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SUBDIRECCIÓN DE LA COORDINACIÓN TÉCNICA DE EXPLOTACIÓN
Guía para la toma de información con registros de producción y
registros de calidad de la cementación
Clave: 200-38000-20 Revisión: 1
Fecha: 28/02/2007 Página 3 de 170
ÍNDICE
I. INTRODUCCIÓN...................................................................................... 5
II. MARCO LEGAL Y NORMATIVO............................................................. 8
III. DISPOSICIONES GENERALES .............................................................. 8
PRIMERO.- Objeto................................................................................. 8
SEGUNDO.- Ámbito de aplicación......................................................... 8
TERCERO.- Definiciones....................................................................... 9
IV. DISPOSICIONES ESPECÍFICAS............................................................. 11
CUARTO.- Planeación de la realización de registros de producción y
registros de calidad de la cementación...................................11
QUINTO.- Generalidades de los registros de producción y de los
registros de calidad de la cementación...................................13
Registro de temperatura .........................................................14
Registro de trazador radiactivo ...............................................33
Registro de molinete ...............................................................53
Registro de ruidos...................................................................74
Registro de calidad de la cementación ...................................91
Otras herramientas .................................................................114
SEXTO.- Frecuencia de la adquisición de los registros de producción y
de los registros de calidad de la cementación ........................117
SÉPTIMO.- Aseguramiento de la calidad............................................... 119
OCTAVO.- Manejo de la información generada..................................... 124
V TRANSITORIOS....................................................................................... 127
VI ANEXOS................................................................................................... 128
Anexo A. Transferencia de Calor ........................................................... 128
Anexo B. Características de las herramientas de medición de presión y
temperatura ........................................................................................... 135
Anexo C. Tabla de herramientas disponibles en algunas compañías.... 140
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Anexo D. Ejemplos de campo................................................................ 146
Nomenclatura......................................................................................... 167
Bibliografía ............................................................................................. 169
Referencias............................................................................................ 169
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Fecha: 28/02/2007 Página 5 de 170
I. INTRODUCCIÓN
El Plan de Negocios 2002 – 2010 de PEP, establece en su Línea de Acción 2, la
estrategia de “Integrar una cartera de proyectos de alta calidad y rentabilidad”. En
este contexto, la Subdirección de la Coordinación Técnica de Explotación, a través
de su Gerencia de Información Técnica de Explotación, tiene la encomienda de
asegurar la suficiencia en calidad y cantidad de la información técnica requerida
para desarrollar los estudios de explotación. Estos estudios a su vez, soportan la
generación de los proyectos de inversión que integran la cartera de PEP.
Los registros de producción se inician con el uso de los dispositivos de
temperatura para detectar entradas de fluido en el pozo. Los primeros trabajos de
campo, mostraban que el enfriamiento del gas y su expansión causaban
anomalías de baja temperatura que localizaba las fuentes de entrada de gas.
Fluidos fríos se inyectaron para localizar zonas permeables a partir de las
temperaturas anómalas que persistían después de cerrar el pozo. En los años 40’s
se adicionaron mediciones de presión y gasto a los dispositivos de temperatura,
para obtener más información respecto a las condiciones del pozo. El tipo de fluido
en el pozo podría ser identificado mediante la medición del gradiente de presión.
Las mediciones de flujo daban información acerca de las cantidades de fluido
producido o inyectado. Desarrollos posteriores vieron la introducción de
instrumentos de registro de producción en superficie. Estos ofrecían la ventaja
obvia de proveer al operador de mayor flexibilidad y control durante el registro de
la información. Con el desarrollo de de equipo de control de presión con inyección
de grasa, los instrumentos de medición de superficie se convirtieron en los
estándares de la industria. A mediados de los 60’s, se habían desarrollado otros
instrumentos de registro de producción para obtener información adicional de las
condiciones del pozo, particularmente en flujo multifásico. Medidores de densidad
y capacitancia (colgamiento del líquido), se han introducido para detectar el
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comportamiento complejo del flujo multifásico. El registro de calidad de
cementación también ha alcanzado un uso bastante amplio como un método de
evaluación de las terminaciones del pozo. Conforme surjan nuevos instrumentos
de registro, los métodos de evaluación evolucionarán para encontrar solución a
situaciones de flujo más complejas. Las nuevas técnicas de registro e
interpretación están siendo probadas actualmente y no existe duda de que en los
años venideros aprenderemos más de las características de flujo de los pozos.
Seleccionado por su exactitud, su rápida respuesta y resistencia física, el
registro de temperatura se seleccionó originalmente como un medio para localizar
hidrocarburos. Aunque la aplicación original para la que fueron seleccionados no
fue particularmente exitosa, el registro de temperatura se usó como un medio para
evaluar las características de la producción del pozo a través del análisis del
comportamiento de la temperatura en el pozo. Las primeras aplicaciones del
registro de temperatura incluían localización de entradas de gas, detección de
fugas en la tubería y movimiento de fluidos detrás de la tubería, localización de
zonas de pérdida de circulación y evaluación de la colocación o ubicación del
cemento. Los registros de temperatura actualmente se usan para esas
aplicaciones y otras. Independientemente del desarrollo de otras herramientas, el
registro de temperatura permanece como el caballo de batalla de los registros de
producción. Esto debido a su confiabilidad sin importar las condiciones de flujo del
pozo, la temperatura puede medirse exactamente. También los registros de
temperatura tienden a reflejar el comportamiento del pozo a largo plazo, no
estrictamente las condiciones actuales.
El conocimiento de características de las formaciones atravesadas por el pozo,
anomalías que se pudieran presentar, durante la etapa productiva o inyectiva del
pozo, según sea el caso, así como cualquier otra situación relevante de un pozo,
es fundamental para determinar el esquema de desarrollo de un campo, para
administrar en forma adecuada su explotación, determinar la necesidad de corregir
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o enmendar su diseño, evaluar problemas operativos, tener un control preciso de
la operación del pozo, entre otras cosas. Por ello, esta guía está enfocada a
proporcionar un apoyo en cuanto a las características de los registros de
producción y registros de calidad de la cementación, su interpretación, para contar
con elementos de decisión en las diferentes etapas de la vida productiva del pozo
y del campo. El conocimiento de esta información reducirá los costos de desarrollo
de un campo y mejorará los esquemas de explotación, coadyuvando a la
identificación y prevención prematura de producción de agua, conificación,
arenamiento, canalizaciones, etc., situaciones que resultan en la disfunción del
pozo o bien, en el incremento de los costos de operación, al tener que remediar
una situación que se pudo haber evitado. Se presentan diversas metodologías,
aplicables a cubrir el amplio espectro de condiciones que presentan los pozos en
México.
Para dar cumplimiento a lo expuesto anteriormente, se expide la presente guía.
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II. MARCO LEGAL Y NORMATIVO
• Reglamento de Trabajos Petroleros
• Plan de Negocios 2002 -2010 de Pemex Exploración y Producción
III. DISPOSICIONES GENERALES
PRIMERO.- Objeto
1 Establecer guías para la planeación de la toma de registros de producción y
registros de calidad de la cementación en pozos, utilizados para evaluación
de formaciones, determinación de la integridad del pozo, detección del
movimiento de fluidos dentro del pozo, durante el proceso de producción o
inyección y algún otro caso no contemplado dentro de los anteriores.
2 Establecer guías para el manejo de los datos adquiridos.
3 Mejorar la calidad de los datos adquiridos durante estas operaciones.
SEGUNDO.- Ámbito de aplicación
La presente guía será aplicada en forma obligatoria por todas las áreas de
Explotación de Pemex Exploración y Producción, que requieran planear,
diseñar, adquirir y utilizar la información generada por los registros
mencionados.
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TERCERO.- Definiciones
Para efecto de la presente guía se entenderá por:
1. Registros para evaluación de formaciones. Las herramientas de registro
en esta categoría están diseñadas para evaluar las propiedades de la
formación. Incluidas la determinación del contenido de lutitas o cantidad de
arcilla del yacimiento, tipo de arcilla y definición vertical de zonas que están
limpias y libres de arcilla. Los registros dentro de esta categoría también se
usan para determinar la litología, el tipo de hidrocarburos y su saturación.
Otra información disponible incluye propiedades mecánicas de la roca, su
mineralogía, permeabilidad, porosidad, presión, fracturas naturales y
muestras de fluido.
2. Registros para definir la integridad del pozo. Esta categoría de registros
incluye la gran variedad de registros para evaluar la distribución del
cemento alrededor de la tubería de revestimiento. La localización del tope
del cemento, la fracción del llenado y se puede medir el esfuerzo a la
compresión del cemento. Esta información proporciona permite evaluar en
qué condiciones se encuentra el aislamiento hidráulico. La condición de la
tubería de revestimiento en términos de profundidad y degradación también
se puede evaluar. Ciertas herramientas discriminan el daño uniforme sobre
la pared interna a partir de aquel de la pared externa de la tubería. Este tipo
de registros se encuentra contenido en el análisis de esta guía.
3. Registros para detectar movimiento de fluidos (producción/inyección).
Esta categoría incluye a las herramientas que detectan canales detrás de la
tubería en pozos productores o inyectores. Tales herramientas además
detectan zonas de inyección de fluido, localización de materiales
bombeados, fluido de la fractura o sustentante, y pueden detectar la
dirección y la orientación de ciertas partículas inyectadas. Los perfiles de
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flujo en ambos, productores o inyectores pueden evaluarse con la
contribución de cada fase de fluido producido zona por zona. Combinado
con información de presión, estas contribuciones podrían ser la base para
determinar zona por zona la relación de productividad. Este tipo de registros
también está contemplado en esta guía.
4. Otros registros. Esta categoría engloba todos los servicios cuya aplicación
o entorno puede ser inusual. Por ejemplo los registros de empacamiento de
grava están diseñados para evaluar la presencia de grava fuera de la
tubería con ranuras o de la malla, una condición que no está en la tubería
de revestimiento ni fuera de ella. Otro grupo que cae en esta categoría son
las herramientas indicadoras de punto de pegadura o de punto libre. Éstas
no están típicamente relacionadas con la administración de yacimientos y
más bien conciernen al aspecto operacional.
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IV. DISPOSICIONES ESPECÍFICAS
CUARTO.-Planeación de los registros de producción y de calidad de la
cementación
1.- Los programas anuales de Registros de Producción y de Registros de
Calidad de la Cementación se deberán ingresar en el sistema que la
Subdirección de la Coordinación Técnica de Explotación, a través de la
Gerencia de Información Técnica de Explotación, proporcione para tal fin.
2.- Con el objeto de no afectar los programas de entrega de hidrocarburos,
la producción diferida, ocasionada por el cierre de pozos para efectuar
algunas de estas pruebas, ésta deberá ser considerada en la elaboración
de los programas operacionales, en sus diferentes modalidades (POA,
POT, POM).
3.- Se deberán establecer claramente los objetivos de los registros a
realizar. A manera enunciativa se presentan algunos de ellos:
o Detectar zonas de pérdida de circulación.
o Evaluar las características de flujo de formaciones productoras o
de inyección de fluidos.
o Detectar anomalías del pozo, como pueden ser fugas, roturas,
reducciones de diámetro.
o Detectar la aportación de fluidos de cada intervalo y proporción
de cada fase.
o Obtener datos adicionales para la interpretación de pruebas de
presión y análisis nodales.
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o En algunos Activos de Explotación, proveer de información para
apoyar a la elaboración de pronósticos de producción en pozos
que estén fluyendo por varios intervalos al mismo tiempo.
o Diseñar tratamientos de control de agua.
4.- Los especialistas de los Activos Integrales de Explotación deberán elaborar
los programas operativos de los registros en los pozos.
5.- En todos los casos, será obligatorio que un representante del Activo Integral
de Explotación, supervise los trabajos operativos para asegurar la ejecución
adecuada de la prueba.
6.- Como caso de excepción al numeral anterior, serán los pozos desarrollados
bajo esquemas de contratos de servicios integrados, en donde la
responsabilidad del pozo está a cargo del contratista.
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QUINTO.- Generalidades de los Registros de Producción y de los Registros
de Calidad de la Cementación.
Los registros de producción más comunes son los siguientes:
• Temperatura
• Trazador radiactivo
• Velocidad de disparo
• Molinete hidráulico
• Gradiomanómetro
• Ruidos
Para el caso de los registros de calidad de la cementación, actualmente se
disponen en el mercado de:
• Registro de adherencia del cemento
• Registro ultrasónico
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1. Registro de temperatura
El registro de temperatura presentado en esta guía es utilizado para
registrar de manera continua el perfil de temperatura a lo largo del pozo. Las
mediciones puntuales por estaciones, asociadas al registro de la presión con el
pozo fluyendo o cerrado, están contempladas en la “Guía para la medición de
presión de fondo en pozos cerrados” y la “Guía para la medición de presión de
fondo en pozos fluyendo”.
1.1 Herramientas y operaciones
Los instrumentos actuales están basados generalmente en elementos con
resistencias que varían con la temperatura. Los elementos de resistencia variable
van conectados a un circuito puente o a un circuito de corriente constante tal que
la respuesta de voltaje es proporcional a la temperatura obtenida. La exactitud
absoluta de los registros de temperatura no es alta (del orden de ±5 ºF (±2.5 ºC)),
pero su resolución es buena (generalmente 0.05 ºF (0.025 ºC)) o mejor, aunque su
exactitud puede estar comprometida por la digitalización de la señal en la
superficie. Los instrumentos de temperatura pueden incluirse usualmente en la
sarta con otras herramientas, como el detector radiactivo o el molinete.
Un registro de temperatura consiste en la medición de la temperatura del
pozo como una función de la profundidad, y se realiza mientras el pozo está
fluyendo o cerrado, en ocasiones con un cierto número de registros obtenidos a
diferentes tiempos, después del cierre. Los registros de temperatura se corren
continuos a una velocidad de 20 a 30 pie/min (6 a 9 m/min). Cuando se manejan
varias herramientas en una corrida, la sonda de temperatura deberá registrarse
primero ya que la temperatura del pozo no ha sido perturbada por el movimiento
de las herramientas. Si el registro de temperatura se corre moviéndose hacia
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arriba del pozo, las anomalías de temperatura se enmascaran sobre grandes
distancias, reduciendo la resolución vertical de la herramienta.
La presentación de la información consta de dos curvas, una del gradiente
de temperatura, que es la temperatura del pozo en función de la profundidad y otra
curva de la diferencial de temperatura, que es en una gráfica continua de la
pendiente del gradiente.
1.2 Comportamiento de la temperatura en el pozo
Para interpretar el registro de temperatura, se deben entender varios
factores que afectan la temperatura en el pozo. Dichos factores son: la
temperatura de las formaciones atravesadas por el pozo, la conducción de calor
entre el pozo y las formaciones que lo rodean, la convección de calor debida al
movimiento de fluidos y los cambios de temperatura de los fluidos.
Debido al flujo de calor desde el interior de la Tierra hacia la atmósfera, la
temperatura se incrementa con la profundidad. El perfil de temperatura se conoce
como gradiente geotérmico y la temperatura en el pozo en ausencia de alguna
anomalía térmica, corresponde al gradiente geotérmico. Por supuesto que perforar
un pozo sin causar alguna anomalía térmica es imposible, de manera que medir el
gradiente geotérmico de un pozo, solo es posible si el pozo ha estado inactivo por
un largo periodo de tiempo (cerrado). El perfil del gradiente geotérmico variará en
función del área y el gradiente geotérmico varía de formación a formación. El
gradiente geotérmico depende de la conductividad térmica de la roca.
Cuantitativamente esta relación está dada por la ley de Fourier:
dD
dTu λ= (1)
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Donde =u flujo de calor, =λ conductividad térmica y =dD
dTgradiente geotérmico
)( Gg . El flujo de calor será aproximadamente constante con la profundidad, así el
gradiente geotérmico varía inversamente con la conductividad de la roca.
Está claro que el gradiente geotérmico varía significativamente con la estratigrafía,
esto es importante y se debe recordar cuando se interpretan registros de
temperatura debido a que todas las técnicas de interpretación están basadas en
que el gradiente de temperatura es constante con la profundidad.
1.3 Temperatura del pozo en zonas que no presentan flujo del yacimiento.
En un pozo productor, el fluido generalmente será más caliente que la zona
arriba de la zona productora, resultando una temperatura de pozo mayor que la
del gradiente geotérmico. En un pozo inyector, el fluido inyectado estará más frío
que la mayoría de las formaciones atravesadas por el pozo; así la temperatura del
pozo es más baja que el gradiente geotérmico.
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Figura 1. Comportamiento de la temperatura en pozos productores e
inyectores.
El perfil de temperatura en el pozo cambia con el tiempo y depende de muchos
factores, incluyendo el ritmo de flujo, propiedades del fluido y de la formación y el
tipo de terminación. Ramey1 desarrolló ecuaciones que relacionan la temperatura
del pozo con estos parámetros, para el caso de flujo en la tubería de producción o
en la de revestimiento sin flujo en la formación. En el Apéndice A, se describe el
problema de transferencia descrito por Ramey.
1.4 Temperatura del pozo frente a zonas de producción o inyección.
La ecuación de Ramey aplica para regiones del pozo que no están cerca de
las zonas de producción o inyección. Cuando el flujo en la formación se lleva a
cabo, la transferencia de calor resulta de una conducción y una convección
Pozo inyector
Profundidad
Temperatura
Pozo productor
Gradiente geotérmico
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forzada, y el calentamiento o enfriamiento del fluido mediante Joule-Thomson
puede ser significativo. La distribución de temperatura en la región alrededor del
pozo debe determinarse para calcular la temperatura en el pozo. En el apéndice A
se describe como calcular la temperatura del pozo frente a la zona productora o de
inyección para el caso de flujo de una sola fase de un fluido incompresible.
1.5 Comportamiento de la temperatura del pozo frente a zonas de gas.
En un pozo productor de gas, la expansión del gas conforme entra al pozo
a menudo resulta en un decremento de la temperatura debido al efecto Joule-
Thomson. El flujo de gas a través de los poros de la roca cerca del pozo puede
considerarse un proceso de reducción de velocidad, uno mediante el cual la
entalpía es constante. Para dicho proceso, el cambio de temperatura del gas
puede determinarse a partir del coeficiente de Joule-Thomson (KJT) definido como:
H
JTp
TK
=
δ
δ (2)
Para los gases reales KJT es positivo en presiones de bajas a moderadas;
así la temperatura y la presión decrecen conforme el gas fluye en el pozo. Así los
puntos de entrada de gas pueden ubicarse al identificar anomalías frías en los
registros de temperatura.
El coeficiente Joule-Thomson variará significativamente con la composición
del gas, la temperatura y la presión. El coeficiente de Joule-Thomson para
cualquier gas puede calcularse a partir de datos termodinámicos comúnmente
disponibles o ecuaciones de estado.
1.6 Interpretación del registro de temperatura.
La interpretación de los registros de temperatura puede realizarse de dos
maneras. La primera se refiere al análisis cuantitativo, en las que los gastos a
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diferentes profundidades del pozo se calculan a partir del registro de temperatura.
La segunda al análisis cualitativo, en el que la característica general del perfil del
pozo se infiere a partir de la forma de la curva del registro.
1.6.1 Análisis cuantitativo (método basado en la ecuación de Ramey).
Los métodos para interpretar los registros de temperatura
cuantitativamente; es decir calcular gastos hacia o desde zonas del yacimiento
con el análisis del registro de temperatura, se han colocado en dos categorías,
aquellos basados en soluciones analíticas de la ecuación de balance de energía
como la ecuación de Ramey, y aquellos basados en soluciones numéricas de la
ecuación de balance de energía.
En el Apéndice A, se muestra que a distancias suficientemente grandes
desde el punto de inyección o desde la zona productora )( ZD >> , la ecuación de
Ramey se simplifica a una solución asintótica. Arreglando la ecuación para
determinar Z , se tiene:
G
wG
g
TTZ
−= (3)
y si el coeficiente de transferencia de calor es grande, Z está dada por
πλ
ρ
2
)(tfCqZ
pf= (4)
Así, conociendo las propiedades térmicas de la formación y el perfil del gradiente
geotérmico, las porciones asintóticas del registro de temperatura pueden
analizarse para obtener el gasto de una zona. En la figura 2 se presenta un
ejemplo de este método. El análisis de este registro se simplifica si se asume que
las propiedades de la formación (densidad y conductividad térmica) son uniformes
a lo largo de la sección registrada. Considerando las profundidades 5820 y 5890
pies (1774 y 1795 m) como posiciones 1 y 2, respectivamente,
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Fecha: 28/02/2007 Página 20 de 170
1
2
1
2
1
2
)(
)(
q
q
TT
TT
Z
Z
Gw
Gw =−
−= (5)
La diferencia entre las porciones asintóticas del registro de temperatura y el
gradiente geotérmico es proporcional al gasto. Para el registro mostrado en la
figura 2, la zona A recibe 25% del fluido inyectado y el restante entra en la zona B.
La aplicabilidad de este esquema de interpretación depende de la porción
asintótica del perfil de temperatura alcanzado entre las zonas del yacimiento. Esto
requiere que D sea sustancialmente mayor que Z para que la interpretación sea
posible.
Para extender la aplicabilidad de la solución de Ramey para la
interpretación cuantitativa del registro de temperatura, Curtis y Witterholt3 usan la
porción exponencial del perfil de temperatura para interpretar registros de
temperatura en pozos inyectores. En este procedimiento Z se ajusta por mínimos
cuadrados para obtener el mejor ajuste de la ecuación de Ramey para el registro
de temperatura. El gasto se determina del valor de Z calculado.
Un método más sencillo con la misma exactitud fue propuesto por Romero-
Juárez, como se muestra en el Apéndice A, si la solución de Ramey aplica, Z
puede calcularse a cualquier profundidad de:
dDdT
TTZ
w
wG
/
−= (6)
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Figura 2. Interpretación del registro de temperatura por Witterholt y Tixier4
Nuevamente, si las propiedades térmicas de la formación y la función de
tiempo son conocidas, el gasto puede calcularse a partir de Z. Así si el perfil
geotérmico es conocido, el gasto a cualquier profundidad (alejada del intervalo
productor o inyector según sea el caso) puede determinarse a partir de la
diferencia entre el perfil de temperatura en el pozo y el perfil geotérmico )( wG TT − y
la derivada del registro de temperatura )/( dDdTw .
Todos los métodos de interpretación que requieren de la ecuación de
Ramey son aplicables únicamente con flujo incompresible de una sola fase. Estos
métodos pueden aplicarse a flujo de dos fases, si, se supone que las dos fases
Tw GT
wT∆
FTT wG º4.−
FTT wG º3.−
ceT∆
5800
5900
6000
Zona A
Zona B
165 175 Temperatura ºF
Asíntota
Asíntota
Gradiente Geotérmico
Tw GT
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Fecha: 28/02/2007 Página 22 de 170
tienen propiedades térmicas uniformes. La validez de esta suposición variará de
caso a caso, pero en general no se cumple.
1.6.2 Análisis cualitativo.
Cuando las incertidumbres mencionadas en la sección anterior no permiten
la interpretación cuantitativa, los registros de temperatura se usan como una
herramienta cualitativa para determinar sin mucho detalle las características de
pozos de inyección o producción. En un pozo inyector un registro de temperatura
fluyente puede identificar positivamente el punto más bajo de inyección así como
la profundidad a la cual el registro de temperatura se incrementa marcadamente
hacia la temperatura del gradiente geotérmico. Sin embargo, el registrar lo
suficientemente profundo en un pozo para localizar la frontera de inyección más
profunda, algunas veces es imposible. Una secuencia de registros de temperatura
a pozo cerrado en un pozo inyector se puede usar para identificar de forma burda
el intervalo de inyección.
