REGISTROS DE PRODUCCIÓN (PLT)

Los registros de producción son los registros que se utilizan después de la terminación inicial del pozo, estos son útiles para evaluar la efectividad de la terminación, obtener información detallada sobre las zonas:

Que producen o aceptan fluidos. Detectar zonas ladronas y canalizaciones del

cemento. Saber si existen disparos taponados.

En pocas palabras son necesarios para probar la efectividad de la formación y para determinar las condiciones del pozo (inyector o productor).

Para lograr lo anterior es necesario (conocer ó utilizar):

Conocer estado mecánico: Lo constituyen los dispositivos de un pozo como serían tubería de revestimiento, tubería de producción, empacadores, tapones, válvulas, etc.

Calidad de cementación: Debe de existir un buen sello entre la tubería de revestimiento y la formación de tal manera que no existen canalizaciones.

Comportamiento del pozo: Se refiere a los disparos en el pozo los cuales contribuyen al flujo a la conificación (producción) de agua y gas, a los perfiles de producción e inyección. Etc.

Evaluación de las Formaciones: Se refiere a determinar la localización de los contactos agua-aceite y gas-aceite, conocer la saturación inicial de fluidos en cada zona y como varía con la producción.

Los registros de producción pueden ser agrupados en:

Registros de producción a condiciones dinámicas (pozos fluyendo) Registros producción a condiciones estáticas (pozos cerrados).

Medición de Gastos

Medición de flujo continuo (molinete)

Este es un velocímetro de hélice que es usado para medir las velocidades del fluido en las tuberías de revestimiento y producciones, es colocada en el centro de la columna de fluido mediante centradores y es corrida a velocidad constante en contra de la velocidad de fluido.

La velocidad de la hélice es una funcione lineal de la velocidad relativa del fluido la herramienta y es registrada continuamente contra la profundidad. Una característica importante en que una parte del fluido entra por la sección de medición y otra no.

El eje de la hélice esta soportado por pivotes de baja fricción a través de un imán montado sobre el eje, general señal de bobina estacionaria a medida que la hélice es girada por el fluido. La frecuencia de esta señal es medida y registrada por un equipo en la superficie.

Si la herramienta me da lecturas negativas (hélice), el fluido que está aportando es de arriba y hace que este gire al revés, indica que el intervalo que analizo (la densidad permanece no se mueve) y ese intervalo da lecturas al revés porque produce de arriba o se tiene una ruptura.

La herramienta es de 1 11/16 “diámetro, la cual permite pasar a través de una tubería de producción de 2 3/8”, su temperatura y presión de operación son de 350°F y 15,000 lb/pg2, respectivamente.

Esta herramienta es efectiva para medir gastos altos los cuales fluyen en una sola fase y es utilizada para:

Determinar los perfiles de inyección y producción. Localizar las fugas en las tuberías de producción y revestimiento. Analizar las operaciones de fracturamiento y acidificación. Determinar el índice de productividad.

Conociendo la velocidad del fluido a una cierta profundidad y el área de la tubería es posible calcular el gasto a esa profundidad.

Si la viscosidad y el tamaño del agujero no cambian, el registro puede tener una escala como porcentaje del flujo.

Lo que pasa en terrígenos, si tengo un paquete de arena se disparan dos intervalos, no se sabe cuánto aporta uno o el otro, se debe de hacer, disparar el primer intervalo, medir, el segundo lo produzco.

Se debe de dar un mapeo y hacer el cálculo, se puede saber con el favor de recuperación del aceite.

Primero se calculo un volumen, y después un reserva y se aplica Fro. El riesgo es si un intervalo no me aporta, por estar mal evaluado.

1. Si se tiene el pozo cerrado la herramienta está por debajo de los disparos, la velocidad de la hélice es debida solamente a la velocidad de la herramienta y esto constituye la línea de flujo cero.

2. La máxima velocidad de la hélice se tendrá cuando la herramienta se encuentre arriba de los disparos por lo que esto corresponde a la línea de flujo total.

3. Para encontrar la aportación de gasto de cada intervalo, se debe determine el porcentaje de distribución mediante la diferencia entre el porcentaje arriba y debajo de cada intervalo y se debe multiplicar por el gasto total. Los resultados deben corregirse por su presión de temperatura y viscosidad para determinar los gastos a condiciones de superficie.

Se sabe que la velocidad de la hélice puede ser afectada por 3 factores:

Velocidad: Esta es la que se quiere determinar. Tamaño agujero: En las tuberías de revestimiento ya que se conoce y en agujero

descubierto puede determinarse con la ayuda de un calibrador Viscosidad: Esta varía especialmente en pozos produciendo en dos o tres fases.

(Buscar herramienta PLT se encuentra información en internet).

Medidor de flujo con empacador

Este tipo de medidor utiliza una bolsa inflable que sella contra la pared del agujero. Ocasionando que todo el flujo pase a través de la sección de medición en donde se tiene una hélice cuyo eje gira sobre unos pivotes de baja fricción y en el extremo del eje se tiene un imán que genera una señal a una bobina de producción.

Para este tipo de herramienta, mismo diámetro, varía temperatura 285°F y presión 10,00 lb/pg2.

