados más precisos son derivados a partir de la calibración de la herramienta en el medio ambiente en fondo,. Segundo, esta curva relaciona valores de RPS con velocidades del fluido, solo cuando la herramienta está estacionaria en el fluido en movimiento. Finalmente, el valor de Vt varía un poco con el ajuste de la orientación del asta del propulsor y con la densidad y viscosidad del fluido en movimiento. Donde los efectos del diámetro, viscosidad, etc., Son compensados automáticamente • La experiencia ha mostrado que el spinner mide muy satisfactoriamente las velocidades del fluido en flujo monofásico turbulento. • Por lo tanto, es útil en pozos de inyección y en muchos pozos productores, donde los requerimientos de una fase y turbulencia son satisfechos. • Con respecto a la turbulencia, el número de Reynold es un índice ampliamente usado que predice cuando ocurre flujo turbulento. Donde: V=0 en las paredes del tubo ρ = Densidad del fluido = Vel. promedio del fluido d = Diámetro de tubería μ = Viscosidad del Fluido Flujo Laminar Flujo Turbulento En cada caso la velocidad en el centro de la tubería (Vf) es mayor que las velocidades lejos del centro, efecto este que es más pronunciado en flujo laminar que en el turbulento. Así, hay una velocidad promedio a través de una sección de la tubería (V) y ésta es aproximadamente 0.83 veces el valor de la velocidad en el centro (Vf). Debido a que el medidor de flujo es operado con centralizadores, la velocidad que es obtenida de la curva de respuesta es una medida de la velocidad máxima, Vf. Si la velocidad es usada para el cálculo de las tasas de flujo volumétricas, entonces el factor de corrección (FC) de 0.83 usualmente debe ser aplicado al valor medido por la herramienta antes de proceder con el cálculo de las tasas. Debido a que el medidor de flujo puede ser usado estacionariamente o en movimiento, es útil considerar la relación del valor de RPS Spinner RPS Pto. Medio RPSo Vel. del Cable Vf Vt Vt en la dirección del flujo Vf Vf Vel. del Cable en dirección opuesta al flujo con la velocidad del cable en la medida en que el sensor es movido a varias velocidades a través de un fluido de perfil de velocidad constante. la cual no es una curva de respuesta, porque el eje horizontal representa ahora la velocidad del cable en pies/min, esta gráfica se denomina usualmente curva de calibración. En la medida en que la velocidad del cable aumenta en dirección contraria al flujo del fluido, el valor de RPS se incrementa, PS disminuyen hasta hacerse cero y permanecen en cero para un intervalo de velocidades del cable mientras que en la medida que la velocidad del cable aumenta en la misma dirección del fluido, las R que es dos veces el valor de Vt, a este intervalo se le denomina zona muerta. Entonces, en la medida en que la velocidad del cable aumenta más allá de este valor en la dirección del flujo de fluido Las RPS comienzan a aumentar negativamente, lo que simplemente significa que la dirección de rotación del propulsor fue invertida. El diseño de los medidores de flujo es tal que les permite tomar mediciones útiles de RPS sin considerar la dirección de rotación. Spinner Una nueva ventaja de esta herramienta es que la magnitud de los pulsos eléctricos del instrumento es mayor en una dirección que en la otra. También nótese en la Figura que el intervalo de velocidad del cable de longitud 2*Vt, RPS Pto. Medio RPSo Vel. del Cable Vf Vt Vt en la dirección del flujo Vel. del Cable Vf sobre el cual el valor de RPS es cero o, se encuentra alrededor de una velocidad del cable cuyo valor es igual a la máxima velocidad del fluido, Vf. Como se mencionó, el perfil de velocidad del fluido es constante para efectos de la Figura . Mientras que la data obtenida con la herramienta en movimiento es esencial para la determinación de la curva de respuesta de fondo, data más precisa para la medición de la velocidad del fluido debe ser obtenida con la herramienta estacionaria. en dirección opuesta al flujo Vf . En la, el valor de RPS correspondiente medidor de flujo estacionario es representado por RPSo. Si el valor de no está disponible, puede usarse data con el MF en movimiento. Se usa para obtener la presión absoluta de fondo, gradientes de presión, medidas de presión vs. tiempo y presiones de yacimiento. Conexiones Eléctricas Platino Conductor Vacío Resonador Hay dos tipos de manómetros usados actualmente, de cristal de cuarzo y tipo “strain gauge”, diferenciándose por la precisión y resolución posibles de obtener; Transductor de