Oilfield Review

La expresión perfilaje (o adquisición de registros) de producción cubre un amplio conjunto de sensores, mediciones y técnicas de interpretación. Los ope-radores utilizan los registros de producción para evaluar el movimiento de los fluidos en y fuera del pozo, cuantificar las tasas de flujo y determinar las propiedades de los fluidos en condiciones de fondo de pozo. Basados en la interpretación de los registros de producción, los ingenieros especialistas en terminaciones de pozos pueden evaluar la eficiencia de las operaciones de producción y de disparos, y planificar las operaciones de remediación o modificar los diseños de las terminaciones futuras. Los ingenieros de yaci-mientos y de producción pueden utilizar estos registros para ayudar a mane-jar y optimizar el desempeño de los pozos y de los yacimientos.

Los orígenes del perfilaje de producción se remontan a la década de 1930 y a la medición de la temperatura del pozo. Con el transcurso de las décadas, el servicio fue incorporando otras mediciones; incluidas la presión, la densidad de fluidos, la velocidad de flujo y la fracción volumétrica o reten-ción (la fracción volumétrica de la tubería ocupada por el fluido). Si bien las mediciones de presión, temperatura y tasa de flujo pueden obtenerse en la superficie, las mediciones de superficie no necesariamente reflejan lo que sucede en el yacimiento. Una evaluación exhaustiva de los registros de pro-ducción requiere que las mediciones sean efectuadas en el fondo del pozo.

Mediciones derivadas de los registros de producción El perfilaje de producción consiste en diversas mediciones, muchas de las cuales son utilizadas en forma complementaria para determinar las propie-dades del flujo y de los fluidos (abajo). La velocidad del fluido se mide nor-malmente con un medidor de flujo de molinete; se trata de un aspa rotativa que gira con el paso del fluido. En condiciones ideales, la velocidad de rota-ción del aspa en revoluciones por segundo (RPS) es proporcional a la veloci-dad del fluido. La fricción producida en los cojinetes del medidor de molinete y los efectos de la viscosidad del fluido generan velocidades de respuesta no lineales, que requieren la calibración de la medición. Esta calibración se efectúa mediante pases ascendentes y descendentes con velocidades

variables de perfilaje. Antes de computar la velocidad absoluta del fluido, se corrige la velocidad del medidor de molinete por la velocidad relativa de la herramienta. Debido a la fricción producida cerca de la pared de la tube-ría, la velocidad absoluta del fluido no es igual a la velocidad promedio del fluido que se desplaza a través de la tubería. Después de aplicar factores de corrección, los ingenieros convierten la velocidad del medidor de molinete a una velocidad promedio, utilizando técnicas de modelado computacional que presentan el perfil de velocidad del fluido a través del diámetro de la tubería.

La presión es una medición versátil con diversas aplicaciones para los inge-nieros de yacimientos y de producción. Los medidores de deformación, zafiro y cuarzo son los principales dispositivos utilizados para medir la presión. Los ingenieros también pueden medir la presión utilizando un manómetro; un dispositivo que convierte el desplazamiento mecánico a presión. A partir de los datos de presión del pozo, los ingenieros pueden determinar su esta-bilidad en el momento del perfilaje, estimar la presión del yacimiento a partir de perfilajes con múltiples tasas de flujo, calcular la densidad de los fluidos y obtener parámetros clave del yacimiento mediante el análisis de presiones transitorias.

