ABCDCombinable ProductionLogging ToolPressure & temperatureReservoirSaturation ToolOil hold-upGas indicatorDigital Entry FluidImaging ToolFlow regimeWater hold-upTotal flowrateFluid markerinjector tool(TEE-F)Gamma RayDetectorNFD-C Water Flow LogWater velocityWater hold-up indexWater flowrate indexPhase Velocity LogMarker injection for oil and/or water velocityCPLTGRRSTDual DEFTSpinnerThe Flagship Production Logging ToolstringEs la rama de los registros elctricos de pozos que se refieren a la identificacin y evaluacin de la naturaleza del flujo de fluidos,entrando o saliendo del hoyo despus de la completacinLos registros de produccin realizan mediciones de parmetros relacionados con la identidad yla cantidadde fluidos movindose dentro de un pozo Combinable ProductionLogging ToolPressure & temperatureReservoirSaturation ToolOil hold-upGas indicatorDigital Entry FluidImaging ToolFlow regimeWater hold-upTotal flowrateFluid markerinjector tool(TEE-F)Gamma RayDetectorNFD-C Water Flow LogWater velocityWater hold-up indexWater flowrate indexPhase Velocity LogMarker injection for oil and/or water velocityCPLTGRRSTDual DEFTSpinnerThe Flagship Production Logging ToolstringCombinable ProductionLogging ToolPressure & temperatureReservoirSaturation ToolOil hold-upGas indicatorDigital Entry FluidImaging ToolFlow regimeWater hold-upTotal flowrateFluid markerinjector tool(TEE-F)Gamma RayDetectorNFD-C Water Flow LogWater velocityWater hold-up indexWater flowrate indexPhase Velocity LogMarker injection for oil and/or water velocityCPLTGRRSTDual DEFTSpinnerThe Flagship Production Logging ToolstringCombinable ProductionLogging ToolPressure & temperatureReservoirSaturation ToolOil hold-upGas indicatorDigital Entry FluidImaging ToolFlow regimeWater hold-upTotal flowrateFluid markerinjector tool(TEE-F)Gamma RayDetectorNFD-C Water Flow LogWater velocityWater hold-up indexWater flowrate indexPhase Velocity LogMarker injection for oil and/or water velocityCPLTGRRSTDual DEFTSpinnerThe Flagship Production Logging ToolstringFLUJO LAMINAR Y FLUJO TURBULENTO Regmenes de Flujo Velocidad de deslizamiento Hold up Combinable ProductionLogging ToolPressure & temperatureReservoirSaturation ToolOil hold-upGas indicatorDigital Entry FluidImaging ToolFlow regimeWater hold-upTotal flowrateFluid markerinjector tool(TEE-F)Gamma RayDetectorNFD-C Water Flow LogWater velocityWater hold-up indexWater flowrate indexPhase Velocity LogMarker injection for oil and/or water velocityCPLTGRRSTDual DEFTSpinnerThe Flagship Production Logging Toolstring FLUJO LAMINAR: En el flujo laminar la distribucin de la velocidad es simtrica a la direccin del mismo. Donde: Vc = Velocidad en el centro de la tubera (pie/min.) R = Radio de la tubera (pies.) r = Distancia medida desde el centro de la tubera (pies.) V = Velocidad promedio (pie/min.) V = Vc * ( 1 r/R) Combinable ProductionLogging ToolPressure & temperatureReservoirSaturation ToolOil hold-upGas indicatorDigital Entry FluidImaging ToolFlow regimeWater hold-upTotal flowrateFluid markerinjector tool(TEE-F)Gamma RayDetectorNFD-C Water Flow LogWater velocityWater hold-up indexWater flowrate indexPhase Velocity LogMarker injection for oil and/or water velocityCPLTGRRSTDual DEFTSpinnerThe Flagship Production Logging Toolstring( ( + | . | \ | = 5,8log75,5 8e yf VV p Combinable ProductionLogging ToolPressure & temperatureReservoirSaturation ToolOil hold-upGas indicatorDigital Entry FluidImaging ToolFlow regimeWater hold-upTotal flowrateFluid markerinjector tool(TEE-F)Gamma RayDetectorNFD-C Water Flow LogWater velocityWater hold-up indexWater flowrate indexPhase Velocity LogMarker injection for oil and/or water velocityCPLTGRRSTDual DEFTSpinnerThe Flagship Production Logging ToolstringNre = 90 Qt* d* Donde: Qt = Tasa de flujo en Bls/da = Densidad en gr/cc. d = Dimetro interno pulgs. = Viscosidad fluido cp TIPOS DE FLUJOVALORES DE NRE LAMINAR 4000 Combinable ProductionLogging ToolPressure & temperatureReservoirSaturation ToolOil hold-upGas indicatorDigital Entry FluidImaging ToolFlow regimeWater hold-upTotal flowrateFluid markerinjector tool(TEE-F)Gamma RayDetectorNFD-C Water Flow LogWater velocityWater hold-up indexWater flowrate indexPhase Velocity LogMarker injection for oil and/or water velocityCPLTGRRSTDual DEFTSpinnerThe Flagship Production Logging ToolstringVelocidad Gas-Adimencional Vg (liq/go)1/4 Velocidad Liquido-Adimencional Vl (liq/go)1/4 REGIMENES DE FLUJO: La Identificacin de los regmenes de flujodepende de las tasas de produccin y los porcentajes relativos de cada fluido en una mezcla y sus propiedades fsicas. Combinable ProductionLogging ToolPressure & temperatureReservoirSaturation ToolOil hold-upGas indicatorDigital Entry FluidImaging ToolFlow regimeWater hold-upTotal flowrateFluid markerinjector tool(TEE-F)Gamma RayDetectorNFD-C Water Flow LogWater velocityWater hold-up indexWater flowrate indexPhase Velocity LogMarker injection for oil and/or water velocityCPLTGRRSTDual DEFTSpinnerThe Flagship Production Logging ToolstringSlip Velocity, Vslip (Velocidad de deslizamiento) Es la diferencia entre la velocidad de dos fases diferentes que fluyen en conjunto. Se debe a la accin de fuerzas de flotacin. Combinable ProductionLogging ToolPressure & temperatureReservoirSaturation ToolOil hold-upGas indicatorDigital Entry FluidImaging ToolFlow regimeWater hold-upTotal flowrateFluid markerinjector tool(TEE-F)Gamma RayDetectorNFD-C Water Flow LogWater velocityWater hold-up indexWater flowrate indexPhase Velocity LogMarker injection for oil and/or water velocityCPLTGRRSTDual DEFTSpinnerThe Flagship Production Logging ToolstringCombinable ProductionLogging ToolPressure & temperatureReservoirSaturation ToolOil hold-upGas indicatorDigital Entry FluidImaging ToolFlow regimeWater hold-upTotal flowrateFluid markerinjector tool(TEE-F)Gamma RayDetectorNFD-C Water Flow LogWater velocityWater hold-up indexWater flowrate indexPhase Velocity LogMarker injection for oil and/or water velocityCPLTGRRSTDual DEFTSpinnerThe Flagship Production Logging Toolstring Es la fraccin del tubo que es ocupada por una fase en especfico. Hola Up, Y Combinable ProductionLogging ToolPressure & temperatureReservoirSaturation ToolOil hold-upGas indicatorDigital Entry FluidImaging ToolFlow regimeWater