El documento describe las herramientas y técnicas de perfilaje de producción. Explica que las herramientas de perfilaje se han utilizado durante más de 30 años y han evolucionado para medir flujos multifásicos. También describe los diferentes tipos de herramientas como medidores de flujo, densímetros, manómetros y trazadores radioactivos, y cómo realizan mediciones para analizar la producción de los pozos.

2. PERFILAJES DE PRODUCCIÓN
Las herramientas de perfilaje de producción,
fueron introducidas por primera vez hace ya más
de 30 años. A pesar de que la tecnología
disponible en aquella época era bastante simple,
se podía definir el perfil de flujo monofásico de un
pozo, en forma cuantitativa. El sensor clave para
determinar la tasa de flujo era el mismo que se
utiliza hoy en día, es decir, el molinete. Este
instrumento se puede calibrar en sitio, de modo
que su velocidad de rotación se puede relacionar
directamente con la velocidad del fluido. A lo largo
de los años, el mayor desafío para el perfilaje de
producción ha sido poder realizar el perfil de flujo
en forma cuantitativa, en los casos de flujo
bifásico y trifásico. La complejidad de este
problema ha aumentado puesto que hoy en día se
perfora un número cada vez mayor de pozos
altamente inclinados y horizontales.

3. En un estado simple, un registro de producción
localiza la fuente de entrada o salida de los
fluidos, identifica la composición del fluido, y
cuantifica el fluido mediante medidas de tasas.
La principal diferencia entre Registros de
Producción y otros tipos de registros, tales como
open-hole o cased-hole logs, es que los Registros
de Producción son corridos mientras el pozo esta
bajo una acción activa o dinámica, mientras que
los otros miden un grupo de parámetros ajustados
usualmente bajo condiciones estáticas.
REGISTROS DE PRODUCCIÓN

7. POZOS EN CONDICIONES DE ESTABILIDAD
ESTABILIDAD ESTATICA: Para un pozo cerrado
en la superficie, el retorno a condiciones estáticas
puede resultar muy lento para ser medido con las
herramientas de producción disponibles. La
presión estática, por ejemplo, a veces requiere de
más de 72 horas antes de poder ser extrapolada a
condiciones estáticas.
ESTABILIDAD DINAMICA: Cuando un pozo se
programa para perfilaje de producción, sus tasas
de producción deben controlarse cuidadosamente
para determinar si la producción es estable. Si el
pozo ha estado cerrado por un período previo
prolongado, la producción puede tomar poco o
mucho tiempo para estabilizarse, dependiendo de
las características del yacimiento y de la tasa de
producción que se pretenda estabilizar.
PRODUCCIÓN CÍCLICA E INTERMITENTE: La
producción de un pozo puede tender a ser en
forma de ciclos o intermitente. Dos de las causas
que se discuten en este taller son el cabeceo o
producción por cabezadas y el levantamiento
intermitente por gas.

8. COMPORTAMIENTO DE LOS FLUIDOS DE LOS POZOS
INFORMACIÓN DE FLUIDOS NECESARIA PARA
LA INTERPRETACIÓN DE LOS PERFILES DE
PRODUCCIÓN.
PETRÓLEO: °API o densidad, en gr/cc en
superficie Densidad en el fondo, gr/cc Factor
volumétrico, Bo Viscosidad en el fondo, cps RGP,
pc/bn o m3/m3 Presión de saturación, Pb, lpca o
kg/cm2
GAS: Gravedad específica, (Aire = 1.0) Densidad
en el fondo, gr/cc Factor volumétrico del gas
Viscosidad en el fondo, cps
AGUA: Salinidad o densidad en superficie, ppm o
gr/cc Factor volumétrico del agua Densidad en el
fondo, gr/cc Viscosidad en el fondo, cps.

