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REGISTROS PLT GRUPO H2
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REGISTROS PLT GRUPO H2

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UIS - METODOS DE PRODUCCIÓN - PLT'S - GRUPO H2 ING DE PETROLEOS

UIS - METODOS DE PRODUCCIÓN - PLT'S - GRUPO H2 ING DE PETROLEOS

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Transcript

  • 1. Ismael Andrés Betancourt 2083548 María Marcela Fragozo 2083546 Uriel Felipe Guio 2080750
  • 2. ‫ ﭢ‬Introducción.‫ ﭢ‬Registros PLT’s.  Generalidades.  Herramientas. ‫ ﭢ‬Registro de Flujo.  Principio físico. ‫ ﭢ‬Registro de Temperatura.  Toma de datos. ‫ ﭢ‬Trazadores Radiactivos.  Interpretación de un Registro.  Problemas y soluciones.
  • 3. 3 Registros que se hacen después del completamiento inicial del pozo. México,1967 – PCT «Production Combinable Tool» 1982 – PLT «Production Logging tool» Producción en más de un intervalo a la vez.
  • 4. 4Los registros de producción nos brindan conocimiento de la naturaleza ycomportamiento de los fluidos en el pozo durante periodos de producción o inyección. Control sobre los procesos de completamiento y producción. Determinación de zonas productoras o receptoras de fluidos. Contribución de cada zona. Tipos y porcentajes de fluidos por zonas. Medidas de temperatura y presión.Fuente: http://georesources.gr/img/cased2.jpg Flujos cruzados o perdidas de fluidos en zonas de bajas presiones.
  • 5. 5 Dentro del análisis de problemas mecánicos se pueden detectar: Fisuras en el revestimiento. Fisuras en la tubería de producción. Escapes a través de empaquetaduras. Comunicación entre zonas por el espacio anular debido a mala cementación.Fuente: http://georesources.gr/img/cased2.jpg
  • 6. 6 De flujo continuo. Herramientas de Registro de Medidores de Flujo. De flujo con empaque. De diámetro total. Producción De temperatura Medidores de absoluta. Temperatura. De temperatura diferencial. Trazadores Radioactivos.
  • 7. 7http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/ors97/sum97/reservoir.ashx Herramienta de hélice de tipo flujo libre. Evaluar tasas de flujo. Registrar el perfil de flujo. Registrar la contribución relativa de las zonas activas.Fuente:
  • 8. 8 Medir frecuencia de rotaciónFUENTE: CHAPARRO, Leonel. VARGARA, Maria Fernanda. Guerrero,Francy. Persentacion Pruebas de inyectividad en pozo inyectores, plt Centralizador
  • 9. 9 Medidor de flujo Medidor con de flujo empaque. continúo. Medidor de diámetro total.Fuente: http://georesources.gr/img/cased2.jpg
  • 10. 10 La velocidad de la hélice es una función lineal de la velocidad del fluido relativa a la herramienta. El eje de la hélice esta soportado por pivotes de baja fricción lo cual implica una perdida en la hélice de dos RPS. Las herramientas estándar están disponibles para temperaturas de 350º F. y presión en el fondo del pozo de 15.000 Psi. Equipos especializados disponibles para temperaturas de 600º F. y presión en el fondo del pozo de 30.000 Psi , inyección de vapor.Fuente: Oil field review: A new era in production logging: defining downhole flow profile.
  • 11. 11El medidor de flujo continuo se usa en ladeterminación de los perfiles deproducción o inyección, localización de lasfisuras en el “tubing” o en el revestimientoAnálisis de operaciones de fracturamientoo acidificación y para determinar el índicede productividadPrincipalmente la herramienta puede serusada en régimen de flujo monofásico:inyección de agua ( waterflood), pozos dealta producción de aceite. Fuente: Oil field review: A new era in production logging: defining downhole flow profile.