Los registros de temperatura en pozos inyectores pueden en algunos casos
identificar canalizaciones. Canalizaciones hacia abajo se indican cuando ambos
registros de temperatura el fluyente y el cerrado no regresan al gradiente
geotérmico hasta que una profundidad del pozo debajo de la cima del intervalo
disparado es alcanzada. El fluido inyectado se está moviendo hacia abajo desde
las perforaciones a través de los canales ya sea en el cemento o en la formación,
para ocasionar ese comportamiento de la temperatura. Similarmente en el caso de
canalizaciones hacía arriba, el registro cerrado muestra una anomalía fría que se
extiende una distancia significativa arriba de los disparos.
Excepto para el caso de pozos nuevos, el registro de temperatura en un
pozo inyector se usa principalmente para identificar el intervalo inyector y no
deberá usarse para determinar el perfil detallado de inyección. Sin embargo en
muchos pozos inyectores, la temperatura del agua de inyección varía tanto a lo
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largo de un año, que los registros de temperatura mostrarán más detalle acerca
del perfil que el que podría esperarse para un pozo inyector maduro. Este efecto
es similar al que se observa durante un periodo corto de inyección de agua
caliente.
Los registros de temperatura son algunas veces el mejor medio para
determinar el perfil de flujo en pozos productores. Se piensa que los registros de
producción en algunos casos son aproximados, sin embargo, otros métodos de
registro pueden aun ser más inexactos debido a los efectos del flujo multifásico en
la respuesta de las herramientas. En algunos casos un registro de temperatura
puede usarse para determinar puntos de entrada de gas debido al efecto de
enfriamiento de Joule-Thomson. Si ocurre un enfriamiento importante de Joule-
Thomson, una localización de entrada de gas estará caracterizada por una
anomalía de enfriamiento en el registro de temperatura.
Durante las operaciones de perforación y terminación del pozo, los registros
de temperatura, pueden determinar zonas de movimiento de fluido, en la misma
manera que en los pozos inyectores o productores, pueden localizar orígenes de
brote, manifestaciones subterráneas, o zonas de pérdida de circulación.
1.6.3 Limitaciones del registro de temperatura.
El registro de temperatura es extremadamente valioso, sin embargo su
utilidad puede estar limitada, como sucede con cualquier registro de producción
aplicado en forma individual. Hay que considerar que la terminación y la litología
afectan el registro de temperatura.
El tiempo que el pozo ha sido inyector, o precisamente el volumen de
inyección acumulado, tiene gran relación con la utilidad del registro de
temperatura. En general entre más viejo es el pozo menos distinguibles serán las
anomalías de temperatura usadas para identificar los intervalos de inyección. De
forma similar, los efectos de temperatura en pozos pueden persistir por largo
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tiempo, así una zona que aparece como una zona de inyección en el registro de
temperatura, en realidad puede ser una locación donde ocurrió inyección en el
pasado.
Este punto es importante considerarlo cuando se está tratando de evaluar
un trabajo de terminación mediante registros de producción.
1.7 Detección de fracturas hidráulicas con registros de temperatura
Los registros de temperatura se usan comúnmente para evaluar el espesor
de las fracturas hidráulicas. Como fue mostrado por Agnew5, la extensión vertical
de una fractura hidráulica está indicada a menudo por una anomalía caliente o fría
del registro de temperatura a pozo cerrado, corrido poco tiempo después de haber
efectuado el tratamiento.
El fluido fracturante inyectado será generalmente más caliente o más frío
que la formación siendo fracturada, debido al tipo de fluidos usados; sin embargo,
el fluido de la fractura será usualmente más frío que la formación. Conforme el
tratamiento procede, la formación sin fracturar alrededor del pozo se enfría por la
conducción radial de calor, como en un pozo inyector, conforme el fluido frío se
coloca en la fractura. Cuando el pozo se cierra, el agujero frente a la formación sin
fracturar regresa a la temperatura del gradiente geotérmico por conducción radial
de calor, mientras que en la región fracturada, el pozo se calienta mediante
conducción lineal de calor desde la formación a la fractura. Debido a que la
transferencia radial de calor es mucho más rápida que la conducción de calor
lineal, la región fracturada se calentará más lentamente, dando una anomalía de
frío en el registro de temperatura de cierre.
La localización de una fractura hidráulica a partir del registro de temperatura
no siempre es tan evidente. En particular las anomalías se observan a menudo
cuando los pozos se fracturan con fluidos de fractura fríos.
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1.8 Ejemplos de interpretación cualitativa
Se consideran cuatro casos: (1) pozo normal, con fluido entrando a la
formación frente a dos intervalos perforados; (2) un pozo con un canal hacia arriba
desde la zona superior de los disparos hacia una zona superior del pozo; (3) un
pozo con un canal hacia abajo desde la parte inferior de intervalo perforado a una
zona más baja; y (4) un pozo con fuga en la TR debajo de la parte inferior del
intervalo disparado.
Pozo normal. Con todo el flujo saliendo a través de las perforaciones y sin
canales presentes, todos los registros deberán mostrar una imagen similar al perfil
de salida. Primero examinar los registros de temperatura figura 3. El registro de
temperatura con el pozo fluyendo se usa principalmente para indicar el punto más
bajo de inyección de fluido. Un registro de temperatura con el pozo cerrado
identifica el intervalo neto en un pozo maduro; en un pozo joven se ve alguna
diferencia entre los dos intervalos de inyección. De esa forma el registro de
temperatura proporciona información cualitativa del perfil de flujo.
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Figura 3. Respuesta de temperatura, pozo normal.
Canalización hacia arriba. La utilidad del registro de temperatura se vuelve
aparente cuando se registra un pozo con un canal figura 4. El registro de
temperatura con el pozo fluyente es útil principalmente para localizar el fondo de la
inyección debido a que la ligera inflexión en la cima del intervalo inyector a
menudo es imperceptible. El registro de pozo cerrado, sin embargo muestra una
inyección arriba de las perforaciones, el cual debe ser causado ya sea por un
canal o por una fuga en la TR.
Temperatura
Fluyente Cerrado Pozo maduro
Cerrado Pozo nuevo
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Figura 4. Respuesta de temperatura, pozo con canal en la parte superior.
Canalización hacia abajo. Un canal hacia abajo desde las últimas perforaciones
estará claramente inclinado en los registros de temperatura a pozo fluyente y
cerrado. Como se ve en la figura 5 el registro de temperatura no rompe hacia
abajo del gradiente geotérmico hasta debajo de la perforación más baja indicando
un canal hacia abajo o una fuga en las perforaciones.
Temperatura
Fluyente Cerrado Pozo maduro
Cerrado Pozo nuevo
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Figura 5. Respuesta de temperatura, pozo con canal en la parte inferior.
La figura 6 muestra el registro de temperatura para un pozo con una fuga en la TR
debajo del intervalo más bajo perforado. Estos registros son idénticos a los de un
pozo con canalizaciones hacia abajo debido a que la respuesta de temperatura
será similar ya sea que el flujo sea dentro o fuera de la TR.
Temperatura
Fluyente Cerrado Pozo maduro
Cerrado Pozo nuevo
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Figura 6. Respuesta de temperatura, pozo con canal en la parte inferior.
1.9 Guía para correr e interpretar registros de temperatura.
Smith y Steffenson6 sugieren varias guías para correr e interpretar registros
de temperatura en pozos de inyección. Algunas de estas recomendaciones para
pozos inyectores y otras para pozos productores se presentan a continuación
como guías generales para conducir e interpretar dispositivos de temperatura.
Temperatura
Fluyente Cerrado Pozo maduro
Cerrado Pozo nuevo
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1.9.1 Recomendaciones para correr registros de temperatura.
1. Para corridas de rutina, estabilizar las condiciones de inyección o
producción (gasto y temperatura) durante 48 horas antes,
dependiendo del tipo de yacimiento y pozo.
2. En el caso de correr el registro a pozo cerrado, se recomienda
mantener el pozo cerrado al menos 8 horas, haberlo calibrado antes
del cierre y que el primer registro a tomar sea el de temperatura.
3. En caso de tomar el registro con el pozo cerrado, permitir poco o
nada de flujo en la superficie durante la corrida. Aun unos pocos
barriles de flujo pueden estropear la calidad del registro.
4. Verificar las condiciones del cabezal de control y el inyector para
asegurar el balance adecuado de presión y prevenir la inyección de
grandes cantidades de grasa hacia la tubería de producción. Estar
seguro que el dispositivo de temperatura está respondiendo
adecuadamente (está libre de grasa, etc.)
5. Registrar cuando entra al pozo para grabar la temperatura sin
disturbio, si es posible. Las velocidades de registro no deberán
exceder de 20 pies/min (6m/min) con los actuales dispositivos de
registro de temperatura. Después de que la medición continua ha
terminado, se recomienda hacer estaciones bajando, para verificar el
ritmo de respuesta. Si se fuerza a registrar hacia arriba, usar la
velocidad del cable más baja posible.
6. Dejar suficiente tiempo entre corridas de registros sucesivas en
pozo cerrado para que el equilibrio de temperatura sea restaurado
dentro del pozo. Debe transcurrir una hora u hora y media entre
corridas.
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7. Cuando se utilice únicamente la herramienta para registrar
temperatura, el número mínimo de corridas será de tres: una corrida
a pozo cerrado y dos corridas con el pozo fluyendo.
1.9.2 Interpretación de registros de temperatura.
1. El uso del registro de temperatura y del registro de molinete, a pozo
cerrado, hace más evidente la existencia de alguna anomalía en el pozo
(fuga en tapón, rotura de tubería, etc.)
2. Tiempos grandes de inyección acumulada resultan en una recuperación
más lenta de la temperatura después del cierre y más mancha vertical
de los perfiles de temperatura. Los tiempos de inyección que exceden
los dos años, disminuyen la identificación de intervalos múltiples de
inyección (dentro de una zona de inyección gruesa) en las curvas de
registros a pozo cerrado.
3. Los intervalos de inyección previa afectan significativamente la curva de
temperatura de cierre por 6 meses o más después de que la inyección
ha terminado en un intervalo en particular. Conforme el pozo se vuelve
más maduro, la distinción entre los intervalos de inyección previos y
actuales se dificulta de forma creciente cuando no existe variación de la
temperatura del agua de inyección.
4. La identificación de los intervalos de inyección actuales en pozos
maduros puede mejorarse mediante la inyección de agua más caliente o
más fría unas cuantas horas antes del cierre.
5. Zonas de inyección tan delgadas como 6 pies (2 metros) o menos
pueden identificarse en el perfil de temperatura.
6. Pérdidas en zonas ladronas 5 bl/día-pie (0.3 m3/día-m) o más causan
anomalías en la curva de temperatura de la misma magnitud o mayor
que los intervalos de inyección. Aun zonas de pérdida tan bajas como
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0.5 bl/día-pie (0.03 m3/día-m) causan anomalías considerables en las
curvas de cierre después de un tiempo de inyección suficiente.
7. El diseño de la terminación del pozo como: tubería de producción,
tubería de revestimiento, agujero descubierto, afecta significativamente
la curva de temperatura en los intervalos no inyectores. Agregar un
aislante a cualquier profundidad generalmente acelera el regreso a la
temperatura geotérmica.
8. Cuando en el pozo hayan existido derrumbes, cavernas u otra condición
que haya propiciado la acumulación de una gran cantidad de cemento
durante el asentamiento de la tubería de revestimiento, se presentarán
anomalías durante las pruebas a pozo cerrado. En los pozos
productores se observarán anomalías de enfriamiento, mientras que en
los pozos inyectores se observarán anomalías de calentamiento.
9. Para aplicar métodos de interpretación cuantitativa basados en la
ecuación de Ramey, las zonas del yacimiento deben estar lo
suficientemente alejadas, tal que la transferencia vertical de calor entre
ellas no sea significativo.
10. A pesar de que los registros de temperatura tienen una profundidad de
resolución limitada en la definición de los perfiles de flujo, algunas veces
resultan los registros disponibles más exactos en pozos con producción
multifásica. Por esta razón deberán incluirse rutinariamente en el juego
de registros de un pozo con producción de varias fases.
11. Un cambio súbito de la curva hacia el gradiente geotérmico identifica
claramente el fondo del intervalo de inyección.
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2. Registro de trazador radiactivo
Uno de los métodos de registro más comunes usados actualmente para la
evaluación cuantitativa de perfiles de inyección es el registro de trazadores
radiactivos. Los métodos de registro de trazadores radiactivos se pueden colocar
en dos categorías: (1) un trazador se inyecta en la superficie y (2) un trazador
radiactivo es eyectado de la herramienta de registro en el agujero. La primera
categoría incluye aquellas técnicas como inyección de sustentante radiactivo
durante el fracturamiento. Una corrida del detector de rayos gamma después del
tratamiento da una indicación de la localización del fracturamiento. Otra aplicación
en la primera categoría es agregar al cemento un trazador radiactivo y correr un
registro de rayos gamma para detectar el cemento etiquetado.
La obtención de los perfiles de inyección a partir del registro de trazadores
radiactivos está basado en la facultad del trazador, el cual es miscible con los
fluidos del pozo, se dispersa rápidamente y viaja con los fluidos del pozo. Si el
trazador se mueve con los fluidos del pozo, monitorear la velocidad o la pérdida
del trazador reflejaría la distribución de velocidad o la pérdida del fluido inyectado.
Además, debido a que la radioactividad gamma emitida por el trazador puede
penetrar a través de la tubería de revestimiento y del cemento, un registro de
trazador radiactivo puede en algunos casos usarse para detectar canales detrás
de la TR, aunque otros registros, como los de temperatura o ruidos, a menudo
identifican los canales de forma más concluyente.
2.1 Herramientas y operaciones.
Una solución de trazador radiactivo se carga en la superficie dentro de una
cámara de la herramienta. Una bomba eyecta el trazador en cuanto se activa con
una señal desde la superficie. Uno o comúnmente dos detectores de rayos
gamma, ya sean contadores de centelleo o más a menudo detectores Geiger-
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Mueller se colocan en la herramienta. Los trazadores usados son isótopos
radiactivos que emiten rayos gamma conforme decaen. Los isótopos más
comunes son yodo 131 (131I), el cual decae a Xenón (131Xe) a través de la emisión
de cinco partículas Beta y seis rayos gamma de varios niveles de energía. El yodo
131 tiene una vida media de 8.1 días. En una aplicación típica de inyección de
agua, el trazador radiactivo estará diluido en una solución acuosa para asegurar la
miscibilidad con los fluidos del pozo. También existen trazadores solubles en
aceite o gas para registrar en ese tipo de medios.
Para cualquier registro de trazador radiactivo, centrar la herramienta de
registro es una práctica recomendable si la terminación del pozo lo permite. Con la
herramienta descentrada el trazador podría ser eyectado contra la pared de la TR,
ocasionando una mezcla pobre del trazador en la corriente de inyección. Debido a
lo pequeño de la TP, para permitir un movimiento más rápido de la herramienta o
simplemente por facilidad de operación, las herramientas de trazador radiactivo se
corren sin centrar. En ese caso el operador deberá estar consciente de la
posibilidad de una mezcla pobre del trazador con los fluidos del pozo y deberá
correr nuevamente el registro cuando un perfil del trazador indique una pobre
distribución del trazador.
Actualmente se utilizan dos métodos de registro de trazadores radiactivos.
En el método de pérdida del trazador, un bache del material trazador es eyectado
dentro del pozo arriba de las zonas de pérdida de fluido. Se mide la concentración
de trazador como una función de la profundidad pasando un detector de rayos
gamma repetidamente a través del trazador conforme el bache se mueve hacía
abajo en el pozo. El método de pérdida de trazador se desarrolló para
terminaciones en agujero descubierto con diámetros de agujero irregulares. El
método de velocidad de disparo consiste en la medición del tiempo de tránsito de
un bache de trazador entre dos puntos (usualmente entre dos detectores de rayos
gamma). La medición de la velocidad de disparo se repite en varias localidades en
el pozo.
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2.2 Registro de pérdida de trazador.
La corrida de un registro de pérdida de trazador inicia cuando la línea base
de rayos gamma es registrada en el pozo antes de que el trazador sea eyectado.
El registro de la línea base se debe correr preferiblemente con alta sensibilidad
para ayudar a detectar movimientos del trazador detrás de la TP. Aunque los
niveles de rayos gamma son muy bajos comparados con los niveles del bache de
trazador, esta línea base del registro debe ser restada de las subsecuentes
mediciones del bache de trazador. Lo siguiente es eyectar un bache bastante
grande de trazador arriba de las zonas con salida de fluido. El trazador será
idealmente eyectado bastante debajo de la boca de la TP (20 a 30 pies (6 a 9 m))
una distancia similar arriba del primer intervalo disparado. Después de eyectar el
trazador, el operador moverá rápidamente la herramienta hacia arriba y abajo a
través del bache de trazador, intentando mezclar el trazador con el agua de
inyección. La herramienta de registro se deja caer abajo del bache de trazador, y
se mide la intensidad de los rayos gamma, se mide conforme la herramienta pasa
a través del trazador. Es importante que la primera medición de trazador se haga
antes de que el bache alcance una de las salidas de fluido. Si existe distancia
suficiente entre la boca de la TP y la cima de las perforaciones, hacer varias
pasadas de la herramienta antes de que el bache alcance las perforaciones es útil.
Nos provee una medida de la exactitud de la respuesta del trazador en la porción
de máximo flujo del pozo, en donde una medida exacta es crucial debido a que
esta primera respuesta se usa como referencia en el procedimiento de análisis del
registro.
El resto del procedimiento de registro consiste en bajar la herramienta
repetidamente a través del bache de trazador y registrar la intensidad de los rayos
gamma mientras se sube la herramienta a través del bache. Estas mediciones se
hacen tan rápido como sea posible para mejorar la resolución de profundidad de la
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Fecha: 28/02/2007 Página 36 de 170
herramienta conforme el bache se mueve hacia el fondo del pozo. La operación de
registro continúa hasta que el bache ha dejado de moverse o ya no es detectable.
El registro resultante consistirá de una serie de gráficas de intensidad de rayos
gamma contra la profundidad y el tiempo al cual cada pico de concentración fue
detectado. Como se ve en la figura 7, el bache de trazador disminuye en
intensidad, se extiende y se retarda conforme se mueve hacia abajo en el pozo
debido a la dispersión turbulenta de fluido saliendo.
Debido al movimiento de la herramienta a través del bache de trazador,
este último tiende a extenderse longitudinalmente, el número de pasadas de la
herramienta que se pueden hacer es limitado, con 15 como máximo. Así en un
pozo con un intervalo de inyección grande, la herramienta podría moverse a un
ritmo muy lento para obtener datos sobre toda la zona de inyección antes que el
trazador se haya dispersado. En cualquier caso las pasadas hechas a través del
bache de trazador deberán hacerse a una velocidad alta para minimizar la
distorsión causada por el movimiento de la herramienta.
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Clave: 200-38000-20 Revisión: 1
Fecha: 28/02/2007 Página 37 de 170
Figura 7. Interpretación del registro de pérdida de trazador.
Para determinar un perfil de inyección a partir de un registro de pérdida de
trazador, primero se deben relacionar la intensidad de los rayos gamma medidos
con respecto a la concentración del trazador. Los rayos gamma emitidos por la
desintegración de los isótopos viajan en direcciones aleatorias y pueden viajar de
1 a 2 pies (0.3 a 0.7m) antes de ser absorbidos. Los rayos gamma son atenuados
y absorbidos por los materiales alrededor del trazador, es decir la herramienta,
agua, la TR y la formación. Así, mucha de la radiación emitida por el trazador
nunca alcanzará al detector. Además el número de rayos gamma que inciden en el
detector variará inversamente con el cuadrado de la distancia de la fuente al
detector, el efecto total es que el detector de rayos gamma está influenciado
principalmente por el trazador que está cerca del detector; es decir el trazador
dentro de la TR. Debido a que el número de desintegraciones es proporcional al
número de átomos radiactivos, la intensidad de rayos gamma medida por el
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Clave: 200-38000-20 Revisión: 1
Fecha: 28/02/2007 Página 38 de 170
detector debería reflejar la cantidad de trazador en el agujero. Bearden7, mostró
que en pruebas a escala completa, la intensidad de rayos gamma medida delinea
la cantidad de trazador presente. Así la primera base fundamental del método de
pérdida de trazador es que la intensidad de rayos gamma medidos por el detector
es proporcional a la masa de trazador. También es conveniente suponer que la
intensidad de rayos gamma es proporcional a la concentración de trazador, lo cual
implica un mezclado uniforme del trazador a través de una sección transversal del
pozo.
Conforme el bache de trazador desciende en el pozo, parte del trazador
será arrastrado hacia la formación junto con el fluido del pozo en regiones de
salida de fluido. Si el trazador está mezclado uniformemente con el fluido del pozo,
el trazador se perderá en la formación en la misma proporción que se perderá el
fluido en la formación. Si, por ejemplo el bache de trazador pasa una zona que
tome el 30% de la inyección total, 30% del trazador debería salir del pozo. Una
pasada del registro a través del bache después de que ha sucedido la salida del
fluido, mostraría 30% menos trazador en el bache que el medido antes de que el
fluido alcanzara la zona de pérdida. Esta proporcionalidad entre la pérdida de
trazador y la pérdida de fluido es la segunda base fundamental para el registro de
trazador perdido.
2.2.1 Interpretación de la pérdida de trazador.
Método del área. Los registros de pérdida de trazador se interpretan calculando
las áreas bajo la curva de intensidad de rayos gamma contra profundidad,
considerando cada área proporcional al flujo volumétrico en esa posición del
bache. Para derivar el método considere un bache de trazador radiactivo que se
mueve y pasa la sección de salida del fluido. Corriente arriba de la salida del
fluido, la masa total de trazador mo, se mueve con el gasto volumétrico oq . El
gasto volumétrico y la masa de trazador corriente abajo de la salida se denotan
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Clave: 200-38000-20 Revisión: 1
Fecha: 28/02/2007 Página 39 de 170
como iq y im , respectivamente. De un balance de masa para un fluido
incompresible,
ieo qqq += (8)
y
ieo mmm += (9)
En donde eq y em son el gasto volumétrico y la masa de trazador saliendo,
respectivamente. La cantidad de trazador en el bache corriente arriba de la salida
om y la cantidad de trazador saliendo em , puede relacionarse a los gastos
volumétricos integrándolos con el tiempo. Para un punto arriba de la salida de
fluido, el tiempo requerido para que el bache de trazador pase este punto,
suponiendo que el trazador se está moviendo a una velocidad promedio
wAq ,
es
0
0
q
ALt w=∆ (10)
Integrando en tiempo, la cantidad de trazador pasando por el punto corriente
arriba de la salida de fluido es:
∫=ow qAL
oo cdtqm
/
0
0
(11)
Como oq es constante
∫=ow qAL
oo cdtqm
/
0
0
(12)
En forma similar, la cantidad de trazador que saldrá es también owo qAL / . La
cantidad de trazador saliendo es
∫=ow qAL
ee cdtqm
/
0
0
(13)
Dividiendo oe mm se tiene
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Clave: 200-38000-20 Revisión: 1
Fecha: 28/02/2007 Página 40 de 170
o
e
o
e
q
q
m
m= (14)
Debido a que las integrales son idénticas. Finalmente se sustituye qi y mi por qe y
me y se tiene
o
i
o
i
q
q
m
m= (15)
Así el gasto a cualquier profundidad iq , es proporcional a la cantidad de trazador
presente. La cantidad de trazador se obtiene integrando las curvas de intensidad
de rayos gamma contra profundidad, considerando que la cantidad de rayos
gamma es proporcional a la concentración de trazador.
