1. 4 Oilfield Review
Una edad dorada es un tiempo de prosperidad y
felicidad. En el campo petrolero, los tiempos de
ímpetu exploratorio podrían parecer una época
dorada, pero la realidad cambia de repente
cuando comienzan las erogaciones masivas de
capital para el desarrollo de campos. Quizás la
verdadera edad dorada para un campo productor
llegue tarde en su vida, cuando modestas inversio-
nes puedan traducirse en grandes retornos. Una
manera eficaz de capitalizar el dinero ya invertido
consiste en diseñar óptimas estrategias de produc-
ción y operaciones de remediación. Los registros
de producción que identifican los puntos de
entrada del fluido y diagnostican los problemas en
pozos productores constituyen las claves para el
manejo exitoso del campo petrolero.
En los pozos verticales o casi verticales, el com-
portamiento del fluido es relativamente simple, y
los sensores convencionales de los registros de pro-
ducción son razonablemente precisos para medir
los parámetros del flujo de fluido zona por zona.1
La situación puede ser bastante diferente en pozos
horizontales y sumamente desviados, donde el
uso de registros de producción para medir el perfil
de entrada del fluido y las contribuciones de cada
una de las fases provenientes de cada zona ha signi-
ficado un reto mucho mayor. Los experimentos de
laboratorio de flujos multifásicos en varios tamaños
y desviaciones de pozos revelan perfiles y regíme-
nes de flujo complejos, incluyendo la estratificación
de fases, el flujo en bache, el flujo tapón, el flujo
con burbujas dispersas y el flujo anular (abajo).2
Perfilaje y cuantificación de
flujos multifásicos complejos
John Baldauff
Trevor Runge
Gulf of Suez Petroleum Company
Cairo, Egipto
John Cadenhead
Marian Faur
Remi Marcus
Clamart, Francia
Cholid Mas
Cairo, Egipto
Rob North
Pekín, China
Gary Oddie
Cambridge, Inglaterra
La medición del flujo multifásico complejo en pozos desviados y horizontales ha
representado siempre un verdadero reto. La nueva tendencia para comprender y
diagnosticar estos regímenes de flujo consiste en combinar el diseño de materiales,
la metodología de interpretación y la visualización de datos.
> Principales regímenes de flujo para sistemas líquido-gas. Los factores que influyen en los regímenes
de flujo incluyen la desviación del pozo y la proporción de cada fase; las diferencias relativas en las
densidades de las fases, la tensión superficial y viscosidad de cada fase; y la velocidad promedio. En
un sistema líquido-gas, cuando las pequeñas burbujas de gas están uniformemente distribuidas, el ré-
gimen de flujo se denomina flujo con burbujas dispersas. Cuando algunas de estas burbujas se agregan
para formar burbujas más grandes, conduce a flujo tapón o flujo en bache. El flujo anular es caracte-
rístico del flujo de gas a altas velocidades en el centro del pozo con el fluido confinado a una fina pelícu-
la en las paredes del pozo. El flujo estratificado ocurre en pozos horizontales cuando dos o más fases
se separan debido a la atracción gravitatoria. El flujo ondulante resulta en sistemas estratificados cuando
se produce interferencia entre las dos fases viajando a diferentes velocidades.
Flujo estratificado Flujo estratificado ondulante
Flujo tapón Flujo en bache
Flujo con burbujas dispersas Flujo anular
Por su colaboración en la preparación de este artículo se
agradece a François Besse y Dat Vu-Hoang, Clamart,
Francia; Alan Monsegue, Houston, Texas, EUA; Antoine
Elkadi, Abu Dhabi, EAU; y Chris Lenn, Dubai, EAU.
BorFlow, FloScan (herramienta de generación de Imágenes
de Flujo), FloView, GHOST (herramienta con Sensor Óptico
para Determinar la Fracción Volumétrica del Gas), MapFlo,
MaxTRAC, NODAL, PIPESIM, PL Flagship, PLA (Asesor de
Registros de Producción), PS Platform y RSTPro (herra-
mienta de Control de Saturación del Yacimiento) son marcas
de Schlumberger.
ANSYS es una marca registrada de SAS IP, Inc., una subsi-
diaria enteramente propia de ANSYS, Inc.
1. Bamforth S, Besson C, Stephenson K, Whittaker C, Brown
G, Catala G, Rouault G, Théron B, Conort G, Lenn C y
Roscoe B: “Revitalizing Production Logging,” Oilfield
Review 8, no. 4 (Invierno de 1996): 44–60.
2.Catala G, Théron B, Conort G y Ferguson J: “Fluid Flow
Fundamentals,” Oilfield Review 8, no. 4 (Invierno de 1996):
61–64.
3. 6 Oilfield Review
Aún más importante, estos experimentos
demuestran una sensibilidad extrema del régi-
men de fluido con respecto a la desviación del
pozo, particularmente en o cerca de la orienta-
ción horizontal. En tales casos, una herramienta
de adquisición de registros de producción con-
vencional puede conducir a una interpretación
ambigua y resultados menos que óptimos.
Para encarar este problema, los investigadores
del Centro de Investigaciones de Schlumberger
en Cambridge, Inglaterra y del Centro de Pro-
ductos Riboud de Schlumberger en Clamart,
Francia, (SRC y SPRC, por sus siglas en inglés
respectivamente), llevaron a cabo cientos de
pruebas en el circuito de flujo y simulaciones
computarizadas de la dinámica del flujo para
comprender más profundamente los mecanismos
del flujo multifásico en pozos desviados y hori-
zontales. Estos experimentos y simulaciones
proveyeron a los ingenieros y científicos la infor-
mación necesaria para optimizar la arquitectura
de la herramienta y la instalación de los senso-
res, para minimizar la perturbación del fluido
como resultado de la presencia de la herra-
mienta en el pozo, para entender la respuesta de
la herramienta, y para proporcionar una metodo-
logía efectiva de interpretación de datos.
