pruebas de inyectividad

PRUEBAS DE INYECTIVIDAD EN POZO INYECTORES, PLT

Leonel Chaparro Rubio – 2080726

Francy Viviana Guerrero Zabala-2080734

María Fernanda Vergara Mendoza-2080751

DOCENTE

Msc. Samuel Muñoz Navarro

ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

MÉTODOS DE RECOBRO

SUBGRUPO: 2

GRUPO: B2

BUCARAMANGA, SEPTIEMBRE DE 2012

AGENDA

INTRODUCCIÓN

1. PRUEBAS DE INYECTIVIDAD

1.1 Step rate test

1.2 Trazadores de pozos

2. REGISTROS DE PRODUCCIÓN, PLT

2.1 Generalidades

2.2 Herramientas PLT

2.3 Medidores de flujo

2.4 Otros medidores

3. EJEMPLO APLICADO

4. CONCLUSIONES

5. BIBLIOGRAFÍA

PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT METODOS DE RECOBRO

INTRODUCCIÓN



INYECTIVIDADES ALTAS

•Daño, S.

• Perforaciones taponadas

• Restricciones tubería

• Escamamiento

INYECTIVIDADES BAJAS

• Fugas

•Canalización

• Fracturamiento de la Formación

PROBLEMAS TÍPICOS POZOS INYECTORES

INTRODUCCIÓN

Su principal objetivo es evaluar las tasas de flujo y el

movimiento de los fluidos entre PI – PP, con el fin de monitorear y vigilar el proceso de inyección tanto en el pozo

inyector como en las formaciones.

PRUEBAS DE INYECTIVIDAD


Pozo Inyector Pozo Productor


INTRODUCCIÓN

STEP RATE TEST

TRAZADORES DE POZOS

PLT

PRUEBAS DE

INYECTIVIDAD


STEP RATE TEST


Prueba tipo Step Rate Test. FUENTE: Introducción a las Pruebas de Presión. Giovanni Da Prat.

Presión de fondo (Psia) Registro continuo de datos de presión durante cada periodo de inyección

Tasa de inyección (STB/D)

Δt

Δt: duración de periodo de Inyección (constante para cada tasa).

Tiempo (Hr)


Determinación gráfica de la presión de fractura. FUENTE: Introducción a las Pruebas de Presión.

Giovanni Da Prat.

Caudal de inyección

Pre

sió

n d

e in

yecc

ión

DETERMINACION PRESIÓN DE FRACTURA

PF

STEP RATE TEST


Determinación gráfica de la presión de fractura. FUENTE: Introducción a las Pruebas de Presión. Giovanni Da Prat.

Pozo Inyector Pozo Productor

TRAZADORES DE POZOS


Tipo de Trazadores

Químicos

Radioactivos

• Perdidas por adsorción. • Equipos complejos y costosos. • Altos volúmenes de inyección para se

detectados. • Efecto de partición cuando los

químicos son gaseosos.

• Equipo de detección es caro. • Personal capacitado y autorizado. • Disponibilidad es escasa. • Exposición a la radiación,

TRAZADORES DE POZOS


TRAZADORES RADIACTIVOS


Cable conductor

Eyector

Detector 1

Detector 2

h

Detector de Collares


El principio en el que se

basa esta herramienta es simple y consiste en medir

el tiempo que transcurre

durante la traslación del

fluido radioactivo desde un

punto de medición hasta el siguiente punto.


CALCULO DEL

CAUDAL 𝑄 = 𝐴 ∗

ℎ

𝑡

Distancia entre detectores (h).

Área sección transversal

efectiva al flujo (A).

Tiempo entre los detectores (t).

𝑄 =ℎ ∗ 𝑑𝑟2 − 𝑑𝑠2 ∗ 6694

𝑡 𝑏𝑏𝑙/𝑑


PLT



DEFINICIÓN

•Conjunto de técnicas (herramientas) de registro de pozos corridas en pozos completados productores/inyectores.