hold-upTotal flowrateFluid markerinjector tool(TEE-F)Gamma RayDetectorNFD-C Water Flow LogWater velocityWater hold-up indexWater flowrate indexPhase Velocity LogMarker injection for oil and/or water velocityCPLTGRRSTDual DEFTSpinnerThe Flagship Production Logging ToolstringCombinable ProductionLogging ToolPressure & temperatureReservoirSaturation ToolOil hold-upGas indicatorDigital Entry FluidImaging ToolFlow regimeWater hold-upTotal flowrateFluid markerinjector tool(TEE-F)Gamma RayDetectorNFD-C Water Flow LogWater velocityWater hold-up indexWater flowrate indexPhase Velocity LogMarker injection for oil and/or water velocityCPLTGRRSTDual DEFTSpinnerThe Flagship Production Logging ToolstringCombinable ProductionLogging ToolPressure & temperatureReservoirSaturation ToolOil hold-upGas indicatorDigital Entry FluidImaging ToolFlow regimeWater hold-upTotal flowrateFluid markerinjector tool(TEE-F)Gamma RayDetectorNFD-C Water Flow LogWater velocityWater hold-up indexWater flowrate indexPhase Velocity LogMarker injection for oil and/or water velocityCPLTGRRSTDual DEFTSpinnerThe Flagship Production Logging ToolstringMedidor de Flujo Temperatura Manmetro Acelermetro GR CCL Gradiomanmetro Los registros PLT conjuntamente con medidores de flujo poseen sensores de presin, temperatura, densidad, Gamma Ray, entre otros. los cuales permiten una evaluacin completa e integral de la produccin del pozo Los PLT tradicionales involucran cuatro mediciones bsicas: tasa presin, densidad y temperatura Sin embargo, slo las lecturas de tasa y densidad son utilizadas tradicionalmente para el anlisis cuantitativo de estos registros. La data de presin y temperatura, ha sido utilizada normalmente en forma cualitativa para calcular las propiedades in situde los fluidos,y para localizar las zonas de entrada de los fluidos al pozo Combinable ProductionLogging ToolPressure & temperatureReservoirSaturation ToolOil hold-upGas indicatorDigital Entry FluidImaging ToolFlow regimeWater hold-upTotal flowrateFluid markerinjector tool(TEE-F)Gamma RayDetectorNFD-C Water Flow LogWater velocityWater hold-up indexWater flowrate indexPhase Velocity LogMarker injection for oil and/or water velocityCPLTGRRSTDual DEFTSpinnerThe Flagship Production Logging ToolstringMedidor de Flujo Temperatura Manmetro Acelermetro GR CCL Gradiomanmetro La finalidad de cada uno de los sensores que conforman un registro de produccin se describebrevemente a continuacin: GR-CCL: Sirve de correlacin para los registros en hueco entubado o abierto y evala las condiciones de completacin. Presin: Esutilizado para el clculo de parmetros del yacimiento como presin inicial, presin de fondo, permeabilidad, dao, geometra del reservorio. Combinable ProductionLogging ToolPressure & temperatureReservoirSaturation ToolOil hold-upGas indicatorDigital Entry FluidImaging ToolFlow regimeWater hold-upTotal flowrateFluid markerinjector tool(TEE-F)Gamma RayDetectorNFD-C Water Flow LogWater velocityWater hold-up indexWater flowrate indexPhase Velocity LogMarker injection for oil and/or water velocityCPLTGRRSTDual DEFTSpinnerThe Flagship Production Logging ToolstringMedidor de Flujo Temperatura Manmetro Acelermetro GR CCL Gradiomanmetro Temperatura: Con esta herramienta es posible ubicar las zonas de entrada de fluidos y detectar anomalas en el pozo. Densidad: Determina la calidadde los fluidos para cada intervalo abierto al flujo y ayuda a la identificacin de los mismos.. Medidor deflujo: Determina el perfil de produccinde cada intervalo abierto al flujo Combinable ProductionLogging ToolPressure & temperatureReservoirSaturation ToolOil hold-upGas indicatorDigital Entry FluidImaging ToolFlow regimeWater hold-upTotal flowrateFluid markerinjector tool(TEE-F)Gamma RayDetectorNFD-C Water Flow LogWater velocityWater hold-up indexWater flowrate indexPhase Velocity LogMarker injection for oil and/or water velocityCPLTGRRSTDual DEFTSpinnerThe Flagship Production Logging Toolstring Perfil de flujo dentro de la tubera. Es una de las mayores ayudas para evaluar la eficiencia de produccin e inyeccin de un sistema. Este tipo de perfil muestra el volumeny el tipo de fluido que se inyecta o se producen los intervalos caoneados. Un buen perfil, detecta,. Adems, anomalas de flujo entre zonas distintas. Estos perfiles estnconformados principalmente por herramientas de temperatura, densidad, capacitancia y medidores de flujo Combinable ProductionLogging ToolPressure & temperatureReservoirSaturation ToolOil hold-upGas indicatorDigital Entry FluidImaging ToolFlow regimeWater hold-upTotal flowrateFluid markerinjector tool(TEE-F)Gamma RayDetectorNFD-C Water Flow LogWater velocityWater hold-up indexWater flowrate indexPhase Velocity LogMarker injection for oil and/or water velocityCPLTGRRSTDual DEFTSpinnerThe Flagship Production Logging Toolstring Perfiles de flujo por fuera de la tubera Analizan los fluidos que pasan a travs del espacio anular (tubera formacin), es decir, toman en cuenta aquellos que se producen a lo largo de canales entre el revestidor y la formacin, los cuales pueden ser detectados con las herramientas de temperatura y ruido. Ademsse dispone de la herramienta radial de diferencial de temperatura, la cual permite orientar un can de perforacinunidireccionalfrente los canales. Otra herramienta utilizada es eltrazador radioactivo. Combinable ProductionLogging ToolPressure & temperatureReservoirSaturation ToolOil hold-upGas indicatorDigital Entry FluidImaging ToolFlow regimeWater hold-upTotal flowrateFluid markerinjector tool(TEE-F)Gamma RayDetectorNFD-C Water Flow LogWater velocityWater hold-up indexWater flowrate indexPhase Velocity LogMarker injection for oil and/or water velocityCPLTGRRSTDual DEFTSpinnerThe Flagship Production Logging Toolstring El registro de produccin del tipo flujo en el reservorio Puede ser analizado indirectamente por medio de pruebas de presin, stas pueden serde restauracin, de declinacin y de pulsos e interferencias.Adems,curvas histricas de produccin y perfiles de inyeccin ayudan a determinar el procesode agotamiento del reservorio. Los datos precisos de presiones pueden ser utilizados para determinarvarios parmetros como, el lmite del yacimiento, forma del reservorio, permeabilidad efectiva, comunicacin entre pozos, rea