Capítulo 6

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Figura 6.34 Sensor Herramienta Digital de Entrada e Imágenes de Fluido (DEFT). La impedancia local alrededor de la sonda cambia cuando las burbujas de la fase dispersa se acercan al extremo de la sonda. El nivel de la señal indica qué fase se está observando, lo cual lleva a una medición directa del “hold-up” de la fase. Flujo Sensor La densidad medida de esta forma, sin embargo, no se ve afectada por caídas de presión por fricción. La primera de las técnicas expuestas presenta errores intrínsecos debido a que el cambio de capacitancia no es lineal respecto del “hold-up”, y la respuesta presenta una discontinuidad cuando la fase continua cambia de agua a petróleo. La respuesta también depende del régimen de flujo, cuando las propiedades eléctricas son afectadas por la distribución espacial de las fases. • La densidad de electrones obtenida a partir de las mediciones nucleares se ve sumamente afectada por el revestidor, el cemento y la formación. Estos inconvenientes han motivado la búsqueda de una técnica capaz de medir el “hold-up” del agua en forma directa. Como resultado, se obtuvo la herramienta Digital de Entrada e Imágenes de Fluido (DEFT), también conocida como FloView, que es la A V ANCES EN EL PERFILAJE DE PRODUCCION Respuesta del sensor No conductivo Conductivo Petróleo Gas única herramienta disponible en la industria petrolera capaz de medir el “hold-up” del agua en forma directa. La herramienta incluye cuatro sondas (Fig. 6.34), ubicadas dentro de una malla protectora. Cada sonda es, en realidad, una pequeña antena coaxial. Desde la sonda se emite una corriente alterna de alta frecuencia, que se transmite al fluido circundante, y regresa al cuerpo de la herramienta. La amplitud de la señal depende de la impedancia del fluido alrededor de la sonda. Debido a que existe un gran contraste entre la impedancia del petróleo y la del agua, la herramienta se autocalibra. Se determina un umbral de alto voltaje, por encima del cual la sonda indica petróleo, y un umbral de bajo voltaje, por debajo del cual indica agua. El “hold-up” del agua se calcula directamente como la relación del tiempo en que la señal permanece baja respecto del tiempo total. Esta medición digital del “hold-up” constituye un gran avance, puesto que no requiere datos de las propiedades del fluido, y la medición no se ve afectada por efectos de la fricción, la desviación, la diferencia de densidad entre el petróleo y el agua, u otros factores. La medición tampoco se altera por efecto de la salinidad del agua, siempre que ésta se encuentre por encima de los 2.000 ppm, lo cual comprende la gran mayoría de los casos. Con cuatro sensores distribuidos alrededor del hoyo, los resultados se pueden desplegar como una imagen del “hold-up” dentro del hoyo. En un régimen de flujo con burbujas, los cambios de impedancia, detectados por los sensores, se pueden considerar como burbujas que chocan contra ellos. Si se cuentan las veces que la sonda pasa del umbral de bajo voltaje al de alto voltaje, se puede calcular el número de burbujas que pasan por la sonda. El conteo de burbujas es sumamente sensible y se puede utilizar para detectar pequeñas entradas de petróleo y de agua. 6 32
6 33 EVALUACION Y MONITOREO DE POZOS EXISTENTES Figura 6.35 Prof. (pies) 5.300 5.400 Promedio de las cuentas 0 (cps) 500 Densidad del fluido .5 (g / cm 1,5 3 Velocidad del molinete ) 0 (rps) 20 "Hold-up" promedio Temperatura del fluido 0 (%) 1 177 ( 183 o Intervalos cañoneados F) Ejemplo de un registro obtenido con la herramienta DEFT en un pozo del Occidente de Venezuela. A B C D E F G 0 Fase agua Fase petróleo Tasa de flujo (bpd) 750 Agua Petróleo desplazado Petróleo Arena Arcilla Agua de las arcillas Modelo combinado 1 (V / V) 0 Ejemplo de los avances en las mediciones de “hold-up” obtenidas con FloView Este ejemplo del Occidente de Venezuela corresponde a un pozo vertical completado en intervalos seleccionados dentro del yacimiento. Tiene un revestidor de 5 pulgadas de diámetro y 18 lb/pie de peso, con una tubería de producción de 3 1 ⁄2 pulgadas ubicada a 4.981 pies y equipada con tres válvulas de levantamiento artificial por gas. En el momento de realizar el perfilaje, se encontraban abiertos siete intervalos, con una producción promedio de 133 bppd, 530 bapd y 737 Mpc/día de gas. Antes de realizar planes para incrementar la producción, se decidió determinar la saturación del petróleo remanente en las diferentes areniscas y la fuente del elevado corte de agua existente (80%). Por lo tanto, se cerró el pozo y, al nivel del intervalo perforado, se bajó una sarta combinada de perfilaje de producción (manómetro–termómetro–gradiomanómetro–molinete) y una herramienta RST. Luego, el pozo se puso nuevamente en producción y se bajó una nueva sarta de perfilaje de producción, que incluía una herramienta FloView. Las herramientas no pudieron pasar los 5.423 pies, probablemente debido al arenamiento, o por una obstrucción. Por lo tanto, no se pudo perfilar el intervalo más profundo. Una vez estabilizado el pozo, se registraron varias corridas y paradas. En la Fig. 6.35, Pista 5, se observan los resultados interpretados en base a la herramienta RST, y de los registros originales, adquiridos a hueco abierto (Inducción, Densidad, Neutrón y Rayos Gamma). Se observa un drenaje parcial de petróleo en la mayoría de las areniscas, un poco menor en las areniscas superiores y en la parte superior de la arenisca comprendida entre 5.292 y 5.346 pies. No se detecta presencia de gas. Sin embargo, tomando como base sólo los resultados del RST, resulta difícil decidir el procedimiento a seguir. En la Fig. 6.35 también se observan los registros de producción obtenidos mientras el pozo fluía. En la Pista 1 aparece la imagen del “hold-up” obtenida con la herramienta FloView, mientras que la Pista 2 contiene el promedio del “hold-up” y el conteo de burbujas a partir del FloView, junto con la densidad del fluido, obtenida con el gradiomanómetro. En la Pista 3 se muestran los datos del molinete, la temperatura y los intervalos cañoneados. En la Pista 4 se encuentran las tasas de flujo del petróleo y el agua, basados principalmente en el “hold-up” del FloView y en el molinete. El “hold-up” del FloView es levemente inferior a 1
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