UNIVERSIDAD AUTÓNOMA DE GUADALAJARA CAMPUS TABASCO FACULTAD DE INGENIERÍA INGENIERÍA PETROLERA
PORTAFOLIO REGISTROS GEOFÍSICOS
Docente: Diana Xiuhnelli Herrera Solís. Colaboradores: Monserrat Coronado Rosaldo / Lina Yadira Domínguez Zavala / Sheyla Eliand González López / Sofía López Toledo / Sandra Valeria Vallejo Vargas.
Villahermosa, Tabasco, Junio 2017.
Índice Introducción!!!!!!!!!!!!!!! ..!!!!!!!!!!!!!! 3 1 Introducción a los registros geofísicos !!!!!! .!!!!!!!!!!! 4 1.1 ¿Qué es un registro?............................. registro?........................................... ............................ ........................... ................... ...... 4 1.3 Evolución de registros en pozos!!!!!!!!!!!!!!!! . 4 1.4 Clasificación de los registros !!!!!!!!!!!!!!!!! ... 4 1.5 Evolución de los registros geofísicos !!!!!!!!!!!!!! . 6 2 Geología y petrofísica básica para registros geofísicos de pozo !.!!!.!!7 2.1 Aspectos geológicos!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!! ..7 2.2 Porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos !!!!!!!!! 7 2.3 Propiedades eléctricas de la roca!!!!!!!!!!!!!!! .. 9 2.4 Propiedades acústicas de la roca!!!!!!!!!!!!!!! . 11 3 Ambiente de medición de los registros geofísicos de un pozo !!!!!...!.12 3.1 Diámetro y forma del agujero !!!!!!!!!!!!!!!!! ..12 3.2 Lodo de perforación, enjarre y filtrado!!!!!!!!!!!!!! 13 3.3 Temperatura!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!! 15 3.4 Características de la roca!!!!!!!!!!!!!!!!!!! .15 3.5 Efectos del ambiente sobre las mediciones de los registros !!!!. 15 4 Registro de litología, porosidad y eléctricos !!!!!!!!!!!!!!! 16 4.1 Registro de potencial espontaneo (SP)!!!!!!!!!!! ...!. 16 4.2 Registro de Rayos Gamma (GR) !!!!!!!!!!!!!!!! 17 4.3 Registro de Espectroscopia y Rayos Gamma (NGS / NGT) !!!!..20 4.4 Registro Sónico de Porosidad (BHC)!!!!!!!!!!!!!! .20 4.5 Registro Neutrón Compensado (CNL)!!!!!!!!!!!!! ...23 4.6 Registro de Densidad de Formación (FDC)!!!!!!!!!!! ..24 4.7 Registros Eléctricos Convencionales!!!!!!!!!!!!!! .31 4.8 Registro de corriente enfocada (Laterolog) !!!!!!!!!! ..!33 4.9 Registro de Inducción (IL) !!!!!!!!!!!!!!!!!! ...34 5 Identificar zonas limpias !!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!! ..40 5.1 Formaciones limpias !!!!!!!!!!!!!!!!!! ...!!...43 6 Nuevas técnicas de registros geofísicos de pozo !!!!!!!!!!! ...!79 6.1 Técnica MWD durante la perforación del pozo !!!!!!!!!! 79
6.2 Técnica LWD durante la perforación del pozo!!!!!!!!!! 82 6.3 Otras técnicas de regist ro de pozos aplicables a la caracterización de formaciones y de yacimientos!!!!!!!!!!!!!!!!! ..!82
1
Índice Introducción!!!!!!!!!!!!!!! ..!!!!!!!!!!!!!! 3 1 Introducción a los registros geofísicos !!!!!! .!!!!!!!!!!! 4 1.1 ¿Qué es un registro?............................. registro?........................................... ............................ ........................... ................... ...... 4 1.3 Evolución de registros en pozos!!!!!!!!!!!!!!!! . 4 1.4 Clasificación de los registros !!!!!!!!!!!!!!!!! ... 4 1.5 Evolución de los registros geofísicos !!!!!!!!!!!!!! . 6 2 Geología y petrofísica básica para registros geofísicos de pozo !.!!!.!!7 2.1 Aspectos geológicos!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!! ..7 2.2 Porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos !!!!!!!!! 7 2.3 Propiedades eléctricas de la roca!!!!!!!!!!!!!!! .. 9 2.4 Propiedades acústicas de la roca!!!!!!!!!!!!!!! . 11 3 Ambiente de medición de los registros geofísicos de un pozo !!!!!...!.12 3.1 Diámetro y forma del agujero !!!!!!!!!!!!!!!!! ..12 3.2 Lodo de perforación, enjarre y filtrado!!!!!!!!!!!!!! 13 3.3 Temperatura!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!! 15 3.4 Características de la roca!!!!!!!!!!!!!!!!!!! .15 3.5 Efectos del ambiente sobre las mediciones de los registros !!!!. 