Ingeniería de Petróleo

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jueves, 17 de octubre de 2013

CUESTIONARIO DE ROCAS

SALIDA A LA FORMACIÓN SAN JUAN (EXPLICACIÓN DE LA SALIDA)

DIFERENCIA ENTRE FACTURA Y FALLA


Fractura: Es la ruptura o grieta de la Corteza Terrestre, sin desplazamiento de un bloque con respecto a otro.

Falla: Es el rasgo físico o superficie más o menos plana de separación en la Corteza Terrestre, donde se observa un movimiento relativo de los terrenos a ambos lados. Las Fallas se originan por una respuesta frágil de las rocas frente a los esfuerzos. El desplazamiento puede ser más o menos vertical o relativamente horizontal o en cualquier dirección intermedia. Hay una clasificación de falla que obedece a la posición relativa de los tres ejes de esfuerzos principales (perpendicular Máximo F1, Intermedio F2 y Menor F3). 
Las Fallas pueden ser : Fallas Directas, Fallas Inversas y Fallas de Desplazamiento de Rumbo.
En las Fallas Normales o Directas, el esfuerzo máximo es vertical, el menor horizontal y generalmente distensivo de estiramiento, por lo que produce una extensión horizontal.
Fallas Inversas el esfuerzo máximo es horizontal y compresivo, y el mínimo vertical. Originan un acortamiento horizontal.
En las Fallas de desplazamiento en Dirección o desgarre, los esfuerzos máximo y mínimo son horizontales y el intermedio vertical. Provocan un desplazamiento en sentido lateral de los bloques.
Frecuentemente, los tres vectores se sitúan en posiciones intermedias y originan desplazamientos mixtos.
Suerte!!


DIACLASAS , MARMITAS DE GIGANTE

DIACLASAS:


Diaclasa de laFormación San Juan / La Cimarronera
Aragua de Maturín / Estado Monagas

DEFINICIÓN DE DIACLASA: Fractura o fisura en una masa rocosa en la que no se observa un movimiento relativo de sus lados. En general, las diaclasas interceptan superficies primarias, tales como estratificaciónexfoliaciónesquistosidad, etc. Se desarrollan preferentemente en los miembros competentes de una serie, más que en incompetentes. Un conjunto de diaclasas paralelas se denomina un «sistema de diaclasas»; dos o más conjuntos que se cortan, producen un «sistema de diaclasas»; dos disposiciones de diaclasas muy juntas en ángulo recto con una tercera, producidas por el mismo sistema de tensiones, se dice que son conjugadas. Una diaclasa principal (término de hombre de cantera) es una diaclasa persistente o sistema que puede ser horizontal o vertical.

      MARMITA DE GIGANTE: 




Marmitas de Gigante de laFormación San Juan / La Cimarronera
Aragua de Maturín / Estado Monagas

DEFINICIÓN DE MARMITA DE GIGANTE: Se llama marmita de gigante o kettle a una formación originada en la época fluvio-glaciar, que puede presentarse de dos maneras: como un hundimiento relativamente circular y con agua, generado por los depósitos de los glaciares; o como una cavidad formada por las corrientes fluviales en los cauces de los ríos. Es frecuente, también, el uso del término “sumidero glacial”, que no debe confundirse con los pingos.

Lee todo en: Marmita de gigante | La guía de Geografía http://geografia.laguia2000.com/general/marmita-de-gigante#ixzz2i27FHMWq


BIBLIOGRÁFICA:





FORMATO DE INFORME DE FORMACIÓN SAN JUAN (DESCARGAR)

FORMACIÓN SAN JUAN (WORD PARA DESCARGAR)

FORMACIÓN SAN JUAN

FORMACIÓN SAN JUAN

CRETACICO (Maastrichtiense Tardío)
Estado Anzoátegui
Referencia original: H. D. Hedberg, 1937-a, p. 1193-1194.

Consideraciones históricas: El nombre Arenisca de San Juan fue introducido por Hedberg (1937-a), el cual posteriormente, le adjudica el rango formacional, en base a la misma sección tipo (Hedberg, 1950). La formación no ha sufrido cambio alguno hasta la fecha.

Localidad tipo: El término proviene de la quebrada San Juan, afluente de la margen derecha del río Querecual y el holoestratotipo se halla en el curso medio del río Querecual, entre un punto situado a 150 metros aguas arriba del paso Santa Anita y la boca de la quebrada San Juan, ubicada a 53 m aguas arriba del mismo paso y al suroeste de la población de Bergantín, estado Anzoátegui (Hedberg, 1937-a). Como hipoestratotipos se han descrito las secciones del río Orégano y quebrada La Pegua, del estado Anzoátegui (Vivas, en prensa). La sección tipo y las secciones de referencias citadas, se localizan dentro de la hoja de Cartografía Nacional N° 7345 de escala 1:100.000.