PROPÓSITO

•Evaluar el flujo de fluido(s) dentro y fuera de la tubería, así como el completamiento (desempeño del pozo/yacimiento).

PREGUNTA

•¿Cuánto de qué fluido está entrando, por dónde?

GENERALIDADES DE LOS PLT


Distribución de fluido(s)

Número de fases y Qfase

Zonas ladronas

Flujo Cruzado

Reventones/Patadas

Perforaciones taponadas

Diagnóstico de problemas de pozo/yto

Presiones anormales

Qiny altas/bajas

Nivel fluido en anular

Producción de Agua

Eficiencia completamiento

Topes/ Calidad cemento

Zonas de Canalización

Calidad uso de grava

Herramienta PLT FUENTE: Autor.

APLICACIONES PLT

D

A

B

C


•Q constantes

•Suficientes Q

•Producción de arena nula Consideraciones

•Qtotal en fondo de cada fase

•Propiedades físicas de los fluidos en fondo (γ,µ, P, T, Pb, GOR)

•Estado Mecánico del Pozo

Valores requeridos

CONSIDERACIONES Y REQUERIMIENTOS


PRINCIPALES HERRAMIENTAS

PLT

1. Medidor de Flujo

2. Medidor

de T

3. Medidor de ρ

4. Medidor de WCUT

PRINCIPALES HERRAMIENTAS PLT


Localizador de Cuellos

Rayos Gamma

Cartucho de Telemetría Manómetro

Termómetro

Medidor de Flujo

Acelerómetro

Gradiomanómetro

FUENTE: Slides Virtual Reiner Quintero .

ESQUEMA BÁSICO PLT


Determinación y Cuantificación de Zonas Contribuyentes a la inyección

Inyección de Agua. FUENTE: Presentación PLT Xiomara

Rodríguez

MEDIDORES DE FLUJO


Medidores de Flujo

Monofásico

Pozos Inyectores

Agua

Pozos Inyectores

Gas

Multifásico

Pozos Inyectores de

vapor

Pozos Inyectores de

CO2

MEDIDORES DE FLUJO


% TOTAL DE

INYECCIÓN QUE

ENTRA A CADA

INTERVALO

% TOTAL DE

INYECCIÓN QUE

ENTRA A LA CARA DEL

POZO.

ZONA

PROD.

BPD

AGUA ACEITE

Perfil de Inyección Perfil de Producción

FUENTE: Modificado de: HILL, A. Daniel. “Production logging- theoretical and interpretive elements”. PLT

Xiomara Rodríguez. .

MEDIDORES DE FLUJO


MEDIDORES DE FLUJO: TIPOS



H. Φ: 1-11/16 in

1-1/2 in


T. φ: 3 ½ in

9 5/8 in Pozos Desviados.

Velocímetro

Qmonofásico(3 ½ ‘’ ID)

Qmultifásico(5 ½ ‘’ ID)

Diámetro Completo

µ

H. φ: 1-11/16 in

1-1/2 in


φ: 2-1/8 in

H. φ: 1-11/16 in

P: 15000 psi

T: 350°F


Q

V


Monitoreo

Fracturamiento

acidificación.

H. φ: 1-11/16

T. φ: 2-3/8


P: 15000 psi

T: 350°F

J

Monofásico

Q

E


H. Φ: 1-11/16 in

2-7/8 in

T. φ: 2-3/8 in

C. φ: 3 ½ in

9 5/8 in Q Flujo multifásico


Oil

Gas

Pozo inclinado

con segregación.


