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• Bonifacio Hernandez Lopez

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En el año de 1927/sep en el sur de Francia, el Sr. Schlumberger tomó el primer registro (curva de resistividad) con el objetivo de identificar los minerales de la corteza terrestre. Un registro geofísico es la representación gráfica de una propiedad física de la roca con relación a la profundidad. Al observar los resultados que se obtuvieron, se extendió su aplicación en los pozos petroleros.

EVALUACIÓN DE FORMACIONES A TIEMPO REAL

Wet Sand Possible Hydrocarbon

SIMBOLOS DE LOS PERFILES ZONA NO CONTAMINADA

ZONA NO CONTAMINADA

ZONA INVADIDA ZONA LAVADA RRE ENJA O OD DE L

Rt

______ Rt = FRw Sw 2

tmc (ESPESOR)

(

Rxo

Rmc

Ro

Ro=FRw=Rt

RT= RO CUANDO LA SATURACION DE AGUA= 100%

)

FRmf Rxo = ______ Sxo 2

Ri

Sw

Ri =

FRw Sw= Ro = _____ Rt Rt ____

FRz _______ 2 Si

Si FRz Si = _____ Ri

Sxo Sxo=

Rm

Rmf

Rz

Rw

_____ FRmf Rxo

A B A RR E N A L E D RO NVA S IÓ N DI A M E T I E D O I ED RO P RO M T E M A SATURACION DE LA ZONA I D

RESISTIVIDAD DE LA ZONA RESISTIVIDAD DEL AGUA CONTENIDA EN LA ZONA

Rxo.-

resistividad de la zona lavada.

Rmf.-

resistividad del filtrado del lodo.

Ri.-

resistividad en la zona transicional.

Rt.-

resistividad verdadera de la formación.

Ro.-

resistividad de la roca 100 % invadida por agua

Rm.-

resistividad del lodo.

Rs.-

resistividad de las capas adyacentes.

Rz.-

resistividad de una mezcla de electrolitos. (zona invadida o sin invasión)

CLASIFICACIÓN DE LOS REGISTROS De acuerdo a su principio de funcionamiento estos se pueden dividir en cuatro grupos principales:

I) REGISTROS DE RESISTIVIDAD A) INVESTIGACIÓN PROFUNDA (Rt) ELÉCTRICO INDUCCIÓN ELÉCTRICO ENFOCADO

B) INVESTIGACIÓN SOMERA (Rxo) MICROELECTRICO (MICRO-LOG) MICROELÉCTRICO ENFOCADO. (MICRO-LATEROLOG). MICROPROXIMIDAD (MPL) MICRO ENFOCADO ESFÉRICO (MSFL)

II) REGISTROS ACÚSTICOS SONICO DE POROSIDAD COMPENSADO (BHC) SONICO DE AMPLITUD. DENSIDAD VARIABLE (VDL) BHTV (BORE HOLE TELEVIWER)

III) REGISTROS RADIOACTIVOS RAYOS GAMMA-NEUTRON (RGN) RAYOS NEUTRÓN DE POROSIDAD (SNP) NEUTRÓN COMPENSADO DE POROSIDAD (CNL) DENSIDAD DE FORMACIÓN (FDC) LITODENSIDAD (LDT) ESPECTROSCOPIA DE RAYOS GAMMA (GNT) TIEMPO DE DECAIMIENTO TERMAL (TDT)

Computed RT

Gamma Ray (GR)) (GAPI)

150

2

Resistivity

Caliper (HCAL) (IN)

16

Sonda Integrada Rayos Gamma y Neutrón. Cartucho Electrónico Densidad de Alta Resolución.

24 in.

(MV)

HGNS

φN f24N in.

2

(OHMM) 2000

Flushed Zone Resist.

SP (SP)

GR GR 24 in.

(OHMM) 2000

200

2

(OHMM) 2000

Density (RHOZ) 1.95

5000

2.95

Neutron Porosity 6

pu

16

Crossplot Porosity 0

Tension (TENS) LB

(G/C3)

(MV)

200

Pef (PEFZ) 0

5000

1500

ρb, Pe

16 in., 8 in. 2 in.

