REGISTROS DE PRODUCCION

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION

REGISTROS DE PRODUCCION (PLT’s)

GENNY CAROLINA PINZON AGREDO Código: 2073481 ASTRID XIOMARA RODRIGUEZ CASTELBLANCO Código: 2073417 DIDIER ALBERTO MUÑOZ PINZON Código: 2072313

PROFESOR FERNANDO CALVETE Ingeniero de Petróleos

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FALCULTAD DE INGENIERÍAS FISICO-QUÍMICAS ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS BUCARAMANGA, 2011 AGENDA


INTRODUCCION 1. REGI REGIST STRO ROS S DE PROD PRODUC UCCI CION ON (PL (PLT’ T’s) s).....................................................5 1.1

Principios F Fíísicos.............................................................................5

1.2. 1.2.

Difere Diferente ntess Usos Usos De Los Los Regist Registros ros De Produc Producció ción n...............................7

1.3. 1.3.

Tipo Tiposs De De Reg Regis istr tros os De Prod Produc ucci ción ón.....................................................9

2. MEDIDO MEDIDORES RES DE TASA TASA DE FLUJO FLUJO (FLO (FLOWME WMETER TERS) S).................................13 2.1. 2.1.

Prin Princi cip pios ios bá bási sico coss................................................... ...........................................................................13 ........................13

2.2. 2.2.

Prin Princi cipi pio o y descr descrip ipci ción ón de de la herr herram amie ient ntaa.........................................16

2.3. 2.3.

Tipo Tiposs de de med medid idor ores es de fluj flujo o.............................................................18

2.3. 2.3.1. 1.

Medi Medido dorr De De Flu Flujo jo Cont Contin inúo úo........................................................18

2.3. 2.3.2. 2.

Medi Medido dorr de de flu flujo jo co con n emp empaq aque ue...................................................20

2.3.3. 2.3.3.

Medido Medidorr de de diám diámetr etro o tota totall (full(full-bor boree spin spinner ner))..............................21

2.4.

Aplicaciones...................................................................................23

2.5.

Toma de de da datos................................................................................23

2.6. 2.6.

Interp Interpret retaci ación ón de los Regist Registros ros de Produc Producció ción n.................................24

2.6. 2.6.1. 1.

Medi Medido dorr de de flu flujo jo.. Cál Cálcu culo lo de la tasa tasa de fluj flujo o...............................24

2.6. 2.6.1. 1.1. 1.

Cali Calibr brac ació ión n de dell Flow Flowme mete ter r ......................................................24 ......................................................24

2.6. 2.6.1. 1.2. 2.

Fact Fa ctor or de de corre correcc cció ión n de las las lectu lectura rass del flo flowm wmet eter er ..................27 ..................27

3. EJEM EJEMPL PLO O DE REF REFER EREN ENC CIA...................................................................30 4. EJEMPL EJEMPLO O 2: INTERP INTERPRET RETACI ACION ON DE UN UN REGIST REGISTRO RO DE PROD PRODUCC UCCION ION EN EL EL POZO HENAS 2...........................................................................................36 4.1.

Resultados.....................................................................................40

4.1.1. 4.1.1.

Calibr Calibraci ación ón “in “in situ situ”” de de la herram herramien ienta. ta. Pozo Pozo cerra cerrado do.................40

4.1.2. 4.1.2. Determ Determina inació ción n de las las tasas tasas de de flujo flujo de cada cada uno uno de de los inte interva rvalos los perforados............................................................................................40 4.1.3. 4.1.3.

Determ Determina inació ción n de los los porcen porcentaj tajes es de prod producc ucción ión de de cada inte interva rvalo. lo. 43

5. CONTR CONTROL OL DE DE CAL CALIDA IDAD D PARA PARA MEDIDO MEDIDORES RES DE FLUJ FLUJO O...........................45 5.1. 5.1.

Contro Controll de cali calidad dad del medido medidorr de flujo flujo con con emp empaqu aquee.......................45

5.2. 5.2.

Medi Medido dorr de de flu flujo jo co cont ntin inuo uo................................................................45


5.3. 5.3.

Medi Medido dorr de de diá diáme metr tro o to total tal................................................................46

BIBLIOGRAFIA

INTRODUCCION


Los registros de pozos se corren para establecer la productividad de estos y son son impo import rtan ante tess en la toma toma de decis decisio iones nes técn técnic icas as y econ económ ómic icas as para para trabajos futuros. Inicialmente los registros de hueco abierto proporcionan los datos necesarios para diseños de programas de completamiento de pozos, las características de produ producc cció ión n se basan basan en dato datoss obte obtenid nidos os en super superfifici cie, e, medi medici cion ones es efectuadas efectuadas en tanque medidores, medidores, separadores, etc, pero estos no relacionan relacionan directamente el volumen y la naturaleza de la producción de cada intervalo perfo perfora rado do,, por por esto esto se real realiz izan an los los regis registr tros os de produ producc cció ión n ya que que sus sus resultados son dados a condiciones de fondo, lo cual reduce los efectos de almacenamiento en el pozo, hace más práctica la corrida de una prueba transitoria transitoria sin tener que cerrar el pozo e interrumpir interrumpir la producción, producción, evalúan el comp comport ortam amie ient nto o de pozos pozos y yacim yacimie ient ntos os produ produci cien endo do bajo bajo condi condici cione oness estables y confirman la eficiencia del completamiento. Con este trabajo se describirán las diferentes herramientas utilizadas en los registros registros de producción, producción, basándonos basándonos en los medidores medidores de flujo flujo y se dará una guía para la interpretación de estos, además se hará una evaluación analítica de un ejemplo dado, para estudiar la importancia los datos obtenidos de los registros de producción.

