Capítulo 6
Capítulo 6
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Figura 6.34<br />
Sensor<br />
Herramienta Digital de<br />
Entrada e Imágenes de Fluido<br />
(DEFT). La impedancia local<br />
alrededor de la sonda cambia<br />
cuando las burbujas de la<br />
fase dispersa se acercan al<br />
extremo de la sonda. El nivel<br />
de la señal indica qué fase se<br />
está observando, lo cual lleva<br />
a una medición directa del<br />
“hold-up” de la fase.<br />
Flujo<br />
Sensor<br />
La densidad medida de esta forma, sin<br />
embargo, no se ve afectada por caídas de<br />
presión por fricción.<br />
La primera de las técnicas expuestas<br />
presenta errores intrínsecos debido a que el<br />
cambio de capacitancia no es lineal respecto<br />
del “hold-up”, y la respuesta presenta una<br />
discontinuidad cuando la fase continua cambia<br />
de agua a petróleo. La respuesta también<br />
depende del régimen de flujo, cuando las<br />
propiedades eléctricas son afectadas por la<br />
distribución espacial de las fases.<br />
• La densidad de electrones obtenida a<br />
partir de las mediciones nucleares se ve<br />
sumamente afectada por el revestidor, el<br />
cemento y la formación.<br />
Estos inconvenientes han motivado la<br />
búsqueda de una técnica capaz de medir el<br />
“hold-up” del agua en forma directa. Como<br />
resultado, se obtuvo la herramienta Digital<br />
de Entrada e Imágenes de Fluido (DEFT),<br />
también conocida como FloView, que es la<br />
A V ANCES EN EL PERFILAJE DE PRODUCCION<br />
Respuesta<br />
del sensor<br />
No conductivo<br />
Conductivo<br />
Petróleo<br />
Gas<br />
única herramienta disponible en la industria<br />
petrolera capaz de medir el “hold-up” del<br />
agua en forma directa.<br />
La herramienta incluye cuatro sondas<br />
(Fig. 6.34), ubicadas dentro de una malla<br />
protectora. Cada sonda es, en realidad, una<br />
pequeña antena coaxial. Desde la sonda se<br />
emite una corriente alterna de alta frecuencia,<br />
que se transmite al fluido circundante,<br />
y regresa al cuerpo de la herramienta.<br />
La amplitud de la señal depende de la<br />
impedancia del fluido alrededor de la sonda.<br />
Debido a que existe un gran contraste entre<br />
la impedancia del petróleo y la del agua, la<br />
herramienta se autocalibra. Se determina un<br />
umbral de alto voltaje, por encima del cual la<br />
sonda indica petróleo, y un umbral de bajo<br />
voltaje, por debajo del cual indica agua. El<br />
“hold-up” del agua se calcula directamente<br />
como la relación del tiempo en que la señal<br />
permanece baja respecto del tiempo total.<br />
Esta medición digital del “hold-up” constituye<br />
un gran avance, puesto que no requiere<br />
datos de las propiedades del fluido, y la<br />
medición no se ve afectada por efectos de la<br />
fricción, la desviación, la diferencia de densidad<br />
entre el petróleo y el agua, u otros<br />
factores. La medición tampoco se altera por<br />
efecto de la salinidad del agua, siempre que<br />
ésta se encuentre por encima de los 2.000<br />
ppm, lo cual comprende la gran mayoría de<br />
los casos. Con cuatro sensores distribuidos<br />
alrededor del hoyo, los resultados se pueden<br />
desplegar como una imagen del “hold-up”<br />
dentro del hoyo.<br />
En un régimen de flujo con burbujas, los<br />
cambios de impedancia, detectados por los<br />
sensores, se pueden considerar como burbujas<br />
que chocan contra ellos. Si se cuentan<br />
las veces que la sonda pasa del umbral de<br />
bajo voltaje al de alto voltaje, se puede calcular<br />
el número de burbujas que pasan por la<br />
sonda. El conteo de burbujas es sumamente<br />
sensible y se puede utilizar para detectar<br />
pequeñas entradas de petróleo y de agua.<br />
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