Esta amplia investigación condujo al desarro-
llo del sistema de registros de producción de
pozos horizontales y desviados con la herramienta
de generación de Imágenes de Flujo FloScan,
que incorpora múltiples minimolinetes que abar-
can la sección transversal de un pozo, junto con
sondas ópticas y eléctricas ubicadas muy cerca de
los molinetes (abajo). La herramienta FloScan
mide la velocidad del fluido en cinco puntos dis-
tribuidos a través del diámetro vertical de un
pozo, y ofrece una estimación de la fracción volu-
métrica (holdup) del agua, del gas y del petróleo
con una única herramienta.3
Se trata del primer
dispositivo que ofrece una medición directa de la
velocidad del gas en un flujo multifásico.4
En este artículo, se describe rápidamente la
dinámica del flujo multifásico y los métodos de
registros de producción para medir las entradas
de fluidos en presencia de complejos regímenes
de flujo de pozo. También se tratan los avances
técnicos que condujeron al desarrollo de la tec-
nología de la herramienta FloScan. Ejemplos de
campo de Medio Oriente realzan la versatilidad
de esta novedosa tecnología en aras de la efecti-
vidad operacional y el mayor retorno de la
inversión en campos maduros.
Comprensión del flujo multifásico complejo
El flujo de fluidos en el pozo está influenciado
por varios factores, incluyendo el diámetro de la
tubería, la velocidad de flujo, el tipo de fluido y
las características del mismo—densidad y visco-
sidad—y la desviación del pozo. En SCR se
llevaron a cabo varios experimentos en el cir-
cuito de flujo con un diámetro de tuberías de 6
pulgadas con dos fases de fluido—petróleo y
agua—fluyendo con la misma velocidad.
Con la tubería perfectamente horizontal, el
flujo se estratifica naturalmente, ocupando el
petróleo la parte superior la tubería, y el agua, la
parte inferior. Ambas fases viajan a velocidades
similares, y la fracción volumétrica está cerca de
50:50 (próxima página). Bajo estas condiciones,
una herramienta de adquisición de registros de
producción convencional mediría la velocidad de
fase promedio de la combinación de las fases.
Multiplicando la fracción volumétrica medida
por la velocidad de la combinación de las fases es
posible deducir la velocidad de flujo de cada fase,
pero es difícil hacer esto en forma exacta si el
pozo no es perfectamente horizontal.
Los pozos rara vez son perfectamente hori-
zontales. Una inclinación de 2º provoca una
distribución del fluido diferente al de un caso
horizontal, y el flujo varía en gran manera depen-
diendo de la dirección de la inclinación de la
tubería. A una inclinación de 88º, los fluidos fluyen
en forma ascendente. El agua, el fluido más denso,
experimenta un incremento de fracción volumé-
trica y se moviliza más lentamente que en un caso
de inclinación de 90º. El petróleo se mueve en una
banda más estrecha en la parte superior, y con
una mayor velocidad. A una desviación de 92º,
pasa lo contrario: la fase de petróleo queda detrás
de la del agua, y la fracción volumétrica del agua
decrece considerablemente. En ambos casos, el
mayor deslizamiento entre las fases incrementa la
combinación en la interfase y también conduce a
una interfase no tan bien definida.5
Inclusive des-
viaciones más pequeñas, de menos de 1º con
respecto a la horizontal, también causan este
efecto dramático en el comportamiento del flujo,
particularmente a velocidades de flujo bajas.
> Ubicación de los minimolinetes y sondas. La herramienta de generación de
Imágenes de Flujo FloScan incorpora 17 sensores: cuatro minimolinetes en un
brazo, cinco sondas eléctricas y cinco sondas ópticas en otro brazo, y un
juego de sensores incluyendo un molinete y sondas eléctricas y ópticas en el
cuerpo de la herramienta que se asienta en el fondo del pozo. La herramienta
se transporta dentro del pozo con los brazos retraídos dentro del cuerpo de
la misma. El cuerpo de la herramienta se asienta en el fondo de la tubería
durante la adquisición de registros y el brazo motorizado se extiende
cubriendo el diámetro completo del pozo.
Sonda óptica GHOST
Sonda eléctrica FloView
Cartucho de minimolinetes con
detector integrado de un cable
4. > Efecto de la desviación en la fracción volumétrica y el flujo. Se condujeron ex-
perimentos en el circuito de flujo en una tubería de 6 pulgadas de diámetro con dos fases de
fluido—petróleo y agua—cada una fluyendo a 240 m3/d [1,500 B/D]. Se inyectó una tintura roja soluble en
petróleo desde la parte superior de la tubería, y se inyectó una tintura azul soluble en agua desde la parte
inferior. En una tubería perfectamente horizontal, las fracciones volumétricas del petróleo y el agua son iguales, y ambas
fases viajan a la misma velocidad. Una pequeña desviación con respecto a la horizontal, provoca un dramático impacto en la
fracción volumétrica y la velocidad. A 92º, el agua se mueve más rápido que el petróleo, con la fracción volumétrica del agua descendiendo
a cerca del 20%. A 88º de desviación, las diferencias en densidad hacen que el petróleo se mueva más rápido que el agua, y la fracción volumétrica
del agua aumenta a cerca del 80%. A 70º, el petróleo viaja a una velocidad mucho mayor y el agua cae detrás, provocando la recirculación.
Invierno de 2004/2005 7
A una desviación de 70º, el petróleo viaja a lo
largo de la parte superior de la tubería a una
velocidad aún más alta que la del caso de 88º y el
agua cae detrás hacia el fondo del pozo, condu-
ciendo a la recirculación del agua y a una
velocidad del agua negativa en la parte baja de
la tubería. Estos experimentos de laboratorio
ilustran cuán desafiante es obtener una veloci-
dad de fase representativa con la presencia de
dos fases.
La presencia de gas en el pozo agrega una
complejidad aún mayor en los patrones de flujo;
aparecen flujos tales como flujo en bache, flujo
tapón, flujo disperso y flujo anular. Una he-
rramienta de adquisición de registros de
producción convencional con un molinete de diá-
metro completo responde tanto a la velocidad
como a la cantidad de movimiento de la fase en la
porción central del pozo a una profundidad y
tiempo determinado, haciendo que la velocidad
del gas no se detecte. Cuando vuelve a circular el
flujo, un molinete de diámetro completo puede
variar en la dirección de rotación o no girar del
todo.6
En tales casos, el flujo de fluido proveniente
de diversos intervalos no puede ser cuantificado,
distorsionando severamente los resultados de los
registros.