15 4 Registro de litología, porosidad y eléctricos !!!!!!!!!!!!!!! 16 4.1 Registro de potencial espontaneo (SP)!!!!!!!!!!! ...!. 16 4.2 Registro de Rayos Gamma (GR) !!!!!!!!!!!!!!!! 17 4.3 Registro de Espectroscopia y Rayos Gamma (NGS / NGT) !!!!..20 4.4 Registro Sónico de Porosidad (BHC)!!!!!!!!!!!!!! .20 4.5 Registro Neutrón Compensado (CNL)!!!!!!!!!!!!! ...23 4.6 Registro de Densidad de Formación (FDC)!!!!!!!!!!! ..24 4.7 Registros Eléctricos Convencionales!!!!!!!!!!!!!! .31 4.8 Registro de corriente enfocada (Laterolog) !!!!!!!!!! ..!33 4.9 Registro de Inducción (IL) !!!!!!!!!!!!!!!!!! ...34 5 Identificar zonas limpias !!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!! ..40 5.1 Formaciones limpias !!!!!!!!!!!!!!!!!! ...!!...43 6 Nuevas técnicas de registros geofísicos de pozo !!!!!!!!!!! ...!79 6.1 Técnica MWD durante la perforación del pozo !!!!!!!!!! 79
6.2 Técnica LWD durante la perforación del pozo!!!!!!!!!! 82 6.3 Otras técnicas de regist ro de pozos aplicables a la caracterización de formaciones y de yacimientos!!!!!!!!!!!!!!!!! ..!82
1
7 Herramientas de registros de producción !!!!!!!!!!!!!!!! .83 7.1 Principales componentes de la herramienta y alternativas de diseño de la sarta de medición!!!!!!!!!!!!!!!!! ..!!!!!!!!!!!! 83 7.2 Calibración del sistema roca fluidos !!!!!!!!!!!!!!!!! ..84
7.3 Registros de presión - producción a pozo cerrado y a pozo fluyendo!!! fluyendo !!!..85
7.4 Registrador de temperatura!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!! 86 7.5 Registro de Densidad!!!!!!!!!!!!!!!!! ..!!!!!! 87 7.6 Funciones del detector de coples !!!!!!!!!!!!!!!!! ..!87 8 Registros de variación de presión!!!!!!!!!!!!!!!!! ..!.88 8.1 Función y aplicación del registro estático por estaciones. !!!!!!!..88 8.2 Prueba de incremento de presión !!!!!!!!!!!!!!!!!! 91 8.3 Pruebas de decremento de presión!!!!!!!!!!!!!!!!! .91 8.4 Perfiles de presión, temperatura y densidad en el pozo!!!!!!!! pozo !!!!!!!! ..94 8.5 Análisis cualitativo de los perfiles aplicado a la identificación de zonas de importancia en la form ación!!!!!!!!!!!!!!!!! ..!!!!.95
9 Técnicas de interpretación de pruebas de presión !!!!!!!!!!! ..96 !!!!!!!!!!!!!!!!! ..!!!!!!!96 9.1 Método de Horner !!!!!!!!!!!!!!!!!
9.2 Método de MDH !!!!!!!!!!!!!!!!! ..!!!!!!!...98 9.3 Análisis por medio de curvas tipo !!!!!!!!!!!!!!!!! ..100 9.4 Análisis por medio de integración !!!!!!!!!!!!!!!!! ..101 9.5 Nuevas Técnicas (DST) !!!!!!!!!!!!!!!!! ..!!!!101 Referencias bibliográficas!!!!!!!!!!!!!!!!! .!!!!!.102
2
Introducción Los registros geofísicos son la representación gráfica que refleja el estudio de las propiedades físicas del subsuelo, con respecto a la profundidad. Los registros nos muestran un sinfín de datos importantes, ya que a través de ellos, podemos determinar datos muy importantes de la formación como la litología, la permeabilidad, porosidad y por supuesto la productividad que pueda tener presentar un pozo petrolero. Cabe destacar, que por medio de éstos podemos conocer las propiedades que poseen las rocas y tener un diagnóstico de cómo se comportará el yacimiento con el tiempo. Extendemos nuestro material para la comunidad del Campus Tabasco de la Universidad Autónoma de Guadalajara, esperando que sea de gran utilidad para la carrera de Ingeniería Petrolera.
3
1. Introducción a los registros geofísicos 1.1 ¿Qué es un registro geofísico? “Los registros geofísicos de pozo consisten en la medición en función de la profundidad o del tiempo de alguna propiedad física y/o química vinculada al material litológico del subsuelo. El registro se lleva a cabo mediante una herramienta denominada sonda, la cual se compone de uno o más sensores que se encargan de medir sobre la pared del pozo la respuesta física del material litológico.”