La temperatura es una medición integral para todas las operaciones de perfilaje de producción. Los ingenieros utilizan los datos de temperatura para obtener conclusiones cualitativas acerca de las entradas de fluidos, especial-mente en escenarios con bajas tasas de flujo en los que un medidor de moli-nete quizás no sea suficientemente sensible para detectar el movimiento. Las entradas de gas generan anomalías de enfriamiento que son fáciles de detectar utilizando registros de temperatura. Las mediciones de tempera-tura también son utilizadas en la evaluación de los tratamientos de fractu-ramiento y para evaluar el comportamiento de los pozos inyectores. Mediante la utilización de los datos de temperatura, los ingenieros pueden evaluar la integridad de las terminaciones de pozos, detectar fugas en la tubería de revestimiento e identificar la presencia de canales de flujo conti-nuo detrás de la tubería. Los detectores de temperatura basados en la varia-ción de la resistencia eléctrica, el tipo más común de sensor, generalmente constan de un cable o una película de platino depositada en una superficie no conductiva. Los cambios de temperatura producen variaciones en la resistencia, que es calibrada y convertida a temperatura.

DEFINICIÓN DEL CONCEPTO DE PERFILAJE DE PRODUCCIÓN

Principios del perfilaje de producción

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Otoño de 2013: 25, no. 3.

Copyright © 2014 Schlumberger.

Parijat MukerjiAsesor de perfilaje de producción

> Sarta de herramientas de perfilaje de producción. Esta sarta de herramientas de perfilaje de producción consta de un medidor de molinete de diámetro completo, las probetas de fracción volumétrica (o retención) de fluido y conteo de burbujas, un calibrador del diámetro de la tubería y un centralizador, un sensor de orientación relativa, medidores de presión, un sensor de temperatura, una herramienta de rayos gamma y un localizador de los collares de la tubería de revestimiento. Cuando los ingenieros corren la herramienta en modo de almacenamiento de los datos en memoria, se utilizan baterías y un registrador de datos. Las herramientas de lectura en la superficie utilizan una sección de telemetría y de suministro de energía.

Sonda de mediciones básicas Medidor de flujo de molineteBaterías, registrador, localizador de los collaresde la tubería de revestimiento y sensores para

medir los rayos gamma, la temperatura y la presión

Calibrador, fracción volumétrica (retención)de agua, conteo de burbujas, orientación

relativa, centralizador

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Volumen 25, no.3

Las mediciones de la densidad de los fluidos permiten diferenciar el petró-leo, el gas y el agua. Las compañías de servicios han desarrollado herramien-tas basadas en distintos principios físicos para obtener estas mediciones:• la presión diferencial a través de dos orificios separados por una distan-

cia conocida• la difusión Compton de los rayos gamma• la relación entre el gradiente de presión y la densidad• la relación entre la vibración del flujo y la densidad y la viscosidad.

En el caso del flujo bifásico, los ingenieros pueden utilizar la densidad del fluido —junto con otras mediciones, tales como la viscosidad del fluido— para computar la fracción volumétrica o retención. Cuando existe flujo multifásico presente, deben emplear herramientas con probetas distri-buidas a través del pozo para medir la fracción volumétrica de fluido en forma directa. Un tipo de herramienta detecta las diferencias producidas en la reflectancia óptica para obtener la fracción volumétrica, que implica la medición de la cantidad de luz reflejada desde un fluido. Otro tipo de herra-mienta diferencia el agua del petróleo y del gas, utilizando probetas que miden las propiedades eléctricas de los fluidos.

Las mediciones auxiliares obtenidas normalmente con las sartas de per-filaje de producción son los registros de collares de la tubería de revesti-miento, los registros de rayos gamma, los datos del calibrador y los datos de desviaciones. Los registros de collares de la tubería de revestimiento y los registros de rayos gamma proporcionan el control de profundidad y la correlación con los equipamientos de terminación del pozo. Los datos del calibrador y de desviaciones son utilizados en los programas de modelado de la producción.

Los registros de producción pueden ser difíciles de interpretar porque el flujo de fluido quizás no sea uniforme, y los pases múltiples generan grandes volúmenes de datos que en ciertos casos producen respuestas contradictorias. Se han desarrollado programas computacionales para ayudar a los ingenie-ros a comprender las condiciones de fondo de pozo; las interpretaciones generadas con la computadora eliminan algunas de las ambigüedades aso-ciadas con la interpretación (derecha). Los productos de interpretación a menudo ayudan al ingeniero a identificar los intervalos más productivos, detectar el ingreso de agua y determinar los intervalos que no contribuyen a la producción.

