REGISTROS DE PRODUCCIN

1.1 DEFINICIN

Por definicion los registros de produccion son los registros que se toman despues de que se ha cementado una tuberia de revestimiento, TR, introducido el aparejo de produccion y disparado el intervalo productor o inyector, es decir, despues de la terminacion del pozo. Estos registros han permitido conocer, cada vez con mayor detalle, el comportamiento no solo de los pozos, sino tambien de las formaciones.1.2 Historia de los Registros de ProduccionLos registros electricos se introdujeron a la industria del petroleo hace mas de medio siglo. El primer registro fue tomado el 5 de septiembre de 1927, en un pozo del campo Pechelbronn, en Alsacia, una provincia en el noreste de Francia. Este registro era una grafica de la resistividad de las rocas de formacion. La herramienta de exploracion (llamada sonda) fue detenida en intervalos periodicos en el agujero, las mediciones fueron hechas, y las resistividades calculadas fueron graficadas a mano. Este procedimiento fue repetido de estacion a estacion hasta que el registro entero se grabo. En 1929, los registros electricos de resistividad se introdujeron de manera comercial en Venezuela, Estados Unidos y Rusia. La utilidad de la mediciones de resistividad para propositos de correlacion y par la identificacion de estratos con potencial explotable fue rapidamente reconocida por la industria petrolera.Para los hermanos Schlumberger fue natural extender su experiencia y su destreza de las operaciones en agujero descubierto a los agujeros entubados con los servicios de linea de acero que evolucionaron una decada despues.1.2 Equipo Necesario en la Toma de Registros de ProduccionEl equipo necesario en el pozo para realizar los registros de produccion en un pozo productor natural se muestra en la Fig. 2.1 y se describe a continuacion cada numero de la figura.1. La camioneta de registros. El cable, el malacate, las computadoras superficiales y el personal de registros se encuentran en esta camioneta.

2. La camioneta del mastil. Esta camioneta tiene un mastil el cual se despliega hasta la posicion en donde se muestra y se coloca de espaldas para salir con facilidad.3. La cabeza del pozo con las valvulas y las lineas de flujo conectadas a el Lubricador o linea ascendente. Esta tuberia se utiliza para almacenar la herramienta antes que se introduzca en el pozo. El lubricador se monta sobre la cabeza del pozo y la presion en el lubricador se iguala a la presion en la cabeza del pozo antes de los registros. Se deben conectar mas secciones de tuberia sI se desea introducir una sarta de registros mas larga.4. Cable. Este cable es comunmente un conductor simple (monocable). El cable esta enrollado en el malacate de la camioneta de registros para su almacenamiento.5. Manguera de purga de presion para aliviar la presion en el lubricador despues de los registros.6. Linea de grasa para mantener el sello de grasa.7. Almacen y bomba de grasa para el sello de grasa.8. Sello de grasa. Este sello asegura un selo hidraulico alrededor del cable aun cuando se corra el cable hacia fuera o hacia adentro del pozo.10.Camioneta de instrumentos. Esta unidad puede o no ser necesitada dependiendo de los servicios que se corran. Las camionetas mas modernas estan equipadas completamente y esta unidad no se requiere usualmente.11. Liberacion de presion del lubricador a traves de la manguera de purga.12. Polea superior. Notar que la polea inferior esta encadenada tambien a la cabeza del pozo.

Los registros de produccion proveen mediciones de parametros de los fluidos en el agujero basados en un analisis zona por zona para proporcionar sobre el tipo de movimiento del fluido dentro y en las cercanias del pozo. Estas mediciones proveen al operador con informacion detallada de la naturaleza y el comportamiento de los fluidos en el pozo durante la produccion o inyeccion. Las aplicaciones de los registros de produccion incluyen: Evaluacion de la eficiencia de la terminacion. Deteccion de problemas mecanicos, de avance y conificacion. Proveer guia para reacondicionamiento, y proyectos de recuperacion mejorada. Evaluacion de la eficiencia de los tratamientos. Monitoreando y registrando la produccion e inyeccion. Deteccion de zonas ladronas, canalizaciones de cemento. Evaluacion del pozo en estrato unico o estratos multiples. Determinacion de las caracteristicas del yacimiento Identificacion de los limites del yacimiento para el desarrollo del campo. Se encuentra disponible una familia de herramientas de registros de produccion (PLT), disenada especificamente para la medicion del rendimiento de los pozos productores e inyectores. Los sensores que se incluyen ahora son: Termometro Gradiomanometro Medidor de colgamiento Medidores de flujo Manometro Calibrador Ruido Trazadores radioactivos Registros de estratos Muchos de estos sensores pueden ser combinados en una herramienta y corridos simultaneamente para medir entradas y salidas de fluido, niveles estaticos de liquidos, flujo en el fondo del pozo y presion del pozo cerrado, perdidas de presion en las tuberias y la integridad de los estratos y equipo ensamblado. Desde que los registros se corren simultaneamente, su correlacion es afectada en menor manera por alguna inestabilidad en el pozo que pudiera causar que las condiciones del pozo cambiaran sobre un periodo de tiempo. El conjunto de herramientas tambien incluye un localizador de coples y una herramienta de rayos gama para correlacionar y tener control de la profundidad. La Fig. 2.2 muestra un esquema de los sensores que estan en una herramienta tipica de registros de produccion.

