Interpretación de registros de producción

UNIVERSIDAD DE ORIENTE
NÚCLEO DE MONAGAS
ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO
MATURÍN/MONAGAS/VENEZUELA
ASIGNATURA: PRUEBA DE POZOS
CÓDIGO: 063-4143
PROFA. FABIOLA MOTTOLA
INTERPRETACIÓN DE PERFILES DE PRODUCCIÓN
El perfilaje de producción se puede definir como las mediciones efectuadas en el
subsuelo posteriores a la completación inicial del pozo. Su objetivo es proporcionar
información sobre la naturaleza y el movimiento de los fluidos dentro del pozo.
Hay dos grandes áreas a las cuales se le aplica el perfilaje de producción:
comportamiento de los yacimientos y problemas en los pozos.
Los estudios de comportamiento incluyen los perfiles de flujo en los pozos, para
determinar la cantidad y tipo de fluidos producidos en cada zona del pozo (y del
yacimiento) y la determinación del índice de productividad para pozos de petróleo
y el potencial total para pozos de gas. Los perfiles de producción corridos a una
edad temprana en la vida del pozo, sirven como marco de comparación con
corridas posteriores, bien sea para monitorear la etapa de agotamiento del pozo o
para resolver problemas.
Los problemas causados por fallas en la tubería de revestimiento u otras
herramientas de la completación o la comunicación entre zonas, por detrás de la
tubería pueden definirse y localizarse con estos perfiles de producción. Las
reparaciones resultan simples y económicas cuando la naturaleza del problema
está bien entendida antes de comenzar los trabajos de reparación. En ocasiones, las
soluciones pueden lograrse con herramientas bajadas a través de la tubería
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eductora, con poca o escasa pérdida de producción como consecuencia de los
trabajos.
Cuando se trata de trabajos de fracturamiento, acidificaciones y otros tratamientos
a las formaciones, los perfiles de producción se usan para evaluar la efectividad de
dichos tratamientos.
En pozos inyectores, es importante conocer no solo la cantidad de fluidos que
recibe un pozo, sino la cantidad que penetra en cada horizonte o zona, a
determinadas tasas de inyección. Con los perfiles de producción se puede
determinar no solo la distribución, que revela si se está cumpliendo el
comportamiento esperado, sino la causa de cualquier posible problema durante la
inyección, bien sea por fallas mecánicas en el pozo o por características no
esperadas de la formación. La interpretación en pozos inyectores es simple, pues
los fluidos inyectados son monofásicos. A Continuación se describen los diferentes
problemas típicos que pueden ocurrir en pozos productores o inyectores y se
describe en forma breve la aplicación del perfilaje de producción en la definición
de dichos problemas.
POZOS EN CONDICIONES DE ESTABILIDAD:
Excepto por unos pocos casos, las técnicas de interpretación se aplican a un pozo
que produce en condiciones relativamente de estado estable. A continuación se
define lo que es una condición estabilizada.
Estabilidad estática:
Para un pozo cerrado en la superficie, el retorno a condiciones estáticas puede
resultar muy lento para ser medido con las herramientas de producción
disponibles. La presión estática, por ejemplo, a veces requiere de más de 72 horas
antes de poder ser extrapolada a condiciones estáticas. A los efectos de un
Gradiomanómetro y de un Medidor de Flujo, cuando se toman medidas a
intervalos de media hora en un pozo cerrado y no se perciben variaciones, el pozo
puede considerarse estático.
Para el propósito de medición del gradiente estático de columnas de petróleo, gas
y agua, un período de dos horas de cierre es suficiente; no obstante, hay que tener
en cuenta que el hecho de cerrar el pozo en la superficie no impide la posible
ocurrencia de un retroflujo o de flujo entre zonas en el fondo del pozo.
La estabilidad termal puede requerir muchos días antes de ocurrir, dependiendo
de la magnitud y la cantidad de tiempo en que se causó el disturbio. Por otra parte,
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la estabilidad térmica bajo condiciones dinámicas de producción, se alcanza
cuando se logra una tasa de producción estable.