Las soluciones, tales como el servicio avan-
zado de diagnóstico del flujo de pozo PL
Flagship, se desarrollaron para evaluar los perfi-
les de flujo entrante en regímenes de flujo
complejos en pozos horizontales y sumamente
desviados.7
Presentado en 1996, este juego inte-
grado de herramientas para la adquisición de
registros de producción consiste en una sonda de
presión y temperatura, un detector de rayos
gamma, una herramienta de activación de pulsos
de neutrones, dos herramientas alineadas de
generación de imágenes del fluido, un inyector
de marcador de fluido, y uno o dos molinetes cen-
tralizados. Cada uno de estos dispositivos mide
una parte específica de la información del flujo.
La información se combina e interpreta luego
para derivar el tipo y velocidad de fluido prove-
niente de cada intervalo de producción.
Este juego de medición de flujo abarca desde
30.5 hasta 42.7 m [100 a 140 pies] de largo,
dependiendo de la configuración de la herra-
mienta. En un régimen de flujo no estacionario
complejo, tal como aquellos ilustrados por los
experimentos de laboratorio, los sensores podrían
estar posicionados en diferentes regímenes de
flujo al variar la desviación del pozo. La situación
dinámicamente cambiante puede hacer difícil la
interpretación de los registros de producción.
Otra dificultad con las herramientas de adquisi-
ción de registros de producción convencionales
es la incapacidad para medir directamente la
velocidad del gas. Una nueva herramienta especí-
ficamente diseñada para pozos sumamente
desviados y pozos horizontales encara estos retos
en los regímenes de flujo complejos.
Tecnologías avanzadas
de registros de producción
El dispositivo FloScan es la primera herramienta
de adquisición de registros de producción desarro-
llada utilizando simulaciones computarizadas de
la dinámica del fluido para optimizar su forma y
para estudiar la perturbación del fluido en flujos
ascendentes y descendentes, con diferentes diá-
metros de pozos y distintas viscosidades del fluido.
El diseño de la sonda fue sujeto a simulaciones y
experimentos cinemáticos. Las simulaciones de
resistencia mecánica utilizando el programa de
computación ANSYS verificaron la compatibilidad
de la herramienta para las operaciones con tube-
ría flexible.
La herramienta ha sido diseñada para operar
descentralizada, lo cual simplifica su transporte
en pozos horizontales y sumamente desviados, y
garantiza la instalación correcta de los sensores
a través del eje vertical del pozo. Las mediciones
de la orientación de la herramienta y el calibra-
dor permiten el cálculo de la posición de los
sensores en tiempo real.
Un aspecto único de la herramienta es que el
arreglo de los sensores permite ubicar los mis-
mos lo suficientemente cerca entre sí para
medir el mismo régimen de fluido a la misma
profundidad y tiempo. Por lo tanto, a una pro-
fundidad determinada, se obtiene un perfil de
flujo de tres fases completo con velocidad y frac-
ción volumétrica en tiempo real.
3. La fracción volumétrica es la porción del área de la tube-
ría ocupada por cada fase en un flujo multifásico.
4. “Complex Flows in Nonvertical Wells Pose Logging-Tool
Challenges,” Journal of Petroleum Technology 54, no. 4
(Abril de 2004): 26–27.
5. El deslizamiento ocurre en el flujo multifásico cuando una
fase fluye más rápido que otra, o, en otras palabras, se
adelanta. Debido a este fenómeno, existe una diferencia
entre las fracciones volumétricas (secciones transversa-
les) y los cortes (tasas de flujo volumétrico) de las fases.
6. En los pozos desviados a velocidades de flujo medias a
bajas, la fase más liviana viaja a lo largo de la parte alta
de la tubería y arrastra algo de la fase pesada, impartien-
do un corte al cuerpo del flujo. Esto, a su vez, genera una
recirculación en la fase más pesada. Luego existe un
perfil de velocidad no lineal, desde el fondo de la tubería
hacia el tope, con fluidos viajando más rápidamente a lo
largo del tope y más lentamente o inclusive hacia abajo
en la parte baja. Bajo estas condiciones, el molinete de
diámetro completo promediará las velocidades y regis-
trará flujo descendente; velocidad negativa, o a veces
ausencia de flujo.
7. Akhnoukh R, Leighton J, Bigno Y, Bouroumeau-Fuseau P,
Quin E, Catala G, Silipigno L, Hemingway J, Horkowitz J,
Hervé X, Whittaker C, Kusaka K, Markel D y Martin A:
“Keeping Producing Wells Healthy,” Oilfield Review 11,
no. 1 (Primavera de 1999): 30–47.
90°
92°
88°
70°
5. > Respuesta de la sonda óptica. La sonda de la herramienta con Sensor Óptico para Determinar la Fracción Volumétrica del Gas GHOST discrimina el gas
del petróleo o el agua por la cantidad de luz que refleja la punta de la sonda. Para la herramienta, la reflectividad es una función del índice refractivo. La
fracción volumétrica del gas se determina por la longitud de tiempo de alta reflectancia sobre un umbral predeterminado.
0
1.11 1.3
Índice refractivo
1.2 1.4 1.61.5
20
40
60
Luzreflejada,%
80
100
120
Aire
Gas (n = 1.1)
Agua (n = 1.33)
Condensado (n = 1.4) Petróleo
(n = 1.5)
Tiempo
Umbral
Flujo
Fracción volumétrica del gas =
Tiempo por encima del umbral
Tiempo total
GasAgua Petróleo
Schlumberger ha desarrollado sensores de
rotación de baja energía que presentan mínima
fricción. Los molinetes poseen un diámetro
aproximado de 2.5 cm [1 pulgada]. La optimiza-
ción de los molinetes, llevada a cabo por varios
meses, incluyó pruebas en flujos arenosos, flui-
dos corrosivos y fluidos de alta velocidad.
Numerosas pruebas muestran una respuesta de
velocidad precisa cuando el brazo se extiende
dentro de tuberías con diámetros internos de
entre 27
⁄8 y 9 pulgadas.
Mientras los molinetes determinan las velo-
cidades del fluido, las sondas determinan las
fases del fluido y sus fracciones volumétricas.