9. Los parámetros PVT compuestos son obtenidos por una aproximación de la
liberación diferencial que ocurre en el yacimiento y la liberación instantánea que
ocurre en tanque. Durante la vida productiva del yacimiento, las condiciones de
separación pueden cambiar, por lo tanto los datos de liberación diferencial fijos
tendrán que ser convertidos para tener nuevas tablas de Bo y Rs utilizando valores
de Cbf y Rsif para las nuevas condiciones de separación. La combinación de la
liberación diferencial del yacimiento y las condiciones de liberación instantánea en
superficie son generalmente una razonable aproximación a la técnica de análisis
PVT de Dodson

10. COMPORTAMIENTOS EN LAS AGUAS DE
FORMACION.
Factor volumétrico del agua, Bw : puede definirse
como la relación entre el volumen ocupado por el
agua y su gas disuelto a la temperatura y presión
del yacimiento, al volumen ocupado por el agua a
condiciones normales.
Densidad del agua a condiciones de fondo: La
densidad del agua de formación puede variar en un
amplio intervalo de amplitud. A condiciones de
fondo, la densidad está afectada por temperatura,
presión, Rs y salinidad.
Viscosidad del agua de formación: Existen
correlaciones que indican la viscosidad del agua de
formación con temperatura en función de salinidad (
El efecto de la presión es pequeño y despreciable
para los efectos de este trabajo.

11. FLUJOS DE TUBERIAS VERTICALES
Los perfiles de producción son corridos, por lo
general, en sistemas en los cuales uno o más
fluidos fluyen en una tubería vertical.
Monofasico: Cuando el gradiente de velocidad es
bajo, la fuerza de inercia es mayor que la
de fricción, las partículas se desplazan pero no
rotan, o lo hacen pero con muy poca energía, el
resultado final es un movimiento en el cual las
partículas siguen trayectorias definidas, y todas las
partículas que pasan por un punto en el campo del
flujo siguen la misma trayectoria.
Existe un rango de números de Reynolds entre
2000 y 4000 es imposible predecir que flujo existe;
por lo tanto le denominaremos región critica
Si Nr < 2000, es flujo laminar
Si Nr > 4000, es flujo turbulento

12. Se han propuesto varios métodos para medir el flujo de fluidos en el revestidor o en hoyo desnudo por
debajo de la tubería de producción; estos métodos incluyen medidores a base de hélices, trazadores
radioactivos, tiempo de tránsito y termómetros. De estos, únicamente ciertos medidores a base de hélice
resultan de interés práctico para la medida cuantitativa de flujos monofásicos y multifásicos. Los
medidores de hélice se agrupan en dos categorías: los de flujo libre, que se ubican en el centro del
espacio de la tubería y permiten que el flujo pase por los lados, y los de flujo forzado, que como su
nombre lo indica, obligan al flujo a pasar por una restricción lograda con un empaquetamiento del
diámetro total de la tubería de flujo

14. HERRAMIENTAS DE PERFILAJE CONTINUO DE PRODUCCIÓN
Y SUS MEDICIONES
Generalmente, en el perfilaje de producción se
utiliza una combinación de herramientas que se baja
de una vez, con la cual se pueden grabar
sucesivamente, en una misma corrida, hasta cinco
de los parámetros de producción requeridos para el
análisis de los problemas, en conjunto con un
localizador de cuellos para el control de
profundidad. A esta combinación de herramientas se
le denomina PCT (Production Combination Tool) o
PLT (Production Logging Tool). Esta combinación
incluye las herramientas siguientes:
• Medidor de Flujo,
• Gradiomanómetro,
• Termómetro
• Calibrador,
• Manómetro,
• Localizador de Cuellos.

17. HERRAMIENTAS INFLABLES DE PRODUCCIÓN Y
SUS MEDICIONES.
El medidor empacado es una herramienta que se usa para estudiar perfiles de inyección o de producción
en tasas bajas donde el medidor continuo queda fuera de su amplitud de cobertura. El medidor empacado
usa una bolsa inflable para sellar el anular contra la pared de la tubería, forzando a todo el fluido a pasar a
través de su sección de medición. Por esto, la herramienta es un medidor de flujo absoluto, cuya
respuesta puede ser directamente escalada en tasas volumétricas. Las mediciones se registran en
estaciones por encima y por debajo de cada zona de flujo.
La restricción creada por la herramienta empacada a veces causa una caída de presión tal a través de la
herramienta que puede ser suficiente para alterar el perfil de flujo. Esta caída de presión determina el
límite superior de las tasas para el uso de la herramienta empacada. El límite superior se alcanza cuando
la fuerza hacia arriba sobre la empacadura, debido a la caída de presión a través de ella, excede el peso
total de la herramienta. Esto obliga a aumentar el número de pesos que se colocan bajo la herramienta
para aumentar sus posibilidades. Este número puede disminuirse utilizando un aditamento de anclaje. La
caída de 37 Programa de Adiestramiento 2004 presión para 1 cp y 60 cps en función de la tasa de flujo

