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REGISTRO DE TEMPERATURA Y MWD
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REGISTRO DE TEMPERATURA
Y MWD
REGISTRO DE TEMPERATURA
El registro de temperatura se utilizan en desempeño de los pozos productores.
En el año 1930:
Distribución de flujo.
Evaluación de los perfiles de inyección de agua
Diagnostico de la efectividad de apariciones de fractura miento.
Detección de tapones de cemento.
Aplicaciones de la Fibra Óptica
Con la aparición de la fibra óptica en 1980 se desarrollo una forma de medir la temperatura a lo largo de un tramo de fibra óptica.
A comienzos de 1990 esta tecnología se había aplicado en terminaciones de pozos de petróleo y gas.
DTS
La tecnología de medición de la distribución de la temperatura (DTS) emplea un rayo laser y un filamento continuo de fibra óptica para recolectar datos de la distribución espacial de la temperatura.
Es un sistema DTS de fibra óptica que obtiene mediciones extremadamente sensibles al temperatura del pozo en intervalos de cada metro de un pozo.
DTS (medición de la distribución de la
temperatura)
DTS (medición de la distribución de la
temperatura)
La luz puede dispersarse mediante fluctuaciones de la densidad o por composicionales mínima del vidrio atraves de u proceso conocido como dispersión de Raleigh o mediante vibraciones acústicas que modifican el índice de refracción de la fibra que se lo conoce como dispersión Brillouin.
El modo mas importante de dispersión de la luz es un tercer tipo denominada Raman, que surge de las colisiones inelásticas de talones con moléculas en el medio constituido por la fibra.
Sistema DTS analiza las señales
Raman Estas colisiones modifican
los estados de energía de vibración molecular. Un fotón disperso pude entregar energía de vibración a la molécula y elevarla de a un estado de vibracional mas alta o bien ganar energía, mediante el desplazamiento de la molécula a un estado vibracional mas bajo conocido como anti Stokes.
La energía transferida entre la dispersión Raman entre la molécula de dispersión y le fotón dependen de la temperatura. La cual comprende dos componentes:
La longitud de STOKES, su longitud de onda es mas larga y levemente mas sensible a la temperatura.
La luz se dispersa de retorno a la longitud de onda ANTI STOKES es mas corta y es intensamente sensible a la temperatura.
La luz dispersa el retorno se analiza además para determinar a distancia se origino dentro de la fibra, ya que cada pulso de entrada es de una longitud de 10ns, el intervalo desde el cual se origino, la luz se dispersa de retorno y corresponderá directamente a un segmento especifico de la fibra de u metro de largo.
Lo cual se pude calcular un registro de temperatura a lo largo de toda la fibra mediante una sola utilización de la fuente laser, el analizador y una temperatura en de superficie…
No existe la necesidad de puntos de calibración a lo largo de la fibra o de la calibración de la fibra antes de la instalación.
GRADIENTE GEOTERMICO
La tasa de aumento de la
profundidad por la unidad de
temperatura en la Tierra. Aunque el
gradiente geotérmico varía de un
lugar a otro, el promedio es de 25 a
30 ° C / km [15 ° F/1000 pies].
La temperatura de fondo de
pozo se puede calcular
mediante la adición de la
temperatura de la superficie con
el producto de la profundidad y
el gradiente geotérmico.
Diseñado para ofrecer un sistema de monitoreo de temperatura
permanente, que es capaz de realizar mediciones a lo largo de toda
la fibra y generar perfiles de temperatura en tiempo real con
resultados inmediatos permite la visualización de los datos a través
de un software especializado.
Util en pozos productores e inyectores, utilizando tecnología de
fibra óptica..
1.INSTALACIONES TÍPICAS
PERMANENTE Capilar cementado en el anular a lo largo de todo el pozo.
SEMIPERMANENTE Capilar sujetado a la tubería de producción o inyección a lo largo de todo el pozo.
TEMPORAL Capilar ubicado en el anular; entre la tubería de producción/inyección y el revestimiento a lo largo de todo el pozo.
2.SISTEMA DE DTS
Sistema portable que se adaptan al ambiente en superficie de pozo
3.APLICACIONES
Determinación de perfiles de temperatura en toda la trayectoria del pozo en tiempo real.
Detección de influjos de fluidos
Optimización de la producción a largo de la vida del pozo.
Monitoreo de la producción/inyección
4.BONDADES Y VENTAJAS
provee opcionalmente visualización en 3-D de los datos a través del tiempo.
El recubrimiento de la fibra óptica permite que la herramienta pueda estar expuesta gran cantidad de tiempo a temperaturas hasta de 700 ºC.