Descripción litológica: Alternancia monótona de capas de areniscas de 0,3 a 1 m de espesor, muy duras, gris a gris claro de grano fino, bien escogidas, escasamente glauconíticas y localmente calcáreas. Estas capas de areniscas se intercalan con capas centimétricas de lutitas negras, arenáceas, localmente calcáreas y limolitas negras. En los ríos Aragua, Orégano y en la quebrada La Pegua, las areniscas del tope se tornan muy glauconíticas. Las capas de arenisca son tabulares, y su color de meteorización es crema y rojizo (Rosales, 1960). Las estructuras sedimentarias más comunes son: estructuras de carga, estructuras de almohadilla y bola (en las areniscas), diques y sills clásticos, capas estiradas y estructuras de desplomes arenosos (Vivas, en prensa).

Según Furrer y Castro (1997, comentarios enviados al CIEN) en el sector Caripe, río Caripe, quebrada El Dantó, estado Monagas, está representado por un conjunto arenoso, macizo, de grano fino y de color gris claro a blanquecino. En el sector río Cristalino, río La Palencia, río del Medio, Caripito y Las Parcelas se presenta alternancia bastante regular de niveles de lutitas negras, laminadas, algo calcáreas y capas de areniscas de 1 a 10 metros de espesor. Las areniscas son de grano fino, bien escogidas. En río Taguaya, sector carretera Aragua de Maturín, se observan lutitas de color marrón claro, con fuerte disolución.

Espesor: El holoestratotipo mide 97 m, según Hedberg y Pyre (1944-a), que varia a 112 m en la sección compuesta, incluyendo los afloramientos de la desembocadura de la quebrada San Juan (Vivas, en prensa). Hacia el sureste, en el río Orégano, la formación alcanza un espesor de 350 m, (Vivas en prensa), el cual aumenta más hacia el sureste, en el estado Monagas (González de Juana et al., 1980). Hacia el norte, la secuencia disminuye de espesor, y en el sector del río Neverí, a 20 km al norte de la sección tipo, es reemplazada por las pelitas negras de la Formación San Antonio y/o la Formación Vidoño (Vivas, 1981, en Vivas en prensa), al igual que en la región de Barcelona-Puerto La Cruz (Macsotay et al., 1986). En el pozo VZX-1 del campo La Vieja, estado Anzoátegui, la Formación San Juan tiene 261 m de espesor (De Sisto, 1972).

En el sector Caripe, río Caripe, quebrada El Dantó, estado Monagas, el espesor disminuye del suroeste al noreste con 200 a 250 metros al norte de la falla de San Francisco-Quiriquire, 120 metros en la quebrada Mata de Mango, algunos metros a lenticular en río Chiquito (Furrer y Castro, op. cit.)

Extensión geográfica: La Formación San Juan se extiende desde las cercanías de los caseríos El Rincón-San Diego, al noroeste, hasta las cercanías del río Guayuta, en Monagas, al sureste, donde se halla cubierta por sedimentos cuaternarios, extendiéndose en el subsuelo hasta las cercanías de Guanoco (González de Juana et al., 1980).

Expresión topográfica: Constituye una de las unidades más resistentes de la Serranía del Interior oriental; el tope del pico Turimiquire, esta constituido por la cuesta de buzamiento de las areniscas de esta formación (González de Juana et al., 1980).

Contactos: El contacto inferior es concordante pero abrupto, con las limolitas negras de la Formación San Antonio infrayacente. Su contacto superior es gradacional a las pelitas negras de la Formación Vidoño, suprayacente. La Formación San Juan posee forma prismática, y presenta transición lateral a unidades pelíticas en todas direcciones (Rosales, 1972, fig. 3).

Fósiles: De pelitas negras de la formación, se reportaron en todos los niveles, foraminíferos bentónicos, de los cuales, los más comunes son: Hormosina globulífera trinitatensis Cushman y Renz,Haplophramoides cf. glabra Cushman y Jarvis, H. excavata Cushman y Waters, Cyclammina cf. elegans Cushman y Jarvis, Gaudryina retusa Cushman, G. pyramidalis Cushman, Ammobaculites jarvisi Cushman y Renz, Tritaxia trilatera Cushman, Planulina cf. spissicostata Cushman y Dorothia bulleta (Carsey) Length (Max Furrer en Vivas, en prensa).
Entre los icnogéneros observados a diferentes niveles dentro de la formación se tiene: Planolites, Cochlichnus, Macanospsis?, Bergaueria, Cylindrites, Lophoctenium, Palaeophycus, Kechia en las areniscas, y Chondrites en las lutitas. (Macsotay et al., 1986).