Las sondas eléctricas en la herramienta de
medición de la fracción volumétrica FloView dis-
criminan el agua de los hidrocarburos utilizando
una medición de resistencia eléctrica del fluido,
mientras que la herramienta con Sensor Óptico
para Determinar la Fracción Volumétrica del
Gas GHOST distingue el gas del líquido utili-
zando una medición óptica del índice de
refracción.8
Las herramientas GHOST y FloView
son tecnologías probadas en el campo, y sus sen-
sores han sido integrados en el diseño de la
herramienta FloScan.
Al pasar el fluido por la punta de las sondas
eléctricas en la herramienta FloScan, la herra-
mienta mide la conductividad en el agua o la
conductividad debajo de cierto umbral en el
petróleo o gas (arriba). La fracción volumétrica
del agua se calcula a partir de la cantidad de
tiempo que toma completar el circuito en compa-
ración con el tiempo total de medición.
La fracción volumétrica del gas se obtiene
ópticamente. El petróleo y el agua poseen índi-
ces de refracción altos, mientras que el gas
posee un índice de refracción bajo, y refleja más
del 80% de luz (abajo). Cuando la reflectividad
excede un umbral predeterminado, la sonda
indica gas. Ahora bien, con sondas en la herra-
mienta FloScan indicando la posición del gas y
pequeños molinetes midiendo el flujo a través
del diámetro del pozo, es posible determinar la
velocidad del gas en forma precisa.
Las mediciones se toman mientras se mueve
la herramienta, con los brazos extendidos para
tocar el tope de la tubería mientras que el
cuerpo de la herramienta yace en el fondo.
Resortes de flejes operan la abertura de los bra-
zos, y un activador hidráulico motorizado opera
su cierre. La posición de cada sensor se deter-
mina en tiempo real en base a la posición
relativa de los brazos y las mediciones del cali-
brador. Cuando se desea, se pueden obtener
datos con la sonda sujeta a una estación (pró-
xima página, arriba). En flujos estratificados, la
ubicación de las interfases del fluido se puede
determinar precisamente haciendo mediciones
mientras se cierra el brazo utilizando la función
de escaneo con el brazo en una posición determi-
nada, con resultados disponibles en tiempo real.
La sonda básica FlowScan es de 3.4 m [11 pies]
de largo e idealmente adaptada para pozos no
verticales. A diferencia de la sarta de adquisi-
ción de registros de producción típica de 100
pies, la longitud total de la sarta es aproximada-
mente de 7.6 m [25 pies] cuando se halla
combinada como la típica sarta de adquisición
8 Oilfield Review
> Operación de la sonda eléctrica. La sonda FloView posee una punta conductiva separada de la tierra.
Cuando se halla rodeada por un medio conductivo, como el agua, fluye la corriente. Cuando la punta
encuentra gas o petróleo, el circuito se rompe. La fracción volumétrica del agua se calcula en base al
tiempo en que se completa el circuito.
Fracción volumétrica del agua =
Tiempo en circuito corto
Tiempo total
GasAgua Petróleo
Tiempo
Flujo
Conector Brazo de soporte de la sonda
Extremo conductivo
Aislante cerámico
Electrodo de tierra
(para fases continuas
de petróleo)
6. Invierno de 2004/2005 9
de registros de producción, incluyendo sensores
de presión y temperatura. La herramienta se
puede operar en pozos con diámetro interno de
27
⁄8 a 9 pulgadas y puede transportarse mediante
tubería flexible, cable de acero o con un sistema
de tractor de fondo de pozo MaxTRAC. Opera a
temperaturas por encima de 149ºC [300ºF] y bajo
presiones de 103 Mpa [15,000 lpc].
Perfil de flujo en tiempo real
Cuando la sonda FloScan está operando, los
datos en tiempo real emanan de 17 sensores, el
calibrador y el dispositivo de orientación relativa
en la sarta. Una novedosa tendencia hacia la
interpretación de datos incorpora un programa
de computación especializado para la visualiza-
ción en tiempo real de la velocidad de la fase y
las fracciones volumétricas a lo largo del diáme-
tro vertical de la sección del pozo. Otro paquete
de computación ofrece un fácil despliegue de
datos no procesados durante las operaciones de
adquisición de registros o más tarde durante su
reproducción.
El programa de computación de visualización
emplea una moderna técnica de modelado utili-
zando una calibración del molinete que tiene en
cuenta la inclinación teórica del mismo y los
valores del umbral de rotación en el petróleo,
agua y gas. Esta técnica automatizada provee
procesamiento de datos en tiempo real en una
sola pasada durante la adquisición de registros.
La precisión del molinete se puede verificar com-
parando los resultados del procesamiento de
pasadas a diferentes velocidades de adquisición
de registros, y los valores predeterminados pue-
den ser reemplazados, si es necesario, por
valores derivados subsecuentemente de un grá-
fico de calibración del molinete tradicional. La
calibración mediante múltiples pasadas de los
molinetes generalmente conduce a resultados
más precisos que los valores predeterminados.9
Este programa de computación también se
puede utilizar para convertir los datos de la herra-
mienta FloScan en datos promedios a cada
profundidad de medición, y como valor de entrada
al algoritmo de inversión del programa de compu-
tación de la herramienta de adquisición de
registros de producción BorFlow. El programa de
interpretación BorFlow realiza calibraciones del
molinete y cálculos del flujo multifásico en estado
estacionario, respaldando las nuevas mediciones
de registros de producción incluyendo la herra-
mienta FloScan.
El método de procesamiento es secuencial.
Los perfiles de las fases de la fracción volumé-
trica del gas y la fracción volumétrica del agua se
generan en base a las lecturas de la sonda eléc-
trica y óptica. El perfil de la fracción volumétrica
del petróleo se deduce luego de aquellas del gas y
del agua. Los límites superiores e inferiores de las
interfases del flujo se definen como las regiones
donde el flujo es localmente multifásico. Las velo-
cidades de cada fase se derivan después de una
calibración del molinete (abajo). La velocidad de
cada fase se multiplica por la fracción volumé-
trica para determinar la velocidad de flujo.