2.2. Aplicaciones de los Registros de Produccion El valor de los registros de produccion yace en la habilidad de proveer determinaciones de los patrones de flujo dinamicos de los fluidos del pozo bajo condiciones estables de produccion o inyeccion. Por muchas razones la informacion de produccion de otras fuentes puede ser enganosa. Algunas de estas razones pueden ser: Las mediciones de presion, temperatura y gastos de produccion en superficie no necesariamente son un diagnostico de que es lo que esta pasando en el pozo. Flujo de fluidos fuera de los horizontes productores presumidos, tales como canales en el espacio anular a traves del cemento, solo pueden ser detectados por registros de produccion. Las mediciones zona por zona de la eficiencia de perforacion son impracticas a excepcion de los registros de produccion, son necesarias muy frecuentemente para identificar la produccion actual o los intervalos de produccion. Las mediciones zona por zona de las presiones y los gastos de produccion pueden ser usadas para determinar la presion media y el indice de productividad de cada intervalo productor o inyector. De esta manera los registros de produccion tienen aplicaciones muy utiles en dos extensas areas: Evaluacion del rendimiento del pozo con respecto al yacimiento y analisis de problemas mecanicos. 2.3 Rendimiento del Pozo En un pozo productor, los registros de produccion pueden determinar cuales de las zonas perforadas son las que estan aumentando su produccion, asegurar los tipos y proporciones de fluidos, medir las condiciones de presion y temperatura en el agujero y los gastos a los cuales los fluidos estan fluyendo. Si las zonas ladronas o alguna otra circulacion de fluidos indeseable existen, estas pueden ser determinadas. Los pozos inyectores estan especialmente adaptados para el analisis de los registros de produccion por que el flujo es monofasico y de un tipo conocido y controlado. El objetivo de los registros localizar las zonas que toman los fluidos y detectar perdidas de inyeccion a traves del espacio anular en el revestimiento. 2.4 Problemas de los Pozos En ausencia del conocimiento para lo contrario, se asume que el pozo tiene integridad hidraulica, y que los fluidos estan yendo a donde ellos pertenecen; frecuentemente, esta suposicion es incorrecta. Los ejemplos incluyen: fugas en la tuberia de revestimiento, fugas en la tuberia de perforacion, fugas en los empacadores, comunicacion por el espacio anular debido a una mala cementacion y zonas ladronas. La Fig. 2.3 muestra como estas condiciones pueden llevar a conclusiones enganosas cuando la informacion del rendimiento del pozo viene de las mediciones superficiales. Las soluciones a estas y otras problematicas en los pozos pueden ser encontradas por la integracion e interpretacion de la informacion de registros de produccion. 2.3 Objetivos de los Registros de Produccion Los registros de produccion se enfocan en el area para el registro de pozo con 2 objetivos generales: Diagnostico de problemas del pozo Vigilancia del yacimientoEl objetivo de los registros de produccion es rastrear el movimiento del fluido dentro o detras del tubo y supervisar el movimiento de contactos de fluido del yacimiento. Los registros han sido, tradicionalmente, los instrumentos de trabajo en la ingenieria del subsuelo y del ingeniero de yacimientos. Sin embargo, con los peligros crecientes de la perforacion, los registros de produccion pasan a ser de vital importancia para el ingeniero de perforacion. En muchas areas del mundo, los registros de produccion son obtenidos en la perforacion en ciertos pozos para su produccion. Esto es importante para pozos perforados y cercanos a los campos en produccion. El exito de las Terminaciones mediante estratos con presiones desiguales es dificil.