Reducción de los costos de operación
Minimiza la necesidad de realizar trabajos adicionales y/o correr registros de producción o inyección.
Obtención de información de perfiles de temperatura acertada y dinámica en tiempo real
Fidelidad de la data a lo largo de todo el pozo y durante toda la operación.
Para un sistema DTS se utilizan mediciones
del pozo es decir temperatura, para
determinar el gradiente geotérmico de un
pozo sobre la base de los cambios de
temperatura que se producen naturalmente
con la profundidad.
Los gradientes de temperatura son útiles para
correcciones de registros de pozos pero lo q
realmente lo que nos interesa son las
desviaciones con respecto al gradiente. A partir
de estas desviaciones, podemos inferir ciertas
características acerca de los fluidos que fluyen
desde un yacimiento.
FACTORES QUE INFLUYEN:
Flujo de fluido
Caida de presion
Lo que ocasiona un cambio en el
Volumen del liquido o del gas (lo que
ocaciona un cambio de temperatura)
Un pozo de gas en surgencia natural nos
ilustrara a partir de las mediciones DTS. Tres
instantáneas tomadas durante 25 horas
hacen posible la comparación de las
temperaturas a lo largo de múltiples
intervalos de terminación. Este tipo de
comparación revela que ciertas zonas,
incluyendo la zona más grande a
aproximadamente 2,680 m exhiben
temperaturas inalteradas, lo cual indica que
no son productivas.
Aplicado a un pozo ubicado en el área peninsular marina de Malasia, en el Mar del Sur de China. Cuando Talisman Malaysia Ltd. observo un problema de producción en un pozo del Campo Bunga Raya, el operador respondió con un tratamiento químico para remover las emulsiones y los polímeros dejados previamente por los fluidos de perforación. Inmediatamente después del tratamiento, el pozo experimentó un incremento de la producción, que pasó de 200 a 2,200 bbl/d [32 a 350 m3/d].
No obstante, la producción se redujo de la misma
forma drástica a las cinco horas volviendo al
problema inicial. Se sospechaba que se habían
formado emulsiones y asfaltenos en el pozo.
Talisman recurrió a Schlumberger y después de la limpieza, se encontró que el soporte de presión insuficiente de un pozo inyector de agua cercano era el elemento responsable de la expansión del casquete de gas en este pozo productor en proceso de declinación. El motivo del efecto de enfriamiento era la producción de gas resultante de la expansión del casquete de gas, que a su vez limitó la producción de líquidos. La combinación de los gastos (tasas de flujo, velocidades de flujo, caudales, ratas) de gas con la producción de petróleo y agua creó una emulsión viscosa compacta que finalmente obstaculizó la producción de este pozo.
LA
INCORPORACIÓN
DE OTRA
DIMENSIÓN
Sistema de monitoreo DTS
se puede bajar en un pozo con línea de acero o dentro de una
tubería flexible; una vez concluida la operación, la fibra óptica se
extrae del pozo. Mediante la obtención de una serie de
levantamientos térmicos durante un período dado, se puede
compilar una visualización 3D para rastrear el avance de un evento
térmico en el espacio y el tiempo. La visualización de los datos DTS
como una serie de trazas permite identificar las propiedades del
desempeño del pozo a través del tiempo en aplicaciones de
producción, inyección y estimulación acida.
APLICACIONES
medición de la temperatura en pozos con recuperación asistida de
petróleo pesado o pozos de drenaje en Canadá, son agresivos para
los sistemas de fibra óptica (se degradan debido a los niveles de
hidrogeno y altas temperaturas). Pero la fibra óptica WellWatcher
BriteBlue para ambientes rugosos, los sistemas DTS pueden tolerar
mejor el calor, resistir más la degradación por hidrógeno y
comprender mejor el proceso de inyección de vapor. Este
conocimiento nos ayudara a prolongar la vida productiva de los
pozos e incrementar el proceso general de recuperación de
hidrocarburos.
PRINCIPALES APLICACIONES DE LA
FIBRA OPTICA EN PERFIL DE
TEMPERATURA
Indentificación de flujos de gas y liquido en
determinadas zonas.
Monitoreo de inyección de agua por zonas.
Monitoreo del bombeo neumático basándose
en el comportamiento de sus válvulas
Identificación de flujos de Gas y
Liquido
Para una sola zona.-
La fibra óptica puede identificar
los cambios de temperatura en
el yacimiento, por lo que
también puede identificar el
cambio de fluidos del pozo.
Para múltiples zonas.-
Se sabe que las temperaturas
geotermales de los fluidos en
el yacimiento varían en
función de la profundidad,
por lo que la temperatura de
un fluido superior que fluye a
superficie será mayor a la
temperatura de un fluido
inferior que fluye a superficie.