Cuarzo de una pieza Tubo Compensador el que se utiliza con mayor frecuencia en el área de estudio es el medidor con cristal de cuarzo . El sensor de presión del manómetro envía señales electrónicas al transductor de cuarzo el cual se encarga de almacenarlas y convertirlas en unidades de campo. Puerto de Presión Mediciones precisas de diminutos cambios de presión. Gradiente de presión Conexiones Eléctricas Platino Conductor Presiones de yacimiento.. Vacío Resonador Pruebas de interferencia entre pozos. Estudio hidrodinámicos de acuíferos en el subsuelo Estudios de daños de formación. Evaluación de la geometría del yacimiento. Transductor de Cuarzo de una pieza Tubo Compensador Puerto de Presión Se usa para obtener medidas de temperatura absoluta, gradientes y perfiles de temperatura, y en forma cualitativa para observar cambios anormales de temperatura. Este registro suministra lecturas continuas de la temperatura del fluido dentro del pozo y también del diferencial de temperatura. Este último valor se obtiene comparando el valor absoluto de temperatura obtenido en cada instante, con el valor medido cierto tiempo antes. Esta curva ha resultado sumamente útil por su gran sensibilidad. Resistencia sensible a la temperatura Esto se debe en gran parte al empleo de un sensor muy estable y preciso en la medición de la temperatura del fluido. Su principio de medición se basa en un hilo de platino que es expuesto al fluido del pozo, cuya resistencia depende de la temperatura Resistencia sensible a la temperatura Su uso más habitual es el estudio de las anomalías térmicas que aparecen en los pozos en condiciones dinámicas, tanto para pozos productores como inyectores; comparando el registro obtenido bajo estas condiciones con el realizado con el pozo estacionario Estas variaciones se deben a la diferencia de temperatura entre la columna original de fluido no alterado y el fluido que se inyecta (más frío) o el que se produce (más caliente). Localizar el tope del cemento en las primeras horas de fragüe.. Obtener el gradiente geotérmico de una zona. Realizar perfiles de inyección. Las capas que admitieron fluidos, cuando se cierra el pozo se mantienen más frías durante más tiempo que las capas que no lo admitieron debido a la gran inercia térmica del volumen de agua inyectada que permanece en la vecindad de las paredes del pozo. Ubicar canalizaciones en pozos inyectores de agua o gas. Localizar zonas de entrada de gas al pozo.. Cuando existen problemas de daño o taponamiento, así como también una canalización de fluido a través del revestidor, la temperatura suele elevarse más de lo normal indicando una restricción al flujo en la cara de la arena o una entrada de fluido bajo condiciones anormales. The Flagship Production Logging Toolstring Combinable Production Logging Tool Pressure & temperature Gamma Ray Detector NFD-C Reservoir Saturation Tool Oil hold-up Gas indicator Se usa para “oír” ruidos en el fondo del pozo, obteniendo niveles de ruido y su distribución en frecuencias. Digital Entry Fluid Imaging Tool Flow regime Water hold-up Aplicaciones principales son la detección de rupturas de tubería, confirmación de flujo detrás de revestidor y detección de origen de fluido. Fluid marker injector tool (TEE-F) Total flowrate Los flujos turbulentos generan ruidos, cuyas amplitudes y frecuencias dependen de la cantidad y tipo de fluido, así como también del medio a través del cual están fluyendo Las variaciones minúsculas de presión son captadas por el hidrófono y enviadas a superficie. The Flagship Production Logging Toolstring Combinable Production Logging Tool Pressure & temperature Gamma Ray Detector NFD-C Reservoir Saturation Tool Oil hold-up Gas indicator En superficie éstas son procesadas, entregando el nivel de ruido total. Las mediciones se hacen deteniendo la herramienta a la profundidad requerida para evitar ruidos causados por el movimiento de la herramienta Digital Entry Fluid Imaging Tool Flow regime Water hold-up Las mediciones de estos sonidos pueden ser interpretadas para determinar el tipo y la procedencia del flujo. La herramienta de ruido provee un gráfico de amplitudes máximas a diferentes profundidades. Fluid marker injector tool (TEE-F) Total flowrate Estos valores generan un perfil del cual se extraen y derivan los datos pertinentes al movimiento del fluido. También es posible realizar una evaluación de señales de audio que caracterizan a las zonas con problemas de producción de arena. The Flagship Production Logging Toolstring Combinable