1. REGIST REGISTROS ROS DE PRODU PRODUCCI CCION ON (PLT’ (PLT’s) s)


1.1 Principio Principioss Físicos Físicos Los registr registros os de producc producción ión nos dan un conocimie conocimiento nto de la natural naturaleza eza y comportamiento de los fluidos en el pozo durante periodos de producción o inyección. Estos Estos registros se pueden tomar después que se han cementado las tuberías de revestimiento, permitiendo conocer con más detalle no solo el comportamiento de los pozos, sino también de las formaciones. Mediante los registros de producción se pueden determinar características tales como: •

• • • • • • • •

Eval Evaluac uació ión n temp tempra rana na para para logra lograrr un diseño diseño de comp complet letam amie ient nto o eficiente. Detección de cambios en el comportamiento de los fluidos. Zonas que toman fluidos. Canalización en el cemento. Perforaciones taponadas. Determinación de zonas productoras o receptoras de fluidos. Evaluación de la eficiencia en el proceso de inyección. Control sobre los procesos de producción. Guía esencial para diseño de programas de reparación de pozos, proyectos de recuperación secundaria y terciaria.

Su aplicación más común es la medida del perfil de flujo del pozo, es decir, la dist distri ribuc bució ión n del del flui fluido do dentr dentro o y fuera fuera del del pozo pozo,, y con con ello ello dete determ rmina inarr el potencial productor de las distintas zonas presentes en el/los yacimiento(s). Dentro de la evaluación del rendimiento de un pozo se pueden hacer la siguientes determinaciones: • • • •

Contribución de cada zona. Tipos y porcentajes de fluidos por zonas. Medidas de temperatura y presión. Flujos cruzados o perdida de fluidos es zonas de bajas presiones.

Dentro de los análisis de problemas mecánicos se pueden detectar: • • • •

Fisuras en el revestimiento Fisuras en tubería de producción. Escapes a través de empaquetaduras. Comun Comunic icac ación ión entr entre e zonas zonas por por el espa espaci cio o anul anular ar debi debido do a mala mala cementación.


FIGURA 1. Problemas mecánicos que se pueden detectar Los registros de producción más comúnmente usados son: • • • •

Medidores de flujo. Medidores de densidad. Medidores de cortes de agua. Medidores de temperatura.

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

en los pozos verticales verticales o casi verticales, verticales, el comportamient comportamiento o de fluidos fluidos es relativamente relativamente simple y lo sensores convencionales convencionales de los registros de producción son más precisos para medir los parámetros del flujo de fluido zona por zona.


•

En pozo pozoss hori horizon zonta tale les, s, las medi medici cione oness basad basadas as en regis registr tros os de producci producción ón convenc convencion ional al no son los más adecuad adecuados os para obtene obtener r perf perfililes es de prod produc ucci ción ón con con fluj flujo o mult multififás ásic ico; o; expe experi rime ment ntos os en laborat laboratori orio o en varios varios tamaños tamaños de tuberí tubería a y desviac desviacion iones, es, revelan revelan perfiles y regímenes de flujo complejos incluyendo estratificación de fases, flujo en bache, flujo tapón, flujo con burbujas y flujo

1.2. 1.2.

Difer Diferen ente tess Usos Usos De Los Los Reg Regis istr tros os De De Prod Producc ucció ión n

Un regi regist stro ro de produ producci cción, ón, no neces necesar aria iame ment nte e se toma toma duran durante te la vida vida productiva de un pozo, sino, que se puede realizar durante la perforación, terminación y/o reparación, todo esto dependiendo de las necesidades de producción y/o objetivo del pozo, (Exploratorio o Desarrollo). Cuando do se real realiz iza a una una prue prueba ba de prod produc ucci ción ón Perforación Cuan durante la etapa de perforación, es casi seguro que se trata de un pozo exploratorio, y se lleva a cabo con la finalidad de conocer los fluidos que se encuentran en las formaciones perforadas, cabe aclarar que este tipo de pruebas se realizan en agujero descubierto y normalmente se les conoce con el nombre de Pruebas de formación. Para poder realizar este tipo de pruebas se cuenta con las siguientes técnicas y herramientas: •

a) Tubería de perforación con empacador inflable. Para realizar este tipo de prueba, es necesario inducir el pozo hasta la superficie, registrando valores de presión y temperatura, tanto en el fondo como en la superficie, así como, realizando en forma simultánea los aforos correspondientes. b) PRUEBAS DE IMPULSO: Es una prueba rápida y simple en la que el pozo no fluye fluye a la super superfifici cie. e. Es una técni técnica ca nuev nueva a que que propo proporc rcio iona na valo valores res confiables de presión de formación para la definición de parámetros como la permeabilidad y el factor de daño. Los productos de prueba de impulso, también pueden ser utilizados para evaluar características de yacimientos en las cercanías del pozo, tales como fracturas. c) RFT RFT (5, 6) Repe Repeat at Forma Formatition on Test Tester er.. Es una una herra herrami mient enta a que que perm permitite e realizar una prueba de formación, con la cual se determinan valores de permeab permeabili ilidad dad y fluidos fluidos conteni contenidos dos en la formaci formación. ón. La herrami herramient enta a esta esta constituida por un registrador de presión y temperatura, así mismo, cuenta con una celda que permite recuperar fluidos contenidos en el yacimiento de prueba, filtrado de lodo de perforación.

Terminación: Si dura durant nte e la perf perfor orac ació ión n de un pozo pozo,, no se realizaron realizaron pruebas de formación, formación, o bien, para confirmar los resultados resultados de las •


pruebas de formación realizadas previamente. Durante la terminación de un pozo se pueden realizar todas las pruebas de formación que se deseen, siempre y cuando las condiciones mecánicas del pozo lo permitan. Los tipos de pruebas de presión se pueden diseñar a un objetivo, como puede ser desde conocer el tipo de fluido del yacimiento o bien determinar el o los límites del mismo.

Producción: Cuan Cuando do un pozo pozo se encu encuen entr tra a en la etap etapa a de explotación y se tienen problemas de producción en el mismo, se puede programar la toma de registros de producción para determinar la (s) causa que motiva el problema. Entre los principales problemas que se presentan en la variación de la producción de pozo se tienen: Daño en las vecindades del pozo. Aumento en la producción de gas y/o agua Canalización hacia otros estratos. •

Inyección Al igual que en los pozos productores, en los pozos inyectores se presentan problemas en la disminución de la capacidad de admisión, esta baja o incremento en la admisión del pozo inyector se puede deber principalmente a: Daño en las vecindades del pozo. Canalización hacia otros estratos. Para determinar la causa del problema es necesario realizar la toma de registros de producción y la prueba se diseñara para el problema que se presente en el pozo. •

Reparación Cuando se repara un pozo a un intervalo intervalo nuevo, se recomienda la toma de información mediante un registro de producción, con la finalidad de determinar si la formación no está dañada o bien si existe una buena eficiencia en la zona disparada. •

1.2. 1.2.