INTERPRETACION DE PERFILES DE PRODUCCION El perfilaje de produccion se puede definir como las mediciones efectuadas en el subsuelo posteriores a la completacion inicial del pozo. Su objetivo es proporcionar informacion sobre la naturaleza y el movimiento de los fluidos dentro del pozo. Hay dos grandes areas a las cuales se le aplica el perfilaje de produccion: comportamiento de los yacimientos y problemas en los pozos. Los estudios de comportamiento incluyen los perfiles de flujo en los pozos, para determinar la cantidad y tipo de fluidos producidos en cada zona del pozo (y del yacimiento) y la determinacion del indice de productividad para pozos de petroleo y el potencial total para pozos de gas. Los perfiles de produccion corridos a una edad temprana en la vida del pozo, sirven como marco de comparacion con corridas posteriores, bien sea para monitorear la etapa de agotamiento del pozo o para resolver problemas. Los problemas causados por fallas en la tuberia de revestimiento u otras herramientas de la completacion o la comunicacion entre zonas, por detras de la tuberia pueden definirse y localizarse con estos perfiles de produccion. Las reparaciones resultan simples y economicas cuando la naturaleza del problema esta bien entendida antes de comenzar los trabajos de reparacion. En ocasiones, las soluciones pueden lograrse con herramientas bajadas a traves de la tuberia reductora, con poca o escasa perdida de produccion como consecuencia de los trabajos. Cuando se trata de trabajos de fracturamiento, acidificaciones y otros tratamientos a las formaciones, los perfiles de produccion se usan para evaluar la efectividad de dichos tratamientos. En pozos inyectores, es importante conocer no solo la cantidad de fluidos que recibe un pozo, sino la cantidad que penetra en cada horizonte o zona, a determinadas tasas de inyeccion. Con los perfiles de produccion se puede determinar no solo la distribucion, que revela si se esta cumpliendo el comportamiento esperado, sino la causa de cualquier posible problema durante la inyeccion, bien sea por fallas mecanicas en el pozo o por caracteristicas no esperadas de la formacion. La interpretacion en pozos inyectores es simple, pues los fluidos inyectados son monofasicos. A Continuacion se describen los diferentes problemas tipicos que pueden ocurrir en pozos productores o inyectores y se describe en forma breve la aplicacion del perfilaje de produccion en la definicion de dichos problemas. POZOS EN CONDICIONES DE ESTABILIDAD: Excepto por unos pocos casos, las tecnicas de interpretacion se aplican a un pozo que produce en condiciones relativamente de estado estable. A continuacion se define lo que es una condicion estabilizada. Estabilidad estatica: Para un pozo cerrado en la superficie, el retorno a condiciones estaticas puede resultar muy lento para ser medido con las herramientas de produccion disponibles. La presion estatica, por ejemplo, a veces requiere de mas de 72 horas antes de poder ser extrapolada a condiciones estaticas. A los efectos de un Gradiomanometro y de un Medidor de Flujo, cuando se toman medidas a intervalos de media hora en un pozo cerrado y no se perciben variaciones, el pozo puede considerarse estatico. Para el proposito de medicion del gradiente estatico de columnas de petroleo, gas y agua, un periodo de dos horas de cierre es suficiente; no obstante, hay que tener en cuenta que el hecho de cerrar el pozo en la superficie no impide la posible ocurrencia de un retroflujo o de flujo entre zonas en el fondo del pozo. La estabilidad termal puede requerir muchos dias antes de ocurrir, dependiendo de la magnitud y la cantidad de tiempo en que se causo el disturbio. Por otra parte, la estabilidad termica bajo condiciones dinamicas de produccion, se alcanza cuando se logra una tasa de produccion estable. Estabilidad dinamica: Cuando un pozo se programa para perfilaje de produccion, sus tasas de produccion deben controlarse cuidadosamente para determinar si la produccion es estable. Si el pozo ha estado cerrado por un periodo previo prolongado, la produccion puede tomar poco o mucho tiempo para estabilizarse, dependiendo de las caracteristicas del yacimiento y de la tasa de produccion que se pretenda estabilizar. Reestabilizacion despues de periodos cortos de cierre: Pozos Fluyentes y de Levantamiento por Gas:

Usualmente las herramientas de perfilaje de produccion se corren con el pozo produciendo a su tasa normal. Si el diametro interno de la herramienta es muy cercano al diametro de la tuberia eductora, el pozo puede ser cerrado por un corto lapso para permitir la bajada de la herramienta, de forma de evitar las altas caidas de presion por friccion en el anular entre tuberia y herramienta. Antes de la corrida del perfil, el pozo debe ser reestabilizado, lo cual puede tomar unas horas si el pozo estuvo cerrado por una hora o mas, o menos si el cierre fue solo durante el paso de la herramienta por alguna seccion reducida de la tuberia. Se considera que el pozo esta estabilizado si la presion en el cabezal de produccion (THP) permanece constante por alrededor de 12 hora. Pozos de bombeo:

Si el bombeo tiene que pararse por cualquier razon no prevista, el tiempo para reestabilizarlo dependera del tiempo que estuvo cerrado, del area anular y del Indice de Productividad (IP), segun se vera mas adelante en este curso. Produccion ciclica e intermitente: La produccion de un pozo puede tender a ser en forma de ciclos o intermitente. Dos de las causas que se discuten en este taller son el cabeceo o produccion por cabezadas y el levantamiento intermitente por gas. Levantamiento Intermitente por Gas

Ocasionalmente, cuando se trata de economizar gas de levantamiento, el gas puede ser inyectado en forma intermitente mediante un control de superficie, o regulado automaticamente en el fondo del pozo mediante valvulas de levantamiento ajustadas para operar a una presion predeterminada. Para los efectos del perfilaje, el levantamiento debe ser mantenido de manera continua para lograr mas precision en la medida. Es imprescindible asegurarse de que el gas de levantamiento sea sustraido del gas total producido al efectuar los calculos de flujo. Cabeceo:

Cuando la energia disponible en un yacimiento empieza a declinar, un pozo puede comenzar a producir por impulsos, dando lugar a periodos de produccion de cierta duracion, seguidos de periodos de no flujo. Cuando los periodos de no flujo se alargan, el pozo se coloca en una modalidad de produccion conocida como cabeceo o produccion por cabezadas. Las mediciones efectuadas bajo estas condiciones ofrecen dificultades, que a veces hacen peligrosa su realizacion. La manera mas segura de tomar estas mediciones consiste en producir con el pozo estrangulado para llevarlo a una condicion estable si eso fuera posible. El cabeceo es raro dentro de la formacion. Ocurre unicamente en formaciones carbonaticas donde la energia se almacena en fisuras o cavernas. El cabeceo en la tuberia eductora es causado por acumulaciones de tapones de gas y liquido dentro de la misma tuberia y cerca de la superficie y se nota por fluctuaciones de corta duracion en la THP, cuyo efecto no se nota cerca del fondo del pozo. En todo caso, si el pozo no puede ser retornado a condiciones estabilizadas, las mediciones deben efectuarse mediante paradas por encima y por debajo de cada zona de produccion, que incluyan no menos de tres ciclos para tener un promedio razonable. PROBLEMAS DIAGNOSTICADOS CON EL PERFILAJE DE PRODUCCION PROBLEMAS EN POZOS PRODUCTORES: A veces es menester, por razones economicas, la completacion de pozos con produccion de diferentes zonas de manera conjunta, en una misma tuberia de produccion. Generalmente no es posible mantener una presion de fondo que permita producir todas las zonas juntas a una tasa de produccion deseada. Los metodos de perfilaje de produccion nos proporcionan medidas de la tasa de produccion y el contenido de fluidos de cada una de las zonas, lo que permite tomar medidas que propendan al que el drenaje de los yacimientos sea llevado de manera optimizada. El perfilaje de produccion ofrece una forma rapida y economica para determinar y localizar las zonas de alta produccion de agua o de alta relacion gas petroleo, que el proceso de prueba de las zonas una por una (drill stem testing), durante el cual las zonas rara vez producen por separado en forma similar a como producen de manera conjunta. Cuando la produccion viene de una zona de buen espesor y masiva, es esencial determinar si los fluidos ofensores estan entrando desde el tope o desde el fondo de la zona, o si existe una distribucion uniforme, o si pudiesen provenir de otras zonas, por detras de la tuberia. Problemas con gas en pozos productores de petroleo

El gas disuelto en el petroleo a las condiciones de fondo se produce con el petroleo y se libera como gas no asociado o libre en la superficie; esta produccion de gas es inevitable. Si la cantidad de gas producido es excesiva de acuerdo con lo esperado segun las caracteristicas PVT del fluido, en el yacimiento o en el fondo se esta produciendo gas libre.Si el gas producido en exceso no es reinyectado, es importante controlar la relacion gas petroleo, pues en caso contrario, la energia del yacimiento se reducira rapidamente, con la consiguiente perdida en recobro final. Si existe una capa de gas (Fig. 1.1), la produccion de gas libre puede estar viniendo por expansion hacia abajo de la capa de gas; esta condicion puede resultar agravada dando lugar al mecanismo que es conocido como conificacion, si la permeabilidad vertical es suficientemente alta (Fig. 1.2). En zonas de buen espesor, con permeabilidad estratificada, el gas libre puede adedarse hacia abajo desde la capa de gas hacia el pozo (Fig. 1.3), a traves de las zonas mas permeables antes de que las zonas adyacentes dejen de producir petroleo. Finalmente, el gas libre puede ser producido desde zonas cercanas, por detras de la tuberia de revestimiento (Fig. 1.4), en los casos donde exista pobre cementacion, o por fugas en la tuberia. Las zonas productoras de gas pueden ser facilmente identificadas mediante el uso del Gradiomanometro, en conjunto con el Medidor de Flujo y un Perfil de Temperatura. Con esta informacion, el diagnostico conduce a decisiones sobre la naturaleza del problema y a recomendaciones para su solucion. Alto corte de agua en pozos productores de Petroleo

