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.
Cementación forzada o secundaria y tapones de cementaciónRuben Veraa
Cuando con la cementación primaria no se consiguen los objetivos deseados o cuando el cemento o la tubería de revestimiento presentan fallas debido al paso del tiempo, es necesario corregir el problema. Estos procesos de reparación reciben el nombre de cementaciones de reparación.
La técnica de reparación más común es la cementación forzada, un procedimiento en el que se fuerza a la lechada a pasar a través de agujeros o rajaduras de la tubería de revestimiento, con el fin de reparar un trabajo de cementación primaria o un problema en un pozo.
En esta investigación de yacimientos se encuentran los diferentes mecanismos de empuje que puede tener un yacimiento, así como se habla de que los principales agentes que actúan en estos empujes son el gas y el agua, clasificando a los empujes de la siguiente manera:
1.-Expansion de la roca y los líquidos ó expansión roca-fluidos
2.-Empuje por gas disuelto o gas en solución
3.-Empuje por capa de gas o empuje por casquete de gas
4.-Empuje por agua ó empuje hidráulico o acuífero
5.-Desplazamiento por segregación gravitacional
6.- Empujes Mixtos
Cementación forzada o secundaria y tapones de cementaciónRuben Veraa
Cuando con la cementación primaria no se consiguen los objetivos deseados o cuando el cemento o la tubería de revestimiento presentan fallas debido al paso del tiempo, es necesario corregir el problema. Estos procesos de reparación reciben el nombre de cementaciones de reparación.
La técnica de reparación más común es la cementación forzada, un procedimiento en el que se fuerza a la lechada a pasar a través de agujeros o rajaduras de la tubería de revestimiento, con el fin de reparar un trabajo de cementación primaria o un problema en un pozo.
En esta investigación de yacimientos se encuentran los diferentes mecanismos de empuje que puede tener un yacimiento, así como se habla de que los principales agentes que actúan en estos empujes son el gas y el agua, clasificando a los empujes de la siguiente manera:
1.-Expansion de la roca y los líquidos ó expansión roca-fluidos
2.-Empuje por gas disuelto o gas en solución
3.-Empuje por capa de gas o empuje por casquete de gas
4.-Empuje por agua ó empuje hidráulico o acuífero
5.-Desplazamiento por segregación gravitacional
6.- Empujes Mixtos
Tratamiento diseñado para tratar la formación cercana al pozo, en lugar de otras áreas del conducto de producción, tales como la tubería de revestimiento a través del intervalo de producción, los tubulares de producción o los disparos o perforaciones. Los tratamientos de estimulación matricial incluyen ácido, solvente y tratamientos químicos para mejorar la permeabilidad de la formación cercana al pozo, lo que aumenta la productividad de un pozo. La estimulación matricial es un proceso de inyección de fluido en la formación, sea ácido o solvente, a presiones inferiores a la presión de fractura, para mejorar la producción o la capacidad de flujo de un pozo. El objetivo de un tratamiento matricial es diferente en areniscas que en carbonatos. En areniscas, los tratamientos matriciales restauran o mejoran la permeabilidad natural de la formación alrededor del pozo al remover el daño de la formación, disolver material que tapona los poros o aumentar el tamaño de los espacios porosos. En carbonatos, la estimulación matricial crea nuevos canales (túneles) altamente conductores que sortean los daños. Debido a estas diferencias, el criterio de selección para el fluido de tratamiento también es distinto. Para tratamientos de arenisca, es especialmente importante el conocimiento de la extensión, el tipo de daño, la ubicación, el origen, la mineralogía del yacimiento (estudio petrográfico) y la compatibilidad del fluido de tratamiento con la formación. En tratamientos de carbonato, resultan más significativas la temperatura del yacimiento, la tasa de bombeo y el tipo de fluido porque estos parámetros afectan directamente a la reactividad del fluido de tratamiento con la roca del yacimiento. Un tratamiento de estimulación matricial de arenisca está compuesto, en general, por un prelavado de ácido clorhídrico [HCl], un fluido de tratamiento principal (mezclas de HCl-HF) y fluido de desplazamiento (solución de ácido pobre o salmuera). El fluido de tratamiento se mantiene bajo presión dentro del yacimiento durante un período de tiempo, después de lo cual se efectúa el suaveo del pozo y se lo pone nuevamente en producción. En yacimientos de carbonato, el HCl es el fluido más comúnmente utilizado. Los ácidos orgánicos como el ácido fórmico y el acético se utilizan tanto en acidificación de arenisca como de carbonato, principalmente en sistemas de ácido retardado o en aplicaciones a alta temperatura. La estimulación matricial también se denomina tratamiento matricial o acidificación matricial.
Control de Brotes y Descontrol de Pozos PetrolerosManuel Hernandez
Que es un Brote
La manifestación de la entrada de fluidos de la formación al agujero
Porque se Se genera:
Sencillamente porque la presión hidrostática es menor a la presión de la formación.
Presentación de interés a estudiantes y/o profesionales relacionados con la carrera de Ingeniería Petrolera. Dicha presentación conlleva todo lo relacionado a Perfilaje de Pozos Petrolíferos, Partes del Perfilaje, Clasificación y Herramientas utilizadas durante la misma.
Exposición de Rossio García, especialista en Geomecánica; fue transmitida en VIVO para la comunidad del Portal de Ingeniería. Para poder ver la charla, ingresa al siguiente enlace: http://www.youtube.com/watch?v=j0Csw5ACwHI
Empuje por gas solución en yacimiento PetrolerosManuel Hernandez
Un tipo de sistema de empuje en el que la energía para el transporte y la producción de los fluidos de yacimiento proviene del gas disuelto en el fluido. A medida que los fluidos de yacimiento ingresan en el pozo, las condiciones cambiantes de presión hacen que el gas se desprenda de la solución para generar un flujo mezclado de gas y líquido que asiste en la producción.
• Perforación direccional. Justificación.
• Tipos de pozos direccionales.
• Construcción direccional.
• Herramientas direccionales.
• Motores de fondo.
• Operaciones de pesca.
• Atascamiento de tuberia.
• Métodos para determinar el punto de atascamiento.
• Tipos de herramientas de pesca.
OFICIO N°177-2016_Solicita ejecución de la Resolución N° 012-2016-CG/TSRA sobre inhabilitación para el ejercicio de la función pública de ex directivos de INDESTA
Tratamiento diseñado para tratar la formación cercana al pozo, en lugar de otras áreas del conducto de producción, tales como la tubería de revestimiento a través del intervalo de producción, los tubulares de producción o los disparos o perforaciones. Los tratamientos de estimulación matricial incluyen ácido, solvente y tratamientos químicos para mejorar la permeabilidad de la formación cercana al pozo, lo que aumenta la productividad de un pozo. La estimulación matricial es un proceso de inyección de fluido en la formación, sea ácido o solvente, a presiones inferiores a la presión de fractura, para mejorar la producción o la capacidad de flujo de un pozo. El objetivo de un tratamiento matricial es diferente en areniscas que en carbonatos. En areniscas, los tratamientos matriciales restauran o mejoran la permeabilidad natural de la formación alrededor del pozo al remover el daño de la formación, disolver material que tapona los poros o aumentar el tamaño de los espacios porosos. En carbonatos, la estimulación matricial crea nuevos canales (túneles) altamente conductores que sortean los daños. Debido a estas diferencias, el criterio de selección para el fluido de tratamiento también es distinto. Para tratamientos de arenisca, es especialmente importante el conocimiento de la extensión, el tipo de daño, la ubicación, el origen, la mineralogía del yacimiento (estudio petrográfico) y la compatibilidad del fluido de tratamiento con la formación. En tratamientos de carbonato, resultan más significativas la temperatura del yacimiento, la tasa de bombeo y el tipo de fluido porque estos parámetros afectan directamente a la reactividad del fluido de tratamiento con la roca del yacimiento. Un tratamiento de estimulación matricial de arenisca está compuesto, en general, por un prelavado de ácido clorhídrico [HCl], un fluido de tratamiento principal (mezclas de HCl-HF) y fluido de desplazamiento (solución de ácido pobre o salmuera). El fluido de tratamiento se mantiene bajo presión dentro del yacimiento durante un período de tiempo, después de lo cual se efectúa el suaveo del pozo y se lo pone nuevamente en producción. En yacimientos de carbonato, el HCl es el fluido más comúnmente utilizado. Los ácidos orgánicos como el ácido fórmico y el acético se utilizan tanto en acidificación de arenisca como de carbonato, principalmente en sistemas de ácido retardado o en aplicaciones a alta temperatura. La estimulación matricial también se denomina tratamiento matricial o acidificación matricial.
Control de Brotes y Descontrol de Pozos PetrolerosManuel Hernandez
Que es un Brote
La manifestación de la entrada de fluidos de la formación al agujero
Porque se Se genera:
Sencillamente porque la presión hidrostática es menor a la presión de la formación.