  • 12. 12El medidor de flujo con empaque usa en la parte inferior de lasonda un empaque que se presiona contra la pared del hueco lo cual desvía todo el flujo hacia la hélice.Las medidas se toman en puntos por encima y debajo de cada zona de interés.Las RPS se convierten directamente a tasas de flujo por medio de graficas ya pre-establecidas. Fuente: http://georesources.gr/img/cased2.jpg
  • 13. 13El medidor de Estos En flujosflujo continuo no inconvenientes se multifasicos sees muy exacto en eliminan usando maneja un altoflujo de fases el medidor de rango demúltiple, medidor diámetro total viscosidades lode flujo con corrido por la cual estaempaque solo es compañía herramienta loútil para flujos “Schlumberger”. permite.muy pequeños. Fuente: Oil field review: A new era in production logging: defining downhole flow profile.
  • 14. 14 límite flujo medible es de 50000[Bpd] LIMITACIONES 50 Bl/D de fluido 200[Bpd] en flujo monofásico. multifásico.
  • 15. 15 Generación del Perfiles de flujo perfil de flujo en realizados antes y zonas múltiples que después de producen en una tratamientos de misma tubería. estimulación. Perfiles de flujo Un medidor de flujo tomados en pozos en conjunto con de inyección otras herramientas permiten de producción monitorear los permiten ubicar proyectos de zonas de gas o agua. recobro.
  • 16. 16Se debe realizar larespectiva calibracióndel equipoProcedemos a tomade datos Fuente: ESP Oil International Training Group. Interpretación de perfiles de producción.
  • 17. 17Calcule la tasa de flujo si la velocidaddada por la herramienta es 50pies/min y la tubería derevestimiento es de 7 pulgadas, 23lbs/pies. ? Fuente: ESP Oil International Training Group. Interpretación de perfiles de producción.
  • 18. Primeras herramientas de producción utilizadas par a Tiposubicar entrada de gas yTemperatura de medidores de líquidos. Descrito por M. Schlumberger (1936) Localización dede Temperatura o Medidores entradas de gas, Absoluta. existentes en el hueco del pozo. Medidores de Temperatura Detección de canales en secciones diferencial. mal cementadas. Encontrar zonas de pérdidas de circulación en hueco abierto. Encontrar el tope del cemento en un pozo recientemente cementado.Fuente: Autores.
  • 19. 19 Fuente: Autores.Elemento sensor conformado por un El filamento controla lafilamento de platino. frecuencia de un oscilador. La resistencia del filamento cambia con los cambios de Por exposición a los fluidos del temperatura. pozo. El filamento es un brazo de un circuito sensitivo que controla la frecuencia de un oscilador. Grados Fahrenheit F
  • 20. Medidores de Temperatura• Localización de entradas de fluido. Diferencial.• Chequear válvulas de gas lift. • Muy sensible a cambios• Determinar presiones del mínimos de temperatura. punto de burbuja. • Repetitividad esta en el rango• Para localizar fugas en el de 0.01°F. tubing. • Supera a los métodos convencionales de perfilaje. Medidores de Temperatura Absoluta.
  • 21. Los perfiles son tomados bajo condiciones estabilizadas de producción o a intervalos regulares una vez que el pozo ha sido cerrado y las formaciones van retornando a su equilibrio geotérmico. Una serie de perfiles tomados después de un fracturamiento permite evaluar la efectividad del tratamiento. La entrada de gas en un pozo en producción se puede detectar por el efecto de enfriamiento que se produce en el punto de entrada. Frecuentemente es posible detectar movimientos de fluidos por detrás de la tubería con un perfil de temperatura.
  • 22. Son soluciones radiactivas que pueden ser liberadas selectivamente en una corriente de flujo. Usados Principalmente para: Rubidio-86, Cromo-5 1, Antimonio-124, Estroncio-85, Cobalto-5 8. Medir la radiactividadal fluido un Le dan de los fluidos involucrados en el flujo a o una radiación comportamiento través de la tubería de producción. adicional a la normal. Se emplean unas sustancias llamadas de Encontrar zonas de pérdidas «trazadores radiactivos»hueco abierto. circulación en que emitenradiaciones (generalmente rayos gamma). Fuente: Oil field review: A new era in production logging: Las radiaciones son captadas por Defining downhole flow profile. GR para determinar la velocidad del flujo y el caudal del mismo.
