REGISTROS PLT GRUPO H2
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Ismael Andrés Betancourt 2083548 María Marcela Fragozo 2083546 Uriel Felipe Guio 2080750
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UIS - METODOS DE PRODUCCIÓN - PLT'S - GRUPO H2 ING DE PETROLEOS
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Ismael Andrés Betancourt 2083548
María Marcela Fragozo 2083546
Uriel Felipe Guio 2080750
ٿ Introducción.ٿ Registros PLT’s.
ٿ Registro de Flujo.ٿ Registro de Temperatura.ٿ Trazadores Radiactivos.
Generalidades. Herramientas. Principio físico. Toma de datos. Interpretación de un
Registro. Problemas y soluciones.
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Producción en más de un intervalo a la vez.
México,1967 – PCT «Production Combinable Tool»
1982 – PLT «ProductionLogging tool»
Registros que se hacen después del completamiento inicial del pozo.
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Los registros de producción nos brindan conocimiento de la naturaleza ycomportamiento de los fluidos en el pozo durante periodos de producción o inyección.
Control sobre los procesos de completamiento y producción.
Determinación de zonas productoras o receptoras de fluidos.
Contribución de cada zona.
Tipos y porcentajes de fluidos por zonas.
Medidas de temperatura y presión.
Flujos cruzados o perdidas de fluidos en zonas de bajas presiones.
Fuente: http://georesources.gr/img/cased2.jpg
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Dentro del análisis de problemas mecánicos se pueden detectar:
Fisuras en el revestimiento.
Fisuras en la tubería de producción.
Escapes a través de empaquetaduras.
Comunicación entre zonas por el espacio anular debido a mala cementación.
Fuente: http://georesources.gr/img/cased2.jpg
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Medidores de Flujo.
De flujo continuo.
De flujo con empaque.
De diámetro total.
Medidores de Temperatura.
De temperatura absoluta.
De temperatura diferencial.
Trazadores Radioactivos.
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Herramienta de hélice de tipo flujo libre.
Evaluar tasas de flujo.
Registrar el perfil de flujo.
Registrar la contribución relativa de las zonas activas.
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Medir frecuencia de rotación
CentralizadorFUENTE: CHAPARRO, Leonel. VARGARA, Maria Fernanda. Guerrero,
Francy. Persentacion Pruebas de inyectividad en pozo inyectores, plt
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Medidor de
diámetro total.
Medidor de flujo
continúo.
Medidor de flujo
con empaque.
Fuente: http://georesources.gr/img/cased2.jpg
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Fuente: Oil field review: A new era in production logging: defining downhole flow profile.
La velocidad de la hélice es una función linealde la velocidad del fluido relativa a laherramienta.
El eje de la hélice esta soportado por pivotesde baja fricción lo cual implica una perdida enla hélice de dos RPS.
Las herramientas estándar están disponiblespara temperaturas de 350º F. y presión en elfondo del pozo de 15.000 Psi.
Equipos especializados disponibles paratemperaturas de 600º F. y presión en el fondodel pozo de 30.000 Psi , inyección de vapor.
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El medidor de flujo continuo se usa en ladeterminación de los perfiles deproducción o inyección, localización de lasfisuras en el “tubing” o en el revestimiento
Análisis de operaciones de fracturamientoo acidificación y para determinar el índicede productividad
Principalmente la herramienta puede serusada en régimen de flujo monofásico:inyección de agua ( waterflood), pozos dealta producción de aceite.
Fuente: Oil field review: A new era in production logging:defining downhole flow profile.
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Las RPS se convierten directamente a tasas de flujo por medio de graficas ya pre-establecidas.
Las medidas se toman en puntos por encima y debajo de cada zona de interés.
El medidor de flujo con empaque usa en la parte inferior de la sonda un empaque que se presiona contra la pared del hueco
lo cual desvía todo el flujo hacia la hélice.