Tipo Tiposs De Regi Regist stro ross De Prod Produc ucci ción ón


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

Temperatura Presión Medidores Spinner de Flujo

En la fase multifasica: • • • •

Densidad, gradiomanometria Capacitancia Herramientas de Imagén Medida directa de la velocidad.

Aparte de estos que constituyen el set principal de medidas existen unas auxiliares que son: • • • • • •

Caliper (Sección de flujo) Gamma Ray (Control de Profundidad) Localizador de collares de casing (Control de Profundidad)Pulsos de Neutron Noise Log Trazadores

Cada herramienta medirá una propiedad o algo específico según se ilustra en la TABL TABLA A 1. Y ella ellass se subdi subdivi vide den n depen dependi dien endo do el fluj flujo o pres present ente e en el yacimiento y de lo que se desee medir.

TABLA 1. Tipos de registros de producción



TABLA 2. Clasificación de los medidores de flujo


1. MEDIDO MEDIDORES RES DE TASA TASA DE FLUJO FLUJO (FLOWM (FLOWMETE ETERS) RS) Se usan para evaluar tasas de flujo, registrar el perfil de flujo y la contribución relativa de zonas activas. Hay tres tipos: continuo, de empaque o de diámetro total. (FIGURA 2 y 3) En la tabla se especifican las herramientas medidoras en flujo disponible por compañías de servicios. (TABLA 3)

2.1.

Principios bá básic sicos

Medición Medición de la frecuencia frecuencia de rotación (RPS) de una hélice hélice que gira según la velocidad velocidad del fluido en que se encuentra. encuentra. El perfil puede ser hecho en forma


1. MEDIDO MEDIDORES RES DE TASA TASA DE FLUJO FLUJO (FLOWM (FLOWMETE ETERS) RS) Se usan para evaluar tasas de flujo, registrar el perfil de flujo y la contribución relativa de zonas activas. Hay tres tipos: continuo, de empaque o de diámetro total. (FIGURA 2 y 3) En la tabla se especifican las herramientas medidoras en flujo disponible por compañías de servicios. (TABLA 3)

2.1.

Principios bá básic sicos

Medición Medición de la frecuencia frecuencia de rotación (RPS) de una hélice hélice que gira según la velocidad velocidad del fluido en que se encuentra. encuentra. El perfil puede ser hecho en forma estacionaria con la herramienta a una profundidad fija o en forma continua. Al hacer un perfil continuo, se mide simultáneamente la velocidad del cable que arrastra la herramienta, obteniéndose así una referencia para convertir la frecuencia de rotación en velocidad de fluido. Esta conversión se llama calibración calibración del flowmeter flowmeter y permite permite eliminar eliminar los efectos efectos de fricción fricción mecánica en el sensor, así como el efecto de cambios de viscosidades del fluido. Conociendo las dimensiones de la tubería se obtiene tasa de flujo. Al hacer mediciones estacionarias se hace la conversión de frecuencia de rotación a tasa de flujo por tablas, fórmulas o calibraciones empíricas. Una corrida corrida apropi apropiada ada de un regist registro ro de medici medición ón de flujo flujo Spinner Spinner debe producir un perfil confiable de flujo en una sola fase para un diámetro de wellbore constante. Sin embargo, el medidor de flujo Spinner es susceptible a problemas problemas mecánicos y la calidad calidad del registro registro depende, en gran parte, en el procedimiento de la toma del registro y el cuidado en su respectiva corrida.


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

FIGURA 3 Tipos de medidores de flujo flujo



MEDIDORES DE FLUJO

GEARHART

DRESSER

Medidor de flujo continuo



Medidor de flujo con empaque

Medidor de caudal total


1+11/16

2 + 1/8

2

2 + 1/8

Y

Y

y

y

Variable al diámetro interno del casing

1+11/16

1+7/16

1+ 11/16

1+11/16

1+ 11/16

Maxima Temperatura (°F)

300

300

350

285

350

300

Maxima Presion (Psi)

15000

18000

15000

10000

15000

15000

Diamentro de la herrameinta en pulgadas

SCHLUMBERGER

WELEX


Minima tasa de flujo (Bb/dia)

150

200

300

10

50

200

Maxima tasa de flujo (Bb/dia)

60000

60000

60000

1900

50000

60000

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


Minima tasa de flujo (Bb/dia)

150

200

300

10

50

200

Maxima tasa de flujo (Bb/dia)

60000

60000

60000

1900

50000

60000

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


2.2. 2.2.

Prin Princi cipi pio o y desc descri ripc pció ión n de la la herr herram amie ient ntaa

El principio básico consiste en la medición de la frecuencia de rotación de una hélice que gira según la velocidad del fluido que se mueve en el pozo y pasa a través y frente a ella. La herramienta se corre centralizada para mantenerse en el centro de la columna del flujo y movida a velocidad constante a lo largo de la tubería, usualmente en contra de la dirección de flujo. (FIGURA 4). La hélice es montada en una tubería sobre un mecanismo de baja fricción. (FIGURA 5), con un pequeño magneto ubicado en dicha tubería, tal que cuando gira genera una corriente cuya frecuencia de señal es proporcional a la velocidad de giro, la cual es directamente proporcional a la velocidad del fluido dentro de la tubería, relativa a la velocidad de la herramienta. La herramienta registra las revoluciones por segundo de la hélice.


2.2. 2.2.

Prin Princi cipi pio o y desc descri ripc pció ión n de la la herr herram amie ient ntaa

El principio básico consiste en la medición de la frecuencia de rotación de una hélice que gira según la velocidad del fluido que se mueve en el pozo y pasa a través y frente a ella. La herramienta se corre centralizada para mantenerse en el centro de la columna del flujo y movida a velocidad constante a lo largo de la tubería, usualmente en contra de la dirección de flujo. (FIGURA 4). La hélice es montada en una tubería sobre un mecanismo de baja fricción. (FIGURA 5), con un pequeño magneto ubicado en dicha tubería, tal que cuando gira genera una corriente cuya frecuencia de señal es proporcional a la velocidad de giro, la cual es directamente proporcional a la velocidad del fluido dentro de la tubería, relativa a la velocidad de la herramienta. La herramienta registra las revoluciones por segundo de la hélice.