∫ ∫−= ll dcAcdAm bwwi (16)
Donde c =concentración del trazador y cb =concentración del trazador en el fondo.
La segunda integral corresponde a la radiación base que debe ser restada de
modo que sólo se considere la radiación del trazador. Generalmente se supone
que la intensidad de los rayos gamma registrados es proporcional a la masa de
trazador presente en el pozo, aunque no existe una justificación clara para esta
consideración. Si el bache de trazador se mueve a un punto en donde la sección
cambia, la intensidad de los rayos gamma no cambiaría. Si eso es cierto, la
cantidad cAw no está afectada por cambios en wA y la masa de trazador es
proporcional al área bajo la curva de intensidad de rayos gamma,
∫= ldCm ii γ (17)
o
ii CAm γ= (18)
El gasto volumétrico está relacionado con todo el gasto volumétrico que existe de
todos los fluidos por
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Fecha: 28/02/2007 Página 41 de 170
100100 γ
γ
A
A
q
q ii = (19)
En donde 100q y 100γA se refieren al gasto y al área bajo la curva de intensidad de
rayos gamma arriba de donde existe cualquier fluido.
Es importante reconocer que el método de análisis de áreas de pérdida del
trazador se basa en la suposición que el trazador está uniformemente mezclado a
lo largo de la sección transversal, que la intensidad de los rayos gamma
registrados es proporcional a la cantidad de trazador en el pozo y que el bache de
trazador medido no está frente a la zona de salida del fluido.
Wiley y Cocanower8 presentaron un método modificado ligeramente para calcular
la cantidad de trazador presente a partir de la curva de intensidad de rayos
gamma que se contabiliza en base al tiempo. En este método, la respuesta de
rayos gamma, iγ , es reemplazada en la integración por el conteo verdadero, itγ ,
dado por
i
iit
t γ
γγ
γ−=
1 (20)
Donde γt es el tiempo de respuesta, el cual es del orden de 2.5e-04 segundos.
Como puede verse para ritmos de conteo altos (500 conteos/seg), la corrección
puede ser significativa.
Los gastos calculados por el método de áreas se asignan a las profundidades
respectivas de los picos de intensidad de rayos gamma. A menudo se introduce un
error significativo en la interpretación de la pérdida de trazador debido a las
grandes distancias entre los baches de trazador grabados y porque algunos
baches de trazador están frente a las zonas de salida de fluido.
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Fecha: 28/02/2007 Página 42 de 170
2.3 Registro de velocidad de disparo.
En el registro de velocidad de disparo, una pequeña cantidad (disparo) de
trazador es eyectado desde la herramienta de registro, y se mide el tiempo
requerido por el trazador para viajar entre los puntos de detección. En la mayoría
de los casos, el tiempo de tránsito medido es el tiempo de viaje entre los dos
sensores de rayos gamma que envían señales de intensidad de rayos gamma
conforme el trazador se mueve entre ellos. La figura 8, muestra la respuesta típica
de un disparo de velocidad para dos detectores de rayos gamma.
Figura 8. Respuesta típica de la velocidad de disparo.
Algunos operadores han corrido un registro de velocidad de disparo usando
solamente un detector de rayos gamma y midiendo el tiempo entre la eyección del
trazador y el arribo al detector de rayos gamma. Dado que se requirió cierto
tiempo para eyectar el trazador, esta técnica es menos exacta que la aproximación
de dos detectores de rayos gamma. Por esta razón la mayoría de los operadores
∆∆∆∆tpp ∆∆∆∆tle
Tiempo (2 seg/div)
Detector de cima 4555
Detector de fondo 4570
Tiempo de reacción = 12 seg
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usa dos detectores para medir el tiempo de tránsito. Otra variación del registro de
velocidad de disparo es el análisis del bache calculado con el método de Ford9. En
esta técnica, un bache sencillo de trazador es expulsado en la parte superior del
pozo. El bache de trazador se registra repetidamente conforme se mueve hacia
abajo en el agujero, anotando el tiempo de tránsito entre cada medición del
trazador. Las velocidades del fluido se calculan a partir de esos tiempos de viaje.
El análisis del bache calculado se realiza como parte del registro de pérdida de
trazador utilizando la medición del tiempo en el cual cada pico de trazador se
detecta mientras se corre el registro.
Figura 9. Distorsión del bache de trazador por movimientos de la
herramienta.
Con la mayoría de las herramientas de registro de trazador, el espaciamiento entre
detectores se puede variar y agregar o remover secciones en blanco de la
herramienta. Generalmente es deseable usar el espaciamiento más pequeño
posible mientras permita un tiempo de tránsito suficiente entre detectores para una
exacta medición del tiempo de tránsito en la parte del pozo con mayor gasto. A
menor espaciamiento entre detectores, se tendrá mejor resolución de la
Posición de los
detectores
Z1
Z2
VT
lm
Vs
ls
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herramienta. En la práctica se usan espaciamientos entre detectores de 1 a 20
pies (0.3 a 6.1 m).
2.3.1 Análisis del registro de velocidad de disparo.
En el análisis del registro de velocidad del disparo, la velocidad del fluido se
calcula a partir del tiempo requerido por el bache de trazador para moverse entre
dos detectores de acuerdo a
t
Lv f
∆= (21)
En donde fv = velocidad del fluido, L =espaciamiento entre detectores, t∆ =tiempo
de tránsito. Si la velocidad calculada se considera como la velocidad promedio, el
gasto volumétrico está dado por
t
Lddq Teci
∆
−=
4
)( 22π (22)
En donde fq = gasto volumétrico, cid =diámetro interno de la TR, Ted =diámetro
externo de la herramienta de registro.
Taylor10 mostró que la concentración pico de trazador en flujo turbulento
para un tubo circular se mueve con una velocidad promedio ( )wAq / . Aris11 hizo
extensivo este resultado a otras geometrías de flujo. Si el t∆ medido del registro
de la velocidad de disparo es un tiempo de tránsito de pico a pico ( )ppt∆ , este
tiempo de tránsito puede usarse directamente en la ecuación anterior para calcular
el gasto volumétrico. A menudo sin embargo, el tiempo de tránsito medido a partir
del registro de velocidad de disparo es el tiempo entre llegadas del margen
principal del bache de trazador en los detectores ( )let∆ . Este tiempo de llegada se
mide entre los puntos donde la intensidad de rayos gamma se desvía de la línea
base. Debido a que el margen principal del bache de trazador se mueve a la
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máxima velocidad de flujo, un gasto volumétrico calculado a partir de let∆ debe
corregirse por la diferencia entre la velocidad máxima y la promedio. Así
( )B
t
Lddq
le
Teci
∆
−=
4
22π (23)
En donde
maxv
vB = (24)
Knudsen y Katz12 mostraron que el factor de corrección, B, es
aproximadamente 0.88 en flujo turbulento anular. Este factor variará con el número
de Reynolds y la geometría de flujo (es decir la desviación de la posición de la
herramienta con respecto a la línea central de la tubería). B puede estimarse a
partir del registro de velocidad de disparo por la comparación de ppt∆ con let∆ por
lo que
pp
le
t
tB
∆
∆= (25)
Si el área de la sección transversal del pozo es constante y el factor de
corrección del perfil de velocidades, B, se supone constante a lo largo del pozo,
entonces todas las cantidades excepto t∆ en el lado derecho de la ecuación son
constantes, y el gasto a cualquier profundidad es inversamente proporcional al
tiempo de tránsito. Así, la fracción del flujo total a cualquier profundidad se puede
calcular como
i
i
t
t
q
q
∆
∆= 100
100
(26)
Donde iq y it∆ son el gasto y el tiempo de tránsito para la profundidad i
respectivamente y 100q y 100t∆ son el gasto y el tiempo de tránsito medidos arriba
de la salida del fluido, respectivamente.
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Hill y Solares13 investigaron otras dos mediciones de tiempo de tránsito que
se ocupan algunas veces: arribat∆ la diferencia de tiempo entre puntos formada por
la intersección de dos tangentes a los perfiles de intensidad de rayos gamma en
cada detector, y abajot∆ , la diferencia en tiempos entre puntos de intersección de la
línea base de rayos gamma con las tangentes del lado corriente arriba del perfil de
rayos gamma.
2.4. Colocación del trazador.
Los registros de pérdida de trazador y de velocidad de disparo están
afectados por la distribución del trazador en el fluido dentro del pozo, un registro
de pérdida de trazador depende de la distribución uniforme del trazador en el
fluido transportador, mientras que el registro de velocidad de disparo requiere un
pulso de trazador diferente para resultados exactos. Así, la manera en la cual el
trazador se coloca en la corriente de fluido es una consideración importante en el
registro de trazador radiactivo. Con la mayoría de las herramientas actuales, el
trazador se expulsa desde un puerto, perpendicularmente dentro de la corriente de
fluido; siendo la duración de la expulsión del trazador el único control que se tiene
sobre la colocación del trazador. Además, si la herramienta de registro no está
centrada, el puerto de expulsión podría estar contra la pared de la TR, dejando un
bache de trazador mal distribuido. Estudios para flujos laminar y turbulento
mostraron que la colocación del trazador puede tener un efecto importante en la
calidad del registro de trazador.
A partir de observaciones de la colocación del trazador en flujo laminar,
Akers14 encontró que dependiendo del momento en que se expulsa el trazador, la
distribución inicial del trazador en el pozo puede variar desde un flujo suavizado a
un lado de la herramienta de registro hasta una nube de trazador que impacte y
rebote en la pared de la TR, figura 10. Para el registro de velocidad de disparo, el
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comportamiento óptimo sería el caso intermedio, en donde el total del trazador se
coloca en el centro del espacio anular entre la TP y la TR. Colocando la mayoría
de trazador en la zona de mayor velocidad de la corriente manteniendo el bache
de trazador más nítido.
Akers y Hill15 reportaron los efectos de cuatro parámetros en la colocación
del trazador (1) la velocidad de expulsión, (2) el tiempo de disparo, (3) el tamaño
de la tobera o inyector y (4) la velocidad del fluido en el pozo. Hill y col.16
extendieron este trabajo para incluir la expulsión del trazador dentro de una
corriente de flujo turbulento. Los resultados que obtuvieron muestran que con una
herramienta que permite el control del gasto y duración de la expulsión, la
colocación del trazador puede optimizarse para arrojar mejores resultados en el
registro de velocidad de disparo.
Figura 10. Tres tipos de colocación del trazador14
Pa r ed de l a TR
Puerto de expulsión
Pared de la herramienta
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2.5 Guía para interpretar y correr registros de trazador radiactivo.
Cuando se corren y se interpretan adecuadamente, los registros de
trazador radiactivo son confiables para determinar perfiles de inyección. Sin
embargo, muchos problemas deben ser eludidos para obtener un buen registro de
trazador radiactivo.
2.5.1 Guía para correr e interpretar un registro de pérdida de trazador.
1. Antes de que el registro de pérdida de trazador sea corrido, se debe correr
un registro de línea base de rayos gamma, este registro de línea base se
debe correr con alta sensibilidad para ayudar a distinguir picos secundarios
en el registro de pérdida de trazador.
2. Si es posible, cuando se corra un registro de pérdida de trazador, el bache
de trazador deberá registrarse dos o tres veces antes de que alcance la
primera zona de salida de fluido. Promediando las áreas del bache
registrado arriba de la salida de fluido, se puede obtener un mejor estimado
del área inicial del bache. Esto es importante porque el resto del análisis
está basado en el área inicial del bache.
3. Cuando se registra hacia arriba un bache de trazador, la herramienta
deberá pasar completamente a través del bache de trazador y continuar
hacia arriba una cierta distancia para localizar cualquier pico secundario
que indique canalizaciones.
4. El movimiento de un pico secundario en el registro de pérdida de trazador
es evidencia concluyente de un segundo patrón de flujo. Este patrón podría
ser un canal o la presencia de flujo vertical en la formación cerca del pozo,
cuando la permeabilidad vertical del yacimiento es alta. El pico secundario,
no puede analizarse para determinar el gasto en el canal.
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5. El método del área deberá usarse para analizar un registro de trazador. El
área del bache del trazador deberá determinarse por planimetría o un
método de exactitud similar. Aproximaciones con triángulos del bache del
trazador para determinar áreas puede introducir errores bastante
significativos.
6. Un registro de pérdida de trazador, no es un medio exacto de obtener un
perfil de inyección. Deberá usarse como una guía principalmente para las
corridas subsecuentes de registro de velocidad de disparo.
7. Los tiempos cuando los picos del trazador son registrados deberán ser
grabados tal que se pueda realizar un cálculo de análisis de bache
2.5.2 Guía para corre e interpretar un registro de velocidad de disparo.
1. Cuando se corre un registro de velocidad de disparo, el detector deberá
estar espaciado tan cerca como sea posible, mientras se mantenga una
medición exacta del tiempo de tránsito en la porción de mayor velocidad del
pozo. Con herramientas de trazador típicas, se recomienda un
espaciamiento de 10 segundos de tiempo de tránsito arriba de las
perforaciones.
2. Unos pocos disparos deberán hacerse inicialmente para determinar el
tamaño del disparo (y el gasto de eyección, si es variable) que dará un pico
claro en el primer arribo en ambos detectores de rayos gamma.
3. Arriba de las perforaciones, se deben correr varios disparos de velocidad.
Si los tiempos de tránsito no son iguales, indican algún problema
(herramienta, gasto de inyección variable, o sección transversal del pozo
variable).
4. El registro de velocidad de disparo se debe usar con cautela en pozos con
áreas de sección transversal variable. Un registro de calibración es
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necesario en este caso para determinar en donde correr el registro de
velocidad de disparo e interpretarlo.
5. En regiones de alta pérdida de fluido, los disparos de velocidad deberán
realizarse muy cercanos. Traslapar disparos de manera que el método de
intervalo pueda aplicarse para mejorar la resolución en esas regiones.
6. En flujo laminar, particularmente con fluidos viscosos, la colocación del
trazador es crítica para la calidad del registro. Si se obtienen resultados
pobres con herramientas convencionales, herramientas especiales como la
de brazos balanceados podría mejorar los resultados.
7. Un valor diferente de max/ vv en las porciones de flujo laminar del pozo
comparado con las secciones de flujo turbulento deberá usarse en la
interpretación del registro.
8. Arriba de las salidas de fluido, deberá calcularse el gasto absoluto, no solo
el porcentaje de fluido, a partir del registro de velocidad de disparo. Una
gran discrepancia entre el gasto calculado y el gasto de superficie indica
que (1) hubo un error de medición, (2) el gasto de inyección ha cambiado,
(3) el área de sección transversal del pozo es diferente de la supuesta, o (4)
está ocurriendo una fuga en la TP.
9. Uno de los dos tiempos de tránsito: límite-prominente o pico-a-pico, puede
usarse para interpretar el registro de velocidad de disparo con una exactitud
similar si ambos pueden leerse del registro con la misma exactitud.
10. Sin traslapar disparos, la resolución del registro de velocidad de disparo es
de aproximadamente dos veces el espaciamiento entre detectores. Cuando
los disparos se traslapan tal que el método del intervalo puede aplicarse, la
resolución en profundidad se mejora en aproximadamente dos veces la
longitud del intervalo. El interpretador del registro debe tener en mente que
las zonas de pérdida de fluido podrían desplazarse en profundidad esta
cantidad y no leer demasiado en las zonas de pérdida de fluido.
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11. La resolución de la profundidad puede mejorarse a través de la cuidadosa
asignación de ésta. La velocidad obtenida de un disparo con la herramienta
de registro justo arriba de los disparos deberá asignarse a la localización
del detector del fondo. La velocidad obtenida con un disparo de la
herramienta de registro justo debajo de los disparos deberá asignarse a la
localización del detector de la cima. Cuando la herramienta de registro está
frente a los disparos, la velocidad deberá asignarse a la profundidad media
entre los detectores.
2.6 Recomendaciones generales.
1. Cuando sea posible, las herramientas de registro deberán estar centradas,
así el trazador no será eyectado directamente contra la pared de la TR.
Esto es importante para los registros de velocidad de disparo.
2. Un registro de trazador radiactivo deberá incluir un diagrama del pozo, un
esquema de la herramienta, las condiciones superficiales del pozo y una
tabulación de la carta de velocidades usada (es decir cuántos segundos por
división en el manejo del tiempo). El registro deberá proveer toda la
información necesaria para un análisis completo e independiente.
3. Resultados anómalos, tales como un gasto decreciente, y luego
incrementándose más abajo, deberá ser presentado sin suavizar en el
registro interpretado. Tales resultados están mostrando un efecto físico real
o dando indicadores de la calidad del registro.
4. Las canalizaciones se indican a veces por las grandes diferencias entre el
perfil determinado con el registro de pérdida de trazador y el determinado
por el registro de la velocidad de disparo. Cuando el registro de pérdida de
trazador muestra un gasto mucho más alto a ciertas profundidades que el
de disparo de velocidad, el flujo fuera de la TR puede explicar esa
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discrepancia. Sin embargo, la interpretación deberá ser aplicada con
cautela debido a la inexactitud del registro de pérdida de trazador.
5. El registro de dos pulsos podría ser preferible a un registro de pérdida de
trazador, especialmente en pozos con áreas de sección transversal
variable.
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3. Registro de molinete hidráulico.
El registro de molinete hidráulico es una hélice colocada en el pozo para
medir la velocidad del fluido en la misma manera que un medidor de turbina mide
el gasto en una tubería. Como un medidor de turbina, la fuerza de los fluidos
moviéndose causa que la hélice gire. La velocidad rotacional de la hélice se
considera linealmente proporcional a la velocidad del fluido, y un dispositivo
electrónico se incorpora dentro de la herramienta para monitorear la velocidad
rotacional y la dirección. Una diferencia significativa entre la hélice medidora de
flujo y la turbina de medición es que el impulsor de la hélice no abarca toda la
sección transversal al flujo, mientras el impulsor de la turbina si lo hace, con un
pequeño claro entre la hélice y la pared de la tubería.
Durante los años 40’s y 50’s se hicieron varios intentos para adaptar las
técnicas de medición superficial a la medición de perfiles de flujo dentro del pozo.
El medidor de hélice surgió gradualmente como el más versátil y confiable de
estos dispositivos para medir la velocidad de los fluidos dentro del pozo. El primer
medidor de hélice tenía un empacador o dispositivo deflector (llamado trampa de
fluidos) para dirigir todos o la mayoría de los fluidos a pasar por el propulsor. Estos
desaparecieron gradualmente, probablemente debido a los problemas
operacionales que causaban y debido a las reducciones en la presencia de la
fricción en los medidores de hélice. Curiosamente, los medidores de flujo del tipo
con deflector, han tenido una resurgencia en años recientes, dados las ventajas
que ofrecen en el flujo multifásico.
En realidad correr un registro de medidor de flujo de hélice deberá dar un
perfil de flujo confiable para el caso de flujo de una sola fase y un pozo de
diámetro constante. El medidor de flujo de hélice; sin embargo, es susceptible a
problemas mecánicos y la calidad del registro depende fuertemente del
procedimiento de registro y del cuidado al tomar el registro. Si el área de la
sección transversal del pozo es variable, como sucede en un pozo terminado en
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agujero descubierto, se necesita un registro de calibración para interpretarlo. En
flujo multifásico, un registro de molinete es un registro muy pobre, aunque en
algunas instancias trabaja bien.
3.1 Herramientas y operaciones.
Dos diseños de molinete hidráulico – tipo helicoidal y tipo álabe –
prevalecen. El más común es el helicoidal, el cual es más largo que ancho, con un
aspa variable. La hélice está alojada en una jaula que se extiende del cuerpo
principal de la herramienta para permitir que el fluido pase y choque contra el
molinete. La hélice del molinete está suspendida usualmente en cojinetes para
permitir rotación con poca fricción.
El molinete de agujero completo de Schlumberger, un molinete de tipo de
álabe, tiene cuatro aspas metálicas que se retractan mecánicamente a un
diámetro de herramienta de 1 11/16 pg (4.3 cm) para correr en la TP. Cuando la
herramienta entra a diámetros mayores, un resorte de acción extiende las aspas y
el centralizador se abre, quedando la herramienta lista para operación. Mediante
este mecanismo el molinete de agujero completo es capaz de muestrear una
mayor porción del pozo que el molinete helicoidal cuyo tamaño está restringido por
el tamaño de la TP.
Los molinetes con deflector tales como el molinete de canasta de Atlas
Wireline Services, figura 11, tiene un embudo o algún otro dispositivo para dirigir el
flujo hacia el molinete localizado adentro de la herramienta. Los molinetes con
deflector tienen ventajas sobre los molinetes normales en el caso de pozos con
poco gasto y en algunas aplicaciones de flujo multifásico.
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Figura 11. Molinete de canasta de Atlas Wireline Services14
El molinete debe contar con algún dispositivo para medir la velocidad rotacional.
Un método común es empotrar un pequeño magneto en la flecha del impulsor; se
generan pulsos electrónicos conforme el magneto pasa por el interruptor que
rodea a la flecha del impulsor. Tres a ocho pulsos son generados por cada
rotación del molinete y se cuentan por la electrónica de superficie para dar la
velocidad del molinete. Algunos molinetes pueden indicar la dirección de la
rotación, discriminando la dirección por altura (amplitud) o por polaridad. En una
situación normal, donde fluye una sola fase, percibir la dirección del flujo aunque
no es requerido es útil en la interpretación del registro. En flujo multifásico en
donde unos fluidos pueden moverse hacía arriba y abajo simultáneamente, y en
ciertas instancias especiales, tales como detectar flujo cruzado en un pozo
cerrado, la habilidad para percibir la dirección de rotación del molinete y por tanto
Dirección de la producción
Canasta del molinete
Molinete
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la dirección en que se mueve el fluido puede ser muy importante en la
interpretación del registro.
3.2 Aspectos a considerar al correr un registro de molinete.
Se debe ser muy cuidadoso al correr un registro de molinete hidráulico para
asegurar la calidad de los datos. La herramienta debe verificarse antes de tomar el
registro, las condiciones del pozo deben ser adecuadas para utilizar un molinete
hidráulico y el registro debe tomarse correctamente.
La compañía de registro es obviamente la indicada de proporcionar una
herramienta que está en buen estado para trabajar. No obstante, se debe verificar
que el molinete se pruebe en el sitio antes de correrlo.
3.2.1 Operación de la herramienta.
Verificar que el molinete gire libremente, ya que la fricción del molinete
agrega no linealidades a la respuesta. Un molinete helicoidal típico está
suspendido entre cojinetes, uno de los cuales es ajustable. Los cojinetes deberán
estar ajustados de modo que las aspas del molinete giren con la mínima fricción
posible sin que el aspa del molinete tambalee. El molinete deberá girar libremente
sin tambalear cuando se le sopla suavemente. Los cojinetes deberán
inspeccionarse antes de tomar el registro para asegurarse que están limpios e
íntegros. Estas verificaciones de la operación de la herramienta deberán hacerse
en el taller, pero deberán repetirse en el sitio del pozo antes de correr el registro.
