registros de producciòn capitulo 2

CAPITULO II.HERRAMIENTAS E INTERPRETACIÓN.

CAPÍTULO II.

HERRAMIENTAS E

INTERPRETACIÓN.

Las herramientas de producción y sus características se indican en la tabla 1.1 del capitulo I. Se efectúan diferentes mediciones con estas herramientas, pero todas tienen como meta obtener el valor de tres variables:

1. Volumen de gasto inicial.

2. Porcentaje de agua in-situ.

3. Presión.

Todas estas variables en función de la profundidad del pozo.

De estas mediciones efectuadas se deducen las zonas de entrada o salida que pudiera tener un pozo inyector o productor.

INTERPRETACIÓN PRÁCTICA DE REGISTROS DE PRODUCCIÓN. 35


2.1 MOLINETE CONTINUO. (CON PROPELA FIJA O EXTENSIBLE)

Aunque se ha diseñado y calibrado la respuesta de un molinete en un laboratorio hidráulico, la mejor manera de obtener una respuesta exacta es calibrándolo nuevamente en el mismo pozo al momento de obtener el registro.



Figura 2.1 Presentación combinada de las diversas corridas de medición de flujo.

Este método in-situ consiste en obtener las respuestas del molinete en revoluciones por segundo (rps), por medio de varias lecturas a velocidades de subida y bajada diferentes dentro de la columna de fluido (estática o en movimiento) como se observa en la figura 2.1. Se establece así la correspondencia en el número de rps de la propela y la velocidad del fluido en metros por minuto, en relación con la herramienta (la herramienta se mueve y por tal hay que tomar esto en cuenta). Se añaden como confirmación, varias lecturas de la herramienta en posición estacionaria.

La figura 2.1, indica el fondo de un pozo de inyección por gravedad (dump-flood) donde el agua está siendo producida a través de tres zonas disparadas (se presentó solamente el intervalo del pozo donde se encuentran las zonas productoras). Siendo el fluido monofásico, el molinete hidráulico extensible (Full Bore Spinner), da buenas indicaciones sin importar el valor del gasto. Se puede notar que las lecturas del molinete se toman entre intervalos disparados, en las estaciones marcadas A, B, C y D (las lecturas que se pueden tomar en el intervalo disparado son afectadas por la presencia turbulencias).

En la parte superior del registro, la velocidad de la propela es mas grande cuando se corre la herramienta hacia abajo que cuando se efectúa hacia arriba.

Se puede observar más abajo que corriendo la herramienta hacia arriba (en el mismo sentido que el flujo del agua), hay un intervalo donde la velocidad de la propela es nula y un momento donde el sentido de rotación se invierte. A medida que la herramienta se desplaza hacia arriba desde el fondo del pozo a una velocidad constante y finalmente más lentamente que el agua del pozo. Este cambio de sentido de la velocidad se tiene que suponer por no tener prueba de ello, dado que la herramienta de por sí no indica la diferencia de dirección de las



rotaciones. En la figura 2.1, se anotaron las inversiones del sentido de rotación.

Al analizar este pozo, se debe primero construir una tabla a diversas velocidades de rotación (rps) y velocidades de cable para las cuatro estaciones: A, B, C y D. Se hizo la tabla 2.1 y se anotaron las velocidades negativas de la propela para las curvas marcadas “invertidas”(reversed).

VELOCIDAD Y DIRECCIÓN DE REGISTRO.

VELOCIDAD DE LA PROPELA Rps.

Estación A

Estación B

Estación C

Estación D

Bajada 115 pies/min 20.15 14.60 9.20 5.10Bajada 82 pies/min 18.50 13.00 8.35 3.50Bajada 50 pies/min 17.20 11.60 5.40 2.10Lectura en estación 14.65 9.65 3.15 ---Subida 32 pies/min 13.30 8.30 1.85 -1.05Subida 80 pies/min 11.50 6.30 ---- -3.05Subida 110 pies/min 9.85 4.75 ---- -4.60

Tabla 2.1 Resumen de velocidades del cable respecto al del molinete.

Luego estos valores son graficados en la figura 2.2, en donde las líneas de calibración in-situ tienen una pendiente de 4.51 rps/100 pies/min, lo que es bastante cercano al valor obtenido en el laboratorio: 4.70 rps/100 pies/min, en agua. Una vez establecida la respuesta del molinete, debe mantenerse en forma constante (si sus condiciones mecánicas son satisfactorias). En la estación D, la recta de calibración se presenta con velocidades positivas y negativas de propela, es decir la recta se divide en dos secciones.

