Los registros de producción son técnicas para evaluar el flujo de fluidos dentro y fuera de pozos. Permiten conocer el comportamiento de los pozos y las formaciones mediante el uso de herramientas como medidores de flujo, calipers, gradiomanómetros, termómetros, manómetros e hidrófonos. Los registros PLT se usan para diagnosticar problemas en pozos productores e inyectores, determinar zonas productoras o receptoras, y definir perfiles de flujo.
El objetivo principal de la mayor parte de los registros de pozos que se toman en la actualidad es, determinar si una formación contiene hidrocarburos así como también las características litológicas de la formación que los contiene. En el pasado, con anterioridad a la invención de los registros geofísicos de pozos, prácticamente la única manera de conocer estas dos propiedades fundamentales de las rocas, era mediante la inspección y análisis directo de las rocas cortadas por las barrenas y pruebas de formación; hoy en día muchas de estas pruebas mecánicas, que llevan tal objetivo, han sido suprimidas obteniéndose la información indirectamente a través de la interpretación de los registros de pozos.
Perforación Direccional
Justificación de la Perforación Direccional
Tipos de Pozos Direccionales
Construcción Direccional
Herramientas Direccionales
Motores de Fondo
Pozos Horizontales
El objetivo principal de la mayor parte de los registros de pozos que se toman en la actualidad es, determinar si una formación contiene hidrocarburos así como también las características litológicas de la formación que los contiene. En el pasado, con anterioridad a la invención de los registros geofísicos de pozos, prácticamente la única manera de conocer estas dos propiedades fundamentales de las rocas, era mediante la inspección y análisis directo de las rocas cortadas por las barrenas y pruebas de formación; hoy en día muchas de estas pruebas mecánicas, que llevan tal objetivo, han sido suprimidas obteniéndose la información indirectamente a través de la interpretación de los registros de pozos.
Perforación Direccional
Justificación de la Perforación Direccional
Tipos de Pozos Direccionales
Construcción Direccional
Herramientas Direccionales
Motores de Fondo
Pozos Horizontales
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.
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.
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.
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.
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
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.
Evaluación de formaciones
Procedimientos usados para la evaluación de formaciones
Tipos de muestras que pueden ser tomadas
Análisis aplicadas a las muestras tomadas,
Medición de flujo Siempre que se trabaja con un fluido, existe la necesidad de realizar un conteo dela cantidad que se transporta, para lo cual se utilizan medidores de flujo.
La medición de flujo constituye tal vez, el eje más alto porcentaje en cuanto a medición de variables industriales se refiere. Ninguna otra variable tiene la importancia de esta, ya que sin mediciones de flujo, sería imposible el balance de materiales, el control de calidad y aún la operación de procesos continuos.
Un caudalímetro es un instrumento de medida para la medición de caudal o gasto volumétrico de un fluido o para la medición del gasto másico. Estos aparatos suelen colocarse en línea con la tubería que transporta el fluido. También suelen llamarse medidores de caudal, medidores de flujo o flujómetros.
Medición de Nivel La medida de nivel es junto con la presión, volumen, velocidad y caudal de gran importancia en hidrografía, hidráulica y en los procesos industriales. Aplicaciones frecuentes son las medidas de los niveles de los estanques y recipientes de todo tipo, en canales, pozos, exclusas, vertederos, etc. Esta medida sirve para determinar el contenido de los tanques para accionar dispositivos de alarma y seguridad en los recipientes a presión, para el accionamiento de válvulas y vertederos en la regulación de las centrales hidroeléctricas, para la determinación de la altura de la lamina en los vertederos de medidas, etc.
En la industria química la medida de nivel se requiere para determinar la cantidad exacta de líquidos que hay que administrar en un proceso de mezcla, etc. Finalmente la medición del nivel de fluido en los procesos de destilación, calderas, etc.
La medida del nivel puede ser necesaria con mucha o poca precisión, con indicación del nivel instantáneo o con registro continuo de la medida, con medición local o transmisión a distancia de unos centenares o miles de metros. Forzosamente nos limitamos a dar una breve idea de los instrumentos más importantes, relegando su estudio más detallado a los manuales de instrumentación.
MEZCLADORASLa mezcladora de pantalón V (V-shaped blender) es del tipo móvil-caída libre y trabaja por difusión mediante la transferencia de partículas aisladas de un componente a regiones ocupadas por otro y es utilizada comúnmente para integrar diferentes productos en sus diferentes presentaciones (polvos, pigmentos, líquidos) estos aseguran el 0% de contaminación en los productos ya que está cerrado herméticamente y no tiene ninguna salida.