En un yacimiento donde este presente un contacto agua petroleo, existe una zona de transicion de mayor o menor espesor dependiendo de las caracteristicas de las rocas, debajo de la cual solamente se produce agua y por encima de la cual se produce petroleo limpio. Los pozos completados dentro de la zona de transicion produciran petroleo con mayor o menor corte de agua. A semejanza de lo que ocurre en los pozos con alta RGP discutidos anteriormente, el exceso de agua puede deberse a la elevacion del contacto hacia las perforaciones, a medida que la produccion de petroleo progresa. Si las tasas son altas y existe permeabilidad vertical favorable, es posible inducir una conificacion de agua (Fig. 1.5). En zonas de buen espesor, con permeabilidad estratificada, el agua puede llegar por adeudamiento hacia arriba desde el contacto hacia el pozo, a traves de las zonas mas permeables, mientras que las zonas mas apretadas todavia conservan mucho petroleo (Fig. 1.6). Finalmente, el agua puede ser producida desde arenas acuiferas cercanas, por detras de la tuberia de revestimiento, en los casos donde exista pobre cementacion, o por fugas en la tuberia (Fig. 1.7). Las cantidades de agua que puede ser tolerada en la produccion dependen de las caracteristicas de cada zona productora, en la facilidad para el levantamiento y en la habilidad para disponer de ella. El alto corte de agua en pozos con gradiente normal de presion, incrementa la presion hidrostatica del fluido combinado y podria eventualmente matar al pozo. Las zonas productoras de agua pueden ser facilmente identificadas mediante el uso del Gradiomanometro, en conjunto con el Medidor de Flujo y un Perfil de Temperatura, cuando existe flujo bifasico (agua y petroleo) y las tasas son altas (mas de 800 BFPD). Para tasas menores y flujo trifasico (petroleo, gas y agua) se recomienda el uso del Medidor Empacado de Flujo combinado con el Analizador de Fluidos, adicional al Gradiomanometro y el Perfil de Temperatura, Con esta informacion, el diagnostico conduce a decisiones sobre la naturaleza del problema y a recomendaciones para su solucion. PROBLEMAS EN POZOS INYECTORES: En los pozos inyectores de agua o gas, la inyeccion se disena para mantener un frente controlado y evitar la irrupcion prematura que puede producirse si una o mas de las zonas reciben cantidades de fluido inyectado mucho mayores que las previstas. Esta situacion debe ser detectada a tiempo de tomar acciones correctivas. Para esto se requiere tener un conocimiento de las cantidades de fluidos recibidas por cada zona. El proceso es monitorizado tomando un perfil inicial y luego manteniendo un control periodico del perfil en los pozos inyectores. Para estos propositos se dispone de herramientas como las ya mencionadas, ademas de trazadores radioactivos. La seleccion de la herramienta apropiada depende de las condiciones el pozo, propiedades del fluido inyectado, tamano del hoyo y tasas de flujo. HERRAMIENTAS DE PERFILAJE CONTINUO DE PRODUCCION Y SUS MEDICIONES.