La intersección en el eje de las abscisas de estas dos rectas es de 13 pies/min. Esto representa dos veces vx (siendo vx la velocidad mínima del fluido con relación a la herramienta que es necesaria para vencer las fricciones mecánicas e hidráulicas y con la cual la propela empieza a



girar). Es decir, si la herramienta está estacionada y la velocidad del fluido es menor a 6.5 pies/ min, la propela no se moverá.

Cuando las condiciones del pozo permiten efectuar la calibración in-situ, se obtiene una mejor evaluación de vx. Se puede ver que la línea de respuesta es paralela a la línea obtenida en la estación A, pasando el punto vx sobre el eje de las velocidades del fluido y cable (figura 2.3). Esta es la manera de construir la línea de respuesta del molinete.

Este caso particular ocurre porque el gasto en el punto D es cero y la viscosidad constante en el pozo de inyección por gravedad (siendo la viscosidad del agua de formación la del intervalo productor).

En pozos productores de aceite, la primera entrada de fluido está asociada con una disminución de la velocidad de rotación de la propela debido a un cambio de viscosidad repentino.

En este último caso, las lecturas hechas en la zona de gasto cero no están superpuestas sobre la curva de calibración. En algunos casos, cuando hay cambios importantes de viscosidad y gastos altos, no es posible efectuar la calibración in-situ para establecer el valor de vx; es decir, no es posible correr la herramienta a una velocidad superior a la del fluido de rotación de la propela.

Cuando esto ocurre, el valor de vx, se estima más o menos en 6 pies/min en agua, 15 pies/min en emulsiones de agua con aceite, un promedio de 10 pies/min se puede tomar sin incurrir en un error importante.

En la figura 2.3, la intersección de la línea de respuesta con el eje de las abscisas tiene por valor vx=6.5 pies/min y una pendiente de 4.51 rps/100 pies/min (valor idéntico a la pendiente de las líneas de calibración in-situ).



Las velocidades del fluido en las estaciones A, B y C, se determina empezando desde la intersección de la línea de calibración in-situ de la estación considerada con el eje de las ordenadas (esta da el valor de rps correspondiente a una velocidad de cable nula).

Desde este punto se lleva una línea horizontal hasta la línea de respuesta del molinete y luego bajando verticalmente hasta el valor de velocidad de fluido (ver líneas interrumpidas sobre la gráfica). El valor obtenido es muy cercano a la velocidad máxima del fluido porque la medición se efectúa al centro de la tubería.

Figura 2.2 Gráfica de calibración del molinete.



La velocidad promedio (multiplicada por el área del flujo determina el gasto) corresponde a una fracción de la velocidad máxima, la cual varía según la naturaleza de los fluidos y depende de un flujo laminar o turbulento.

La escala abajo de la figura 2.3, da las velocidades resultantes para un coeficiente de corrección ( Cv’s ) que varía entre 0.79 y 0.87.



Figura 2.3 Determinación de la relación de flujo para las estaciones

A, B y C de la figura 2.1

De la figura se obtienen los gastos correspondientes, el coeficiente que se usa para Cv = 0.83. Usando estos valores para los gastos, se determinó que el intervalo inferior produce 4,000 BPD de agua, el del centro produce 6,000 BPD de agua y el superior produce 5,400 BPD de agua; con un porcentaje de 26%, 39% y 35% respectivamente, con un flujo total de 15,400 BPD de agua.

¿Por qué nos complicamos la vida con este método?, cuando se puede sacar el porcentaje del flujo total del registro mismo (como se hizo en la parte derecha inferior de la figura 2.1, para una curva que se obtuvo corriendo el molinete hacia debajo a una velocidad de 115 pies/min). Por lo anterior se preveen las siguientes razones:

1. En un pozo inyector por gravedad, en donde el flujo total no se puede conocer, no hay otro método para determinar el volumen total de agua que se mueve, a excepción de una calibración in-situ.



2. En un pozo inyector cuyo gasto total se puede medir en superficie, este tipo de estudio es una excelente investigación de las fallas mecánicas del pozo: Fugas en la tubería de revestimiento o de producción, fallas en el empacador de producción, etcétera.

Cuando el gasto medido en superficie no coincide con el calculado en el fondo, pueden presentarse producciones anormales o zonas ladronas.

3. El análisis obtenido por medio de estadísticas de varios puntos tienen que ser mejor que el que se saca con un solo punto.