Dicha variación de temperatura puede ser identificada por el registro.
La temperatura en el punto de confluencia de
las dos corrientes de fluido refleja el
porcentaje de flujo entre el flujo del
yacimiento inferior y el fluido total producido.
Medición de temperatura con fibra óptica.-
Monitoreo de inyección de agua por
zonas.- La finalidad de
esta prueba es
estimar la
presencia de
formaciones
permeables,
se la realiza de
la siguiente
manera:
Lo primero que se hace es cerrar el pozo y esperar que se caliente hasta el gradiente geotérmico.
Se inyectará agua al pozo, esperando que este alcance nuevamente la temperatura del gradiente geotérmico.
En caso de existir alguna formación permeable, el agua inyectada enfriara aun mas el pozo.
La magnitud de este efecto está en función del gasto de inyección, la permeabilidad del intervalo, el tiempo y las propiedades térmicas de los fluidos y de la roca.
Monitoreo del bombeo neumático
basándose en el comportamiento de
sus válvulas
El DTS puede ser usado para monitorear el
desempeño de los mandriles de Bombeo
Neumático. El efecto Joule Thompson de
enfriamiento de gas fluyendo a través del
mandril identifica su localización y enfría el
flujo de producción, dando una indicación
cualitativa de la eficiencia del mandril. Un
mandril que esta bacheando gas, en vez de
operar normalmente, será identificado
usando un sistema de monitoreo termal
dependiente del tiempo.
Ejemplo de aplicación.-
Objetivo.-
Verificar el correcto funcionamiento de
bombeo neumático de las 4 válvulas con que
cuenta un pozo de la región sur.
Materiales.-
Se utilizó Línea de Acero con Registro de
Temperatura Distribuida.
Las profundidades de las
válvulas son:
-Válvula 1: 1668[metros]
-Válvula 2: 2329[metros]
-Válvula 3: 2939[metros]
-Válvula 4: 3283[metros]
Observaciones.-
-A los 3100 metros de
existe enfriamiento entre
las válvulas 3 y 4.
Gráfica Temperatura vs. Tiempo de las 4 válvulas
-Los análisis termales revelan constante actividad en la válvula 4 y ninguna actividad en otras, sugiriendo una buena operación del sistema de bombeo neumático.
-El evento de enfriamiento entre las válvulas 3 y 4 sugiere una fuga menor en la tubería de producción aproximadamente a una profundidad de 3100m.
-Se realizó el intento de registrar con la línea de fibra óptica a través del yacimiento frente a los disparos, sin embargo no fue posible pasar la línea a través del intervalo productor para registrar los flujos debido a obstrucciones en el fondo del pozo. Consecuentemente, los datos parcialmente reunidos no fueron suficientes para proveer de un análisis de la contribución de flujo.
Conclusiones.-
a) El análisis térmico revela actividad únicamente en la válvula 4, localizada a 3283m, sugiriendo buenas condiciones de operación del sistema de bombeo neumático del pozo estudiado.
b) Las otras 3 válvulas del sistema de bombeo neumático reportadas no muestran ninguna actividad a lo largo del registro.
c) El evento de enfriamiento entre las válvulas 3 & 4 puede indicar una fuga en la tubería de producción aproximadamente a una profundidad de 3100 m. Esta apreciación en relación con el estado de la TP puede requerir de estudios adicionales para definir su estado.
d) No fue posible bajar la línea de acero con fibra óptica a través del intervalo productor para monitorear los flujos debido a obstrucciones de fondo.
e) El monitoreo de los perfiles de temperatura a través del sistema de fibra óptica claramente detectó eventos térmicos en el pozo, dando así información esencial sobre la funcionalidad de las válvulas del sistema de bombeo neumático y la hermeticidad de la TP
3.-SISTEMA MWD (MEASUREMENT WHILE DRILLING) El sistema MWD se ha diseñado con el propósito de obtener información en tiempo real durante la perforación de un pozo mediante la utilización de un dispositivo electromagnético localizado en el BHA, información que se envía a superficie a través de un sistema de telemetría .El sistema MWD tiene los siguientes componentes:
•Sistema de potencia
•Sistema de telemetría
•Sensores direccionales
3.2.1 SISTEMA DE POTENCIA. Los sistemas de potencia de las herramientas MWD pueden ser: •Baterías, proporcionan potencia a la herramienta sin necesidad de fluido de perforación, se utilizan si el registro de datos se hace durante el viaje de salida de la herramienta fuera del pozo. Las baterías de litio tiene un excelente rendimiento a altas temperaturas, proporcionan una fuente estable de voltaje hasta el final de su vida útil y no requieren elementos electrónicos complejos. Son seguras a bajas temperaturas, sin embargo a temperaturas superiores a 180o C pueden tener una reacción violenta y explotar con gran fuerza.
•Turbinas, van en la herramienta y requieren de fluidos de perforación para mover un rotor que es colocado dentro del collar, el fluido se canaliza a través del rotor por medio de un estator y la fuerza rotacional generada se transmite a un alternador a través de un eje. La potencia generada por el alternador es una corriente alterna trifásica de frecuencia variable la cual requiere de un circuito eléctrico para convertir la corriente alterna a corriente continua. Los rotores para las turbinas de este equipo deben tener capacidad para trabajar bajo varios niveles de tasas de flujo para acomodarse a las condiciones de perforación del pozo.
3.2.2 SENSORES DIRECCIONALES. Los sensores direccionales se muestran en un arreglo de 3 magnetómetros y 3 acelerómetros. Los acelerómetros miden la componente G en sus tres ejes para calcular la inclinación, los magnetómetros miden el campo eléctrico B, esta medida combinada con las de los acelerómetros es usas para calcular el azimut En algunas localizaciones geográficas donde la componente horizontal del campo magnético terrestre es pequeña se puede afectar la exactitud de las lecturas y contribuir al error acumulativo en posicionamiento. Se presentan casos típicos al perforar pozos horizontales a 90o C de inclinación con 90o C de azimut, en esos casos es necesario incrementar la cantidad de material no magnético en el BHA para corregir el error en azimut.
3.2.3 TELEMETRÍA. La telemetría constituye un sistema de medición, transmisión y recepción de información a distancia. La medición de datos se realiza a través de sensores transductores que codifican para transmitir, a la estación rectora. La información obtenida a través de los sistemas de telemetría es diversa y se pueden mencionar datos de velocidad, presión, temperatura, intensidad de flujo o móviles que incluyen receptores, grabadores y equipo adecuado para el análisis y despliegue de datos. Los datos obtenidos pueden transmitirse en formato análogo o digital, un sistema de telemetría consta de un sensor de medición, un codificador que permite llevar las lecturas del sensor a impulsos eléctricos y un radiotransmisor modulado con una antena. Existen diversos sistemas de telemetría.
•Telemetría eléctrica
•Telemetría con fibra óptica
•Telemetría acústica
•Telemetría mediante pulsos de lodo
•Telemetría electromagnética
Con el propósito de sustentar de manera adecuada el estudio a realizarse entre herramientas acimutales y convencionales el sistema de telemetría con pulsos de lodo será descrito con mayor detalle.
3.2.3.1 TELEMETRÍA POR PULSOS DE LODO
El sistema por pulsos de lodo utiliza para su funcionamiento un collar no magnético en el que se sitúa una sonda electrónica equipada con sensores que miden los diferentes parámetros codificados en sistema binario luego son enviados a superficie a través del lodo mediante una onda continua de pulsos de presión. a) Sistema de telemetría de pulso de lodo positivo. Este sistema se fundamenta en la generación de un incremento de presión en la columna de lodo extendido hidráulicamente el “poppet” hacia un orificio, generando una restricción momentánea al flujo de lodo. La presión positiva resultante es detectada en la superficie por un transductor de presión en línea de flujo, ubicado cerca de la tubería
Las comunicaciones entre la superficie y el fondo son provistas por el
fluido de perforación. Los surveys y registros eléctricos se graban en
una memoria de fondo y pueden ser obtenidos en los viajes a
superficie. Los surveyvs se obtienen entre las conexiones de
tuberías, antes o después de ellas, circulando las bombas y
sosteniendo la tubería por unos segundos con las bombas
encendidas.
b) Sistema de telemetría de pulso de lodo negativo. El diseño simple del pulser basa su funcionamiento en el movimiento de una válvula que libera momentáneamente fluido desde el interior de la sarta de perforación hacia el anular, creando una caída de presión lo cual se propaga hacia la superficie como un pulso negativo (ver Figura 18). La amplitud de la señal del pulso negativo es función del diferencial de presión (350-3700psi) existente entre la sarta de perforación y el anular.