HRMS

Rxo, hmc 12 in. 1600

Resistividad de alta resolución

Rt 12 in.

AIT

IV) REGISTROS MECÁNICOS REGISTROS DE DESVIACIONES REGISTRO DE TEMPERATURA. PRODUCCIÓN GRADIOMANOMETRO MOLINETE HIDRAULICO REGISTRO DE ECHADOS CALIBRACIÓN DE AGUJERO.

REGISTROS EN UN POZO CON ALTO GASTO PRODUCTOR DE ACEITE Y AGUA

0

GASTO

GRADIOMANOMETRO

bl/día

GRAMS/CC

10,000

20,000

FLUOMETRO

0

1.0

2.0

.7

.9

1.1 0

1

15

FLUJO TOTAL

150 ACEITE

GA

2

30

A

20

STO

40

60

100 80

B

AGUA 3 4 5

C

6 7 8 200 9

SIN FLUJO

OTRA CLASIFICACIÓN PRACTICA DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS ES A) REGISTROS QUE MIDEN LA ENERGÍA PROPIA DE LAS ROCAS: SP, RG, ETC. B) LOS QUE REQUIEREN UN EMISOR Y UN RECEPTOR. El muestreo mínimo para un registro es de 6” (distancia mínima entre emisor y receptor).

Servicios de Evaluación Sensores en el agujero (abierto) que usan un cable para proporcionarle respuestas al cliente como: •Litología •Resistividad •Porosidad •Geología •Tipo de Fluido •Propiedades Mecanicas de la Formación.

PROPIEDADES DE LAS ROCAS A MEDIR POR LOS REGISTROS POROSIDAD (θ) SATURACIÓN DE AGUA (Sw) DENSIDAD (ρ) PERMEABILIDAD (k) CONDUCTIVIDAD ( C) RESISTIVIDAD (R) RADIOACTIVIDAD NATURAL DE LAS ROCAS TRANSMISIÓN DE ONDAS ACÚSTICAS. VELOCIDADES SISMICAS VSP TEMPERATURA CONTENIDO DE HIDROCARBUROS.

TEMPERATURA DE LA FORMACIÓN

Para poder determinar la temperatura de la formación es necesario conocer la misma en un punto cualquiera dentro del pozo en función de la profundidad, con los valores anteriores y el uso de una gráfica especializada se puede determinar el gradiente de temperatura del área en estudio. Este gradiente de temperatura puede variar de región a región, dependiendo principalmente de la actividad tectónica que se tenga en la región.

La gráfica Gen-6 nos permite determinar la temperatura en los siguientes casos:

1.- Determinar la temperatura de la formación a una profundidad determinada cuando está es conocida a una profundidad diferente. Generalmente se conoce la temperatura del fondo del pozo (BHT). 2.- Para estimar la temperatura a una profundidad cualquiera, cuando no se conoce ningún valor de temperatura dentro del pozo.

INFORMACIÓN NECESARIA:

CASO 1 Profundidad de la formación Profundidad total Temperatura de fondo (BHT)

CASO 2 Profundidad de la formación (A) Temperatura ambiente media en la superficie. (G) Gradiente geotérmico.

T = A + (G x Profundidad/100)

Ejemplos: Caso 1.Datos:

Profundidad de la formación Profundidad del fondo del pozo Temperatura del fondo (BHT)

8,000 pies 11,000 pies 200 ºF

Solución:

Temperatura de la formación.- ____________ºF Temperatura de la formación.- ____________ºC

Caso 2.Datos:

Profundidad de la formación Gradiente geotérmico (G) Temperatura ambiente (A)

8,000 pies 1.2 ºF/100 pies 80 ºF

Solución:

Temperatura de la formación.Temperatura de la formación.-

____________ºF ____________ºC

RESISTIVIDAD DE LAS FORMACIONES Se define la resistividad de cualquier conductor como la resistencia de una muestra de material o sustancia de que se trate, de área y longitud unitarias y sus unidades son Ohm(m²/m). lutitas

de 1 a 10 Ohms-m

Arenas con agua salada

menores de 0.5 Ohms-m

Arenas con aceite

de 1 a 100 Ohms-m

Calizas

de 10 a 500 Ohms-m o más.