3.2.2 Electrónica de superficie.
Esto puede verificarse fácilmente girando el impulsor en la superficie y
observando la respuesta. El operador deberá decidir antes de correr un registro de
medición de flujo, si las condiciones del pozo son tales que se pueda esperar
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información útil. Deberá considerar (1) gasto aproximadamente constante, (2)
suficiente gasto, (3) condiciones físicas del pozo, y (4) producción de sólidos.
3.2.3 Gasto constante.
Mantener un gasto aproximadamente constante tanto como sea posible
mientras se corre el registro de molinete. Esta condición parece simple realizarla,
pero no siempre es el caso (es decir: cuando la inyección proviene de un múltiple
común con varios pozos, cuando la producción va a un colector múltiple, o cuando
el pozo ha estado cerrado por algún tiempo antes de correr el registro). Verificar la
estabilidad de las condiciones del pozo durante el registro repitiendo algunas
mediciones en la parte superior del pozo, arriba de los disparos. Si es posible,
colocar un medidor de superficie durante el registro para tener una medición
independiente del gasto.
3.2.4 Gasto suficiente.
El gasto debe ser lo suficientemente alto, para que el flujo sea turbulento en
todo el pozo. A gastos muy bajos, la respuesta del molinete no es lineal y su
interpretación no es fácil. Cuando el molinete hidráulico se corre dinámicamente
(la herramienta de registro se está moviendo), la velocidad del fluido debe ser
suficientemente grande comparada con la velocidad de la herramienta para
proveer una buena resolución. La velocidad del fluido deberá contribuir
suficientemente para ser reconocible arriba del nivel de la señal de ruido
proveniente del movimiento de la herramienta. En el caso de pozo con gasto bajo
aunque se puede obtener respuesta del molinete moviendo la herramienta, la
sensibilidad a la velocidad del fluido del pozo puede ser baja.
3.2.5 Condiciones físicas del pozo.
La interpretación del registro de molinete hidráulico está basada en un área
de sección transversal constante. No use molinete hidráulico en algunos pozos
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terminados en agujero descubierto u otras terminaciones irregulares. Cuando se
corre en agujero descubierto es esencial acompañarlo de un registro de
calibración para interpretar el registro de molinete.
3.2.6 Producción de arena.
Cuando el molinete se usa en pozos que producen en una fase, tales como
pozos de gas o pozos inyectores, la producción debe estar libre de la entrada de
partículas que obstruyan o atasquen los cojinetes del molinete. En cualquier pozo,
se necesitan fluidos limpios para la operación apropiada del molinete. Con
molinetes que usan un dispositivo magnético para medir las rotaciones, algunas
partículas magnéticas como óxido y otras pueden adherirse alrededor de la flecha,
reduciendo la respuesta y cambiándola durante el curso de la corrida del registro.
3.3 Interpretación del registro de molinete.
La interpretación de los registros de molinete está basada en que la
respuesta del molinete es una función lineal de la velocidad del fluido. En corridas
dinámicas se considera que las velocidades del fluido y de la herramienta son
aditivas, de modo que la velocidad efectiva está dada por:
Tfe vvv += (27)
Para esta ecuación se requiere una convención de signo, suponemos que fv es
positiva. Tv , también es positiva cuando fv y Tv están en direcciones opuestas y
es negativo cuando la herramienta y el fluido se mueven en la misma dirección, en
la figura 12 se ilustra esta convención.
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Figura 12. Adición de las velocidades de la herramienta y del fluido
En este ejemplo la velocidad del fluido es 60 pies/min hacia abajo, en la
figura 10(a) la herramienta se mueve a 40 pies/min hacia arriba, por lo que la
velocidad efectiva vista por el molinete es:
min/100min)/40(min/60 piepiepieve +=+++= (28)
Cuando la herramienta se mueve en la misma dirección que el fluido, la
velocidad efectiva es:
min/20min)/40(min/60 piepiepieve +=−++= (29)
Finalmente si la herramienta se mueve hacia abajo a una velocidad mayor
que el fluido se tiene:
min/20min)/80(min/60 piepiepieve −=−++= (30)
El cambio en el signo de la velocidad efectiva, indica que la velocidad
efectiva es ahora en dirección hacia arriba, el molinete podría girar en la dirección
contraria en las primeras dos instancias.
La respuesta del molinete a la velocidad efectiva será lineal para valores
altos de ev . A velocidades más bajas, la respuesta del molinete caerá hasta
Vf=60 pie/min Vf=60 pie/min Vf=60 pie/min
VT=40 pie/min VT=-40 pie/min
Ve=100 pie/min
(a)
Ve=20 pie/min
(b)
Ve=-20 pie/min
(c)
VT=-80 pie/min
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alguna velocidad, cuando el molinete deje de girar; como lo muestra la línea sólida
en la figura 13:
Figura 13. Respuesta del molinete a la velocidad efectiva
En la interpretación del registro, la porción lineal de la curva de respuesta
se extrapola hasta la línea de cero en la respuesta del molinete; la intercepción de
la línea extrapolada sobre el eje de velocidad efectiva se le llama nivel mínimo de
velocidad tv .
Al nivel mínimo de velocidad algunas veces se le refiere como velocidad de
desviación y es la velocidad mínima hipotética requerida para iniciar la rotación del
molinete, si la respuesta es totalmente lineal, la respuesta del molinete se puede
escribir como:
)( )( tetep vvvvmf >−= (31)
y
)( )( teten vvvvmf −<+= (32)
ve, Velocidad efectiva
Respuesta del molinete (rev/seg)
vt vt
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Las dos pendientes, pm y nm generalmente no son iguales debido a que el
cuerpo de la herramienta protege al molinete cuando la dirección neta del flujo es
hacia arriba. pm y nm no están sin embargo, absolutamente relacionados con la
dirección de rotación. En algunas herramientas, la señal del molinete se compensa
electrónicamente para dar la misma respuesta a la rotación del molinete en
cualquier dirección. Es una práctica buena hacer unas corridas con el molinete
para determinar pm y nm sin ambigüedad cuando el pozo está cerrado.
Las pendientes pm y nm serán menores que la pendiente de respuesta
ideal calculada a partir del balanceo del molinete debido a la fricción y a la
viscosidad del fluido. Cuando se usa una línea recta ajustada a la respuesta del
molinete, la dependencia no lineal de la velocidad del fluido que surge del arrastre
por fricción y viscoso es despreciable. El nivel mínimo de velocidad también se
incrementa conforme se incrementan el arrastre por fricción y de viscosidad
debido a que la respuesta del molinete está decreciendo.
Los valores típicos de las pendientes de respuesta son de 0.04 a 0.05
(rev/seg)/ (pie/min) para muchos molinetes modernos, mientras que los niveles de
velocidad mínima son de 3 a 6 pie/min en líquidos y de 12 a 15 pie/min en gases.
La mayor velocidad en gas se debe a la baja densidad del gas y a la alta velocidad
del medio.
La respuesta lineal a la velocidad efectiva dada por las ecuaciones (31) y
(32) es la base para todas las interpretaciones cuantitativas del registro de
molinete.
3.4 Guía para interpretar y correr registros de molinete.
La corrida e interpretación apropiada del registro de molinete proveerá un perfil de
flujo confiable para un pozo con flujo de una sola fase. A continuación se explicará
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el método de pasadas múltiples y posteriormente se examinará el método de
interpretación basado en estas respuestas.
3.4.1 Método de múltiples pasadas.
El método de múltiples pasadas o método de calibración in-situ es la
técnica más exacta de evaluación del molinete hidráulico debido a que la
respuesta característica del molinete se determina a condiciones del sitio. Como el
nombre implica, varias pasadas en el pozo a diferentes velocidades y direcciones
son necesarias para aplicar este método. Deben existir condiciones estables en el
pozo durante todas las pasadas de registro para que el método sea aplicado.
El método de interpretación de múltiples pasadas, está basado en la respuesta
lineal del molinete,
)( tTfp vvvmf −+= (33)
Resolviendo para la velocidad del fluido, fv , cuando la velocidad de la herramienta
es cero, se tiene
t
p
f vm
fv += 0 (34)
en donde =0f la intersección de la curva de respuesta con el eje en 0=Tv . Así,
la línea de respuesta ( tv y pm ) se determina mediante múltiples pasadas del
molinete, la velocidad del fluido puede calcularse de la intersección de la curva de
respuesta en 0=Tv . Alternativamente, si f se fija en cero en la ecuación de
respuesta del molinete, la velocidad del fluido es:
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tTf vvv +−= 0 (35)
La intersección de la curva de respuesta con el eje de la velocidad del cable
se puede usar para determinar la velocidad del fluido.
El paso final de la interpretación es convertir la velocidad del fluido a gasto
volumétrico. La velocidad medida por el molinete, si está centrado, estará sesgado
hacia la máxima velocidad en el centro de la tubería. Esta velocidad debe
convertirse a una velocidad promedio al multiplicarla por el cociente maxv
v , el cual
para flujo turbulento es de 0.83 aproximadamente. Así a cada estación,
fwvBAq = (36)
donde q = gasto volumétrico, wA = área transversal del agujero, B = factor de
corrección del perfil de velocidades y fv =velocidad del fluido a partir de la
interpretación de las múltiples pasadas.
Como ilustración considere la respuesta del molinete a la velocidad del
cable para una velocidad de fluido dada (60 pie/min [18 m/min]), en la tabla 1 y
mostrada en la figura 14:
Velocidad del cable
(pie/min)
Velocidad efectiva
(pie/min)
Respuesta del molinete
(rev/seg)
+40 +100 3.6
+20 +80 2.8
0 +60 2.0
-40 +20 0.4
-80 -20 -0.4
-120 -60 -2.0
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Como se puede ver en la figura, la respuesta del molinete se define por dos
líneas, una para respuestas positivas y otra para respuestas negativas.
Calculando las pendientes de estas líneas se tiene un valor de 0.04
(rev/seg)/(pie/min) para ambas, nm y pm , que son iguales en este ejemplo,
aunque a menudo suelen ser diferentes. Las intersecciones de las dos líneas de
respuesta sobre el eje de la velocidad del cable arrojan un nivel mínimo de
velocidad, tal
tTnTp vvv 2)( =− (37)
en donde Tpv y Tnv son las intersecciones positiva y negativa de la respuesta del
molinete con el eje f =0, respectivamente. Esta ecuación se obtiene al sustituir
f =0 en la respuesta positiva y negativa del molinete y sustraer una de otra. En el
ejemplo se encuentra igual a 10 pie/min[3 m/min].
Debido a que la velocidad del umbral se encuentra tomando la diferencia
entre las dos líneas tomadas experimentalmente, es muy sensible a cualquier
error o fluctuación en la respuesta del molinete. Si el gasto del pozo no es estable
o el efecto del flujo de dos fases causa una respuesta ruidosa del molinete, la
velocidad del umbral no se puede determinar exactamente de la manera antes
descrita. En estas circunstancias la velocidad del umbral podría determinarse
registrando en el agujero de ratón o con el pozo cerrado. Sin embargo en un pozo
con producción de gas esta técnica arrojará más bien la velocidad del umbral en el
líquido, la cual es significativamente diferente a esa en el gas. Sin embargo, la
velocidad del umbral es obtenida y deberá ser comparada con la velocidad
proporcionada por el proveedor de la herramienta; si es muy superior a la
esperada el molinete está fallando con escombros o las partes no están ajustadas
adecuadamente.
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Para aplicar el método de múltiples pasadas, las corridas de registro deben
hacerse a velocidades de cable lo suficientemente diferentes para definir ambas
líneas de respuesta, las positivas y las negativas (al menos se necesitan dos
respuestas positivas y dos negativas). La velocidad de cable usada deberá ser lo
suficientemente diferente para proporcionar gran amplitud de datos. Una diferencia
de 30 pie/min [9 m/min] entre cada pasada es una práctica razonable dentro de la
acción de restringir la velocidad de registro. Al registrar un pozo el método de
múltiples pasadas se aplica a un cierto número de localizaciones de profundidad o
estaciones del pozo. En cada estación la línea de respuesta de pendiente pm y la
velocidad del umbral tv se determinan (si es posible) y la velocidad del fluido se
calcula a partir de la intercepción de la respuesta en 0=Tv en la ecuación (34) o a
partir de la intercepción de la línea de respuesta en 0=f con la ecuación (35).
Los pasos en el método de múltiples pasadas se resumen a continuación:
1. Seleccionar las estaciones (localizar las profundidades) en las cuales serán
calculados los gastos (como mínimo, seleccionar una estación entre cada
uno de los intervalos perforados).
2. Leer las respuestas del molinete hidráulico a diferentes velocidades del
cable para cada estación.
3. Para cada estación, graficar f vs Tv (velocidad del cable).
4. Calcular la pendiente, pm o nm , para cada respuesta.
5. Para cada estación en donde ocurren respuestas positivas y negativas del
molinete, determinar la velocidad del umbral, tv con la ecuación (37).
6. Calcular fv en cada estación aplicando las ecuaciones (34) o (35).
7. Convertir las velocidades del fluido a gastos volumétricos con la ecuación
(36).
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y = 0.04x + 2
y = 0.04x + 2.8
-2
0
2
4
6
-120 -80 -40 0 40 80
Velocidad del cable (pie/min)
Res
pu
esta
del
mo
linet
e (r
ev/s
eg)
2vt
Figura 14. Cálculo del valor de las pendientes.
Algunos aspectos relacionados con la corrida del molinete son:
1. Las condiciones del pozo deben ser adecuadas para el molinete. Como
mínimo, los fluidos del pozo deberán estar limpios (sin entrada de sólidos),
y el gasto deberá ser tan estable como sea posible.
2. Los efectos del flujo multifásico a menudo inutilizan al molinete. A menos
que la corriente de flujo multifásico sea grande, se necesitan otros
dispositivos para medir la velocidad.
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3. Un molinete hidráulico debe verificarse minuciosamente en la superficie
antes de correrlo en el pozo. El impulsor deberá rotar libremente y toda la
electrónica deberá operar como se espera.
4. El molinete siempre se correrá centralizado.
5. Múltiples pasadas a diferentes velocidades de cable y en ambas
direcciones, hacia arriba y abajo deberán realizarse a través de las zonas
de interés.
6. Se deberán hacer lecturas estacionarias a diferentes localizaciones dentro
del pozo.
7. Es necesario un registro de calibración si la sección transversal del pozo no
es constante.
8. La repetición de corridas deberá hacerse siempre para asegurar la
estabilidad del pozo y el comportamiento de la herramienta.
3.4.2 Interpretación del registro de molinete hidráulico.
1. El método múltiple de interpretación deberá usarse siempre que existan
longitudes significativas del pozo sin salida de fluido.
2. La interpretación de dos pasadas es útil para visualizar la intensificación de
la respuesta del molinete. El método de múltiples pasadas deberá aplicarse
para confirmar la interpretación de dos pasadas.
3. La interpretación de una sola pasada no es recomendable.
4. El gasto volumétrico arriba de todas las zonas que toman o producen fluido
deberá calcularse a partir del registro y compararse con las condiciones de
flujo en la superficie.
5. Las características de las respuestas del molinete obtenidas a partir de la
interpretación del registro, tales como la pendiente de respuesta y la
velocidad mínima, deberán estar cercanas a las predichas por el proveedor
de la herramienta.
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6. Las mediciones estacionarias son útiles, particularmente en terminaciones
en agujero descubierto, en donde las entradas de fluido podrían estar
dispersas a lo largo de toda la terminación.
3.5. Molinete de nueva generación.
Esta herramienta consta de varios molinetes y puede ser utilizada en pozos
horizontales y altamente desviados. Sobre uno de los lados de la herramienta
retráctil, se encuentran varios pequeños molinetes diseñados para medir el perfil
de velocidad del fluido. La herramienta se corre en posición excéntrica a la tubería,
recostada en la parte inferior del pozo, con el brazo extendido en forma vertical
sobre la línea del diámetro hasta alcanzar la parte superior. Esta funcionalidad se
utiliza también para calibrar el pozo, proporcionando de esta manera el valor del
área utilizado en los cálculos para determinar los gastos. Debido a que la
herramienta puede medir el perfil de velocidad en la sección transversal de la
tubería, puede medir variaciones que los molinetes normales no pueden detectar.
Proporciona mediciones de regímenes de flujo mixto o segregado, pudiendo
detectar en ocasiones contraflujo o recirculación de agua.
En la figura 15 se presenta un esquema del funcionamiento de la
herramienta. El molinete tradicional se ubica en el centro de la tubería y recibe la
influencia de las tres fases de flujo que hay en el pozo. Debido a la posición
horizontal, las fases se desplazan a diferentes velocidades. El molinete tradicional
leerá la fase en la que se encuentre mayormente sumergido, afectando su lectura
por la influencia de las otras dos fases. El resultado será una velocidad que no
corresponda a ninguna de las fases, por lo que no puede ser interpretado.
En la herramienta de nueva generación, lado derecho de la figura 13, los
pequeños molinetes se encuentran mejor colocados a lo largo de la sección
transversal, tomando lecturas más representativas de la velocidad en ese punto.
En este caso el resultado puede ser interpretado.
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Adicionalmente, se puede utilizar junto con esta herramienta, un
gradiomanómetro de nueva generación, para medir el colgamiento de líquido y la
parte correspondiente al flujo de agua.
Figura 15. Comparación del área de lectura de los molinetes tradicional y de
nueva generación. Diagrama cortesía de la compañía Schlumberger.
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4. Gradiomanómetro
El gradiomanómetro es un dispositivo utilizado para medir la densidad promedio
de los fluidos contenidos en una longitud fija dentro de un pozo, ubicada entre dos
membranas sensibles a la presión, sin considerar la distribución de los fluidos del
pozo. La medición es registrada en función de la profundidad y se conoce como
gravedad específica. La curva registrada representa el perfil de la gravedad
específica de los fluidos dentro del pozo, para las condiciones bajo las cuales se
realizó la medición. Las lecturas deben ser corregidas para considerar los efectos
de la desviación del pozo, componentes de fricción y cinéticos. En la figura 16 se
presenta un diagrama esquemático de la herramienta.
Figura 16. Esquema de un gradiomanómetro, cortesía de la Compañía
Schlumberger.
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Su uso está enfocado a determinar en forma cualitativa el tipo de fluido a
determinada profundidad. Esto es útil para detectar por ejemplo la presencia de
agua saliendo por la parte inferior de un intervalo productor o gas por la parte
superior. El registro de molinete detectará flujo en la formación, pero no podrá
discriminar qué tipo de fluido está saliendo. El gradiomanómetro puede detectar
cambios en la densidad de la mezcla, por lo que dependiendo de las lecturas, se
determina qué tipo de fluido se está produciendo.
Debido a que el gradiomanómetro no considera la distribución de los fluidos
para realizar la medición, su aplicación en pozos con flujo multifásico debe
tomarse con cierta reserva, especialmente si tiene cantidades apreciables de gas.
Asimismo, su aplicación en pozos desviados tiene ciertas limitaciones. Si el pozo
presenta flujo en una sola fase, únicamente se aplica la corrección por desviación
para obtener el valor verdadero. Sin embargo, la presencia de una segunda o
tercera fase (agua o gas) en un pozo con cierto ángulo de inclinación, podría
ocasionar algún tipo de flujo segregado. En tal caso, sería posible que la
herramienta estuviera leyendo el gradiente de la fase más pesada, mientras que la
fase más ligera pasaría por arriba sin que la herramienta lo notara.
No se debe utilizar en pozos horizontales.
4.1 Herramientas de nueva generación para determinar la densidad de los fluidos.
Existen herramientas de nueva generación, que tienen la capacidad de
discriminar las tres fases: aceite, gas libre y agua.
Una de estas herramientas basa su funcionamiento en la transmisión de un
impulso eléctrico, a partir de un emisor, y la intensidad y variación en el voltaje de
la recepción del impulso en una serie de receptores. Debido a que la facilidad en
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la transmisión se hace a través del agua, éste registro puede monitorear esta fase
con mucha precisión.
Esta herramienta presenta varias ventajas sobre el gradiomanómetro
tradicional, ya que puede ser utilizada tanto en pozos verticales como horizontales
y funciona en forma adecuada aún con la presencia de las tres fases.
En la figura 17 se puede apreciar la trayectoria de un pozo horizontal y la
detección de las fases fluyendo dentro de él. En color azul se muestra el agua,
fluyendo en forma de baches en el segmento horizontal y posteriormente,
segregándose poco antes de llegar al talón del pozo. El color verde indica el flujo
de aceite, el cual siempre aparece en la parte superior.
Figura 17. Distribución del agua dentro de un pozo horizontal. Gráfica
cortesía de la compañía Schlumberger.
Otra de las herramientas de nueva generación utiliza las propiedades
ópticas de los fluidos (índice de refracción) para diferenciar el gas de los líquidos
dentro del pozo. Dentro de la herramienta se emite una luz con una fuente LED, la
cual viaja a lo largo de una fibra óptica protegida de las condiciones que hay en el
fondo del pozo y que arriba a un receptor en forma de aguja, fabricado en zafiro.
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Cuando la luz alcanza la punta del receptor, parte de ésta se transmite a través de
los fluidos del pozo, mientras que la luz remanente es reflejada y viaja de regreso
a través de la fibra óptica. La luz reflejada pasa a través de una unión con forma
de “Y” hacia un fotodiodo receptor y es convertida en señal eléctrica. La cantidad
de reflexión depende del índice de refracción del medio (gas o líquido) y de la
forma del receptor. Éste último se diseña de tal forma que la cantidad de luz
reflejada sea mayor cuando el receptor se encuentre en el gas, que cuando se
encuentre en líquido. En el aire o gas, casi el 100% de la luz es reflejada. En los
líquidos este valor es menor al 40%. Debido a que las propiedades del gas y del
líquido son tan diferentes, es relativamente fácil distinguirlas. A pesar de que la
diferencia en la medición de este parámetro entre el agua y el aceite también es
notable, la determinación de las tres fases mediante el uso de las propiedades
ópticas no siempre es detectable a las condiciones de flujo dentro del pozo. Por
ello únicamente se aplica para diferenciar el gas del resto de las fases.
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5. Registro de ruidos
El registro de ruidos es relativamente nuevo en el área de servicios de
registro de producción. Descrito por Enright17 en 1955, el registro de ruidos no
estuvo comercialmente disponible hasta después de que McKinley18 y
colaboradores demostraron su utilidad en 1973. Un registro de ruido es
simplemente la grabación pasiva (la herramienta no genera ningún tipo de
emisión) de un sonido audible detectado por un hidrófono en el pozo. Debido a
que el sonido se genera por la turbulencia del fluido, las amplitudes altas indican
locaciones en donde los patrones de flujo desarrollan turbulencia adicional. El
movimiento del fluido a través de canales restringidos, goteo de fluido desde las
perforaciones, y el fluido pasando la sonda del registro son fenómenos que
pueden producir ruidos en el pozo y que podrían ser detectados con un registro de
ruidos. El análisis de las frecuencias del ruido medido puede distinguir entre varias
posibles causas de las amplitudes del sonido, haciendo del registro de ruidos una
poderosa herramienta para diagnóstico de pozos.