18. Densímetro: El densímetro mide la densidad
promedio de la mezcla de fluidos por medio de un
cilindro vibrador. De esta manera, las retenciones
pueden ser discriminadas si se conoce la densidad
de cada fase en el fondo. Si la tasa es mayor de 100
bls/d, las retenciones en el sensor son
prácticamente iguales a las proporciones de flujo a
través de una herramienta de 1 – 11/16, en una
mezcla agua-petróleo. Igual caso se presenta en
una herramienta de 2 – 1/8 para un flujo mayor de
200 bls/d. Por debajo de estas tasas, debe hacerse
una corrección para determinar la retención
verdadera.

19. Medidor de corte de agua (HUM): La función de los medidores de corte de agua es detectar agua en el
fluido que se está produciendo y determinar, en conjunto con la herramienta de medición de flujo, las
zonas que están aportando agua. El principio de esta herramienta es medir la constante dieléctrica del
fluido. Consiste en hacer pasar el fluido presente en el pozo hacia el sensor (Fig. 5.8), a través de unos
orificios; una placa conforma el cuerpo de la herramienta y la otra es un electrodo protegido con teflón. El
fluido que penetra actúa como un aislante o dieléctrico, y un campo eléctrico es aplicado al área de flujo
en forma radial con un determinado voltaje, desde la superficie. Electrónicamente esta medida es
convertida a frecuencia, (cuentas por segundo) enviada y registrada en superficie.
Medidor Empacado de Flujo (Packer Flowmeter): El principio de medición del medidor empacado de flujo
es similar al del medidor de flujo continuo, excepto que en el caso del empacado, se genera una señal
asimétrica a partir de la cual se puede inferir la dirección del flujo. La respuesta de la hélice, después que
se ha superado el umbral de unos pocos barriles por día, es una función lineal de la tasa volumétrica de
flujo y solo está afectada en bajo grado por la viscosidad del fluido. Esto es cierto aún para gas, siempre y
cuando la densidad no sea muy baja (presión mayor de 400 lpc). La corrección por viscosidad es pequeña
y varía en menos de 15% entre 1 y 60 cps.

20. HERRAMIENTAS ESPECIALES DE PRODUCCIÓN
Y SUS MEDICIONES
Medidores de presión (Manómetros) : La función de los manómetros es obtener presiones absolutas del
fondo y gradientes de presión contra tiempo, con el fin de evaluar las presiones que existen en el
yacimiento. El principio se basa en un resorte helicoidal que cambia a medida que varía la presión. Los
manómetros que existen son de cristal de cuarzo y de medida por esfuerzo. Se diferencian por su
precisión y resolución. La unidad de medida de los manómetros es libras por pulgada cuadrada (lpc). En
la siguiente tabla se detallan los modelos de herramientas disponibles.

21. Medidores de ruidos (Hidrófonos) Los hidrófonos se usan para escuchar ruidos producidos en el fondo del
pozo, con el fin de detectar roturas en las tuberías; permiten confirmar la interpretación de flujo detrás del
revestidor y la detección de fluidos.
Las mediciones se efectúan deteniendo la herramienta a la profundidad requerida, para evitar los ruidos
causados por el movimiento de la herramienta, y la unidad de medida de esta herramienta es (RMS)
voltios. El modelo disponible de esta herramienta se muestra con sus características como sigue:

22. Trazadores Radioactivos Esta herramienta es empleada para registrar perfiles en pozos inyectores y
determinar el patrón de viaje de los fluidos inyectados fuera del revestidor. La herramienta lleva una
cantidad de material radioactivo dentro del pozo que puede ser selectivamente liberada en la corriente del
flujo. Los movimientos de fluidos pueden ser “trazados” dentro del pozo mediante uno o mas detectores de
rayos gamma montados por encima y/o por debajo del eyector del material radioactivo. No se recomienda
su uso con otros registros de producción debido a la contaminación que genera en el fluido. Las
especificaciones de la herramienta son las siguientes: ƒLongitud: 11.1’ ƒPeso: 90 lbs. ƒCapacidad: 200 ml. ƒ
Número de eyecciones: 50-80.