Estabilidad dinámica:
Cuando un pozo se programa para perfilaje de producción, sus tasas de
producción deben controlarse cuidadosamente para determinar si la producción es
estable. Si el pozo ha estado cerrado por un período previo prolongado, la
producción puede tomar poco o mucho tiempo para estabilizarse, dependiendo de
las características del yacimiento y de la tasa de producción que se pretenda
estabilizar.
Reestabilización después de períodos cortos de cierre:
• Pozos Fluyentes y de Levantamiento por Gas:
Usualmente las herramientas de perfilaje de producción se corren con el pozo
produciendo a su tasa normal. Si el diámetro interno de la herramienta es muy
cercano al diámetro de la tubería eductora, el pozo puede ser cerrado por un corto
lapso para permitir la bajada de la herramienta, de forma de evitar las altas caídas
de presión por fricción en el anular entre tubería y herramienta. Antes de la corrida
del perfil, el pozo debe ser reestabilizado, lo cual puede tomar unas horas si el
pozo estuvo cerrado por una hora o más, o menos si el cierre fue solo durante el
paso de la herramienta por alguna sección reducida de la tubería. Se considera que
el pozo está estabilizado si la presión en el cabezal de producción (THP)
permanece constante por alrededor de ½ hora.
• Pozos de bombeo:
Si el bombeo tiene que pararse por cualquier razón no prevista, el tiempo para
reestabilizarlo dependerá del tiempo que estuvo cerrado, del área anular y del
Índice de Productividad (IP), según se verá mas adelante en este curso.
Producción cíclica e intermitente:
La producción de un pozo puede tender a ser en forma de ciclos o intermitente.
Dos de las causas que se discuten en este taller son el cabeceo o producción por
cabezadas y el levantamiento intermitente por gas.
• Levantamiento Intermitente por Gas
Ocasionalmente, cuando se trata de economizar gas de levantamiento, el gas puede
ser inyectado en forma intermitente mediante un control de superficie, o regulado
automáticamente en el fondo del pozo mediante válvulas de levantamiento
ajustadas para operar a una presión predeterminada.
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Para los efectos del perfilaje, el levantamiento debe ser mantenido de manera
continua para lograr más precisión en la medida. Es imprescindible asegurarse de
que el gas de levantamiento sea sustraído del gas total producido al efectuar los
cálculos de flujo.
• Cabeceo:
Cuando la energía disponible en un yacimiento empieza a declinar, un pozo puede
comenzar a producir por impulsos, dando lugar a períodos de producción de
cierta duración, seguidos de períodos de no flujo. Cuando los períodos de no flujo
se alargan, el pozo se coloca en una modalidad de producción conocida como
cabeceo o producción por cabezadas.
Las mediciones efectuadas bajo estas condiciones ofrecen dificultades, que a veces
hacen peligrosa su realización. La manera más segura de tomar estas mediciones
consiste en producir con el pozo “estrangulado” para llevarlo a una condición
estable si eso fuera posible.
El cabeceo es raro dentro de la formación. Ocurre únicamente en formaciones
carbonáticas donde la energía se almacena en fisuras o cavernas. El cabeceo en la
tubería eductora es causado por acumulaciones de tapones de gas y líquido dentro
de la misma tubería y cerca de la superficie y se nota por fluctuaciones de corta
duración en la THP, cuyo efecto no se nota cerca del fondo del pozo.
En todo caso, si el pozo no puede ser retornado a condiciones estabilizadas, las
mediciones deben efectuarse mediante paradas por encima y por debajo de cada
zona de producción, que incluyan no menos de tres ciclos para tener un promedio
razonable.
PROBLEMAS DIAGNOSTICADOS CON EL PERFILAJE DE PRODUCCIÓN
PROBLEMAS EN POZOS PRODUCTORES:
A veces es menester, por razones económicas, la completación de pozos con
producción de diferentes zonas de manera conjunta, en una misma tubería de
producción. Generalmente no es posible mantener una presión de fondo que
permita producir todas las zonas juntas a una tasa de producción deseada. Los
métodos de perfilaje de producción nos proporcionan medidas de la tasa de
producción y el contenido de fluidos de cada una de las zonas, lo que permite
tomar medidas que propendan al que el drenaje de los yacimientos sea llevado de
manera optimizada.