El registro de ruidos ha sido usado principalmente como un indicador
cualitativo de canalizaciones detrás de la TR, a menudo en conjunto con el registro
de temperatura.
5.1 Teoría del registro de ruidos.
Cuando un fluido se expande a través de una restricción, genera
turbulencia, la cual disipa energía en forma de ruido. La amplitud de ese ruido
depende del gasto y de la caída de presión a través de la localización del
estrangulamiento, -es decir 100 Mpie3/día de gas fugándose de una línea de alta
presión es más ruidoso que 10 Mpie3/día fugando de un separador de baja
presión. Además la frecuencia característica del ruido generado por un proceso de
estrangulamiento depende de las especificaciones del flujo- el gasto, si el flujo es
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de una o dos fases, etc. Estas características cualitativas del ruido producido por
el movimiento de los fluidos son las bases del registro de fluidos y fueron
investigados teóricamente por McKinley18. Lo siguiente delinea los principios de su
trabajo.
5.1.1 Características de la frecuencia del ruido.
El flujo a través de restricciones produce ruido sobre un amplio rango de
frecuencias, dependiendo del tipo de ruido en particular.
En el flujo de una fase líquida a través de un estrangulamiento se encontró
que despliega un pico de amplitud de alrededor de 1,000 ciclos/seg (1,000 Hz). El
ruido de gran amplitud debajo de 100 ciclos/seg (100 Hz), generalmente no se
considera un ruido registrable, debido a que el ruido en este rango de frecuencias
puede provenir de bombas, motores y otras fuentes de ruido en la superficie
(recordar que el filtro más bajo usado en el registro de ruidos graba ruidos arriba
de 200 ciclos/seg [200 Hz]). Un incremento en la caída de presión a través de la
restricción incrementa la frecuencia del ruido en el caso de flujo de líquido. El
estrangulamiento de flujo de gas produce un espectro de frecuencia similar al del
líquido, quizá ligeramente desplazado a frecuencias más altas.
El flujo de dos fases líquido y gas genera ruido de una frecuencia más baja;
sin embargo, el ruido se dispersa sobre una banda de frecuencias más ancha que
la observada con el flujo de una sola fase. En experimentos de laboratorio
McKinley y sus colaboradores18, encontraron tres diferentes tipos de espectros de
ruido que existen en el flujo de dos fases: burbujeo discreto, bacheo ligero y
bacheo severo. El burbujeo discreto muestra un pico de amplitud en el rango de
los 300 a 600 ciclos/seg [300 a 600 Hz]. Con bacheo ligero, el pico de la burbuja
de 300 a 600 ciclos/seg [300 a 600 Hz] se disminuye, pero todavía es distinguible.
El bacheo severo concentra más energía de sonido ∼200 ciclos/seg [~200 Hz], con
ruido disminuido a través del espectro completo >2,000 ciclos/seg [>2,000 Hz]. En
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todos los casos, un pequeño pico de una fase ocurre alrededor de 1,000 ciclos/seg
[1,000 Hz].
Las diferencias en el comportamiento espectral de flujo de una o dos fases
provee un método cualitativo para la interpretación del flujo en un canal con el
registro de ruidos. Un pico de amplitud en el registro indica la localización del
estrangulamiento, es decir la entrada o salida de un canal, una restricción en un
canal, una fuga o alguna otra fuente de caída de presión. Si el flujo está formado
por una o dos fases, puede determinarse por las características espectrales
reflejadas en los cortes de frecuencia grabados en la estación. Si el flujo es una
fase, el ruido se concentra en frecuencias arriba de 1,000 ciclos/ seg (1,000 Hz);
así los cortes de frecuencia de 200, 600 y 1,000 ciclos/seg (200, 600 y 1,000 Hz)
tendrán casi la misma amplitud a la profundidad del origen del ruido. El flujo de
dos fases resulta en la distribución del ruido en una banda de frecuencia arriba de
200 ciclos/seg (200 Hz) de modo que los diferentes cortes de frecuencia tendrán
diferentes amplitudes.
5.1.2 Cálculo del gasto en un canal.
Debido a que el ruido resulta de la disipación de energía de la turbulencia
de fluido, la amplitud del ruido generada en un proceso de estrangulamiento es
una función del ritmo de disipación de energía, o
( )dt
dEfa = (29)
En donde a =amplitud del ruido, dt
dE =gasto de disipación de energía mecánica.
A partir de un balance de energía mecánica, se puede determinar que:
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qpdt
dEt∆~ (30)
Donde tp∆ = caída de presión a través del estrangulamiento y q =gasto
volumétrico. Combinando las ecuaciones anteriores se tiene:
( )qpfa t∆= (31)
McKinley y cols18, usaron qpt∆ como un parámetro de correlación para datos
procedentes de un simulador de fugas. Los resultados indican una relación lineal
entre la amplitud del ruido y el producto de la caída de presión por el gasto en un
amplio rango de datos. Despreciando la dispersión considerable de los datos, esta
correlación provee una forma de estimar el gasto en un canal a partir del registro
de ruidos.
5.2 Herramientas y operación
Un registro de ruidos consiste de una serie de mediciones puntuales
(estaciones), hechas en las zonas de interés del pozo. La práctica normal es hacer
mediciones a intervalos de 50 pies (15 metros). Posteriormente se pueden
localizar regiones con alto ruido; entonces se toman mediciones cada 2 ó 3 pies
(0.6 a 0.9 metros) en dichas regiones para localizar las fuentes de ruido con mayor
precisión
La herramienta de registro de ruidos es simplemente un micrófono muy
sensible con un amplificador de fondo. Típicamente se usa un cristal piezoeléctrico
detector de sonido; el arreglo del amplificador de fondo depende del fabricante de
la herramienta. La señal de corriente alterna generada por el detector se transmite
mediante un conductor hacia el panel de superficie en donde la señal se amplifica.
La amplitud del espectro de ruido se acondiciona por cuatro filtros que transmiten
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las amplitudes del ruido de 200, 600, 1,000 y 2,000 ciclos/seg (200, 600, 1,000 y
2,000 Hz). El panel de superficie está equipado con bocinas o audífonos tal que el
operador de registros pueda escuchar los ruidos que se presenten en el pozo e
identificar regiones de interés más rápidamente. La figura 18 ilustra una
herramienta de registro de ruidos y el panel de superficie.
Figura 18. Herramienta del registro de ruidos y panel de control.
Para el análisis cualitativo, la señal del registro de ruidos debe corregirse
por atenuación del cable. La amplitud de la señal pura se debe multiplicar por un
factor que depende del tipo de cable usado y de su longitud para obtener la
amplitud que sería medida sin el efecto del cable; ese factor se define como factor
de línea.
La figura 20 muestra una gráfica de factores de línea para una herramienta
de ruido de la compañía Atlas Wireline Services. Por supuesto la longitud del cable
para usar en esta corrección es la longitud total enrollada en el carrete de la
unidad de registros, no únicamente la cantidad usada en el pozo. Los factores de
línea como los de la figura 19 son específicos de un tipo de cable en particular y
deben ser provistos por el operador de registros.
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Un registro de ruidos se corre sin centradores de modo que la herramienta
descansará contra la pared de la TR, permitiendo un mejor acoplamiento con los
sonidos generados afuera de la TR. Las mediciones se deben hacer con la
herramienta estacionada para prevenir la medición del ruido hecho por los
movimientos de la herramienta y el cable. Después de que la profundidad de
medición deseada se alcanza, el operador deberá esperar cierto tiempo (40 a 60
segundos) antes de grabar para evitar los ruidos debidos al movimiento de la
herramienta.
1
1.5
2
2.5
3
3.5
4
Longitud del cable (pie)
Fac
tor
de
lín
ea (
Fc)
2,000 Hz
1,000 Hz
600 Hz
200 Hz
10,000 20,000 30,000 40,000
Figura 19. Factores de línea para herramienta del registro de ruidos (figura
ilustrativa).
Escuchando la salida de la herramienta en las bocinas o en los audífonos,
el operador puede determinar en qué momento los ruidos extraños se han
disipado.
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5.3 Otras aplicaciones del registro de ruidos.
El registro de ruidos se ha extendido a otras aplicaciones, aparte de la
detección de canales en pozos terminados. Entre éstas están la medición del
gasto en el pozo, la medición de gastos individuales en los disparos, detección de
producción de líquido en disparos en zonas de gas, detección de producción de
arena y el uso del registro de ruidos durante la perforación. McKinley y Bower18
señalaron la utilidad del registro de ruidos en la mayoría de estas aplicaciones.
5.4. Ejemplos de aplicación.
A través de estudios detallados ha sido posible obtener espectros de amplitud
de frecuencia de ruido para diferentes tipos de flujo en una tubería. La figura 20
muestra el espectro de ruido causado por 70 bls/d de agua que se desplaza a través
de una presión diferencial de 90 lb/pg2. Nótese que la mayoría de la energía del ruido
es concentrada en los rangos altos de frecuencia.
Figura 20. Espectro de ruido – Flujo monofásico agua
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En contraste la figura 21 muestra el espectro para la emisión de ruido
proveniente de 3.8 mmpcd de gas desplazándose a través de una presión diferencial
de 10 lb/pg2. Esta figura difiere aún más significativamente por el valle que aparece
aproximadamente a los 1500 Hz, se puede observar que la mayoría de la energía se
concentra en los rangos altos de frecuencia.
Figura 21. Espectro de ruido – Flujo monofásico gas
La figura 22 muestra un espectro muy diferente. Aquí el ruido es causado por
0.3 MMpcd de gas desplazándose en agua. Nótese que ahora la mayoría de la
energía esta en un rango de bajas frecuencias.
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Figura 22. Espectro de ruido – Flujo bifásico agua y gas
5.4.1 Ejemplo 1
El ejemplo 1 muestra el espectro del sonido y la amplitud registrada cuando el
fluido que se tiene fluyendo es de una sola fase y gas. El estado mecánico del pozo
indica que el espacio anular está lleno de gas (aire cercano a la presión atmosférica)
y la tubería de producción está llena con líquido hasta la profundidad de 7 pies. Se
aplican 100 lb/pg2 de aire en el espacio anular a la profundidad de 11 pies.
Se puede apreciar que la amplitud en todos los cortes de frecuencia están
leyendo esencialmente los mismos valores a 11 pies. Esta respuesta es típica de
flujo de gas e indica que la mayoría de energía del ruido producido se encuentra en
las bandas de alta frecuencia (1000 Hz y 2000 Hz). A medida que la herramienta se
aleja de la fuente de ruido de 11 pies a 7 pies, los niveles de ruido declinan
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lentamente. A 7 pies, se registra un marcado decremento; esto se debe al cambio o
pérdida de acoplamiento que sufre el cristal detector de ruidos al momento que la
herramienta abandona el nivel del líquido. Esta respuesta de nivel de líquido es
observada frecuentemente en los registros de campo.
Figura 23. Flujo monofásico de gas. Ejemplo 1. 5.4.2 Ejemplo 2
El ejemplo 2 muestra el espectro de ruido y la amplitud registrada cuando se
tienen dos fases, gas fluyendo a través de líquido. Una vez más, el estado mecánico
del pozo indica los niveles de fluido. Se aplican 100 lb/pg2 en el espacio anular a la
profundidad de 11 pies.
Nótese la separación que existe entre las curvas de corte de frecuencia. Ésta
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es una respuesta típica para un flujo de dos fases (gas fluyendo a través de liquido),
ya que éste tipo de flujo genera movimientos circulares y burbujeo. La mayor parte
de la energía se concentra entre los 200 Hz y 600 Hz. Se observa nuevamente el
cambio brusco de amplitud por encima de los 7 pies, cuando la herramienta
abandona el nivel. La curva de 200 Kz no declina tan drásticamente en amplitud
comparada con el resto de las curvas de corte de frecuencia. Este fenómeno no es
común encontrarlo en situaciones reales de campo.
Figura 24. Flujo bifásico – gas fluyendo a través de líquido. Ejemplo 2.
5.4.3 Aplicación y análisis
En la figura 25 Este registro es un ejemplo de una corrida en una secuencia
de Lutitas. Las zonas K-2, K-3, y L-l han agotado su producción. El objetivo actual de
producción es la zona N-4, la cual se conoce que aporta gas del yacimiento. Se
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sospechó que había un problema cuando los gastos y presiones fueron comparados
con otros pozos del mismo yacimiento y los resultados no fueron como se esperaba;
debido a esto se recomendó correr un registro de ruidos.
Figura 25. Registro de ruidos a pozo cerrado.
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El registro muestra algunos picos indicando altos niveles de ruido, de los
cuales los más altos ocurren a 7870 pies. Los niveles de ruido por encima y por
debajo de esta profundidad son relativamente bajos, en base a esto se puede
deducir que existe un problema. El alto nivel de mido a 7870 pies probablemente
corresponde a una pequeña restricción en el espacio anular como se muestra en la
figura 26. Por lo tanto los más altos niveles de ruido no siempre corresponden a la
entrada o salida del flujo. La ilustración demuestra este fenómeno.
Figura 26. Flujo por una restricción
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Analizando el ejemplo anterior y haciendo la comparación de resultados
experimentales. Con la presión diferencial a través de las diferentes zonas, se puede
concluir que el gas que está fluyendo proviene del intervalo N-4 a 8008 pies y el
yacimiento depresionado se encuentra a 7720 pies. Existe una restricción en el
camino del flujo entre la tubería y la formación a 7870 pies.
Analizando los intervalos superiores, el ruido generado a 7550 pies tiene todas
las características típicas de una baja productividad. El flujo se mueve del intervalo
K-3 hacia el K-2. Al haber una diferencia de magnitud en los cortes de frecuencias, el
flujo es de dos fases, gas fluyendo a través de agua.
5.4.4 Ejemplo de la aplicación combinada de un registro de ruidos y uno de
temperatura.
La figura 27, muestra un registro de ruidos y temperatura tomado en la región
norte de México. La secuencia de la operación fue la siguiente:
• Se cerró el pozo por 8 horas. • La primera corrida fue para tomar el registro de temperatura bajando a
pozos cerrado.
• La segunda corrida fue para tomar el registro de ruidos a pozo cerrado.
• Se abrió el pozo por 11 horas utilizando el estrangulador más bajo posible para este pozo (8/64 pg.).
• La tercera corrida fue el registro de temperatura a pozo fluyendo (11 horas
después de abrirlo). • La cuarta corrida fue el registro de ruidos a pozo fluyendo. • El intervalo disparado de 3200m - 3209m.
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Figura 27. Registro de ruidos y temperatura.
En el carril dos se presentan las curvas del registro de ruidos y en el carril
tres las curvas de temperatura fluyendo y cerrado. Se observan claramente las
anomalías en las curvas a la altura del intervalo disparado y a 3160m. El registro
de ruidos muestra variaciones importantes por encima del intervalo disparado,
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debido a la mala integridad de la cementación y canalizaciones. Esto se confirmó
posteriormente la inyección con trazadores radioactivos y con un registro
espectral.
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6. Registros de calidad de la cementación
La mayoría de los registros de producción están dirigidos a evaluar el
funcionamiento o capacidad de la terminación del pozo. El conocimiento acerca de
la terminación del pozo a menudo se obtiene indirectamente mediante la medición
del movimiento de los fluidos, con registros tales como el registro de trazador
radiactivo o el de temperatura. Las técnicas de registro acústico, principalmente el
registro de adherencia del cemento, se ha usado por muchos años para tratar de
medir directamente la calidad del cemento entre la TR y la formación. Las técnicas
de pulsos ultrasónicos se han desarrollado para eliminar algunas de las
deficiencias del registro de adherencia del cemento en la evaluación de la
cementación. Estos registros se proponen para identificar regiones o zonas
pobremente cementadas durante la etapa de terminación del pozo de modo que
esas zonas puedan repararse con cementaciones forzadas antes de disparar el
pozo y ponerlo a producción.
La función principal del cemento es prevenir el movimiento de fluidos entre
diferentes zonas del yacimiento y entre el yacimiento y otras zonas, sea hacia
arriba o hacia abajo. Por consiguiente el registro de calidad del cemento está
dirigido a determinar cuándo el cemento está lo suficientemente adherido y
distribuido para prevenir la migración de fluido entre zonas. Un registro de calidad
de cemento idealmente debería indicar en dónde el cemento está adherido al tubo,
en dónde a la formación y en dónde existen canales presentes en el cemento. Un
registro de calidad de cemento no mide directamente la capacidad del cemento
para prevenir la comunicación del fluido; esto se infiere a partir del grado de
acoplamiento acústico del cemento al tubo y a la formación, medido por el registro.
Por esa razón, los registros de calidad del cemento no son una medida absoluta
de la integridad hidráulica del cemento; sin embargo cuando se corren e
interpretan adecuadamente, pronostican confiablemente la posición del cemento.
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Los dos principales registros para evaluar la calidad del cemento, el registro
de adherencia del cemento y el registro ultrasónico de pulsos, difieren
principalmente en el patrón tomado por las ondas acústicas entre el transmisor y el
detector.
6.1 Registro de adherencia del cemento.
Un registro de calidad del cemento es un registro con una señal acústica
transmitida y registrada por uno o dos detectores. El principio básico es que si la
TR está libre para moverse, la señal acústica no es atenuada en gran parte,
mientras que si el tubo está sujeto firmemente en el lugar por el cemento, las
vibraciones se amortiguan rápidamente y la señal acústica recibida es de baja
amplitud.
6.1.1 Operación y herramientas
Los registros de adherencia del cemento se desarrollaron sobre la base del
fenómeno del salto de ciclo observado en el registro sónico en pozos entubados.
En la medición de un registro sónico en pozos entubados, se observó que el
tiempo de tránsito medido a menudo era más largo que el tiempo que resultaría de
viajar a través de la TR. El salto de estos primeros ciclos se debía a baja amplitud
de la señal acústica viajando a través del tubo bien adherido. De esa manera el
tiempo de tránsito del registro sónico, dio una burda indicación de la calidad del
cemento. El registro de adherencia del cemento fue desarrollado para medir la
amplitud de los primeros arribos de la onda acústica para dar una imagen
completa del grado de adherencia. Rápidamente se reconoció que la mayor
información acerca de las condiciones de adherencia podría obtenerse
examinando el tren completo de ondas acústicas en vez de una medición de
amplitud, por lo que se desarrollaron técnicas para desplegar el tren completo de
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ondas. Bigelow19 presentó una excelente revisión de las prácticas y procesos de
interpretación para el registro de calidad de la cementación. La figura 20 muestra
la configuración típica de la herramienta de cementación. Las señales acústicas se
emiten mediante un cristal transmisor que se enciende y apaga, generando
impulsos de sonido con frecuencias del orden de 20,000 ciclos/seg [20,000 Hz].
Las ondas sonoras son ondas elásticas de compresión que se propagan en forma
esférica desde su fuente. Generalmente se usan dos receptores para detectar las
ondas sonoras transmitidas, localizados a 3 y 5 pies abajo del transmisor. La
herramienta en modo CBL tiene un solo receptor espaciado a 3 pies del
transmisor.
Figura 28. Herramienta de calidad de la cementación
Las ondas de compresión siguen una variedad de patrones de viaje entre el
transmisor y el receptor, incluyendo hacia abajo en la funda del instrumento, en
forma axial y radial a través del fluido en el pozo. Las ondas que se mueven en
forma radial a través del agujero son las de mayor interés debido a que algunas se
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reflejan en la pared de la TR, mientras que las energía restante se propaga a
través de la TR, el cemento y la formación a los receptores mediante refracción.
La figura 21 muestra la señal recibida, que es una medición de la amplitud
acústica contra el tiempo. El detector más cercano se usa para medir la amplitud
de la primera onda acústica que llega, la cual responde más linealmente al grado
de adherencia del cemento, debido a que todas las amplitudes están más cerca de
la fuente de la señal. El detector más lejano se usa para medir el tren de ondas
completo debido a que permite una longitud mayor de viaje a través de la
formación. Dos propiedades importantes de la señal son el tiempo de tránsito y la
amplitud.
Figura 29. Forma de la onda acústica
Se sabe que el tiempo de tránsito en el acero es de aproximadamente 57
µseg/pie, mientras que en el fluido de perforación el tiempo de tránsito es de 189
µseg/pie (este valor varía dependiendo del tipo de fluido). Así, la primera señal que
arriba al detector es la que viaja a través de la TR. Para un detector espaciado a 3
pies del transmisor y con la herramienta centrada a 1 pg de la TR, el tiempo de
arribo para la tubería (es decir el tiempo requerido para que las ondas sonoras
viajen a través de la TR para alcanzar el detector cercano o primer detector) es
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( )( ) ( )( ) ( )( ) piesegpiesegpiepiesegpiepiesegpiet p /5.202/18912
1/573/18912
1 µµµµ =++=∆
Para determinar el grado de adherencia del tubo al cemento, se debe
examinar la amplitud de las ondas acústicas que llegan alrededor de 200
microsegundos; a mayor amplitud de estos arribos, más pobre contacto entre la
tubería y el cemento. Aunque el primer arribo de la tubería ocurre a
aproximadamente 200 microsegundos, el primer arribo medido a menudo ocurre
25 a 50 microsegundos después, debido a que la amplitud de la primera onda está
debajo de los límites de detección.
La amplitud del arribo de la onda del tubo, se mide generalmente con una
compuerta electrónica fija que se “abre” poco antes de que la señal que viaja a
través de la TR sea esperada. La amplitud máxima medida durante el periodo de
control de la compuerta se graba como la amplitud del registro. Con algunas
herramientas, un sistema de compuerta flotante se usa para medir el tiempo de
tránsito y algunas veces la amplitud, aunque la preferencia es muchas veces por
una compuerta fija para medición de amplitud. El operador debe fijar un nivel de
detección mínimo, y el tiempo de arribo de la primera señal excediendo esta
amplitud se graba como el tiempo de tránsito. La medición del tiempo de tránsito
es sensible al nivel de detección seleccionado por el operador; el nivel de
detección se escoge usualmente utilizando la medición de la máxima amplitud en
el tubo libre, entonces se fija el nivel de detección al menos como 5% de la
amplitud del tubo libre.
Cuando se corre un registro de adherencia del cemento, la posición céntrica
apropiada de la herramienta es crítica. Debido a que las ondas sonoras están
viajando a través de multitud de patrones a lo largo de la TR, la excentricidad da
como resultado señales que arriban fuera de fase, arrojando amplitudes
significativamente reducidas. La figura 22 muestra el efecto de la excentricidad de
la herramienta sobre la amplitud de la respuesta. Esta reducción de la amplitud es
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el resultado de la interferencia de las ondas llegando desfasadas. Para prevenir la
excentricidad, al menos dos y preferentemente tres centradores deberán usarse
con la herramienta. Para verificar la excentricidad de la herramienta, lo mejor es
correr la herramienta en una sección con la TR sin cementar y medir el tiempo de
tránsito. Variaciones del tiempo de tránsito de más de 4 microsegundos indican
excentricidad.
