REGISTROS DE PRODUCCION

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCIONREGISTROS DE PRODUCCION (PLT’s) GENNY CAROLINA PINZON AGREDO Código: 2073481 ASTRID XIOMARA RODRIGUEZ CASTELBLANCO Código: 2073417 DIDIER ALBERTO MUÑOZ PINZON Código: 2072313 PROFESOR FERNANDO CALVETE Ingeniero de Petróleos UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FALCULTAD DE INGENIERÍAS FISICO-QUÍMICAS ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS BUCARAMANGA, 2011 AGENDA UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION INTRODUCCION 1. REGISTROS DE PRODUCCION (PLT’s).....................................................5 1.1 1.2. 1.3. 2. 2.1. 2.2. 2.3. Principios Físicos.............................................................................5 Diferentes Usos De Los Registros De Producción...............................7 Tipos De Registros De Producción.....................................................9 Principios básicos...........................................................................13 Principio y descripción de la herramienta.........................................16 Tipos de medidores de flujo.............................................................18 Medidor De Flujo Continúo........................................................18 Medidor de flujo con empaque...................................................20 Medidor de diámetro total (full-bore spinner)..............................21 MEDIDORES DE TASA DE FLUJO (FLOWMETERS).................................13 2.3.1. 2.3.2. 2.3.3. 2.4. 2.5. 2.6. Aplicaciones...................................................................................23 Toma de datos................................................................................23 Interpretación de los Registros de Producción.................................24 Medidor de flujo. Cálculo de la tasa de flujo...............................24 Calibración del Flowmeter......................................................24 Factor de corrección de las lecturas del flowmeter..................27 2.6.1. 2.6.1.1. 2.6.1.2. 3. EJEMPLO DE REFERENCIA...................................................................30 4. EJEMPLO 2: INTERPRETACION DE UN REGISTRO DE PRODUCCION EN EL POZO HENAS 2...........................................................................................36 4.1. Resultados.....................................................................................40 Calibración “in situ” de la herramienta. Pozo cerrado.................40 4.1.1. 4.1.2. Determinación de las tasas de flujo de cada uno de los intervalos perforados............................................................................................40 4.1.3. 5. Determinación de los porcentajes de producción de cada intervalo. 43 CONTROL DE CALIDAD PARA MEDIDORES DE FLUJO...........................45 5.1. 5.2. Control de calidad del medidor de flujo con empaque.......................45 Medidor de flujo continuo................................................................45 UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION 5.3. Medidor de diámetro total................................................................46 BIBLIOGRAFIA INTRODUCCION UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION Los registros de pozos se corren para establecer la productividad de estos y son importantes en la toma de decisiones técnicas y económicas para trabajos futuros. Inicialmente los registros de hueco abierto proporcionan los datos necesarios para diseños de programas de completamiento de pozos, las características de producción se basan en datos obtenidos en superficie, mediciones efectuadas en tanque medidores, separadores, etc, pero estos no relacionan directamente el volumen y la naturaleza de la producción de cada intervalo perforado, por esto se realizan los registros de producción ya que sus resultados son dados a condiciones de fondo, lo cual reduce los efectos de almacenamiento en el pozo, hace más práctica la corrida de una prueba transitoria sin tener que cerrar el pozo e interrumpir la producción, evalúan el comportamiento de pozos y yacimientos produciendo bajo condiciones estables y confirman la eficiencia del completamiento. Con este trabajo se describirán las diferentes herramientas utilizadas en los registros de producción, basándonos en los medidores de flujo y se dará una guía para la interpretación de estos, además se hará una evaluación analítica de un ejemplo dado, para estudiar la importancia los datos obtenidos de los registros de producción. 