de drenaje, daos en el pozo % totaldetasa entrandoporintervalo % total de la tasa en el pozo Profundidad (pies) 302010 0 14700 14750 14800 14850 0 255075 100 Medicin del perfil de flujo. La informacin ms importante que se obtiene del registro de produccin durante la produccin o inyeccin defluidos en pozos es el perfil de flujo, el cual establece la cantidad de fluido producido o inyectado en cada intervalo El perfil de flujo que comnmente se obtiene de los registros de produccin es tpicamente graficado como se muestra en la Figura conel porcentaje del total del flujo registradocontra la profundidad en el lado derecho, y una grfica de barra que presentael porcentaje total de tasa de flujo por cada intervalo en el lado izquierdo de la figura.Los perfiles de flujo son tomados enconjunto con otras herramientas, y son elresultado delanlisis de registros medidores de flujo con hlice (flowmeters).Un registro de temperaturaproduce una informacincualitativaacerca de la inyeccinen los intervalos de la formacin , mientras que los registros de medidores de flujo proporcionan una informacin cuantitativa, definiendo con precisinla cantidad de flujo que est saliendo o entrando a cada intervalo. Determinacin de intervalos aislados El perfil de flujomuestra el lugar en el cual los fluidos entran o salen del hoyo, pero esto no garantiza que el fluido est entrando o saliendo de la zona esperada, debido a que puede haber comunicacin entre la tubera y el revestimiento y el fluido puede entraro salirde otras zonas,La capacidad de la completacindel hoyo de aislar zonas de inyeccin de otras zonases crucial para el manejo apropiado del yacimiento, y es una importante propiedadpara ser evaluada en los registros de produccin. Determinacinde causas para la existencia de tasas anormales Un cambio irregular en la tasa de un pozo, frecuentemente esindicativo de problemasen el pozo o yacimiento. Tasasanormalmentebajas de inyeccin o produccinpueden resultar del daode la formacin alrededor del pozo,deperforaciones con restricciones de flujoo de restricciones en la tubera de produccin. Una tasa de inyeccin inusualmente alta puedeser causada por prdidasproducidas a travs de la tubera de revestimiento, de la tubera de produccin,de unaempacadura, por comunicacin entre zonas,o por una fractura en el yacimiento Algunos de estos problemas pueden ser claramente identificados por medio de un registro de produccin,por la aparicin de nuevas tcnicas usadas para perfiles de flujo o por la medicinde intervalos aislados. En otros casos se puederequerirpruebas de pozosadicionalespara confirmar la causa del comportamiento anormal. Porejemplo un anlisisde presinpuede medir el factor de dao del pozo. Un perfil de flujo obtenidocon el registro de produccinluego de un procesode estimulacin, puede indicar la distribucin de las zonas daadas o estimuladas alrededor del pozo. Asimismo, el origen de unalto corte de aguao gas sepuede identificar con la ayuda de los registros PLT, ya que ellos definenla identidad del fluido entrando alespacio anular A condiciones del fondo del pozo,donde mediciones con registros de produccin pueden ser hechas, la presenciade ms de una fasees muy probable en la produccin de pozos Un pozo de gaspuede tener aguao condensado presenteanivelde las perforaciones cuando no hayproduccin de lquido en superficie.En pozos productores de petrleo la produccin de agua es muy comny si la presinde fondo es menor que la presin de burbujeogas libre estar presente tambin en el pozo.Debido a esto, en muchos pozos productores la posibilidad de flujo multifsico debeser considerada en elplanteamiento del trabajocon el registro de produccin o en el anlisis de los mismos. Aplicacin en flujo multifsico Al igualque en un pozo de flujo monofsico,la informacin ms importante obtenida por un registro de produccin es el perfil de flujo,pero en el casode flujo multifsico,es necesario conocer los intervalos y las tasas de produccin de cada fase. Registros de densidad del fluido y de capacitanciason usadosfrecuentementeen combinacin de medidores de flujo. Una tasa de produccin fuera de lo comndeuna fase en particular, Para definir perfiles de flujo para ms de una fase,uno o ms perfiles pueden identificar la cantidad decada fase presente en el hoyo. es uno de los problemasmas comnmente investigadoscon un registro de produccin en un flujo multifsico, de ese modo se pueden identificar el flujo preferencial en zonas de alta permeabilidado intervalos de conificacin de agua o gas. Aplicacin en flujo multifsico Capa de alta K Baja P. Mala cementacin Entrada de fluido indeseado a) b)c) Flujo Cruzado La presencia de flujo cruzado o zonas ladronas en un yacimiento es una situacin poco deseable, ya que parte o toda la produccin de una capa es absorbida por otra capa de menor presin. Esta situacin es fcilmente detectable con un registro de flowmeter. Es posible estimar la presin de las capas ypredecirsucomportamientoEsta anomala se puede identificarvisualmente al comparar pasadas de flowmeter registradas en direcciones opuestas. Se debe cuidar de no confundir este efecto con variaciones de viscosidad y/o inversiones del sentido de giro de la hlice. La calibracin de flowmeter hecha en la zona donde se sospecha la presencia de flujo cruzado, entrega la confirmacin final, al indicar tasa de flujo si se trata de una zona ladrona. El anlisis de capacidad de produccin selectivaes una de las tcnicas nuevas de aplicacin de perfiles de produccin, la cual combina el uso de los sensores para proveer informacin, sobre el yacimiento. El nombre SIP viene de Selective Inflow Perfomance queriendo referirse al comportamiento individual de produccin de cada capa en un yacimiento estratificado Esta tcnicapermite obtener las presiones individuales de cada capa en un pozo abierto a varias zonas, asimismo como su potencial y comportamiento a distintas tasas de flujo. Las pruebas de presin convencionales a diferentes tasas de flujo tienen una gran limitacin en formaciones de varias capas, debido a que slo se mide el flujo total en superficie y la presin de fondo.El operador puede ver el comportamiento global del pozo, pero no puede observar la contribucin de las unidades individuales del yacimiento. La tcnica SIP consiste en medir, a varias tasas de flujo, presin de fondo y tasa de flujo estabilizada de cada una de las zonas productoras. Estas son registradas con la herramienta PLT, simultneamentecon la densidad y temperatura. Usando los registros de flujo y presin se establece la relacin presin-flujo para cada unidad del yacimiento o zona productora. Para facilitar la comparacin entre las curvas de productividad de cada zona productora, las presiones se corrigen a una profundidad de referencia. El tiempo de estabilizacin entre registros sucesivos se determina observando la evolucin del flujo y/o la presinarriba de las zonas productoras con la misma herramientas de registro. La curva de productividad total del pozo, tal como se podra establecer, es una prueba de produccin standard, y debe coincidir en condiciones normales con la suma de todas las productividades de las zonas. CONSISTE EN DETERMINAR LA DIFERENCIA DE PRESIN DE DOS PUNTOS EN LA COLUMNA DE FLUIDO. CON LO CUAL SE PUEDE DETERMINAR LA DENSIDAD DEL FLUIDO QUE SE ENCUENTRA DENTRO DE ESTOS DOS PUNTOS ESTO CONDUCE A TENER UNA CURVA CONTINUA DE PRESIN A LO LARGO DE LA COLUMNA DE FLUIDO CARTUCHOELECTRICO TRADUCTOR ESPACIAMIENTO 2 PIES FUELLE SUPERIOR FUELLE INFERIOR TUBO CENECTOR FUELLE EXPANSOR Se usa para obtener la densidad del fluido y las proporciones individuales de cada fluido en una mezcla;.Estaherramienta debe ser calibrada cuando se utiliza en pozos desviados Debido a la naturaleza de las lecturas que sta realiza, se deben tomar en cuenta la viscosidad del La determinacin de la densidad implica conocer las desviaciones del pozo en el intervalo de medida.A partir de esta herramienta se calcula la densidad del fluido. fluido y la velocidad del flujo para lograr hacerunanlisisms efectivo del perfil. Para aumentar la precisin de la medida antes de comenzar el perfil se calibra la herramienta en dos fluidos de densidad conocida(aire/agua). La herramienta consiste en tres fuelles llenos de keroseno con un tubo conector flotante entre los dos fuelles sensores. El fuelle ms bajo es para la liberacin trmica en expansin. Dicho ensamblado esta contenido en un recipiente con ranura que permite la entrada de fluido en la herramienta. El tipo de fluido se conoce efectuando la medicin de la diferencia de presin entre dos elementos sensibles separado por una distancia de dos pies. Sobre esta distancia se registran los cambios de presin. El movimiento del fuelle sensor debido al cambio en la densidad del fluido es transmitido por el tubo conector hacia el magneto entre los serpentines transductores. La corriente generada se amplifica y es transmitida hacia arriba. Cartucho Electrnico Conductor Tubo de conexin flotante Fuelle de Alta Sensibilidad Fuelle de Baja Sensibilidad Fuelle de Expansin Casco Ranurado 2 Pies Un pistn magntico al final de la barra genera una seal en elcable transductor proporcional al movimiento de la barra.. Estopermite quela corriente transmitida por el cablesea calibrada en trminos de densidad de fluido. La herramienta nuclear de densidad de fluido opera con un principiosimilar al de la herramienta de densidad de formacin ; una fuente de rayos gammaes posicionada con respecto a un detector de rayos gamma de tal manera que los fluidos en el hoyo actan como un absolvedor. Unarazn de cuentas alta indica un fluido de baja densidad, y una baja razn de cuentas indica un fluido de densidad alta. La ventaja de la herramienta nuclear de densidad de fluido sobre el Gradiomanmetro es que sus mediciones no son afectadas por la desviacin del hoyo o por efectos de friccin. Sin embargo, dado que la herramienta depende del decaimiento radiactivo, las lecturas estn sujetas a variaciones estadsticas.Tambin debe ser notado que la cantidad medida es el promedio de la densidad de la mezcla fluyendo ;Por lo tanto, est sujeta a losmismos efectos holdup como el Gradiomanmetro.El medidor de flujo o flowmeter, registra parmetros que permiten estudiar el comportamiento de la velocidad del fluido en el fondo del pozo.El dispositivo principal de la herramienta es un spinner El cual no es otra cosa que una hlice semejante a las aspas de un ventilador, que rota impulsada por el movimiento de los fluidos que la atraviesan Y para registrar perfil de produccin o inyeccin de un pozo Es usado para la evaluacin de la tasa de flujo. El medidor de flujoEsta herramienta es muy til cuandose estudiaunpozo que se encuentra completadode tal manera que la tasa de produccinproviene de ms de un intervalo de arena, ya que el medidor de tasa de flujo registra la cantidadde fluido que aporta cada una de ellas. Esta herramienta realiza una medicin continua de la velocidad del flujo en funcin de la profundidad,Luego conociendo la seccina travs de la cual se desplaza el fluido, puede calcularse el caudal existente en las diferentes zonas de un pozo.El equipo consta de varios imanes que se encuentran instalados en forma simtrica sobre la armadura de la herramienta los cuales son colocados entre dos cojinetes hidrulicos es recibida por una bobina y enviada a superficie a travs de la misma guaya que mueve la herramienta La seal producida por la rotacin de la hlice o propela,.que facilitan el funcionamiento de la misma La salida del voltaje, V, y la frecuencia, w, son proporcionales a la rata a la cual da vueltas la hlice del sensor Cuando se grafica el voltaje que genera la rotacin de la hlice contra el tiempo, se obtiene una curva de comportamiento senoidal.A partir de equipos electrnicos, se detectan y cuentan los cruces en cero de dicha curva, de este modo se relacionan los impulsos elctricos con las revoluciones del spinner.Finalmente, para lograr entender el comportamiento de la velocidad del fluido en el fondo del pozo Se debe tomar en cuentaque la frecuencia de rotacin de la hlice de la herramienta es funcin de la velocidad delfluido quepasa a travs de ella. conexionesl elctricas magneto Alambre conductor Spinner V T t Al hacer el perfil en movimiento, se mide simultneamente la velocidad del cable que arrastra la herramienta, obtenindose as una referencia para convertir la frecuencia de rotacin en velocidad del fluido Se realizan varios registros, cada uno de ellos a velocidades de cable diferentes en la misma direccin y en direccin contraria al flujo, de ellos se