Esta mezcladora destaca por su rapiez, facilidad de limpieza, amplia utilidad y gran presición para mezclas de sólidos en polvo o granulados con una dispersión inmediata y con posibilidad de adición de líquidos hasta un máximo del 10%
Introducción El flujo de fluidos en tuberías cerradas se define como la cantidad de fluido que pasa por una sección transversal de la tubería por unidad de tiempo. Esta cantidad de fluido se puede medir en volumen o en masa. De acuerdo a esto se tiene flujo volumétrico o flujo másico Los medidores volumétricos determinan el caudal en volumen de fluido, bien sea directamente o indirectamente.
CLASIFICACION DE MEDIDORES DE FLUJO MEDIDORES DE FLUJO MASICO:1. El medidor de masa inferencial que mide por lo común el flujo volumétrico del fluido y su densidad por separado. MEDIDORES DE FLUJO *Tubo de venturi *Placa de Orificio MEDIDORES DE FLUJO MASICO
Es una necesidad el tener un control del nivel de masa o cantidad de masa del fluido con el que estamos trabajando. Los medidores de masa son usados para líquidos de densidad variable, líquidos multi-fase o gases que requieren una directa medición del nivel de masa.
En la actualidad sus aplicaciones han llegado a muchos procesos como lo son, la producción del gas natural, refinerías, químicas manufactureras, laboratorios científicos
Criterios de la primera y segunda derivadaYoverOlivares
Criterios de la primera derivada.
Criterios de la segunda derivada.
Función creciente y decreciente.
Puntos máximos y mínimos.
Puntos de inflexión.
3 Ejemplos para graficar funciones utilizando los criterios de la primera y segunda derivada.
Convocatoria de becas de Caja Ingenieros 2024 para cursar el Máster oficial de Ingeniería de Telecomunicacion o el Máster oficial de Ingeniería Informática de la UOC
2. Registros de Producción
Los registros de producción son técnicas desarrolladas para
evaluar el flujo de fluidos dentro y fuera de la cara del pozo, para
determinar la distribución vertical de fluidos producidos o
inyectados al yacimiento, y en general, para evaluar pozos,
diagnosticar problemas en ellos, y para monitorear y vigilar un
yacimiento. Permiten conocer con más detalle no solo el
comportamiento de los pozos, sino también de las formaciones.
D
A
B
C
3. Registros de Producción
USOS
Monitorear el comportamiento del yacimiento y evaluar
problemas observados en los pozos inyectores y/o
productores.
Determinación de zonas productoras o receptoras de
fluidos.
Definir los perfiles de flujo monofásico y multifásico en
pozos inyectores y/o productores.
Determinar topes y calidad del cemento.
Determinar zonas de pérdidas de circulación.
Medir el perfil de flujo del pozo, es decir, la distribución del
fluido dentro y fuera del pozo.
4. 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?
Registro PLT
6. Registro PLT Pozos Productores
Cuando un pozo se encuentra en la
etapa de explotación y se tienen
problemas de producción en el mismo,
se puede programar la toma de
registros de producción para
determinar la (s) causa que motiva el
problema. Entre los principales
problemas que se presentan en la
variación de la producción de pozo se
tienen: Daño en las vecindades del
pozo, aumento en la producción de gas
y/o agua, canalización hacia otros
estratos.
7. Registro PLT Pozos Inyectores
Al igual que en los pozos productores,
en los pozos inyectores se presentan
problemas en la disminución de la
capacidad de admisión, esta baja o
incremento en la admisión del pozo
inyector se puede deber principalmente
a: Daño en las vecindades del pozo,
Canalización hacia otros estratos. Para
determinar la causa del problema es
necesario realizar la toma de registros
de producción y la prueba se diseñará
para el problema que se presente en el
pozo.
8. Herramientas que conforman un PLT
1) MEDIDOR DE FLUJO
Se encarga de medir la velocidad del flujo en las vías de interés al
pozo abierto, determinando la contribución de cada paso del flujo en
la producción total del pozo.
Interpretación: está basada en que la respuesta del molinete es una
función lineal de la velocidad del fluido.
Medición de
la frecuencia
de rotación
MEDIDOR DE FLUJO TIPO
SPINNER
Centralizador
10. 2) CALIBRADOR A TRAVÉS DE TUBERÍA (THROUGH TUBING
CALIPER, TTC)
Los perfiles de calibración son
indispensables para la interpretación de
los medidores de flujo cuando se
trabaja en hoyo desnudo, pues en este
caso se requiere distinguir los cambios
en diámetro del hoyo, que dan lugar a
reducciones en la velocidad de flujo. En
hoyo revestido pueden señalar las
anomalías en el diámetro del revestidor,
tales como deformaciones por alta
densidad de perforaciones, ventanas,
obstrucciones parciales, reducciones,
etc.