Presentación de interés a estudiantes y/o profesionales relacionados con la carrera de Ingeniería Petrolera. Dicha presentación conlleva todo lo relacionado a Perfilaje de Pozos Petrolíferos, Partes del Perfilaje, Clasificación y Herramientas utilizadas durante la misma.
Exposición de Rossio García, especialista en Geomecánica; fue transmitida en VIVO para la comunidad del Portal de Ingeniería. Para poder ver la charla, ingresa al siguiente enlace: http://www.youtube.com/watch?v=j0Csw5ACwHI
Empuje por gas solución en yacimiento PetrolerosManuel Hernandez
Un tipo de sistema de empuje en el que la energía para el transporte y la producción de los fluidos de yacimiento proviene del gas disuelto en el fluido. A medida que los fluidos de yacimiento ingresan en el pozo, las condiciones cambiantes de presión hacen que el gas se desprenda de la solución para generar un flujo mezclado de gas y líquido que asiste en la producción.
• Perforación direccional. Justificación.
• Tipos de pozos direccionales.
• Construcción direccional.
• Herramientas direccionales.
• Motores de fondo.
• Operaciones de pesca.
• Atascamiento de tuberia.
• Métodos para determinar el punto de atascamiento.
• Tipos de herramientas de pesca.
OFICIO N°177-2016_Solicita ejecución de la Resolución N° 012-2016-CG/TSRA sobre inhabilitación para el ejercicio de la función pública de ex directivos de INDESTA
MWD
La evaluación de las propiedades físicas, generalmente la presión, la temperatura y la trayectoria del pozo en el espacio tridimensional, durante la extensión de un pozo. La adquisición de mediciones durante la perforación (MWD) es ahora una práctica estándar en los pozos direccionales marinos, en los que el costo de las herramientas es compensado por el tiempo de equipo de perforación y las consideraciones asociadas con la estabilidad del pozo si se utilizan otras herramientas. Las mediciones se adquieren en el fondo del pozo, se almacenan un cierto tiempo en una memoria de estado sólido y posteriormente se transmiten a la superficie. Los métodos de transmisión de datos varían entre una compañía y otra, pero generalmente consisten en la codificación digital de los datos y su transmisión a la superficie como pulsos de presión en el sistema de lodo. Estas presiones pueden ser ondas senoidales positivas, negativas o continuas. Algunas herramientas MWD poseen la capacidad para almacenar las mediciones para su recuperación posterior con cable o cuando la herramienta se extrae del pozo si el enlace de transmisión de datos falla. Las herramientas MWD que miden los parámetros de una formación (resistividad, porosidad, velocidad sónica, rayos gamma) se conocen como herramientas de adquisición de registros durante la perforación (LWD). Las herramientas LWD utilizan sistemas similares de almacenamiento y transmisión de datos, y algunas poseen más memoria de estado sólido para proporcionar registros de mayor resolución después de extraer la herramienta, que la que es posible con el sistema de transmisión de pulsos a través del lodo con un ancho de banda relativamente bajo.
LWD
La medición de las propiedades de una formación durante la excavación del pozo, o inmediatamente después de la excavación, a través de la utilización de herramientas integradas en el arreglo de fondo de pozo. El método LWD, aunque riesgoso y caro en ciertas ocasiones, presenta la ventaja de medir las propiedades de una formación antes de la invasión profunda de los fluidos de perforación. Por otra parte, muchos pozos resultan difíciles o incluso imposibles de medir con herramientas convencionales operadas con cable, especialmente los pozos altamente desviados. En estas situaciones, la medición LWD garantiza la captura de alguna medición del subsuelo en caso que las operaciones con cable no sean posibles. Los datos LWD obtenidos en forma oportuna también pueden ser utilizados para guiar el emplazamiento del pozo de modo que éste permanezca en la zona de interés o en la porción más productiva de un yacimiento, tal como en los yacimientos altamente variables de lutita.
Para determinar la población neutrónica en un reactor nuclear se necesita utilizar sensores (monitores). Que se basan en reacciones nucleares (n, radiacion).
Adopción de Normas Técnicas para Medición del AguaAndesco
Adopción de Normas Técnicas para Asegurar la Medición Efectiva dentro del Marco de la Gestión de Pérdidas de Agua.