23. Análisis Cuantitativo: La herramienta es colgada en forma estacionaria dentro del pozo y se realiza la
eyección, liberándose el material radioactivo; dos detectores de rayos gamma registran la intensidad en
función del tiempo. La tasa de flujo se calcula con la siguiente ecuación: Q = 6.995 * [(D2 – d2 )* X] / t
Donde: Q = Caudal (Bls/día.) D = Diámetro interno del revestidor (pulg.) d = Diámetro externo de la
herramienta (pulg.) X = Espaciamiento entre los detectores (59 pulg.) t = Tiempo (seg.) .
Análisis Cualitativo: Este método consiste en un análisis visual de varios registros tomados
sucesivamente, una vez que se ha inyectado el material radioactivo, lo cual hace posible detectar el
movimiento del mismo. muestra un ejemplo típico de perfilaje de trazadores radioactivos.

24. Tomador de muestras de fluidos (Sample taker) :se usa para recuperar muestras con excelente control
de profundidad, con propósitos de ejecución de análisis PVT. La herramienta (Fig. 6.6) es un artefacto con
dos cámaras separadas por una válvula explosiva y un regulador de flujo. Un pistón flotante fuerza aceite
hidráulico a través del regulador dentro de la cámara superior, dando lugar a que la muestra sea tomada
lentamente a través de una entrada de gran tamaño relativo, con una caída de presión despreciable. La
puerta es cerrada posteriormente, sin compresión de la muestra Las características principales de la
herramienta son las siguientes:

25. TECNICAS DE INTERPRETACION
Antes de atacar los problemas más complicados de flujo multifásico que pueden ocurrir en los pozos
productores, es aconsejable estudiar los casos más simples de inyección de fluidos en una sola fase. De
esta manera se facilita la comprensión y el entendimiento de las técnicas de interpretación, yendo de lo
más simple a lo más complicado.
Los problemas de los pozos inyectores: En un yacimiento se inyecta agua o gas, con el objetivo de
desplazar petróleo hacia los pozos productores. Si los fluidos son inyectados en más de una zona
simultáneamente, desde una sola tubería, a menudo una zona recibe una cantidad desproporcionada de
inyección, mientras que otras apenas si reciben algo de los fluidos inyectados.
Si esta situación no se detecta a tiempo para tomar las acciones correctivas, el frente de inyección va a
avanzar en forma irregular, causando irrupción prematura en el pozo productor y dejando atrás
cantidades de hidrocarburos en las zonas no barridas . Para lograr una eficiencia de barrido óptima, es
esencial conocer las cantidades de hidrocarburos inyectados en cada zona.
La selección de la herramienta más apropiada va a depender de las condiciones existentes en el pozo,
de las propiedades de los fluidos y de las tasas de flujo. Las características de cada una de estas
herramientas ya han sido revisadas con anterioridad.

26. Evaluación de Pozos: Cuando se registra una prueba de presión en conjunto con un medidor de flujo a
dos o más tasas de producción, es posible realizar una evaluación de la capacidad productiva de la
formación contra una presión de fondo dada. La ventaja de usar un medidor de flujo es que la evaluación
puede hacerse para cada zona, en lugar de hacerla para el pozo completo. Las principales aplicaciones
de las herramientas de producción en la evaluación zona por zona son las siguientes:
Evaluación de los tratamientos a las formaciones mediante la realización cálculos de IPR antes y
después del tratamiento.
Evaluación del potencial total de pozos de gas.
Comunicaciones: La comunicación detrás de tubería, las empacaduras que filtran y otros problemas
mecánicos, pueden ser detectados mediante el uso de trazadores radioactivos y perfiles de temperatura.
El uso de trazadores radioactivos está restringido a los problemas de inyección, mientras que el
termómetro puede usarse bien sea para problemas de inyección o de producción. El uso de un