registros geofisicos

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.

Wet Sand

Possible Hydrocarbon

EVALUACIÓN DE FORMACIONES A TIEMPO REAL

SIMBOLOS DE LOS PERFILES

ZONA NO CONTAMINADA

SATURACION DE LA ZONARESISTIVIDAD DE LA ZONARESISTIVIDAD DEL AGUACONTENIDA EN LA ZONA

RtRt = FRw______

Sw 2Ro

Ro=FRw=Rt

RT= RO CUANDOLA SATURACIONDE AGUA= 100%( )

Rw

RiRi = FRz_______

Si 2

Rz

RxoRxo

Sxo 2______= FRmf

RmfRmSxoSxo= _____FRmf

Rxo

SiSi = _____FRz

Ri

Sw= RoRt____ = FRw_____

Rt

Sw

ZONA INVADIDA

ZONA LAVADA

ENJARRE

DE LODO

tmc(ESPESOR)

Rmc

ZONA NO CONTAMINADA

DIAMETRO PROMEDIO DE INVASIÓNDIAMETRO DE LA BARRENA

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)

Rxo.- resistividad de la zona lavada.

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

I) REGISTROS DE RESISTIVIDAD

A) INVESTIGACIÓN PROFUNDA (Rt)ELÉCTRICOINDUCCIÓNELÉCTRICO 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)

HGNS

HRMS

AIT

Sonda Integrada Rayos Gamma y Neutrón.

Cartucho Electrónico

Densidad de Alta Resolución.

Resistividad de alta resolución

GR24 in.

fN

GR24 in.

φN24 in.

Rt12 in.

ρb, Pe16 in., 8 in. 2 in.

Rxo, hmc12 in.

Density (RHOZ)

Neutron Porosity

Crossplot Porosity

Pef (PEFZ)

2.95

16

200

(GAPI)

Gamma Ray (GR))

(IN)

Caliper (HCAL)

(MV)

SP (SP)

LB

Tension (TENS)

150

16

200

5000

(OHMM)

Computed RT

(OHMM)

Resistivity

(OHMM)

Flushed Zone Resist.

2 2000

2 2000

2 2000

(G/C3)

pu

(MV)

1.95

6

0

0 5000

1500

1600

IV) REGISTROS MECÁNICOSIV) REGISTROS MECÁNICOS

REGISTROS DE DESVIACIONES

REGISTRO DE TEMPERATURA.

PRODUCCIÓNGRADIOMANOMETROMOLINETE HIDRAULICOREGISTRO DE ECHADOSCALIBRACIÓN DE AGUJERO.

REGISTROS EN UN POZO CON ALTO GASTOPRODUCTOR DE ACEITE Y AGUA

0 10,000 20,000

GASTObl/día

GRADIOMANOMETROGRAMS/CC

0 1.0 2.0

.7 .9 1.1

FLUOMETRO

0 15 30

FLUJO TOTAL

GASTO 10080

6040

20

AGUA

1

2

34

56

78

9

C

A

B

200

150

SIN FLUJO

ACEITE

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 PROPIEDADES DE LAS ROCAS A MEDIR POR LOS REGISTROSPOR LOS REGISTROS

POROSIDAD (θ)SATURACIÓN DE AGUA (Sw)DENSIDAD (ρ)PERMEABILIDAD (k)CONDUCTIVIDAD ( C)RESISTIVIDAD (R)RADIOACTIVIDAD NATURAL DE LAS ROCASTRANSMISIÓN DE ONDAS ACÚSTICAS.TEMPERATURACONTENIDO DE HIDROCARBUROS.

VELOCIDADES SISMICAS VSP

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 CASO 2Profundidad de la formación Profundidad de la formaciónProfundidad total (A) Temperatura ambiente media Temperatura de fondo (BHT) en la superficie.

(G) Gradiente geotérmico.

T = A + (G x Profundidad/100)

Ejemplos:Caso 1.-

Datos: Profundidad de la formación 8,000 piesProfundidad del fondo del pozo 11,000 piesTemperatura del fondo (BHT) 200 ºF

Solución: Temperatura de la formación.- ____________ºFTemperatura de la formación.- ____________ºC

Caso 2.-

Datos: Profundidad de la formación 8,000 piesGradiente geotérmico (G) 1.2 ºF/100 piesTemperatura ambiente (A) 80 ºF

Solución: Temperatura de la formación.- ____________ºFTemperatura de la formación.- ____________ºC

RESISTIVIDAD DE LAS FORMACIONESRESISTIVIDAD DE LAS FORMACIONESSe 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.