Por definicion, se denominar herramientas de perfilaje continuo de produccion a las que corresponden al grupo que no utiliza empacaduras para direccionar el flujo de los fluidos en la tuberia. Las herramientas sin empacaduras se prefieren por pobre las que tienen que ser empacadas siempre que las tasas sean lo suficientemente altas para dar resultados significativos. Son, en general, mas confiables desde el punto de vista operacional, y ademas, no perturban el regimen de flujo como podrian hacerlo las herramientas empacadas. Generalmente, se utiliza una combinacion de herramientas que se baja de una vez, con la cual se pueden grabar sucesivamente, en una misma corrida, hasta cinco de los parametros de produccion requeridos para el analisis de los problemas, en conjunto con un localizador de cuellos para el control de profundidad. A esta combinacion de herramientas se le denomina PCT (Production Combination Tool) o PLT (Production Logging Tool). Esta combinacion incluye las siguientes herramientas: Medidor de Flujo, Gradiomanometro, Termometro, Calibrador, Manometro, y Localizador de Cuellos. Esta combinacion, en oposicion a la ejecucion de varias mediciones con herramientas diferentes, tiene las siguientes ventajas: Reduccion en el tiempo de operacion, pues el arreglo y corrida hacia el fondo del hoyo es apenas ligeramente mayor que el de una herramienta sencilla. Todos los parametros pueden ser adquiridos con el pozo fluyendo a varias tasas, incluyendo cero flujo, sin el requerimiento de excesivos tiempos de cierre para reestabilizacion entre corridas. Se puede anadir una herramienta de presion con lectura en la superficie, (si se requiere datos precisos de presion), mientras que en el caso contrario se tendria que correr una bomba tipo Amerada, de lectura en el fondo del pozo o en superficie, pero por separado. A continuacion, se presentan detalles sobre las diferentes herramientas, por separado. MEDIDOR CONTINUO DE FLUJO (FLOWMETER) El medidor continuo de flujo es una herramienta de helice del tipo flujo libre, cuya funcion es evaluar las tasas relativas de flujo con las cuales contribuye cada una de las zonas abiertas a produccion que se encuentran en el pozo. Principio y Descripcion de la Herramienta: El principio basico consiste en la medicion de la frecuencia de rotacion de una helice que gira segun la velocidad del fluido que se mueve en el pozo y pasa a traves y frente a ella. La herramienta se corre centralizada para mantenerse en el centro de la columna de flujo y movida a velocidad constante a lo largo de la tuberia, usualmente en contra de la direccion de flujo. Aplicaciones: Las principales aplicaciones de los medidores de flujo son las siguientes: 1. Generacion del perfil de flujo en zonas multiples que producen en una misma tuberia. El perfil muestra cuales zonas fluyen y cual es su contribucion relativa en funcion de la tasa volumetrica total. 2. Perfiles de flujo realizados antes y despues de tratamientos de estimulacion (acidificacion o fracturamiento) indican los cambios en el perfil despues del tratamiento, permitiendo evaluar su eficiencia. 3. Perfiles de flujo tomados en pozos de inyeccion permiten monitorear los proyectos de recobro secundario, disposicion de agua y almacenamiento de gas. 4. Cuando se produce agua o gas no esperados con la produccion de petroleo, un medidor de flujo en conjunto con otras herramientas de produccion permiten ubicar las zonas ofensoras antes de iniciar los trabajos de reparacion. 5. Un medidor de flujo en conjunto con una medicion de presion de fondo puede usarse para evaluar pozos de gas. Limitaciones: Aun cuando no existe un limite superior para las tasas que pueden medirse con los medidores de flujo del tipo continuo, si existe un limite practico para el valor minimo bajo el cual la herramienta es incapaz de registrar el flujo. Para determinar cual es la velocidad de flujo suficiente para tener un registro utilizable, se requiere determinar la velocidad de la helice que debe esperarse con la herramienta ubicada en el hoyo o tuberia, por encima de todos los intervalos que producen o que reciben inyeccion. Si la velocidad de la helice es mayor de 5 rps, el medidor puede ser usado con efectividad. En el caso de flujos monofasicos, la herramienta proporciona excelentes resultados y en el caso de mezclas de gas y petroleo, los resultados usualmente permiten una buena interpretacion cuantitativa. Sin embargo, los perfiles tomados en mezclas de agua y petroleo solamente pueden usarse de manera cualitativa, a menos que las tasas sean suficientemente altas como para que las velocidades del flujo sean mayores de 200 pies por minuto en la tuberia considerada. MEDIDOR DE DENSIDAD DE FLUIDOS (GRADIOMANOMETRO)