4. La pendiente de la línea de calibración es una verificación del funcionamiento de la herramienta. Por ejemplo, una pendiente de 2 rps/100 pies/min para el molinete extensible (F. B. S.), indica que la propela no gira libremente (por comparación con la respuesta de 4.70 rps/100 pies/min, determinado, en un pozo de prueba con agua).

Un método ligeramente diferente se usó para obtener la figura 2.4, en donde una línea corregida toma en cuenta un coeficiente de 0.83 y representa la velocidad promedio del agua. El registro toma en cuenta la línea corregida y por tal no es necesario aplicar ninguna corrección adicional.

Cualquiera de los dos métodos se pueden utilizar y deben proporcionar el mismo resultado. Siendo necesario recordar que en caso de una variación en el diámetro de la tubería (o agujero en caso de producción en pozo abierto), no se puede usar directamente la escala del gasto. En estos casos, el diámetro se debe leer para cada zona investigada y el gasto se calcula como sigue:



En donde:Q es el gasto de producción en la zona de interés (BPD).v es la velocidad de flujo (pies/min).d es el diámetro de la sección transversal al flujo (plg).fcv es el factor de corrección de velocidad del flujo (0.83).

Por lo que finalmente sustituyendo y realizando operaciones queda:

Una observación importante, es no usar este método en casos de flujos polifásicos, cuando el gasto es menor que los límites dados en la tabla 1.1 del capitulo I.



Figura 2.4 Determinación de la relación de flujo con un coeficiente de corrección de 0.83.

2.1.1 INTERPRETACIÓN CON EL

MOLINETE DE EMPACADOR.

La interpretación que se efectúa a las mediciones hechas con el molinete de empacador inflable, es bastante sencilla. Después de inflar el empacador, se registra el número de revoluciones de la propela. Este número de rps, está directamente relacionado con los gastos de las gráficas 2.5 y 2.6.



Figura 2.5 Gráfica para determinar el gasto con propelas de 27 y 37 mm y

diámetros respectivos del molinete de 1 11/16 ”y 2 1/8” .Por ejemplo, usando la gráfica 2.6 para interpretar los resultados

obtenidos con un molinete de empacador (1 11/16”) con propela de 19.5 mm de diámetro: 70 rps nos da un gasto de 270 BPD.



Figura 2.6 Gráfica para determinar el gasto con propela de 19.5mm y diámetro del molinete de 1 11/16 plg.

En la figura 2.7, se indica un ejemplo del uso del molinete hidráulico con empacador.



Figura 2.7. Registro de gradiomanómetro para un pozo con producción de aceite y presencia de agua.



2.1.2 INTERPRETACIÓN DE GRADIOMANÓMETRO.

En la figura 2.8, se ve que el registro del gradiomanómetro consta de dos curvas:



Figura 2.8. Registro de gradiomanómetro para un pozo de aceite y presencia excesiva de agua.

1. La línea continua, corresponde a la densidad agua con una escala en gr/cc.

2. La línea interrumpida, es una curva amplificada por un factor de 5 que corresponde a 0.2 gr/cc por carril.

Si una lectura en la escala amplificada se relaciona con la densidad del fluido del pozo, entonces la curva amplificada se puede proporcionar un valor mas exacto de acuerdo a la escala. El caso más propicio donde se puede hacer esto, es en una zona que contenga agua de densidad conocida.

El uso primordial del gradiomanómetro, es calcular el porcentaje de agua in-situ. En un flujo bifásico de agua-aceite, donde se tiene agua de densidad de 1.00 gr/cc, aceite de densidad de 0.70 gr/cc; la densidad de la mezcla varía linealmente de 0.70 a 1.00 gr/cc, al mismo tiempo el porcentaje de agua in-situ (water holding) varía de cero a 100%.

Es decir:

(Tomando como la densidad en el registro de gradiomanómetro) o si se usa la curva amplificada con sensibilidad adecuada, se tiene:

A= 18 divisiones, corresponde a = 1 gr/cc.A= 3.0 divisiones, corresponde a yw = 0.00A= 4.5 divisiones, corresponde a yw = 0.10A= 6.0 divisiones, corresponde a yw = 0.20



Las figuras 2.7 a 2.8, son ejemplos del uso de este método para calcular la proporción de agua in-situ.

El mejor procedimiento para obtener una escala confiable del gradiomanómetro, es cerrar el pozo después de haber obtenido los registros de producción en condiciones de flujo estabilizado. Al cabo de poco tiempo, el agua se agregará el fondo del pozo.

Se corre el gradiomanómetro por segunda vez y las densidades del agua y el aceite se pueden leer. Este método, además de corregir la falta de exactitud en los valores de densidad de agua y aceite en condiciones de fondo, permite compensar la inexactitud en la escala de las herramientas.