Almacenador de la batería de la memoria Memoria registros de producción. Medidor sencillo de Presión Cuarzo Gamma Ray Localizador de collares de casing Knuckle joint Herramienta de temperatura Knuckle joint Centralizador Spinner Herramienta de capacitancia hold up agua Centralizador Spinner de memoria de flujo continuo

FIGURA 4 Sarta típica para registros de producción


FIGURA 5 Medidores de flujo

2.3. 2.3.

Tipo Tiposs d dee medi medido dore ress de fluj flujo o

2.3.1. Medidor Medidor De Flujo Flujo Continú Continúo o Es un velocímetro de tipo hélice, el cual mide las velocidades del fluido en el revestimiento o el tubing. La herramienta herramienta es mantenida mantenida en el centro de la columna columna de fluido fluido por medio de cent centra raliliza zado dores res de resort resorte e y movi movida da a una una veloc velocida idad d const constant ante e en dirección contraria a la del flujo. La velocidad de la hélice es una función lineal de la velocidad del fluido relativa a la herramienta, esta es registrada continuamente contra la profundidad.

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION El eje de la hélice esta soportado por pivotes de baja fricción lo cual implica implica una perdida en la hélice de dos (2) RPS. Un pequeño magneto está montado en el eje de la hélice hélice de tal manera que la señal señal de corrient corriente e alterna alterna se genera en una bobina a medida que la hélice gira. Es una herramienta herramienta de hélice, cuya función es evaluar las tasas relativas relativas de flujo con las cuales contribuye una de las zonas abiertas a la producción que se encu encuen entr tran an en el pozo pozo.. Tien Tiene e un impu impuls lsor or mont montad ado o dent dentro ro de la herramienta, o en algunas versiones, al final de la misma. El medidor de flujo continuo se chocan con más frecuencia en los tubos donde la velocidad del fluido son altos y los líquidos tienden a ser una mezcla homogénea La frec frecue uenc ncia ia de esta esta seña señall es medi medida da y regi regist stra rada da en el equi equipo po de superficie. Los diámetros de las herramientas de los medidores de flujo continuo son pequeños hasta de 1-11/16 pulg, el cual pasa a través de 2-3/8 pulg. Las herramientas estándar están disponibles para temperaturas de 350º F y presión en el fondo del pozo de 15000 psi. Existen también equipos especializados disponibles para temperaturas de 600ºF y presión en el fondo del pozo de 3000 psi. El medidor de flujo continuo se usa para la determinación de perfiles de producción o inyección, localización de las fisuras en el tubing o en el revestimiento, análisis de operaciones de fracturamiento o acidificación y para determinar índice de profundidad. Principalmente las herramientas pueden ser usadas en régimen de flujos monofásicos: inundación de agua (waterflood), pozos de alta producción de aceite (FIGURA 6).


FIGURA 6. Medidor de flujo continuo.

2.3.2. Medidor Medidor de de flujo flujo con empaque empaque El medidor de flujo con empaque es similar al medidor de flujo continuo, este, usa en la parte inferior de la sonda una bolsa inflable que se presiona contra la pared del hueco, esta desvía el flujo hasta la sección de medida. Las medidas se toman en puntos por encima y debajo e cada zona de interés y el valo valorr regi regist stra rado do es RPS RPS de la héli hélice ce.. Las Las cual cuales es se conv convie iert rten en directamente directamente a tasas de flujo flujo por intermedio intermedio de graficas graficas ya preestablecidas preestablecidas para bajas tasas de flujo. Se encuentra encuentra en tamaños tamaños hasta de 1-11/16 pulg, pulg, para trabajar trabajar en tubing de 2-3/8 pulg de diámetro. Este tiene rango de temperatura de 285º F y un rango de presión de 10000 psi. (FIGURA 7)


Localización de collares

Caja electronica Seccion de la helice

Resorte del empaque Bolsa inflable Direccion del flujo Bomba Filtro

FIGURA 7. Medidor de Flujo con empaque

2.3.3. Medidor Medidor de diámetro diámetro total total (full-bore (full-bore spinne spinner) r) La herramienta consta de un velocímetro o hélice; se utiliza para registrar perfiles de producción o inyección. La determinación del verdadero valor del flujo es generalmente un problema, cuan cuando do se util utiliz izan an los los medi medido dores res de fluj flujo o cont contin inuo uo o con con empa empaque que.. El medi medidor dor de fluj flujo o cont contin inuo uo no es muy muy exact exacto o en fluj flujo o de fase fasess múlt múltipl iples, es, mientras que el medidor de flujo con empaque solo es útil para flujos muy pequeños. Estos inconvenientes se eliminan usando el medidor de diámetro total corrido por la compañía schlumberger. Acá el mecanismo permite expandir la hélice de forma tal que al salir de la tubería cubra gran parte de la sección de revestimiento, midiendo así el caudal total.

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION Se puede emplear tanto en regímenes bajos como elevados y su exactitud no se ve tan afectada para flujos multifasicos, permitiendo su uso en un gran rango de viscosidades. La herramienta puede reducirse a un diámetro de 1-11/16 pulg y operar en tuberías entre 3-1/2 y 9-5/8 pulg de diámetro. Sirve para altos rangos de viscosidades, regímenes altos y bajos de flujo y fluido monofásico y multifasico. (FIGURA 8)

Pistón ecualizador Válvula de control

Eje de la hélice Pistón del centralizador Mecanismo de cierre

Hélice

Resorte centralizador

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

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION 2.4.

Aplicaciones

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

•

•

•

2.1.