obtienen las rectasde calibracin de la herramienta,que permiten hacer corresponder un determinado caudal a los resultados obtenidos en cada seccin del pozo Existe una gran variedad de modelos demedidores de flujo disponibles, que pueden ser utilizados de acuerdo a las condiciones de cada caso.Herramientas para Altas Tasas de Flujo. Herramientas para Tasas de Flujo Intermedias. Herramientas para Bajas Tasas de Flujo. TIPOSCARACTERSTICAS FIJOESTACIONARIO, SIN MOVIMINETO. CONTINUO EN MOVIMIENTO AL BAJAR O SUBIR, MIDIENDO SIMULTANEAMENTE LA VELOCIDAD DEL CABLE. a)b)c) conexionesl elctricas magneto Alambre conductor Spinner V T t La herramienta para altas tasas de flujo o medidor de flujo continuo baja a travs de la tuberia Su configuracin puede resultar menos precisa debido a los dimetros reducidos, sin embargo, su funcionamiento sencillo puede producir una mejor fiabilidad.y desempea su funcin sin cambiar la forma para las mediciones.Un dimetro pequeo puede originar descentralizaciones en el revestidor, causando de este modo clculos errneos de flujo en hoyos desviados donde ocurre segregacin gravitacional de fluidos Cuando el flowmeter continuo (CFS) es registrado con la herramienta en movimiento, la velocidad del fluido actuando sobre el impele es la suma algebraica de la velocidad del cable ms la velocidad del fluido. Por lo tanto,. la velocidad del cable es un parte importante de la data que esta siendo adquirida Tambin se denomina full-bore flowmeter.Esta herramienta desciende a travs de la tubera expandiendo el dimetro del spinner mediante el despliegue de sus aspas,esto con el propsito de ocupar ms del dimetro interno de la tubera. Los centralizadores protegen las aspas del spinner al chocar con las paredes del revestidor.Esta herramienta posee un mecanismo ms complejo que la otra herramienta continua, pero ofrece menores cantidades de errores por descentralizacin stos dan un mejor resultado en bajos caudales de flujo, en comparacin con otros tipos de equipos continuos. Estos tambin causan una menor cada de presin en la seccin de la herramienta en comparacin con el medidor de bajas tasas de flujo, debido a que causan una menor alteracin al paso natural de fluidos en el pozo mientras se corre. Herramientas de baja rata de flujo o Diverter Flowmeters El petal, basket y otros tipos de diverter flowmeters (herramientas desviadoras de flujo) Esta herramienta desciende a travs del revestidor, se expande ocupando todo el dimetro efectivo interno en el fondo de la tubera para desviar el flujo de fluidos a travs de un orificio que contiene un spinner de dimetro pequeo Este equipo tiene una buena capacidad para determinar la cantidad de fluido, debido a que la mayora del flujo movindose en la tubera debe atravesar la seccin del spinner sin embargo, ste puede crear cadas o cambios de presin que causen a su vez flujo de fluidos fuera del revestidor, si las zonas no se encuentran bien aisladas debido a una pobre cementacin o fracturamiento vertical.Esta herramienta usualmente tiene una configuracin de paraguas que desva el fluido dentro del orificio donde se encuentra la hlice.Requiere mayor tiempo de medicin para determinar de forma ms confiable la tasa de flujo para bajos volmenes de fluido. A. Determinacin deperfiles de produccin o inyeccin. B. Determinacin de prdidasde produccin por flujo cruzado entre capas (o de disminucin de la eficiencia de la inyeccin, en caso de aparecer en problemas similares en pozos inyectores). C. Evaluacin de la eficiencia de losprocesos de caoneo y/o estimulacin. D. Deteccin de prdidas de tapones o caeras. E. Localizacin de zonas de prdidas de circulacin en pozos abiertos. F. Evaluacin del potencial del pozo (tcnica SIP) Vt Velocidad del Fluido, pie/min Spinner RPS En la grfica de la curva de respuesta se puede notar, que hasta que la velocidad del fluido alcanza o excede el valor Vt (la velocidad de umbral), el propulsor no rota.. En la medida en que la velocidad del fluido aumenta por encima de Vt, el valor de RPS aumenta linealmente con la velocidad del fluido, por lo tanto, la velocidad del fluido es directamente obtenida del valor medido de RPS.A bajas velocidadesla parte baja de la curva se encuentra dominada por los efectos de inercia y de la friccinmecnica de la herramienta, as como tambin por las prdidaspor viscosidad Hay un nmero de consideraciones importantes relacionadas con la curva de respuesta Primero, la curva de respuesta es algo idealizada, especialmente a bajas velocidades del fluido.Segundo, esta curva relaciona valores de RPS con velocidades del fluido, solo cuando la herramienta est estacionaria en el fluido en movimiento.Finalmente, el valor de Vt vara un poco con el ajuste de la orientacin del asta del propulsor y con la densidad y viscosidad del fluido en movimiento. Tambin, esta pendiente es afectada significativamente por la viscosidad del fluido en movimiento.Tercero, la pendiente de la curva de respuesta depende del dimetro de la tubera en la que el fluido se mueve.Es posible derivar las curvas de respuesta a partir de la data de superficie que generalmente es aplicable a todos los medidores de flujo continuo en todas las mediciones.Pero resultados ms precisos sonderivados a partir de la calibracin de la herramienta en el medio ambiente en fondo,. Donde los efectos del dimetro, viscosidad, etc., Son compensados automticamente La experiencia ha mostrado que el spinner mide muy satisfactoriamente las velocidades del fluido en flujo monofsico turbulento. Por lo tanto, es til en pozos de inyeccin y en muchos pozos productores, donde los requerimientos de una fase y turbulencia son satisfechos. Con respecto a la turbulencia, el nmero de Reynold es un ndice ampliamente usado que predice cuando ocurre flujo turbulento. V=0 en las paredes del tubo Flujo Laminar Flujo Turbulento Donde: = Densidad del fluido = Vel.promedio del fluido d = Dimetro de tubera = Viscosidad del Fluido En cada caso la velocidad en el centro de la tubera (Vf) es mayor que las velocidades lejos del centro, efecto este que es ms pronunciado en flujo laminar que en el turbulento. As, hay una velocidad promedio a travs de una seccin de la tubera (V) y sta es aproximadamente 0.83 veces el valor de la velocidad en el centro (Vf). Debido a que el medidor de flujo es operado con centralizadores, la velocidad que es obtenida de la curva de respuesta es una medida de la velocidad mxima, Vf. Si la velocidad es usada para el clculo de las tasas de flujo volumtricas, entonces el factor de correccin (FC) de 0.83 usualmente debe ser aplicado al valor medido por la herramientaantes de proceder con el clculo de las tasas. Vf Vf Vf Pto. Medio Vel. del Cable en direccin opuesta al flujo Vel. del Cable en la direccin del flujo Spinner RPS RPSo Vt Vt Debido a que el medidor de flujo puede ser usado estacionariamente o en movimiento, es til considerar la relacin del valor de RPS con la velocidad del cable en la medida en que el sensores movido a varias velocidades a travs de un fluido de perfil de velocidad constante.la cual no es una curva de respuesta, porque el eje horizontal representa ahora la velocidad del cable en pies/min,esta grfica se denomina usualmente curva de calibracin. En la medida en que la velocidad del cable aumenta en direccin contraria al flujo del fluido, el valor de RPS se incrementa, PS disminuyen hasta hacerse cero y permanecen en cero para un intervalo de velocidades del cable mientras que en la medida que la velocidad del cable aumenta en la misma direccin del fluido, las R que es dos veces el valor de Vt, a este intervalo se le denomina zona muerta.Entonces, en la medida en que la velocidad del cable aumenta ms all de este valor en la direccin del flujo de fluido Las RPS comienzan a aumentar negativamente, lo que simplemente significa que la direccin de rotacin del propulsor fue invertida.El diseo de los medidores de flujo es tal que les permite tomar mediciones tiles de RPS sin considerar la direccin de rotacin.Una nueva ventaja de esta herramienta es que la magnitud de los pulsos elctricos del instrumento es mayor en una direccin que en la otra. Tambin ntese en la Figura que el intervalo de velocidad del cable de longitud 2*Vt, sobre el cual el valor de RPS es cero o, se encuentra alrededor de una velocidad del cable cuyo valor es igual a la mxima velocidad del fluido, Vf. Como se mencion, el perfildevelocidaddelfluidoes constante para efectos de la Figura .Mientras que la data obtenida con la herramienta en movimiento es esencial para la determinacin de la curva de respuesta de fondo, data ms precisa para la medicin de la velocidad del fluido debe ser obtenida con la herramienta estacionaria.Vf Vf Vf Pto. Medio Vel. del Cable en direccin opuesta al flujo Vel. del Cable en la direccin del flujo Spinner RPS RPSo Vt Vt . En la, el valor de RPS correspondiente medidor de flujo estacionario es representado por RPSo. Si el valor deno est disponible, puede usarse data con el MF en movimiento. Conexiones Elctricas Platino Conductor Resonador Transductor de Cuarzo de una pieza Tubo Compensador Puerto dePresin Vaco Se usa para obtener la presin absoluta de fondo, gradientes de presin, medidas de presin vs. tiempo y presiones de yacimiento.Hay dos tipos de manmetros usados actualmente, de cristal de cuarzo y tipo strain gauge, diferencindose por la precisin y resolucin posibles de obtener;el que se utiliza con mayor frecuencia en el reade estudioes el medidor con cristal de cuarzo . El sensor de presin del manmetro enva seales electrnicasal transductor decuarzo el cual se encarga de almacenarlas y convertirlasen unidades de campo. Conexiones Elctricas Platino Conductor Resonador Transductor de Cuarzo de una pieza Tubo Compensador Puerto dePresin Vaco Mediciones precisas de diminutos cambios de presin. Gradiente de presin Presiones de yacimiento.. Pruebas de interferencia entre pozos. Estudio hidrodinmicos de acuferos en el subsuelo Estudios de daos de formacin. Evaluacin de la geometra del yacimiento. Resistencia sensible a la temperatura Se usa para obtener medidas de temperatura absoluta, gradientes y perfiles de temperatura, y en forma cualitativa para observar cambios anormales de temperatura. Este registro suministralecturas continuasde la temperatura del fluido dentro del pozo y tambin del diferencial de temperatura.Este ltimo valor se obtienecomparando el valor absoluto de temperatura obtenido en cada instante, con el valor medido cierto tiempo antes.Esta curva ha resultado sumamente til por su gran sensibilidad. Resistencia sensible a la temperatura Esto se debe en gran parte al empleo de un sensor muy estable y preciso en la medicin de la temperatura del fluido.Su principio de medicin se basa en un hilo de platino que es expuesto al fluido del pozo, cuya resistencia depende de la temperatura Su uso ms habitual es el estudio de las anomalas trmicas que aparecen en los pozos en condiciones dinmicas, tanto para pozos productores como inyectores; comparando el registro obtenidobajo estas condicionescon el realizado con el pozo estacionario Estas variaciones se deben a la diferencia de temperatura entre la columna original de fluido no alterado y el fluido que se inyecta (ms fro) o el que se produce (ms caliente). Localizar el tope del cemento en las primeras horas de frage.. Obtener el gradiente geotrmico de una zona. Realizar perfilesde inyeccin. Las capas que admitieron fluidos,cuando se cierra el pozo se mantienen ms frasdurante ms tiempo que las capas que no lo admitieron debido a la gran inerciatrmica del volumen de agua inyectada que permanece en la vecindad de las paredes del pozo. Ubicar canalizaciones en pozos inyectores de agua o gas. Localizarzonas de entrada de gas al pozo.. Cuando existen problemas de dao o taponamiento, as como tambin una canalizacin de fluido a travs del revestidor,la temperatura suele elevarse ms de lo normal indicando una restriccin al flujo en la cara de la arena o una entrada de fluido bajo condiciones anormales. Combinable ProductionLogging ToolPressure & temperatureReservoirSaturation ToolOil hold-upGas indicatorDigital Entry FluidImaging ToolFlow regimeWater hold-upTotal flowrateFluid markerinjector tool(TEE-F)Gamma RayDetectorNFD-C Water Flow LogWater velocityWater hold-up indexWater flowrate indexPhase Velocity LogMarker injection for oil and/or water velocityCPLTGRRSTDual DEFTSpinnerThe Flagship Production Logging ToolstringSe usa para or ruidos en el fondo del pozo, obteniendo niveles de ruido y su distribucin en frecuencias.Aplicaciones