La figura 1.12, presenta un registro de gradiomanómetro corrido en un pozo productor y repetido con el pozo cerrado.

Cabe señalar, que la respuesta del gradiomanómetro no depende exclusivamente de la densidad del fluido ( f). La ecuación compuesta se expresa:

Donde:f es la densidad del fluido.K es un factor cinético.F es un factor de fricción.

En gastos inferiores a 2,000 BPD, el factor de fricción es despreciable y por tal el valor de Gr es muy cercano al de f .

Se puede apreciar la influencia del factor cinético, cuando la velocidad del fluido aumenta en la parte superior del pozo respecto a la



parte inferior, con el cambio correspondiente a la medición que efectúa el gradiomanómetro.

Se observan estas condiciones el entrar en la tubería de producción, la velocidad del fluido en esta tubería es más alta que la velocidad del fluido en la tubería de revestimiento. El factor cinético da entonces un salto brusco en la lectura del gradiomanómetro como se observa en la figura 2.7.

Por el contrario, una caída brusca de valor de Gr se observa al tener una velocidad de fluido mayor en la parte superior con respecto a la parte inferior de la herramienta.

Otras variaciones se observan en puntos de entrada o en agujero abierto donde se presenta una variación importante del diámetro del agujero. El factor de fricción F, siempre aumenta la lectura del gradiomanómetro.

Su efecto es ocasionado por la velocidad alta del fluido, como resultado se tienen gastos altos dentro de tuberías de diámetro reducido.



Figura 2.9 Gráfica para corregir el efecto de fricción lalectura del gradiomanómetro.

La gráfica 2.9, indica una estimación a las correcciones por fricción en los caso donde se requiere efectuarlas.



La figura 2.10, es un ejemplo donde el efecto de fricción se debe tomar en cuenta.

Figura 2.10 Registros de producción para calcular los gastos de aceite y agua en pozo abierto.

En pozos desviados, el peso específico leído por el gradiomanómetro debe ser corregido por la ecuación:



Donde: es el ángulo de desviación del pozo.

2.1.3 INTERPRETACIÓN CON LA

HERRAMIENTA DE MEDICIÓN DE CORTE DE AGUA.

La herramienta “Water–Holdup Meter” al contrario del gradiomanómetro, mide la proporción de agua en forma directa. Como su nombre lo indica, puede solamente medir la proporción de agua, no es operable en mezclas de gas y aceite donde no se tiene agua.

Puede usarse en pozos operando la herramienta en forma continua, pero los mejores resultados se obtienen cuando el dispositivo está estacionado.

En la mayoría de los ejemplos para los cuales se usó el gradiomanómetro, se puede resolver el problema con un medidor de corte de agua, obteniendo los mismos resultados. Esta herramienta es recomendable por los resultados que se obtienen en caso de una mezcla de agua y aceite, cuando la diferencia de densidades de los dos fluidos es pequeña, dado que en estas condiciones el gradiomanómetro no puede diferenciar correctamente los dos fluidos.



2.2 REGISTRO DE TEMPERATURA.

Este registro fue probablemente el primer registro de producción que se utilizo para localizar entradas de gas y líquido. También es probable que esta herramienta sea la que más se usa con respecto a otros registros de producción; con el trazador radioactivo, se tiene una combinación muy importante, para detectar lo que ocurre detrás de la tubería.

Resultados experimentales indican que se puede tener mejor información si se registran las temperaturas no solamente durante la producción (o inyección estabilizada), sino también después de haber cerrado el pozo durante varias horas.

El registro de temperatura se utiliza para localizar daños en las tuberías de revestimiento y producción, detectar canalizaciones y establecer el gradiente geotérmico. (Para registrar el gradiente geotérmico, se hace en condiciones estáticas para lograr un equilibrio en la temperatura de la formación, al medir en forma continua la temperatura a lo largo del pozo).

El sistema de medición está constituido por un sensor acoplado a un puente eléctrico el cual mide las variaciones de temperatura y está constituido por un filamento que controla la frecuencia de un oscilador y va colocado en la parte inferior de la sonda.

Sus características son las siguientes:



Flujo de fluidos hacia arriba Flujo de fluidos hacia adentro

La curva es vertical en el punto de entrada.

La curva es vertical en el punto de entrada.

La curva permanece arriba del gradiente estático.

La curva permanece debajo del gradiente estático.

La curva regresa horizontalmente al gradiente estático si el fluido entra al agujero.

La curva regresa horizontalmente al gradiente estático si el fluido sale del agujero.

En flujo de gas las curvas son similares a las de líquido; además pueden existir anomalías por enfriamiento en los puntos de entrada y salida; estas se presentan cuando existen caídas de presión que causan la expansión del gas.

2.2.1 REGISTRO DE TEMPERATURA EN CONDICIONES

DINÁMICAS.

Cuando una herramienta de temperatura se opera y el pozo esta produciendo o inyectando un gasto bien estabilizado, se puede obtener información muy útil. El termómetro de alta resolución, detecta cambios de temperatura provocados por los flujos, ya sea en la tubería de revestimiento o por los movimientos del fluido en el espacio anular de la tubería –formación o entre dos tuberías.

El registro de temperatura se usa para determinar los gastos o detectar los puntos de entrada de los fluidos hacia la tubería de revestimiento o de salida hacia la formación.



En un pozo de inyección, la temperatura registrada varia según la profundidad, así como de la temperatura del fluido de inyección, del gasto y tiempo de inyección, características térmicas de la formación y del fluido -gradiente geotérmico del pozo.

La figura 2.11, indica la presentación de un registro de temperatura, además de la zona disparada en una escala amplificada frente al intervalo disparado, en el cual se inyectaron 400 BPD de agua, durante 20 días. Cuatro curvas se representan y corresponden a cuatro temperaturas en superficie del fluido de inyección de 40 °F, 60 °F, 80 °F y 100 °F. La temperatura del fluido de inyección es más alta que la temperatura de la formación en el intervalo analizado. A profundidad mayor, el fluido es más frío que la formación misma. En condiciones de inyección, la temperatura del fluido a esta profundidad es prácticamente independiente de la temperatura en superficie.



Figura 2.11 Efecto sobre la temperatura para un pozo de inyección de agua.

Como se puede ver en la parte inferior de la figura 2.11, en las escalas amplificadas de temperatura y profundidad, la temperatura del fluido en su punto de inyección tiene solamente 1°F de diferencia, si la temperatura de superficie varía de 40°F a 100°F. La parte vertical de la curva (temperatura constante en función de la profundidad), corresponde al intervalo que acepta el agua y debajo de esta zona, la temperatura se acerca rápidamente a la temperatura del gradiente geotérmico.



Figura 2.12 Registro de temperatura y sus efectos en un pozo inyector variable de agua: a) 200BPD, b)600 BPD

Figura 2.12 Registro de temperatura y sus efectos en un pozo inyector variable de agua:

a) 200BPD, b)600 BPD y c) 1,000 BPD.

En la figura 2.12, se observa un pozo estabilizado a la temperatura del gradiente geotérmico. Los registros de temperatura que se obtienen de acuerdo al gasto de inyección dan valores de 200, 600 y 1,000 BPD de agua.

En cada caso se indica la respuesta de este registro según el tiempo de inyección de 10, 100 y 1,000 días. Incrementando la profundidad, las curvas registradas se acercan a unas asíntotas paralelas al gradiente geotérmico. La posición de estas asíntotas se determina por la masa del fluido inyectado por unidad de tiempo, los valores en el pozo y el tiempo de inyección. Se puede observar que la curva se acerca a la asíntota en los casos de gasto bajo y tiempo de inyección corto.



Figura. 2.13 Registro de temperatura en un pozo productor en etapas diferentes de producción.

Cuando el gasto y tiempo de inyección son altos, la curva de temperatura se acerca a la vertical, haciendo casi imposible la extrapolación de la curva hacia la asíntota. Se tiene que posicionar para aplicar el método expuesto, por lo que es imprescindible efectuar un registro de temperatura al principio de la inyección, de preferencia en los primeros días después de iniciar el bombeo.

Un método similar se puede aplicar a pozos productores, pero los gastos son usualmente más bajos. Como consecuencia, la necesidad de correr los primeros registros de temperatura es menor. Además, se considera que el tiempo de inyección necesario para obtener de los registros de temperatura un cálculo confiable en los gastos relativos,



debe ser alto (más de 10 días). También el tiempo de producción tiene que ser superior a 100 días para obtener valores absolutos en los gastos.

Otra diferencia entre pozos inyectores y productores, viene del hecho que las temperaturas en los pozos productores son comúnmente más altas que el gradiente geotérmico. La figura 2.13, indica la temperatura de un pozo que produce 400 BPD durante 10, 100 y 1,000 días. La figura 2.14, indica la temperatura después de 15 días de producción, con gastos de 200, 400 y 800 BPD. En estos dos ejemplos, el fluido de entrada al pozo tiene la misma temperatura que el de la formación en el punto de entrada. En todos los casos, se tomó el pozo estabilizado a la temperatura geotérmica.

Figura 2.14 Registro de temperatura con diferentes relaciones

de producción.



Sin embargo, en ciertas condiciones, el fluido puede entrar al pozo a una temperatura más alta o baja que la temperatura donde se estabilizó la formación después de un periodo de cierre del pozo. En el caso de producir gas, su expansión lo habrá enfriado, pero si hay fricciones importantes, el efecto de flujo de gas puede generar más calor que lo que se pierde por expansión. También los líquidos pueden calentarse por las fricciones durante su producción. La figura 2.15, indica varios casos de enfriamiento, sin cambio de temperatura, calentados al momento de entrar en la tubería.



Figura 2.15 Registro de temperatura con diversas entradas de fluidos.

La figura 2.16, indica los registros teóricos de temperatura en producción de agua, aceite y gas cuando entran en la tubería a la temperatura de formación, suponiendo que el calor específico de estos tres fluidos sea idéntico. En el diagrama superior la masa del fluido por unidad de tiempo es de 70 Ton/diarias (“short Tons” en el sistema americano).



Figura 2.16 Registro de temperatura para un pozo que produce:

gas, aceite y agua.Tomando como referencia el gasto en masa de fluido para los tres

casos, las respuestas de temperatura son idénticas para el caso de tener la misma masa. En la parte superior de la figura 2.16, se evaluaron los gastos volumétricos en BPD (400 BPD) para los tres fluidos, pero las respuestas de temperatura son diferentes. En estos casos la diferencia de temperatura entre la asíntota y la curva de gradiente geotérmico, es proporcional a la masa específica del fluido.

En la figura 2.17, se ve un registro de temperatura tomando a pozo cerrado. Se tiene en evidencia un flujo en el fondo aunque no se haya podido detectar en superficie. El agua entre en la tubería por una fuga a 6,500 pies y se desplaza hacia abajo para ser absorbida por la formación en el intervalo disparado de 8,500 hasta 8,700 pies.



Figuras 2.17 Registro de temperatura tomando a pozo cerrado.

En las figuras 1.12 del capítulo I, 2.18, 2.19, 2.20 y 2.21, se encuentran ejemplos adicionales de temperatura tomados en condiciones dinámicas.

Figura 2.18 Registro de temperatura en un pozo de inyección con problemas en la zona disparada.



Figura 2.19 Registro de temperatura en pozo productor de aceite-gas a través del espacio anular tubería de

revestimiento-formación.



Figura 2.20 Registro de temperatura indicando el flujo a través del espacio anular de tubería de

revestimiento–formación



en un pozo inyector.

Figura 2.21 Registro de temperatura en pozos de gas a través de una canalización ubicada en la parte

inferior del intervalo disparado.



2.2.2 REGISTRO DE TEMPERATURA EN

CONDICIONES ESTÁTICAS.

En un pozo que ha estado tomando agua durante un largo periodo de inyección, se puede correr diferentes registros de temperaturas a diferentes intervalos de tiempo, con el pozo cerrado. Se observa, como la temperatura regresa progresivamente hacia al gradiente geotérmico original. El fluido de inyección, normalmente es más frío que el de la formación, el intervalo que tomó agua regresará al equilibrio geotérmico más lentamente que los intervalos que no aceptaron nada de fluido.



Figura 2.22 Registro de molinete y temperatura efectuando 3 días después de estar cerrado el pozo para determinar la zona

de inyección.La figura 2.22 indica esta aplicación anterior, donde este registro se

efectuó tres días después de estar cerrado el pozo, se puede ver que la zona de inyección está en el intervalo F y el límite inferior en la zona C. Esto podría indicar que las zonas A y B toman muy poco fluido si es que toman algo. El registro no da indicación segura de los intervalos D y E. Del registro de molinete se observa que la mayoría del fluido sale de la tubería en C y F. Suponiendo que no hay circulación de fluido en el espacio anular, las zonas A, B, D y E no toman fluido de inyección.

Witterholt, explicó que esta clase de análisis puede indicar un problema difícil, durante el periodo de inyección (que puede durar varios años) en el periodo de cierre del pozo, la anomalía tiende a extenderse verticalmente en zonas vecinas. Este fenómeno causa grandes dificultades para escoger los límites de las capas que tomaron fluido o para calcular gastos de inyección en varias zonas.

Sin embargo, cuando al interés de los gastos, la profundidad o la duración de la inyección impide el uso del análisis de la temperatura dinámica, se puede aceptar el método de análisis de la temperatura estática.

La figura 2.20, indica un ejemplo de un pozo de inyección y la figura 1.12 del capitulo I, es un ejemplo de un pozo productor, donde el fluido producido es más frío que el de la formación en sus condiciones originales.



2.3 REGISTROS RADIOACTIVOS.

La radioactividad es el fenómeno de desintegración espontánea de átomos, acompañado por la emisión de radiación. El proceso de desintegración es de naturaleza exponencial y se expresa para N núcleos radioactivos en un intervalo de tiempo t como:

Donde: es la constante de desintegración.

Resolviendo para N la ecuación anterior se tiene que:

Donde:

NO es el número de núcleos radioactivos en un tiempo t.

El tiempo requerido para que un isótopo radioactivo pierda el 50% de su actividad se le denomina vida media ( t½ ), que se relaciona con la constante de desintegración como sigue:

La vida media de un isótopo radioactivo varía de millones de años hasta microsegundos. Todos los elementos radioactivos que se encuentran en la naturaleza tienen una vida media larga. Durante un decaimiento radioactivo existe la emisión de partículas alfa, beta, gama, las que a continuación se describen:



Partículas alfa ( ) : Son átomos de Helio sin sus electrones, por tal

positivos. Aún cuando son emitidos a gran velocidad y una energía de 5Mev (donde 1 ev es la energía necesaria para mover un electrón a través de una diferencia de 1 volt) son detenidas por una hoja de papel, debido a su carga y a su masa.

Partículas beta( ) : Son de dos tipos, una -, que es un electrón

emitido por un núcleo inestable cuando uno de sus neutrones decae a protones y otra +, llamado positrón, que es emitido cuando un protón decae a neutrón. Estas partículas por poseer carga y masa tienen poca penetración, pero mayor que las . En una partícula de energía de 1 Mev, se necesitan 2mm de aluminio para detenerla.

Partículas gama( ): Los rayos gama son cuantos de luz (llamados

fotones). Su emisión ocurre cuando se absorbe un electrón o el átomo cambia de un estado excitado a uno estable u otro excitado pero de menor energía, su penetración es bastante grande, debido a que no poseen carga ni masa y es inversamente proporcional al número atómico de material que atraviese. Para un rayo de 1Mev su poder de penetración es de varios centímetros.

Puesto que las partículas y son de poca penetración no tienen uso práctico en los registros geofísicos de pozo, pues no llegan a las formaciones ni mucho menos pasan el contenedor de la fuente, por lo que son los rayos gama y los neutrones los que se aplican para la determinación de las características de las formaciones atravesadas por los pozos.



Algunos minerales contienen elementos que son fuentes naturales de rayos gama, tales como el Potasio (K), Torio (Th) y Uranio (U), en cada uno de ellos existen rayos gama de una determinada energía, por lo que la detección de dichos rayos indicará la presencia de estos elementos.

2.3.1 TRAZADOR RADIOACTIVO

(MÉTODO DE MEDICIÓN DE LA VELOCIDAD DE DESPLAZAMIENTO DE UN MARCADOR LÍQUIDO).

Este dispositivo inyecta en el pozo una cantidad pequeña de mezcla radioactiva y controla su tiempo de viaje a través de los detectores de rayos gama. La figura 2.23, indica el registro obtenido.

Cabe notar que la herramienta es estacionaria y lo que se mide es un tiempo. El cálculo del gasto es como sigue:



Donde:

h es la distancia de los dos detectores.A es el área de la sección de la tubería o agujero.t es el tiempo de medición.



Figura 2.23 Registro de trazado radioactivo.

En las tuberías de revestimiento, la sección transversal se puede considerar como constante y la fórmula se puede simplificar. En este ejemplo:

Un análisis completo, incluyendo el cálculo de la constante, se indica en la tabla 2.2.

En el ejemplo:

DiTR = 6.366 plgy de Herr = 1.375 plgPara eyector a detector cercano:Con espaciamiento = 51.5 plg.

Para detector cercano y detector lejano:Con espaciamiento = 59.0 plg



Para eyector a detector lejano:Con espaciamiento =110.5 plg

Tabla 2.2 Resumen de parámetros obtenidos para el ejemplo de la figura 2.7

Esté método no se recomienda en pozos productores, por las complicaciones que se tienen para la velocidad de desplazamiento y porcentaje de agua in-situ. Además, en la mayor parte de los casos, es molesto contaminar los hidrocarburos producidos con el material radioactivo utilizado. Por lo cual, su mayor aplicación se limita a pozos de inyección de agua o gas.

2.3.2 TRAZADOR RADIOACTIVO

(MÉTODO DE MEDICIÓN DE LA VARIACIÓN DE LA RADIOACTIVIDAD CON EL TIEMPO).

Este método es cualitativo, detecta los movimientos de fluidos en la tubería de revestimiento o en el espacio anular. La figura 2.24, indica los resultados de uno de estos trabajos.



El material radioactivo se inyecta en la base de la tubería de producción en una cantidad importante. El tiempo de inyección en cada corrida del registro de rayos gama se debe anotar para control y posterior cálculo de gasto.

En el ejemplo de la figura 2.24, se observa el tapón radioactivo en los puntos: a, c, e y h, moviéndose hacia abajo. Después de entrar al intervalo disparado de la arenisca 3, una parte del tapón radioactivo (puntos f, j, n, v) se canaliza hacia arriba del espacio anular de la arenisca 4.

Después de entrar a la arenisca 2, una parte del tapón radioactivo (puntos: l, p) se canaliza hacia abajo en el espacio anular a la arenisca 1. Las lecturas fijas en los puntos i, m, q indican que probablemente algo de fluido entra en la arenisca 3. Finalmente, algo del material radioactivo está atrapado en una turbulencia, justo en la base de la tubería de producción, observando en los puntos: b, d, g, k.



Figura 2.24. Aplicación del registro trazador radioactivo para determinar movimiento de fluidos en la tubería de

revestimiento o en el espacio anular.

Una evaluación cuantitativa en el espacio anular comprendido en la tubería de revestimiento y formación es imposible efectuar, dado que la superficie disponible para el paso del fluido varía sin que se pueda



controlar. El uso de este método es para detectar el movimiento ocasionado por el agua de inyección en el espacio anular.

2.3.3 TRAZADOR RADIOACTIVO (INYECCIÓN DIFERENCIAL) EN POZOS DE DIÁMETRO DESCONOCIDO.

En los pozos terminados en agujero abierto, a veces no es posible determinar su diámetro de agujero. Para determinar las cantidades relativas de agua inyectada en diversas zonas, se desplaza la tubería de producción hasta el fondo del pozo y el agua se inyecta por la tubería de producción y el espacio anular de tubería de revestimiento y tubería de producción. La figura 2.25, indica este caso. El gasto de inyección total se mantiene constante pero se cambia la proporción de agua inyectada por la tubería de producción y el espacio anular. Cada vez que se cambie esta proporción se corre un registro de rayos gama para detectar la diferencia de las dos aguas de inyección, con la mezcla en una de ellas de un trazador radioactivo.

Esperando que se estabilice la proporción de agua inyectada en la tubería de producción y el espacio anular durante cierto tiempo, las dos corrientes encontrarán un equilibrio que depende de las cantidades que tomen las diferentes formaciones.



El registro de rayos gama indica el nivel de separación entre el agua radioactiva y el agua pura. Posteriormente la proporción de agua inyectada a la tubería de producción y espacio anular se cambia y se establece otra vez un nivel de separación que depende de los nuevos gastos de inyección de los diferentes intervalos.

Figura 2.25 Trazador Radioactivo en un pozo inyector terminado en un agujero abierto y de diámetro desconocido.

Se corre nuevamente un registro de rayos gama para determinar el nivel de separación existente entre las dos aguas. Repitiendo este procedimiento, los datos obtenidos son graficados como se ilustra en la figura 2.25 y se tienen las características de inyección del pozo.



Para efectuar este método, el pozo debe estar equipado en superficie con válvulas e instrumentos de medición de gasto.

2.4 HERRAMIENTA ADICIONAL.

La herramienta combinada con empacador (Inflatable Combination Tool) incluye; el molinete hidráulico con empacador, el detector de corte de agua y un densímetro. En los campos donde está disponible, se puede usar para pozos de bajo gasto. También, en ciertas regiones, se dispone del muestreo de fluidos (Fluid Sampler). Su uso es para obtener una muestra de fluido del pozo a una profundidad controlada con precisión y garantía de un sello absoluto al hacer el análisis PVT.

El registrador de presión de fondo de la marca Amerada puede combinarse con diversas herramientas en una misma corrida en el pozo, para obtener una medición independiente de la presión del yacimiento.

Finalmente, se incluye un detector de coples (CCL), el cual se acopla a las herramientas para tener un control confiable de la profundidad.


registros de producciòn capitulo 2

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