Según Furrer y Castro (op. cit.) en el río Aragua , estado Monagas se presenta una limolita arenosa negra con moldes internos de foraminíferos pláncticos tales como Abathomphalus sp.,Globotruncanidae; foraminíferos bénticos, Recurvoides sp., Ammodiscus cretaceus, Haplophragmoides cf. walteri, Reophax sp., Hormosina sp., Trochammina sp., Remesella varians, Haplophragmoides cf. lueckei, Hormosina ovulum, Remesella varians, Saccammina sp., Reophax sp., Lenticulina cf. muensteri, Nodosaria cf. paupercula, Marginulina sp. y moldes internos sin identificar. En la carretera de Aragua de Maturín-La Cimarronera, estado Monagas, se observan lutitas de color blanco a rosa, con una fuerte disolución, se observan equinodermos; no se encuentran foraminíferos pláncticos y los bénticos están representados por Haplophragmoides walteri, Cribrostomoides subglobosus, Trochammina cf. deformis, Trochammina cf. texana, Haplophragmoides sp.,Trochammina sp., Cribrostomoides sp., Hyperammina cf. elongata, Spiroplectammina cf. elongata, Spiroplectammina cf. spectabilis, Glomospira cf. irregularis, Recurvoides sp., Saccamina cf.sphaerica, Ammobaculites sp., Bathysiphon discreta, Trochammina cf. albertensis, Recurvoides cf. walteri, Stensioina cf. excolata, Haplophragmoides cf. glaber, Trochammina cf.globigerinaeformis, Haplophragmium problematicus, Glomospira cf. serpens, Trochamminoides sp., Ammodiscus sp.

Los fósiles en el río Tacagua, sector Aragua de Maturín, están representados por equinodermos; lamelibranquios; radiolarios; foraminíferos bénticos, Trochammina sp. En el cerro El Viento, sinclinal del río Guayuto, estado Monagas, se observan areniscas y limolitas bastante meteorizadas con abundantes foraminíferos aglutinados tales como Haplophragmoides spp. y Cyclammina sp., (Furrer y Castro, op. cit.)

Edad: Por su posición estratigráfica entre formaciones datadas con foraminíferos planctónicos, (San Antonio, infrayacente y Vidoño, suprayacente) su edad se adjudica al Maastrichtiense Tardío (Vivas, 1987). El diacronismo atribuido a la Formación San Juan (Rosales, 1960, González de Juana et al., 1980) se debió a la interpretación errónea de la facies limolítica superior de la Formación San Antonio, como Formación Vidoño (Vivas, 1987).

Furrer y Castro (op. cit.) determinan una edad Maastrichtiense en el sector Caripe, río Caripe, quebrada El Dantó, estado Monagas. La sección en la carretera de Aragua de Maturín-La Cimarronera, estado Monagas, se le asigna una edad Cretácico Tardío y el cerro El Viento, sinclinal del río Guayuto, estado Monagas, se dató como Maastrichtiense.

Correlación: Se correlaciana aproximadamente con las Formaciones Mito Juan y Burgüita, de Venezuela occidental.

Paleoambientes: Para Rosales (1960), Renz (1962) y González de Juana et al., (1980) el ambiente de sedimentación de la Formación San Juan, es de origen fluvial a marino somero, regresivo con ambientes litorales-costeros. Según Vivas en Macsotay et al., (1986) las Formaciones San Antonio y Vidoño fueron depositadas en ambiente batial, a paleoprofundidad de 2.500 ± 200 m, basado en icnofauna y foraminíferos bentónicos; y la Formación San Juan, constituye solamente un cuerpo arenoso emplazado en la misma profundidad por procesos no turbidíticos, al pie del talud epicontinental contemporáneo.
En el cerro El Viento, sinclinal del río Guayuto, estado Monagas, Furrer y Castro (op. cit.) determinaron un ambiente de aguas profundas, talud medio a inferior, posiblemente en la parte mas turbidítica.

Importancia económica: Ha sido perforado en numerosos campos petroleros de la cuenca de Maturín y ha mostrado contenido de petróleo en la estructura de Orocual (estado Monagas) y en el campo La Ceiba, estado Anzoátegui (González de Juana et al., 1980).

