Capítulo 6

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EVALUACION Y MONITOREO DE POZOS EXISTENTES
Figura 6.39
Tasa de flujo (bpd)
Herramienta Combinable
de Perfil de Producción
Presión y temperatura
Figura 6.40
6.000
1.500
600
Detector
derayos gamma
Herramienta RST
"Hold-up" del petróleo
Indicador de gas
Velocidad del agua
Indice de "hold-up" del agua
Indice de la tasa de flujo del agua
Representación esquemática
de la Sarta Integrada de
Perfilaje de Producción
Flagship.
0,57
0,74
0,87
Por lo tanto, para cuantificar con precisión el
perfil de producción en un pozo horizontal,
se deben medir el “hold-up” y la velocidad de
cada fase, en toda la trayectoria del hoyo. Una
vez que los experimentos del circuito de flujo
experimental determinaron los parámetros
necesarios, fue posible diseñar un instrumento
de perfilaje de producción, adecuado para
alcanzar los objetivos propuestos. La sarta de
herramientas que surgió como resultado de
este trabajo de desarrollo, se conoce como
Sarta Integrada de Perfilaje de Producción
Flagship, la cual aparece en la Fig. 6.39.
0,52
0,63
0,68
Herramienta Digital
de Entrada e Imágenes
de Fluido
Régimen de flujo
"Hold-up" del agua
0,51
0,48
0,34
80¡ 89¡ 90¡ 91¡
Angulo con respecto a la vertical
Sensor de
Velocidad de Fase
Mapas de imágenes del corte transversal del “hold-up”, obtenidos con la herramienta
Dual DEFT de la sarta Flagship, durante el mismo experimento conducido en
el circuito de flujo experimental que se muestra en la Fig. 6.38 (página previa).
DEFT
Inyección de un marcador para
determinar la velocidad del
agua y/o el petróleo
0,49
0,40
0,21
Molinete
0,5
0,5
1
La sarta Flagship está diseñada para
medir en forma simultánea el “hold-up” de
cada fase y la velocidad de la misma, tanto
del petróleo como del agua. Sin embargo,
debido a la variabilidad de las condiciones de
flujo, es común repetir las mediciones, para
obtener así resultados más estables.
Las mediciones de “hold-up” se realizan
de las siguientes maneras:
• Dos herramientas FloView están dispuestas
a 45° entre sí, de manera que ocho
sondas pueden medir el “hold-up” a
pleno diámetro del pozo. Las mediciones
son procesadas y convertidas en una
imagen que conduce a una medición
directa del “hold-up” de la fase. Las
mediciones obtenidas con la herramienta
FloView, correspondientes a las condiciones
del circuito de flujo experimental
de la Fig. 6.38, se muestran en la Fig.
6.40. Se observa que el porcentaje del
corte transversal de la tubería, ocupada
por las fases segregadas de agua y
petróleo, coincide con la estimación
visual de la Fig. 6.38
• La herramienta RST mide la sección de
captura efectiva del fluido (véase página
6–13). Esta sección de captura efectiva es
una combinación lineal de los “hold-ups”
y de la sección de captura efectiva de
cada fase. De este modo, en una mezcla
bifásica, si se conoce la sección de
captura efectiva del petróleo y del agua,
y si hay suficiente contraste entre dichas
secciones de captura, entoces se pueden
calcular los “hold-ups”
• La herramienta RST también determina la
relación C/O del fluido (véase página
6–4), y la relación de las cuentas
inelásticas totales, obtenidas por los
detectores cercanos y lejanos. La primera
es sensible a los volúmenes relativos de
agua y petróleo, mientras que la segunda
es sensible al volumen de gas, de manera
tal que, si se combinan ambas relaciones,
es posible medir un “hold-up”
trifásico (petróleo, agua y gas).