¿Qué son las herramientas de perfilaje continuo de producción?

1.       ¿Qué son las herramientas de perfilaje continuo de producción?

Es el grupo de herramientas que no utiliza empacaduras para direccionar el flujo de los fluidos en la tubería. 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, más confiables desde el punto de vista operacional, y además, no perturban el régimen de flujo como podrían hacerlo las herramientas empacadas.

2.       ¿Qué es PLT (Production Combination Tool) o PLT (Production Logging Tool)?

Generalmente las herramientas de perfilaje continuo de producción, se utilizan en una combinación de herramientas que se baja de una vez, con la cual se pueden grabar sucesivamente, en una misma corrida, hasta cinco de los parámetros de producción requeridos para el análisis de los problemas, en conjunto con un localizador de cuellos para el control de profundidad. A esta combinación de herramientas se le denomina PCT (Production Combination Tool) o PLT (Production Logging Tool).

 Esta combinación incluye las siguientes herramientas:

·         Medidor de Flujo

·         Gradiomanómetro

·         Termómetro

·         Calibrador

·         Manómetro

·         Localizador de Cuellos.

3.       Ventajas de la combinación de las diferentes herramientas:

Esta combinación, en oposición a la ejecución de varias mediciones con herramientas diferentes, tiene las siguientes ventajas:

·         Reducción en el tiempo de operación, pues el arreglo y corrida hacia el fondo del hoyo es apenas ligeramente mayor que el de una herramienta sencilla.

·         Todos los parámetros pueden ser adquiridos con el pozo fluyendo a varias tasas, incluyendo cero flujo, sin el requerimiento de excesivos tiempos de cierre para Reestabilización entre corridas.

·         Se puede añadir una herramienta de presión con lectura en la superficie, (si se requiere datos precisos de presión), mientras que en el caso contrario se tendría que correr una bomba tipo Amerada, de lectura en el fondo del pozo o en superficie, pero por separado.

4.       Herramientas:

A continuación, se presentan detalles sobre las diferentes herramientas, por separado.

·         MEDIDOR CONTINUO DE FLUJO (FLOWMETER)

*El medidor continuo de flujo es una herramienta de hélice del tipo flujo libre, cuya función es evaluar las tasas relativas de flujo con las cuales contribuye cada una de las zonas abiertas a producción que se encuentran en el pozo.

*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 de flujo y movida a velocidad constante a lo largo de la tubería, usualmente en contra de la dirección de flujo.

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

a. 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.

b. 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.

c. Perfiles de flujo tomados en pozos de inyección permiten monitorear los proyectos de recobro secundario, disposición de agua y almacenamiento de gas.

d. 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 reparación.

e. Un medidor de flujo en conjunto con una medición de presión de fondo puede usarse para evaluar pozos de gas.

*Limitaciones: Aun cuando no existe un límite superior para las tasas que pueden medirse con los medidores de flujo del tipo continuo, si existe un límite práctico para el valor mínimo bajo el cual la herramienta es incapaz de registrar el flujo. Para determinar cuál es la velocidad de flujo suficiente para tener un registro utilizable, se requiere determinar la velocidad de la hélice que debe esperarse con la herramienta ubicada en el hoyo o tubería, por encima de todos los intervalos que produzcan o que reciben inyección. Si la velocidad de la hélice es mayor de 5 reps, el medidor puede ser usado con efectividad. En el caso de flujos monofásicos, la herramienta proporciona excelentes resultados y en el caso de mezclas de gas y petróleo, los resultados usualmente permiten una buena interpretación cuantitativa. Sin embargo, los perfiles tomados en mezclas de agua y petróleo 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 tubería considerada.