Miguel Ángel Rojas, Gerente General - LASSA
ROMPECABEZAS DE ECUACIONES DE PRIMER GRADO OLIMPIADA DE PARÍS 2024. Por JAVIE...JAVIER SOLIS NOYOLA
El Mtro. JAVIER SOLIS NOYOLA crea y desarrolla el “ROMPECABEZAS DE ECUACIONES DE 1ER. GRADO OLIMPIADA DE PARÍS 2024”. Esta actividad de aprendizaje propone retos de cálculo algebraico mediante ecuaciones de 1er. grado, y viso-espacialidad, lo cual dará la oportunidad de formar un rompecabezas. La intención didáctica de esta actividad de aprendizaje es, promover los pensamientos lógicos (convergente) y creativo (divergente o lateral), mediante modelos mentales de: atención, memoria, imaginación, percepción (Geométrica y conceptual), perspicacia, inferencia, viso-espacialidad. Esta actividad de aprendizaje es de enfoques lúdico y transversal, ya que integra diversas áreas del conocimiento, entre ellas: matemático, artístico, lenguaje, historia, y las neurociencias.
Instrucciones del procedimiento para la oferta y la gestión conjunta del proceso de admisión a los centros públicos de primer ciclo de educación infantil de Pamplona para el curso 2024-2025.
Pruebas de inyectividad en pozos inyectores, plt (impresion)
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
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT
4. PROBLEMAS TÍPICOS POZOS INYECTORES
INYECTIVIDADES
ALTAS
• Daño, S.
• Perforaciones taponadas
• Restricciones tubería
• Escamamiento
INYECTIVIDADES
BAJAS
• Fugas
• Canalización
• Fracturamiento de la
Formación
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT
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
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT
6. INTRODUCCIÓN
STEP RATE TRAZADORES
PLT
TEST DE POZOS
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT
7. PRUEBAS DE
INYECTIVIDAD
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT
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.
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT
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.
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT
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.
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT
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,
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT
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
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT
14. TRAZADORES RADIACTIVOS
Distancia entre
detectores (h).
CALCULO DEL Área sección
transversal
CAUDAL efectiva al flujo (A).
Tiempo entre los
detectores (t).
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT
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?
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT
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
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT
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
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT
19. PRINCIPALES HERRAMIENTAS PLT
1.
Medidor
de Flujo
4. PRINCIPALES 2.
Medidor HERRAMIENTAS Medidor
de WCUT PLT de T
3. Medidor
de ρ
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT
20. ESQUEMA BÁSICO PLT
Rayos Gamma
Localizador de Cuellos
Cartucho de Telemetría
Manómetro
Acelerómetro
Termómetro
Gradiomanómetro
Medidor de Flujo
FUENTE: Slides Virtual Reiner Quintero .
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT
21. MEDIDORES DE FLUJO
Determinación y
Cuantificación de
Zonas Contribuyentes
a la inyección
Inyección de
Agua. FUENTE:
Presentación
PLT Xiomara
Rodríguez
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT
22. MEDIDORES DE FLUJO
Pozos
Inyectores
Agua
Monofásico
Pozos
Inyectores
Gas
Medidores de
Flujo
Pozos
Inyectores de
vapor
Multifásico
Pozos
Inyectores de
CO2
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT
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.
.
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT
24. MEDIDORES DE FLUJO: TIPOS
FUENTE: Slides Virtual Reiner Quintero .
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT
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
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT
26. MEDIDORES DE FLUJO: TIPOS
Q
V
H. φ: 1-11/16 in
P: 15000 psi φ: 2-1/8 in
T: 350°F
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT
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
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT
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
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT
29. MEDIDOR DE FLUJO TIPO SPINNER
Medición de la
frecuencia de
rotación
Centralizador
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT
30. OTROS MEDIDORES
Puerto Alta P
Puerto Baja P
Control
Sobrepresión
FUENTE: Slides Virtual Reiner Quintero .
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT
31. REGISTRO PLT PROCESADO
FUENTE: Slides Virtual Reiner Quintero .
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT
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’
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT
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
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT
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
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT
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
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT
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
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT
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
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT
41. PERFIL DE FLUJO POZO UIS-1
87%
12%
1%
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT
42. SOLUCIÓN
LIMPIEZA DE ARENAS
EN B
MEJORAR EL
PERFIL DE
FLUJO
FRACTURAMIENTO
HIDRAULICO EN B
METODOS DE RECOBRO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PLT
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
45. PERFIL DE FLUJO POSTERIOR
74%
10%
4%
10%
2%
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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.
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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.
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