CONDUCTIVIDAD.- es el inverso de la resistividad. En la perforación de un pozo con el filtrado del lodo al yacimiento se modifican las condiciones de los fluidos contenidos en el mismo. el registro eléctrico nos permite realizar las mediciones a las áreas invadidas por dicho filtrado clasificando esta como sigue: Rxo.Rmf.Ri.Rt.Ro.Rm.Rs.Rz.-

resistividad de la zona lavada. resistividad del filtrado del lodo. resistividad en la zona transicional. resistividad verdadera de la formación. resistividad de la roca 100 % invadida por agua resistividad del lodo. resistividad de las capas adyacentes. resistividad de una mezcla de electrolitos. (zona invadida o sin invasión)

FACTOR DE FORMACIÓN: El factor de formación se define como el cociente que resulta de dividir la resistividad de una roca 100 % saturada con agua salada entre la resistividad del agua que la satura. F = Ro / Rw

.............................................................(2)

donde: F

=

Factor de formación

Ro

=

Resistividad de la formación 100 % saturada con agua salada.

Rw

=

Resistividad del agua salada que satura la roca.

Por lo que respecta para él calculo del factor de formación en la zona barrida por el filtrado del lodo, este se puede determinar por la siguiente ecuación: F = donde: Rxo Rmf

Rxo / Rmf = =

...................................................(3)

Resistividad en la zona lavada Resistividad del filtrado del lodo.

En 1942 Archie mediante pruebas de laboratorio determino que el factor de formación puede representarse como: F = donde: a

a/φm

....................................................(4)

=

factor de cementación

φ

=

porosidad

m

=

tortuosidad de la porosidad.

También se ha demostrado que el valor del factor de formación puede ser expresado por las siguientes ecuaciones:

F

=

0.81 / φ2

arenas ..………....................(5)

F

=

0.62 / φ2.15

areniscas

.......................(6)

F

=

1 / φ2.15

carbonatos

.......................(7)

ÍNDICE DE RESISTIVIDAD El índice de resistividad de una formación se define como el cociente que resulta de dividir la resistividad de la roca saturada con agua salada e hidrocarburos, entre la resistividad de la roca 100 % saturada con agua salada. I

=

Rt /Ro .................................................…..(8)

donde: I es el índice resistividad.

Posteriormente Archie en pruebas de laboratorio encontró una relación entre el índice de resistividad (I) y la saturación de agua (Sw). Sw

=

[Ro / Rt]1/n

........................................……….(9)

en donde (n) es un exponente que tiene un valor muy cercano a 2. de manera que la ecuación (9) también se puede escribir como: Sw

=

[Ro / Rt]1/2

.........................................(10)

o bien, puesto que Ro = F Rw : Sw

=

[F Rw / Rt]1/2 .....................………....................(11)

REGISTRO DE INDUCCION Diseñado para medir la resistividad de la formación, operando en pozos con lodo base aceite, consiste en un sistema formado por varias bobinas transmisoras y receptoras, opera con ventajas cuando el fluido del pozo no es conductor, aun en aire o gas, pero él aparato funciona perfectamente también cuando el pozo tiene lodos conductor.