Se llevaron a cabo experimentos de laboratorio
adicionales en SCR y SRPC con la herramienta
FloScan con flujo trifásico y con la tubería a
diferentes desviaciones para verificar la res-
puesta de la herramienta en flujos complejos.
> Brazo de la herramienta FloScan escaneando a través de la interfase del fluido. La herramienta FloScan provee una función de escaneo de estación para
la determinación precisa de las ubicaciones y velocidades de la interfase. El calibrador y dispositivo de orientación relativa provee las posiciones del sensor
durante el escaneo. La herramienta se posiciona en una zona de interés, y los sensores graban las fracciones volumétricas continuas y las respuestas del
molinete a través de toda la sección transversal del pozo al irse cerrando el brazo.
Gas
Petróleo
Agua
8. Théron B, Vu-Hoang D, Rezgui F, Catala G, McKeon D y
Silipigno L: “Improved Determination of Gas Holdup Using
Optical Fiber Sensors,” Transcripciones del 41 Simposio
Anual sobre Registros de la SPWLA, Dallas, 4 al 7 de
junio de 2000, artículo GG.
9. La calibración del molinete de múltiple pasada es una téc-
nica para interpretar los resultados de un medidor de flujo
a molinete utilizando varias corridas de registro sobre la
zona de interés a diferentes velocidades hacia arriba y
hacia abajo. La velocidad del molinete es una función casi
lineal de la velocidad efectiva del fluido. Si bien esta fun-
ción se puede medir en superficie, varía con el fluido y el
patrón del fluido, y es mucho más confiable determinada
en sitio. Luego de varias pasadas, se puede calibrar la
función para determinar la inclinación local y los valores
del umbral para cada molinete. Las mediciones locales
de la fracción volumétrica asociadas se pueden utilizar
para discriminar la inclinación individual y los valores del
umbral para cada fase. La velocidad del molinete se con-
vierte a velocidad de fase local. La velocidad de flujo se
determina multiplicando la velocidad de la fase por la
fracción volumétrica.
> Flujo de procesamiento en tiempo real. La secuencia de tareas del procesamiento utiliza un
algoritmo secuencial (izquierda). El perfil de la fracción volumétrica y el perfil de velocidad se están
actualizando y mostrando continuamente en tiempo real (derecha). La pantalla muestra el cálculo
de la fracción volumétrica, velocidad y tasa de flujo del agua, petróleo y gas, dentro de la caja
negra en la parte inferior derecha. Los datos desplegados provienen de una prueba efectuada en el
circuito de flujo equipado con una tubería de 6 pulgadas, a 88º de desviación, con petróleo y agua
fluyendo a 240 m3/d y gas fluyendo a 352 m3/d [12.4 Mpc/D].
Identificar la fase del fluido
Calcular las fracciones volumétricas
Localizar la interfase del fluido
Aplicar la calibración del minimolinete
Calcular las velocidades
Calcular la tasa de flujo
7. Los datos no procesados son continuamente
actualizados en la caja del monitor de desplie-
gue, ofreciendo una toma en cualquier instante
de tiempo. El programa de procesamiento cal-
cula la distribución del fluido a través del
diámetro de la tubería en tiempo real (abajo).
Optimización de los programas de reparación
Una nueva secuencia de tareas de procesa-
miento—el Asesor de Registros de Producción
PLA—ha sido diseñada por el Centro de Geo-
ciencia de Schlumberger en Pekín para evaluar
el comportamiento del flujo en el fondo del pozo
de terminaciones de múltiples horizontes y para
guiar las decisiones de reparación de manera
oportuna. Esta secuencia de tareas incorpora
herramientas interactivas para tener en cuenta
varios parámetros de terminación y del yaci-
miento, así como para visualizar sus efectos en
el perfil de producción. Los resultados gráficos
permiten obtener una rápida selección de posi-
bles escenarios y mostrar el perfil pronosticado
después de la intervención (próxima página,
arriba). La entrega de datos combina la produc-
tividad del yacimiento definida por las
mediciones de los registros de producción con el
análisis de sistemas de producción NODAL.
Las técnicas del análisis NODAL proveen un
método para modelar los efectos de las caracte-
rísticas del fluido y la configuración de la
terminación del pozo al producir los fluidos a la
superficie. La combinación de las respuestas de
los registros de producción con el análisis
NODAL ofrece un panorama único para entender
mejor el comportamiento de la terminación del
yacimiento y el potencial para introducir mejo-
ras. Se puede modelar rápidamente el impacto
de modificar una terminación para pronosticar
los cambios resultantes en el perfil de produc-
ción. Cuando los costos de la intervención son
altos, la capacidad para evaluar el posible resul-
tado de una reparación y para tomar decisiones
sensatas de manera oportuna, se vuelve crucial.
Retos en pozos desviados y horizontales
Los campos petroleros del Golfo de Suez presen-
tan una variedad de retos para las mediciones de
los registros de producción. Esta madura región
productora contiene cerca de 100 plataformas en
45 campos con más de 300 pozos de producción y
100 inyectores de agua.10
Los registros de produc-
ción ayudan a mantener la producción corriente
de petróleo de 20,657 m3/d [130,000 B/D]. Los
yacimientos viejos que producen petróleos visco-
sos con altos cortes de agua, combinados con
terminaciones desviadas u horizontales que se
10 Oilfield Review
< Experimentos efectuados en el circuito de flujo
utilizando la sonda FloScan con procesamiento
en tiempo real. El despliegue muestra la fracción
volumétrica y las velocidades en tiempo real en
un flujo de tres fases. El petróleo y el agua están
fluyendo en una tubería de 6 pulgadas a 240 m3/d,
y el gas está fluyendo a 352 m3/d. Los cinco
minimolinetes atraviesan la sección transversal
vertical de la tubería. A 92º, el agua tiene una ve-
locidad mayor que el petróleo y el gas, y la frac-
ción volumétrica del agua es baja (arriba). Las
fases del fluido aparecen bien separadas con el
gas y el petróleo ocupando la mayor parte de la
tubería. A 88º de desviación, el agua se retarda
debido a la atracción gravitatoria mientras el flujo
se mueve en forma ascendente (centro). El petró-
leo y el gas ocupan la mitad superior de la tubería
y se mueven mucho más rápido que el agua. A 70º
de desviación del pozo, el flujo es complejo (abajo)
El agua que se muestra en azul, es una fase do-
minante, con gotitas de petróleo (verde) disper-
sas en todas partes y el gas (rojo) principalmente
en la parte superior. El agua queda atrás, movién-
dose mucho más lento que el petróleo y el gas.