Regímenes de flujoPara analizar los datos derivados de los registros de producción, los ingenie-ros de producción deben conocer los regímenes de flujo de fondo de pozo. El conocimiento de los regímenes de flujo previstos permite a los operado-res escoger mediciones adecuadas para las condiciones de fondo de pozo.

El flujo monofásico—cuando sólo se produce petróleo, gas o agua— es el flujo más simple de evaluar, pero resulta poco común en la mayoría de los pozos. El flujo bifásico y el flujo trifásico —mezclas de dos o tres tipos de fluidos— pueden exhibir una amplia diversidad de regímenes de flujo y se

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> Registro de producción. Este registro muestra los datos que proporcionan normalmente los sensores de fondo de pozo en un perfilaje de producción. Dos intervalos poseen disparos abiertos (carril 1, rojo). Los ingenieros efectúan pases múltiples con diferentes velocidades de perfilaje (carril 2); las velocidades negativas del cable representan pases descendentes y las velocidades de perfilaje positivas, pases ascendentes. La codificación en colores, basada en la velocidad de perfilaje, ayuda a diferenciar los distintos conjuntos de datos. Los datos de rayos gamma (carril 3) proporcionan la correlación con los registros adquiridos en agujero descubierto. A partir de los datos del medidor de molinete (carril 4), los ingenieros identifican los cambios de la velocidad del fluido asociados con el influjo de la producción, el flujo de las zonas de pérdida de circulación o el flujo de los procesos de inyección. Los datos de densidad del fluido (carril 5) indican la presencia de agua (1,0 g/cm3) por debajo de los disparos (sumidero), que luego cambia principalmente a petróleo (0,75 g/cm3). Los datos de temperatura (carril 6) indican los efectos de calentamiento o enfriamiento producidos por el influjo de fluidos. La presión estable del pozo (carril 7) es una característica del flujo estable durante el perfilaje. Los datos de la fracción volumétrica (retención) (carril 8) indican la fracción de agua y petróleo del pozo. El software computa las tasas de flujo incremental y acumulado (carriles 9 y 10). Los dos intervalos producen petróleo y el intervalo inferior produce además un volumen mínimo de agua (carril 9).

Oilfield Review SUMMER 13Production Log Fig. 3ORSUMR 13-PRDLG 3

Rayosgamma

Velocidaddel cable

X 900

60 pies/min

90 pies/min

1 200 pies/min

–120 120 0 0 1,1g/cm3 194 196 0,8

Petróleo

Agua

Petróleo

Agua1,03 600 0 3 000bbl/d 0 5 000bbl/d3 710lpc°F–15 350RPS250°API

Y 000

Disp

aros

Prof

undi

dad,

pie

s

ProducciónacumuladaProducción

Fracciónvolumétrica(retención)

de agua

Presióndel pozo

Temperaturadel fluido

Densidaddel fluido

Medidorde flujo demolinete

Oilfield Review68

DEFINICIÓN DEL CONCEPTO DE PERFILAJE DE PRODUCCIÓN

complican en los pozos desviados (derecha). En esos casos, la fuerza de gravedad hace que la fase más liviana se desplace a mayor velocidad que las fases más densas. La diferencia de velocidad entre los diferentes fluidos se denomina velocidad de deslizamiento.