principales son la deteccin de rupturas de tubera, confirmacin de flujo detrs de revestidor y deteccin de origen de fluido. Los flujos turbulentos generan ruidos, cuyas amplitudes y frecuencias dependen de la cantidad y tipo de fluido, as como tambin del medio a travs del cual estn fluyendo Las variaciones minsculas de presin son captadas por el hidrfono y enviadas a superficie.Combinable ProductionLogging ToolPressure & temperatureReservoirSaturation ToolOil hold-upGas indicatorDigital Entry FluidImaging ToolFlow regimeWater hold-upTotal flowrateFluid markerinjector tool(TEE-F)Gamma RayDetectorNFD-C Water Flow LogWater velocityWater hold-up indexWater flowrate indexPhase Velocity LogMarker injection for oil and/or water velocityCPLTGRRSTDual DEFTSpinnerThe Flagship Production Logging ToolstringEn superficie stas son procesadas, entregando el nivel de ruido total. Las mediciones se hacen deteniendo la herramienta a la profundidad requerida para evitar ruidos causados por el movimiento de la herramienta Las mediciones de estos sonidospueden ser interpretadas para determinarel tipo y la procedencia del flujo. La herramienta de ruido proveeun grfico de amplitudes mximas a diferentes profundidades.Estos valores generanun perfil del cual se extraen y derivan los datos pertinentes al movimiento del fluido. Tambin es posible realizar una evaluacin de seales de audio que caracterizan a las zonas con problemas de produccin de arena.Combinable ProductionLogging ToolPressure & temperatureReservoirSaturation ToolOil hold-upGas indicatorDigital Entry FluidImaging ToolFlow regimeWater hold-upTotal flowrateFluid markerinjector tool(TEE-F)Gamma RayDetectorNFD-C Water Flow LogWater velocityWater hold-up indexWater flowrate indexPhase Velocity LogMarker injection for oil and/or water velocityCPLTGRRSTDual DEFTSpinnerThe Flagship Production Logging ToolstringA partirde la combinacin de estas medidas de amplitud y audio, se pueden determinar los siguientes parmetros: Tipos de flujo (una o dos fases) Intervalos de produccin de arena. Migracin de fluidos detrs de la tubera. Problemas que no son de fcil deteccin, como fugas entre varias tuberas. Combinable ProductionLogging ToolPressure & temperatureReservoirSaturation ToolOil hold-upGas indicatorDigital Entry FluidImaging ToolFlow regimeWater hold-upTotal flowrateFluid markerinjector tool(TEE-F)Gamma RayDetectorNFD-C Water Flow LogWater velocityWater hold-up indexWater flowrate indexPhase Velocity LogMarker injection for oil and/or water velocityCPLTGRRSTDual DEFTSpinnerThe Flagship Production Logging Toolstringlas herramientas auxiliares en las aplicaciones de registro PLT, son aquellas que permitan correlacionar parmetros importantes como el control de la profundidad durante la realizacin del registro.Combinable ProductionLogging ToolPressure & temperatureReservoirSaturation ToolOil hold-upGas indicatorDigital Entry FluidImaging ToolFlow regimeWater hold-upTotal flowrateFluid markerinjector tool(TEE-F)Gamma RayDetectorNFD-C Water Flow LogWater velocityWater hold-up indexWater flowrate indexPhase Velocity LogMarker injection for oil and/or water velocityCPLTGRRSTDual DEFTSpinnerThe Flagship Production Logging Toolstring Al igual que la mayora de las herramientas corridas en el casing, es muy importante que los localizadores de cuellos (CCl) sean grabados.El localizador de cuellos es un dispositivo magntico que responde a cambios en la masa del metal circundante al mismo tales como: cuello, perforacin (en algunos casos), uniones, empacaduras, centralizadores. El CCLes la nica herramienta que proporciona un control positivo de la profundidadadems de ser un enlace entre lossensores de registros de produccin y los estratos de la formacin. Es usado para dar correctamente la correlacin entre el registro de profundidad y litologa. El contacto con la tubera de revestimiento no es necesario, pero mucho espacio libre reduce la seal de la figura mostrada Control de la Profundidad/Correlacin Seccin de el localizador de cuellos (CCL) El localizador de cuello universal 1 11/16 consiste de dos magnetos permanentes. Estos son separados por una bobina de alambre que est separada por un carreto ferroso. Combinable ProductionLogging ToolPressure & temperatureReservoirSaturation ToolOil hold-upGas indicatorDigital Entry FluidImaging ToolFlow regimeWater hold-upTotal flowrateFluid markerinjector tool(TEE-F)Gamma RayDetectorNFD-C Water Flow LogWater velocityWater hold-up indexWater flowrate indexPhase Velocity LogMarker injection for oil and/or water velocityCPLTGRRSTDual DEFTSpinnerThe Flagship Production Logging Toolstring Interpretacin de el CCL El CCL enva una seal continua a la instrumentacin de superficie (CS 400). Cuando la herramienta pasa por un cuello de la tubera la amplitud de la seal flucta. Estas fluctuaciones son claramente reconocidas en el registro CCL.Combinable ProductionLogging ToolPressure & temperatureReservoirSaturation ToolOil hold-upGas indicatorDigital Entry FluidImaging ToolFlowregimeWater hold-upTotal flowrateFluid markerinjector tool(TEE-F)Gamma RayDetectorNFD-CWater Flow LogWater velocityWater hold-up indexWater flowrate indexPhase Velocity LogMarker injection for oil and/or water velocityCPLTGR RSTDual DEFTSpinnerThe Flagship Production Logging ToolstringCombinable ProductionLogging ToolPressure & temperatureReservoirSaturation ToolOil hold-upGas indicatorDigital Entry FluidImaging ToolFlow regimeWater hold-upTotal flowrateFluid markerinjector tool(TEE-F)Gamma RayDetectorNFD-C Water Flow LogWater velocityWater hold-up indexWater flowrate indexPhase Velocity LogMarker injection for oil and/or water velocityCPLTGRRSTDual DEFTSpinnerThe Flagship Production Logging ToolstringCombinable ProductionLogging ToolPressure & temperatureReservoirSaturation ToolOil hold-upGas indicatorDigital Entry FluidImaging ToolFlowregimeWater hold-upTotal flowrateFluid markerinjector tool(TEE-F)Gamma RayDetectorNFD-CWater Flow LogWater velocityWater hold-up indexWater flowrate indexPhase Velocity LogMarker injection for oil and/or water velocityCPLTGR RSTDual DEFTSpinnerThe Flagship Production Logging ToolstringLa otra mitad del control de la profundidad es el registro de Gamma Ray corrido en el casing con el localizador de