Los dos molinetes del fondo leen una velocidad
negativa, indicando recirculación de agua.
88°
92°
70°
8. Invierno de 2004/2005 11
encuentran típicamente en ambientes marinos,
conducen a regímenes de flujo complicados. En
muchos casos, les resulta difícil proveer las res-
puestas necesarias bajo estas condiciones con
las herramientas de adquisición de registros de
producción convencionales.
Un campo del Golfo de Suez que se puso en
producción en 1978 tiene una estructura anticli-
nal inclinada, caracterizada por areniscas
homogéneas bien conectadas. La permeabilidad
del yacimiento generalmente aumenta con la
profundidad, y abarca desde 200 hasta 1,000 mD
en la base. En 1996, se inició un programa de
inyección de agua para proveer el influjo limi-
tado del acuífero con mantenimiento de la
presión. Cuando el campo se va aproximando a
su límite económico, los registros de producción
juegan un rol importante en el reconocimiento
de las áreas para el aislamiento del agua (WSO,
por sus siglas en inglés) para maximizar la recu-
peración del petróleo.
Uno de los pozos en este campo considerado
para un posible WSO posee una inclinación de
37º y produce con la ayuda de levantamiento arti-
ficial por gas a través de seis intervalos abiertos.
Las pruebas de pozos efectuadas a fines de 2003
indicaron un gasto total de producción de 327
m3/d [2,058 B/D] con un corte de agua del 97%.
Fue necesario adquirir registros de producción
para evaluar las contribuciones del intervalo
individual y para identificar las fuentes de pro-
ducción de agua. La utilización de registros de
producción convencionales para determinar las
contribuciones del intervalo, produjo resultados
ambiguos, debido a los regímenes de flujo com-
plejos asociados con alto corte de agua y
desviación relativamente alta. En un intento por
superar estas limitaciones y proveer un análisis
de flujo cuantitativo, se puso en funcionamiento
la herramienta FloScan el 29 de enero de 2004
utilizando cable de acero para transportar la
herramienta dentro del pozo.
Los datos de la fracción volumétrica obtenidos
con las herramientas FloScan y FloView indican
claramente estructuras de flujo complejas a lo
largo del pozo (derecha). Los resultados de la ima-
gen de velocidad muestran varias áreas de agua
recirculante en la parte baja del pozo. Los datos
de la herramienta FloView demuestran claramente
que el petróleo está fluyendo en una pequeña
área en la parte superior del pozo. Los datos de la
herramienta GHOST indican que no se detectó
gas a lo largo de la sección entera.
> Secuencia de tareas de interpretación del sistema Asesor de Registros de Producción PLA. Utili-
zando la información de la presión de la formación (izquierda) como punto de partida, el programa de
computación define los parámetros zonales del yacimiento en términos del índice de productividad, el
corte de agua y la relación gas/petróleo (arriba al centro). Estos datos se pasan al paquete de
análisis del sistema de producción NODAL, al programa de análisis del sistema de producción
PIPESIM (derecha), que crea un modelo para aparejar las velocidades medidas y las presiones tan
cercanamente como sea posible. El modelo resultante se utiliza para evaluar varias actividades de
modificación de terminación en términos de los resultados de producción. La interfase incluye
herramientas interactivas para ingresar datos de varias modificaciones de terminación y parámetros
del yacimiento, permitiendo la visualización de los efectos en el perfil de producción. Los resultados
son entregados en despliegues de registros gráficos y datos tabulares.
Interpretación de
registros de producción
Análisis NODAL PIPESIM
Asesor de Registros
de Producción PLA
Resultados de producción
10. Borling DC, Powers BS y Ramadan N: “Water Shut-off
Case History Using Through Tubing Bridge Plugs;
October Field, Nubia Formation, Gulf of Suez, Egypt,”
artículo de la SPE 36213, presentado en la 7a Exhibición
y Conferencia Internacional del Petróleo de Abu Dhabi,
EAU, 13 al 16 de octubre de 1996.
> Respuesta de los minimolinetes individuales y de la fracción volumétrica del agua con la herramienta
FloView. Las respuestas del molinete para ocho pasadas a cinco velocidades diferentes del cable se
pueden observar a la izquierda. Las curvas sólidas representan cinco pasadas descendentes y las
curvas punteadas indican tres pasadas ascendentes. La respuesta del molinete aumenta desde el
molinete #0 en el lado inferior del pozo desviado a 37º al molinete #4 en el lado superior del pozo. De
modo similar, los valores de la fracción volumétrica del agua decrecen desde la sonda #0 a la sonda
#5 (derecha). Se despliegan las imágenes de velocidad y fracción volumétrica para una de las pasa-
das con la parte baja a la izquierda y la parte alta a la derecha. La imagen de velocidad del molinete
muestra una velocidad positiva en la parte superior del pozo desde el fondo del levantamiento. La
imagen de la fracción volumétrica con FloView (bien a la derecha) muestra claramente algo de petró-
leo presente en la parte alta del pozo desde el fondo del levantamiento. El petróleo más liviano que
fluye a lo largo de la parte superior del pozo establece áreas de recirculación local, corroboradas por
valores bajos y negativos en la imagen de velocidad.
Imagendelafracción
volumétricadelaguade
laherramientaFloView
Imagende
velocidaddelmolinete
pies/min
Profundidad,pies
9010
API
Rayosgamma
Datos de la fracción volumétrica
del agua de la herramienta FloView
Datos de los minimolinetes
#5#4#3#2#1#0#4#3#2#1#0
rps
X350
X400
Parte baja Parte alta Parte baja Parte alta
-40 40-10 10 0.8 1.0 0.8 1.0 0.8 1.0 0.8 1.0 0.8 1.0 0.8 1.0
rps
-10 10
rps
-10 10
rps
-10 10
rps
-10 10 0.92 1.0
9. El perfil de flujo derivado de la combinación
de los datos de la fracción volumétrica y la velo-
cidad, obtenidos con la herramienta FloScan,
muestra que cerca del 25% del petróleo y el 85%
del agua son producidos de los disparos ubicados
debajo de los X400 pies de profundidad
(izquierda). El resto del agua y alguna contribu-
ción de petróleo provienen de disparos ubicados
a 390 pies de profundidad. Los disparos superio-
res están produciendo petróleo limpio con más
de la mitad de la producción del petróleo prove-
niente del disparo menos profundo.