Los diámetros comercialmente conocidos son de 6” (171mm), 8”(203mm), y 9 ½” (241mm) a una rata de 5 bps. El diseño simple del pulsador emplea una parte movible en una válvula deslizante de asiento y tapón. Durante 100 milisegundos la válvula se abre para cada pulso, en este tiempo se pueden quedar restos del lodo en el intake de la válvula. Sin embargo, una vez que la válvula se cierra el flujo del lodo lava parte “sucia” del intake. L a rápida acción de la válvula crea pulsos muy exactos y discretos. El pulsador negativo se coloca al tope de la herramienta LWD para alcanzar el mínimo espaciamiento entre el sensor y la broca. Se utiliza un dispositivo denominado “float sub” encima del pulsador para prevenir que el flujo se regrese a través de la válvula mientras se hacen los viajes
TIPOS DE MWD
El significado de esta abreviación es
¨Measurement While Drilling¨ que significa
medición durante la perforación.
Se tienen de varios tipos, pero se puede
agrupar de la siguiente manera:
Recuperables.- TENSOR –
QDT
Fijos.- BAKER, NAVITRAK.
La ubicación de esta
herramienta es dentro
de un portamechas
antimagnético, conocido
con el nombre de
Monel, que protege al
MWD de todo el
magnetismo e
interferencia que pueda
ser creado por otra
herramienta y por el
magnetismo natural de
la tierra.
La principal función del MWD es la de medir: •La inclinación del ángulo.
•El azimut. •El Tool Face.
Además permite mediciones de: •Temperatura.
•Rayos Gamma. •Prueba de integridad de la formación (LOT).
El tiempo que tarda el MWD en proporcionar toda esta información es de aproximadamente 2 minutos. Las lecturas del MWD son efectuadas a partir de los 17 metros sobre del trepano.
FUNCIONES DEL MWD
Pulser
PDM
DAS
SFS
Batería
Pulser.- Su función es similar al
del QDT, transmitir información
desde el fondo hacia la
superficie.
PDM.- Controla el movimiento del
Pulser, mediante una frecuencia
de ondas electrónicas que
indican cuando abre o cierra una
válvula para crear los pulsos.
EL MWD DE BAKER CONSTA DE LAS SIGUIENTES
PARTES:
Batería.- esta parte es la que proporciona la energía
al sistema. (150 horas de funcionamiento continuo).
DAS.- Es el cerebro de todo el sistema, que tiene
sensores magnéticos de tres ejes y acelerómetros de
tres ejes y un sensor de temperatura. Estos sensores
tienen la capacidad de determinar el campo
magnético y gravitacional de la tierra con gran presión
y determina la temperatura de fondo del pozo
SFS.- O también conocido como flow Switch, cuya
función es la de detectar el flujo del lodo de
perforación y producir una señal lógica al DAS. El
SFS es un dispositivo acústico activo por el sonido o
vibración.
EJEMPLO DE APLICACIÓN
El siguiente caso corresponde a una aplicación en un pozo de la región Sur de México. El objetivo principal del análisis de temperatura es verificar la funcionalidad de las válvulas del sistema de bombeo neumático de este pozo y asegurar la detección de posibles anomalías.
Se utilizo la unidad de línea de acero con Registro de Temperatura Distribuida la cual se corrió dentro del pozo de tal forma que se alcanzo la mayor profundidad.
Unidad de línea de acero
Funcionalidad de las válvulas de bombeo neumático.
Durante el monitoreo de este pozo, se notaron eventos termales en la válvula 4, localizada a 3283m. Además, un pequeño efecto de enfriamiento se observó a una profundidad de aproximadamente 3100m, entre las válvulas 3 y 4.
Válvulas situadas a 1668m,2329m,2939m y 3283m.
Efectos observados en el gráfico de la Temperatura Vs Tiempo.
Gráfico de perfiles de Profundidad Vs Temperatura seleccionados.
Grafico en 3D de todos los perfiles de Temperatura Vs Tiempo
Conclusiones de este caso.
a) El análisis térmico revela actividad únicamente en la válvula 4, localizada a 3283m, sugiriendo buenas condiciones de operación del sistema de bombeo neumático del pozo estudiado. b) Las otras 3 válvulas del sistema de bombeo neumático reportadas no muestran ninguna actividad a lo largo del registro.
c) El evento de enfriamiento entre las válvulas 3 & 4 puede indicar una fuga en la tubería de producción aproximadamente a una profundidad de 3100 m. Esta apreciación en relación con el estado de la TP puede requerir de estudios adicionales para definir su estado.
Conclusiones de este caso.
d) El monitoreo de los perfiles de temperatura a través del sistema de fibra óptica claramente detectó eventos térmicos en el pozo, dando así información esencial sobre la funcionalidad de las válvulas del sistema de bombeo neumático y la hermeticidad de la TP. e) No fue posible bajar la línea de acero con fibra óptica a través del intervalo productor para monitorear los flujos debido a obstrucciones de fondo.