Medición de la

frecuencia de

rotación

MEDIDOR DE FLUJO TIPO SPINNER

Centralizador


Puerto Alta P

Puerto Baja P

Control Sobrepresión


OTROS MEDIDORES



REGISTRO PLT PROCESADO

EJEMPLO APLICADO


UIS-1: ESTADO MECÁNICO

1

2

3

A

B

4

1. Tubing de 7’’, 32# @1013’

2. Tubing de 5.5’’, 26# @10556’

3. Tubing de 4.5’’, 12.6# @10700’

4. Liner de 4.5’’, 13.5# @16517’

14762’

15421’ 15925’

15392’

20’’, 106.5# Casing @925’

13-3/8’’, 68# Casing @5881’

9-5/8’’, 53.5# Casing @11292’

7’’, 32# Liner @14772’


Formación Intervalos (ft)

Formación A

14.800 14.810

14.850 14.870

14.910 15.135

15.170 15.385

Formación B

15.953 16.070

16.070 16.240

16.248 16.394

INTERVALOS CAÑONEADOS

UIS-1: ESTADO MECÁNICO


Luego de completado el pozo UIS-1 el 24 de julio de 1997 se

llevó a cabo un registro PLT para determinar la cantidad de

agua tomada por las arenas.

DATO VALOR UNIDADES

WHFP 1195 PSI

Qwi 10440 BWPD

BHFP 4900 PSI

Tubería de producción Liner de 4.5” 13.5#

@16517 ft

Área transversal 0.08381 ft2

N° de corridas 3 corridas hacia abajo y

3 corridas hacia arriba.

Velocidades de la herramienta (ft/min) 30, 60 y 90

Velocidad Umbral (ft/min) 4.4

Factor de corrección B 0.83

DATOS DE LA PRUEBA


Luego de completado el pozo UIS-1 el 24 de julio de 1997 se

llevó a cabo un registro PLT para determinar la cantidad de

agua tomada por las arenas.

DATO VALOR UNIDADES

WHFP 1195 PSI

Qwi 10440 BWPD

BHFP 4900 PSI

Tubería de producción Liner de 4.5” 13.5#

@16517 ft

Área transversal 0.08381 ft2

DATOS DE LA PRUEBA


Velocidad de la herramienta (ft/min)

14600

14800

15000

15200

15400

15600

15800

16000

16200

16400

-4 -2 0 2 4 6 8 10

Pro

fun

did

ad

Respuesta del Spinner RPS

Continuous Flowmeter

30

60

90

-30

-60

-90

RESPUESTA DEL SPINNER


PROFUNDIDAD

(ft)

VELOCIDAD DE LA HERRAMIENTA (ft/min)

30 60 90 -30 -60 -90

RESPUESTA DEL SPINNER (rev/seg)

14800 5.738 6.428 7.118 4.358 3.668 2.978

14850 5.488 6.148 6.808 4.168 3.508 2.848

14910 5.987 6.707 7.427 4.547 3.827 3.107

15170 1.415 2.165 2.915 -0.085 -0.835 -1.585

15385 0.604 1.264 1.924 -0.716 -1.376 -2.036

15983 0.631 1.321 2.011 -0.749 -1.439 -2.129

16070 0.605 1.325 2.045 -0.835 -1.555 -2.275

16248 0.580 1.270 1.960 -0.800 -1.490 -2.180



-5

0

5

10

15

20

-100 -50 0 50 100

Re

spu

est

a d

el s

pin

ne

r (R

ev/

seg)


Respuesta del spinner vs Velocidad de la herramienta (17-Nov-1997)

14800

14850

14910

15170

15385

15983

16070

16248



Profundidad

(ft) m fo (RPS) Vf (ft/min)

Qw iny

(BAPD) % Flujo

14800 0.023 5.048 224.2783 4001 100

14850 0.022 4.828 224.2545 4001 100

14910 0.024 5.267 224.2583 4001 100

15170 0.025 0.665 31.4 560 14

15385 0.022 -0.056 2.254545 40 1

15983 0.023 -0.059 2.234783 40 1

16070 0.024 -0.115 0.008333 0 0

16248 0.023 -0.11 0.017391 0 0

uf vm

fV 0

fW vABq **

CÁLCULOS


87%

12%

1%

PERFIL DE FLUJO POZO UIS-1


LIMPIEZA DE ARENAS EN B

FRACTURAMIENTO HIDRAULICO EN B

MEJORAR EL PERFIL DE

FLUJO

SOLUCIÓN


14600

14800

15000

15200

15400

15600

15800

16000

16200

16400

-5 0 5 10 15 20

Pro

fun

did

ad

Respuesta del Spinner RPS

Continuous Flowmeter

30

60

90

-30

-60

-90

-5

0

5

10

15

20

-100 -50 0 50 100Re

spu

est

a d

el s

pin

ne

r (R

ev/

seg)