Los sensores de los registros de producción
convencionales pierden la entrada significante
de petróleo de los disparos superiores debido al
efecto de recirculación del agua en el molinete.
La baja resolución del gradiomanómetro para
determinar la densidad del fluido resulta en una
pobre determinación de las contribuciones de
petróleo.11
Esto lleva a una interpretación erró-
nea que atribuye el 90% de la entrada de
petróleo a los disparos más profundos.
En base a los resultados de la herramienta
FloScan, se planificó una operación de repara-
ción de pozo para optimizar la producción de
petróleo. El intervalo entre X375 y X400 pies de
profundidad fue evaluado para una posible colo-
cación de tapón para aislar la mayoría de las
zonas con alto corte de agua. La excelente
correspondencia entre los resultados del regis-
tro de producción con la información geológica
respecto de la ubicación de la arcilla sellante,
motivó al operador a colocar el tapón a X400
pies de profundidad.
Se utilizó un programa de computación espe-
cializado para pronosticar los resultados de la
operación de remediación (izquierda). Los
resultados pronosticaron una producción de
petróleo de 97 m3/d [609 B/D] y una producción
de agua de 389 m3/d [2,447 B/D]. Estos valores
están muy cerca de los resultados reales de 88
m3/d [556 B/D] para el petróleo y 402 m3/d
[2,532 B/D] para el agua. Un incremento de
nueve veces más en la producción de petróleo y
una recuperación de la inversión en menos de
12 Oilfield Review
> Comparación de las herramientas de adquisición de registros de producción convencionales (PL) y
los perfiles del flujo de la herramienta FloScan. Cada carril muestra la parte baja del pozo a la izquierda
y la parte alta del pozo a la derecha. La imagen de velocidad generada por la herramienta FloScan
muestra el rango de color desde el azul al rojo, con el rojo indicando la velocidad negativa (Carril 2). El
perfil de flujo resultante (Carril 6) de la combinación de la imagen de velocidad y fracción volumétrica
(Carril 4) obtenidas con la herramienta FloScan, muestra que cerca del 25% de petróleo y el 85% de
agua se producen de los disparos ubicados debajo de X400 pies de profundidad. El resto del agua y
algo de petróleo provienen de los disparos localizados a X390 pies de profundidad. Los dos disparos
superiores están produciendo petróleo seco, y más de la mitad de la producción de petróleo del pozo
proviene del disparo superior. El molinete de diámetro completo está fuertemente influenciado por la
recirculación del agua en la parte baja del pozo. Las estaciones del molinete en el tope del intervalo
muestran gran evidencia de ello. El resultado es que las velocidades del molinete de diámetro completo
son insensibles a las pequeñas entradas de petróleo que se mueve a lo largo de la parte alta del pozo.
De modo similar, la densidad del fluido obtenida con el gradiomanómetro (Carril 3) posee una pobre
resolución para detectar los pequeños cambios en la fracción volumétrica del agua, que son detecta-
dos por la sonda FlowView ubicada en la parte alta.
Velocidad del
molinete de
diámetro completo
PL Convencional
Estaciones del
molinete
rps pies/min0 3 -40 40 0.92 1.0
FloScan
Densidad del fluido
obtenida con el
gradiomanómetro
PL Convencional FloScan
Perfil de flujo
FloScan
Diagrama
esquemáticodelpozo
Profundidad,pies
Perfil de flujo
PL Convencional
X350
X400
Velocidad
Imagen de velocidad
Imagen de la fracción
volumétrica del agua
pies/min0 40
Estaciones de
la densidad
g/cm3
0.9 1.2
Densidad del fluido
g/cm3
0.9 1.2 Flujo de agua
Flujo de petróleo
Flujo de agua
Flujo de petróleo
< Resultados pronosticados del registro para la
operación de remediación planificada. Un tapón
(cuadrado azul en el diagrama esquemático del
pozo) colocado a X400 pies de profundidad elimina
la producción de los tres disparos más profundos.
El Carril 4 despliega la presión de flujo inicial junto
con el pronóstico del análisis NODAL de la presión
de flujo luego de colocar el tapón (presión de re-
paración). Al no requerirse que el pozo levante
artificialmente la producción de agua de las zonas
más profundas, se observa una presión de flujo
decreciente a través de las zonas más altas. Esta
incrementada caída de presión en las zonas más
altas provee un aumento nueve veces mayor en
la producción de petróleo.
Gas
Petróleo
Agua
Gas
Petróleo
Agua
Flujo inicial
de agua
Rayos gamma
API
Rayos gamma
0 100
Flujo inicial
de petróleo
Temperatura
y presión
Perfil de
flujo inicial
Perfil de flujo
pronosticado
Diagramaesquemáticodelpozo
Profundidad,pies
X350
X400
B/D0.0 2,500
Agua
B/D0.0 100
Petróleo
lpc
Presión de reparación
1,625 2,497
lpc
Presión del pozo
1,625 2,497
grados F
Temperatura del pozo
249 250
B/D
Flujo total inicial
0 4,000
B/D
Flujo de líquido inicial
0 4,000
B/D
Flujo de agua inicial
Flujo total estimado
Flujodelíquidoestimado
Flujodeaguaestimado
0 4,000
B/D0 4,000
B/D0 4,000
B/D0 4,000
10. > Un ejemplo de un pozo horizontal del Golfo de Suez. Las imágenes de velocidad y fracción volumétri-
ca obtenidas con la herramienta FloScan se despliegan para una de las pasadas de la herramienta en
la parte superior del pozo a 15.3 m/min [50 pies/min]. El perfil de velocidad muestra poca actividad hasta
Y120 pies de profundidad, donde la velocidad aumenta en la parte baja del pozo y el agua aparece en
la imagen de la fracción volumétrica. A pesar de que la mayor parte de la velocidad se atribuye al agua
en la parte baja, los niveles de la fracción volumétrica indican que algo de petróleo está también flu-
yendo en este punto. El molinete de diámetro completo convencional indica un leve flujo ascendente
en este intervalo, posiblemente atribuido a alguna recirculación reversa del petróleo que está siendo
arrastrado abajo del pozo y luego circula de vuelta hacia arriba. El perfil de flujo derivado de la herra-
mienta FloScan (arriba) resulta de la combinación de los perfiles de velocidad y fracción volumétrica.