CONDUCTIVIDADCONDUCTIVIDAD.- 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 filtradoclasificando esta como sigue:

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 aguaRm.- resistividad del lodo.Rs.- resistividad de las capas adyacentes.Rz.- resistividad de una mezcla de electrolitos.

(zona invadida o sin invasión)

FACTOR DE FORMACIÓN:FACTOR DE FORMACIÓN:

El factor de formación se define como el cociente que resulta dedividir 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 = Rxo / Rmf ...................................................(3)donde:

Rxo = Resistividad en la zona lavadaRmf = Resistividad del filtrado del lodo.

En 1942 Archie mediante pruebas de laboratorio determino que el factor de formación puede representarse como:F = a / φ m ....................................................(4)donde:

a = factor de cementaciónφ = 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 RESISTIVIDADÍNDICE 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 resistividadde 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 INDUCCIONREGISTRO 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 CONVENSIONALREGISTRO 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)matriz(∆t)liquido - (∆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

)()(

TmatTliqTmatTreg

∆−∆∆−∆

=Φ

REGISTRO DE RAYOS GAMMAREGISTRO 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 ESPECTROSCOPIAREGISTRO DE ESPECTROSCOPIADE RAYOS GAMMADE 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 REGISTRO DE DENSIDAD DE FORMACIONES COMPENSADO (FDC)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 liqmat

bmat

ρρρρ

ρ −−

=Φ

CARACTERIZACIÓN DINAMICA CARACTERIZACIÓN DINAMICA DE YACIMIENTOSDE YACIMIENTOS

MEDIANTE EL ANALISIS DEPRUEBAS DE PRESIÓN.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 EXPLOTACIÓNDE UN YACIMIENTO.

CARACTERIZACIÓN

SIMULACIÓN DE COMPORTAMIENTO

ESQUEMA OPTIMO DE EXPLOTACIÓN

CARACTERIZACIÓN DE YACIMIENTOSCARACTERIZACIÓN DE YACIMIENTOS

• GEOFISICA. • GEOLOGIA.

• DATOS DE POZO. • LABORATORIO.1. 0

0. 8

0. 6

O. 4

0. 2

00

20 40 60 80 100

ACEITE

Swcr AGUA Sori

SATURACION DE AGUA %

PER

MEA

BIL

IDA

D R

ELA

TIVA

FASE DE EVALUACIÓNFASE DE EVALUACIÓN

GEOLOGOSAmbiente de depositación.

Petrografía.Peleontología.

VOLUMEN ORIGINALRESERVAS

PRODUCCIÓNACUÍFEROS

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

GEOFISICOS.Interpretación de

datos sísmicos.

FASE DE PLANEACIÓNFASE DE PLANEACIÓN

GEOLOGOSCorrelaciones.

Continuidad, mapassecciones.

ING. PETROLEROS.Caracterización.

Simulación.Análisis económico.

GEOFISICOS.Interpretación

continuidad, fallasacuífero.

Plan de Explotaciónlocalización de pozos

y plataformas.

PRUEBAS DE PRESIÓN ?PRUEBAS DE PRESIÓN ?

P = f(Qo, t)

Elemento de presión

INFORMACIÓN ADICIONALINFORMACIÓN ADICIONAL

• Modelos de interpretación• Estado de pozo

P vs. tq vs. t

DATOS REQUERIDOS PARA EL ANÁLISIS DE UNA DATOS REQUERIDOS PARA EL ANÁLISIS DE UNA PRUEBA DE PRESIÓN.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 LAS PRUEBAS DE PRESIÓN SON UNA MEDICIÓN CONTINUA DECONTINUA DE

LA PRESIÓN DE FONDO Y EL CAUDAL DE UN POZO.LA PRESIÓN DE FONDO Y EL CAUDAL DE UN POZO.

YACIMIENTO?

Estímulo Respuesta.

q

Dirección del flujo A

PRUEBAS DE PRESIÓNPRUEBAS DE PRESIÓN

YACIMIENTO?

UN POZO

DOS POZOS respuestaYACIMIENTO

?

Varios pozos Pozo 1Pozo 2Pozo n.

respuesta

YACIMIENTO?

Pwf vs tq

P q

t

PRUEBAS DE DECREMENTO DE PRESIÓNABATIMIENTODrawdown Test.

Pwf vs tq

P q

t

PRUEBAS DE GASTO MULTIPLEO GASTO VARIABLE.

