Registros de Produccion PLT

PROFA. FABIOLA MOTTOLA PRUEBA DE POZOS

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


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,


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.


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.


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


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


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.


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.


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.


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


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.


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.


ANEXOS

Fig. 1.1. Gas producido con petróleo de la capa de gas y del gas asociado con el petróleo

Fig. 1.2. Conificación de gas libre a través de los planos de estratificación

Fig. 1.3. Adedamiento de gas a través de las capas más permeables, en yacimientos estratificados

Fig. 1.4. Producción de gas libre a través de fuga en el revestidor y por canalización debida a pobre cementación


Fig. 1.5. Conificación de agua a través de planos de estratificación

Fig. 1.6. Entrada irregular de agua con 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.

Fig. 1.8. Herramienta combinada PLT


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)

Documents

Registros de Produccion PLT