La herramienta convencional de adquisición de registros de producción no detecta la entrada de pe-
tróleo más significante proveniente del disparo ubicado cerca de los Y100 pies de profundidad (abajo).
Disparos
Contacto agua/petróleo
X300
rps-46Z442Z400
Fracción
volumétrica
TVD
Velocidad
TVD
Z442Z400
Profundidad medida, pies
Molinete de diámetro completo
Y500
Fracción
volumétrica0 1
Velocidad
pies/min-120 100
Perfildeflujo
B/D05,000
Flujodeagua
Flujodepetróleo
Profundidad medida, pies
X300
X400
X500
X600
X700
X800
X900
Y000
Y100
Y200
Y300
Y400
Y500
Invierno de 2004/2005 13
una semana, demuestran la efectividad de la
herramienta FloScan.
En otro campo en el Golfo de Suez, la presión
del yacimiento declinó de una presión inicial de
17.9 MPa [2,600 lpc] a una presión muy baja,
cercana a 7.6 MPa [1,100 lpc] en algunos pozos.
La columna de 37 m [120 pies] de petróleo de
alta viscosidad queda entre la capa de gas y un
acuífero bastante activo, y existe conificación de
gas y agua. Las lecturas de la prueba muestran
que el corte de agua puede abarcar desde 70%
hasta 98%. Esto significa que la producción de
petróleo varía entre el 2% y el 30% del flujo total;
un factor de 15 en la variación.
El operador corrió la herramienta FloScan
para obtener una evaluación precisa del corte de
agua y localizar los puntos de entrada del fluido
para el petróleo y el agua. El costo de interven-
ción del pozo es típicamente cercano a US$
250,000; por lo tanto, es vital evitar una interven-
ción innecesaria o ineficaz.
Las terminaciones de pozos de gran diámetro,
los regímenes de flujo multifásico y los pozos
horizontales con perfiles desafiantes representan
una complicación para obtener una estimación
exacta de qué es lo que está fluyendo en el pozo.
Para planificar una intervención eficaz, el opera-
dor bajó la herramienta FloScan con tubería
flexible, equipada con cable eléctrico junto con la
herramienta de adquisición de registros de pro-
ducción de nueva generación PS Platform para
poder efectuar comparaciones. Las pasadas
ascendentes y descendentes se condujeron a tres
velocidades distintas del cable. En otra pasada de
registro, se corrió la herramienta de Control de
Saturación del Yacimientos RSTPro con una
sonda FloScan para determinar los contactos
petróleo/agua y gas/petróleo.
El perfil del pozo muestra un punto bajo en la
trayectoria; más allá del talón del pozo, el pozo
sube nuevamente. Las zonas perforadas están en
la sección horizontal del pozo (abajo). La imagen
de velocidad muestra un aumento en velocidad
en el lado bajo del pozo cerca de los Y120 pies de
profundidad. Mientras que el incremento en
velocidad se atribuye en gran medida al agua, la
imagen de la fracción volumétrica muestra clara-
mente algo de petróleo a esta profundidad. El
molinete convencional de diámetro completo
muestra poca actividad con pequeñas indicacio-
nes de recirculación a la misma profundidad y no
puede detectar la zona de producción más impor-
tante. Los datos de la herramienta FloScan
indicaron que los disparos ubicados a una pro-
fundidad vertical verdadera más profunda (TDV,
por sus siglas en inglés) producen la mayor
cantidad de agua. El contacto agua/petróleo deter-
minado por la medición de la herramienta RSTPro
confirmó este resultado. En base a estos resulta-
dos, el programa de reparación recomendado
implicó cerrar las zonas más bajas y volver a dis-
parar cerca de 244 a 305 m [800 a 1,000 pies]
menos profundo sobre el talón del pozo a cerca de
70º de desviación. La producción total de petróleo
aumentó de 48 m3/d [300 B/D] a 79 m3/d [500
B/D]. El aumento de producción pagó las inter-
venciones en otros dos pozos.
Prolongación de la vida de un campo
Siendo que el 70% de la producción actual de
petróleo proviene de los campos maduros, los
avances tecnológicos cumplen un rol siempre
creciente en prolongar la vida de los campos y
en maximizar el retorno de las inversiones.
Estos campos tienen la capacidad de aumentar
su producción en el futuro con una mínima
inversión. Como lo demuestran estos ejemplos
de Medio Oriente, la herramienta FloScan iden-
tifica correctamente los puntos de entrada del
fluido en regímenes de flujo complejos en pozos
desviados y horizontales. Los aumentos en pro-
ducción y los retornos rápidos ilustran la
efectividad operacional y en costos de esta tec-
nología. Es a través de este tipo de innovación,
que tiende a integrar el diseño de herramientas,
el procesamiento de datos y los programas de
computación de interpretación, que la industria
puede resolver los retos para incrementar la pro-
ductividad en los campos maduros. —RG
11. Un gradiomanómetro mide la densidad promedio del fluido
a diferentes profundidades, para producir un registro de
densidad del fluido. El conocimiento de la densidad de las
fases individuales permite determinar sus fracciones volu-
métricas directamente en el caso de flujo bifásico, y en
combinación con otras mediciones para el flujo trifásico.
Presentado a fines de 1950, el dispositivo mide la diferen-
cia de presión entre dos sensores de presión, colocados
aproximadamente a 0.6 m [2 pies] de distancia entre sí.
La diferencia de presión refleja la densidad promedio del
fluido a través del pozo dentro de aquel intervalo de pro-
fundidad.