Respuesta del spinner vs Velocidad de la herramienta (08-Jul-1999)

14800

14850

14910

15170

15385

15983

16070

16248

NUEVOS RESULTADOS


m fo vf Qw iny % Flujo

0.034 13.385 398.0765 7102 100

0.033 12.991 398.0667 7101 100

0.034 13.385 398.0765 7102 100

0.034 3.369 103.4882 1846 26

0.033 1.957 63.70303 1136 16

0.032 1.897 63.68125 1136 16

0.033 1.431 47.76364 852 12

0.034 0.121 7.958824 142 2

NUEVOS RESULTADOS


74%

2%

10%

4%

10%

PERFIL DE FLUJO POSTERIOR


Formación Intervalos (ft) % contribución % contribución

Formación A 14.8 14.81 0 0

Formación A 14.85 14.87 0 0

Formación A 14.91 15.135 87 74

Formación A 15.17 15.385 12 10

Formación B 15.953 16.07 0 4

Formación B 16.07 16.24 1 10

Formación B 16.248 16.394 0 2

COMPARACIÓN


Formación A Formación B Total

Espesor neto productor (ft)

470 433 903

Capacidad de la formación (md-ft)

1461.476 627.85 2089.32628

𝑸𝑨 = 𝑸𝑻 𝑲𝑨𝒉𝑨

𝑲𝒉

𝑸𝑩 = 𝑸𝑻 𝑲𝑩𝒉𝑩

𝑲𝒉

METODO DE CALCULO FORMACION Qw OBTENIDO (BPD) % DE CONTRIBUCION

CAPACIDAD DE LA FORMACION

FORMACION A 4966.42 70

FORMACION B 2133.58 30

MEDIDOR DE FLUJO

FORMACION A 5964 84

FORMACION B 1136 16

CÁLCULO DE CAPACIDADES



• Los trazadores entre pozos constituyen una herramienta de gran importancia

para el análisis y monitoreo del comportamiento vertical de la inyección de

fluidos, lo cual permite tomar las acciones respectivas que permitan mejorar el

barrido vertical de manera que el fluido inyectado se distribuya uniformemente

en el yacimiento.

• Los registros PLT (Production Logging Tool) constituyen una herramienta

imprescindible a la hora de planear, evaluar y monitorear un proceso de

recuperación secundaria (inyección de agua/gas) e incluso térmica (inyección

de vapor, CO2), permitiendo la determinación de los factores que inciden

negativamente en él proceso.

• El eficiente funcionamiento de la herramienta combinada PLT depende, entre

otras cosas, de las propiedades del fluido a inyectar en el pozo, así como las

características del flujo y el rango de aplicabilidad de éstos al dispositivo

seleccionado.

CONCLUSIONES


• DA PRAT, Giovanni. Introducción al análisis y diseño de pruebas

de presión.

• HILL, A. Daniel. Production logging-Theoretical and interpretive elements. Monograph. Society of Petroleum Engineers. 1990.

• LAZARDE, Hugo. Interpretación de perfiles de producción. 2004.

• MONROY ZAPATA, Marcela. Registros PLT (Medidores de flujo). Trabajo GRM. Facultad de Ingenierías físico-químicas.

Bucaramanga, Santander. 2009.

• RAMÍREZ SABAG, Jetzabeth. Pruebas de trazadores en la

recuperación de hidrocarburos. 2008.

BIBLIOGRAFÍA

pruebas de inyectividad

Documents