El documento presenta información sobre pruebas de inyectividad en pozos inyectores. Describe métodos como el step rate test y el uso de trazadores para evaluar la movilidad de fluidos entre el pozo inyector y productor. Explica el uso de herramientas de registro de producción como medidores de flujo, temperatura y densidad para determinar zonas de contribución e identificar posibles problemas en el pozo. Finalmente, presenta un ejemplo de datos recolectados durante una prueba PLT en el pozo UIS-1.

1. 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

2. 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
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3. INTRODUCCIÓN
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4. PROBLEMAS TÍPICOS POZOS INYECTORES
INYECTIVIDADES
ALTAS
• Daño, S.
• Perforaciones taponadas
• Restricciones tubería
• Escamamiento
INYECTIVIDADES
BAJAS
• Fugas
• Canalización
• Fracturamiento de la
Formación
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5. INTRODUCCIÓN
PRUEBAS DE INYECTIVIDAD
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.
Pozo Inyector Pozo Productor
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6. INTRODUCCIÓN
STEP RATE TRAZADORES
PLT
TEST DE POZOS
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7. PRUEBAS DE
INYECTIVIDAD
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8. STEP RATE TEST
Presión de fondo (Psia)
Registro continuo de datos de presión
durante cada periodo de inyección
Δt: duración de periodo de
Inyección (constante para
cada tasa).
Tiempo (Hr)
Δt
Tasa de inyección (STB/D)
Prueba tipo Step Rate Test. FUENTE: Introducción a las Pruebas de Presión. Giovanni Da Prat.
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9. STEP RATE TEST
DETERMINACION PRESIÓN DE FRACTURA
Presión de inyección
PF
Caudal de inyección
Determinación gráfica de la presión de fractura. FUENTE: Introducción a las Pruebas de Presión.
Giovanni Da Prat.
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10. TRAZADORES DE POZOS
Pozo Inyector Pozo Productor
Determinación gráfica de la presión de fractura. FUENTE: Introducción a las Pruebas de Presión. Giovanni Da Prat.
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11. TRAZADORES DE POZOS
Tipo de
Trazadores
• Perdidas por adsorción.
• Equipos complejos y costosos.
• Altos volúmenes de inyección para se
Químicos detectados.
• Efecto de partición cuando los
químicos son gaseosos.
• Equipo de detección es caro.
• Personal capacitado y autorizado.
Radioactivos • Disponibilidad es escasa.
• Exposición a la radiación,
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12. TRAZADORES RADIACTIVOS
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13. TRAZADORES RADIACTIVOS
Cable conductor
El principio en el que se
basa esta herramienta es Detector de Collares
simple y consiste en medir
Eyector
el tiempo que transcurre
durante la traslación del
fluido radioactivo desde un
punto de medición hasta Detector 1
el siguiente punto. h
Detector 2
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14. TRAZADORES RADIACTIVOS
Distancia entre
detectores (h).
CALCULO DEL Área sección
transversal
CAUDAL efectiva al flujo (A).
Tiempo entre los
detectores (t).
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15. PLT
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16. GENERALIDADES DE LOS PLT
• Conjunto de técnicas (herramientas) de
DEFINICIÓN registro de pozos corridas en pozos
completados productores/inyectores.
• Evaluar el flujo de fluido(s) dentro y
fuera de la tubería, así como el
PROPÓSITO completamiento (desempeño del
pozo/yacimiento).
• ¿Cuánto de
qué fluido está
PREGUNTA entrando, por
dónde?
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17. APLICACIONES PLT
Distribución de Diagnóstico Eficiencia
fluido(s) de problemas completamiento
de pozo/yto
Número de Topes/
fases y Presiones Calidad
Qfase anormales cemento
A
Zonas Zonas de
ladronas Qiny Canalización
altas/bajas
B
Flujo Calidad uso
Cruzado Nivel fluido
de grava
en anular
C
Reventones/
Patadas Producción
D de Agua
Herramienta PLT FUENTE:
Autor. Perforaciones
taponadas
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18. CONSIDERACIONES Y REQUERIMIENTOS
• Q constantes
• Suficientes Q
Consideraciones • Producción de arena nula
• Qtotal en fondo de cada fase
Valores • Propiedades físicas de los fluidos en
requeridos fondo (γ,µ, P, T, Pb, GOR)
• Estado Mecánico del Pozo
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19. PRINCIPALES HERRAMIENTAS PLT
1.
Medidor
de Flujo
4. PRINCIPALES 2.
Medidor HERRAMIENTAS Medidor