1. REGISTROS DE PRODUCCION (PLT’s) UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION 1.1 Principios Físicos Los registros de producción nos dan un conocimiento de la naturaleza y comportamiento de los fluidos en el pozo durante periodos de producción o inyección. Estos registros se pueden tomar después que se han cementado las tuberías de revestimiento, permitiendo conocer con más detalle no solo el comportamiento de los pozos, sino también de las formaciones. Mediante los registros de producción se pueden determinar características tales como: • • • • • • • • • Evaluación temprana para lograr un diseño de completamiento eficiente. Detección de cambios en el comportamiento de los fluidos. Zonas que toman fluidos. Canalización en el cemento. Perforaciones taponadas. Determinación de zonas productoras o receptoras de fluidos. Evaluación de la eficiencia en el proceso de inyección. Control sobre los procesos de producción. Guía esencial para diseño de programas de reparación de pozos, proyectos de recuperación secundaria y terciaria. Su aplicación más común es la medida del perfil de flujo del pozo, es decir, la distribución del fluido dentro y fuera del pozo, y con ello determinar el potencial productor de las distintas zonas presentes en el/los yacimiento(s). Dentro de la evaluación del rendimiento de un pozo se pueden hacer la siguientes determinaciones: • • • • Contribución de cada zona. Tipos y porcentajes de fluidos por zonas. Medidas de temperatura y presión. Flujos cruzados o perdida de fluidos es zonas de bajas presiones. Dentro de los análisis de problemas mecánicos se pueden detectar: • • • • Fisuras en el revestimiento Fisuras en tubería de producción. Escapes a través de empaquetaduras. Comunicación entre zonas por el espacio anular debido a mala cementación. UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION FIGURA 1. Problemas mecánicos que se pueden detectar Los registros de producción más comúnmente usados son: • • • • Medidores de flujo. Medidores de densidad. Medidores de cortes de agua. Medidores de temperatura. Los registros de producción convencionales se basan en mediciones hechas con sensores centrados en el pozo: • en los pozos verticales o casi verticales, el comportamiento de fluidos es relativamente simple y lo sensores convencionales de los registros de producción son más precisos para medir los parámetros del flujo de fluido zona por zona. UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION • En pozos horizontales, las mediciones basadas en registros de producción convencional no son los más adecuados para obtener perfiles de producción con flujo multifásico; experimentos en laboratorio en varios tamaños de tubería y desviaciones, revelan perfiles y regímenes de flujo complejos incluyendo estratificación de fases, flujo en bache, flujo tapón, flujo con burbujas y flujo 1.2. Diferentes Usos De Los Registros De Producción Un registro de producción, no necesariamente se toma durante la vida productiva de un pozo, sino, que se puede realizar durante la perforación, terminación y/o reparación, todo esto dependiendo de las necesidades de producción y/o objetivo del pozo, (Exploratorio o Desarrollo). Perforación Cuando se realiza una prueba de producción durante la etapa de perforación, es casi seguro que se trata de un pozo exploratorio, y se lleva a cabo con la finalidad de conocer los fluidos que se encuentran en las formaciones perforadas, cabe aclarar que este tipo de pruebas se realizan en agujero descubierto y normalmente se les conoce con el nombre de Pruebas de formación. Para poder realizar este tipo de pruebas se cuenta con las siguientes técnicas y herramientas: a) Tubería de perforación con empacador inflable. Para realizar este tipo de prueba, es necesario inducir el pozo hasta la superficie, registrando valores de presión y temperatura, tanto en el fondo como en la superficie, así como, realizando en forma simultánea los aforos correspondientes. b) PRUEBAS DE IMPULSO: Es una prueba rápida y simple en la que el pozo no fluye a la superficie. Es una técnica nueva que proporciona valores confiables de presión de formación para la definición de parámetros como la permeabilidad y el factor de daño. Los productos de prueba de impulso, también pueden ser utilizados para evaluar características de yacimientos en las cercanías del pozo, tales como fracturas. c) RFT (5, 6) Repeat Formation Tester. Es una herramienta que permite realizar una prueba de formación, con la cual se determinan valores de permeabilidad y fluidos contenidos en la formación. La herramienta esta constituida por un registrador de presión y temperatura, así mismo, cuenta con una celda que permite recuperar fluidos contenidos en el yacimiento de prueba, filtrado de lodo de perforación. Terminación: Si durante la perforación de un pozo, no se realizaron pruebas de formación, o bien, para confirmar los resultados de las • • UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION pruebas de formación realizadas previamente. Durante la terminación de un pozo se pueden realizar todas las pruebas de formación que se deseen, siempre y cuando las condiciones mecánicas del pozo lo permitan. Los tipos de pruebas de presión se pueden diseñar a un objetivo, como puede ser desde conocer el tipo de fluido del yacimiento o bien determinar el o los límites del mismo. • Producción: Cuando un pozo se encuentra en la etapa de explotación y se tienen problemas de producción en el mismo, se puede programar la toma de registros de producción para determinar la (s) causa que motiva el problema. Entre los principales