Las principales aplicaciones de estos registros son:

Determinar la calidad de cementación, observando gastos. Construir perfiles de producción e inyección. Localizar fugas o roturas en la superficie.

Trazador Radioactivo

Para estudiar el movimiento de los fluidos se han utilizado ampliamente materiales o isotopos radioactivos. Una selección adecuada del isótopo de la herramienta y un buen registro han hecho probable que el trazador radioactivo sea una de las herramientas utilizadas. Este utiliza una pequeña cantidad de solución radioactiva.

Emite rayos gamma a la tubería y donde ser pierde indica fugas, roturas o zonas de disparos.

Molinete temperatura

(Yacimiento cerrado las presiones va a ser muy altas.)

2012-11-05

CCL (COPLE)

PLT (registros)

Curvas bajando y subiendo

Información de curvas

El PLT no nos va a dar litologías, solo cambio de fluidos.

Escala -20 a 20, -30 a 30

Cambio en la densidad, baja mis revoluciones por segundo

Densidad

Ciyamiento y compresional en terrígenos.

Puede parecer aceite por porosidades muy altas, para eso hay que hacer un factor de cementación para que se invada.

Son carbonatos los del registro.

Lo rojito es porosidad.

En calizas con porosidades menos de 4 no produce, necesita estar fracturada. Si fuera dolomía y tuviera cristalización, que tuviera buena porosidad sería diferente.

Tenían que disparar. Tiene agua.

M, RW

(Roja bajando, azul subiendo)

Punto de Fuga

RST

Aplicaciones del registro RST

Determinar la saturación y contactos de fluidos presentes en la formación para tomar decisiones en programas de reparaciones de pozos.

Detectar hidrocarburos que se hayan pasado por alto en la evaluación original.

Monitorear el agotamiento del reservorio.

Evaluar porosidad.

Evaluar litología

Detectar el frente de inyección de agua.

Algunas aplicaciones del registro RST es ayudar a determinar y comprender mejor la dinámica del pozo y complementar los registros de producción:

Determinación del colgamiento (holdup) de aceite, agua y gas.

Medición de la velocidad del flujo de diferentes fases de líquidos fluyendo en la tubería.

Detectar flujos detrás de las tuberías.

Evaluación de Sw con herramientas de Neutrones

Herramientas PNC (Pulsed Neutron Capture):

También conocidas como modo Sigma, miden la sección de captura de neutrones de la formación o parámetro Sigma que está asociada a la cantidad de iones de cloro presentes en la formación usualmente en la forma de sales disueltas en el agua de formación.

Un decremento de Sigma se interpreta como reemplazo de agua salada por hidrocarburos. Conociendo la litología, porosidad, salinidad y tipo de hidrocarburo, se puede calcular fácilmente la saturación.

Herramientas PNS (Pulsed Neutron Spectroscopy)

Conocidas también como modo Carbono/Oxígeno o modo Inelástico, determinan la saturación de aceite midiendo directamente las señales de carbono y oxígeno a través de espectroscopía de rayos de gamma.

Esta medida tiene la ventaja principal de ser independiente de la salinidad del agua de formación.

Carácterísticas de los modos Sigma y C/O

Método Sigma:

Simple y rápido (1 pasada a 1500 – 1800 pies/hora)

Fácil de interpretar, pero con requerimientos de conocer la salinidad del agua sobre toda la zona de interés. Salinidad > 25 000 – 30 000 NaCl para computar So.

Método C/O

Independiente de la salinidad del agua de formación.

Algoritmo robusto, basado en una extensiva parametrización.

Requiere varias pasadas (normalmente 3-5 pasadas a 120 pies/hora)

Principio Físico de la Medición

La herramienta RST consta de un generador de neutrones de alta energía y dos detectores de rayos gamma uno cercano y otro lejano equipados con cristales de oxiortosilicato de gadolinio, impregnado en cerio.

En esta técnica se emplea una herramienta de captura de neutrones para irradiar con neutrones de alta energía, el entorno circundante a la herramienta. Los núcleos atómicos absorben estos neutrones y se transforman en átomos inestables, que luego decaen y emiten rayos gamma.

Estimación de Sw con Sigma

Para estimar un valor de Sw a través del modo Sigma, se requiere que exista un suficiente contraste entre los . Por lo tanto el agua debe ser salada y la salinidad debe ser conocida en todo el intervalo para que la ecuación pueda ser resuelta con confiablidad.

Conclusiones Modo Sigma

Permite determinar el parámetro Sigma de la formación, porosidad y salinidad del fluido en el agujero.

Comparando registros efectuados en diferentes momentos en el tiempo se puede determinar la evolución de contactos y tener una idea cualitativa del agotamiento del yacimiento.

Si se requiere estimar Sw, es necesario conocer la salinidad del agua de formación en el intervalo analizado y además debe ser lo suficientemente alta como para producir contraste entre .

Conclusiones Modo C/O

Medición de la relación Carbono/Oxígeno para la determinación de la saturación de hidrocarburos en forma independiente de la salinidad del agua de formación.

Determinación de las concentraciones elementales de los principales elementos componentes de los minerales más abundantes en rocas sedimentarias para la determinación de litología.