El documento describe las herramientas utilizadas para realizar registros de producción en pozos petroleros, incluyendo medidores de flujo, temperatura y trazadores radiactivos. Estas herramientas permiten determinar la contribución de fluidos de diferentes zonas, detectar problemas mecánicos y optimizar procesos de estimulación. Los registros de producción son una valiosa herramienta para el análisis y monitoreo de pozos.

1. REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA EDUCACIÓN
UNIVERSITARIA
INSTITUTO UNIVERSITARIO POLITÉCNICO “SANTIAGO
MARIÑO”
SEDE CIUDAD OJEDA
Daylex Hernández
Septiembre del 2019

2. 3
Producción en más deun
intervalo a la vez.
México,1967 – PCT
«Production Combinable Tool»
1982 – PLT «Production
Logging tool»
Registros que se hacen
después del completamiento
inicial del pozo.

3. 4
Los registros de producción nos brindan conocimiento de la naturaleza y
comportamiento de los fluidos en el pozo durante periodos de producción o inyección.
Control sobre los procesos de completamiento y producción.
Determinación de zonas productoras o receptoras de
fluidos.
Contribución de cada zona.
Tipos y porcentajes de fluidos por zonas.
Medidas de temperatura y presión.
Flujos cruzados o perdidas de fluidos en zonas de bajas
presiones.
Fuente: http://georesources.gr/img/cased2.jpg

4. 5
Dentro del análisis de problemas mecánicos se pueden detectar:
Fisuras en el revestimiento.
Fisuras en la tubería de producción.
Escapes a través de empaquetaduras.
Comunicación entre zonas por el espacio anular
debido a mala cementación.
Fuente: http://georesources.gr/img/cased2.jpg

5. 6
HerramientasdeRegistro
deProducción
Medidores de Flujo.
De flujo continuo.
De flujo con empaque.
De diámetro total.
Medidores de
Temperatura.
De temperatura
absoluta.
De temperatura
diferencial.
Trazadores
Radioactivos.

6. 7
Fuente:
http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/ors97/sum97/reservoir.ashx
Herramienta de hélice de tipo flujo libre.
Evaluar tasas de flujo.
Registrar el perfil de flujo.
Registrar la contribución relativa de las
zonas activas.

7. 8
FUENTE: CHAPARRO, Leonel. VARGARA, Maria Fernanda. Guerrero,
Francy. Persentacion Pruebas de inyectividad en pozo inyectores, plt

8. 9
Medidor
de
diámetro
total.
Medidor
de flujo
continúo.
Medidor
de flujo
con
empaque.
Fuente: http://georesources.gr/img/cased2.jpg

9. 10
Fuente: Oil field review: A new era in production logging: defining downhole flow profile.
La velocidad de la hélice es una función lineal
de la velocidad del fluido relativa a la
herramienta.
El eje de la hélice esta soportado por pivotes
de baja fricción lo cual implica una perdida en
la hélice de dos RPS.
Las herramientas estándar están disponibles
para temperaturas de 350º F. y presión en el
fondo del pozo de 15.000 Psi.
Equipos especializados disponibles para
temperaturas de 600º F. y presión en el fondo
del pozo de 30.000 Psi , inyección de vapor.

10. 11
El medidor de flujo continuo se usa en la
determinación de los perfiles de
producción o inyección, localización de las
fisuras en el “tubing” o en el revestimiento
Análisis de operaciones de fracturamiento
o acidificación y para determinar el índice
de productividad
Principalmente la herramienta puede ser
usada en régimen de flujo monofásico:
inyección de agua ( waterflood), pozos de
alta producción de aceite.
Fuente: Oil field review: A new era in production logging:
defining downhole flow profile.

11. 12
Las RPS se convierten directamente a tasas de flujo pormedio
de graficas ya pre-establecidas.
Las medidas se toman en puntos por encima y debajo decada
zona de interés.
El medidor de flujo con empaque usa en la parte inferior dela
sonda un empaque que se presiona contra la pared delhueco
lo cual desvía todo el flujo hacia la hélice.
Fuente: http://georesources.gr/img/cased2.jpg

12. 13
El medidor de
flujo continuo no
es muy exacto en
flujo de fases
múltiple, medidor
de flujo con
empaque solo es
útil para flujos
muy pequeños.
Estos
inconvenientes se
eliminan usando
el medidor
por la
diámetro
corrido
compañía
“Schlumberger”.
En flujos
multifasicos se
maneja un alto
de rango de
total viscosidades lo
cual esta
herramienta lo
permite.
Fuente: Oil field review: A new era in
production logging: defining downhole
flow profile.

13. 14
LIMITACIONES
límite flujo medible esde
50000[Bpd]
200[Bpd] en flujo
multifásico.
50 Bl/D de fluido
monofásico.

14. 15
Generación del
perfil de flujo en
zonas múltiples que
producen en una
misma tubería.
Perfiles de flujo
realizados antes y
después de
tratamientos de
estimulación.
Perfiles de flujo
tomados en pozos
de inyección
permiten
monitorear los
proyectos de
recobro.
Un medidor de flujo
en conjunto con
otras herramientas
de producción
permiten ubicar
zonas de gas o agua.