BIBLIOGRÁFICA

lunes, 16 de septiembre de 2013

LÉXICO DE PDVSA:

Aquí les dejo esta pequeña pero excelente herramienta como es el léxico de PDVSA. Entra y échale un vistazo, espero que te ayude.





miércoles, 4 de septiembre de 2013

Papel Semilog 5 Ciclos

Principios / Aplicaciones de la Interpretación de Registros






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* Schlumberger 1 : 


* Schlumberger 2 :

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* Schlumberger 4 : 










jueves, 15 de agosto de 2013

¿Qué son los perfiles de producción?

1.       ¿Qué son los perfiles de producción?

Se puede definir como las Mediciones efectuadas en el subsuelo posteriores a la completación inicial del pozo.

2.       ¿Cuál es el objetivo del perfilaje de producción?

Su objetivo es proporcionar información sobre la naturaleza y el movimiento de los fluidos dentro del pozo.

3.       ¿Cuáles son las grandes áreas a las que se aplica el perfilaje de producción?

·         Comportamiento de los yacimientos:
Incluye:

*Perfiles de flujo en los pozos, para determinar la cantidad y tipos de fluidos producidos en cada zona del pozo (y del yacimiento).

*Determinación del índice de productividad para los pozos de petróleo.

*Potencial total para pozos de gas.

·         Problema en los pozos:

*Los perfiles de producción corridos a una edad temprana en la vida del pozo, sirven como marco de comparación con corridas posteriores, bien sea para monitorear la etapa de agotamiento del pozo o para resolver problemas.

*Los problemas causados por fallas en la tubería de revestimiento u otras herramientas de la completación o la comunicación entre zonas, por detrás de la tubería pueden definirse y localizarse con estos perfiles de producción.

*Las reparaciones resultan simples y económicas cuando la naturaleza del problema está bien entendida antes de comenzar los trabajos de reparación.

*En ocasiones, las soluciones pueden lograse con herramientas bajadas a través de la tubería eductora, con poca o escasa perdida de producción como consecuencia de los trabajaos.

*Cuando se trata de trabajos de fracturación adificaciones y otros tratamientos a las formaciones los perfilajes de producción se usan para evaluar la efectividad de dichos tratamientos.

*En los pozos inyectores es importante conocer no solo la cantidad de fluidos que recibe un pozo, sino la cantidad que penetra en cada horizonte o zona, a determinadas tasa de inyección. Con los perfiles de producción se pueden determinar no sola distribución, que revela sigue está cumpliendo el comportamiento esperado, sino la causa de cualquier posible problema durante la inyección, bien sea fallas mecánicas en el pozo o por características no esperadas de la formación. La interpretación en pozos inyectores es simple, pues los fluidos inyectores son monofásicos.

4.       Pozos en condición de estabilidad:

Excepto por unos pocos casos, las técnicas de interpretación se aplican a un pozo que produce en condiciones relativamente de estado estable. A continuación se define lo que es una condición estabilizada.

·         Estabilidad estática:
·          
*Para un pozo cerrado en la superficie, el retorno a condiciones estáticas puede resultar muy lento para ser medido con las herramientas de producción disponibles. La presión estática, por ejemplo, a veces requiere de más de 72 horas antes de poder ser extrapolada a condiciones estáticas. A los efectos de un Gradiomanómetro y de un Medidor de Flujo, cuando se toman medidas a intervalos de media hora en un pozo cerrado y no se perciben variaciones, el pozo puede considerarse estático.

*Para el propósito de medición del gradiente estático de columnas de petróleo, gas y agua, un período de dos horas de cierre es suficiente; no obstante, hay que tener en cuenta que el hecho de cerrar el pozo en la superficie no impide la posible ocurrencia de un retroflujo o de flujo entre zonas en el fondo del pozo.


·         Estabilidad Térmica:

La estabilidad termal puede requerir muchos días antes de ocurrir, dependiendo de la magnitud y la cantidad de tiempo en que se causó el disturbio. Por otra parte, la estabilidad térmica bajo condiciones dinámicas de producción, se alcanza cuando se logra una tasa de producción estable.

·         Estabilidad dinámica:

Cuando un pozo se programa para perfilaje de producción, sus tasas de producción deben controlarse cuidadosamente para determinar si la producción es estable. Si el pozo ha estado cerrado por un período previo prolongado, la producción puede tomar poco o mucho tiempo para estabilizarse, dependiendo de las características del yacimiento y de la tasa de producción que se pretenda estabilizar.

5.       Reestabilización después de períodos cortos de cierre:

·         Pozos Fluyentes y de Levantamiento por Gas:

Usualmente las herramientas de perfilaje de producción se corren con el pozo produciendo a su tasa normal. Si el diámetro interno de la herramienta es muy cercano al diámetro de la tubería eductora, el pozo puede ser cerrado por un corto lapso para permitir la bajada de la herramienta, de forma de evitar las altas caídas de presión por fricción en el anular entre tubería y herramienta. Antes de la corrida del perfil, el pozo debe ser reestabilizado, lo cual puede tomar unas horas si el pozo estuvo cerrado por una hora o más, o menos si el cierre fue solo durante el paso de la herramienta por alguna sección reducida de la tubería. Se considera que el pozo está estabilizado si la presión en el cabezal de producción (THP) permanece constante por alrededor de ½ hora.

·         Pozos de bombeo:

Si el bombeo tiene que pararse por cualquier razón no prevista, el tiempo para reestabilizarlo dependerá del tiempo que estuvo cerrado, del área anular y del Índice de Productividad (IP), según se verá más adelante en este curso.

·         Producción cíclica e intermitente:

La producción de un pozo puede tender a ser en forma de ciclos o intermitente.

Dos de las causas que se discuten en este taller son el cabeceo o producción por cabezadas y el levantamiento intermitente por gas.

* Levantamiento Intermitente por Gas: Ocasionalmente, cuando se trata de economizar gas de levantamiento, el gas puede ser inyectado en forma intermitente mediante un control de superficie, o regulado automáticamente en el fondo del pozo mediante válvulas de levantamiento ajustadas para operar a una presión predeterminada.
Para los efectos del perfilaje, el levantamiento debe ser mantenido de manera continua para lograr más precisión en la medida. Es imprescindible asegurarse de que el gas de levantamiento sea sustraído del gas total producido al efectuar los cálculos de flujo.

*Cabeceo: Cuando la energía disponible en un yacimiento empieza a declinar, un pozo puede comenzar a producir por impulsos, dando lugar a períodos de producción de cierta duración, seguidos de períodos de no flujo. Cuando los períodos de no flujo se alargan, el pozo se coloca en una modalidad de producción conocida como cabeceo o producción por cabezadas. Las mediciones efectuadas bajo estas condiciones ofrecen dificultades, que a veces hacen peligrosa su realización. La manera más segura de tomar estas mediciones consiste en producir con el pozo “estrangulado” para llevarlo a una condición estable si eso fuera posible.
 El cabeceo es raro dentro de la formación. Ocurre únicamente en formaciones carbonáticas donde la energía se almacena en fisuras o cavernas. El cabeceo en la tubería eductora es causado por acumulaciones de tapones de gas y líquido dentro de la misma tubería y cerca de la superficie y se nota por fluctuaciones de corta duración en la THP, cuyo efecto no se nota cerca del fondo del pozo.
En todo caso, si el pozo no puede ser retornado a condiciones estabilizadas, las mediciones deben efectuarse mediante paradas por encima y por debajo de cada
 zona de producción, que incluyan no menos de tres ciclos para tener un promedio razonable.

6.       Problemas diagnósticos con el perfilaje de producción:

A veces es menester, por razones económicas, la completación de pozos con producción de diferentes zonas de manera conjunta, en una misma tubería de producción. Generalmente no es posible mantener una presión de fondo que permita producir todas las zonas juntas a una tasa de producción deseada. Los métodos de perfilaje de producción nos proporcionan medidas de la tasa de producción y el contenido de fluidos de cada una de las zonas, lo que permite tomar medidas que propendan al que el drenaje de los yacimientos sea llevado de manera optimizada.


El perfilaje de producción ofrece una forma rápida y económica para determinar y localizar las zonas de alta producción de agua o de alta relación gas petróleo, que el proceso de prueba de las zonas una por una (drill stem testing), durante el cual las zonas rara vez producen por separado en forma similar a como producen de manera conjunta. Cuando la producción viene de una zona de buen espesor y masiva, es esencial determinar si los fluidos ofensores están entrando desde el tope o desde el fondo de la zona, o si existe una distribución uniforme, o si pudiesen provenir de otras zonas, por detrás de la tubería.

 BIBLIOGRAFIA:
  • Mottola, Fabiola. Octubre 2001. Guía Interpretación de Perfiles de Producción.
  • Mottola, Fabiola. Octubre 2001. Guía Prueba de Pozos.
  • Silva Ramón, Ramones Miguel. “Análisis de Pruebas de Presión Nivel II”. PDVSA-CIED. Marzo 1997.