A medida que los fluidos migran hacia la superficie, el régimen de flujo normalmente cambia. Por ejemplo, el petróleo con gas disuelto puede ingre-sar en el pozo como una sola fase. La presión hidrostática disminuye a medida que el petróleo se eleva y comienzan a formarse burbujas de gas en el petróleo. El régimen de flujo se convierte entonces en flujo de burbujas. La presión se reduce aún más conforme la mezcla se desplaza hacia la superficie; se forman más burbujas y las burbujas más pequeñas se unen para generar burbujas más grandes. Las burbujas grandes, o bolsones de gas, viajan más rápido que las burbujas pequeñas y los líquidos. Los bolso-nes de gas pueden generar un flujo intermitente. Los bolsones tienden a unirse y desplazarse hacia el centro de la tubería, produciendo el flujo de la mayor parte del petróleo a lo largo de las paredes de la tubería. Este régi-men de flujo se denomina flujo espumoso. Finalmente, puede alcanzarse un régimen de flujo de niebla, en el que el gas transporta pequeñas gotas de petróleo, y ambos fluidos se desplazan esencialmente a la misma velocidad. Este ejemplo simplificado se vuelve complejo en los pozos desviados o cuando los fluidos de varias fases ingresan en el pozo desde múltiples zonas. Los programas de modelado procuran resolver estas complejidades utili-zando los datos derivados de los registros de producción.

Inspección y manejo de yacimientosLos registros de producción ayudan a los ingenieros a diagnosticar los problemas que ocurren durante la vida productiva de un pozo y también son utilizados para el manejo y la inspección de múltiples pozos o de todo el yacimiento. Un desafío común con el que se enfrentan los operadores en los campos maduros es la identificación de zonas que producen cantidades excesivas de agua. El agua producida impacta las operaciones de manipu-lación en la superficie porque el agua debe ser separada de la corriente de flujo para su eliminación. El agua producida también puede afectar el de-sempeño de los pozos al limitar el volumen de hidrocarburos producidos. Después de identificar las zonas que producen agua, los ingenieros de pro-ducción pueden ejecutar operaciones de remediación para reducir o elimi-nar la producción de agua.

Los operadores también pueden utilizar los registros de producción para calibrar los modelos de simulación de yacimientos. Durante el ajuste histó-rico del modelo de yacimientos a escala de campo completo, los ingenieros

pueden emplear los datos de los registros de producción para ayudar a iden-tificar o comparar las contribuciones zonales, ajustar los parámetros y ajus-tar el modelo con los datos empíricos de desempeño.

Perfilaje durante toda la vida productivaLos registros de producción ayudan a los ingenieros de yacimientos y de producción a efectuar diagnósticos útiles para la comprensión del ambiente de fondo de pozo. Estas mediciones locales adquiridas en condiciones diná-micas constituyen una instantánea de la situación existente. Pero esa ins-tantánea capta solamente la situación existente en ese momento. Ya sea por la extracción o por la inyección de fluidos, la producción de petróleo y gas modifica las condiciones del yacimiento. Los registros de producción ayu-dan a los operadores a conocer la dinámica del pozo y del yacimiento a lo largo de toda la vida productiva de un pozo y proporcionan un mapa de ruta para los programas futuros de remediación, mejoramiento de la producción y desarrollo de yacimientos.

> Flujo de fluido. Los trabajos teóricos y los experimentos en circuitos cerrados de flujo han ayudado a los ingenieros a comprender el flujo multifásico en pozos verticales, desviados y horizontales. Entre los parámetros de interés se encuentran el diámetro y la inclinación de la tubería, y la densidad, viscosidad y tasa de flujo del fluido. Cada caso muestra la variación de la fracción volumétrica (retención) de agua y petróleo en base a la desviación del pozo.

Oilfield Review SUMMER 13Production Log Fig. 2ORSUMR 13-PRDLG 2

Pozo casi vertical Pozo casi horizontalPozo desviado

• Petróleo en el tope, agua en la base y una mezcla de ambos en el centro de la tubería

• Estructuras de flujo casi estratificadas

• Fase de agua en la base de la tubería

• Fase de petróleo disperso en el nivel superior extremo de la tubería

• Estructuras de flujo altamente complejas

• Petróleo y agua mezclados en la sección de la tubería