15. 16
Fuente: ESP Oil International Training Group. Interpretación de perfiles de
producción.
Se debe realizar la
respectiva calibración
del equipo
Procedemos a toma
de datos

16. 17
Fuente: ESP Oil International Training Group. Interpretación de perfiles de
producción.
Calcule la tasa de flujo si la velocidad
dada por
pies/min
la herramienta es 50
y la tubería de
revestimiento es de 7 pulgadas, 23
lbs/pies.
?

17. Fuente: Autores.
Primeras herramientas de producción utilizadas para
LocMaliezdacidióonredsedeenTteramdpaesrdaetugra, o
existentes eAnbesolhluuteac.o del pozo.
DeteMcecidóidnodreescadneaTlemepnersaetcucrioanes
madlicfereenncitald.as.
Encontrar zonas de pérdidas de
circulación en hueco abierto.
Encontrar el tope del cemento en
un pozo recientemente
cementado.
TiposudbeicamreendtriaddoardeesgdaseyTleíqmuidpoesr.atura
Descrito por M. Schlumberger(1936)

18. Elemento sensor conformado por un
filamento deplatino.
La resistencia del filamento
cambia con los cambios de
temperatura.
El filamento controla la
frecuencia de un oscilador.
Por exposición a los fluidos del
pozo.
El filamento es un brazo de un
circuito sensitivo que controlala
frecuencia de un oscilador.
Grados Fahrenheit
F
19
Fuente:Autores.

19. • Localización de entradas de
fluido.
• Chequear válvulas de gas lift.
• Determinar presiones del
punto de burbuja.
• Para localizar fugas en el
tubing.
Medidores de
Temperatura
Absoluta.
• Muy sensible a cambios
mínimos de temperatura.
• Repetitividad esta en el rango
de 0.01°F.
• Supera a los métodos
convencionales de perfilaje.
Medidores de
Temperatura
Diferencial.

20. Los perfiles son tomados bajo condiciones estabilizadas de producción
o a intervalos regulares una vez que el pozo ha sido cerrado y las
formaciones van retornando a su equilibrio geotérmico.
Una serie de perfiles tomados después de un
fracturamiento permite evaluar la efectividaddel
tratamiento.
La entrada de gas en un pozo en producción se puede
detectar por el efecto de enfriamiento que seproduce
en el punto de entrada.
Frecuentemente es posible detectar movimientos de
fluidos por detrás de la tubería con un perfil de
temperatura.

21. 23
La Herramienta (Sonda) está constituida por:
1. Un CCL.
2. Un Eyector de Fluido Radiactivo.
3. Un detector de Rayos Gamma de pulsos positivos.
4. Un detector de Rayos Gamma de pulsos negativos.
1
2
3
4
Las especificaciones de la herramienta son las siguientes:
• Longitud: 11.1’
• Peso: 90 lbs.
• Capacidad: 200 ml.
• Número de eyecciones: 50-80.
Fuente:Autores.

22. La herramienta lleva una cantidad de material
radioactivo dentro del pozo que puede ser
selectivamente liberada en la corriente del flujo.
Fuente:Autores.

23. Los trazadores radiactivos se utilizan
como el único medio directo de seguir
el movimiento de los fluidos
inyectados.
movimiento
El conocimiento del
de los fluidos es muy
importante para la optimización de este
tipo de procesos.

24. Los trazadores radiactivos pueden ser aplicados en pozos
productores, pero la distribución de los elementos en la
herramienta sería diferente. También se pueden tener
algunos problemas con las sustancias radiactivas mezcladas
con el crudo en superficie.
El caudal se puede determinar de la misma forma que en
el caso de pozos inyectores.
Fuente:Autores.

25. 29
Localizador de Cuellos
Rayos Gamma
Cartucho de Telemetría
Manómetro
Medidor de Flujo
Acelerómetro
Termómetro
Gradiomanómetro
Fuente: ESP Oil International Training Group. Interpretación de perfiles de producción.

26. ‫ﭢ‬ Los registros PLT’s (Production Logging Tool) constituyen una herramienta
imprescindible a la hora de planear, evaluar y monitorear un pozo,
permitiendo la determinación de los factores que inciden negativamente en el
proceso.
‫ﭢ‬ Los medidores de flujo son de gran importancia en la industria puesto que
pueden cuantificar el aporte de fluidos de una zona especifica o la cantidad
de fluido inyectado que toma cierta formación.
‫ﭢ‬ Al correr un registro de temperatura es necesario evaluar las limitantes de la
herramienta para obtener mediciones de mayor confiabilidad y poder
garantizar el manejo seguro de la misma.
‫ﭢ‬ Con los trazadores radiactivos además de monitorear el recorrido del fluido
inyectado, es posible estimar el caudal en el pozo productor.

27. 31
‫ﭢ‬ ESP Oil International Training Group. Interpretación de perfiles de
producción.
‫ﭢ‬ MONROY, Diana M. Registros PLT (Medidores de flujo). Trabajo de
auxiliatura de investigación. Universidad industrial de Santander,
2009.
‫ﭢ‬ Techniques to Improve Flow Profiling Using Distributed Temperature
Sensing. SPE 138883. X. Wang and T. Bussear, Baker Hughes, and
A.R. Hasan, University of Minnesota-Duluth.
‫ﭢ‬ Hadley M.R. and Kimish R. “Distributed temperature Sensor
Measures temperature Resolution in Real Time” paper SPE 116665
presented at the Annual Technical Conference, Denver, Colorado.
21-24 September, 2008.
‫ﭢ‬ Oil field review: A new era in production logging: defining
downhole flow profile. By Schlumberger.