problemas que se presentan en la variación de la producción de pozo se tienen: Daño en las vecindades del pozo. Aumento en la producción de gas y/o agua Canalización hacia otros estratos. Inyección Al igual que en los pozos productores, en los pozos inyectores se presentan problemas en la disminución de la capacidad de admisión, esta baja o incremento en la admisión del pozo inyector se puede deber principalmente a: Daño en las vecindades del pozo. Canalización hacia otros estratos. Para determinar la causa del problema es necesario realizar la toma de registros de producción y la prueba se diseñara para el problema que se presente en el pozo. • Reparación Cuando se repara un pozo a un intervalo nuevo, se recomienda la toma de información mediante un registro de producción, con la finalidad de determinar si la formación no está dañada o bien si existe una buena eficiencia en la zona disparada. • 1.2. Tipos De Registros De Producción UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION Podemos encontrar cuatro tipos de registros de producción, el determinar cual se va a usar depende de lo que se desea calcular: Es importante en la interpretación y aplicación de los registros de producción, el comprender correctamente el funcionamiento y principio de medición de las herramientas básicas como de las complementarias que se corren en un pozo productor o inyector, de donde se toman los datos necesarios para obtener resultados satisfactorios en la evaluación de un pozo. Un gran paquete de medidas de registros de producción está disponible con la tecnología actual. En fase de flujo sencilla: • • • Temperatura Presión Medidores Spinner de Flujo En la fase multifasica: • • • • Densidad, gradiomanometria Capacitancia Herramientas de Imagén Medida directa de la velocidad. Aparte de estos que constituyen el set principal de medidas existen unas auxiliares que son: • • • • • • Caliper (Sección de flujo) Gamma Ray (Control de Profundidad) Localizador de collares de casing (Control de Profundidad)Pulsos de Neutron Noise Log Trazadores Cada herramienta medirá una propiedad o algo específico según se ilustra en la TABLA 1. Y ellas se subdividen dependiendo el flujo presente en el yacimiento y de lo que se desee medir. TABLA 1. Tipos de registros de producción UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION TABLA 2. Clasificación de los medidores de flujo UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION 1. MEDIDORES DE TASA DE FLUJO (FLOWMETERS) Se usan para evaluar tasas de flujo, registrar el perfil de flujo y la contribución relativa de zonas activas. Hay tres tipos: continuo, de empaque o de diámetro total. (FIGURA 2 y 3) En la tabla se especifican las herramientas medidoras en flujo disponible por compañías de servicios. (TABLA 3) 2.1. Principios básicos Medición de la frecuencia de rotación (RPS) de una hélice que gira según la velocidad del fluido en que se encuentra. El perfil puede ser hecho en forma estacionaria con la herramienta a una profundidad fija o en forma continua. Al hacer un perfil continuo, se mide simultáneamente la velocidad del cable que arrastra la herramienta, obteniéndose así una referencia para convertir la frecuencia de rotación en velocidad de fluido. Esta conversión se llama calibración del flowmeter y permite eliminar los efectos de fricción mecánica en el sensor, así como el efecto de cambios de viscosidades del fluido. Conociendo las dimensiones de la tubería se obtiene tasa de flujo. Al hacer mediciones estacionarias se hace la conversión de frecuencia de rotación a tasa de flujo por tablas, fórmulas o calibraciones empíricas. Una corrida apropiada de un registro de medición de flujo Spinner debe producir un perfil confiable de flujo en una sola fase para un diámetro de wellbore constante. Sin embargo, el medidor de flujo Spinner es susceptible a problemas mecánicos y la calidad del registro depende, en gran parte, en el procedimiento de la toma del registro y el cuidado en su respectiva corrida. UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION FIGURA 2 A) continuo. B) diámetro completo. C) con empaque FIGURA 3 Tipos de medidores de flujo UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION MEDIDORES DE FLUJO GEARHART DRESSER SCHLUMBERGER WELEX Medidor de flujo continuo Medidor de flujo continuo Medidor de flujo continuo Medidor de flujo con empaque Medidor de caudal total Medidor de flujo continuo Diamentro de la herrameinta en pulgadas 1+11/16 Y 1+7/16 2 + 1/8 Y 1+ 11/16 2 y 1+11/16 2 + 1/8 y 1+ 11/16 Variable al diámetro interno del casing 1+11/16 Maxima Temperatura (°F) 300 300 350 285 350 300 Maxima Presion (Psi) 15000 18000 15000 10000 15000 15000 UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION Minima tasa de flujo (Bb/dia) 150 200 300 10 50 200 Maxima tasa de flujo (Bb/dia) 60000 60000 60000 1900 50000 60000 TABLA 3 Herramientas medidoras de flujo, disponible por compañías de servicios UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION 2.2. Principio y descripción de la herramienta El principio básico consiste en la medición