REGISTRO SONICO CONVENSIONAL Su principio de medición se basa en la velocidad del sonido a través de las formaciones, y se constituye de un transmisor y un receptor. φS

=

(∆t)reg (∆t)liquido

-

(∆t)matriz (∆t)matriz

En la siguiente tabla se presentan algunos valores muy comunes en los yacimientos petroleros: Cuerpo

Vmatriz(ft/seg)

(∆t)matriz(µseg/ft)

arenas

18,000

55.5

calizas

21,000

47.3

dolomitas

23,000

43.5

agua

5,290

189.0

(∆Treg − ∆Tmat ) Φ= (∆Tliq − ∆Tmat )

REGISTRO DE RAYOS GAMMA Mide la radioactividad natural de las formaciones, pozo ser registrado en pozo ademado, se utiliza en lugar del registro del potencial espontaneo, permite definir estratos, se utiliza en la afinación de los disparos, su principio de medición le permite detectar el POTACIO, TORIO Y URANIO, los cuales se presentan en forma natural en los yacimientos. A últimas fechas se aplica en procesos de Recuperación Secundaria.

REGISTRO DE ESPECTROSCOPIA DE RAYOS GAMMA Separa la intensidad de la radioactividad del TORIO, POTACIO Y URANIO. Permite determinar el porcentaje de arcillas contenido en una formación, determina fracturas selladas por oxido de sodio.

REGISTRO DE DENSIDAD DE FORMACIONES COMPENSADO (FDC) Se utiliza generalmente como perfil de porosidad, permite identificar a los minerales, detecta zonas con gas (C-g/o). La herramienta esta constituida y con un transmisor y dos receptores. MATERIAL

ρ matriz (gr/cc)

areniscas

2.65

calizas

2.71

dolomias

2.83

ρ mat − ρ b Φρ = ρ mat − ρ liq

CARACTERIZACIÓN DINAMICA DE YACIMIENTOS MEDIANTE EL ANALISIS DEPRUEBAS DE PRESIÓN.

OBJETIVO: •Importancia de las pruebas de presión en la caracterización de yacimientos. • Describir los tipos de pruebas de presión, sus ventajas y desventajas. •Analizar el desarrollo histórico de las pruebas de presión.

OPTIMIZACIÓN DE LA EXPLOTACIÓN DE UN YACIMIENTO.

CARACTERIZACIÓN

SIMULACIÓN DE COMPORTAMIENTO

ESQUEMA OPTIMO DE EXPLOTACIÓN

CARACTERIZACIÓN DE YACIMIENTOS • GEOLOGIA.

• DATOS DE POZO.

• LABORATORIO.

PERMEABILIDAD RELATIVA

• GEOFISICA.

1. 0 0. 8 ACEITE 0. 6 O. 4 0. 2 0

Swcr 0

AGUA 20

40 60 SATURACION DE AGUA %

Sori 80

100

FASE DE EVALUACIÓN GEOLOGOS Ambiente de depositación. Petrografía. Peleontología.

VOLUMEN ORIGINAL RESERVAS PRODUCCIÓN ACUÍFEROS

ING. PETROLEROS. Análisis de registros. Muestras de fluidos. Pruebas de presión.

GEOFISICOS. Interpretación de datos sísmicos.

FASE DE PLANEACIÓN GEOLOGOS Correlaciones. Continuidad, mapas secciones.

Plan de Explotación localización de pozos y plataformas.

ING. PETROLEROS. Caracterización. Simulación. Análisis económico.

GEOFISICOS. Interpretación continuidad, fallas acuífero.

PRUEBAS DE PRESIÓN ? P = f(Qo, t)

Elemento de presión

INFORMACIÓN ADICIONAL P vs. t q vs. t

• Modelos de interpretación • Estado de pozo

DATOS REQUERIDOS PARA EL ANÁLISIS DE UNA PRUEBA DE PRESIÓN. •PRESIÓN VS. TIEMPO •GASTO VS. TIEMPO • GOR, WOR. • TEMPERATURA VS. TIEMPO. •CONDICIONES MECANICAS DEL POZO. •ANALISIS PVT DE LOS FLUIDOS. •REGISTRO DE FLUJO. • MUESTRAS DE ROCA. • DATOS GEOLOGICOS. • DATOS GEOFISICOS. • INFORMACIÓN DE OTROS POZOS.

LAS PRUEBAS DE PRESIÓN SON UNA MEDICIÓN CONTINUA DE LA PRESIÓN DE FONDO Y EL CAUDAL DE UN POZO.