1.3 Evolución de los registros en pozos 1912: Conrad y Marcel Schlumberger empezaron por aplicar el método de medición de la resistividad de las rocas ideado por ellos para la localización de yacimientos minerales. 1927 5 de Septiembre: Primer registro de resistividad de las formaciones perforadas en un pozo en Pecheibronn, Francia. 1929: El registro Schlumberger llegó a Venezuela, Canadá, Rusia y Estados Unidos se agregó a la curva de resistividad la de la medición del potencial natural (SP) -
1930 Unidad de registros 1976 Cabinas CSU envía y recibe datos en tiempo real 1988 Tecnologías MWD y LWD
Evolución de registros en pozos de México -
1936 Primeros registros por Royal Duchshell y BP 1938 “El plan no. 55” Las Choapas, Veracruz a 841 m de profundidad 1982 PEMEX comienza con la operación de unidades CSU Operación: Toma de registros
1.4 Clasificación de los Registros Por método del registro: • • •
Método de Toma del Registro Agujero Entubado Agujero Descubierto
4
Por principio físico: • •
•
•
Radioactivos: Una fuente Radioactiva emite radiación a la formación. Resistividad: Electrodos y detectores que envían una corriente eléctrica a la formación. Mecánicos: Herramientas que cuentan con elementos mecánicos para medir diferentes parámetros. Acústicos: Se envía onda acústica a la formación y se recibe en las herramientas por medio de detectores. Clasificación de los registros
Fig 1.4
5
Por aplicación: "#$%$&'%()(
/010$%()(
,%607089)
-)6<1)=%>? (# @<%(0$
B(C#1#?=%) (#7 =#D#?60
*# %DF8#?#$
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234
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5A,
E*,
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32,
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J7#=610D)8?K&=0$
/,;
5:;
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*,,
*-+
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+-.
Fig 1.41
1.5 Evaluación de Registros Geofísicos Para realizar una interpretación petrofísica: Aplicación de un método adecuado, dependiendo del tipo de formación y empleando ecuaciones que relacionan las características de la formación. Definir parámetros como: Arcillosidad Porosidad Intervalos permeables Espesor de arena neta Profundidades de los intervalos de interés Localización de los contactos entre fluidos
• • • • • •
6
2. Geología y petrofísica básica para registros geofísicos de pozo 2.1 Aspectos geológicos Ciencia que se interesa por el origen del planeta Tierra, su historia, su forma, la materia que lo configura y los procesos que actúan o han actuado sobre él. •
•
Geología Física: Procesos y las fuerzas que dan forma al exterior de la tierra y que actúan en su interior. Geofísica, petrología y mineralogía. Geología Histórica: Evolución de la superficie terrestre y de sus formas de vida. Paleontología, de estratigrafía, de paleografía y de geocronología.
Tipos de Rocas: Sedimentarias Ígneas Metamórficas
• • •
Columna Geológica de la Región Sur
Fig. 2.1
2.2 Porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos. •
Porosidad: Volumen de roca que puede contener fluidos. ¿Diferencia?
•
Permeabilidad: Capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados. 7
•
Saturación de Fluidos: Fracción del volumen poroso del yacimiento ocupado por determinado fluido.
Porosidad (!) Se expresa en volumen total de poros entre el vol. Total de roca
!
!" !
!"
" Efectiva: Volumen total de poros comunicados, entre el volumen total de la roca. !"
!"# !
!"
" Absoluta: Volumen total de poros (comunicados + no comunicados) entre el
volumen total de roca. !"
!"# ! !"#$ !
!"#
De acuerdo al origen: • •
" Primaria: Se desarrolla durante el proceso de depósito de los sedimentos. " Secundaria: Posterior al proceso de depósito de los sedimentos y es debida
a fracturas y canales que se forman por disolución. ¿De dónde se obtiene la #?
Permeabilidad (k) Unidad de k es Darcy en yacimientos comúnmente se usa el mD. •
•
•
K absoluta: para conducir un fluido que satura totalmente su volumen poroso comunicado. k efectiva: de un fluido en particular, cuando la saturación de este fluido en la roca es menor del 100 %. k relativa: efectiva entre la k absoluta.
Ley de Darcy: Relación entre un fluido que fluye a través de un medio poroso y la permeabilidad. !
!
! ! !
!
!
! !!! ! !!! ! ! !
Donde: Q = Gasto del fluido (cm 3/seg)
! ! ! ! !
$f = viscosidad del fluido (cp)
!
Pe = Presión de entrada (atm)
! !!
PS = Presión de salida (atm) L = longitud (cm) K = permeabilidad (darcy) A = Área perpendicular de flujo (cm 2)
8
Ejercicio 1 Determinar la permeabilidad con la ecuación de Darcy. Datos Gasto = 10 cm 3 de agua en 500 seg !
Temperatura = 70°F Presión en el yac = 1.45 atm !
Presión en el pozo = 1 atm
!
!
! ! ! ! ! !
! !!
!!!!"!"! !!!!!"# !"!!!!"! !!!"! !!!!!" !"# ! ! !"#!
$w @70° F = 0.984 cP
Área = 2 cm 2
!
Longitud = 2 cm
!
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!"!!" !"
2.3 Propiedades eléctricas de la roca. Resistividad: Resistencia del material o fluido al paso de la corriente eléctrica en un área y una longitud. Unidades son Ohm(m" /m).
Propiedades Eléctricas Resistividad Conductividad Salinidad Factor de Resistividad Índice de Resistividad Tortuosidad Eléctrica Potencial Natural Capacidad de intercambio de cationes
Resistividad de algunas rocas (valor aproximado). Lutitas 1 a 10 ohms – m Arenas con agua salada <0.5 a 10 ohms – m Arenas con hidrocarburos 1 a 100 ohms – m Calizas 10 a 500 ohms - m Por medio de la resistividad se pueden determinar: Saturación de fluidos Porosidad de la formación Invasión del lodo • • •
Conductividad: Inverso de la resistividad Salinidad: Cantidad de sales que contiene el agua de formación, la salinidad aumenta con la profundidad.