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PRUEBA DE POZOS
El perfilaje de producción ofrece una forma rápida y económica para determinar y
localizar las zonas de alta producción de agua o de alta relación gas petróleo, que
el proceso de prueba de las zonas una por una (drill stem testing), durante el cual
las zonas rara vez producen por separado en forma similar a como producen de
manera conjunta.
Cuando la producción viene de una zona de buen espesor y masiva, es esencial
determinar si los fluidos ofensores están entrando desde el tope o desde el fondo
de la zona, o si existe una distribución uniforme, o si pudiesen provenir de otras
zonas, por detrás de la tubería.
• Problemas con gas en pozos productores de petróleo
El gas disuelto en el petróleo a las condiciones de fondo se produce con el petróleo
y se libera como gas no asociado o libre en la superficie; esta producción de gas es
inevitable. Si la cantidad de gas producido es excesiva de acuerdo con lo esperado
según las características PVT del fluido, en el yacimiento o en el fondo se está
produciendo gas libre.
Si el gas producido en exceso no es reinyectado, es importante controlar la relación
gas petróleo, pues en caso contrario, la energía del yacimiento se reducirá
rápidamente, con la consiguiente pérdida en recobro final.
Si existe una capa de gas (Fig. 1.1), la producción de gas libre puede estar viniendo
por expansión hacia abajo de la capa de gas; esta condición puede resultar
agravada dando lugar al mecanismo que es conocido como conificación, si la
permeabilidad vertical es suficientemente alta (Fig. 1.2). En zonas de buen espesor,
con permeabilidad estratificada, el gas libre puede adedarse hacia abajo desde la
capa de gas hacia el pozo (Fig. 1.3), a través de las zonas más permeables antes de
que las zonas adyacentes dejen de producir petróleo.
Finalmente, el gas libre puede ser producido desde zonas cercanas, por detrás de la
tubería de revestimiento (Fig. 1.4), en los casos donde exista pobre cementación, o
por fugas en la tubería. Las zonas productoras de gas pueden ser fácilmente
identificadas mediante el uso del Gradiomanómetro, en conjunto con el Medidor
de Flujo y un Perfil de Temperatura. Con esta información, el diagnóstico conduce
a decisiones sobre la naturaleza del problema y a recomendaciones para su
solución.
• Alto corte de agua en pozos productores de Petróleo
En un yacimiento donde esté presente un contacto agua petróleo, existe una zona
de transición de mayor o menor espesor dependiendo de las características de las
rocas, debajo de la cual solamente se produce agua y por encima de la cual se
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produce petróleo limpio. Los pozos completados dentro de la zona de transición
producirán petróleo con mayor o menor corte de agua. A semejanza de lo que
ocurre en los pozos con alta RGP discutidos anteriormente, el exceso de agua
puede deberse a la elevación del contacto hacia las perforaciones, a medida que la
producción de petróleo progresa. Si las tasas son altas y existe permeabilidad
vertical favorable, es posible inducir una conificación de agua (Fig. 1.5).
En zonas de buen espesor, con permeabilidad estratificada, el agua puede llegar
por adeudamiento hacia arriba desde el contacto hacia el pozo, a través de las
zonas más permeables, mientras que las zonas más apretadas todavía conservan
mucho petróleo (Fig. 1.6).
Finalmente, el agua puede ser producida desde arenas acuíferas cercanas, por
detrás de la tubería de revestimiento, en los casos donde exista pobre cementación,
o por fugas en la tubería (Fig. 1.7). Las cantidades de agua que puede ser tolerada
en la producción dependen de las características de cada zona productora, en la
facilidad para el levantamiento y en la habilidad para disponer de ella. El alto corte
de agua en pozos con gradiente normal de presión, incrementa la presión
hidrostática del fluido combinado y podría eventualmente matar al pozo.