Estímulo

Respuesta.

YACIMIENTO ?

q Dirección del flujo

A

PRUEBAS DE PRESIÓN UN POZO

DOS POZOS

Varios pozos

YACIMIENTO ?

YACIMIENTO ?

YACIMIENTO ?

respuesta

respuesta Pozo 1 Pozo 2 Pozo n.

PRUEBAS DE DECREMENTO DE PRESIÓN ABATIMIENTO Drawdown Test. q

P Pwf vs t q

t

PRUEBAS DE GASTO MULTIPLE O GASTO VARIABLE.

q

P Pwf vs t q

t

PRUEBAS DE INCREMENTO DE PRESIÓN (Build up Test)

P

q

P

Pwf vs t q

Pws

Pwf

∆t

t

PRUEBAS DE INYECCIÓN

P Piny

Pwf vs t q t

-q

PRUEBAS DE INYECCIÓN (FALL-OFF TEST)

P Pwf vs t q

Piny Pws tiny

-q

PRUEBAS DE INTERFERENCIA HORIZONTAL (INTERFERENCE TEST) q

∆P vs t Zona de estudio

q

P ∆P

0

t

METODOS DE ANALISIS DE PRUEBAS DE PRESION

PERIODO

METODO

1950-70

Línea recta (Horner) (MDH)

1970-80

Curva Tipo (Ramey)

1980-85

Curva Tipo con Parámetros

CARACTERISTICAS Yacimiento Homogéneo Efecto de pozo y sus vecindades. Pozo Fracturado y Doble Porosidad.

1984-90

Derivada de la Presión

Yacimiento Hetererogéneo.

1990-

Análisis con Computadora.

Integración de información.

PRINCIPALES OBJETIVOS DE LAS PRUEBAS DE PRESIÓN. 1. ESTIMAR LOS PARAMETROS DEL YACIMIENTO. 2. CALCULAR LA PRESIÓN PROMEDIO DEL AREA DE DRENE. 3. DETECTAR LAS HETEREOGENEIDADES DEL YACIMIENTO. 4. DETERMINAR EL GRADO DE COMUNICACIÓN ENTRE ZONAS DEL YACIMIENTO. 5. ESTIMAR EL VOLUMEN POROSO DEL YACIMIENTO. 6. ESTIMAR LAS CARACTERISTICAS DE UNA FRACTURA QUE INTERSECTA AL POZO. 7. ESTIMAR LOS PARAMETROS DE DOBLE POROSIDAD DE UNA FORMACIÓN.

PRINCIPALES OBJETIVOS DE LAS PRUEBAS DE PRESIÓN. 8. DETERMINAR LAS CONDICIONES DE ENTRADA DE AGUA. 9. CONFIRMAR LA PRESENCIA DE UN CASQUETE DE GAS. 10. ESTABLECER EL GRADO DE COMUNICACIÓN DE VARIOS YACIMIENTOS A TRAVES DE UN ACUIFERO COMUN. 11. ESTIMAR EL COEFICIENTE DE ALTA VELOCODAD EN POZOS DE GAS. 12. ESTIMAR LOS FACTORES DE PSEUDODAÑO (PENETRACIÓN PARCIAL, PERFORACIONES, DESVIACIÓN, FRACTURA, ETC.) 13. ESTIMAR EL AVANCE DEL FRENTE DE DESPLAZAMIENTO EN PROCESOS DE INYECCIÓN.

FLUJO DE FLUIDOS EN UN YACIMIENTO. GEOMETRIAS DE FLUJO

FLUJO LINEAL.

FLUJO DE FLUIDOS EN UN YACIMIENTO. GEOMETRIAS DE FLUJO

FLUJO RADIAL

FLUJO DE FLUIDOS EN UN YACIMIENTO. GEOMETRIAS DE FLUJO

FLUJO ESFERICO

APLICACIONES DEL MODELO DE FLUJO LINEAL 1. POZO FRACTURADO.

POZO

h

Xf FRACTURA.