Principio y Descripcion de la Herramienta: El gradiomanometro esta disenado para medir con gran resolucion cambios en el gradiente de presion. Esta informacion se usa para identificar la naturaleza de los fluidos presentes dentro del pozo, lo cual se logra midiendo la diferencia de presion entre dos sensores espaciados a dos pies. La diferencia de presion entre dos puntos en el pozo, en una tuberia vertical, es el resultado de la suma de la diferencial de presion hidrostatica mas la perdida por friccion. El termino hidrostatico es debido a la densidad promedio del fluido dentro del espaciamiento de dos pies de tuberia (para agua por ejemplo es de 1.0 gr / cm2 (0.433 lbs / pulg2 por pie o lpc / pie). El termino de friccion es el resultado de perdidas de presion debidas a la friccion del fluido contra las paredes del pozo y la superficie de la herramienta. Aplicaciones: El gradiente de presion de un pozo productor o cerrado, es un parametro importante que encuentra su aplicacion en numerosos problemas de ingenieria. Entre ellos: Pozos viejos: El gradiomanometro usado en conjunto con otras herramientas de produccion proporciona informacion para diagnosticar problemas tales como entradas de agua o RGP muy alta, y permite que los programas de reparacion resulten bien planificados. Flujo bifasico (agua-petroleo, gas-petroleo o gas-agua): El gradiomanometro, en conjunto con un medidor de flujo, proporciona suficiente informacion para resolver las tasas volumetricas de cada componente de la mezcla en cada zona de produccion. Flujo trifasico (petroleo, gas y agua): La entrada de cantidades significativas de gas libre en una columna de liquidos (agua y/o petroleo) resulta evidente en el registro. Del mismo modo, la entrada de agua en una columna de fluidos mas livianos (petroleo y gas) tambien puede ser observada. No obstante, en el caso de flujo trifasico la interpretacion del gradiomanometro es cualitativa. Pozos nuevos: El gradiomanometro junto con los otros sensores de la herramienta PCT (o PLT) puede usarse en la evaluacion de pozos nuevos. En ciertos casos, es factible determinar aun la permeabilidad y el potencial a pleno flujo de las zonas productoras. El gradiente de presion, que es normalmente requerido para otros propositos, puede determinar con precision la interfaz entre fluidos en un pozo estatico y permite conocer los gradientes de gas, de petroleo y del agua de formacion. MEDIDORES DE TEMPERATURA (TERMOMETROS) Los termometros se utilizan para obtener medidas de temperatura absoluta, gradientes de temperatura y perfiles de temperatura y, en forma cualitativa, para observar los cambios anormales, como la localizacion de entrada de fluidos y flujo por detras del revestidor. Principio de medicion y descripcion de la herramienta: Esta herramienta consiste en un elemento sensor conformado por un filamento de platino, cuya resistencia cambia con los cambios de temperatura al estar expuesto al fluido del pozo. El filamento es un brazo de un circuito sensitivo que controla la frecuencia de un oscilador en el cartucho electronico de fondo. La unidad de medicion de esta herramienta es grados Fahrenheit (F). Aplicaciones: Es importante aclarar que las condiciones del pozo previas a la toma del perfil de temperatura determinan la utilidad de la medicion. Los perfiles son tomados usualmente bajo condiciones estabilizadas de produccion o de inyeccion o a intervalos regulares una vez que el pozo ha sido cerrado y las formaciones van retornando a su equilibrio geotermico. Las aplicaciones mas importantes son las siguientes: 1. Se pueden derivar perfiles semi-cuantitativos de pozos de inyeccion de agua o de gas con un registro corrido durante la etapa estabilizada. 2. La ubicacion de las zonas que han recibido inyeccion se puede encontrar con una serie de perfiles tomados con el pozo cerrado despues que la inyeccion se ha detenido. 3. Una serie de perfiles tomados despues de un fracturamiento permite evaluar la efectividad del tratamiento. 4. La entrada de gas en un pozo en produccion se puede detectar por el efecto de enfriamiento que se produce en el punto de entrada. 5. La entrada de liquidos, petroleo o agua causa anomalias en el perfil. 