Tipo de Agua
Salinidad (ppm)
Agua Dulce
0 – 1 000
9
•
Agua Salobre
1 000 – 10 000
Agua Salada
10 000 – 50 000
Salmueras
> 50 000
Factor de Resistividad:
También llamado factor de formación se define como el cociente que resultante dividir la resistividad de una roca 100 % saturada con agua salada entre la resistividad del agua que la satura. •
Índice de Resistividad:
Cociente resultante de dividir la resistividad de la roca saturada con agua salada e hidrocarburos, entre la resistividad de la roca 100 % saturada con agua salada. •
Tortuosidad Eléctrica:
Relación que caracteriza los trayectos de la difusión del fluido y la conducción eléctrica a través de los medios porosos. •
Potencial Natural:
Causados generalmente por la separación de la carga en la arcilla u otros minerales, por la presencia de una interface semipermeable que impide la difusión de los iones a través del espacio poroso de las rocas, o por el flujo natural de un fluido conductor (agua salada) a través de las rocas. •
Capacidad de Intercambio Catiónico (CIC)
Número total de cationes intercambiables que un suelo en particular puede o es capaz de retener. -
Indicador del potencial del suelo Propiedades Radioactivas de la Roca RG Naturales
Interacción con RG
Interacción con neutrones
Medición Total
Efecto Compton
Choque Elástico
Medición Espectroscópica
Efecto Fotoeléctrico
Choque Inelástico
-
Densidad Electrónica
Captura
Tabla. 2.3
10
•
•
•
•
•
Medición Total: 3 isótopos radioactivos: Potasio 40 con una vida medio de 1 .3 %10^9 años Uranio 238 con una vida media de 4.4 %10^9 años Torio 232 con una vida media de 1 .4 %10^10 años. Medición Espectroscópica: Se desintegran los isótopos. Se emite RG de diferentes energías y se obtienen espectros de energía diferentes de acuerdo al elemento. Efecto Compton: Compton: Aumento de la longitud de onda de un fotón cuando choca con un electrón libre y pierde parte de su energía. Efecto Fotoeléctrico: Emisión Emisión de electrones por un material material al incidir sobre él una radiación electromagnética. Densidad Electrónica: Número de electrones en una cierta región del átomo.
Si un neutrón se aproxima hasta chocar con un núcleo pueden darse diferentes clases de fenómenos: •
•
•
Choque elástico: El núcleo queda exactamente en la misma situación en que se encontraba. Choque inelástico: El neutrón pierde energía pero no solo la energía que gana el núcleo se excita al núcleo y esta energía se reemite en forma de radiación. Captura: Neutrones Neutrones lentos, captura de los neutrones con emisión de la energía de excitación por medio de rayos gamma.
2.4 Propiedades acústicas de la roca. Propiedades acústicas de la Roca Velocidad de Propagación de la onda Impedancia Acústica
•
Tiempo de Tránsito ( &t)
Tiempo que requiere una onda sonora para atravesar la formación. •
Impedancia Acústica (IA)
Facilidad de una onda de propagar el sonido a través de un medio.
11
3. Ambiente de medición de los registros geofísicos de un pozo 3.1 Diámetro y forma del agujero.
Fig. 3.1
Fig 3.11
Forma del agujero
Fig. 3.12
12
3.2 Lodo de perforación, enjarre y filtrado.
Fig. 3.2
•
•
Mud cake: Película formada en la pared del pozo por las partículas del fluido de perforación, sirve para contener las paredes del pozo y evitar derrumbes de la formación. Mud Filtrate: Parte del fluido de perforación que se filtra a la formación. La cantidad que se filtra depende de la k de la formación.
Fig. 3.21
13
3.3 Temperatura La temperatura así como la presión poseen un gradiente en función de la profundidad. El gradiente geotérmico varía entre 0.8 y 1 .3°C cada 100 m.
Fig. 3.3
3.4 Características de las rocas. Valores comunes de las rocas almacenadoras: •
K
•
#
Resistividad &t Densidad
• • •
3.5 Efecto del ambiente sobre las mediciones de los registros. Existen factores que afectan las mediciones de los registros como son: Descentralización Tipo de fluido de perforación (Contenido de sales, K, etc.) Geometría del agujero Diámetro del agujero Invasión del lodo Espesores de estratos Temperatura
• • • • • • •
14
4. Registros de Litología, Porosidad y Eléctricos Partes de un registro: Encabezado. Diagrama del Pozo. Distribución de la sonda. Sección principal. Parámetros de la corrida. Sección repetida. Calibración de la herramienta.
• • • • • • •
4.1 Registro de Potencial Espontáneo (SP)
Funcionamiento
Medición
Resistividad
Un electrodo del pozo y un electrodo de referencia fijo en la superficie. Registra el potencial eléctrico (voltaje) producido por la interacción del agua de formación, el fluido de la perforación conductivo y rocas selectivas de iones (lutita). Determinar la resistividad del agua de formación (Rw). Modelos de sedimentación Definir límites de los estratos y permiten la correlación entre ellos Determinar capas permeables Estimar la salinidad del agua de formación. Ayudan en la identificación de la litología. Milivolts (mV) •
•
Aplicaciones
•
•
•
Unidades
15
!
!"#$%$&"& !"#$%&' !! !
!"
!
!"#$%$&"& !"#$%&' !! !
!"
Fig. 4.1.1
4.2 Registro de Rayos Gamma (GR)
Medición
Mide la radioactividad de la formación generada por los elementos Potasio (K), Torio (Th) y Uranio (U). Correlaciones
•
Aplicaciones
Unidades
•
Identificar presencia de zonas arcillosas
•
Determinar el volumen de arcillas
•
Ayudan en la identificación de la litología
•
Identificar zonas de interés
•
Interpretaciones cualitativas
(0-150, 0-200) API
16
Fig. 4.2.1
Ejercicio 2: Mediante el GR determinar la arcillosidad de la formación en % Dónde: !!!
!!!
!"!"# !"
!
! !" ! ! !"
!"!
!"
!"
!"!"#
: Lectura del GR en zona de interés (API)
!"!" !"!!
: Arcillosidad de la formación (%)
: Lectura del GR en zonas limpias (API)
: Lectura del GR en shales o lutitas (API)
17
PROCEDIMIENTO: 1. Identificar lecturas del GR cada 1 m 2. Colocar línea base de lutitas 3. Colocar línea base de arenas 4. Determinar GRma 5. Determinar GRsh 6. Determinar Vsh en %. 7. Determinar tipo de litología.
Fig. 4.2.2
Solución Profundidad (m)
Vshar (%)
437
0%
438
10%
439
15%
440
20%
441
20%
442
30%
443
55%
444
50%
445
55%
446
65%
447
100%
448
50%
449
95%
450
85%
451
95%
18
452
70%
453
75%
454
55%
455
30%
456
20%
457
10%
458
10%
459
10%
460
30%
461
30%
462
20%
4.3 Registro de Espectroscopia y Rayos Gamma (NGS / NGT) Medición
Aplicaciones
Mide las concentraciones de radioactividad de la formación generada específicamente por cada elemento Potasio (K), Torio (Th) y Uranio (U). Correlaciones con otros registros Identificación de la litología. Identificar minerales Identificar tipo de arcillas Medio de depósito Th – ppm (0 – 40) K - % (0 – 10) U – ppm (0 – 40) •
•
•
•
•
Unidades
19
4.4 Registro Sónico de Porosidad (BHC) Mide el tiempo total que tardan en viajar las ondas acústicas a través de la formación y de lo cual se obtiene el tiempo de tránsito ( #t) Determinar la porosidad #
Medición
•
Aplicaciones
•
Unidades
Identificación de la litología
(40 – 150) $s/ft
Ecuación de Wyllie: Dónde: " : porosidad !
!!
!
! !!"# !!" ! !!"#
: del registro ( $s/ft )
!!
&!ma – de la matriz ( $s/ft) &!f – del fluido ( $s/ft)
20
Ejercicio 3: Mediante el registro BHC determinar con la ecuación de Wyllie, la porosidad de la formación y el tipo de litología. El registro fue tomado en lodo de perforación base aceite. Procedimiento: 1. Identificar lecturas de los registros cada 5 m 2. Determinar el &! ! y el &!!! para cada intervalo 3. Calcular la " en %.
Fig. 4.4.1
Solución !"#$%&'(')' +,-
.(/,0# '/ 1"2&3(1# +41-
5!6
LMNN
LO
PO
QNHNNRLRNLL
LMNS
SN
SP
LMRN
LM
LS
3)7%W)
NHNRTOLURVR NHNNSULROLT
LMRS
LS
LN
LOHV
QNHNRSSRLMR
LMVN
SN
SN
NHNRTOLURVR
LMVS
SV
LS
NHNPPMSNLTL
LMPN
SO
TN
NHNRNLTLOSP
LMPS
SS
TV
LMLN
UN
ON
LMLS
SL
OV
QNHNRRTTL
LMSN
SV
TN
QNHNPNNOSRT
LMSS
SP
PT
QNHNVVSSUPT
LMUN
SS
OS
LMUS
UN
ON
LMON
UN
TN
!"#,/'(# '/ +41-
LMHM
SUHS
SU
7(1#8#9:)
!#"#3(')'
3<)1=%6)
QNHNNLLTOOS
SSHU
NHNPVTMPSNM
B1#?%$=)$
QNHNNOSRMM
SU
NHNPNNOSRMM NHNPNNOSRMM
21
LMOS
UN
SS
NHNSRLONSMM
LMMN
SM
SM
NHNPUOULONU
LMMS
SV
PS
LMTN
LO
VS
LMTS
LM
LN
QNHNPUOULOR
LTNN
LT
LN
QNHNPRPNOSS
LTNS
SN
VV
LTRN
SO
VP
LTRS
SS
VL
NHNRVMTRPLL
LTVN
LO
PN
QNHNNRLRNLL
LTVS
LM
ON
LTPN
SN
PN
SP
SVHOS
LMHPPPPPPPP
22
X#$0
QNHNNOPSVTL
SP
QNHNLLRROUS
B1#?%$=)$
QNHNVPTLRNO
SPHVS
NHNVOUVLPNT
3)7%W)
NHNNSULROLT
LOHV
NHNRTOLURVR
4.5 Registro Neutrón Compensado (CNL) Mide la densidad de la formación por medio de RG. La roca tiene una densidad electrónica y la densidad de la formación está en función de la densidad de la roca, su porosidad y la densidad de los fluidos contenidos en ella.
Medición
Aplicaciones
•
•
•
•
Determinar la #. Correlaciones con otros registros Evaluación de la litología. Presencia de gas
(0 - 3) gr/cm
Unidades
Dónde: " – porosidad !!"#$%!&!
!!" !
! !!"# ! !!
!!"
'!! – Densidad de la matriz (gr/cm3)
'!!! – Densidad del registro (gr/cm3) ' ! – Densidad del fluido (gr/cm3)
Litología
PEF
Limestone (calcite)
4.2 – 5.1
Sandstone (quartz)
1.54 – 1.8
Dolomite
2.7 – 3.1
23
Ejercicio 4: Mediante el registro de neutrones determinar la " y el tipo de litología en el registro. La densidad del fluido de perforación es de 12.495 lb/gal.
Fig 4.5.1
Solución !"#$%&'(')'
;8#9
VRNN VRNS VRRN VRRS VRVN VRVS VRPN VRPS VRLN
VHPS VHPS VHPS VHV VHV VHV VHV VHPS VHPS
;,)
!<=
7(1#8#9:)
RHM RHM RHM SHM SHM RHM RHM PHT PHT
VHUS VHOR VHUS VHMO
B1#?%$=)$ 3)7%W) B1#?%$=)$ *070D9)$
>'/&3(')' NHVSMUVNUT NHVSMUVNUT NHVSMUVNUT NHLRMNPVOT NHLRMNPVOT NHPMOTPRNP NHPMOTPRNP NHPOUMRRST NHPOUMRRST
Densidad: = 1.4970 gr/ cm 3 !
!
!!!" !!!"
! !!!"
! !!!"#$ !"!!"!
24
!
!!!"#$
!
!"!!"#
!#"?/&1)@/> VSHMUY VSHMUY VSHMUY LRHMNY LRHMNY PMHOTY PMHOTY POHUMY POHUMY
4.6 Registro de Densidad de Formación (FDC) Medición
Aplicaciones
Mide la densidad de la formación por medio de RG. La roca tiene una densidad electrónica y la densidad de la formación está en función de la densidad de la roca, su porosidad y la densidad de los fluidos contenidos en ella. Determinar la #. Correlaciones con otros registros. Evaluación de la litología. Presencia de gas. Propiedades mecánicas de la roca. Cálculo de Psc. (0 - 3) gr/cm •
•
•
•
•
•
Unidades
Ejercicio 5: Mediante el registro FDC determinar la " y el tipo de litología en el registro. La densidad del fluido de perforación es de 17.493 lb/gal.
Fig. 4.6.1
"densidad
!
25
!!" ! !!"# !!"
! !!
Solución !"#$%&'(')' +,SUSN
;8#9 +9A??VHOV
SUSS
VHOV
VHOR
SUUN
VHOV
VHO
SUUS
VHOR
VHUU
SUON
VHU
SUOS
;,)
7(1#8#9:)
5!6
;$ +9A??-
>'/&3(')'
!#"?/&1)@/>
VHOR
3B,+ZB-
OHS
VHNTS
QNHNRU
QRHUPY
O
VHNTS
QNHNRU
QRHUPY
,[;+;B-
RN
VHNTS
QNHNPP
QPHPRY
B"J5B-
RN
VHNTS
QNHNTM
QTHMVY
VHUU
M
VHNTS
NHRNU
RNHUVY
VHOS
VHOR
U
VHNTS
QNHNUS
QUHSNY
SUMN
VHOS
VHOR
O
VHNTS
QNHNUS
QUHSNY
SUMS
VHOS
VHOR
U
VHNTS
QNHNUS
QUHSNY
SUTN
VHOS
VHOM
S
VHNTS
NHNPO
PHUMY
SUTS
VHM
VHOM
RN
VHNTS
QNHNVT
QVHTVY
SONN
VHO
VHOL
S
VHNTS
NHNUV
UHVNY
SONS
VHOU
VHOL
UHV
VHNTS
QNHNVU
QVHSOY
SORN
VHOO
VHOL
U
VHNTS
QNHNLO
QLHUSY
SORS
VHUS
VHUP
LHO
VHNTS
QNHNLO
QLHOVY
SOVN
VHU
VHUP
LHO
VHNTS
NHNSU
SHURY
SOVS
VHUS
VHUL
LHS
VHNTS
QNHNRM
QRHMPY
SOPN
VHUV
VHUL
LHS
VHNTS
NHNLP
LHVUY
SOPS
VHUU
VHUL
LHS
VHNTS
QNHNPO
QPHUOY
3B,+ZB,[;+;B-
3B,+ZBB"J5B-
B"J5B-
26
REGISTROS ELÉCTRICOS (RESISTIVITY LOGS)
Aplicaciones •
Su función principal es la localizacion de hidrocarburos.
•
Determina la cantidad aproximada de hidrocarburos en la formación.
•
Realiza correlaciones con otros registros geofísicos.
•
Estimación de la presión de poro.
•
Determina la invasión del lodo de perforación.
•
Determina la anisotropía.
•
Determina las fracturas existentes en la formación.
•
Determina la dirección del pozo (Geosteering).
•
Ecuación de Archie: !"
!" !
!! !"
27
Avances Tecnológicos en RL
28
Profundidad de la invasión del lodo Existen diversos factores que pueden afectar la profundidad de la invasión del lodo a la formación o el diámetro de invasión.
1. Litología Este factor es importante, ya que las propiedades de la formación dependen principalmente del tipo de litología. Por ejemplo, las lutitas tienen una baja permeabilidad, mientras que las arenas tienen una alta permeabilidad.
2. Porosidad Entre mayor sea la porosidad de la formación, menor será la invasión del lodo, es decir ambos factores tienen una relación inversamente proporcional.
3. Relación tiempo-permeabilidad Entre mayor sea la permeabilidad de la formación, mayor será la invasión del lodo, es decir ambos factores tienen una relación directamente proporcional.
4. Gravedad (ángulo del pozo) Se refiere a la inclinación del pozo para localizar el enjarre.
5. Propiedades del fluido de perforación Las propiedades del lodo, como la densidad y viscosidad, afectan la invasión del lodo. Por ejemplo si se trata de un lodo base aceite, la viscosidad es mayor y por lo tanto, el enjarre será mas grueso.
6. Diferencial de presión Se refiere a la diferencia de presiones entre la presión de poro y la presión hidrostática. Entre menor sea el diferencial de presión, menor será el filtrado de lodo, es decir ambos factores tienen una relación directamente proporcional.
29
4.7 Registros Eléctricos Convencionales Normal
Fig 4.7.1
•
•
La distancia AM se conoce como el espaciamiento. o 16” para la normal corta 64” para la normal larga o El punto de medición se encuentra en O.
Lateral
Fig 4.7.2
30
•
•
Entre mayor sea el espaciamiento, mayor es el radio de investigación dentro de la formación. Lateral de 18.8”: tiene la mayor profundidad de investigación. Fig. 4.7.3
31
4.8 Registro de corriente enfocada (Laterolog) Funcionamiento
Cuatro electrodos que enfocan la corriente dentro de la formación y reducen los efectos de capas adyacentes y del agujero. La profundidad de investigación depende del espaciamiento de los electrodos.
Medición efectiva
Rm < Rw
Resistividad
Rt (mayormente en carbonatos)
Aplicaciones
•
•
•
Unidades
Cuantificar la invasión del filtrado del lodo Determinar Rt Presencia de Hc’s o agua
(0- 2000) ohm - m
4.9 Registro de Inducción (IL) Funcionamiento
Bobinas que crean un campo eléctrico que se envía a la formación.
Medición efectiva
< 200 ohm - m
Resistividad
Rt (Formaciones de baja resistividad)
Aplicaciones
•
•
•
Unidades
Cuantificar la invasión del filtrado del lodo Determinar Rt Presencia de Hc’s o agua
(0- 2000) ohm - m
32
Determinar Registro de Resistividad
Fig. 4.7.4
Fig 4.7.5
33
Registro de Doble Inducción (DIL) Funcionamiento
Tres mediciones enfocadas de resistividad a diferentes distancias del pozo dentro de la formación, es superior al de inducción.
Resistividad
•
•
•
Rt y Rxo, cuando se tiene mucha invasión Rt en rocas mas resistivas Presenta 3 curvas: la profundidad ILD (IL), mediana ILM y la somera SFL
Aplicaciones
Proporciona el valor de la resistividad en la zona no contaminada por el lodo (Rt) y en la zona de transición (Rxo).
Unidades
ohm - m
Registro de Doble Laterolog (DLL) Funcionamiento
Opera bajo el principio de forzar la corriente del electrodo radialmente dentro de la formación que se esta registrando, como si fuera una lamina delgada de corriente la que penetra la formación.
Resistividad Aplicaciones
Obtener Rt. •
•
Resistividad en la Rt y Rxo. Detección de vista rápida de hidrocarburos y control de profundidad.
Unidades
ohm - m
34
Array Induction Tool (AIT) Funcionamiento
Tiene un arreglo de 8 receptores y 8 transmisores, tiene 5 profundidades de investigación (10,20,30,60 y 90 in). Presenta menos efectos ambientales.
Resistividad Aplicaciones
Rt. •
•
•
Unidades
Cuantificar la invasión del filtrado de lodo. Determinar Rt. Presencia de hc’s o agua.
(0 – 2000) ohm - m
Cuadro comparativo de registros de resistividad
35
Registro de Inducción Microlog Funcionamiento
Consta de dos electrodos de espaciamiento corto, separados por una distancia de 1” sobre una almohadilla aislada que está en contacto estrecho contra la pared del pozo, midiendo la resistividad media de un pequeño volumen de formación que esta ubicado frente a la almohadilla.
Resistividad Aplicaciones
Resistividad del lodo (Rm) •
Determinar la permeabilidad para la localización de yacimientos en rocas arenosas y carbonatadas.
•
Unidades
Espesor de enjarre
ohm - m
Registro Cement Bond Log (CBL) Funcionamiento
Un transmisor envía ondas acústicas para luego ser recibidas por Receptores en forma de señales acústicas que se transfieren a través de la TR hacia el cemento y se reflejan hacia los receptores. La Onda Acústica en los receptores se convierte en amplitud (mv). Bajas amplitudes representan una buena integridad del cemento entre la TR y el agujero del pozo. Las altas amplitudes representan una mala integridad del cemento.