Las zonas productoras de agua pueden ser fácilmente identificadas mediante el
uso del Gradiomanómetro, en conjunto con el Medidor de Flujo y un Perfil de
Temperatura, cuando existe flujo bifásico (agua y petróleo) y las tasas son altas
(más de 800 BFPD). Para tasas menores y flujo trifásico (petróleo, gas y agua) se
recomienda el uso del Medidor Empacado de Flujo combinado con el Analizador
de Fluidos, adicional al Gradiomanómetro y el Perfil de Temperatura, Con esta
información, el diagnóstico conduce a decisiones sobre la naturaleza del problema
y a recomendaciones para su solución.
PROBLEMAS EN POZOS INYECTORES:
En los pozos inyectores de agua o gas, la inyección se diseña para mantener un
frente controlado y evitar la irrupción prematura que puede producirse si una o
mas de las zonas reciben cantidades de fluido inyectado mucho mayores que las
previstas. Esta situación debe ser detectada a tiempo de tomar acciones correctivas.
Para esto se requiere tener un conocimiento de las cantidades de fluidos recibidas
por cada zona.
El proceso es monitorizado tomando un perfil inicial y luego manteniendo un
control periódico del perfil en los pozos inyectores. Para estos propósitos se
dispone de herramientas como las ya mencionadas, además de trazadores
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radioactivos. La selección de la herramienta apropiada depende de las condiciones
el pozo, propiedades del fluido inyectado, tamaño del hoyo y tasas de flujo.
HERRAMIENTAS DE PERFILAJE CONTINUO DE PRODUCCIÓN Y SUS
MEDICIONES.
Por definición, se denominar herramientas de perfilaje continuo de producción a
las que corresponden al grupo que no utiliza empacaduras para direccionar el flujo
de los fluidos en la tubería. Las herramientas sin empacaduras se prefieren por
pobre las que tienen que ser empacadas siempre que las tasas sean lo
suficientemente altas para dar resultados significativos. Son, en general, más
confiables desde el punto de vista operacional, y además, no perturban el régimen
de flujo como podrían hacerlo las herramientas empacadas.
Generalmente, se utiliza una combinación de herramientas que se baja de una vez,
con la cual se pueden grabar sucesivamente, en una misma corrida, hasta cinco de
los parámetros de producción requeridos para el análisis de los problemas, en
conjunto con un localizador de cuellos para el control de profundidad. A esta
combinación de herramientas se le denomina PCT (Production Combination Tool)
o PLT (Production Logging Tool). Esta combinación incluye las siguientes
herramientas: • Medidor de Flujo, Gradiomanómetro, Termómetro, Calibrador,
Manómetro, y Localizador de Cuellos.
Esta combinación, en oposición a la ejecución de varias mediciones con
herramientas diferentes, tiene las siguientes ventajas:
• Reducción en el tiempo de operación, pues el arreglo y corrida hacia el
fondo del hoyo es apenas ligeramente mayor que el de una herramienta
sencilla.
• Todos los parámetros pueden ser adquiridos con el pozo fluyendo a
varias tasas, incluyendo cero flujo, sin el requerimiento de excesivos
tiempos de cierre para reestabilización entre corridas.
• Se puede añadir una herramienta de presión con lectura en la superficie,
(si se requiere datos precisos de presión), mientras que en el caso contrario
se tendría que correr una bomba tipo Amerada, de lectura en el fondo del
pozo o en superficie, pero por separado.
A continuación, se presentan detalles sobre las diferentes herramientas, por
separado.
MEDIDOR CONTINUO DE FLUJO (FLOWMETER)
El medidor continuo de flujo es una herramienta de hélice del tipo flujo libre, cuya
función es evaluar las tasas relativas de flujo con las cuales contribuye cada una de
las zonas abiertas a producción que se encuentran en el pozo.
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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 de flujo y movida a
velocidad constante a lo largo de la tubería, usualmente en contra de la dirección
de flujo.