Production Logging Tool Pressure & temperature Gamma Ray Detector NFD-C Reservoir Saturation Tool Oil hold-up Gas indicator A partir de la combinación de estas medidas de amplitud y audio, se pueden determinar los siguientes parámetros: Tipos de flujo (una o dos fases) Digital Entry Fluid Imaging Tool Flow regime Water hold-up Intervalos de producción de arena. Migración de fluidos detrás de la tubería. Fluid marker injector tool (TEE-F) Problemas que no son de fácil detección, como fugas entre varias tuberías. Total flowrate Combinable Production Logging Tool Pressure & temperature Gamma Ray Detector NFD-C Reservoir Saturation Tool Oil hold-up Gas indicator Digital Entry Fluid Imaging Tool Flow regime Water hold-up Fluid marker injector tool (TEE-F) The Flagship Production Logging Toolstring las herramientas auxiliares en las aplicaciones de registro PLT, son aquellas que permitan correlacionar parámetros importantes como el control de la profundidad durante la realización del registro. Total flowrate Reservoir Saturation Tool Oil hold-up Gas indicator The Flagship Production Logging Toolstring Combinable Production Logging Tool Pressure & temperature Gamma Ray Detector NFD-C Al igual que la mayoría de las herramientas corridas en el casing, es muy importante que los localizadores de cuellos (CCl) sean grabados. El localizador de cuellos es un dispositivo magnético que responde a cambios en la masa del metal circundante al mismo tales como: cuello, perforación (en algunos casos), uniones, empacaduras, centralizadores. Digital Entry Fluid Imaging Tool Flow regime Water hold-up El localizador de cuello universal 1 – 11/16” Control de lapermanentes. Estos consiste de dos magnetos Profundidad/Correlación son separados por una Sección de el bobina localizador de de alambre que cuellos (CCL) está separada por un carreto ferroso. Fluid marker injector tool (TEE-F) El CCL es la única herramienta que proporciona un control positivo de la profundidad además de ser un enlace entre los sensores de registros de producción y los estratos de la formación. Total flowrate Es usado para dar correctamente la correlación entre el registro de profundidad y litología. El contacto con la tubería de revestimiento no es necesario, pero mucho espacio libre reduce la señal de la figura mostrada Reservoir Saturation Tool Oil hold-up Gas indicator The Flagship Production Logging Toolstring Combinable Production Logging Tool Pressure & temperature Gamma Ray Detector NFD-C The Flagship Production Logging El CCL envía una Toolstring la amplitud de Digital Entry Fluid Imaging Tool Flow regime Water hold-up señal continua a la instrumentación Interpretación de superficie (CS – de el CCL 400). Cuando la Combinable Production Logging Tool herramienta pasa Digital Entry Fluid Pressure & temperature por un cuelloTool de la Reservoir Imaging tubería Saturation Tool Flow regime Fluid marker injector tool (TEE-F) Gamma Ray Detector NFD-C Oil hold-up Gas indicator Water hold-up la señal fluctúa. Estas fluctuaciones son claramente Fluid marker reconocidas en injector tool el registroTotal CCL. (TEE-F) flowrate Total flowrate The Flagship Production Logging Toolstring Combinable Production Logging Tool Pressure & temperature Gamma Ray Detector NFD-C Reservoir Saturation Tool Oil hold-up Gas indicator La otra mitad del control de la profundidad es el registro de Gamma Ray corrido en el casing con el localizador de cuellos. El Gamma Ray en casing o entubado es correlacionado en cuanto a profundidad The Flagship Production Logging Toolstring Digital Entry Fluid Imaging Tool Flow regime Water hold-up Combinable Production con los registros a hoyo abierto; Además, Logging Tool Digital Entry Fluid Pressure & temperature los localizadores de cuello que fueron Reservoir Imaging Tool grabados estarán Saturation Tool en profundidad Flow regime o correlacionados, los registros de hold-up Oil hold-up relativo a Water Gamma Ray Gas indicator hoyo abierto. Fluid marker injector tool (TEE-F) Detector NFD-C Fluid marker injector tool (TEE-F) Total flowrate Total flowrate The Flagship Production Logging Toolstring Combinable Production Logging Tool Pressure & temperature Gamma Ray Detector NFD-C Reservoir Saturation Tool Oil hold-up Gas indicator Este procedimiento es necesario para la precisión en las mediciones de The Flagship Production Logging Toolstring profundidad requerida para perforación, puentes, empacaduras. Digital Entry Fluid Imaging Tool Flow regime Water hold-up Combinable Production Logging Tool