¿Qué son las herramientas de perfilaje continuo de producción?

1.       ¿Qué son las herramientas de perfilaje continuo de producción?

Es el grupo de herramientas que no utiliza empacaduras para direccionar el flujo de los fluidos en la tubería. Las herramientas sin empacaduras se prefieren por pobre las que tienen que ser empacadas siempre que las tasas sean lo suficientemente altas para dar resultados significativos. Son, en general, más confiables desde el punto de vista operacional, y además, no perturban el régimen de flujo como podrían hacerlo las herramientas empacadas.

2.       ¿Qué es PLT (Production Combination Tool) o PLT (Production Logging Tool)?

Generalmente las herramientas de perfilaje continuo de producción, se utilizan en una combinación de herramientas que se baja de una vez, con la cual se pueden grabar sucesivamente, en una misma corrida, hasta cinco de los parámetros de producción requeridos para el análisis de los problemas, en conjunto con un localizador de cuellos para el control de profundidad. A esta combinación de herramientas se le denomina PCT (Production Combination Tool) o PLT (Production Logging Tool).


 Esta combinación incluye las siguientes herramientas:
·         Medidor de Flujo
·         Gradiomanómetro
·         Termómetro
·         Calibrador
·         Manómetro
·         Localizador de Cuellos.

3.       Ventajas de la combinación de las diferentes herramientas:

Esta combinación, en oposición a la ejecución de varias mediciones con herramientas diferentes, tiene las siguientes ventajas:

·         Reducción en el tiempo de operación, pues el arreglo y corrida hacia el fondo del hoyo es apenas ligeramente mayor que el de una herramienta sencilla.
·         Todos los parámetros pueden ser adquiridos con el pozo fluyendo a varias tasas, incluyendo cero flujo, sin el requerimiento de excesivos tiempos de cierre para Reestabilización entre corridas.
·         Se puede añadir una herramienta de presión con lectura en la superficie, (si se requiere datos precisos de presión), mientras que en el caso contrario se tendría que correr una bomba tipo Amerada, de lectura en el fondo del pozo o en superficie, pero por separado.

4.       Herramientas:

A continuación, se presentan detalles sobre las diferentes herramientas, por separado.

·         MEDIDOR CONTINUO DE FLUJO (FLOWMETER)
*El medidor continuo de flujo es una herramienta de hélice del tipo flujo libre, cuya función es evaluar las tasas relativas de flujo con las cuales contribuye cada una de las zonas abiertas a producción que se encuentran en el pozo.

*Principio y Descripción de la Herramienta: El principio básico consiste en la medición de la frecuencia de rotación de una hélice que gira según la velocidad del fluido que se mueve en el pozo y pasa a través y frente a ella. La herramienta se corre centralizada para mantenerse en el centro de la columna de flujo y movida a velocidad constante a lo largo de la tubería, usualmente en contra de la dirección de flujo.

*Aplicaciones: Las principales aplicaciones de los medidores de flujo son las siguientes:

a. Generación del perfil de flujo en zonas múltiples que producen en una misma tubería. El perfil muestra cuales zonas fluyen y cuál es su contribución relativa en función de la tasa volumétrica total.
b. Perfiles de flujo realizados antes y después de tratamientos de estimulación (acidificación o fracturamiento) indican los cambios en el perfil después del tratamiento, permitiendo evaluar su eficiencia.
c. Perfiles de flujo tomados en pozos de inyección permiten monitorear los proyectos de recobro secundario, disposición de agua y almacenamiento de gas.
d. Cuando se produce agua o gas no esperados con la producción de petróleo, un medidor de flujo en conjunto con otras herramientas de producción permiten ubicar las zonas ofensoras antes de iniciar los trabajos de reparación.
e. Un medidor de flujo en conjunto con una medición de presión de fondo puede usarse para evaluar pozos de gas.

*Limitaciones: Aun cuando no existe un límite superior para las tasas que pueden medirse con los medidores de flujo del tipo continuo, si existe un límite práctico para el valor mínimo bajo el cual la herramienta es incapaz de registrar el flujo. Para determinar cuál es la velocidad de flujo suficiente para tener un registro utilizable, se requiere determinar la velocidad de la hélice que debe esperarse con la herramienta ubicada en el hoyo o tubería, por encima de todos los intervalos que produzcan o que reciben inyección. Si la velocidad de la hélice es mayor de 5 reps, el medidor puede ser usado con efectividad. En el caso de flujos monofásicos, la herramienta proporciona excelentes resultados y en el caso de mezclas de gas y petróleo, los resultados usualmente permiten una buena interpretación cuantitativa. Sin embargo, los perfiles tomados en mezclas de agua y petróleo solamente pueden usarse de manera cualitativa, a menos que las tasas sean suficientemente altas como para que las velocidades del flujo sean mayores de 200 pies por minuto en la tubería considerada.