Generación del perfil de flujo en zonas múltiples que producen en una misma misma tubería. tubería. El perfil perfil muestra muestra cuales cuales zonas fluyen fluyen y cuál es su contribución relativa en función de la tasa volumétrica total. Perfi Perfile less de fluj flujo o reali realiza zado doss ante antess y despu después és de trat tratam amie ient ntos os de estimulación (acidificación o fracturamiento) indican los cambios en el perfil después del tratamiento, permitiendo evaluar su eficiencia. Perfi Perfile less toma tomados dos en pozos pozos de inyec inyecci ción ón permi permite ten n moni monito tore rear ar los los proyectos de recobro secundario, disposición de agua y almacenamiento de gas. Cuando se produce agua o gas no esperados con la producción de petróleo, un medidor de flujo en conjunto con otras herramientas de producción permiten ubicar las zonas ofensoras antes de iniciar los trabajos de recuperación.

Toma de datos

En flujo monofásico, cuando el diámetro del pozo, la viscosidad del fluido y la velocidad de perfilaje se mantienen constantes, la velocidad del giro de la héli hélice ce es una una func funció ión n line lineal al de la vel velocid ocida ad del del flui fluido do relat elativ iva a a la herramienta. Si se requiere determinar el diámetro del pozo en hueco abierto, se utiliza un calibrador corrido a través de la tubería, el diámetro se toma de los valores conocidos de la tubería, suponiendo que no se se han formado depósitos. La viscosidad de los fluidos tiene un marcado efecto sobre la velocidad de la héli hélice ce y los los resul resulta tados dos de la corr corrida ida deben deben ser cuest cuestio iona nados dos si no se determina que la viscosidad permanece constante durante la corrida, por cuanto la hélice podría estar respondiendo mas a los cambios de viscosidad viscosidad que a los cambios de velocidad de flujo. A veces se presentan respuestas en formas de picos o lecturas erráticas a lo largo de los intervalos perforados y por eso las lecturas deben establecerse entre intervalos y no a lo largo de ellos. La veloci velocidad dad del perfila perfilaje je debe debe ser constan constante. te. La herrami herramient enta a debe debe ser movida a contraflujo, de forma tal que la velocidad de la hélice nunca sea menor de 2 RPS.


2.2. 2.2.

Inter Interpr preta etaci ción ón de de los los Regis Registr tros os de de Produ Producci cción ón

2.2.1. Medidor Medidor de flujo. flujo. Cálculo Cálculo de la la tasa de flujo flujo 2.2. 2.2.1. 1.1. 1. Cali Calibr braci ación ón de dell Flow Flowme meter ter Para obtener un valor exacto de la tasa de flujo se usa el siguiente método de calibración: •

•

Se corre el medidor de flujo sobre el intervalo de interés a varias velocidades de cable, (3 o 4) hacia arriba y abajo (FIGURA 9). Para cada profundidad de interés se grafica la lectura del medidor de fluj flujo o (RPS (RPS)) cont contra ra la velo veloci cida dad d del del cabl cable e (pie (pies/ s/mi min) n),, usan usando do la siguiente convención para el signo de la velocidad del cable:

Pozo productor se considera positivo hacia abajo. Pozo inyector se considera positivo hacia arriba. Si se cambia el sentido de la hélice del medidor de flujo, se debe usar el signo correcto para este al hacer la grafica. •

•

•

Se extrapola la recta que mejor ajuste a los puntos representados hasta el eje de la velocidad en los dos sentidos. (FIGURA 10). La velocidad del fluido (vf), medida por el medidor de flujo corresponde al punto medio de la zona muerta. Si no se obti obtien enen en punt puntos os en la zona zona infe inferio riorr del del graf grafic ico o (porq (porque ue algu algunas nas vece vecess las las velo veloci cida dades des alta altass del del flui fluido do impi impide den n corre correrr la herramienta más rápida que el fluido), se extrapola solo la parte superior y se agrega a esta velocidad la mitad del valor de la zona muerta determinada determinada en otra zona de velocidades velocidades más bajas o de una calibración hecha bajo las perforaciones.


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

La tasa de flujo está dada por:

Qt= velocidad promedio x área de la sección del hueco Qt= VxA (1)


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


2.1.1. 2.1.1.1. 1. Factor Factor de corr correcci ección ón de de las las lectur lecturas as del del flowm flowmeter eter La herramienta herramienta es mantenida mantenida en el centro de la columna columna de fluido fluido por medio de centralizadores, lo cual hace que responda a la velocidad del fluido en el centro del wellbore (velocidad central). La forma del perfil de velocidades nos dará la relación entre la velocidad en el centro del hueco y la velocidad promedio del fluido, con la cual se calculara la tasa de flujo. La velocidad medida por el medidor de flujo se corrige multiplicando por un factor C para efectos del cálculo de tasa de flujo de manera que: Qt = C x velocidad medida x Área (2) Igualando las ecuaciones 1 y 2 se puede hallar el factor de corrección C como: C= velocidad promedio / velocidad medida La FIGURA 11 se utiliza para determinar el valor de corrección C en los diferentes tipos de flujo. En la práctica para el flujo turbulento se usa un valor C de 0,83 En forma general para calcular la tasa de flujo se usa: Qt=C*Vfk*1000 (Bl/D)

Donde: Qt= tasa de flujo Vf= velocidad del fluido medida por la herramienta C= factor de corrección del medidor de flujo K= constante para considerar el área del revestimiento El valor de K depende del diámetro y peso de la tubería.


FIGURA 11 Factor de corrección C para la velocidad promedio de flujo El valor de K se lee de la TABLA 4 TUBERIA

VELOCIDAD MEDIA (K)

Nom OD

P es o

Diámetro interno

1000 B/D

Pulg.

Lb/pie

Pulg.

mm.

2,75

1,610

40,89

84,54

140,9

10,276

4,00

2,041

51,84

52,56

87,7

172

2-3/8”

4,60

1,995

50,67

55,02

91,7

180

(60,3)

5,80

1,867

47,42

62,82

104,7

205

2-7/8”

6,40

2,441

62,00

36,78

61,3

120

(73,0)

8,60

2,259

57,38

42,90

71,5

140

m/min. cm/seg pie/min.