Fuente: http://georesources.gr/img/cased2.jpg
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El medidor deflujo continuo noes muy exacto enflujo de fasesmúltiple, medidorde flujo conempaque solo esútil para flujosmuy pequeños.
Estosinconvenientes seeliminan usandoel medidor dediámetro totalcorrido por lacompañía“Schlumberger”.
En flujosmultifasicos semaneja un altorango deviscosidades locual estaherramienta lopermite.
Fuente: Oil field review: A new era inproduction logging: defining downholeflow profile.
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LIMITACIONES
límite flujo medible es de 50000[Bpd]
200[Bpd] en flujo multifásico.
50 Bl/D de fluido monofásico.
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Generación del perfil de flujo en
zonas múltiples que producen en una misma tubería.
Perfiles de flujo realizados antes y
después de tratamientos de
estimulación.
Perfiles de flujo tomados en pozos
de inyección permiten
monitorear los proyectos de
recobro.
Un medidor de flujo en conjunto con
otras herramientas de producción
permiten ubicar zonas de gas o agua.
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Fuente: ESP Oil International Training Group. Interpretación de perfiles de producción.
Se debe realizar larespectiva calibracióndel equipo
Procedemos a tomade datos
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Fuente: ESP Oil International Training Group. Interpretación de perfiles de producción.
Calcule la tasa de flujo si la velocidaddada por la herramienta es 50pies/min y la tubería derevestimiento es de 7 pulgadas, 23lbs/pies.
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Fuente: Autores.
Primeras herramientas de producción utilizadas par a ubicar entrada de gas y líquidos.
Descrito por M. Schlumberger (1936)
Localización de entradas de gas, o existentes en el hueco del pozo.
Detección de canales en secciones mal cementadas.
Encontrar zonas de pérdidas de circulación en hueco abierto.
Encontrar el tope del cemento en un pozo recientemente
cementado.
Medidores de Temperatura Absoluta.
Medidores de Temperatura diferencial.
Tipos de medidores de Temperatura
Elemento sensor conformado por unfilamento de platino.
La resistencia del filamentocambia con los cambios detemperatura.
El filamento es un brazo de un circuito sensitivo que controla la
frecuencia de un oscilador.
El filamento controla lafrecuencia de un oscilador.
Por exposición a los fluidos delpozo.
Grados FahrenheitF
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Fu
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te: A
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res.
• Localización de entradas de fluido.
• Chequear válvulas de gas lift.
• Determinar presiones del punto de burbuja.
• Para localizar fugas en el tubing.
Medidores de Temperatura
Absoluta.
• Muy sensible a cambios mínimos de temperatura.
• Repetitividad esta en el rango de 0.01°F.
• Supera a los métodos convencionales de perfilaje.
Medidores de Temperatura Diferencial.
Los perfiles son tomados bajo condiciones estabilizadas de producción o a intervalos regulares una vez que el pozo ha sido cerrado y las
formaciones van retornando a su equilibrio geotérmico.
Una serie de perfiles tomados después de un fracturamiento permite evaluar la efectividad del
tratamiento.
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.
Frecuentemente es posible detectar movimientos de fluidos por detrás de la tubería con un perfil de
temperatura.
Son soluciones radiactivas que pueden ser liberadasselectivamente en una corriente de flujo.
Rubidio-86, Cromo-5 1, Antimonio-124, Estroncio-85,
Cobalto-5 8.
Le dan al fluido un comportamiento o una radiación
adicional a la normal.
Encontrar zonas de pérdidas de circulación en hueco abierto.
Las radiaciones son captadas por GR para determinar la velocidad del flujo y el caudal del mismo.
Usados Principalmente para:
Medir la radiactividad de los fluidos involucrados en el flujo a través de la
tubería de producción.
Se emplean unas sustancias llamadas «trazadores radiactivos» que emiten
radiaciones (generalmente rayos gamma).Fuente: Oil field review: A new era in production logging:
Defining downhole flow profile.