12. 3) MEDIDOR DE DENSIDAD DE FLUIDOS (GRADIOMANÓMETRO)
El gradiomanómetro es un dispositivo
utilizado para medir la densidad promedio
de los fluidos contenidos en una longitud
fija dentro de un pozo. La medición es
registrada en función de la profundidad y
se conoce como gravedad específica.
El gradiomanómetro usa la presión
diferencial entre dos puntos para
inferir la densidad del fluido entre
los dos sensores, el resultado es la
suma de la diferencia de presión
hidrostática más la pérdida por
fricción. El término hidrostático es
debido a la densidad promedio del
fluido dentro del espaciamiento de
14. 4) MEDIDORES DE TEMPERATURA (TERMÓMETROS)
Los termómetros se utilizan para
obtener medidas de temperatura
absoluta, gradientes de temperatura y
perfiles de temperatura y, en forma
cualitativa, para observar los cambios
anormales, como la localización de
entrada de fluidos y flujo por detrás del
revestidor.
La variación de conductividad
que acompaña los cambios de
temperatura es la base para la
interpretación de los
termómetros.
16. 5) MEDIDORES DE PRESIÓN (MANÓMETROS)
La función de los manómetros es obtener
presiones absolutas del fondo y gradientes
de presión contra tiempo, con el fin de
evaluar las presiones que existen en el
yacimiento.
17. Interpretación:
La interpretación del registro de presión depende de si la tasa de
flujo es constante o variable.
1. Flujo Constante: El gráfico de Horner permite determinar la
presión estática, la permeabilidad y la razón de daño del
yacimiento. El gráfico de MDH sirve para calcular la razón de daño
y la permeabilidad.
2. Flujo variable: Cuando la tasa de flujo es variable, el registro
permite calcular la presión estática, la permeabilidad y la razón de
daño.
18. MEDIDORES DE RUIDOS (HIDRÓFONOS)
Los hidrófonos se usan para escuchar
ruidos producidos en el fondo del pozo, con
el fin de detectar roturas en las tuberías
Interpretación: El ruido dentro del
pozo se encuentra en función de
la aceleración, o turbulencia, y del
movimiento de fluidos, por
causa de la variación en la
presión diferencial. Estos pueden
clasificarse mediante el análisis
del espectro de frecuencia de la
señal en comparación con
patrones simulados en
laboratorio.
Frecuencia Hz. Interpretación
1000 Gas
>1000 Flujo Monofásico
200 - 600 Flujo Bifásico
19. Registro de ruido
Registro de ruido. Fuente: GUIA PRÁCTICA PARA LA
INTERPRETACIÓN DE REGISTROS DE PRODUCCIÓN
21. TRAZADORES RADIOACTIVOS
Esta herramienta es empleada para registrar
perfiles en pozos inyectores y determinar el
patrón de viaje de los fluidos inyectados
fuera del revestidor.
Análisis Cuantitativo:
La herramienta es colgada
en forma estacionaria
dentro del pozo y se realiza
la eyección, liberándose el
material radioactivo; dos
detectores de rayos
gamma registran la
intensidad en función del
tiempo.
Análisis Cualitativo:
Este método consiste en
un análisis visual de
varios registros tomados
sucesivamente, una vez
que se ha inyectado el
material radioactivo, lo
cual hace posible
detectar el movimiento
del mismo.
23. Aplicaciones de los Registros PLT
Distribución de
fluido(s)
Número de
fases
Zonas
ladronas
Flujo
Cruzado
Reventones
Perforaciones
taponadas
Diagnóstico de
problemas de
pozo
Presiones
anormales
Qiny
altas/bajas
Nivel fluido
en anular
Producción
de Agua
Eficiencia de la
completación
Topes/
Calidad
cemento
Zonas de
Canalización
Calidad uso de
grava
24. Planeación de un registro PLT
El valor de un registro de producción aumenta en la medida en la
que este contenga la cantidad adecuada de información que sirva
de soporte para un mejor análisis.
Esta información incluye:
• Una descripción del completamiento del pozo.
• Las condiciones de producción o inyección.
• Las propiedades del fluido en el pozo.
• Descripción de la herramienta de registro (incluidas las
dimensiones y el procedimiento de corrida).
• Información sin interpretar de las herramientas de registro.
25. Las propiedades más importantes a tener en cuenta antes de correr
un registro de producción son:
• La relación gas-petróleo.
• Las gravedades específicas de cada fase.
• La temperatura y la presión en fondo de pozo y en superficie.
• El punto de burbuja del petróleo en un pozo productor de petróleo.
• Las viscosidades de todos los fluidos a condiciones de fondo de
pozo.
Planeación de un registro PLT