APLICACIONES DEL MODELO DE FLUJO LINEAL 2. ARENAS LENTICULARES:

K-2 K-1

APLICACIONES DEL MODELO DE FLUJO LINEAL 3. CANALES:

APLICACIONES DEL MODELO DE FLUJO LINEAL 4. POZOS HORIZONTALES:

APLICACIONES DEL MODELO DE FLUJO LINEAL 5. YACIMIENTOS FRACTURADOS:

EFECTO DE DAÑO DE UN POZO RADIO EFECTIVO DE UN POZO:

Pi

( ∆P )daño

Ks

rw

K

r w´ = rw e -s

DIAGNOSTICO DE REGIMEN DE FLUJO 1. DATOS DE PRESIÓN. 2. DIAGNOSTICO DE FLUJO. 3. APLICACIÓN DE GRÁFICAS ESPECIALIZADAS. 4. CONFORMACIÓN DEL MODELO DE FLUJO. DIAGNOSTICO DE REGIMEN DE FLUJO 1000

1/2 flujo lineal flujo radial

DP(psi)

100

-1/2 flujo esférico 1 almacenamiento pseudoestacionario 1/4 bilineal

10

1 1

10

100

t(horas)

1000

10000

GRAFICAS ESPECIALIZADAS 1. FLUJO LINEAL

∆P vs t 1/2

2. FLUJO RADIAL

∆P vs Log ( t )

3. FLUJO ESFERICO

∆P vs 1 / t 1/2

4. PSEUDOESTACIONARIO

∆P vs t

5. ALMACENAMIENTO

∆P vs t

6. FLUJO BILINEAL

∆P vs t 1/4

Método de Horner Ecuaciones fundamentales:

qBµ k = 162.6 mh Donde: k Permeabilidad (mD) q Gasto (BPD) B Factor de volumen (BPD @ c.y.)/(BPD @ c.s.) µ viscosidad (cp) m Pendiente h Espesor (pies)

 ( p1hr − Pwf )   k   + 3.23 − log s = 1.151 2  m  φµCt rw    Donde: P1hr Pwf k µ m φ Ct rw

Presión a una hora (psia) extrapolada Presión de fondo fluyendo (psia) antes del cierre del pozo Permeabilidad (mD) viscosidad (cp) Pendiente porosidad (Adim) Compresibilidad total (1/psia) Radio del pozo (pies)

EJEMPLO: Un pozo produce 500 BPD, durante un periodo de tiempo de 3 días (72 horas). Calcule la permeabilidad y el daño de la formación, así como el radio equivalente, rw´. µ φ Ct rw q B h

1.0 (cp) 0.20 20 x10-6 (1/psia) 0.3 (pies) 500 (BPD) 1.3 (BPD @ c.y.)/(BPD @ c.s.) 22 (pies)

SOLUCION ∆ T(horas)

Pws(psia) 0

1150

1 2 4 8 16 24 48

1794 1823 1850 1876 1890 1910

tp=

72

(tp+∆ t)/∆ t

Pws(psia)

73.00 37.00 19.00 10.00 5.50 4.00 2.50

1794 1823 1850 1876 1890 1910

CICLO

Solución:

qBµ k = 162.6 mh

500 *1.3 *1 k = 162.6 100 * 22 k = 48mD

 ( p1hr − Pwf )   k   + 3.23 − ln s = 1.151 2  m  φµCt rw     (1764 − 1150)  48   − ln + 3.23 s = 1.151 2  100  0.2 *1* 20 E − 6 * 0.3   

S = 1.43

r w´ = rw e -s

r w´ = 0.3 e -1.43

r w´ = 0.072 r w´ = 1.25

∆t 0.00 0.17 0.30 0.54 0.95 1.00 1.68 2.97 5.27 9.32 16.50 29.22 51.73 91.59 162.17 287.11 508.33 900.00