Aplicaciones: Las principales aplicaciones de los medidores de flujo son las
siguientes:
a. Generación del perfil de flujo en zonas múltiples que producen en una
misma tubería. El perfil muestra cuales zonas fluyen y cual es su
contribución relativa en función de la tasa volumétrica total.
b. 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.
c. Perfiles de flujo tomados en pozos de inyección permiten monitorear los
proyectos de recobro secundario, disposición de agua y almacenamiento de
gas.
d. 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
reparación.
e. Un medidor de flujo en conjunto con una medición de presión de fondo
puede usarse para evaluar pozos de gas.
Limitaciones: Aún cuando no existe un límite superior para las tasas que pueden
medirse con los medidores de flujo del tipo continuo, si existe un límite práctico
para el valor mínimo bajo el cual la herramienta es incapaz de registrar el flujo.
Para determinar cual es la velocidad de flujo suficiente para tener un registro
utilizable, se requiere determinar la velocidad de la hélice que debe esperarse con
la herramienta ubicada en el hoyo o tubería, por encima de todos los intervalos que
producen o que reciben inyección. Si la velocidad de la hélice es mayor de 5 rps, el
medidor puede ser usado con efectividad.
En el caso de flujos monofásicos, la herramienta proporciona excelentes resultados
y en el caso de mezclas de gas y petróleo, los resultados usualmente permiten una
buena interpretación cuantitativa. Sin embargo, los perfiles tomados en mezclas de
agua y petróleo solamente pueden usarse de manera cualitativa, a menos que las
tasas sean suficientemente altas como para que las velocidades del flujo sean
mayores de 200 pies por minuto en la tubería considerada.
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MEDIDOR DE DENSIDAD DE FLUIDOS (GRADIOMANÓMETRO)
Principio y Descripción de la Herramienta: El gradiomanómetro está diseñado
para medir con gran resolución cambios en el gradiente de presión. Esta
información se usa para identificar la naturaleza de los fluidos presentes dentro del
pozo, lo cual se logra midiendo la diferencia de presión entre dos sensores
espaciados a dos pies.
La diferencia de presión entre dos puntos en el pozo, en una tubería vertical, es el
resultado de la suma de la diferencial de presión hidrostática más la pérdida por
fricción. El término hidrostático es debido a la densidad promedio del fluido
dentro del espaciamiento de dos pies de tubería (para agua por ejemplo es de 1.0
gr / cm2 (0.433 lbs / pulg2 por pie o lpc / pie). El término de fricción es el
resultado de pérdidas de presión debidas a la fricción del fluido contra las paredes
del pozo y la superficie de la herramienta.
Aplicaciones: El gradiente de presión de un pozo productor o cerrado, es un
parámetro importante que encuentra su aplicación en numerosos problemas de
ingeniería. Entre ellos:
Pozos viejos: El gradiomanómetro usado en conjunto con otras herramientas de
producción proporciona información para diagnosticar problemas tales como
entradas de agua o RGP muy alta, y permite que los programas de reparación
resulten bien planificados.
Flujo bifásico (agua-petróleo, gas-petróleo o gas-agua): El gradiomanómetro, en
conjunto con un medidor de flujo, proporciona suficiente información para
resolver las tasas volumétricas de cada componente de la mezcla en cada zona de
producción.
Flujo trifásico (petróleo, gas y agua): La entrada de cantidades significativas de gas
libre en una columna de líquidos (agua y/o petróleo) resulta evidente en el
registro. Del mismo modo, la entrada de agua en una columna de fluidos más
livianos (petróleo y gas) también puede ser observada. No obstante, en el caso de
flujo trifásico la interpretación del gradiomanómetro es cualitativa.
Pozos nuevos: El gradiomanómetro junto con los otros sensores de la herramienta
PCT (o PLT) puede usarse en la evaluación de pozos nuevos. En ciertos casos, es
factible determinar aún la permeabilidad y el potencial a pleno flujo de las zonas
productoras.
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El gradiente de presión, que es normalmente requerido para otros propósitos,
puede determinar con precisión la interfaz entre fluidos en un pozo estático y
permite conocer los gradientes de gas, de petróleo y del agua de formación.