de WCUT PLT de T
3. Medidor
de ρ
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20. ESQUEMA BÁSICO PLT
Rayos Gamma
Localizador de Cuellos
Cartucho de Telemetría
Manómetro
Acelerómetro
Termómetro
Gradiomanómetro
Medidor de Flujo
FUENTE: Slides Virtual Reiner Quintero .
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21. MEDIDORES DE FLUJO
Determinación y
Cuantificación de
Zonas Contribuyentes
a la inyección
Inyección de
Agua. FUENTE:
Presentación
PLT Xiomara
Rodríguez
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22. MEDIDORES DE FLUJO
Pozos
Inyectores
Agua
Monofásico
Pozos
Inyectores
Gas
Medidores de
Flujo
Pozos
Inyectores de
vapor
Multifásico
Pozos
Inyectores de
CO2
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23. MEDIDORES DE FLUJO
Perfil de Inyección Perfil de Producción
% TOTAL DE % TOTAL DE
INYECCIÓN QUE INYECCIÓN QUE ZONA
ENTRA A CADA ENTRA A LA CARA DEL PROD.
INTERVALO POZO. BPD
ACEITE
AGUA
FUENTE: Modificado de: HILL, A. Daniel. “Production logging- theoretical and interpretive elements”. PLT
Xiomara Rodríguez.
.
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24. MEDIDORES DE FLUJO: TIPOS
FUENTE: Slides Virtual Reiner Quintero .
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25. MEDIDORES DE FLUJO: TIPOS
Qmonofásico(3 ½ ‘’ ID) H. φ: 1-11/16 in
1-1/2 in
H. Φ: 1-11/16 in
Qmultifásico(5 ½ ‘’ ID) 1-1/2 in
Velocímetro µ
Diámetro Completo
T. φ: 3 ½ in
Pozos Desviados.
9 5/8 in
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26. MEDIDORES DE FLUJO: TIPOS
Q
V
H. φ: 1-11/16 in
P: 15000 psi φ: 2-1/8 in
T: 350°F
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27. MEDIDORES DE FLUJO: TIPOS
QJ
E Fracturamiento
acidificación.
Monofásico
T. φ: 2-3/8
P: 15000 psi
T: 350°F H. φ: 1-11/16
Monitoreo
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28. MEDIDORES DE FLUJO: TIPOS
H. Φ: 1-11/16 in
2-7/8 in
Gas
Oil
Pozo inclinado
con segregación.
Q Flujo multifásico
T. φ: 2-3/8 in
C. φ: 3 ½ in
9 5/8 in
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29. MEDIDOR DE FLUJO TIPO SPINNER
Medición de la
frecuencia de
rotación
Centralizador
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30. OTROS MEDIDORES
Puerto Alta P
Puerto Baja P
Control
Sobrepresión
FUENTE: Slides Virtual Reiner Quintero .
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31. REGISTRO PLT PROCESADO
FUENTE: Slides Virtual Reiner Quintero .
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32. EJEMPLO APLICADO
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33. UIS-1: ESTADO MECÁNICO
1 1. Tubing de 7’’, 32# @1013’
20’’, 106.5# Casing @925’ 2. Tubing de 5.5’’, 26# @10556’
3. Tubing de 4.5’’, 12.6# @10700’
2 4. Liner de 4.5’’, 13.5# @16517’
13-3/8’’, 68# Casing @5881’ 3
9-5/8’’, 53.5# Casing @11292’
4
7’’, 32# Liner @14772’
14762’
A
15421’
15925’
B
15392’
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34. UIS-1: ESTADO MECÁNICO
INTERVALOS CAÑONEADOS
Formación Intervalos (ft)
14.800 14.810
14.850 14.870
Formación A
14.910 15.135
15.170 15.385
15.953 16.070
Formación B 16.070 16.240
16.248 16.394
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35. 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.
N° de corridas 3 corridas hacia abajo y
DATO VALOR UNIDADES
Tubería de producción 3 corridas hacia arriba.
Liner de 4.5” 13.5#
WHFP 1195 PSI
@16517 ft
Velocidades de la herramienta (ft/min) 30, 60 y 90
Qwi 10440 BWPD
Área transversal
Velocidad Umbral (ft/min) 0.08381 ft2
4.4
BHFP 4900 PSI
Factor de corrección B 0.83
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36. 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.
Tubería de producción Liner de 4.5” 13.5#
@16517 ft
Área transversal 0.08381 ft2
DATO VALOR UNIDADES
WHFP 1195 PSI
Qwi 10440 BWPD
BHFP 4900 PSI
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37. RESPUESTA DEL SPINNER
Continuous Flowmeter
Respuesta del Spinner RPS
-4 -2 0 2 4 6 8 10
14600
14800
Velocidad de la
15000 herramienta (ft/min)
30
15200 60
90
Profundidad
15400
-30
-60
15600
-90
15800
16000
16200
16400
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38. RESPUESTA DEL SPINNER
VELOCIDAD DE LA HERRAMIENTA (ft/min)
PROFUNDIDAD
30 60 90 -30 -60 -90
(ft)
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
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39. RESPUESTA DEL SPINNER
Respuesta del spinner vs Velocidad de la
herramienta (17-Nov-1997)
20
15
Respuesta del spinner (Rev/seg)
14800
14850
10
14910
15170
15385
5
15983
16070
16248
0
-100 -50 0 50 100
-5
Velocidad de la herramienta (ft/min)
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT

40. CÁLCULOS
f0
Vf vu q B * AW * v f
m
Profundidad Qw iny
m fo (RPS) Vf (ft/min) % Flujo
(ft) (BAPD)
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
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41. PERFIL DE FLUJO POZO UIS-1
87%
12%
1%
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42. SOLUCIÓN
LIMPIEZA DE ARENAS
EN B
MEJORAR EL
PERFIL DE
FLUJO
FRACTURAMIENTO
HIDRAULICO EN B
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43. NUEVOS RESULTADOS
Continuous Flowmeter
Respuesta del Spinner RPS
Respuesta del spinner vs Velocidad
-5 0 5 10 15 20
14600
de la herramienta (08-Jul-1999)
20
14800
Respuesta del spinner (Rev/seg)
15 14800
15000 14850
30 14910
10
15200 60 15170
90 5 15385
Profundidad
15400 -30 15983
-60 0 16070
15600
-90 -100 -50 0 50 100 16248
-5
15800 Velocidad de la herramienta (ft/min)
16000
16200
16400
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT

44. 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
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT

45. PERFIL DE FLUJO POSTERIOR
74%
10%
4%
10%
2%
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT

46. COMPARACIÓN
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
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47. CÁLCULO DE CAPACIDADES
Formación A Formación B Total
Espesor neto productor
470 433 903
(ft)
Capacidad de la
1461.476 627.85 2089.32628
formación (md-ft)
METODO DE CALCULO FORMACION Qw OBTENIDO (BPD) % DE CONTRIBUCION
FORMACION A 4966.42 70
CAPACIDAD DE LA FORMACION
FORMACION B 2133.58 30
FORMACION A 5964 84
MEDIDOR DE FLUJO
FORMACION B 1136 16
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48. CONCLUSIONES
• 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.
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT

49. BIBLIOGRAFÍA
• 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.
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT

50. METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT