APLICACIONES
Henry Falcón Zacarías
Luis Eliseo Castillo Mondragón
HERRAMIENTA
Luis Contreras López
Omar Nava Andrade
SARTA MDT
Posee un diseño innovador y modular que permite personalizar la herramienta para las aplicaciones necesarias.
La herramienta MDT puede ser configurada en el lugar para obtener los requerimientos exactos dependiendo de las necesidades particulares de la evaluación del pozo.
ARREGLOS
COMPONENTES
Módulo electrónico de poder: Convierte la corriente alterna AC a corriente directa DC para suministrar energía a todos los módulos en la herramienta. Es una parte esencial de cualquier configuración MDT.
Módulo hidráulico de poder: Contiene un motor eléctrico y una bomba hidráulica que suministra fuerza hidráulica para instalar y quitar los módulos de probetas únicas y probetas dobles. Posee un acumulador que le permite a las probetas de prueba retraerse automáticamente y prevenir un atrapamiento de la herramienta.
Módulo de probeta única: Contiene el arreglo de la sonda, los manómetros, los sensores de resistividad de fluidos y temperatura, así como una cámara de 20 cm3 de prueba preeliminar.
Módulo de probeta doble: Contiene dos probetas montadas a 180° en el mismo bloque. Cuando se combina con un módulo de probeta única, se convierte en un sistema multi-probeta capaz de determinar la permeabilidad vertical y horizontal.
Módulo de doble empacador: Utiliza dos empacadores inflables, puestos contra la pared del pozo, para aislar una sección de 3 a 11 pies de la formación y facilitar el acceso a la formación en un área de la pared que es miles de veces mayor que la superficie de la probeta estándar.
Esto permite extraer fluidos de la formación a mayores gastos sin caer por debajo del punto de burbuja y proporciona una estimación de la permeabilidad con un radio de investigación en decenas de pies.
Es útil para hacer mediciones de la presión y la toma de muestras de fluidos en condiciones difíciles (formaciones vugulares, fracturadas y no consolidadas). Además el módulo de doble empacador puede ser utilizado para las pruebas de estrés in-situ y pruebas de mini-frac.
MDT: Probador de Formaciones (Modular Dynamic Tester)
TCC-BF: Cartucho de Telemetría
SGT-L/N: Rayos gamma para correlación
MRPC: Módulo Electrónico de Poder
MRMS (1): Módulo de multi-muestreo (para 6 muestras de 450 cc c/u)
MRPO (3): Bomba para desplazar fluidos (Standard)
MRSC (1): Módulo de cámara sencilla
CFA: Analizador óptico de fluidos
MRPO (2): Bomba para desplazar fluidos (High Pressure)
LFA (2): Analizador óptico de fluidos
MRHY (2): Módulo Hidráulico de Poder
MRPS: Probador con Probeta Extra-Largo
MRBA: Booster de poder
MRHY: Módulo Hidráulico de Poder
MRPQ: Probador con Probeta Quicksilver
LFA: Analizador óptico de fluidos
MRPO : Bomba para desplazar fluidos (High Pressure)
EQUIPOS EN SUPERFICIE
Paquete de manguera.
Árbol EZ unidad de control y bomba de inyección de glicol.
Cabezal.
Válvula de seguridad del cabezal.
Equipo cableado para cabezal del pozo.
Registro de la unidad de deslizamiento, equipo de cómputo.
Unidades de adquisición de datos.
Sistema de paro de emergencia.
Cabecera de datos.
Choke manifold.
Calentador e intercambiador de vapor.
Separador trifásico.
Manifold de aceite.
Tanque de compensación.
Bomba de trasiego.
Compresor de aire.
Manifold de gas.
Supporting boom.
Quemador
Los equipos en superficie para las pruebas de formaciones son:
OBJETIVOS
Mediante la toma de gradientes de presión en la formación es posible definir:
Densidad de fluidos in-situ para identificar zonas con gas, aceite o agua.
Diferente grado de comunicación hidráulica vertical en formación.
La profundidad de los contactos gas-aceite y aceite-agua si existen.
Zonas agotadas y no agotadas en presión.
Caracterizar las barreras horizontales y verticales para alimentar los Simuladores de Yacimiento.
También se puede medir la anisotropía de la permeabilidad en la formación. En un solo viaje, la herramienta MDT es capaz de adquirir la mayoría de los datos requeridos, necesarios para la correcta y oportuna toma de decisiones.
Cuando sólo se desea la toma de presión de formación, se puede emplear la herramienta XPT que solo mide presiones y puede ser combinable con cualquier otra herramienta de registros y de esta manera optimizar el tiempo para posteriormente ir a fluir las mejores zonas en términos de movilidad (previamente obtenidas con el XPT), mediante el MDT con su analizador óptico LFA y/o CFA o ambos, así como cámaras de muestreo para recuperación de muestras de fluidos en las zonas a caracterizar por el laboratorio.
Con el analizador óptico de fluidos LFA (Live Fluid Analyzer), es posible definir:
El tipo de fluido contenido en la capa probada.
Presencia de agua o su corte.
Si se encuentra aceite, es posible definir una relación gas-aceite durante el muestreo.
En los últimos años, la tecnología ha progresado en este aspecto. Hasta no hace mucho tiempo, no se consideraba factible obtener muestras en agujero descubierto de calidad PVT mediante un probador de formación operado por cable, como el probador RFT.
Durante el proceso de perforación, el filtrado del lodo invade la formación, en mayor o menor grado. Por lo general, las muestras obtenidas por la herramienta RFT estaban contaminadas con filtrado de lodo.
La situación se ha visto más complicada aún con la difusión del uso de los lodos base aceite (OBM).
El filtrado del lodo base aceite es miscible con el hidrocarburo del yacimiento, lo cual dificulta aún más la detección de la contaminación, además de que las consecuencias de la misma son mucho más serias, puesto que el filtrado de lodo puede alterar en forma significativa las propiedades PVT del fluido.
La herramienta MDT ha permitido superar las limitaciones del RFT, ya que fue diseñada específicamente para extraer muestras de fluidos de un yacimiento.
IMPORTANCIA DEL MDT
El manejo adecuado de los yacimientos requiere medidas de presión de formación en un amplio rango de condiciones. La obtención de muestras representativas del fluido de formación y determinación de permeabilidad y la anisotropía de la formación son igualmente importantes.
Las medidas de presión tomadas directamente en la cara de la formación se grafican contra profundidad para producir un perfil de presión. El perfil resultante es extremadamente importante para analizar los yacimientos vírgenes o en desarrollo.
En yacimientos vírgenes, los perfiles de presión se pueden combinar con información geológica, de núcleos, sísmica y registros eléctricos para desarrollar un modelo estático del yacimiento.
Los perfiles de presión en yacimientos en desarrollo pueden ofrecer un entendimiento del movimiento de los fluidos dentro del yacimiento. Estos perfiles combinados con la historia de producción, medidas de pruebas de pozos, registros de saturación de fluidos y el modelo de yacimiento estático, son usados para modelar la respuesta dinámica del yacimiento, crucial para la optimización de la recuperación final.
DEFINICIÓN
Manuel Antonio Sandoval Cupil
PRUEBAS DE FORMACIÓN MDT Y XPT
El Probador Modular de la Dinámica de la Formación (MDT), se utiliza rutinariamente para obtener muestras de fluidos y medir las presiones de la formación en pozos descubiertos.
El concepto principal de la herramienta MDT es modularidad (varios módulos con funciones específicas), lo que la hace muy versátil. Una sarta de MDT puede ser configurada de acuerdo a los objetivos de la prueba.
La herramienta MDT (Modular Formation Dynamics Tester) proporciona mediciones rápidas y precisas de presión y toma de muestras de fluido de alta calidad.
A través de InterAct todos los datos del trabajo son monitoreados en tiempo real desde la oficina de DCS u opcionalmente desde la oficina del cliente (PEMEX).
LÍMITES
ESPECIFICACIONES MDT (SCHLUMBERGER)
CONFIGURACIÓN DE PROBETA ÚNICA
Diámetro externo
4.75 pulg. (120.6 mm)
Tamaño mínimo de agujero
5 7/8 pulg. (149.2 mm)
Tamaño máximo sin accesorios
14.25 pulg. (361.5 mm)
Tamaño máximo con accesorios
24 pulg. (610 mm)
Presión
25,000 psi (17,235 kPa)
Temperatura máxima
400 °F (205 °C)
CONFIGURACIÓN DE DOBLE PROBETA
Diámetro externo
6.00 pulg. (152.4 mm)
Tamaño mínimo de agujero
7.62 pulg. (193.6 mm)
Tamaño máximo sin accesorios
13.75 pulg. (336.5 mm)
Tamaño máximo con accesorios
15.00 pulg. (381.00 mm)
Presión
25,000 psi (17,235 kPa)
Temperatura máxima
400 °F (205 °C)
RESULTADOS
Compañía: PEMEX Exploración y Producción
Campo: Calicanto
Pozo: Calicanto-1
Registro probador dinámico de formaciones – MDT
Fecha de Registro: Del 4 al 5 de Febrero del 2011
Fecha de Reporte: 10- Febrero del 2011
Analista de Registro: Edher Loaeza (Ing Yacimientos)
Emilie Peyret (Ing Yacimientos)
Nelly De Nicolais (Domain Yacimientos)
Intervalo Evaluado: 3586 / 3712m MD
Cuando se considera que el fluido es representativo del fluido de la formación, se puede suspender el bombeado y desviar el fluido a una cámara de muestreo.
En los pozos en los que el fluido de perforación es base aceite o en los que el fluido está cercano a la presión de saturación, el módulo Analizador Óptico de Fluidos (OFA) puede resultar de gran utilidad.
Si el filtrado de lodo es a base de aceite, la resistividad no es capaz de diferenciar entre el filtrado y el fluido de la formación. En este caso, la herramienta OFA se puede utilizar para diferenciar los fluidos analizando la forma en que la luz de las regiones visible e infrarroja es absorbida por la línea de flujo del fluido. La línea de flujo pasa a través de dos sensores ópticos independientes. En uno de ellos se utiliza espectroscopía de absorción para detectar y analizar el líquido. En el otro sensor, una medición de reflexión de luz detecta la presencia de gas.
El valor de la permeabilidad ayuda a decidir la factibilidad de extraer una muestra a esa profundidad, mientras que el perfil de presión versus profundidad permite identificar la naturaleza del fluido.
Si se decide tomar una muestra, el módulo de bombeo se utiliza para extraer el fluido de la formación a través de la línea de flujo, para luego arrojarlo en el hoyo. La celda de resistividad adyacente a la sonda permite diferenciar entre agua salada e hidrocarburo.
La resistividad del fluido bombeado será en un principio la misma del filtrado del lodo. A medida que se limpia, la resistividad tiende a un valor constante, característico del fluido de la formación. Si se trata de una formación con presencia de hidrocarburos, la medición de resistividad se satura a un valor alto, mientras que si se trata de una formación acuífera, la medición de resistividad se estabilizará en un valor característico de la resistividad del agua de la formación (baja resistividad).
La resistividad distingue el hidrocarburo del filtrado de lodo a base de agua (WBM), mientras que el análisis óptico discrimina el gas del líquido y los hidrocarburos del filtrado del lodo base aceite. Al poder reconocer en tiempo real los fluidos que pasan por la herramienta, se puede garantizar la extracción de muestras puras.
Esta herramienta incorpora una bomba que permite bombear el fluido de la formación dentro del pozo, con el objeto de limpiarlo y acondicionarlo para la muestra.
Una vez que el fluido se encuentra en su estado puro, se toma una muestra representativa del mismo en una cámara de muestreo.
La herramienta es capaz de identificar el fluido que pasa por ella por medio de una medición de resistividad y de un análisis de absorción de luz en la región visible y casi infrarroja.
La herramienta se asienta a la profundidad deseada forzando hidráulicamente la sonda contra la pared de la formación. La sonda corta y atraviesa el revoque para establecer una comunicación con la formación, mientras que la empacadura de goma que la rodea aisla la sonda de la presión hidrostática del pozo.
Una vez colocada la herramienta, se puede realizar una prueba preeliiminar que consiste en extraer hasta 20 cm3 del fluido mediante el desplazamiento de un pequeño pistón.
PROCEDIMIENTO
Su construcción modular permite que la herramienta MDT se pueda configurar de varias maneras.
La selección de los módulos y su posición dentro de la sarta de herramientas, dependen de los objetivos de la operación y de las características y condiciones del pozo.
ESPECIFICACIONES MDT (SCHLUMBERGER)
CONFIGURACIÓN DE DOBLE EMPACADOR
Diámetro externo
5.00 a 10.00 pulg. (127.0 a 254 mm)
Tamaño mínimo de agujero
5 7/8 pulg. (149.2 mm)
Tamaño máximo de agujero
14.75 pulg. (374.6 mm)
Presión máxima
25,000 psi (17,235 kPa)
Temperatura máxima
325 °F (163 °C)
MÓDULO LFA
Diámetro externo
4.75 pulg. (120.6 mm)
Longitud
5.83 pies (1.7 m)
Peso
161 lbm (73 kg)
Rango
0 a 5 densidad óptica
Precisión
0.01 densidad óptica
Presión
25,000 psi (17,236 kPa)
Temperatura
350 °F (176 °C)
ESPECIFICACIONES DEL MANÓMETRO (SCHLUMBERGER)
MEDIDOR DE TENSIÓN
Rango
0 a 25,000 psi (0 a 17,236 kPa)
Precisión
0.10% escala completa
Repetitividad
0.06% escala completa
Resolución
0.1 psi (0.689 kPa)
Temperatura
400 °F (205 °C)
MEDIDOR DE CRISTAL DE CUARZO
Rango
0 a 25,000 psi (0 a 17,236 kPa)
Precisión
2.0 psi (13.8 kPa) + 0.01% de lectura
Repetitividad
<1.0 psi
Resolución
0.01 psi
Temperatura
400 °F (205 °C)
¡GRACIAS!
VENTAJAS Y/O DESVENTAJAS
VENTAJAS
DESVENTAJAS
Extrae fluidos de la formación limpias de contaminación por lodo.
Al permanecer estáticos durante la operación, estos dispositivos corren el riesgo de quedarse atascados en pozos difíciles o sobre presionados, o en pozos muy desviados.
Mediciones en tiempo real, y datos críticos.
Costo elevado.
Identificación de fluidos a través de OFA Y Resistividad.
No funciona en agujero entubado. Para este caso, se utiliza el CHDT.
Prueba y muestreo en formaciones de baja permeabilidad, laminadas, fracturadas, no consolidadas y heterogéneas.
Mediciones de presión rápidas y repetibles.
Pruebas más rápidas en las pérdidas de sellado de baja permeabilidad o reducidas.
Presión, volumen y temperatura (PVT) de muestras de fluido de la formación.
Si las condiciones del pozo son favorables, la herramienta puede correrse con TLC en agujeros con un diámetro interno pequeño de 5 1/2 pulg. (14cm).
Al permanecer estáticos durante la operación, estos dispositivos corren el riesgo de quedarse atascados en pozos difíciles o sobre presionados, o en pozos muy desviados.
APLICACIONES
Medición de la presión formación y la identificación los contactos.
Toma de muestras de líquido de formación.
Medición de permeabilidad.
Medición de permeabilidad anisotrópica.
Mini-prueba DST y evaluación de la productividad.
Evaluación de movilidades de los fluidos.
Estimación de gradiente de presiones.
La evaluación de formaciones con registros de pozos entubados es menos común porque es más difícil medir las propiedades de la formación a través del revestidor y el cemento. A pesar de estos obstáculos, las mediciones en pozos entubados han aportado información vital desde la década de 1930.
La presión del yacimiento es una de las propiedades clave que emplean los ingenieros, geólogos y petrofísicos para caracterizar zonas de interés. Se puede medir de varias maneras, algunas de las cuales también permiten la obtención de muestras de fluidos de la formación.
INTRODUCCIÓN
Socorro de Jesús Reyes Higa
PRUEBAS DE FORMACIÓN MDT y XPT
EQUIPO 3
1.- Luis E. Castillo Mondragón
2.- Luis E. Contreras Pérez
3.- Henry Falcón Zacarías
4.- Omar Nava Andrade
5.- Socorro de J. Reyes Higa
6.- Manuel A. Sandoval Cupil
INGENIERÍA PETROLERA
CARACTERIZACIÓN DINÁMICA DE YACIMIENTOS
AULA: D101
HORARIO: LUN Y MIE 19:00-21:00 HRS.
INTRODUCCIÓN
Las compañías de exploración y producción evalúan los yacimientos de petróleo y de gas de muchas maneras. Quizás los métodos de evaluación más comunes son los registros geofísicos de pozo abierto, introducidos por Schlumberger hace 75 años.
Estas técnicas emplean registradores y equipos de control en superficie conectados mediante un cable conductor a dispositivos de medición bajados al fondo del pozo que envían las señales a la superficie.
La medición y el registro de datos se pueden efectuar durante la perforación mediante técnicas desarrolladas durante la década de 1990. (MWD y LWD).
CONTENIDO
Introducción
Definición
Herramienta
Componentes
Equipos en superficie
Límites
Aplicaciones
Procedimientos
Resultados
Ventajas y/o Desventajas
Conclusiones
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42
Universidad Olmeca
10/7/2015
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Universidad Olmeca
10/7/2015
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