  • 23. 23 Fuente: Autores. 1La Herramienta (Sonda) está constituida por: 2Las especificaciones de la herramienta son las siguientes:1. Un CCL.• Longitud: 11.1’ Fluido Radiactivo.2. Un Eyector de• Peso: 90 lbs. de Rayos Gamma de pulsos positivos.3. Un detector• Capacidad: 200 ml.4. Un detector de Rayos Gamma de pulsos negativos.• Número de eyecciones: 50-80. 3 4
  • 24. La herramienta lleva una cantidad de material radioactivo dentro del pozo que puede ser selectivamente liberada en la corriente del flujo.Fuente: Autores.
  • 25. 25 TIEMPO RADIACTIVIDAD (SEG) CURV A D2 Donde: Q = Caudal (Bls/día.) D = Diámetro interno del revestidor (pulg.) d Tiempo = Diámetro externo de la herramienta (pulg.) X X enEspaciamiento entre los detectores (pulg.) D1D2 = seg. t = Tiempo CURV (seg.) A D1Fuente: Autores.
  • 26. Los trazadores radiactivos se utilizancomo el único medio directo de seguirel movimiento de los fluidosinyectados. El conocimiento delmovimiento de los fluidos es muyimportante para la optimización de estetipo de procesos.
  • 27. 27 Se utiliza para minimizar los errores en la medición de los Con esta técnica también se pueden determinar: equipos y tiene en cuenta la velocidad aparente y la velocidad de la sonda. Con esta técnica se minimiza la • Pérdidas en el tubing. dispersión de la nube de trazador radiactivo y aumenta la • Pérdidas por el empaque. precisión de los datos. • Pérdidas en el tapón de fondo. Se puede correr subiendo o bajando, de acuerdo al sentido del flujo del fluido y se puede obtener una medición masFuente: Autores. rápida.
  • 28. Los trazadores radiactivos pueden ser aplicados en pozos productores, pero la distribución de los elementos en la herramienta sería diferente. También se pueden tener algunos problemas con las sustancias radiactivas mezcladas con el crudo en superficie. El caudal se puede determinar de la misma forma que en el caso de pozos inyectores.Fuente: Autores.
  • 29. 29 Rayos Gamma Localizador de Cuellos Cartucho de Telemetría Manómetro Acelerómetro Termómetro Gradiomanómetro Medidor de Flujo Fuente: ESP Oil International Training Group. Interpretación de perfiles de producción.
  • 30. ‫ ﭢ‬Los registros PLT’s (Production Logging Tool) constituyen una herramienta imprescindible a la hora de planear, evaluar y monitorear un pozo, permitiendo la determinación de los factores que inciden negativamente en el proceso.‫ ﭢ‬Los medidores de flujo son de gran importancia en la industria puesto que pueden cuantificar el aporte de fluidos de una zona especifica o la cantidad de fluido inyectado que toma cierta formación.‫ ﭢ‬Al correr un registro de temperatura es necesario evaluar las limitantes de la herramienta para obtener mediciones de mayor confiabilidad y poder garantizar el manejo seguro de la misma.‫ ﭢ‬Con los trazadores radiactivos además de monitorear el recorrido del fluido inyectado, es posible estimar el caudal en el pozo productor.
  • 31. 31 ‫ ﭢ‬ESP Oil International Training Group. Interpretación de perfiles de producción. ‫ ﭢ‬MONROY, Diana M. Registros PLT (Medidores de flujo). Trabajo de auxiliatura de investigación. Universidad industrial de Santander, 2009. ‫ ﭢ‬Techniques to Improve Flow Profiling Using Distributed Temperature Sensing. SPE 138883. X. Wang and T. Bussear, Baker Hughes, and A.R. Hasan, University of Minnesota-Duluth. ‫ ﭢ‬Hadley M.R. and Kimish R. “Distributed temperature Sensor Measures temperature Resolution in Real Time” paper SPE 116665 presented at the Annual Technical Conference, Denver, Colorado. 21-24 September, 2008. ‫ ﭢ‬Oil field review: A new era in production logging: defining downhole flow profile. By Schlumberger.