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La Herramienta (Sonda) está constituida por:
1. Un CCL.2. Un Eyector de Fluido Radiactivo.3. Un detector de Rayos Gamma de pulsos positivos.4. Un detector de Rayos Gamma de pulsos negativos.
1
2
3
4
Las especificaciones de la herramienta son las siguientes:• Longitud: 11.1’• Peso: 90 lbs.• Capacidad: 200 ml.• Número de eyecciones: 50-80.
Fu
en
te: A
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La herramienta lleva una cantidad de materialradioactivo dentro del pozo que puede serselectivamente liberada en la corriente del flujo.
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Auto
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Donde: Q = Caudal (Bls/día.)D = Diámetro interno del revestidor (pulg.)d = Diámetro externo de la herramienta (pulg.)
X = Espaciamiento entre los detectores (pulg.)t = Tiempo (seg.)
XTiempo D1D2
en seg.
CURVA D1
CURVA D2
TIEMPO (SEG)
RADIACTIVIDAD
Fu
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Auto
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Los trazadores radiactivos se utilizancomo el único medio directo de seguirel movimiento de los fluidosinyectados. El conocimiento delmovimiento de los fluidos es muyimportante para la optimización de estetipo de procesos.
Se utiliza para minimizar los errores en la medición de losequipos y tiene en cuenta la velocidad aparente y lavelocidad de la sonda. Con esta técnica se minimiza ladispersión de la nube de trazador radiactivo y aumenta laprecisión de los datos.
Se puede correr subiendo o bajando, de acuerdo al sentidodel flujo del fluido y se puede obtener una medición masrápida.
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Con esta técnica también se pueden determinar:
• Pérdidas en el tubing.• Pérdidas por el empaque.• Pérdidas en el tapón de fondo.
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Los trazadores radiactivos pueden ser aplicados en pozosproductores, pero la distribución de los elementos en laherramienta sería diferente. También se pueden teneralgunos problemas con las sustancias radiactivas mezcladascon el crudo en superficie.
El caudal se puede determinar de la misma forma que enel caso de pozos inyectores.
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Localizador de Cuellos
Rayos Gamma
Cartucho de TelemetríaManómetro
Termómetro
Medidor de Flujo
Acelerómetro
Gradiomanómetro
Fuente: ESP Oil International Training Group. Interpretación de perfiles de producción.
ٿ Los registros PLT’s (Production Logging Tool) constituyen una herramientaimprescindible a la hora de planear, evaluar y monitorear un pozo,permitiendo la determinación de los factores que inciden negativamente enel proceso.
ٿ Los medidores de flujo son de gran importancia en la industria puesto quepueden cuantificar el aporte de fluidos de una zona especifica o la cantidadde fluido inyectado que toma cierta formación.
ٿ Al correr un registro de temperatura es necesario evaluar las limitantes de laherramienta para obtener mediciones de mayor confiabilidad y podergarantizar el manejo seguro de la misma.
ٿ Con los trazadores radiactivos además de monitorear el recorrido del fluidoinyectado, es posible estimar el caudal en el pozo productor.
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ٿ ESP Oil International Training Group. Interpretación de perfiles deproducción.
ٿ MONROY, Diana M. Registros PLT (Medidores de flujo). Trabajo deauxiliatura de investigación. Universidad industrial de Santander,2009.
ٿ Techniques to Improve Flow Profiling Using DistributedTemperature Sensing. SPE 138883. X. Wang and T. Bussear, BakerHughes, and A.R. Hasan, University of Minnesota-Duluth.
ٿ Hadley M.R. and Kimish R. “Distributed temperature SensorMeasures temperature Resolution in Real Time” paper SPE116665 presented at the Annual Technical Conference, Denver,Colorado. 21-24 September, 2008.
ٿ Oil field review: A new era in production logging: definingdownhole flow profile. By Schlumberger.