DATOS µ φ Ct rw2 q B h

(tp+ ∆ t)/ ∆ t P(psia) 6309.413 6549.372 586.00 6647.699 331.43 6744.698 187.63 6820.712 106.41 101.00 60.54 6868.928 34.63 6897.381 19.99 6916.806 11.73 6932.865 7.06 6947.238 4.42 6960.116 2.93 6971.254 2.09 6980.342 1.62 6987.232 1.35 6992.068 1.20 6995.238 1.11 6997.208

1.5 0.15 3.00E-05 0.3 5000 2.00 400

EJEMPLO 2

(cp) (1/psia) (pies) (BPD) (BPD @ c.y.)/(BPD @ c.s. (pies)

qBµ k = 162.6 mh

5000 * 2.0 *1.5 k = 162.6 61* 400 k = 100mD

 ( p1hr − Pwf )   k   + 3.23 − log s = 1.151 2  m  φµCt rw   

 (6871 − 6309)  100   s = 1.151 − log + 3.23 2  61  0.15 *1.5 * 30 E − 6 * +0.3   

S = 5.0

r w´ = rw e -s

r w´ = 0.3 e -5.0

r w´ = 0.002 r w´ = 44.52

MOLINETE HIDRAULICO Y GRADIOMANOMETRO Existen básicamente dos tipos de medidores de flujo a condiciones de fondo: 1)Medidores de flujo continuo y 2) Medidores con empacador inflable. El principio básico por el cual funciona es mediante la velocidad del fluido y la determinación del gasto de fondo, está en función de la siguiente ecuación: Gasto = Velocidad (L/t) *Area (L2)

En la actualidad es raro que un pozo produzca un solo fluido, muchos pozos producen con porcentaje de agua, por lo que es conveniente saber la procedencia del flujo de agua, sobre todo si se tiene produciendo un intervalo de varios metros disparados o bien, si existe en explotación más de un intervalo. Para evaluar lo anterior se utiliza la herramienta conocida como Gradiomanómetro, la cual funciona con el principio de medir la densidad de los fluidos producidos, gr/cm3, mediante la lectura de dos valores de presión.

HERRAMIENTAS Y OPERACIÓN: GRADIOMANOMETRO. Esta herramienta esta diseñada para medir cambios del gradiente de presión con gran exactitud. Mide la diferencia de presión entre dos sensores que se encuentran a una distancia de separación uno del otro. El núcleo del transmisor esta unido mecánicamente con los sensores de presión. La posición del núcleo depende de la diferencia de presiones entre dichos sensores. La señal medida en la superficie depende de la posición del núcleo transmisor y por lo tanto de la diferencia de presión entre los sensores, figura No. 5.1.

La diferencia de presión en el pozo entre dos puntos cualesquiera sobre una línea vertical esta dada por la siguiente ecuación. ∆P = ∆P hidrostática - ∆P fricción. P = ρ h /10 Donde: P(kg/cm2)

presión es un punto cualquiera dentro del pozo.

ρ (gr/cm3)

densidad del fluido dentro del pozo.

En aplicaciones prácticas se puede despreciar las caídas de presión por fricción, por lo que la ecuación quedaría:

∆P = ∆P hidrostática

El gradiomanómetro está graduado en unidades de densidad, gr/cm3, y es calibrado en superficie, con fluidos de agua y aire, para valores de 1.0 y 0.0, respectivamente.

Ejemplos: Determinar la densidad del fluido con los valores determinados por gradiomanómetro si la separación entre sensores es de 60 cm. 1) P1 = 6000 psia y P2 = 6000.57 2) P1 = 6000 psia y P2 = 6000.70 3) P1 = 6000 psia y P2 = 6000.94 4) Compruebe la valides de la constante proporcionalidad (10) en la siguiente ecuación P(Kg/cm2)= ρ (gr/cm3) * h(m) /10

de

MOLINETE a) Medidores de flujo continuo. Es un velocímetro tipo elipse (molinete) que se utiliza para medir la velocidad de los fluidos en el fondo del pozo. La velocidad de la propela esta está en función de la velocidad del fluido producido o inyectado, previamente a la operación de esta herramienta se debe de realizar varias corridas de calibración, con la finalidad de que la herramienta opere en condiciones optimas.

b) Los medidores con empacador inflable. Tienen el mismo principio que la herramienta antes mencionada, solo con la diferencia que puede aislar uno o más intervalos.

c) Medidor helicoidal o espiga.