6. Frecuentemente es posible detectar movimientos de fluidos por detras de la tuberia con un perfil de temperatura. Se han realizado algunos esfuerzos para ubicar las zonas productoras de agua por comparacion de una serie de corridas efectuadas con pozo cerrado, con la corrida efectuada con el pozo produciendo a condiciones estabilizadas. La tasa de cambio de temperatura estara relacionada con la temperatura final e inicial, la conductividad y capacidad termica de la matriz de la roca, las saturaciones de petroleo, gas y agua de la roca y la geometria del sistema. Debe suponerse que no hay flujo cruzado interno en la roca cuando el pozo se cierra en la superficie, condicion que en la practica es dificil de determinar. Dado que la temperatura del hoyo se desplaza del gradiente geotermico por causa de la produccion de los fluidos del pozo, la resolucion de la herramienta se reducira en los puntos de menor entrada. Obviamente, hasta los resultados cualitativos deben ser dificiles de obtener y por lo tanto, ser tomados con precaucion. CALIBRADOR A TRAVES DE TUBERIA (THROUGH TUBING CALIPER, TTC) Principio y descripcion de la herramienta: El calibrador a traves de tuberia dispone de tres brazos en forma de ballesta, cuyos movimientos quedan registrados por medio de un potenciometro lineal ubicado en la parte inferior de la sonda. Aplicaciones: Los perfiles de calibracion son indispensables para la interpretacion de los medidores de flujo cuando se trabaja en hoyo desnudo, pues en este caso se requiere distinguir los cambios en diametro del hoyo, que dan lugar a reducciones en la velocidad de flujo. En hoyo revestido pueden senalar las anomalias en el diametro del revestidor, tales como deformaciones por alta densidad de perforaciones, ventanas, obstrucciones parciales, reducciones, etc. HERRAMIENTAS ESPECIALES DE PRODUCCION Y SUS MEDICIONES. MEDIDORES DE PRESION (MANOMETROS) La funcion de los manometros es obtener presiones absolutas del fondo y gradientes de presion contra tiempo, con el fin de evaluar las presiones que existen en el yacimiento. El principio se basa en un resorte helicoidal que cambia a medida que varia la presion. Los manometros que existen son de cristal de cuarzo y de medida por esfuerzo. Se diferencian por su precision y resolucion. La unidad de medida de los manometros es libras por pulgada cuadrada (lpc). Interpretacion de los medidores de presion (Manometros) La interpretacion del registro de presion depende de si la tasa de flujo es constante o variable.Tasa de flujo constante. Algunas de las tecnicas de interpretacion mas usuales cuando la tasa de flujo es constante son el grafico de Horner que permite determinar la presion estatica, la permeabilidad y la razon de dano del yacimiento. El grafico de MDH sirve para calcular la razon de dano y la permeabilidad. Tasa de flujo variable. Cuando la tasa de flujo es variable, el registro permite calcular la presion estatica, la permeabilidad y la razon de dano, por la metodologia descrita en los libros sobre analisis de pruebas de presion. MEDIDORES DE RUIDOS (HIDROFONOS) Los hidrofonos se usan para escuchar ruidos producidos en el fondo del pozo, con el fin de detectar roturas en las tuberias; permiten confirmar la interpretacion de flujo detras del revestidor y la deteccion de fluidos. TRAZADORES RADIOACTIVOS Esta herramienta es empleada para registrar perfiles en pozos inyectores y determinar el patron de viaje de los fluidos inyectados fuera del revestidor. La herramienta lleva una cantidad de material radioactivo dentro del pozo que puede ser selectivamente liberada en la corriente del flujo. Los movimientos de fluidos pueden ser trazados dentro del pozo mediante uno o mas detectores de rayos gamma montados por encima y/o por debajo del eyector del material radioactivo. No se recomienda su uso con otros registros de produccion debido a la contaminacion que genera en el fluido. HERRAMIENTA COMBINADA DE PRODUCCION, PLT. La herramienta combinada para Registros de Produccion (Fig. 1.8) suministra perfiles del flujo de fluidos en operaciones de produccion / inyeccion. Estos perfiles muestran la cantidad de fluido que estan siendo inyectados o producidos en intervalos diferentes y ademas revelan anomalias con respecto al movimiento de fluidos entre las zonas. Con esta informacion es posible realizar ajustes en el programa de produccion / inyeccion y planificar trabajos de reacondicionamiento. Al menos cinco herramientas individuales pueden ser incluidas en una sarta cuya ventaja principal es efectuar mediciones simultaneas mas confiables, pues se anulan los efectos de variacion de parametros generados en el pozo entre una y otra operacion individual. Un ejemplo de perfilaje con la herramienta PLT se muestra en la Fig. 1.9. Las principales aplicaciones de los Registros de Produccion obtenidos con la herramienta combinada son: Evaluar la eficiencia de la completacion.

Detectar problemas mecanicos, conificacion, adedamiento.

Suministrar guia en trabajos de rehabilitacion de pozos enlazados con proyectos de recobro.

Evaluar la efectividad de tratamientos aplicados.

Monitoreo de la produccion e inyeccion.

Detectar zonas ladronas, canalizaciones de cemento.

Evaluacion de formaciones usando modelos de una o varias capas. Identificar los limites del yacimiento para el desarrollo del campo. Determinar caracteristicas del yacimiento, entre otras.

Bibliografia

https://alemansistem.files.wordpress.com/2012/08/interpretacic3b3n-de-registros-de-produccic3b3n1.pdf

TESIS GUIA PRACTICA PARA LA INTERPRETACION DE REGISTROS DE PRODUCCION JOSAFAT SOLORZANO CONTRERAS