cuellos. El Gamma Ray en casing o entubado es correlacionado en cuanto a profundidad con los registros a hoyo abierto; Adems, los localizadores de cuello que fueron grabados estarn en profundidad o correlacionados, relativo a los registros de hoyo abierto. Combinable ProductionLogging ToolPressure & temperatureReservoirSaturation ToolOil hold-upGas indicatorDigital Entry FluidImaging ToolFlow regimeWater hold-upTotal flowrateFluid markerinjector tool(TEE-F)Gamma RayDetectorNFD-C Water Flow LogWater velocityWater hold-up indexWater flowrate indexPhase Velocity LogMarker injection for oil and/or water velocityCPLTGRRSTDual DEFTSpinnerThe Flagship Production Logging ToolstringCombinable ProductionLogging ToolPressure & temperatureReservoirSaturation ToolOil hold-upGas indicatorDigital Entry FluidImaging ToolFlowregimeWater hold-upTotal flowrateFluid markerinjector tool(TEE-F)Gamma RayDetectorNFD-CWater Flow LogWater velocityWater hold-up indexWater flowrate indexPhase Velocity LogMarker injection for oil and/or water velocityCPLTGR RSTDual DEFTSpinnerThe Flagship Production Logging ToolstringEste procedimiento es necesario para la precisin en las mediciones de profundidad requerida para perforacin, puentes, empacaduras.Si los registros de evaluacin de cementacin son corridos, un Gamma Ray y un CCL son combinados con esta herramientas. Combinable ProductionLogging ToolPressure & temperatureReservoirSaturation ToolOil hold-upGas indicatorDigital Entry FluidImaging ToolFlow regimeWater hold-upTotal flowrateFluid markerinjector tool(TEE-F)Gamma RayDetectorNFD-C Water Flow LogWater velocityWater hold-up indexWater flowrate indexPhase Velocity LogMarker injection for oil and/or water velocityCPLTGRRSTDual DEFTSpinnerThe Flagship Production Logging ToolstringCombinable ProductionLogging ToolPressure & temperatureReservoirSaturation ToolOil hold-upGas indicatorDigital Entry FluidImaging ToolFlowregimeWater hold-upTotal flowrateFluid markerinjector tool(TEE-F)Gamma RayDetectorNFD-CWater Flow LogWater velocityWater hold-up indexWater flowrate indexPhase Velocity LogMarker injection for oil and/or water velocityCPLTGR RSTDual DEFTSpinnerThe Flagship Production Logging ToolstringEl GR Detecta la radiacin natural de Uranio, Potasio y Torio emitida desde la formacin. Sirve para la determinacin del contenido de minerales y litologa,deteccin de movimientos de fluidos y trazos de movimiento por productos de material radiactivo inyectado en el pozo. Los rayos gamma son una fuente de alta energa de ondas electromagnticas que no tienen ni masa, peso, ni cargas elctricas. Viajan a la velocidad de la luz y soypenetrantes. Combinable ProductionLogging ToolPressure & temperatureReservoirSaturation ToolOil hold-upGas indicatorDigital Entry FluidImaging ToolFlow regimeWater hold-upTotal flowrateFluid markerinjector tool(TEE-F)Gamma RayDetectorNFD-C Water Flow LogWater velocityWater hold-up indexWater flowrate indexPhase Velocity LogMarker injection for oil and/or water velocityCPLTGRRSTDual DEFTSpinnerThe Flagship Production Logging ToolstringCombinable ProductionLogging ToolPressure & temperatureReservoirSaturation ToolOil hold-upGas indicatorDigital Entry FluidImaging ToolFlowregimeWater hold-upTotal flowrateFluid markerinjector tool(TEE-F)Gamma RayDetectorNFD-CWater Flow LogWater velocityWater hold-up indexWater flowrate indexPhase Velocity LogMarker injection for oil and/or water velocityCPLTGR RSTDual DEFTSpinnerThe Flagship Production Logging ToolstringLos rayos gamma tienen una energa expandida aproximadamente de 0.04 hasta 3,2 Mev. Los registros de rayos gamma son usados para correlacines de profundidad y litologa para registros de hueco abierto. Los dos tipos de detectores de rayos gamma son el contador de escintilacin y el detector de radiacin Greiger Muller. Combinable ProductionLogging ToolPressure & temperatureReservoirSaturation ToolOil hold-upGas indicatorDigital Entry FluidImaging ToolFlow regimeWater hold-upTotal flowrateFluid markerinjector tool(TEE-F)Gamma RayDetectorNFD-C Water Flow LogWater velocityWater hold-up indexWater flowrate indexPhase Velocity LogMarker injection for oil and/or water velocityCPLTGRRSTDual DEFTSpinnerThe Flagship Production Logging ToolstringEl perfil dielctrico mide la retencin de agua y permite el clculo de flujos de agua, petrleo y gas en un sistema de tres fases.Esta herramienta mide una cantidad proporcional a la constante dielctrica de la mezcla defluidos que pasa por la cmara de medida de la herramienta, la cual esta provista de una serie de lminas circulares concntricas que forman parte del sensor de medicin La constante dielctrica del fluido va a ser funcin de la proporcin de agua, gas y petrleo contenidos en ste. Debido a la gran diferencia entre la constante dielctrica del agua y gas o petrleo, stees un mtodo sencillo para detectar la presencia de agua, an es pequeas proporciones. Combinable ProductionLogging ToolPressure & temperatureReservoirSaturation ToolOil hold-upGas indicatorDigital Entry FluidImaging ToolFlow regimeWater hold-upTotal flowrateFluid markerinjector tool(TEE-F)Gamma RayDetectorNFD-C Water Flow LogWater velocityWater hold-up indexWater flowrate indexPhase Velocity LogMarker injection for oil and/or water velocityCPLTGRRSTDual DEFTSpinnerThe Flagship Production Logging ToolstringLa herramienta decapacitancia est constituida bsicamente por un capacitador coaxial yse basa en laaplicacin de un potencial de voltaje entre un electrodo central y la parte externa de la herramienta del registro. Esta herramienta provee unamedicin de la constante dielctrica lo cual la hace muy til para determinar la distribucin de fluidos en la tubera.Los hidrocarburos poseen una constante dielctricaen el orden de 2 a 6, mientras que el aguatiene una constante dielctrica en el orden de los 80, es por ello que se hace fcil distinguirpor medio de esta medicin qu fluido es agua y qu fluido es petrleo, por otro lado el gas puede ser diferenciado tambin por su constante dielctrica, la cual est cercana a la unidad.Las mediciones realizadas con registros de capacitanciapresentan muchas ventajas debido a la gran diferencia entrelas respuestas para el agua, el gas y el petrleo, logrndose de esa manera mediciones ms precisas del corte de agua