·         MEDIDOR DE DENSIDAD DE FLUIDOS (GRADIOMANÓMETRO)

*Principio y Descripción de la Herramienta: El Gradiomanómetro está diseñado para medir con gran resolución cambios en el gradiente de presión. Esta información se usa para identificar la naturaleza de los fluidos presentes dentro del pozo, lo cual se logra midiendo la diferencia de presión entre dos sensores espaciados a dos pies. La diferencia de presión entre dos puntos en el pozo, en una tubería vertical, es el resultado de la suma de la diferencial de presión hidrostática más la pérdida por fricción. El término hidrostático es debido a la densidad promedio del fluido dentro del espaciamiento de dos pies de tubería (para agua por ejemplo es de 1.0 gr / cm2 (0.433 lbs / pulg2 por pie o lpc / pie). El término de fricción es el resultado de pérdidas de presión debidas a la fricción del fluido contra las paredes del pozo y la superficie de la herramienta.

*Aplicaciones: El gradiente de presión de un pozo productor o cerrado, es un parámetro importante que encuentra su aplicación en numerosos problemas de ingeniería. Entre ellos:

*Pozos viejos: El gradiomanómetro usado en conjunto con otras herramientas de producción proporciona información para diagnosticar problemas tales como entradas de agua o RGP muy alta, y permite que los programas de reparación resulten bien planificados.
Flujo bifásico (agua-petróleo, gas-petróleo o gas-agua): El gradiomanómetro, en conjunto con un medidor de flujo, proporciona suficiente información para resolver las tasas volumétricas de cada componente de la mezcla en cada zona de producción.

Flujo trifásico (petróleo, gas y agua): La entrada de cantidades significativas de gas libre en una columna de líquidos (agua y/o petróleo) resulta evidente en el registro. Del mismo modo, la entrada de agua en una columna de fluidos más livianos (petróleo y gas) también puede ser observada. No obstante, en el caso de flujo trifásico la interpretación del gradiomanómetro es cualitativa.

*Pozos nuevos: El gradiomanómetro junto con los otros sensores de la herramienta PCT (o PLT) puede usarse en la evaluación de pozos nuevos. En ciertos casos, es factible determinar aún la permeabilidad y el potencial a pleno flujo de las zonas productoras.

El gradiente de presión, que es normalmente requerido para otros propósitos, puede determinar con precisión la interfaz entre fluidos en un pozo estático y permite conocer los gradientes de gas, de petróleo y del agua de formación.

·         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.

*Principio de medición y descripción de la herramienta: Esta herramienta consiste en un elemento sensor conformado por un filamento de platino, cuya resistencia cambia con los cambios de temperatura al estar expuesto al fluido del pozo. El filamento es un brazo de un circuito sensitivo que controla la frecuencia de un oscilador en el cartucho electrónico de fondo. La unidad de medición de esta herramienta es grados Fahrenheit (°F).

*Aplicaciones: Es importante aclarar que las condiciones del pozo previas a la toma del perfil de temperatura determinan la utilidad de la medición. Los perfiles son tomados usualmente bajo condiciones estabilizadas de producción o de inyección o a intervalos regulares una vez que el pozo ha sido cerrado y las formaciones van retornando a su equilibrio geotérmico. Las aplicaciones más importantes son las siguientes:
a. Se pueden derivar perfiles semi-cuantitativos de pozos de inyección de agua o de gas con un registro corrido durante la etapa estabilizada.
b. La ubicación de las zonas que han recibido inyección se puede encontrar con una serie de perfiles tomados con el pozo cerrado después que la inyección se ha detenido.
c. Una serie de perfiles tomados después de un fracturamiento permite evaluar la efectividad del tratamiento.
d. 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.
e. La entrada de líquidos, petróleo o agua causa anomalías en el perfil.
f. Frecuentemente es posible detectar movimientos de fluidos por detrás de la tubería con un perfil de temperatura. Se han realizado algunos esfuerzos para ubicar las zonas productoras de agua por comparación de una serie de corridas efectuadas con pozo cerrado, con la corrida efectuada con el pozo produciendo a condiciones estabilizadas. La tasa de cambio de temperatura estará relacionada con la temperatura final e inicial, la conductividad y capacidad térmica de la matriz de la roca, las saturaciones de petróleo, gas y agua de la roca y la geometría del sistema. Debe suponerse que no hay flujo cruzado interno en la roca cuando el pozo se cierra en la superficie, condición que en la práctica es difícil de determinar. Dado que la temperatura del hoyo se desplaza del gradiente geotérmico por causa de la producción de los fluidos del pozo, la resolución de la herramienta se reducirá en los puntos de menor entrada. Obviamente, hasta los resultados cualitativos deben ser difíciles de obtener y por lo tanto, ser tomados con precaución.