Figura 30. Efecto de la excentricidad de la herramienta en el primer arribo de
la respuesta de amplitud
Cuando existe adherencia, las ondas sónicas viajan a través de la formación y a
través de la TR. Una medición de los arribos de la formación no dice nada acerca
del contacto entre el cemento y la formación. La revisión del tren completo de
ondas acústicas provee más información acerca de la adherencia del cemento que
la que puede obtenerse únicamente de la medición del arribo de la amplitud del
tubo. La figura 23 muestra un tren de ondas acústicas idealizado. La forma de esta
onda consiste de cuatro tipos de arribos de onda, en el orden de llegada: la onda
de compresión, la onda de corte, la onda del lodo y la onda Stoneley.
Nivel de detección
tiempo Tiempo de tránsito ∆t
Herramienta centrada
Herramienta excéntrica
Efecto de la excentricidad sobre ∆t
Amplitud
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Figura 31. Forma idealizada de la onda acústica
La onda de compresión se transmite a través del movimiento de las
partículas hacia adelante y hacia atrás en la misma dirección en que viajan las
ondas, y pueden transmitirse a través del lodo, la tubería, el cemento y la
formación. Excepto en el caso de formaciones que permiten velocidades altas,
referidas como formaciones rápidas, la primera onda detectada por el receptor es
la onda de compresión que ha viajado a través de la TR.
La onda de corte se transmite a través del movimiento perpendicular de las
partículas con respecto al patrón de la onda y está soportado únicamente en
sólidos debido a que los líquidos no tienen esfuerzo de corte. Las ondas de corte
viajan de 1.6 a 1.9 veces más lento que las ondas de compresión en el mismo
medio y tienen una mayor amplitud. Generalmente la detección de las ondas de
corte es indicador del acoplamiento acústico de la TR a la formación.
La onda del lodo es la onda de compresión que viaja a través del lodo
desde el transmisor hasta el receptor. Debido a que el tiempo de tránsito a través
del lodo es mayor que a través de la TR o la formación de interés, la onda del lodo
ocurre más tarde y usualmente no interfiere con la interpretación posterior del
registro.
Compresión
Tiempo
Amplitud
Corte o Rayleigh Onda de lodo
Onda Stoneley
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La onda Stoneley es una onda de baja frecuencia que viaja a lo largo de la
pared del agujero y a través del cuerpo de la herramienta. Estas ondas arriban aún
después que las ondas del lodo.
Un examen cuidadoso del tren de ondas acústicas proporciona información
considerable acerca de la calidad de adherencia del cemento a la TR y a la
formación. Fertl y col.20 ilustraron las características de las señales acústicas de
varias adherencias del cemento y condiciones de formación en la figura 24.
En la figura 24a, una señal de gran amplitud, que inicia en el tiempo de
arribo del tubo es la que se mide. La figura 24b ilustra el tren de ondas acústicas
observadas con una buena adherencia en una formación de baja velocidad sónica.
La amplitud de la señal, es muy baja al tiempo de arribo del tubo, indicando buen
contacto de corte entre el tubo y el cemento. La amplitud alta de los arribos de la
formación que llegan después de los arribos del tubo es indicativa de una
formación con velocidad baja y buena adherencia entre el cemento y la formación.
Se supone buena adherencia también en la figura 24c, pero la señal representa
una formación rápida.
Figura 32. Formas de la onda acústica
a) Tubería libre
Tiempo Cero
b) Buena adherencia del cemento al tubo y a la formación (baja velocidad)
c) Buena adherencia del cemento al tubo, formación dura (alta velocidad)
d) Buena adherencia del cemento al tubo, sin adherencia a la formación
57 µseg/pie
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Fecha: 28/02/2007 Página 98 de 170
En la figura 24d, existe buena adherencia entre la TR y el cemento, pero pobre
adherencia entre el cemento y la formación. Esto se muestra por las bajas
amplitudes para los tiempos de arribo del tubo, debido a la buena adherencia y
también por los tiempos de arribo de la formación, debido al acoplamiento acústico
limitado entre el cemento y la formación.
6.1.2 Presentación del registro de adherencia del cemento.
Las dos primeras mediciones obtenidas de un registro de adherencia del
cemento son la amplitud de los arribos de la onda del tubo y un despliegue del tren
completo de ondas acústicas. Además, el tiempo de tránsito del primer arribo del
tubo siempre deberá presentarse.
6.1.2.1 Registro de la amplitud (Registro CBL).
El registro de la amplitud es una medida de la amplitud acústica del primer
arribo del tubo y usualmente se mide por el detector más cercano al transmisor. La
amplitud del arribo del tubo fue la primera medición de un registro acústico usado
como una medida de la adherencia del cemento y se le refiere en la literatura vieja
simplemente como el registro de adherencia del cemento. La amplitud del arribo
del tubo es la medida del volumen de la señal acústica recibida. Un tubo no
adherido está libre para vibrar, transmitiendo mucha de la energía acústica de la
señal del transmisor, mientras que un tubo bien adherido la señal acústica se
atenúa o debilita. Por lo que la amplitud del sonido transmitido a través de la TR es
una medición de la adherencia del cemento al tubo. La figura 25 muestra las
características cualitativas del registro de amplitud.
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Figura 33. Características cualitativas del registro de amplitud
Una alta amplitud indica poca o nula adherencia, baja amplitud resulta de
buena adherencia y los valores intermedios se atribuyen a una adherencia parcial
alrededor de la circunferencia del tubo.
Los métodos cuantitativos para interpretar registros de amplitud, padecen del
hecho que están basados en condiciones ideales de laboratorio o simplemente
son empíricos. El registro de adherencia de la cementación se usa mejor en forma
cualitativa particularmente cuando se ha grabado el tren completo de ondas.
Bigelow21 listó cierto número de condiciones físicas que pueden conducir a
interpretaciones erróneas de la amplitud:
1. Formación de velocidad rápida. Cuando el tiempo de tránsito de la
formación es más rápido que el del tubo, las señales de la formación
arriban primero o al mismo tiempo que las señales del tubo, conduciendo a
lecturas erróneas de amplitud.
2. Compuerta de detector variable. Erróneamente pueden ocurrir altas
amplitudes con compuertas variables, debido a que el arribo de las señales
de formación más que las señales del tubo pueden medirse cuando el tubo
Amplitud -mV ∆t (µseg/pie) 100 50 0 20
Coples
Prácticamente sin cementar
Adherencia buena
¿Canalización?
Adherencia buena
Adherencia pobre
Saturación del instrumento
75mV
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está bien adherido. Con una compuerta variable, nunca se sabe que
amplitud está midiendo.
3. Excentricidad de la herramienta. Esta condición reduce la amplitud.
4. Tiempo de fraguado del cemento insuficiente. Esta condición incrementa la
amplitud.
5. Espesor del cemento menor que 3/4pg [<1.9 cm]. Ya sea con la
herramienta centrada o pobremente centrada, esto incrementa la amplitud.
6. Micro anillos. Es un pequeño vacío entre la TR y el cemento, generalmente
causado por el encogimiento de la TR cuando la presión aplicada durante la
cementación se reduce; esto incrementa la amplitud.
7. Burbujas de gas. La presencia de burbujas de gas en el fluido del pozo,
disminuye la señal acústica.
8. Vacíos o huecos en el cemento. Esto incrementa la amplitud.
9. Espesor del tubo. Cambios en el espesor del tubo de una junta a otra,
causa variaciones de la amplitud.
10. Cemento. El cemento podría estar adherido al tubo, pero no a la formación.
Esto resulta en una baja amplitud del tubo, aunque también la integridad
hidráulica podría ser pobre.
11. Gas o lodo en el cemento. La presencia de gas o lodo en el cemento
incrementa la amplitud, aunque la integridad del cemento podría ser buena.
12. Cementos de baja densidad. El uso de este tipo de cemento puede
ocasionar una interpretación errónea del registro, debido a que su
resistencia compresiva es relativamente baja y el acoplamiento acústico
con la TR no es tan efectivo.
6.1.2.2 Presentación del tren completo de ondas (Registro VDL).
La presentación del tren completo de ondas de la señal acústica es la otra
presentación de un registro de adherencia de la cementación. El tren completo se
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mide usualmente con el detector de mayor espaciamiento desde el transmisor, con
un espaciamiento típico de 5 pies [1.5 m]. Los dos trenes de ondas desplegados
comúnmente son una presentación x-y, y un registro de ondas de densidad
variable. En la presentación x-y, el tren real de ondas completo, como visto en un
osciloscopio, se graba en el registro a intervalos de ½ pie [0.15 m]. El tren de
ondas completo muestra la amplitud de las ondas sonoras arribando desde la TR y
la formación. La principal ventaja de la presentación x-y es que permite fácilmente
la comparación de las amplitudes de las diferentes ondas recibidas; debido a que
las ondas de corte son típicamente mayores en amplitud que las compresionales,
la presentación x-y ayuda en la identificación de las ondas de corte, lo cual indica
acoplamiento acústico a la formación.
El registro de ondas de densidad variable (también llamado
microsismograma) se construye asignando a las señales positivas fuertes una
marca oscura sobre el registro, mientras que las señales con amplitud cero son
blancas y brillantes. Todas las señales intermedias son sombras grises,
dependiendo de su amplitud relativa. Estas señales de onda interpretadas se
graban continuamente contra la profundidad. La figura 25 ilustra la construcción
del registro de ondas de densidad variable. Como la presentación x-y, despliega el
tren de ondas acústicas, con la amplitud indicada por el contraste entre las bandas
oscuras y claras, a mayor contraste mayor amplitud.
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Figura 34. Construcción del registro de ondas de densidad variable
El registro de densidad puede desplegarse continuamente con la
profundidad y sus cambios en la intensidad de luz del tren de ondas acústicas con
la profundidad. Esto es particularmente útil en la identificación del acoplamiento
acústico con la formación. Debido a que el tiempo de tránsito en la formación varía
con los cambios de litología, el registro de ondas de densidad variable es
ondulado cuando responde a señales de la formación mucho más parecido a un
registro sónico de agujero descubierto. La calidad del registro de ondas de
densidad variable es mucho más sensible al operador que el tren completo de
ondas.
6.1.2.3 Tiempo de tránsito.
Un viaje acústico o tiempo de tránsito es el tiempo de arribo de la primera
señal acústica, y siempre deberá desplegarse en el registro de adherencia del
cemento. El tiempo de tránsito se mide con una compuerta de detector flotante, de
modo que el tiempo de tránsito es el tiempo al cual la primera amplitud excede el
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nivel fijado por el operador. La medición del tiempo de tránsito es útil para verificar
el centrado de la herramienta y corroborar la amplitud del registro. La medición del
tiempo de tránsito es esencial si el tiempo se mide con una compuerta de detector
flotante. Bigelow19 mostró los principales usos del tiempo de tránsito. Por ejemplo,
si la herramienta está centrada en el pozo, el tiempo de tránsito corresponderá al
primer arribo de la TR. En tuberías sin cementar, en donde las amplitudes son
altas el tiempo de tránsito sería constante con la profundidad (típicamente de unos
cuantos microsegundos), excepto por las ligeras variaciones de la junta del tubo y
por la variación del diámetro interno en la misma junta. La excentricidad de la
herramienta de registro da como resultado reducciones irregulares en el tiempo de
tránsito de hasta 20 microsegundos en el tubo sin adherir (aproximadamente un
medio del periodo de la onda). Cuando el tiempo de tránsito no puede mantenerse
constante, deberán usarse herramientas de atenuación de la relación.
Cuando existe adherencia entre el tubo y el cemento, el tiempo de tránsito
puede verse afectado por formaciones rápidas, salto de ciclo o ensanchamiento.
Con una buena adherencia a una formación rápida, el tiempo de tránsito medido
es menor que el tiempo de arribo del tubo y es de ayuda en la interpretación del
registro de amplitud, el cual es alto como resultado de las primeras señales de la
formación. El salto de ciclo ocurre cuando la amplitud del primer arribo del tubo es
menor que el umbral fijado para el detector del tiempo de tránsito y resulta un
tiempo de tránsito mayor que el esperado. El salto de ciclo generalmente indica
buena adherencia entre el cemento y el tubo, a menos que el umbral de detección
se haya fijado muy alto.
6.1.2.4 Interpretación del registro de adherencia del cemento.
No obstante que existen métodos cuantitativos para interpretar la respuesta de
la amplitud del registro de cementación, la interpretación del registro se hace
mejor cualitativamente comparando la amplitud del tren de onda completo y
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cuando está disponible, el tiempo de tránsito. Los siguientes casos ilustran la
respuesta del registro de cementación para diferentes situaciones presentadas por
el cemento.
1. Tubería libre. En una TR sin cementar, el registro de amplitud muestra una
alta amplitud y el tiempo de tránsito corresponde al tiempo de arribo de la
TR. El registro de ondas de densidad variable muestra líneas paralelas
verticales de fuerte contraste sin indicación de señales de la formación. Las
juntas de la tubería se muestran distintivamente en un registro de
cementación en una tubería libre. Los reflejos de la junta, muestran cierto
patrón en el registro de ondas de densidad variable, y resultan en un
decremento en la amplitud y un incremento en el tiempo de tránsito. Es
importante registrar en una zona donde la tubería esté libre cuando se corre
un registro de cementación. Cualquier desviación de la respuesta esperada
en tubería libre indica ya sea un mal funcionamiento o que la herramienta
esté descentrada. Registrar en tubería libre calibra la herramienta en un
ambiente conocido.
Figura 35. Tubería libre.
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2. Buena adherencia a la formación y a la tubería. Con una buena adherencia,
la amplitud es baja. En el tren de ondas completo las señales de la TR y de
la formación son débiles o no se muestran, a menos que la atenuación de la
formación sea alta, como podría observarse en una arena poco consolidada
con gas, lutitas débiles, u otra formación de baja velocidad. La comparación
del registro de cementación con el sónico de agujero descubierto, puede
ayudar a identificar regiones de alta atenuación en la formación.
Figura 36. Adherencia del cemento.
3. Buena adherencia a la tubería y pobre adherencia a la formación. Esta
situación se caracteriza por arribos de la TR débiles, indicados por baja
amplitud y bajo contraste en el registro de ondas de densidad variable en
los tiempos de arribo a la TR, y señales de formación débiles en el tren de
ondas completo. Desafortunadamente estas mismas características pueden
ser causadas por otros factores, incluyendo una alta atenuación acústica de
la formación y excentricidad de la herramienta. Buena adherencia al tubo
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pero no a la formación puede ocurrir fácilmente frente a zonas permeables
en donde el enjarre de lodo se incrementó y no se desplaza por el cemento.
La interpretación de la adherencia a partir exclusivamente de la curva de
amplitud daría una imagen errónea de la integridad del cemento, es decir el
retraso del acoplamiento acústico a la formación indica pobre cementación,
aunque también la amplitud del tubo es baja. Este comportamiento solo no
es prueba suficiente de falta de sello hidráulico, sin embargo, el lodo que
ocupa el espacio entre el cemento y la formación podría ser inmóvil.
Figura 37. Adherencia a la tubería y a la formación.
4. Micro anillos. En algunos casos, un pequeño hueco existe entre la TR y el
cemento. Este hueco se conoce como micro anillo, cuando no es lo
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suficientemente grande para permitir una migración de fluido. El micro anillo
puede ser causado por una presión en la TR que es más baja durante la
producción que durante la cementación, por el calentamiento de la TR
durante la cementación y el consiguiente enfriamiento, o por la remoción de
agua del cemento. El micro anillo exhibe adherencia de moderada a pobre.
La amplitud es de moderada a alta, y el tren completo de onda exhibe señal
de la TR de débil a alta y arribos de la formación moderados. La mejor
manera para distinguir un micro anillo a partir de una pobre adherencia es
repetir el registro de cementación con el pozo represionado (1,000 a 1,500
lb/pg2) lo cual reduce el tamaño del micro anillo. Si la presión adicional
aplicada es suficiente para cerrar el micro anillo, la corrida del registro de
cementación con presión deberá mostrar amplitud baja, débiles señales de
la TR y señales más fuertes de la formación que en el registro sin presión.
Figura 38. Ejemplo de microanillos.
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5. Canalizaciones. Desafortunadamente, las canalizaciones en el cemento no
pueden identificarse con el registro de adherencia de la cementación. Un
canal en el cemento afecta el registro de cementación tanto como lo hace
un micro anillo, resultando una amplitud de moderada a alta, las señales de
la TR van de moderadas a fuertes en la presentación del tren completo de
onda y las señales de la formación son moderadas.
Figura 39. Ejemplo de canalización.
6. Herramienta excéntrica. Es extremadamente importante que la herramienta
esté centrada, al menos deben usarse tres centradores. Cuando la
herramienta está excéntrica, los patrones de viaje de las ondas acústicas
tienen diferentes longitudes y arriban fuera de fase, resultando amplitudes
reducidas. La excentricidad de la herramienta hace que el registro de ondas
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de densidad variable aparezca ondulado en la región de arribo del tubo,
dando una amplitud artificialmente baja, y mostrando un tiempo de tránsito
menor que el esperado para la TR.
Figura 40. Excentricidad de la herramienta.
7. TR excéntrica o capa de cemento delgada. Cuando el espesor del cemento
es menor que ¾ de pulgada [1.9 cm], la atenuación de la señal disminuye,
dando una respuesta de gran amplitud. Cuando la TR está excéntrica, la
delgada capa de cemento en el lado del agujero donde la tubería está
cercana a la formación no atenúa la señal de la tubería. De manera similar,
si el tubo está bien centrado pero el anillo entre la TR y la formación es
pequeño, las amplitudes del tubo son altas. En tal caso el tren completo de
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ondas muestra buen acoplamiento acústico con la formación, es posible
buena adherencia, aun si la respuesta de amplitud es alta. Lo anterior no
descarta la presencia de canales.
Figura 41. Mala adherencia del cemento por cambio en las propiedades de la
roca y contenido de fluidos.
6.2 Registro de pulsos ultrasónicos.
Los registros de pulsos ultrasónicos se desarrollaron recientemente para
superar algunas de las deficiencias de los registros tradicionales de cementación.
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La ventaja principal de los registros ultrasónicos es que proveen una imagen
circunferencial de la calidad del cemento mediante el uso de ocho transductores
acomodados alrededor de la herramienta. Los registros ultrasónicos son menos
sensibles al acoplamiento acústico a la formación.
6.2.1 Herramientas y teoría de su funcionamiento.
Una herramienta de pulsos ultrasónicos consiste de un arreglo de ocho
transductores ultrasónicos situados alrededor del cuerpo de la herramienta. En
esta herramienta los transductores están situados en espiral, espaciados 45º entre
ellos, mientras otras herramientas ultrasónicas usan un arreglo doble espiral. Un
noveno transductor se alinea axialmente y se dirige a un espejo acústico de modo
que se puede medir en sitio el tiempo de tránsito del fluido.
Las herramientas de pulsos ultrasónicos están diseñadas para hacer
resonar la TR en escala a su espesor. Así la frecuencia de la señal acústica debe
estar en el rango de la frecuencia de resonancia de la TR o de alguna de sus
armónicas. Para los tamaños de TR usuales la frecuencia de resonancia va de
200x1003 a 600x1003 ciclos/seg [200 a 600 KHz]; las herramientas ultrasónicas
emiten una banda de energías acústicas a frecuencias de alrededor de 500x1003
ciclos/seg [500 KHz].
6.2.2 Presentación del registro de pulsos ultrasónicos
Con la herramienta de pulsos ultrasónicos se hacen dos mediciones
fundamentales: el tiempo de tránsito (y por lo tanto la distancia desde los
transductores a la pared o paredes de la TR) y una medición de la energía en la
ventana que excluye el eco proveniente de la pared interna del tubo. Estas
mediciones básicas se presentan en una variedad de formas.
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La medición de la distancia desde el transductor a la pared de la TR,
proporciona un calibrador acústico exacto. Además de las respuestas de los
transductores espaciados 180º, se obtienen cuatro mediciones del diámetro de la
TR. En ocasiones se presentan esas cuatro mediciones, alternativamente, un
diámetro máximo y mínimo o un diámetro promedio puede presentarse en el
registro. Además a menudo se presenta la excentricidad de la herramienta, es
decir la diferencia entre las distancias: máxima y mínima de los transductores a la
pared de la TR.
El grado de adherencia del cemento, inferido a partir de la respuesta
integrada se despliega típicamente en dos formas. Debido a que hay un arreglo de
ocho transductores alrededor de la herramienta de registro, se obtienen ocho
mediciones de la integridad del cemento.
Figura 42. Registro de pulsos ultrasónicos.
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Figura 43. Ejemplo de registro CBL-VDL-Ultrasónico
Figura 44. Detección de canalizaciones.
GR USI cemento CBL
CBL calculado para 80% y 100% acoplamiento
VDLUSI ecc
USI amp
No se puede identificar este canal con el registro CBL solamente
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La mayoría de los registros de producción están dirigidos a evaluar el
funcionamiento o capacidad de la terminación del pozo. El conocimiento acerca de
la terminación del pozo a menudo se obtiene indirectamente mediante la medición
del movimiento de los fluidos, con registros tales como el registro de trazador
radiactivo o el de temperatura. Las técnicas de registro acústico, principalmente el
registro de adherencia del cemento, se ha usado por muchos años para tratar de
medir directamente la calidad del cemento entre la TR y la formación. Las técnicas
de pulsos ultrasónicos se han desarrollado para eliminar algunas de las
deficiencias del registro de adherencia del cemento en la evaluación de la
cementación. Estos registros se proponen para identificar regiones o zonas
pobremente cementadas durante la etapa de terminación del pozo de modo que
esas zonas puedan repararse con cementaciones forzadas antes de disparar el
pozo y ponerlo a producción.
7. Otras herramientas.
Existen otras herramientas en la industria para evaluar la calidad de la
cementación. Estas son las de neutrones pulsantes, las cuales contienen un
generador de de neutrones con el que bombardean a la formación y son leídos
posteriormente con dos detectores contenidos en la misma sonda. Las
aplicaciones de estos registros son:
• Localizar y evaluar movimientos por detrás de la tubería de
revestimiento.
• Medición de gasto de agua en pozos productores o inyectores.
• Investigación de flujo cruzado de agua por detrás de la tubería.
• Detectar el flujo de agua en los canales formados en la cementación.
• Detectar flujo de agua en el espacio anular entre la tubería y el
revestimiento.
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• Detectar flujo de agua por detrás de dos o tres tuberías.
• Detectar flujo de agua en pozos con gastos muy bajos.
Figura 45. Ejemplo de flujo detectado fuera de la T. R.
Figura 46. Ejemplo de flujo detectado dentro de la T. R.
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Figura 47. Ejemplo de un caso sin flujo.
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SEXTO.-Frecuencia de la realización de registros de producción y de calidad
de la cementación.
1.- Para determinar correctamente el perfil de aportación de fluidos a lo
largo de los intervalos productores, será obligatorio que todos los pozos
nuevos, terminados con TR de explotación, cuenten con el registro de
producción, que deberá incluir al menos el registro de temperatura, presión,
gradiomanómetro y molinete. Si durante la terminación, se corre un registro
de producción y posteriormente se realiza algún tratamiento de estimulación
o fracturamiento, el registro deberá correrse nuevamente.
2.- La toma del registro de producción en agujero descubierto estará a criterio del
personal del Activo Integral de Explotación.
3.- Tratándose de pozos nuevos terminados en agujero entubado, la
evaluación de la cementación de la TR de explotación mediante registros
será obligatoria.