MEDIDORES DE TEMPERATURA (TERMÓMETROS)
Los termómetros se utilizan para obtener medidas de temperatura absoluta,
gradientes de temperatura y perfiles de temperatura y, en forma cualitativa, para
observar los cambios anormales, como la localización de entrada de fluidos y flujo
por detrás del revestidor.
Principio de medición y descripción de la herramienta: Esta herramienta consiste
en un elemento sensor conformado por un filamento de platino, cuya resistencia
cambia con los cambios de temperatura al estar expuesto al fluido del pozo. El
filamento es un brazo de un circuito sensitivo que controla la frecuencia de un
oscilador en el cartucho electrónico de fondo. La unidad de medición de esta
herramienta es grados Fahrenheit (°F).
Aplicaciones: Es importante aclarar que las condiciones del pozo previas a la toma
del perfil de temperatura determinan la utilidad de la medición. Los perfiles son
tomados usualmente bajo condiciones estabilizadas de producción o de inyección o
a intervalos regulares una vez que el pozo ha sido cerrado y las formaciones van
retornando a su equilibrio geotérmico. Las aplicaciones más importantes son las
siguientes:
a. Se pueden derivar perfiles semi-cuantitativos de pozos de inyección de agua
o de gas con un registro corrido durante la etapa estabilizada.
b. La ubicación de las zonas que han recibido inyección se puede encontrar
con una serie de perfiles tomados con el pozo cerrado después que la
inyección se ha detenido.
c. Una serie de perfiles tomados después de un fracturamiento permite
evaluar la efectividad del tratamiento.
d. La entrada de gas en un pozo en producción se puede detectar por el efecto
de enfriamiento que se produce en el punto de entrada.
e. La entrada de líquidos, petróleo o agua causa anomalías en el perfil.
f. Frecuentemente es posible detectar movimientos de fluidos por detrás de la
tubería con un perfil de temperatura.
Se han realizado algunos esfuerzos para ubicar las zonas productoras de agua por
comparación de una serie de corridas efectuadas con pozo cerrado, con la corrida
efectuada con el pozo produciendo a condiciones estabilizadas. La tasa de cambio
de temperatura estará relacionada con la temperatura final e inicial, la
conductividad y capacidad térmica de la matriz de la roca, las saturaciones de
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petróleo, gas y agua de la roca y la geometría del sistema. Debe suponerse que no
hay flujo cruzado interno en la roca cuando el pozo se cierra en la superficie,
condición que en la práctica es difícil de determinar. Dado que la temperatura del
hoyo se desplaza del gradiente geotérmico por causa de la producción de los
fluidos del pozo, la resolución de la herramienta se reducirá en los puntos de
menor entrada. Obviamente, hasta los resultados cualitativos deben ser difíciles de
obtener y por lo tanto, ser tomados con precaución.
CALIBRADOR A TRAVÉS DE TUBERÍA (THROUGH TUBING CALIPER, TTC)
Principio y descripción de la herramienta: El calibrador a través de tubería
dispone de tres brazos en forma de ballesta, cuyos movimientos quedan
registrados por medio de un potenciómetro lineal ubicado en la parte inferior de la
sonda.
Aplicaciones: Los perfiles de calibración son indispensables para la interpretación
de los medidores de flujo cuando se trabaja en hoyo desnudo, pues en este caso se
requiere distinguir los cambios en diámetro del hoyo, que dan lugar a reducciones
en la velocidad de flujo. En hoyo revestido pueden señalar las anomalías en el
diámetro del revestidor, tales como deformaciones por alta densidad de
perforaciones, ventanas, obstrucciones parciales, reducciones, etc.
HERRAMIENTAS ESPECIALES DE PRODUCCIÓN Y SUS MEDICIONES.
MEDIDORES DE PRESIÓN (MANÓMETROS)
La función de los manómetros es obtener presiones absolutas del fondo y
gradientes de presión contra tiempo, con el fin de evaluar las presiones que existen
en el yacimiento. El principio se basa en un resorte helicoidal que cambia a medida
que varía la presión. Los manómetros que existen son de cristal de cuarzo y de
medida por esfuerzo. Se diferencian por su precisión y resolución. La unidad de
medida de los manómetros es libras por pulgada cuadrada (lpc).