Pwf vs tq

PRUEBAS DE INCREMENTO DE PRESIÓN (Build up Test)

P q

t

P

PwfPws

∆t

Pwf vs tq

P

-q

t

Piny

PRUEBAS DE INYECCIÓN

Pwf vs tq

PRUEBAS DE INYECCIÓN (FALL-OFF TEST)

P

-q

tiny

Piny

Pws

PRUEBAS DE INTERFERENCIA HORIZONTAL(INTERFERENCE TEST)

∆P vs tq

Zona deestudio P q

t0

∆P

METODOS DE ANALISIS DE PRUEBAS DE PRESION

PERIODO METODO CARACTERISTICAS

1950-70 Línea recta(Horner)(MDH)

YacimientoHomogéneo

1970-80 Curva Tipo(Ramey)

Efecto de pozo y susvecindades.

1980-85 Curva Tipo conParámetros

Pozo Fracturado yDoble Porosidad.

1984-90 Derivada de laPresión

YacimientoHetererogéneo.

1990- Análisis conComputadora.

Integración deinformación.

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 DELYACIMIENTO.

5. ESTIMAR EL VOLUMEN POROSO DEL YACIMIENTO.

6. ESTIMAR LAS CARACTERISTICAS DE UNA FRACTURA QUEINTERSECTA AL POZO.

7. ESTIMAR LOS PARAMETROS DE DOBLE POROSIDAD DE UNAFORMACIÓN.

PRINCIPALES OBJETIVOS DE LAS PRINCIPALES OBJETIVOS DE LAS PRUEBAS DE PRESIÓN.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 VARIOSYACIMIENTOS A TRAVES DE UN ACUIFERO COMUN.

11. ESTIMAR EL COEFICIENTE DE ALTA VELOCODAD EN POZOSDE GAS.

12. ESTIMAR LOS FACTORES DE PSEUDODAÑO (PENETRACIÓN PARCIAL, PERFORACIONES, DESVIACIÓN, FRACTURA, ETC.)

13. ESTIMAR EL AVANCE DEL FRENTE DE DESPLAZAMIENTOEN PROCESOS DE INYECCIÓN.

FLUJO DE FLUIDOS EN UN YACIMIENTO.FLUJO DE FLUIDOS EN UN YACIMIENTO.

FLUJO LINEAL.

GEOMETRIAS DE FLUJO

FLUJO DE FLUIDOS EN UN YACIMIENTO.FLUJO DE FLUIDOS EN UN YACIMIENTO.

GEOMETRIAS DE FLUJO

FLUJO RADIAL

FLUJO DE FLUIDOS EN UN YACIMIENTO.FLUJO DE FLUIDOS EN UN YACIMIENTO.

GEOMETRIAS DE FLUJO

FLUJO ESFERICO

APLICACIONES DEL MODELO DE FLUJO LINEALAPLICACIONES DEL MODELO DE FLUJO LINEAL

POZO

XfFRACTURA.

h

1. POZO FRACTURADO.

APLICACIONES DEL MODELO DE FLUJO LINEALAPLICACIONES DEL MODELO DE FLUJO LINEAL

2. ARENAS LENTICULARES:

K-1

K-2

APLICACIONES DEL MODELO DE FLUJO LINEALAPLICACIONES DEL MODELO DE FLUJO LINEAL

3. CANALES:

APLICACIONES DEL MODELO DE FLUJO LINEALAPLICACIONES DEL MODELO DE FLUJO LINEAL

4. POZOS HORIZONTALES:

APLICACIONES DEL MODELO DE FLUJO LINEALAPLICACIONES DEL MODELO DE FLUJO LINEAL

5. YACIMIENTOS FRACTURADOS:

EFECTO DE DAÑO DE UN POZOEFECTO DE DAÑO DE UN POZO

RADIO EFECTIVO DE UN POZO: r w´ = rw e -s

( ∆P )daño

rw

Pi

Ks K

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

1

10

100

1000

1 10 100 1000 10000

t(horas)

DP(

psi)

1/2 flujo lineal

-1/2 flujo esférico

1 almacenamiento pseudoestacionario

1/4 bilineal

flujo radial

GRAFICAS ESPECIALIZADASGRAFICAS 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:

mhqBk µ6.162=

Donde:k Permeabilidad (mD)q Gasto (BPD)B Factor de volumen (BPD @ c.y.)/(BPD @ c.s.)µ viscosidad (cp)m Pendienteh Espesor (pies)

+

−

−= 23.3log

)(151.1 2

1

wt

wfhr

rCk

mPp

sφµ

Donde:

P1hr Presión a una hora (psia) extrapoladaPwf Presión de fondo fluyendo (psia) antes del cierre del pozok Permeabilidad (mD)µ viscosidad (cp)m Pendienteφ porosidad (Adim)Ct Compresibilidad total (1/psia)rw 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 1.0 (cp)φ 0.20Ct 20 x10-6 (1/psia)rw 0.3 (pies)q 500 (BPD)B 1.3 (BPD @ c.y.)/(BPD @ c.s.)h 22 (pies)

∆T(horas) Pws(psia)

0 115012 17944 18238 1850

16 187624 189048 1910

tp= 72

(tp+∆t)/∆t Pws(psia)

-73.0037.00 179419.00 182310.00 18505.50 18764.00 18902.50 1910

SOLUCION

CICLO

Solución:

mDk 48=

22*1001*3.1*5006.162=k

mhqBk µ6.162=

+

−−

−= 23.3

3.0*620*1*2.048ln

100)11501764(151.1 2E

s

+

−

−= 23.3ln

)(151.1 2

1

wt

wfhr

rCk

mPp

sφµ

S = 1.43

r w´ = rw e -s

r w´ = 0.3 e -1.43

r w´ = 0.072

r w´ = 1.25

DATOSµ 1.5 (cp)φ 0.15Ct 3.00E-05 (1/psia)rw2 0.3 (pies)q 5000 (BPD)B 2.00 (BPD @ c.y.)/(BPD @ c.s.h 400 (pies)

∆ t P(psia)0.00 6309.4130.17 6549.3720.30 6647.6990.54 6744.6980.95 6820.7121.001.68 6868.9282.97 6897.3815.27 6916.8069.32 6932.865

16.50 6947.23829.22 6960.11651.73 6971.25491.59 6980.342

162.17 6987.232287.11 6992.068508.33 6995.238900.00 6997.208

(tp+∆ t)/∆ t

586.00331.43187.63106.41101.0060.5434.6319.9911.737.064.422.932.091.621.351.201.11

EJEMPLO 2

mDk 100=

400*615.1*0.2*50006.162=k

mhqBk µ6.162=

+

+−−

−= 23.3

3.0*630*5.1*15.0100log

61)63096871(151.1 2E

s

+

−

−= 23.3log

)(151.1 2

1

wt

wfhr

rCk

mPp

sφµ

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 de proporcionalidad (10) en la siguiente ecuación

P(Kg/cm2)= ρ (gr/cm3) * h(m) /10

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.

(h)

(rps)

(0%) (100%)

B) Evaluación de Perfiles de Producción:

(h)

(rps)

(0%) (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 DIRECCION VELOCIDAD

FT/MINSPINNER

RPS1 SUBIENDO -32.70 -1.852 BAJANDO 33.70 1.843 SUBIENDO -62.80 -3.714 BAJANDO 72.20 4.015 SUBIENDO -49.20 -2.866 BAJANDO 50.40 2.787 SUBIENDO -95.90 -5.788 BAJANDO 98.80 5.52

CALIBRACIÓN MOLINETE

y = 0.0574xR2 = 0.9987

-8

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

-150 -100 -50 0 50 100 150

VELOCIDAD CABLE (FT/MIN)

MO

LIN

ETE

(RP

S)

PROGRAMA DE TOMA DE INFORMACIÓN(PLT)

OBJETIVO: EXPLORATORIO, DESARROLLO, REP MAYOR, MENOR, INYECTOR.

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

Deviation from vertical

Probe

SpinnerFluid markerinjector

FloView* toolsBubble velocityWater holdup

RST* Reservoir Saturation ToolOil holdupGas indicator

Gammaray detector

CPLT* Combinable Production Logging ToolPressure and temperature

Flowrate 1500 BPD

Flagship Production Logging

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 alithology change.

Datos de SuperficieComponentes principales:

•Cabeza de flujo•Choke Manifold•Separador•Tanque de medición•Quemadores

6400

5500

5500

5500

55006400

6400

6000

6000

5200

5800

6000

6000

6000

6400

5500 5200

6000

6400 6400

SAL.

114 111

115

107105103

125 127

101 B

123

121

145147

167

189

169

468

488

117301 A

109

129

429

408

428

120

426422

444

447

448446

466

119

53

157

29

348

33

13 A

59

123

2527

47

49

69

45

67

65

63

6283

89

62

54 32

23 A

43

42

22 A

2 A

2426

44

468

438

18

16 14

14 D36 A38

439

345658

459

N

NOMENCLATURA.

DOBLE POROSIDAD.

RADIAL HOMOGENEO.

FLUJO LINEAL O BILINEAL.

PENETRACION PARCIAL.

FLUJO RADIAL COMPUESTO.

149

Aspetrol