·         CALIBRADOR A TRAVÉS DE TUBERÍA (THROUGH TUBING CALIPER, TTC)

*Principio y descripción de la herramienta: El calibrador a través de tubería dispone de tres brazos en forma de ballesta, cuyos movimientos quedan registrados por medio de un potenciómetro lineal ubicado en la parte inferior de la sonda.

*Aplicaciones: 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.

5.       HERRAMIENTAS ESPECIALES DE PRODUCCIÓN Y SUS MEDICIONES.

·         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. El principio se basa en un resorte helicoidal que cambia a medida que varía la presión. Los manómetros que existen son de cristal de cuarzo y de medida por esfuerzo. Se diferencian por su precisión y resolución. La unidad de medida de los manómetros es libras por pulgada cuadrada (lpc).

*Interpretación de los medidores de presión (Manómetros)
La interpretación del registro de presión depende de si la tasa de flujo es constante o variable.

*Tasa de flujo constante. Algunas de las técnicas de interpretación más usuales cuando la tasa de flujo es constante son el gráfico de Horner que 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.

*Tasa de flujo variable. Cuando la tasa de flujo es variable, el registro permite calcular la presión estática, la permeabilidad y la razón de daño, por la metodología descrita en los libros sobre análisis de pruebas de presión.

·         MEDIDORES DE RUIDOS (HIDRÓFONOS)
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*Los hidrófonos se usan para escuchar ruidos producidos en el fondo del pozo, con el fin de detectar roturas en las tuberías; permiten confirmar la interpretación de flujo detrás del revestidor y la detección de fluidos.

·         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. La herramienta lleva una cantidad de material radioactivo dentro del pozo que puede ser selectivamente liberada en la corriente del flujo. Los movimientos de fluidos pueden ser “trazados” dentro del pozo mediante uno o mas detectores de rayos gamma montados por encima y/o por debajo del eyector del material radioactivo.
*No se recomienda su uso con otros registros de producción debido a la contaminación que genera en el fluido.

·         HERRAMIENTA COMBINADA DE PRODUCCIÓN, PLT.

*La herramienta combinada para Registros de Producción (Fig. 1.8) suministra perfiles del flujo de fluidos en operaciones de producción / inyección. Estos perfiles muestran la cantidad de fluido que están siendo inyectados o producidos en intervalos diferentes y además revelan anomalías con respecto al movimiento de fluidos entre las zonas. Con esta información es posible realizar ajustes

*Al menos cinco herramientas individuales pueden ser incluidas en una sarta cuya ventaja principal es efectuar mediciones simultaneas más confiables, pues se anulan los efectos de variación de parámetros generados en el pozo entre una y otra operación individual. Un ejemplo de perfilaje con la herramienta PLT se muestra en la Fig. 1.9.

*Las principales aplicaciones de los Registros de Producción obtenidos con la herramienta combinada son:
-Evaluar la eficiencia de la completación.
-Detectar problemas mecánicos, conificación, adedamiento.
-Suministrar guía en trabajos de rehabilitación de pozos enlazados con proyectos de recobro.
-Evaluar la efectividad de tratamientos aplicados.
-Monitoreo de la producción e inyección.
-Detectar zonas ladronas, canalizaciones de cemento.
-Evaluación de formaciones usando modelos de una o varias capas.
-Identificar los límites del yacimiento para el desarrollo del campo.
-Determinar características del yacimiento, entre otras.


BIBLIOGRAFIA:
  • Mottola, Fabiola. Octubre 2001. Guía Interpretación de Perfiles de Producción.
  • Mottola, Fabiola. Octubre 2001. Guía Prueba de Pozos.
  • Silva Ramón, Ramones Miguel. “Análisis de Pruebas de Presión Nivel II”. PDVSA-CIED. Marzo 1997.