Si Pressure & temperature los registros de evaluación de Digital Entry Fluid Reservoir Imaging Tool cementación son corridos, un Saturation Ray Tool y un Flow regime Gamma CCL son Water hold-up Oil hold-up combinados con esta herramientas. Gamma Ray Gas indicator Fluid marker injector tool (TEE-F) Detector NFD-C Fluid marker injector tool (TEE-F) Total flowrate Total flowrate Reservoir Saturation Tool Oil hold-up Gas indicator The Flagship Production Logging Toolstring Combinable Production Logging Tool Pressure & temperature Gamma Ray Detector NFD-C El GR Detecta la radiación natural de Uranio, Potasio y Torio emitida desde la formación. Sirve para la determinación del contenido de minerales y litología, The Flagship Production Logging Toolstring Digital Entry Fluid Imaging Tool Flow regime Water hold-up Combinable Production detección de movimientos de fluidos y trazos de Logging Tool Digital Entry Fluid radiactivo Pressure & temperaturemovimiento por productos de material Reservoir inyectado en el pozo. Los rayosImaging gammaTool son una Toolde ondas Flow regime fuente deSaturation alta energía electromagnéticas Water hold-up Oil hold-up que no tienen ni masa, peso, ni cargas eléctricas. GammaViajan Ray a la Gas indicator velocidad de la luz y soy penetrantes. Fluid marker injector tool (TEE-F) Detector NFD-C Fluid marker injector tool (TEE-F) Total flowrate Total flowrate Reservoir Saturation Tool Oil hold-up Gas indicator The Flagship Production Logging Toolstring Combinable Production Logging Tool Pressure & temperature Gamma Ray Detector NFD-C Digital Entry Fluid Imaging Tool Flow regime Water hold-up Los rayos gamma tienen una energía expandida aproximadamente de 0.04 hasta 3,2 Mev. Los registros de rayosToolstring gamma son usados The Flagship Production Logging para correlaciónes de profundidad y litología para registros de hueco abierto. Los dos tipos de detectores de rayos gamma son el contador de escintilación y el detector de radiación Greiger Muller. Combinable Production Logging Tool Pressure & temperature Fluid marker injector tool (TEE-F) Gamma Ray Detector NFD-C Reservoir Saturation Tool Oil hold-up Gas indicator Digital Entry Fluid Imaging Tool Flow regime Water hold-up Fluid marker injector tool (TEE-F) Total flowrate Total flowrate The Flagship Production Logging Toolstring Combinable Production Logging Tool Pressure & temperature Gamma Ray Detector NFD-C Reservoir Saturation Tool Oil hold-up Gas indicator El perfil dieléctrico mide la retención de agua y permite el cálculo de flujos de agua, petróleo y gas en un sistema de tres fases. Digital Entry Fluid Imaging Tool Flow regime Water hold-up Esta herramienta mide una cantidad proporcional a la constante dieléctrica de la mezcla de fluidos que pasa por la cámara de medida de la herramienta, la cual esta provista de una serie de láminas circulares concéntricas que forman parte del sensor de medición Fluid marker injector tool (TEE-F) Total flowrate La constante dieléctrica del fluido va a ser función de la proporción de agua, gas y petróleo contenidos en éste. Debido a la gran diferencia entre la constante dieléctrica del agua y gas o petróleo, éste es un método sencillo para detectar la presencia de agua, aún es pequeñas proporciones. The Flagship Production Logging Toolstring Combinable Production Logging Tool Pressure & temperature Gamma Ray Detector NFD-C La herramienta de capacitancia está constituida básicamente por un capacitador coaxial y se basa en la aplicación de un potencial de voltaje entre un electrodo central y la parte externa de la herramienta del registro. Reservoir Saturation Tool Oil hold-up Gas indicator Esta herramienta provee una medición de la constante dieléctrica lo cual la hace muy útil para determinar la distribución de fluidos en la tubería. Digital Entry Fluid Imaging Tool Flow regime Water hold-up Los hidrocarburos poseen una constante dieléctrica en el orden de 2 a 6, mientras que el agua tiene una constante dieléctrica en el orden de los 80, es por ello que se hace fácil distinguir por medio de esta medición qué fluido es agua y qué fluido es petróleo, por otro lado el gas puede ser diferenciado también por su constante dieléctrica, la cual está cercana a la unidad. Fluid marker injector tool (TEE-F) Total flowrate Las mediciones realizadas con registros de capacitancia presentan muchas ventajas debido a la gran diferencia entre las respuestas para el agua, el gas y el petróleo, lográndose de esa manera mediciones más precisas del corte de agua