de la frecuencia de rotación de una hélice que gira según la velocidad del fluido que se mueve en el pozo y pasa a través y frente a ella. La herramienta se corre centralizada para mantenerse en el centro de la columna del flujo y movida a velocidad constante a lo largo de la tubería, usualmente en contra de la dirección de flujo. (FIGURA 4). La hélice es montada en una tubería sobre un mecanismo de baja fricción. (FIGURA 5), con un pequeño magneto ubicado en dicha tubería, tal que cuando gira genera una corriente cuya frecuencia de señal es proporcional a la velocidad de giro, la cual es directamente proporcional a la velocidad del fluido dentro de la tubería, relativa a la velocidad de la herramienta. La herramienta registra las revoluciones por segundo de la hélice. UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION Almacenador de la batería de la memoria Memoria registros de producción. Medidor sencillo de Presión Cuarzo Gamma Ray Localizador de collares de casing Knuckle joint Herramienta de temperatura Knuckle joint Centralizador Spinner Herramienta de capacitancia hold up agua Centralizador Spinner de memoria de flujo continuo FIGURA 4 Sarta típica para registros de producción UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION FIGURA 5 Medidores de flujo 2.3. Tipos de medidores de flujo 2.3.1. Medidor De Flujo Continúo Es un velocímetro de tipo hélice, el cual mide las velocidades del fluido en el revestimiento o el tubing. La herramienta es mantenida en el centro de la columna de fluido por medio de centralizadores de resorte y movida a una velocidad constante en dirección contraria a la del flujo. La velocidad de la hélice es una función lineal de la velocidad del fluido relativa a la herramienta, esta es registrada continuamente contra la profundidad. UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION El eje de la hélice esta soportado por pivotes de baja fricción lo cual implica una perdida en la hélice de dos (2) RPS. Un pequeño magneto está montado en el eje de la hélice de tal manera que la señal de corriente alterna se genera en una bobina a medida que la hélice gira. Es una herramienta de hélice, cuya función es evaluar las tasas relativas de flujo con las cuales contribuye una de las zonas abiertas a la producción que se encuentran en el pozo. Tiene un impulsor montado dentro de la herramienta, o en algunas versiones, al final de la misma. El medidor de flujo continuo se chocan con más frecuencia en los tubos donde la velocidad del fluido son altos y los líquidos tienden a ser una mezcla homogénea La frecuencia de esta señal es medida y registrada en el equipo de superficie. Los diámetros de las herramientas de los medidores de flujo continuo son pequeños hasta de 1-11/16 pulg, el cual pasa a través de 2-3/8 pulg. Las herramientas estándar están disponibles para temperaturas de 350º F y presión en el fondo del pozo de 15000 psi. Existen también equipos especializados disponibles para temperaturas de 600ºF y presión en el fondo del pozo de 3000 psi. El medidor de flujo continuo se usa para la determinación de 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 índice de profundidad. Principalmente las herramientas pueden ser usadas en régimen de flujos monofásicos: inundación de agua (waterflood), pozos de alta producción de aceite (FIGURA 6). UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION FIGURA 6. Medidor de flujo continuo. 2.3.2. Medidor de flujo con empaque El medidor de flujo con empaque es similar al medidor de flujo continuo, este, usa en la parte inferior de la sonda una bolsa inflable que se presiona contra la pared del hueco, esta desvía el flujo hasta la sección de medida. Las medidas se toman en puntos por encima y debajo e cada zona de interés y el valor registrado es RPS de la hélice. Las cuales se convierten directamente a tasas de flujo por intermedio de graficas ya preestablecidas para bajas tasas de flujo. Se encuentra en tamaños hasta de 1-11/16 pulg, para trabajar en tubing de 2-3/8 pulg de diámetro. Este tiene rango de temperatura de 285º F y un rango de presión de 10000 psi. (FIGURA 7) UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION Localización de collares Caja electronica Seccion de la helice Resorte del empaque Bolsa inflable Direccion del flujo Bomba Filtro FIGURA 7. Medidor de Flujo con empaque 2.3.3. Medidor de diámetro total (full-bore spinner) La herramienta consta de un velocímetro o hélice; se utiliza para registrar perfiles de producción o inyección. La determinación del verdadero valor del flujo es generalmente un problema, cuando se utilizan los medidores de flujo continuo o con empaque. El medidor de flujo continuo no es muy exacto en flujo de fases múltiples, mientras que el medidor de flujo con empaque solo es útil para flujos muy pequeños. Estos inconvenientes se eliminan usando el medidor de diámetro total corrido por la compañía schlumberger. Acá el mecanismo permite expandir la hélice de forma tal que al salir de la tubería cubra gran parte de la sección de revestimiento, midiendo así el caudal total. UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION Se puede emplear tanto en regímenes bajos como elevados y su exactitud no se ve tan afectada para flujos multifasicos, permitiendo su uso en un gran rango de viscosidades. La herramienta puede reducirse a un diámetro de 1-11/16 pulg y operar en tuberías entre 3-1/2 y 9-5/8 pulg de diámetro. Sirve para altos rangos de viscosidades, regímenes altos y bajos de flujo y fluido monofásico y multifasico. (FIGURA 8) Pistón ecualizador Válvula de control Eje de la hélice Pistón del centralizador Mecanismo de cierre Hélice Resorte centralizador FIGURA 8. Principio de funcionamiento del medidor de diámetro total. UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION 2.4. Aplicaciones Las principales aplicaciones de los medidores de flujo son las siguientes: • • • • Generación del perfil de flujo en zonas múltiples que producen en una misma tubería. El perfil muestra cuales zonas fluyen y cuál es su contribución relativa en función de la tasa volumétrica total. Perfiles de flujo realizados antes y después de tratamientos de estimulación (acidificación o fracturamiento) indican los cambios en el perfil después del tratamiento, permitiendo evaluar su eficiencia. Perfiles tomados en pozos de inyección permiten monitorear los proyectos de recobro secundario, disposición de agua y almacenamiento de gas. Cuando se produce agua o gas no esperados con la producción de petróleo, un medidor de flujo en conjunto con otras herramientas de producción permiten ubicar las zonas ofensoras antes de iniciar los trabajos de recuperación. Toma de datos 2.1. En flujo monofásico, cuando el diámetro del pozo, la viscosidad del fluido y la velocidad de perfilaje se mantienen constantes, la velocidad del giro de la hélice es una función lineal de la velocidad del fluido relativa a la herramienta. Si se requiere determinar el diámetro del pozo en hueco abierto, se utiliza un calibrador corrido a través de la tubería, el diámetro se toma de los valores conocidos de la tubería, suponiendo que no se han formado depósitos. La viscosidad de los fluidos tiene un marcado efecto sobre la velocidad de la hélice y los resultados de la corrida deben ser cuestionados si no se determina que la viscosidad permanece constante durante la corrida, por cuanto la hélice podría estar respondiendo mas a los cambios de viscosidad que a los cambios de velocidad de flujo. A veces se presentan respuestas en formas de picos o lecturas erráticas a lo largo de los intervalos perforados y por eso las lecturas deben establecerse entre intervalos y no a lo largo de ellos. La velocidad del perfilaje debe ser constante. La herramienta debe ser movida a contraflujo, de forma tal que la velocidad de la hélice nunca sea menor de 2 RPS. UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION 2.2. Interpretación de los Registros de Producción 2.2.1. Medidor de flujo. Cálculo de la tasa de flujo 2.2.1.1. Calibración del Flowmeter Para obtener un valor exacto de la tasa de flujo se usa el siguiente método de calibración: • Se corre el medidor de flujo sobre el intervalo de interés a varias velocidades de cable, (3 o 4) hacia arriba y abajo (FIGURA 9). Para cada profundidad de interés se grafica la lectura del medidor de flujo (RPS) contra la velocidad del cable (pies/min), usando la siguiente convención para el signo de la velocidad del cable: • Pozo productor se considera positivo hacia abajo. Pozo inyector se considera positivo hacia arriba. Si se cambia el sentido de la hélice del medidor de flujo, se debe usar el signo correcto para este al hacer la grafica. • Se extrapola la recta que mejor ajuste a los puntos representados hasta el eje de la velocidad en los dos sentidos. (FIGURA 10). La velocidad del fluido (vf), medida por el medidor de flujo corresponde al punto medio de la zona muerta. • • Si no se obtienen puntos en la zona inferior del grafico (porque algunas veces las velocidades altas del fluido impiden correr la herramienta más rápida que el fluido), se extrapola solo la parte superior y se agrega a esta velocidad la mitad del valor de la zona muerta determinada en otra zona de velocidades más bajas o de una calibración hecha bajo las perforaciones. UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION FIGURA 9 Corridas del medidor de flujo (flowmeter) hacia arriba y hacia abajo • La tasa de flujo está dada por: Qt= velocidad promedio x área de la sección del hueco Qt= VxA (1) UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION FIGURA 10 R.P.S contra velocidad del cable (pies/min.) UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION 2.1.1.1. Factor de corrección de las lecturas del flowmeter La herramienta es mantenida en el centro de la columna de fluido por medio de centralizadores, lo cual hace que responda a la velocidad del fluido en el centro del wellbore (velocidad central). La forma del perfil de velocidades nos dará la relación entre la velocidad en el centro del hueco y la velocidad promedio del fluido, con la cual se calculara la tasa de flujo. La velocidad medida por