·         MEDIDOR DE DENSIDAD DE FLUIDOS (GRADIOMANÓMETRO)

*Principio y Descripción de la Herramienta: El Gradiomanómetro está diseñado para medir con gran resolución cambios en el gradiente de presión. Esta información se usa para identificar la naturaleza de los fluidos presentes dentro del pozo, lo cual se logra midiendo la diferencia de presión entre dos sensores espaciados a dos pies. La diferencia de presión entre dos puntos en el pozo, en una tubería vertical, es el resultado de la suma de la diferencial de presión hidrostática más la pérdida por fricción. El término hidrostático es debido a la densidad promedio del fluido dentro del espaciamiento de dos pies de tubería (para agua por ejemplo es de 1.0 gr / cm2 (0.433 lbs / pulg2 por pie o lpc / pie). El término de fricción es el resultado de pérdidas de presión debidas a la fricción del fluido contra las paredes del pozo y la superficie de la herramienta.

*Aplicaciones: El gradiente de presión de un pozo productor o cerrado, es un parámetro importante que encuentra su aplicación en numerosos problemas de ingeniería. Entre ellos:

*Pozos viejos: El gradiomanómetro usado en conjunto con otras herramientas de producción proporciona información para diagnosticar problemas tales como entradas de agua o RGP muy alta, y permite que los programas de reparación resulten bien planificados.

Flujo bifásico (agua-petróleo, gas-petróleo o gas-agua): El gradiomanómetro, en conjunto con un medidor de flujo, proporciona suficiente información para resolver las tasas volumétricas de cada componente de la mezcla en cada zona de producción.

Flujo trifásico (petróleo, gas y agua): La entrada de cantidades significativas de gas libre en una columna de líquidos (agua y/o petróleo) resulta evidente en el registro. Del mismo modo, la entrada de agua en una columna de fluidos más livianos (petróleo y gas) también puede ser observada. No obstante, en el caso de flujo trifásico la interpretación del gradiomanómetro es cualitativa.

*Pozos nuevos: El gradiomanómetro junto con los otros sensores de la herramienta PCT (o PLT) puede usarse en la evaluación de pozos nuevos. En ciertos casos, es factible determinar aún la permeabilidad y el potencial a pleno flujo de las zonas productoras.

El gradiente de presión, que es normalmente requerido para otros propósitos, puede determinar con precisión la interfaz entre fluidos en un pozo estático y permite conocer los gradientes de gas, de petróleo y del agua de formación.

·         MEDIDORES DE TEMPERATURA (TERMÓMETROS).

*Los termómetros 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 localización de entrada de fluidos y flujo por detrás del revestidor.

*Principio de medición y descripción 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 electrónico de fondo. La unidad de medición 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 medición. Los perfiles son tomados usualmente bajo condiciones estabilizadas de producción o de inyección o a intervalos regulares una vez que el pozo ha sido cerrado y las formaciones van retornando a su equilibrio geotérmico. Las aplicaciones más importantes son las siguientes:

a. Se pueden derivar perfiles semi-cuantitativos de pozos de inyección de agua o de gas con un registro corrido durante la etapa estabilizada.

b. La ubicación de las zonas que han recibido inyección se puede encontrar con una serie de perfiles tomados con el pozo cerrado después que la inyección se ha detenido.

c. Una serie de perfiles tomados después de un fracturamiento permite evaluar la efectividad del tratamiento.

d. La entrada de gas en un pozo en producción se puede detectar por el efecto de enfriamiento que se produce en el punto de entrada.

e. La entrada de líquidos, petróleo o agua causa anomalías en el perfil.

f. Frecuentemente es posible detectar movimientos de fluidos por detrás de la tubería con un perfil de temperatura. Se han realizado algunos esfuerzos para ubicar las zonas productoras de agua por comparación 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 estará relacionada con la temperatura final e inicial, la conductividad y capacidad térmica de la matriz de la roca, las saturaciones de petróleo, gas y agua de la roca y la geometría del sistema. Debe suponerse que no hay flujo cruzado interno en la roca cuando el pozo se cierra en la superficie, condición que en la práctica es difícil de determinar. Dado que la temperatura del hoyo se desplaza del gradiente geotérmico por causa de la producción de los fluidos del pozo, la resolución de la herramienta se reducirá en los puntos de menor entrada. Obviamente, hasta los resultados cualitativos deben ser difíciles de obtener y por lo tanto, ser tomados con precaución.