Interpretación de los medidores de presión (Manómetros)
La interpretación del registro de presión depende de si la tasa de flujo es constante
o variable.
Tasa de flujo constante. Algunas de las técnicas de interpretación más usuales
cuando la tasa de flujo es constante son el gráfico de Horner que permite
determinar la presión estática, la permeabilidad y la razón de daño del yacimiento.
El gráfico de MDH sirve para calcular la razón de daño y la permeabilidad.
Tasa de flujo variable. Cuando la tasa de flujo es variable, el registro permite
calcular la presión estática, la permeabilidad y la razón de daño, por la
metodología descrita en los libros sobre análisis de pruebas de presión.
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MEDIDORES DE RUIDOS (HIDRÓFONOS)
Los hidrófonos se usan para escuchar ruidos producidos en el fondo del pozo, con
el fin de detectar roturas en las tuberías; permiten confirmar la interpretación de
flujo detrás del revestidor y la detección de fluidos.
TRAZADORES RADIOACTIVOS
Esta herramienta es empleada para registrar perfiles en pozos inyectores y
determinar el patrón de viaje de los fluidos inyectados fuera del revestidor. La
herramienta lleva una cantidad de material radioactivo dentro del pozo que puede
ser selectivamente liberada en la corriente del flujo. Los movimientos de fluidos
pueden ser “trazados” dentro del pozo mediante uno o mas detectores de rayos
gamma montados por encima y/o por debajo del eyector del material radioactivo.
No se recomienda su uso con otros registros de producción debido a la
contaminación que genera en el fluido.
HERRAMIENTA COMBINADA DE PRODUCCIÓN, PLT.
La herramienta combinada para Registros de Producción (Fig. 1.8) suministra
perfiles del flujo de fluidos en operaciones de producción / inyección. Estos
perfiles muestran la cantidad de fluido que están siendo inyectados o producidos
en intervalos diferentes y además revelan anomalías con respecto al movimiento
de fluidos entre las zonas. Con esta información es posible realizar ajustes en el
programa de producción / inyección y planificar trabajos de reacondicionamiento.
Al menos cinco herramientas individuales pueden ser incluidas en una sarta cuya
ventaja principal es efectuar mediciones simultaneas más confiables, pues se
anulan los efectos de variación de parámetros generados en el pozo entre una y
otra operación individual. Un ejemplo de perfilaje con la herramienta PLT se
muestra en la Fig. 1.9.
Las principales aplicaciones de los Registros de Producción obtenidos con la
herramienta combinada son:
Evaluar la eficiencia de la completación.
Detectar problemas mecánicos, conificación, adedamiento.
Suministrar guía en trabajos de rehabilitación de pozos enlazados con
proyectos de recobro.
Evaluar la efectividad de tratamientos aplicados.
Monitoreo de la producción e inyección.
Detectar zonas ladronas, canalizaciones de cemento.
Evaluación de formaciones usando modelos de una o varias capas.
Identificar los límites del yacimiento para el desarrollo del campo.
Determinar características del yacimiento, entre otras.
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ANEXOS
Fig. 1.1. Gas producido con petróleo de la Fig. 1.2. Conificación de gas libre a través de
capa de gas y del gas asociado con el los planos de estratificación
petróleo
Fig. 1.3. Adedamiento de gas a través de Fig. 1.4. Producción de gas libre a través de
las
capas
más
permeables,
en fuga en el revestidor y por canalización debida
yacimientos estratificados
a pobre cementación
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Fig. 1.5. Conificación de agua a través de Fig. 1.6. Entrada irregular de agua con
planos de estratificación
irrupción temprana a través de capa de alta
permeabilidad
Fig. 1.7. Producción de agua a través de
fuga en el revestidor y por canalización,
debida a pobre cementación.
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Fig. 1.8. Herramienta combinada PLT
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Fig. 1.9a. Ejemplo de un perfil con herramienta combinada PLT (ya computado)
Fig. 1.9b. Ejemplo de un perfil con herramienta combinada PLT.
(con respuesta de sensores)
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