4.- La toma del registro de producción será necesaria cuando se detecten
variaciones en las condiciones de explotación, como por ejemplo:
a) En todos los tipos de yacimientos (gas seco, gas húmedo, gas y
condensado, aceite) la aparición o incremento considerable de agua en la
corriente de producción.
b) En yacimientos de aceite, un incremento considerable en la relación
gas/aceite.
c) En pozos de gas, aparición o incremento en la producción de líquidos
condensados.
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5.- Cuando se sospeche que exista una fuga o movimiento de fluidos en el
espacio anular por la mala cementación se deberá correr un registro de
temperatura para evaluar la condición del pozo.
6.- Para determinar la existencia de fuga en un tapón en el fondo del pozo, se
recomienda correr por lo menos el registro de temperatura con el molinete.
7.- En pozos fluyentes con buenas producciones de hidrocarburos e incremento
notable en la producción de agua se debe tomar un registro de producción
fluyendo por tres o cuatro estranguladores. Esto permitirá evaluar la condición de
operación del pozo en donde el aporte de agua se mitigue, sin reducir
excesivamente la producción de hidrocarburos.
8.- Se recomienda diseñar pruebas de variación de presión con registro de
producción, en lugar de utilizar únicamente el registrador de presión - temperatura.
La ventaja consiste en que el gasto medido por el registro de producción está a
condiciones de fondo, lo cual impacta directamente en la evaluación de la prueba.
9.- En los pozos productores a ser convertidos en pozos inyectores, en cualquier
tipo de proyecto de recuperación secundaria o mejorada, será obligatoria la
revisión de la TR de explotación (a ser convertida de inyección) con un registro de
calidad de la cementación. Esto tiene el propósito de evaluar si que el fluido a
inyectar se incorporará adecuadamente a la formación objetivo.
10. En todos los casos en donde se realice una cementación forzada para aislar
una zona determinada, se deberá correr un registro de calidad de la cementación.
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SÉPTIMO.- Aseguramiento de la calidad.
1. Registros de producción.
a. El área solicitante del registro deberá elaborar un programa operativo, el
cual debe ser del conocimiento de todas las áreas involucradas (Diseño de
Explotación, Coordinación de Operación de Explotación, la Unidad
Operativa de Perforación, SIPA y las compañías que van a tomar el registro
o hacer los cierres y aperturas necesarias. De acuerdo con el objetivo de la
prueba, cada área deberá establecer el alcance de su participación durante
la operación.
b. El programa deberá especificar si el registro será fluyendo el pozo por un
solo estrangulador o con una serie de flujos. Se deben seleccionar los
estranguladores por los que se haya observado el mejor comportamiento
del pozo, en pruebas anteriores.
c. Durante la calibración del pozo, previo a la operación de registro, en caso
de tener un atorón, por pequeño que sea, se debe abortar la operación de
toma del registro. La barra calibradora deberá ser del mismo diámetro que
el correspondiente al registro.
d. Se debe verificar que el intervalo que se va ha registrar este libre hasta por
lo menos diez metros por debajo de la base de éste.
e. De igual forma, en el caso de que durante el registro se presente un atorón,
la operación deberá suspenderse.
f. Antes de iniciar la operación se debe de probar que el equipo de control de
presión no tenga fugas.
g. Las herramientas que necesiten calibración, se deben calibrar en superficie,
como es el caso de algunos gradiomanómetros, los cuales requieren
pruebas con agua y/o aceite.
h. Cuando la toma del registro se haga en tiempo real, el operador debe estar
atento a cualquier falla en la lectura de las herramientas. En el caso de que
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se detecte alguna anomalía (temperatura negativa, molinete sin
movimiento, ausencia de la señal, etc.) la operación deberá suspenderse. A
juicio del supervisor de la prueba, se realizará el cambio de la herramienta y
una nueva calibración general para reanudar la operación.
i. Se debe realizar al menos una calibración del molinete dentro del pozo,
colocándolo por debajo de la base del intervalo más profundo, donde en
teoría no debe haber movimiento de fluidos.
j. Se debe seleccionar el molinete óptimo de acuerdo al gasto esperado,
diámetro de la tubería y tipo de fluido.
k. El molinete y los centralizadores de la herramienta, deben ser los indicados
para el diámetro interno de la tubería o el diámetro del agujero.
l. Se debe tener especial cuidado cuando se registre en pozos con
asfaltenos, ya que es muy posible que se tengan problemas con el
molinete.
m. Es muy recomendable realizar estaciones de 5 minutos por debajo y
encima de cada intervalo.
n. La primera bajada debe ser con el pozo cerrado. Cuando las herramientas
estén cerca del intervalo de interés, se debe disminuir la velocidad a menos
de 10 m/min., para empezar a registrar. Esto servirá para detectar alguna
anomalía no vista, verificar la medición de las herramientas y tomar el
primer registro de temperatura, ya que el registro de temperatura es el
único registro que se toma bajando, a una velocidad baja y antes de
cualquier movimiento de los fluidos del pozo.
o. Se deben hacer de tres a cuatro pasadas subiendo y de tres a cuatro
pasadas bajando con todas la herramientas. Se recomienda que sean a 10,
20, 30 y 40 m/min. Estas pasadas son para cada estrangulador
seleccionado; de preferencia se deben medir los gastos en superficie al
mismo tiempo que se está corriendo el registro.
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p. Verificar durante toda la operación el movimiento del molinete, esté debe
girar siempre que se mueve el cable.
q. Verificar que el Gradiomanómetro lea la densidad correcta en zonas donde
se conoce el tipo de fluido.
r. En caso de que por lo menos tres de las pasadas no sean representativas
se debe repetir una de ellas, ya que se necesitan por lo menos tres
pasadas subiendo y tres pasadas bajando de buena calidad para hacer un
análisis confiable de la información. Existe la opción de analizar la
información por el método de las dos pasadas pero es menos exacto.
s. La toma de este registro deberá se supervisada por un representante del
Activo Integral de Explotación.
t. En pozos horizontales o con desviaciones severas, con más de una fase
fluyendo, se deberá considerar utilizar herramientas de nueva generación,
ya que el Molinete y el Gradiomanómetro convencionales no dan buenos
resultados bajo estas condiciones de operación.
u. Si el pozo fue fracturado hidráulicamente se debe asegurar que el pozo
este bien limpio y no se tenga producción de arena, antes de tomar el
registro.
v. Si el pozo es productor de arena se debe valorar junto con la compañía
prestadora del servicio, si el molinete podrá operar en forma adecuada. Si
la producción de arena es alta se recomienda no utilizarlo.
w. Como todas las herramientas de registros en pozos, hay ciertos factores
que afectan su desempeño y que requieren efectuar correcciones en su
medición.
i. El molinete es afectado por la viscosidad, la densidad y por la fricción de los
fluidos.
ii. Esto es considerado precisamente, al realizar una calibración con varias
pasadas a diferentes velocidades.
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iii. Todos los fluidos en el pozo son viscosos en algún grado y este efecto
desplaza la lectura del molinete lejos de la curva de respuesta ideal.
2. Registros de calidad de la cementación.
El personal del Activo Integral de Explotación deberá verificar que la Unidad
Operativa de Perforación que realice el servicio observe lo siguiente:
a. La centralización adecuada de la herramienta es crítica en la adquisición de
un registro de cementación. En un agujero vertical, se deben usar al menos
tres centradores arriba y abajo del transmisor-receptor y un centrador en el
tope del arreglo de la herramienta. En el caso de pozos desviados, se debe
poner más atención a los centradores. En pozos horizontales o con alta
desviación es preferible utilizar las herramientas ultrasónicas, debido
a que el CBL-VDL convencional no está diseñado para estas
condiciones de operación.
b. Calibrar la herramienta en el taller. El transporte de este tipo de sondas es
un aspecto delicado, ya que fácilmente pierden la calibración o se dañan.
Por esto, una vez que las sondas se encuentran en la localización, se
deberán revisar y probar antes de bajarlas al pozo.
c. Para correr los registros CBL-VDL se deberá verificar y asegurar que el
pozo esté lleno de agua.
d. Para correr los registros ultrasónicos se deberá verificar y asegurar que la
densidad del lodo sea la adecuada.
e. Repetir corridas a través de la última parte de la sección registrada para
verificar el funcionamiento adecuado de la herramienta y la centralización.
f. Cuando se detecte una adherencia intermedia, se debe repetir el registro de
cementación represionando el pozo, para distinguir si dicha adherencia
intermedia se trata de un micro anillo o de una cementación pobre.
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g. Iniciar el registro de cementación en tubería libre (unos metros arriba de la
cima del cemento). Esto permite verificar la calibración de la herramienta y
la centralización.
h. Al correr el registro CBL-VDL, se deberá incluir la medición del tiempo de
tránsito, ya que es esencial en la interpretación del registro. Adicionalmente,
esta información tiene utilidad en otras áreas.
i. Cuando se corra el registro CBL-VDL, se deberá asegurar que ambas
mediciones se estén registrado. En caso contrario, se repetirá la toma del
registro.
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OCTAVO.-Manejo de la información generada
Toda la información generada durante la corrida de un registro de producción o de
un registro de calidad de la cementación, deberá ser respaldada en el sistema que
la Gerencia de Información Técnica de Explotación determine. La información a
respaldar es la siguiente:
1. Nombre del pozo
2. Fecha de la operación
3. Nombre y ficha del supervisor de Pemex
4. Nombre de la compañía que proporcionó el servicio
5. Desempeño de la compañía o de la Unidad Operativa de Perforación
6. Comentarios sobre aspectos relevantes de la prueba
7. Herramientas utilizadas (diagrama de la herramienta)
o Registro de molinete hidráulico
o Registro de presión
o Registro de temperatura
o Registro de densidad (gradiomanómetro)
o Registro detector de coples (CCL)
o Registro de rayos gama
o Dieléctrico
8. Otras herramientas de anomalías
o Registro de calibración del agujero (cáliper)
o Registro de trazador radiactivo
o Registro de ruidos
o Registro de calidad del cemento
o Otro tipo de registro
9. Programa operativo original (formato PDF)
10. Bitácora de la operación (formato PDF)
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11. Archivo con los datos originales de todas las corridas (formato LAS, DLIS,
ASCII o el formato que sea utilizado)
12. Informe final de la interpretación proporcionado por la compañía que realizó
la operación o (formato PDF)
13. Informe final de la interpretación realizado por el personal de Pemex
(formato PDF)
El informe final deberá contener como mínimo la siguiente información:
Un resumen en donde se mencione el tipo de prueba, nombre del pozo, Activo
Integral de Explotación, objetivo de la prueba, compañías de servicio
involucradas, nombre y ficha del supervisor de Pemex. Además se especificará
lo siguiente:
a. Programa original de la prueba.
b. Listado de todos los equipos superficiales utilizados y sus
características.
c. Diagrama del estado mecánico del pozo mostrando la ubicación de las
herramientas, asentamientos de TR, boca de la TP, diámetro interno
de la TP o grado y peso. El diagrama debe mostrar claramente las
zonas disparadas o abiertas de la formación, indicando, si es el caso,
el tipo de pistola con la que fue disparada.
d. Listado de todas las herramientas utilizadas. Para cada una de las
herramientas se deberá especificar además lo siguiente:
i. Número de serie
ii. Diámetro de la herramienta y del molinete.
iii. Tipo de la herramienta
iv. Modelo y Marca
v. Rango de medición
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vi. Precisión
vii. Resolución
e. Bitácora de la operación, especificar si el pozo fue estimulado o
fracturado.
f. Certificados de calibración de las herramientas utilizadas, en caso de
que aplique.
g. Información adicional para analizar la prueba, como es: presión
original del yacimiento, presión de saturación, factor de volumen del
aceite, gas o de la formación, espesor neto de la formación, porosidad,
radio de drene, diámetro del agujero, compresibilidad de la formación,
viscosidad de los fluidos, gasto medido en superficie, presión en
cabeza, RGA, análisis PVT. Se deberá especificar el origen de esta
información.
h. Una discusión sobre el análisis de la prueba y los resultados
obtenidos.
i. Información adicional de pruebas en pozos vecinos.
j. Tipo de formación.
k. Conclusiones y recomendaciones.
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V. TRANSITORIOS
PRIMERO.- La presente “Guía para la toma de información con registros de
producción y registros en calidad de la cementación” entrará en vigor a partir de la
fecha en que sea autorizada por la Dirección General de PEP.
SEGUNDO.- La interpretación, actualización y vigilancia de la aplicación de la
presente guía, corresponderá a la Gerencia de Información Técnica de
Explotación de la Subdirección de la Coordinación Técnica de Explotación de
PEP.
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Apéndice A.- Transferencia de Calor
La figura A.1 muestra el problema de transferencia de calor presentado por
Ramey.
Figura A.1 Problema de transferencia de calor en el pozo.
Para un fluido incompresible, una combinación de la ecuación general de balance
de energía y un balance de energía mecánico muestra que el gasto de
transferencia de calor dQ , desde el elemento del fluido de tamaño dDr 2
1π es:
wpf dTwCdQ = (A.1)
dQ dD Tce Tw
Profundidad
w, lb/d de fluido @ Ti
r2
r1
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En donde: =w gasto másico, =pfC capacidad calorífica del fluido y
=wT Temperatura del fluido en el pozo.
Considerando que toda la pérdida de calor es conducida en forma radial hacia
afuera de la tubería de revestimiento en r2,
dDTTUrdTwCdQ cewwpf )(2 1 −=−= π (A.2)
Ahora, considerando que el calor será conducido de manera radial más allá de la
tubería de revestimiento hacia la formación, otra ecuación para dQ está dada
como:
)(
)(2
tf
dDTTdTwCdQ Gce
wpf
−=−=
πλ (A.3)
Combinando las ecuaciones para eliminar ceT
Z
T
Z
T
Z
TT
dD
dT GwGww +−=−
−=)(
(A.4)
En donde el parámetro Z se define como:
[ ]Ur
UrtfwCZ
pf
1
1
2
)(
πλ
λ += (A.5)
Si el perfil de temperatura geotérmico es conocido la ecuación (A.4) puede
resolverse para determinar la temperatura del pozo, como una función del tiempo
y la posición (profundidad). Si consideramos un perfil de temperatura geotérmico
lineal, entonces
bGG TDgT += (A.6)
En donde Gg = gradiente geotérmico y bT = temperatura a 0=D .
La integración de la ecuación (A.4) con las condiciones de frontera TiTw = para
0=D , da
[ ] ZD
bGiGbGw eTZgtTZgTDgtDT/ )(),( −−++−+= (A.7)
Para aplicar la ecuación de Ramey (ecuación A.7), se debe determinar la función
del tiempo )(tf . La función del tiempo dependerá de las condiciones de frontera
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consideradas; pero para tiempos mayores que aproximadamente una semana,
todas las soluciones convergen a la solución de línea fuente, para la cual:
290.02
ln)( 2 −−=t
rtf
α (A.8)
En donde α = difusión térmica de la roca y 2r = es el radio exterior de la tubería de
revestimiento.
En esta ecuación los términos del orden de tr α4/2
2 se han considerado
despreciables. La difusión térmica se define como:
pCρ
λα = (A.9)
En donde λ = conductividad térmica, ρ =densidad y pC =capacidad calorífica.
La difusión térmica puede pensarse como la relación de la habilidad del cuerpo
para conducir calor a la habilidad para almacenar calor.
La revisión de la ecuación (A.7), muestra que cuando D es grande comparado
con Z , ZDe
/− se aproximará a cero y la ecuación (A.7) se simplifica a,
ZgTDgtDT GbGw −+=),( (A.10)
ZgT GG −= (A.11)
Así para valores grandes de D , el perfil de temperatura del pozo será una línea
recta paralela a la temperatura geotérmica.
Una aplicación de la ecuación de Ramey es la determinación de la conductividad
térmica de la formación a partir de registros de temperatura, como lo muestra
Romero-Juárez2. Arreglando la ecuación (A.4) se tiene que
dDdT
TTZ
w
wG
/
−= (A.12)
Si Urtf 1)( es grande comparada con la conductividad térmica (λ), entonces Z se
simplifica,
πλ2
)(tfwCZ
pf= (A.13)
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Y la conductividad térmica de la formación es
Z
tfwC pf
πλ
2
)(= (A.14)
Para usar este método, el perfil de temperatura geotérmica debe ser conocido. De
un registro de temperatura reciente, la temperatura del pozo wT , y el gradiente de
temperatura en el pozo dDdTw / , puede determinarse para la zona de interés. De
estos datos la función Z y la conductividad térmica de la formación podrían
calcularse. Otra aplicación del método de Romero-Juárez es calcular el gasto
másico a partir del valor obtenido de Z, suponiendo que la conductividad térmica
es conocida.
Un balance general de energía (la primera ley de la termodinámica) acoplada con
la ley de Fourier de transferencia de calor describe el comportamiento de la
temperatura en un yacimiento con movimiento de fluido. Considere un elemento
cilíndrico de yacimiento con espesor D∆ y tamaño radial dr (figura A.2).
Considerando que una sola fase de un fluido incompresible está fluyendo radial y
horizontalmente a través de este elemento de yacimiento a un gasto de masa
estacionario, w y que los efectos de la energía cinética son despreciables, un
balance de energía nos da
+
+
∆+
∆=
D
T
Dr
Tr
rrr
p
D
q
r
T
D
wC
t
TC
pf
pδ
δλ
δ
δ
δ
δλ
δ
δ
δ
δ
πδ
δ
πδ
δρ
1
22)( (A.15)
En esta ecuación, )( pCρ = densidad y capacidad calorífica promedio de todo el
material en el elemento del yacimiento (roca y fluido), w = gasto de masa, q =
gasto volumétrico, pfC = capacidad calorífica del fluido, p = presión, T =
temperatura, y λ = conductividad térmica del yacimiento.
Con respecto al signo igual, el término del lado izquierdo de la ecuación es la
acumulación de energía en el yacimiento; del lado derecho de la ecuación, el
primer término es la sensibilidad del calor de convección del elemento por el fluido,
el segundo término contabiliza el calor generado por la disipación de la energía
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mecánica durante el flujo (calor de fricción), el tercer término la conducción radial
de calor, y el cuarto término describe la conducción vertical de calor.
Para calcular la temperatura del pozo frente a la zona productora o de inyección,
la ecuación (A.15), se debe resolver para la región del yacimiento alrededor del
pozo. Esto generalmente requiere una solución numérica. El comportamiento de
flujo se acopla con el balance de energía a través del término de calor debido a la
fricción, de modo que la solución general requiere la solución simultánea de la
ecuación de difusión que describe el comportamiento de la presión en el
yacimiento. Para el caso sencillo de un fluido incompresible en una sola fase con
flujo radial, por ejemplo, la presión del campo es independiente de la temperatura
y el gradiente de presión puede calcularse directamente de la ecuación de Darcy
como:
Dk
q
dr
dp
∆=
π
µ
2 (A.16)
En donde µ = viscosidad y k = permeabilidad. Sustituyendo por dr
dp en la ecuación
(A.15), se tiene:
∆∆=
Dkr
q
Dr
qQ fr
π
µ
π 22 (A.17)
En donde frQ = gasto de calor por fricción por unidad de volumen. Para calcular la
cantidad de calor generado por fricción en una región del yacimiento. La ecuación
(A.17) puede integrarse sobre un elemento de volumen de espesor D∆ desde un
radio interior 1r a un radio exterior 2r ,
∫
∆
∆∆=
2
1
222
r
r
fr rdrDk
q
D
qDQ π
π
µ
π (A.18)
O
∫ ∆=
2
12
r
r
fr drDk
quqQ
π (A.19)
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Integrando la ecuación (A.19), se tiene:
∆
=Dk
rr
q
qQ frπ
µ
2
ln1
2
(A.18)
Debido a que la expresión en el paréntesis rectangular es la Ley de Darcy, la
expresión para la caída de presión desde 1r hasta 2r del calentamiento por fricción
es:
( )21 ppqQ fr −= (A.19)
En donde 1p es la presión en 1r y 2p es la presión en 2r .
La cantidad de calentamiento debido a la fricción será mayor cerca del pozo en
donde el gradiente de presión es mayor.
Las ecuaciones desarrolladas son aplicables estrictamente a flujo horizontal radial
de una sola fase de un fluido incompresible bajo condiciones de estado
estacionario.
Figura A.2 Elemento de volumen del yacimiento
D∆
dr
r
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Describirán adecuadamente el comportamiento de temperatura en los casos de
inyección de agua, pero serán inadecuados para la mayoría de los casos en pozos
productores. Prats21 presentó ecuaciones que describen el comportamiento de la
temperatura en yacimientos para campos con flujos más complejos.
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Apéndice B.- Características de las herramientas de medición de
presión y temperatura.
En el aspecto de selección de la herramienta para realizar la medición, se
presentan tablas con valores típicos en cuanto a precisión y resolución tanto de
temperatura como de presión, de acuerdo con el principio de funcionamiento
de la herramienta. Para pruebas cortas se recomienda utilizar la herramienta
de zafiro, debido a que su deriva es mayor. Para pruebas con periodos
prolongados se recomienda utilizar herramientas de cuarzo.
Herramientas con sensor de cuarzo
Precisión de presión ± 1.2 a ± 4 lb/pg2; ± 0.01% de lectura
Resolución de presión 0.035 lb/pg2 a una frecuencia de muestreo de 3
seg.
0.01 lb/pg2 a una frecuencia de muestreo de 1
seg.
Rango de presión máxima 15,000 – 25,000 lb/pg2
Precisión de temperatura ± 0.9 °F (± 0.5 °C)
Resolución de temperatura 0.002 °F (0.001 °C) a ± 0.25 °F (0.139 ºC)
Rango de temperatura
máxima
150°F a 400 °F (65 ºC a 204 ºC)
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Fecha: 28/02/2007 Página 136 de 170
Herramientas con sensor de zafiro
Precisión de presión ± 5 lb/pg2 (máximo 347°F [175°C])
± 10 lb/pg2(máximo 375°F [190°C])
Resolución de presión 0.05 a 0.15 lb/pg2 a una frecuencia de muestreo
de 1 seg.
0.03 lb/pg2 a una frecuencia de muestreo de 10
seg.
Rango de presión máxima 10,000 – 20,000 lb/pg2
Precisión de temperatura ± 0.5 °F (± 0.3 °C) a ± 0.9 °F (± 0.5 °C)
Resolución de temperatura 0.002 °F (0.001 °C)
Rango de temperatura
máxima
150°F – 400°F (65 ºC a 204 ºC)
Herramientas de capacitancia
Precisión de presión 0.02%
Resolución de presión No disponible
Rango de presión máxima 5,000 lb/pg2
Precisión de temperatura ± 0.1 °F a ± 0.5 °F (± 0.06 ºC a ± 0.28 ºC)
Resolución de temperatura ± 0.01 °F (± 0.006 ºC)
Rango de temperatura
máxima
302 °F (150 ºC)
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registros de calidad de la cementación
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Herramientas de pulso sónico
Precisión de presión No disponible
Resolución de presión 2.44 lb/pg2
Rango de presión maxima 10,000 lb/pg2
Precisión de temperature No disponible
Resolución de temperature ±1 °F (± 0.56 ºC)
Rango de temperature
máxima
257 °F (125 ºC)
Debido a que la herramienta PLT tiene contenido un sensor de presión dentro de la sarta, se deben tener los mismos cuidados y control de calidad que se especifican en la Guía de Pruebas de Variación emitida por la GITE. La herramienta de presión tiene diversas aplicaciones cuando se registra un PLT. A continuación se enumeran algunas:
• Análisis de pruebas de presión. • Determinación de fronteras. • Conversión de fluidos. • Determinación de AOF, SIP.