el medidor de flujo se corrige multiplicando por un factor C para efectos del cálculo de tasa de flujo de manera que: Qt = C x velocidad medida x Área (2) Igualando las ecuaciones 1 y 2 se puede hallar el factor de corrección C como: C= velocidad promedio / velocidad medida La FIGURA 11 se utiliza para determinar el valor de corrección C en los diferentes tipos de flujo. En la práctica para el flujo turbulento se usa un valor C de 0,83 En forma general para calcular la tasa de flujo se usa: Qt=C*Vfk*1000 (Bl/D) Donde: Qt= tasa de flujo Vf= velocidad del fluido medida por la herramienta C= factor de corrección del medidor de flujo K= constante para considerar el área del revestimiento El valor de K depende del diámetro y peso de la tubería. UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION FIGURA 11 Factor de corrección C para la velocidad promedio de flujo El valor de K se lee de la TABLA 4 TUBERIA Nom OD Pulg. (mm) 1,9” (48,3) 4,00 2-3/8” (60,3) 2-7/8” (73,0) 4,60 5,80 6,40 8,60 2,041 1,995 1,867 2,441 2,259 51,84 50,67 47,42 62,00 57,38 52,56 55,02 62,82 36,78 42,90 87,7 91,7 104,7 61,3 71,5 172 180 205 120 140 2,75 1,610 40,89 84,54 140,9 10,276 Peso Lb/pie Diámetro interno Pulg. mm. m/min. VELOCIDAD MEDIA (K) 1000 B/D cm/seg pie/min. UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION 7,70 3-1/2” (88,9) 9,20 10,20 12,70 4” (101,6) 4-1/2” (114,3) 9,50 4-1/2” (114,3) 11,60 13,50 15,10 11,50 5” (127,0) 13,00 15,00 18,00 13,00 14,00 5-1/2” (139,7) 15,00 17,00 20,00 23,00 17,00 20,00 4,090 4,000 3,920 3,826 4,560 4,494 4,408 4,276 5,044 5,012 4,950 4,892 4,778 4,670 6,135 6,049 103,9 101,6 99,6 97,2 115,8 114,2 112,0 108,6 128,1 127,3 125,7 124,3 121,4 118,6 155,8 153,6 13,08 13,44 14,22 15,00 10,50 10,80 11,28 11,88 8,64 8,70 8,94 9,12 9,60 10,02 5,82 5,94 21,8 22,4 23,7 25,0 17,5 18,0 18,8 19,8 14,4 14,5 14,9 15,2 16,0 16,7 9,7 9,9 42,7 44,7 46,6 48,8 34,4 35,4 36,8 39,1 28,1 28,5 29,2 29,9 31,3 32,8 19,0 19,5 12,60 3,958 100,53 13,98 23,3 45,6 9,50 3,068 2,992 2,922 2,750 3,548 77,93 76,00 74,22 69,85 90,12 23,28 24,48 25,68 28,98 17,40 38,8 40,8 42,8 48,3 29,0 76,0 79,8 83,7 94,5 56,7 UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION 6-5/8” (168,3) 24,00 28,00 32,00 17,00 20,00 23,00 7” (177,8) 26,00 29,00 32,00 35,00 38,00 20,00 24,00 7-5/8” (193,7) 26,40 29,7 33,7 39,00 24,00 28,00 8-5/8” (219,1) 32,00 36,00 40,00 44,00 49,00 5,921 5,791 5,675 6,538 6,456 6,366 6,276 6,184 6,094 6,004 5,920 7,125 7,052 6,969 6,875 6,765 6,625 8,097 8,017 7,921 7,825 7,725 7,625 7,511 150,5 147,1 144,1 166,1 164,0 161,7 159,4 157,1 154,8 152,5 150,4 181,0 178,4 177,0 174,6 171,8 168,3 205,7 203,6 201,2 198,8 196,2 193,7 190,8 6,24 6,54 6,78 5,10 5,22 5,40 5,52 5,70 5,88 6,06 6,24 4,32 4,44 4,50 4,62 4,80 4,92 3,33 3,39 3,48 3,55 3,63 3,75 3,87 10,4 10,9 11,3 8,5 8,7 9,0 9,2 9,5 9,8 10,1 10,4 7,2 7,4 7,5 7,7 8,0 8,2 5,55 5,66 5,81 5,92 6,05 6,25 6,45 20,4 21,3 22,2 16,7 17,2 17,6 18,2 18,7 19.3 19,8 20,4 14,1 14,5 14,7 15,1 15,6 16,3 10,9 11,1 11,4 11,7 12,0 12,3 12,7 UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION 20,30 32,30 9-5/8” (244,5) 36,00 40,00 43,50 47,00 53,50 32,75 40,50 10-3/4” (273,0) 45,50 51,00 55,50 60,70 65,70 38,00 42,00 11-3/4” (298,5) 47,00 54,00 60,00 48,00 54,50 13- 3/8” (339,7) 61,00 68,00 72,00 9,063 9,001 8,921 8,835 8,775 8,681 8,535 10,192 10,050 9,950 9,850 9,760 9,660 9,560 11,150 11,084 11,000 10,800 10,772 12,715 12,615 12,515 12,415 12,347 230,2 228,6 226,6 224,4 222,4 220,5 216,8 258,9 255,3 252,7 250,2 247,9 245,4 242,8 283,2 281,5 279,4 276,4 273,6 323,0 320,4 317,9 315,3 313,6 2,66 2,69 2,74 2,80 2,85 2,88 3,00 2,10 2,16 2,20 2,25 2,29 2,34 2,40 1,76 1,77 1,81 1,84 1,88 1,35 1,37 1,39 1,41 1,43 4,44 4,49 4,58 4,67 4,75 4,81 5,00 3,50 3,60 3,68 3,75 3,82 3,91 4,00 2,94 2,96 3,02 3,08 3,14 2,25 2,29 2,33 2,36 2,39 8,70 8,83 8,89 9,16 9,33 9,49 9,81 6,88 7,08 7,22 7,37 7,51 7.66 7,82 5,75 5,82 5,91 6,04 6,16 4,42 4,49 4,56 4,64 4,69 UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION 55,00 16” (406,4) 65,00 75,00 84,00 20” (508,0) 94,00 15,376 15,250 15,124 15,010 19,124 390,6 387,4 284,2 381,3 485,8 0,92 0,93 0,95 0,97 0,60 1,54 1,56 1,59 1,62 1,00 3,02 3,07 3,13 3,17 1,95 TABLA 4 Factor K, del parámetro constante para considerar el área del revestimiento y tubería. La TABLA 4 se basa en unidades practicas de la velocidad promedio para tener una tasa de flujo de 1000 Bl/D. 3. EJEMPLO DE REFERENCIA Usando las curvas del registro medidor de flujo de la FIGURA 12 calcular la tasa de flujo de un revestimiento de 7 pulgadas, 23 Lb/pie. UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION FIGURA 12 Medidor de diámetro total (full bore spiner) UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION De la FIGURA 12 se obtiene los siguientes datos Velocidad del cable Pie / minuto Bajando 115 82 50 Lectura Subiendo Estacionaria 32 80 110 MEDIDOR DE FLUJO (RPS) Estación A Estación B Estación C Estación D 20,1 18,5 17,2 14,7 13,3 11,5 9,9 14,6 13,0 11,6 9,7 8,3 6,3 4,6 9,2 8,4 5,4 3,2 1,9 5,1 3,5 2,1 -1,1 -3,1 -4,6 • Calibración de la herramienta: Se representa en papel normal la velocidad del cable (pies/minuto) contra las lecturas del medidor de flujo (RPS) tla como se muestra en la FIGURA 13. FIGURA 13 Grafico de calibración in situ ESTACION Se debe tener en cuenta que las lecturas de la velocidad del cable con la ESTACION herramienta bajando se toman positivas y subiendo se asumen negativas Todas las líneas de calibración in-situ tienen una pendiente de 4,6 RPS por ESTACION 100pies/minuto lo cual indica que está bien calibrada la herramienta de acuerdo a los valores de laboratorio: 4,7 RPS por 100pie/1000 para agua, ya ESTACION que la calibración se hace en esta. La diferencia entre las intersecciones con el eje X (velocidad del cable) de las dos líneas de la estación D es 12 pies/min, donde la mitad de esta diferencia es la velocidad de fluido necesaria para iniciar el movimiento de la hélice (Vx). UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION • Cálculo de la tasa de flujo: Se realiza una grafica de velocidad de la hélice versus velocidad del cable y se construye una línea de respuesta del flujo paralela a la línea estabilizada de la estación A e intersectando el eje de velocidad en Vx. FIGURA 14 En este caso particular, las lecturas de la estación D están sobreimpuestas en la línea de respuesta de flujo; esto es válido debido a que la tasa de flujo en la estación D es cero y la viscosidad es constante. En la FIGURA 14, la línea de respuesta de flujo tiene una intersección con el eje X en Vx = 6 pie/minuto y una pendiente de 4,6 RPS por 100pie/minuto. Las velocidades del fluido para las estaciones A B y C son determinadas a partir de la FIGURA 14 comenzando desde la intersección de la línea de calibración in situ para la estación y el eje Y (donde la velocidad del cable es cero), pasando horizontalmente hasta la línea de respuesta de flujo y luego se va verticalmente bajando hasta la velocidad del fluido y leemos las velocidades para A B y C. ESTACIO FIGURA 14 Grafico para la lectura de velocidades de cada intersección Se lee: VA= 328 pie/minuto VB= 220 pie/minuto VC= 89 pie/minuto De la TABLA 4 el valor de K es 17,6 pie/minuto • Para la zona A: ESTACION V= 328 + VxESTACION V=328 + 6 = 334 pie/minuto Qt= (CV/K)* 1000 (BL/D)= 0,83*334/17,6*1000= 15755 (Bl/D) LINEA DE RESPUESTA DE UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION • Para la zona B: V= 220 + Vx V=220 + 6 = 226 pie/minuto Qt= (CV/K)* 1000 (BL/D)= 0,83*226/17,6*1000= 10658 (Bl/D) • Para la zona C: V= 89 + Vx V=89+ 6 = 95 pie/minuto Qt= (CV/K)* 1000 (BL/D)= 0,83*95/17,6*1000= 4480 (Bl/D) • • Para la estación D el caudal es cero Determinación de los porcentajes Para la estación A será el 100% ya que en este caudal está incluido el caudal de las estaciones B y C. Para la estación B %=100*1065815751=67 Para la estación C %=100*448015751=28 La calibración anterior se aplica a pozos con tasas de flujo altas, donde se utiliza el medidor de flujo total y el medidor de flujo continuo. Cuando el diámetro del revestimiento o del hueco es variable, el cálculo de la tasa de flujo no puede hacerse con la fórmula utilizada en el ejemplo. En estaos casos, el diámetro debe ser medido a partir de un registro caliper para cada zona y la tasa de flujo se calcula con la siguiente ecuación: Q=V*π*d24*144*256,6*C Es decir Q=1,4*V*d2*C, BlD 2. EJEMPLO 2: INTERPRETACION DE UN REGISTRO DE PRODUCCION EN EL POZO HENAS 2 UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION En el pozo Henas 2 se tomo un registro combinado de producción con un revestimiento de 9 – 5/8 pulg., 47 Lb/pie, siguiendo el procedimiento que a continuación se describe: • Se armo el equipo en superficie, se reviso el diámetro de las herramientas a utilizar de acuerdo con la tubería que se encuentra en el pozo. Se cerró el pozo. Se bajo la herramienta con medidor de flujo, temperatura, gradiomanómetro, presión, Gamma Ray y CCl para correlacionar en profundidad. Alcanzando el periodo de estabilización se inicia la calibración “in situ”, como se muestra en la FIGURA 16, basados en los datos tomados en el registro que se muestra en la FIGURA 15. Finalizada la calibración in situ, se sienta la herramienta 100 pies por encima del tope de las perforaciones, (7500 ft) y el pozo es nuevamente abierto a producción, hasta alcanzar un flujo de estabilización. Obtenido el periodo de flujo estable, se hace corridas subiendo y bajando a diferentes velocidades del cable, como se muestra en el registro de la FIGURA 17. • • • • • UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION FIGURA 15. Resumen del registro de producción. Pozo cerrado. FIGURA 16. Calibración in situ. Pozo cerrado. • • Posteriormente se tomaron lecturas estacionarias en los siguientes intervalos: 7500 7632 7659 7701 7729 y 7778 ft. Se desarma el equipo y se saca la herramienta del hueco. UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION FIGURA 17. Resumen del registro de producción. Pozo abierto UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION totalmente al flujo. 2.1. Resultados 2.1.1. Calibración “in situ” de la herramienta. Pozo cerrado Datos tomados de la FIGURA 15 a una profundidad de: 7580 pies CORRIDAS Bajando Bajando Bajando Bajando Bajando VELOCIDAD DEL CABLE (Pies/ min.) 30 45 61 90 120 HELICE (RPS) 1,10 1,60 2,30 3,80 5,20 Subiendo Subiendo Subiendo Subiendo Subiendo 30 45 60 92 121 -1,30 -1,90 -2,60 -4,20 5,70 De la FIGURA 16 la zona muerta es de 20 pies/min, de donde la velocidad “threshold” (velocidad mínima para empezar a mover la hélice) es la mitad de la zona muerta, 10 pies/ minuto. NOTA: la calibración con el pozo cerrado se puede hacer a lo largo de toda la zona de interés, ya que con el pozo cerrado no existe velocidad del fluido (zona muerta). En este caso se hizo a 7850 pies. 2.1.2. Determinación de las tasas de flujo de cada uno de los intervalos perforados. UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION A partir del resumen del registro combinado de producción corrido con el pozo fluyendo (FIGURA 17), se leen los valores de velocidad del cable en pies/minuto y los RPS de la hélice, basándose en las lecturas de las corridas bajando, ya que las corridas subiendo no son muy confiables debido a que allí se presentan velocidades relativas entre la velocidad del fluido y la velocidad del cable. De la FIGURA 17 se obtienen los siguientes valores: VELOCIDAD DEL CABLE (pies/minuto) Estación 1 31 45 60 89 120 6,20 7,00 7,70 9,20 10,80 VELOCIDAD DE LA HELICE (RPS) Estación 2 4,50 5,60 6,40 7,90 9,80 Estación 3 4,50 5,20 6,00 7,60 9,20 Estación 4 3,60 4,30 5,10 6,60 8,20 Estación 5 3,60 4,30 5,10 6,60 8,20 NOTA: las lecturas se hacen unos pies por encima del tope de cada uno de los intervalos perforados. Luego, se grafica en papel normal las lecturas de velocidad del cable contra RPS de la hélice (Spinner) para cada estación (FIGURA 18). 2 E. FIGURA 18 Determinación de velocidades de cada estación para calculo de 3 1 sus tasas de flujo 45 De las líneas obtenidas, se leen los valores de la velocidad del fluido (pies/minuto), y se calculan las tasas de flujo para cada estación como se CALIBRACI muestra a continuación: ON • ESTACIÓN 1 UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION Vf leída =107 pies/minutos La tasa de flujo es: Qt=CVfkx 1000 (BLD) Qt=0,83*107pies/minuto9,49 pies/minutox 1000 Qt=9358 (BLD) • ESTACIÓN 2 Vf leída =79 pies/minutos Qt=0,83*79pies/minuto9,49 pies/minutox 1000 Qt=6909 (BLD) • ESTACIÓN 3 Vf leída =70 pies/minutos Qt=0,83*70pies/minuto9,49 pies/minutox 1000 Qt=6122 (BLD) • ESTACIÓN 4 En este intervalo no hay flujo debido a que las lecturas del perfil del medidor de flujo no cambian con respecto a las estación 5. • ESTACIÓN 5 Vf leída =54 pies/minutos Qt=0,83*54pies/minuto9,49 pies/minutox 1000 Qt=4723 (BLD) 2.1.1. Determinación de los porcentajes de producción de cada intervalo. El porcentaje de producción se calcula así: UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION • Intervalo ( 7600-7618) pies %=9358-69099358=26 • Intervalo ( 7639-7654) pies %=6909-61229358=8 • Intervalo ( 7664-7684) pies %=6122-447239358=15 • Intervalo ( 7735-7746) pies %=47239358=51 UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION A continuación se resume lo calculado anteriormente: ESTACIÓN INTERVALO (Pies) CONTRIBUCION DE PRODUCCION A TRAVES DE LA ESTACIÓN (BPD) 9358 6909 6122 0 4723 CONTRIBUCION POR INTERVALO (BPD) CONTRIBUCION DE PRODUCCION POR INTERVALO (%) 26 8 15 0 51 1 2 3 4 5 7600 – 7618 7639 – 7654 7664 – 7684 7718 – 7722 7735 – 7746 2449 787 1399 0 4723 UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION 2. CONTROL DE CALIDAD PARA MEDIDORES DE FLUJO La exactitud de las mediciones dependen de: • • • • • • 2.1. • • • El número de fases presentes La desviación del pozo El tipo de herramienta y la vía por la cual es corrida Las variaciones del diámetro del hueco Cambios en la tasa de producción o inyección Control de presión de cabeza la cual debe mantenerse estable Control de calidad del medidor de flujo con empaque En cada estación chequear el sello del empaque, aflojando unos pocos pies de cale y observando la caída de tensión en el cable. Repetir la medición en cada estación (parada). Estar seguro que el diámetro externo de la hélice y el grado de inclinación sean conocidos, de modo que la interpretación de la carta pueda ser usada correctamente. • Hacer por lo menos una parada por encima de las perforaciones donde la tasa de flujo es conocida o puede ser calculada a partir de la tasa de flujo en superficie y datos PVT. 2.1. • • • Medidor de flujo continuo Se corre la herramienta sobre el intervalo de interés velocidades de cable (3 o 4) hacia arriba y abajo. Mantener la velocidad del cable constante en cada corrida. Si se registra en un completamiento hueco abierto, una medida del caliper puede ser necesario para la interpretación. a varias 2.1. Medidor de diámetro total UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULATD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCION • Se corre para minimizar loe errores en las mediciones del medidor de flujo continuo causados por los cambios de viscosidad. 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