(mm) 1,9” (48,3)

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION 7,70

3,068

77,93

23,28

38,8

76,0

3-1/2”

9,20

2,992

76,00

24,48

40,8

79,8

(88,9)

10,20

2,922

74,22

25,68

42,8

83,7

12,70

2,750

69,85

28,98

48,3

94,5

9,50

3,548

90,12

17,40

29,0

56,7

12,60

3,958

100,53

13,98

23,3

45,6

9,50

4,090

103,9

13,08

21,8

42,7

4-1/2”

11,60

4,000

101,6

13,44

22,4

44,7

(114,3)

13,50

3,920

99,6

14,22

23,7

46,6

15,10

3,826

97,2

15,00

25,0

48,8

11,50

4,560

115,8

10,50

17,5

34,4

5”

13,00

4,494

114,2

10,80

18,0

35,4

(127,0)

15,00

4,408

112,0

11,28

18,8

36,8

18,00

4,276

108,6

11,88

19,8

39,1

13,00

5,044

128,1

8,64

14,4

28,1

14,00

5,012

127,3

8,70

14,5

28,5

5-1/2”

15,00

4,950

125,7

8,94

14,9

29,2

(139,7)

17,00

4,892

124,3

9,12

15,2

29,9

20,00

4,778

121,4

9,60

16,0

31,3

23,00

4,670

118,6

10,02

16,7

32,8

17,00

6,135

155,8

5,82

9,7

19,0

20,00

6,049

153,6

5,94

9,9

19,5

4” (101,6) 4-1/2” (114,3)

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION 6-5/8”

24,00

5,921

150,5

6,24

10,4

20,4

(168,3)

28,00

5,791

147,1

6,54

10,9

21,3

32,00

5,675

144,1

6,78

11,3

22,2

17,00

6,538

166,1

5,10

8,5

16,7

20,00

6,456

164,0

5,22

8,7

17,2

23,00

6,366

161,7

5,40

9,0

17,6

7”

26,00

6,276

159,4

5,52

9,2

18,2

(177,8)

29,00

6,184

157,1

5,70

9,5

18,7

32,00

6,094

154,8

5,88

9,8

19.3

35,00

6,004

152,5

6,06

10,1

19,8

38,00

5,920

150,4

6,24

10,4

20,4

20,00

7,125

181,0

4,32

7,2

14,1

24,00

7,052

178,4

4,44

7,4

14,5

7-5/8”

26,40

6,969

177,0

4,50

7,5

14,7

(193,7)

29,7

6,875

174,6

4,62

7,7

15,1

33,7

6,765

171,8

4,80

8,0

15,6

39,00

6,625

168,3

4,92

8,2

16,3

24,00

8,097

205,7

3,33

5,55

10,9

28,00

8,017

203,6

3,39

5,66

11,1

8-5/8”

32,00

7,921

201,2

3,48

5,81

11,4

(219,1)

36,00

7,825

198,8

3,55

5,92

11,7

40,00

7,725

196,2

3,63

6,05

12,0

44,00

7,625

193,7

3,75

6,25

12,3

49,00

7,511

190,8

3,87

6,45

12,7


9,063

230,2

2,66

4,44

8,70

32,30

9,001

228,6

2,69

4,49

8,83

9-5/8”

36,00

8,921

226,6

2,74

4,58

8,89

(244,5)

40,00

8,835

224,4

2,80

4,67

9,16

43,50

8,775

222,4

2,85

4,75

9,33

47,00

8,681

220,5

2,88

4,81

9,49

53,50

8,535

216,8

3,00

5,00

9,81

32,75

10,192

258,9

2,10

3,50

6,88

40,50

10,050

255,3

2,16

3,60

7,08

10-3/4”

45,50

9,950

252,7

2,20

3,68

7,22

(273,0)

51,00

9,850

250,2

2,25

3,75

7,37

55,50

9,760

247,9

2,29

3,82

7,51

60,70

9,660

245,4

2,34

3,91

7.66

65,70

9,560

242,8

2,40

4,00

7,82

38,00

11,150

283,2

1,76

2,94

5,75

42,00

11,084

281,5

1,77

2,96

5,82

11-3/4”

47,00

11,000

279,4

1,81

3,02

5,91

(298,5)

54,00

10,800

276,4

1,84

3,08

6,04

60,00

10,772

273,6

1,88

3,14

6,16

48,00

12,715

323,0

1,35

2,25

4,42

54,50

12,615

320,4

1,37

2,29

4,49

13- 3/8”

61,00

12,515

317,9

1,39

2,33

4,56

(339,7)

68,00

12,415

315,3

1,41

2,36

4,64

72,00

12,347

313,6

1,43

2,39

4,69


15,376

390,6

0,92

1,54

3,02

16”

65,00

15,250

387,4

0,93

1,56

3,07

(406,4)

75,00

15,124

284,2

0,95

1,59

3,13

84,00

15,010

381,3

0,97

1,62

3,17

94,00

19,124

485,8

0,60

1,00

1,95

20” (508,0)

TABLA 4 Factor K, del parámetro constante para considerar el área del revestimiento y tubería. La TABLA 4 se basa en unidades unidades practicas de la velocidad velocidad promedio para para tener una tasa de flujo de 1000 Bl/D.

3.

EJEMPLO DE REFERENCIA

Usando las curvas del registro medidor de flujo de la FIGURA 12 calcular la tasa de flujo de un revestimiento de 7 pulgadas, 23 Lb/pie.


FIGURA 12 Medidor de diámetro total (full bore spiner)

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION De la FIGURA 12 se obtiene los siguientes datos Velocidad del cable

MEDIDOR DE FLUJO (RPS)

Pie / minuto

Estación A Estación B Estación C Estación D

Bajando

115

20,1

14,6

9,2

5,1

82

18,5

13,0

8,4

3,5

50

17,2

11,6

5,4

2,1

Lectura

Estacionaria 14,7

9,7

3,2

-

Subiendo

32

13,3

8,3

1,9

-1,1

80

11,5

6,3

-

-3,1

110

9,9

4,6

-

-4,6

•

Calibración de la herramienta:

Se representa representa en papel normal la velocidad velocidad del cable (pies/mi (pies/minuto) nuto) contra contra las lecturas del medidor de flujo (RPS) tla como se muestra en la FIGURA 13.