APLICACIÓN E INTERPRETACIÓN. MOLINETE HIDRAULICO: Entre las principales aplicaciones se tienen las siguientes: A) Determinación de flujo cruzado. (0%)

(h) (rps)

(100%)

B) Evaluación de Perfiles de Producción:

(0%)

(h) (rps)

(100%)

Ejemplo. Determine el gasto de fondo y superficie con los datos obtenidos de la calibración del molinete hidráulico, para 1 y 7 RPS. Datos:

Bo = 1.23

φ = 7 “

Dint = 6.00 in

Calibración del molinete: CORRIDA 1 2 3 4 5 6 7 8

DIRECCION VELOCIDAD FT/MIN SUBIENDO -32.70 BAJANDO 33.70 SUBIENDO -62.80 BAJANDO 72.20 SUBIENDO -49.20 BAJANDO 50.40 SUBIENDO -95.90 BAJANDO 98.80

SPINNER RPS -1.85 1.84 -3.71 4.01 -2.86 2.78 -5.78 5.52

CALIBRACIÓN MOLINETE 8

6

y = 0.0574x R2 = 0.9987 4

MOLINETE (RPS)

2

0 -150

-100

-50

0

-2

-4

-6

-8 VELOCIDAD CABLE (FT/MIN)

50

100

150

PROGRAMA DE TOMA DE INFORMACIÓN(PLT) OBJETIVO: EXPLORATORIO, MAYOR, MENOR, INYECTOR.

DESARROLLO,

REP

1. PROBAR, CONEXIONES SUPERFICIALES Y CONDICIONES DE SEPARADOR. 2. CALIBRAR POZO, HASTA P.I. 3. BAJAR PLT POR ESTACIONES C/500 MTS, HASTA NMD. 4. TOMAR REGISTRO BASE DE TEMPERATURA (INTERVALO PI-BOCA TP) 5. CALIBRAR MOLINETE HIDRAULICO A TRES DISTINTAS VELOCIDADES, SUBIENDO Y BAJANDO (SEÑALAR INTERVALO).

MAXPRO - Diagnosis and Monitoring Flagship Production Logging

CPLT* Combinable Production Logging Tool Pressure and temperature

RST* Reservoir Saturation Tool Gamma ray detector

Flowrate 1500 BPD

Oil holdup Gas indicator

Probe

FloView* tools Bubble velocity Water holdup

Fluid marker Spinner injector

Deviation from vertical

MAXPRO - Diagnosis & Monitoring Need: Determine unwanted fluid entries in new horizontal well producing 95% water and twice the GOR of adjacent wells.

Result: The first gas entry is from perforations at 700 ft. and coincides with a lithology change.

Datos de Superficie Componentes principales: •Cabeza de flujo •Choke Manifold •Separador •Tanque de medición •Quemadores

SAL.

N

111

114

115 105

103

6000

408

429

120

125 5500 127

121 6400

109

107

101 B

129

428 448

123 5500

145

301 A

119

117

149

5200

426 422

446

147

447

468

6400

169

62

6000

488 6400

58

56

14 D

NOMENCLATURA.

3

47 23 A

4

6

5500

8 26

44

FLUJO RADIAL COMPUESTO. PENETRACION PARCIAL.

69

43

67

89

65 63

RADIAL HOMOGENEO. 6400

348

45

5200

42 6000

49

6000

22 A

24

DOBLE POROSIDAD.

FLUJO LINEAL O BILINEAL.

27

2A

18

438

29

25

6000 6400

7 5

12

14

16

15

5800

13 A

9

38 439

32

34

36 A

6000

33

54

189

459

53

466

5500

167

444

5500

62

6400

83

Aspetrol