·         CALIBRADOR A TRAVÉS DE TUBERÍA (THROUGH TUBING CALIPER, TTC)

*Principio y descripción de la herramienta: El calibrador a través de tubería dispone de tres brazos en forma de ballesta, cuyos movimientos quedan registrados por medio de un potenciómetro lineal ubicado en la parte inferior de la sonda.

*Aplicaciones: Los perfiles de calibración son indispensables para la interpretación de los medidores de flujo cuando se trabaja en hoyo desnudo, pues en este caso se requiere distinguir los cambios en diámetro del hoyo, que dan lugar a reducciones en la velocidad de flujo. En hoyo revestido pueden señalar las anomalías en el diámetro del revestidor, tales como deformaciones por alta densidad de perforaciones, ventanas, obstrucciones parciales, reducciones, etc.

5.       HERRAMIENTAS ESPECIALES DE PRODUCCIÓN Y SUS MEDICIONES.

·         MEDIDORES DE PRESIÓN (MANÓMETROS)

*La función de los manómetros es obtener presiones absolutas del fondo y gradientes de presión 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 varía la presión. Los manómetros que existen son de cristal de cuarzo y de medida por esfuerzo. Se diferencian por su precisión y resolución. La unidad de medida de los manómetros es libras por pulgada cuadrada (lpc).

*Interpretación de los medidores de presión (Manómetros)

La interpretación del registro de presión depende de si la tasa de flujo es constante o variable.

*Tasa de flujo constante. Algunas de las técnicas de interpretación más usuales cuando la tasa de flujo es constante son el gráfico de Horner que permite determinar la presión estática, la permeabilidad y la razón de daño del yacimiento.

*El gráfico de MDH sirve para calcular la razón de daño y la permeabilidad.

*Tasa de flujo variable. Cuando la tasa de flujo es variable, el registro permite calcular la presión estática, la permeabilidad y la razón de daño, por la metodología descrita en los libros sobre análisis de pruebas de presión.

·         MEDIDORES DE RUIDOS (HIDRÓFONOS)

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*Los hidrófonos se usan para escuchar ruidos producidos en el fondo del pozo, con el fin de detectar roturas en las tuberías; permiten confirmar la interpretación de flujo detrás del revestidor y la detección de fluidos.

·         TRAZADORES RADIOACTIVOS

*Esta herramienta es empleada para registrar perfiles en pozos inyectores y determinar el patrón 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 producción debido a la contaminación que genera en el fluido.

·         HERRAMIENTA COMBINADA DE PRODUCCIÓN, PLT.

*La herramienta combinada para Registros de Producción (Fig. 1.8) suministra perfiles del flujo de fluidos en operaciones de producción / inyección. Estos perfiles muestran la cantidad de fluido que están siendo inyectados o producidos en intervalos diferentes y además revelan anomalías con respecto al movimiento de fluidos entre las zonas. Con esta información es posible realizar ajustes

*Al menos cinco herramientas individuales pueden ser incluidas en una sarta cuya ventaja principal es efectuar mediciones simultaneas más confiables, pues se anulan los efectos de variación de parámetros generados en el pozo entre una y otra operación individual. Un ejemplo de perfilaje con la herramienta PLT se muestra en la Fig. 1.9.

*Las principales aplicaciones de los Registros de Producción obtenidos con la herramienta combinada son:

-Evaluar la eficiencia de la completación.

-Detectar problemas mecánicos, conificación, adedamiento.

-Suministrar guía en trabajos de rehabilitación de pozos enlazados con proyectos de recobro.

-Evaluar la efectividad de tratamientos aplicados.

-Monitoreo de la producción e inyección.

-Detectar zonas ladronas, canalizaciones de cemento.

-Evaluación de formaciones usando modelos de una o varias capas.

-Identificar los límites del yacimiento para el desarrollo del campo.

-Determinar características del yacimiento, entre otras.

BIBLIOGRAFIA:

• Mottola, Fabiola. Octubre 2001. Guía Interpretación de Perfiles de Producción.
• Mottola, Fabiola. Octubre 2001. Guía Prueba de Pozos.
• Silva Ramón, Ramones Miguel. “Análisis de Pruebas de Presión Nivel II”. PDVSA-CIED. Marzo 1997.