FIGURA 13 Grafico de calibración in situ ESTACION

Se debe tener en cuenta que las lecturas de la velocidad del cable con la ESTACION herramienta bajando se toman positivas y subiendo se asumen negativas Todas las líneas de calibración in-situ tienen una pendiente de 4,6 RPS por ESTACION 100pies/minuto lo cual indica que está bien calibrada la herramienta de acuerdo a los valores de laboratorio: 4,7 RPS por 100pie/1000 para agua, ya ESTACION que la calibración se hace en esta. La diferencia entre las intersecciones con el eje X (velocidad del cable) de las dos líneas de la estación D es 12 pies/min, donde la mitad de esta diferencia es la velocidad de fluido necesaria para iniciar el movimiento de la hélice (Vx).

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION •

Cálculo de la tasa de flujo:

Se realiza una grafica de velocidad de la hélice versus velocidad del del cable y se construye una línea de respuesta respuesta del flujo paralela paralela a la línea estabilizad estabilizada a de la estación A e intersectando el eje de velocidad en Vx. FIGURA 14 En este caso particular, las lecturas de la estación D están sobreimpuestas en la línea de respuesta de flujo; esto es válido debido a que la tasa de flujo en la estación D es cero y la viscosidad es constante. En la FIGURA 14, la línea de respuesta de flujo tiene una intersección con el eje X en Vx = 6 pie/minuto y una pendiente de 4,6 RPS por 100pie/minuto. Las velocidades del fluido para las estaciones A B y C son determinadas a partir de la FIGURA 14 comenzando desde la intersección de la línea de calibración in situ para la estación y el eje Y (donde la velocidad del cable es cero), pasando horizontalmente hasta la línea de respuesta de flujo y luego se va vertica verticalme lmente nte bajando bajando hasta hasta la veloci velocidad dad del fluido fluido y leemos leemos las velocidades para A B y C.

ESTACIO FIGURA 14 Grafico para la lectura de velocidades de cada intersección

Se lee: VA= 328 pie/minuto VB= 220 pie/minuto VC= 89 pie/minuto De la TABLA 4 el valor de K es 17,6 pie/minuto •

Para la zona A:

ESTACION

V= 328 + VxESTACION V=328 + 6 = 334 pie/minuto Qt= (CV/K)* 1000 (BL/D)= 0,83*334/17,6*1000= 15755 (Bl/D) LINEA DE RESPUESTA DE


Para la zona B:

V= 220 + Vx V=220 + 6 = 226 pie/minuto Qt= (CV/K)* 1000 (BL/D)= 0,83*226/17,6*1000= 10658 (Bl/D) •

Para la zona C:

V= 89 + Vx V=89+ 6 = 95 pie/minuto Qt= (CV/K)* 1000 (BL/D)= 0,83*95/17,6*1000= 4480 (Bl/D) •

•

Para la estación D el caudal es cero Determinación de los porcentajes

Para la estación A será el 100% ya que en este caudal está incluido el caudal de las estaciones B y C. Para la estación B %=100*1065815751=67 Para la estación C %=100*448015751=28 La calibración anterior se aplica a pozos con tasas de flujo altas, donde se utiliza el medidor de flujo total y el medidor de flujo continuo. Cuando el diámetro del revestimiento o del hueco es variable, el cálculo de la tasa de flujo no puede hacerse con la fórmula utilizada en el ejemplo. En estaos casos, el diámetro debe ser medido a partir de un registro caliper para cada zona y la tasa de flujo se calcula con la siguiente ecuación: Q=V*π*d24*144*256,6*C

Es decir Q=1,4*V*d2*C, BlD

2.

EJEMPLO 2: INTERPRETACION DE UN REGISTRO DE PRODUCCION EN EL POZO HENAS 2

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION En el pozo Henas 2 se tomo un registro combinado de producción con un revestimiento de 9 – 5/8 pulg., 47 Lb/pie, siguiendo el procedimiento que a continuación se describe: •

• •

•

•

•

Se armo el equipo en superficie, se reviso el diámetro de las herramientas a utilizar de acuerdo con la tubería que se encuentra en el pozo. Se cerró el pozo. Se bajo bajo la herr herram amie ient nta a con con medi medido dorr de fluj flujo, o, temp temper erat atur ura, a, gradiomanómetro, presión, Gamma Ray y CCl para correlacionar en profundidad. Alcanzando Alcanzando el periodo de estabilizaci estabilización ón se inicia inicia la calibración calibración “in situ”, como se muestra en la FIGURA 16, basados en los datos tomados en el registro que se muestra en la FIGURA 15. Finalizada la calibración in situ, se sienta la herramienta 100 pies por encima del tope de las perforaciones, (7500 ft) y el pozo es nueva nuevame ment nte e abie abiert rto o a prod producc ucció ión, n, hast hasta a alcan alcanza zarr un fluj flujo o de estabilización. Obtenido el periodo de flujo estable, se hace corridas subiendo y bajando a diferentes velocidades del cable, como se muestra en el registro de la FIGURA 17.


UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION FIGURA 15. Resumen del registro de producción. Pozo cerrado.

FIGURA 16. Calibración in situ. Pozo cerrado.

•

•

Posteriormente se tomaron lecturas estacionarias en los siguientes intervalos: 7500 7632 7659 7701 7729 y 7778 ft. Se desarma el equipo y se saca la herramienta del hueco.


FIGURA 17. Resumen del registro de producción. Pozo abierto

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION totalmente al flujo.

2.1.

Resultados

2.1.1. Calibración Calibración “in “in situ” de la herramien herramienta. ta. Pozo cerrado cerrado Datos tomados de la FIGURA 15 a una profundidad de: 7580 pies

CORRIDAS

VELOCIDAD DEL CABLE (Pies/ min.)

HELICE (RPS)

Bajando

30

1,10

Bajando

45

1,60

Bajando

61

2,30

Bajando

90

3,80

Bajando

120

5,20

Subiendo

30

-1,30

Subiendo

45

-1,90

Subiendo

60

-2,60

Subiendo

92

-4,20

Subiendo

121

5,70

De la FIGURA 16 la zona muerta es de 20 pies/min, de donde la velocidad “threshold” (velocidad mínima para empezar a mover la hélice) es la mitad de la zona muerta, 10 pies/ minuto. NOTA: la calibración con el pozo cerrado se puede hacer a lo largo de toda la zona de interés, ya que con el pozo cerrado no existe velocidad del fluido (zona muerta). En este caso se hizo a 7850 pies.