Los sensores de presión pueden ser:
• De diafragma, bordón. • De resistencia • De cuarzo.
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Figura A.3 Ejemplo de una aplicación del sensor presión en un PLT.
Las herramientas de Presión se calibran en el taller o en el lugar de fabricación y deben de contar con un certificado de calibración como el que se muestra en la figura A.4.
Tiempo (hrs)
Presión(lb/pg2)
PLT Fluyendo
PLT Cerrado
Gradiente Fluyendo
Gradiente estático
Curva de incremento
Fluyendo
Cerrado
Profundidad del intervalo
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Figura A.4 Certificado de calibración de un registrador de presión.
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Apéndice C. Tabla de herramientas disponibles en algunas compañías. Schlumberger
HERRAMIENTA CURVAS QUE
PROPORCIONA APLICACIÓN COMENTARIOS
CPLT (Combinable Production Logging Tool)
Molinete, Densidad, Temperatura, Presión y Calibrador de agujero
Evaluar la cualitativamente al pozo.
Esta herramienta provee el perfil de producción para un pozo. El perfil incluye el gasto, la densidad del fluido, la temperatura y la presión in situ. Se puede incluir un registro de calibración de tres brazos cuando la herramienta se corre en agujero descubierto. Otras aplicaciones pueden ser monitorear un perfil de inyección de fluidos y determinación de la existencia de canalización de fluidos detrás de la TR.
Flow Scanner (FloScan)
Curva de calibración Gasto de gas, aceite y agua Fracción de cada una de las fases
Perfil de flujo multifásico en pozos no convencionales. Identificación de fluidos y entradas de gas en pozos con flujo multifásico o de líquido en pozos de gas. Detección de recirculación de fluidos. Identificación de flujo de fases en tiempo real.
Las mediciones de todos los sensores son simultáneas y a la misma profundidad. Se puede combinar con la plataforma PS y otras herramientas para agujero entubado. Es una herramienta de tamaño pequeño para correrse en pozos con ángulos de desviación severos. Mediciones localizadas de las velocidades de las fases y cálculo de perfiles de velocidad en flujo multifásico. Fracción de cada una de las fases a la misma profundidad. Sensores de rastreo a través del eje vertical para detección de las interfases. Medición del régimen de flujo mixto o segregado. Medición independiente de la velocidad del gas en pozos horizontales con flujo multifásico. Detección de la fase pesada recirculando hacia abajo. Software de optimización y despliegue de la información de los 19 sensores en tiempo real. Calibración y medición relativa para una localización continua del sensor.
Phase Velocity Sonde (PVS)
Velocidad de cada fase
Medición de la velocidad de la fase en el pozo.
Se usa junto con el RST (Reservoir Saturation Tool) para medir la velocidad de dos fases separadas (aceite y agua) en un pozo fluyente horizontal o altamente desviado. Un marcador químico con una sección transversal de absorción de neutrones termales (sigma) que es miscible únicamente con la fase de interés se inyecta dentro del agujero. El paso del marcador corriente abajo se detecta mediante la medición de sigma de la herramienta RST. El PVS es capaz de medir corriente arriba o corriente abajo, dependiendo de en donde se coloque en la sarta de herramientas con respecto al RST. La velocidad del fluido se determina a partir de la distancia del eyector al detector y el tiempo de tránsito. Estos datos son esenciales para la determinación del volumen de agua, aceite o ambos fluidos moviéndose en el pozo. Provee las bases para determinar el perfil de flujo de un pozo a condiciones de agujero en comparación con la producción individual de fluido a condiciones de superficie. El módulo principal del PVS se puede combinar con un módulo auxiliar para proporcionar un marcador químico adicional de yacimientos para trabajos largos.
PL Flagship Production Logging
Presión Temperatura Rayos Gamma Fracciones de las fases Imágenes
Identificación concluyente de puntos de entrada de agua, aceite y gas. Determinación del perfil de flujo exacto de dos y tres fases. Respuesta del registro de producción en pozos horizontales, desviados y verticales. Medición individual de las velocidades por fase. Medición cuantitativa de área para terminaciones en agujero descubierto.
Este servicio de diagnóstico avanzado es el único integrado para la evaluación de pozos horizontales. Flujo estratificado, flujo hacia abajo, sumidero de agua, trampas de aceite y gas, y flujo de tres fases todos concernientes a pozos horizontales. Las herramientas de imágenes son necesarias para identificar el régimen de flujo multifásico. Los sensores deben medir las velocidades de las fases y detallar los colgamientos a través del flujo. Ninguna técnica por si sola proporciona una interpretación robusta en esos pozos y complicaciones adicionales se plantean por terminaciones sin cementar, flujo anular, empacadores fallidos. Este servicio tiene la capacidad de dirigirse a todos estos tópicos. El sistema consiste de: CPLT Combinable Production Logging Tool, proporciona mediciones de presión y temperatura. Combinable Gamma Ray Sonde (CGRS) realiza mediciones de rayos gamma para correlación con registros de agujero descubierto en el mismo pozo o en
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pozos cercanos. RST Reservoir Saturation Tool mide las fracciones de las tres fases y proporciona el flujo de agua y las velocidades de las fases. FloView Plus herramienta de imagen graba imágenes del colgamiento y la velocidad de burbuja. Tracer Ejector Tool (TET) eyecta un marcador no radioactivo para medición de la velocidad de fase conjuntamente con la herramienta RST. Flow-Caliper Imaging Sonde (PFCS) mide el área del agujero en una terminación en agujero descubierto para determinar exactamente los volúmenes y medir la velocidad total del fluido. El despliegue de la sarta de la herramienta en el caso de pozos altamente desviados o en pozos horizontales requiere el sistema de tubería flexible o un tractor como medio de transporte.
PS Platform Multifinger Imaging Tool
Identificación y cuantifica-ción del daño por corrosión. Identificación de depósito de ceras y acumulación de sólidos, monitoreo de sistemas anticorrosivos. Localización de daño mecánico, evaluación del incremento de corrosión a través de registros periódicos, Determinación del diámetro interno (ID)
Es una herramienta de calibración de varios brazos que realiza mediciones radiales exactas del diámetro interno de la TP o la TR. La herramienta está disponible en tres tamaños para aplicarse en un amplio rango de aplicaciones a través de la TP y la TR. La herramienta tiene un arreglo de fuertes brazos, los cuales monitorean exactamente las paredes internas de la tubería. Los efectos de excentricidad se minimizan mediante un espaciamiento azimutal de los brazos y un algoritmo especial de procesamiento, y la herramienta PMIT-B incorpora poderos centradores motorizados para asegurar la fuerza de centrado efectiva aun en intervalos altamente desviados. El inclinómetro en la herramienta proporciona información de la desviación del pozo y la rotación de la herramienta. La herramienta PMIT-C puede ajustarse con brazos de extensión para registrar agujeros de gran diámetro.
FloView
Determinación exacta de la fracción de agua, detección de la primera entrada de aceite, desde el conteo de burbujas o aun en altos cortes de agua; detección de la primera entrada de agua en cortes bajos, Diferencia-ción entre agua dulce y agua de inyección.
Se usa para determinar el porcentaje de la fase pesada, normalmente agua en la corriente de flujo. La herramienta también mide la cantidad de burbujas en la fase ligera ya sea gas o aceite. Esta medición se usa para calcular la velocidad de la fase ligera, si está en forma de burbujas en ese punto de medición y es independiente de la velocidad medida por el molinete.
GHOST (Gas Holdup Optical Sensor Tool)
Localización exacta de entradas de gas en flujo continuo de líquido y entradas de líquido en flujo continuo de gas. Análisis de flujo multifásico en pozos con cualquier desviación para monitoreo de la producción y solución de problemas; identificación de entradas de agua en pozos de gas con gasto alto. Discriminación de entradas de gas y condensado. Verificación de la presión en el punto de burbujeo para muestreo de fluido en una fase.
Es un registro de producción para detectar la primera entrada de líquido en un pozo de gas o la primera entrada de gas en un pozo de líquido. Esta herramienta usa nueva tecnología para detectar directamente y cuantificar el gas en flujo multifásico. Esta herramienta nueva es parte de la familia de herramientas de la Plataforma PS. Sus mediciones complementan las mediciones de las herramientas de producción tradicionales para tener mayor confianza de sus respuestas.
MaxTRAC
Además de las he-rramientas inclui-das en el sistema, registra la tensión en el cable, loca-lización de coples, desviación y orien-tación relativa.
Registros de producción. Análisis detrás de la TR. Evaluación de la cementación y de la corrosión. Registros en agujero descubierto. Recuperación de tubería.
Sistema de tractor para pozo, es un eficiente medio de transporte que permite que los datos sean adquiridos durante la pasada hacia abajo o hacia arriba, sin importar los cambios transversales en el diámetro del agujero, los desla-ves de la pared del pozo y las terminaciones complejas. Debido a que el trac-tor se monitorea y controla automáticamente desde la superficie, se tiene ma-yor flexibilidad que los sistemas tradicionales. Esta mejora en la tecnología del tractor es extremadamente versátil. El tractor puede usarse simplemente para transportar herramientas de registro o de disparo o para obtener info.-mación detallada acerca de las condiciones del agujero. Está construida para usarse en pozos con alto ángulo de desviación o pozos horizontales para
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desplegar herramientas de fondo que previamente se transportaban con tubería flexible o tubería de perforación. Puede transportar a la mayoría de las herramientas para facilitar la evaluación de formaciones, el análisis detrás de la TR, servicios de perforación y de producción, medición de presión de yacimiento, y servicios de muestreo.
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Halliburton
HERRAMIENTA APLICACIÓN COMENTARIOS
Production Logging Tool
Medición de flujo continua. Identificación de fluidos.
Medidores de flujo con alta sensibilidad y bajo umbral de velocidad de los medidores de flujo. Tamaño de herramienta estándar y compacto. Avanzados para pozos horizontales.
Flomager Service
Detectar entrada de agua y su orientación; determinación de cada fase presente; exacta visualización de la trayectoria del pozo; permite un análisis com-pleto de los tres fluidos combi-nando el colgamiento calculado con sensores PL adicionales. Mejora la interpretación de los patrones de flujo debido al nú-mero de sensores que presenta a la misma profundidad.
Proporciona el cálculo de colgamiento de los tres fluidos, usando el arreglo CAT (Capacitance Array Tool). Este servicio es extremadamente útil en pozos horizontales y altamente desviados que presentan flujo multifásico. Aplicaciones para determinar la entrada de alguna de las fases se puede hacer en cualquier ángulo.
Gas Holdup Tool (GHT)
Determina la fracción de gas in-dependientemente de los patro-nes de flujo o de los ángulos del pozo; proporciona una medición mejorada del pozo completo. Ayuda a identificar la entrada de agua en pozos de gas.
Representa una gran mejora en cuanto a herramientas de producción para pozos horizontales y altamente desviados; es la única herramienta que determina directa y exactamente la fracción volumétrica del gas en un elemento de volumen del pozo. Esta herramienta funciona en pozos ademados: horizontales, altamente desviados y verticales en cualquier régimen de flujo.
Memory Production Logging (MPL)
La unidad se puede configurar para grabar, peso, tensión y otra información de superficie. Diagnóstico de problemas. Perfiles de producción / inyección; evaluación de tratamientos (estimulación) Pruebas en pozo (Fall of) Información del yacimiento. Datos para la simulación de yacimientos.
Es un sistema en donde la herramienta transmite y adquiere datos sin necesidad de una línea eléctrica; puede ir en tubería flexible, o tubería de perforación.
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Baker Atlas
HERRAMIENTA APLICACIÓN COMENTARIOS La MCFM (Multi Capacitance Flow Meter)
Es un instrumento de registro con un sensor múltiple que se usa para medir flujo multifásico en pozos altamente desviados y en pozos horizontales. Mide los gastos de agua, aceite y gas continuamente mientras registra el intervalo horizontal o durante las mediciones estacionarias.
La herramienta se desarrolló conjuntamente por Baker Atlas y Shell Internacional Exploration and Production (SIEP), usando tecnología desarrollada por SIEP para monitorear flujo multifásico en líneas superficiales. La herramienta despliega un ala conteniendo 28 sensores de capacitancia que cubren el pozo para determinar la composición del flujo (porcentajes de gas, aceite y agua) y la velocidad con objeto de determinar los gastos (Qo, Qg y Qw). La sección del ala está dinámicamente orientada para asegurar el posicionamiento vertical óptimo y permitir a la herramienta medir exactamente los diferentes flujos, aun en presencia de cortes de agua extremadamente altos.
RMP Pulsed Neutron Holdup Imagen (PNHI)
Localizar hidrocarburos en agua dulce, salmuera o aguas de salinidad desconocida. Evaluación de operaciones de estimulación. Registro de puntos de inyec-ción o fuentes. Análisis de pre-abandono de pozos en busca de zonas con hidrocarburos pasadas por alto. Perfiles de producción o inyección.
En el modo registro permite la determinación de las fracciones de volumen de gas, aceite y agua en pozos horizontales. Estas mediciones producen imágenes continuas de los fluidos, independientemente del régimen de flujo y sin afectarse por la segregación gravitacional de los fluidos producidos.
Noise Tool / Sonan
Determinar flujo detrás o dentro de la TR. Localizar flujo en canales dentro del cemento. Localizar entradas de gas o líquido en fugas en la TR. Localizar interfases de gas/líquido en el pozo. Determinar en donde hay flujo de una o dos fases.
El líquido, gas o una combinación de los dos (una o dos fases) tienen un sonido distintivo cuando fluyen a través de restricciones tales como: canales detrás de la TR, perforaciones o fugas de la TR. Este sonido es detectado y grabado en el registro Sonan. Una serie de filtros separa el espectro de frecuencias del sonido para analizar en forma individual las amplitudes contenidas en cada banda de frecuencias. A partir de modelos de estudio obtenidos en laboratorio y de la experiencia en el campo, los niveles de energía relativa en las cuatro bandas de frecuencia pueden relacionarse a una o dos fases de fluido y la probable localización del flujo. A menudo considerado como un registro de producción el Sonan puede ser definitivo en agujero descubierto mientras se perfora y durante la terminación. Para ayudar a la interpretación el registro Sonan a veces se graba en combinación con el registro de temperatura.
Flow profile Análisis volumétrico de agujero entubado
Perfiles de inyección o producción de una o dos fases integrados con otros datos de registro de producción localiza puntos en donde hay incremento debido a tratamientos al pozo. Detecta zonas de pérdida de circulación en agujero descubierto y pérdida de producción debido a zonas ladronas.
TEMP Temperatura Localiza puntos de entrada de gas en agujero descubierto y entubado. Determina el gradiente geotérmico.
SRPL Registra la presión de superficie
Mide la presión de cierre y de fondo fluyendo a cierta profundidad. Mide incrementos de presión
NFL Registro de flujo mediante radiactividad
Localización de zonas ladronas. Análisis cuantitativo de gasto de inyección o producción.
FDN Densidad del fluido Localiza entrada de los fluidos principal y secundario en flujo de dos fases. Proporciona un perfil de densidad de fluido en el caso de producción multifásica.
FMFI Proporciona perfiles de inyección o producción para indicar movimiento relativo de fluidos desde o hacia una zona de actividad. Detecta pérdidas de producción debidas a flujo cruzado o zonas ladronas.
FMCS Medidor continuo de flujo Proporciona perfiles de inyección o producción para indicar movimiento relativo de fluidos desde o hacia una zona de actividad
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más efectiva en condiciones de alto flujo o gasto. Detecta pérdidas de producción debidas a flujo cruzado o zonas ladronas.
FMBK Medidor de flujo en canasta Perfiles de producción para indicar el movimiento relativo de fluido de las diferentes zonas. La mejor opción en condiciones de bajo gasto. Determina el gasto de flujo multifásico en pozos verticales o desviados
TTGR Radioactividad a través de la TP
Excelente instrumento de correlación para agujeros esbeltos
WHI Indicador de colgamiento de agua
Localiza entrada de agua en pozos productores de hidrocarburos. Identifica los fluidos del pozo en flujo multifásico, se usa con el registro de densidad.
SPG Sistema de medición de presión HYDL Identifica flujo de agua detrás de la TR
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Apéndice D. Ejemplos de campo.
D1. Intervalo disparado con producción nula.
El intervalo 2667m – 2675m no está aportando producción. Tanto el registro de
molinete como el registro de temperatura no detectan flujo en esa zona. Figuras
D1a, D1b, D1c.
Figura D1a.Intervalo disparado con producción nula
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Figura D1b.Intervalo disparado con producción nula
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Figura D1c.Intervalo disparado con producción nula
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D2. Perfil mostrando una zona ladrona.
En la parte superior del intervalo 2750 m – 2770 m se observa una disminución en
la velocidad del registro de molinete. Esto indica que esta zona está admitiendo
fluidos. Figuras D2a, D2b, D2c.
Figura D2a.Zona ladrona.
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Figura D2b.Zona ladrona.
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Figura D2c.Zona ladrona.
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D3. Distribución normal en una zona disparada.
Figura D3a. Distribución normal de una zona disparada
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Figura D3b. Distribución normal de una zona disparada
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Figura D3c. Distribución normal de una zona disparada
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D4. Restricción de diámetros y comparación entre temperatura base y
fluyente.
A la profundidad de 2405 m se observa una distorsión en la lectura del registro de
molinete, ocasionada por una restricción en el área de flujo. Figuras D4a y D4b.
Figura D4a. Restricción de diámetros
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Figura D4b. Restricción de diámetros y comparación entre temperatura base
y fluyente
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D5. El registro no rebasa el intervalo disparado.
Las herramientas no se pudieron bajar más allá de 2910 m. Esta condición
ocasiona que el análisis no sea concluyente. Figuras D5a y D5b.
Figura D5a. El registro no rebasa el intervalo disparado
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Figura D5b. El registro no rebasa el intervalo disparado
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D6. Registro de producción con curvas de temperatura cerrado y fluyendo.
Las curvas de color azul en el segundo y tercer carril corresponden a las
mediciones hechas con el pozo cerrado. La curva azul de temperatura muestra
que auque el pozo está cerrado, no ha transcurrido el tiempo suficiente como para
suavizar la respuesta. El registro de molinete en la Figura D6b muestra que el
intervalo inferior presenta mayor aportación que el superior.
Figura D6a. Registro de producción con curvas de temperatura cerrado y
fluyendo.
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Figura D6a. Registro de producción con curvas de temperatura cerrado y
fluyendo.
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D7. Registro de producción antes y después de una estimulación.
En la Figura D7a se observa que únicamente el intervalo inferior aporta
producción. Después de la estimulación se corre nuevamente el registro de
producción y se observa que los intervalos superiores ya tienen producción, Figura
D7b.
Figura D7a. Registro de producción antes de una estimulación
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Figura D7b. Registro de producción después de una estimulación
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D8. Producción a través de una fractura.
En la siguiente figura se muestra el registro de producción de un pozo fracturado.
Se observa que la fractura aporta a partir de la profundidad de 6437 m.
Figura D8. Producción por una fractura
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D9. Registro de producción tomado junto con un registro RMT
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D10. Registro de producción tomado junto con un registro espectral.
En el carril 9 se encuentran los registros de producción.
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D11. Registro de producción con anisotropía.
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NOMENCLATURA Aw Área de la sección transversal del pozo (pie2) [m2] A�100 Área bajo la curva de intensidad de rayos gamma contra profundidad
(divisiones de la carta en pies), [divisiones de la carta en metros] A�i Área bajo la curva de intensidad de rayos gamma contra profundidad
arriba de donde sale todo el fluido (divisiones de la carta en pies), [divisiones de la carta en metros]
a Amplitud del ruido (dB) B Factor de corrección del perfil de velocidades ( )/ maxvv
v Cp Calor específico (Btu/lbm - ºF) [MJ/kg ºC] Cpf Capacidad de flujo de calor específico (Btu/lbm - ºF) [MJ/kg ºC] c Concentración de trazador (lbm/pie3) [Kgm/m3] cb Concentración de trazador en el fondo (lbm/pie3) [Kgm/m3] D Profundidad (pie) [m] dci Diámetro interno de la TR (pie) [m] dTr Diámetro externo de la herramienta (pie) [m] dQ Diferencial del ritmo de transferencia de calor (Btu/seg) [KJ/seg]
wdT Diferencial del ritmo de temperatura del pozo (ºF) [ºC]
dT/dD Gradiente geotérmico (gG)
Hp
T
∂
∂
Variación de la temperatura con respecto a la presión para una entalpía
)(tf Función de tiempo de Ramey (adimensional) gG Gradiente geotérmico H Entalpía (Btu) [KJ]
JTK Coeficiente de Joule-Thomson (ºK/atm)
L Espaciamiento del detector (pie) [m] L0 Espaciamiento entre baches de trazador en la posición 0 (pie) [m] l Distancia desde la posición inicial del trazador (pie) [m] m Masa (lbm) [Kgm]
nm Pendiente del molinete para respuestas negativas (rev/pie) [rev/m]
pm Pendiente del molinete para respuestas positivas (rev/pie) [rev/m]
p Presión (lb/pg2) [KPa] Q Gasto de transferencia de calor (Btu/seg) [KJ/seg] q Gasto volumétrico (pie3/seg) [m3/seg] qsc Gasto a condiciones estándar (pie3/seg)[m3/seg] r Posición radial (pies) [m] r1 Posición radial 1 (pies) [m] r2 Posición radial 2 (pies) [m] T Temperatura (ºC) [ºF] Tb Temperatura en D=0 (ºF) [ºC]
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Tce Temperatura afuera de la TR Ti Temperatura de inyección (ºF) [ºC] TG Temperatura del gradiente geotérmico (ºF) [ºC] Tw Temperatura del fluido en el pozo (ºF) [ºC] T0 Temperatura de la corriente 0 (ºF) [ºC] T1 Temperatura de la corriente 1 (ºF) [ºC] T2 Temperatura de la corriente 2 (ºF) [ºC] t Tiempo (segundos) t� Respuesta de tiempo del detector de rayos gamma (segundos) U Coeficiente de transferencia de calor (Btu/pie2 seg ºF) [KW/m2 ºK] u Flujo de calor (Btu/pie2 seg) [KW/m2] V Volumen específico (pie3) [m3]
ev Velocidad efectiva (pie/seg) [m/seg]
fv Velocidad del fluido (pie/seg) [m/seg]
Tv Velocidad de la herramienta (pie/seg) [m/seg]
tv Velocidad del umbral o velocidad mínima (pie/seg) [m/seg]
w Gasto másico (lbm/seg) [Kgm/seg] Z Parámetro de la ecuación de Ramey (pie) [m] α Difusión térmica (pie2/seg) [m2/seg] �i Intensidad de rayos gamma (divisiones de la carta) �it Intensidad de rayos gamma verdadera (divisiones de la carta) ∆pt Caída de presión a través del estrangulamiento (lb/pg2) [MPa] ∆t Tiempo de tránsito del trazador (segundos) ∆tle Borde principal del tiempo de tránsito (segundos) ∆tpp Tiempo de tránsito de pico a pico (segundos) ℓ Densidad (lbm/pie3) [kg/cm3]
λ Conductividad térmica (Btu/ºF seg pie) [KW/m ºK]
µ Viscosidad (cp) [Pa seg]
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