2.1. 2.1.2. 2. Dete Determ rmin inac ació ión n de las las tasa tasass de fluj flujo o de cada cada un uno o de los los intervalos perforados.

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION A partir del resumen del registro combinado de producción corrido con el pozo fluyendo (FIGURA 17), se leen los valores de velocidad del cable en pies/minuto y los RPS de la hélice, basándose en las lecturas de las corridas bajando, ya que las corridas subiendo no son muy confiables debido a que allí se presentan velocidades relativas entre la velocidad del fluido y la velocidad del cable. De la FIGURA 17 se obtienen los siguientes valores: VELOCIDAD DEL CABLE (pies/minuto)

VELOCIDAD DE LA HELICE (RPS)

Estación 1

Estación 2

Estación 3

Estación 4

Estación 5

31

6,20

4,50

4,50

3,60

3,60

45

7,00

5,60

5,20

4,30

4,30

60

7,70

6,40

6,00

5,10

5,10

89

9,20

7,90

7,60

6,60

6,60

120

10,80

9,80

9,20

8,20

8,20

NOTA: las lecturas se hacen unos pies por encima del tope de cada uno de los intervalos perforados. Luego, se grafica en papel normal las lecturas lecturas de velocidad velocidad del cable contra RPS de la hélice (Spinner) para cada estación (FIGURA 18). 2 E. FIGURA 18 Determinación de velocidades de cada estación para calculo de 3

sus tasas de flujo

4-

De las las líne líneas as obten obtenid idas, as, se leen leen los los valor valores es de la velo veloci cida dad d del del flui fluido do (pies/minut (pies/minuto), o), y se calculan las tasas de flujo flujo para cada estación como como se CALIBRACI muestra a continuación: ON

•

ESTACIÓN 1

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION Vf leída =107 pies/minutos La tasa de flujo es: Qt=CVfkx 1000 (BLD) Qt=0,83*107pies/minuto9,49 Qt=0,83*107pies/minuto9,49 pies/minutox 1000 Qt=9358 (BLD) •

ESTACIÓN 2 Vf leída =79 pies/minutos

Qt=0,83*79pies/minuto9,49 Qt=0,83*79pies/minuto9,49 pies/minutox 1000 Qt=6909 (BLD) •


Qt=0,83*70pies/minuto9,49 Qt=0,83*70pies/minuto9,49 pies/minutox 1000 Qt=6122 (BLD)

ESTACIÓN 4 En este intervalo no hay flujo debido a que las lecturas del perfil del medidor de flujo no cambian con respecto a las estación 5. •

•


Qt=0,83*54pies/minuto9,49 Qt=0,83*54pies/minuto9,49 pies/minutox 1000 Qt=4723 (BLD)

2.1.1. 2.1.1. Determi Determinac nación ión de los porcent porcentaje ajess de producci producción ón de cada intervalo. El porcentaje de producción se calcula así:


•

Intervalo ( 7600-7618) pies %=9358-69099358=26

•

Intervalo ( 7639-7654) pies %=6909-61229358=8

•

Intervalo ( 7664-7684) pies %=6122-447239358=15

•

Intervalo ( 7735-7746) pies %=47239358=51


A continuación se resume lo calculado anteriormente: CONTRIBUCION DE PRODUCCION A TRAVES DE LA ESTACIÓN (BPD)

CONTRIBUCION POR INTERVALO (BPD)

CONTRIBUCION DE PRODUCCION POR INTERVALO (%)

7600 – 7618

9358

2449

26

2

7639 – 7654

6909

787

8

3

7664 – 7684

6122

1399

15

4

7718 – 7722

0

0

0

5

7735 – 7746

4723

4723

51

ESTACIÓN

INTERVALO (Pies)

1

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION 2.

CONTROL DE CALIDAD PARA MEDIDORES DE FLUJO

La exactitud de las mediciones dependen de:

2.1

•

El número de fases presentes

•

La desviación del pozo

•

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

•

Las variaciones del diámetro del hueco

•

Cambios en la tasa de producción o inyección

•

Control de presión de cabeza la cual debe mantenerse estable

Contro Controll de de cali calidad dad del medido medidorr de de flujo flujo con empaqu empaquee

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION 2.

CONTROL DE CALIDAD PARA MEDIDORES DE FLUJO

La exactitud de las mediciones dependen de:

2.1. 2.1. •

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•

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2.1. 2.1. •

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2.1.

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El número de fases presentes

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La desviación del pozo

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

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Las variaciones del diámetro del hueco

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Cambios en la tasa de producción o inyección

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Control de presión de cabeza la cual debe mantenerse estable

Contro Controll de de cali calidad dad del medido medidorr de de flujo flujo con empaqu empaquee En cada cada estaci estación ón chequea chequearr el sello sello del empaque, empaque, afloja aflojando ndo unos pocos pies de cale y observando la caída de tensión en el cable. Repetir la medición en cada estación (parada). Estar seguro que el diámetro externo de la hélice y el grado de inclinación sean conocidos, de modo que la interpretación de la carta pueda ser usada correctamente. Hacer por lo menos una parada por encima de las perforaciones donde la tasa de flujo es conocida o puede ser calculada a partir de la tasa de flujo en superficie y datos PVT. Medi Medido dorr de de fluj flujo o con conti tin nuo Se corr corre e la herr herram amie ient nta a sobr sobre e el inte interv rval alo o de inte interé réss a vari varias as velocidades de cable (3 o 4) hacia arriba y abajo. Mantener la velocidad del cable constante en cada corrida. Si se registra en un completamiento hueco abierto, una medida del caliper puede ser necesario para la interpretación.

Medidor de diámetro total


Se corre para minimizar minimizar loe errores en las mediciones mediciones del medidor de flujo continuo causados por los cambios de viscosidad.

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REGISTROS DE PRODUCCION

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