Aplicaciones
•
Determinar la presencia o ausencia de cemento en el espacio anular entre el casing en el pozo y las formaciones circundantes.
•
Unidades
Determinar si el cemento se ha adherido al casing.
(0 – 200) mv 36
Fig. 4.7.6
Registro de Densidad Variable (VDL) Funcionamiento
Microsismograma. Bajas amplitudes o amplitudes 0 se colocan de color blanco. Las amplitudes altas positivas se colocan de color negro. Señales intermedias de colores grises.
Aplicaciones
•
Representa el tren completo de la onda acústica que viaja a la formación.
•
Identificar acústica de la formación para identificar zonas de buena/mala cementación.
Unidades
(200 – 2000) mv
37
Interpretación de registros CBL – VDL
Fig. 4.7.7
38
5. Identificar Zonas Limpias Identificar Zonas Limpias Clásticos
Carbonatos
Identificar Resistividades
Identificar porosidades Altas
Bajas
Bajas
Zonas de agua, usar como línea base
Tight(Apretados) poco probable que sea yacimiento
Revisar orosidades Bajas Tight(Apretados) poco probable que sea yacimiento
Altas
Revisar orosidades Altas Bajas Zonas de agua, usar como línea base
Zona de interés
Análisis detallado
39
Altas
Zona de interés
Interpretación Rápida Una vez alcanzada la sección TD (profundidad total) del agujero, se espera que el petrofísico haga una interpretación del registro de agujero descubierto que se han adquirido. Antes de iniciar la interpretación del registro, el petrofísico debe tener: 1. Todos los reportes de perforación diarios relevantes, incluyendo la última desviación, datos del pozo, última profundidad de TR y datos del lodo. 2. Toda la información reciente de lodo, incluyendo la descripción de los cortes, lectura de gas y ROP (ritmo de penetración). 3. Registros e interpretaciones pertenecientes a los pozos cercanos y pozos que penetren en las mismas formaciones, en particular cuando los valores de campo de m, n, Rw, rhog y contactos fluidos están disponibles.
Control básico de calidad Una vez que el registro llega, el petrofísico necesita asegurar la calidad del registro y debe realizar el siguiente régimen: 1. Comprobar que el registro de TD y las últimas profundidades de TR coincidan con los del último informe diario de perforación. 2. Comprobar que la elevación del piso de perforación y el nivel del suelo (o lecho marino) sean correctas. 3. Verificar las curvas del registro. La curva de tensión puede usarse para identificar posibles zonas donde la cadena de herramientas se ha quedado temporalmente atascada, lo que colocará las curvas fuera de la profundidad y resultará en "Flatlining". 4. Comprobar que el caliper está leyendo correctamente detrás de la TR y que tome el registro del tamaño del diámetro del agujero en zonas no permebales sin demasiada invasión de lodo (zona lavada). 5. Comprobar la curva de corrección del pozo de densidad. En general, no debería exceder a 0.02 g/cc, excepto en secciones claramente lavadas (>18in), para las cuales la curva de densidad es probable que sea inutilizable.
40
6. Inspeccionar las curvas de resistividad. Si se utiliza lodo base aceite (OBM), las curvas someras por lo general se leerán más alto que las curvas profundas (excepto en gas o petróleo zonas saturadas). Del mismo modo, con un lodo base agua (WBM) las curvas someras leerán menos que la curvas profundas, de esta manera será Rmf
41
5.1 Formaciones Limpias Las Formaciones Limpias (Arenas Limpias) son consideradas como aquellas formaciones cuyo volumen de arcilla no excede al 10%. La ecuación más comúnmente utilizada para la evaluación petrofísica de este tipo de formaciones fue formulada por Gus Archie en el año de 1942 y se expresa: !
! ! !!
!
!!
!!
!
!!
!
Donde: Sw= Saturación de agua Rw= Resistividad del agua de formación Rt= Resistividad verdadera de la formación (= Porosidad
a= Factor de tortuosidad m= exponente de cementación n= exponente de saturación
Descripción de la Roca
Valor de m
Rocas no consolidadas (arenas flojas, calizas colíticas) Rocas escasamente cementadas (arenas del tipo de la costa del Golfo, excepto la Wilcox) Rocas ligeramente cementadas (la mayoría de las arenas con una ) >= de 20%) Rocas moderadamente cementadas (arenas altamente consolidadas con una ) <= de 15%) Rocas altamente cementadas (arenas de baja porosidad, cuarcita, caliza, dolomita de ) intergranular, creta)
1.3 1.4 – 1.5 1.6 – 1.7 1.8 – 1.9 2.0 – 2.2
42
Para estimar Rw basado en la ecuación de Archie; se necesita contar con: -
Arena limpia (<10% VSH) Espesor suficiente (>10’) Formación saturada 100% de agua.
La última condición se determina mediante zonas disparadas en producción, en pozos exploratorios generalmente, y que hayan resultado 100% agua, por análisis de DST (pruebas de presión) y por muestras de fluidos o por gradientes de presión tomados en el pozo a agujero descubierto. Existen otros métodos para determinar Rw dentro de un intervalo con las características antes mencionadas: Método Rwa: !!"
!
!! !
!!
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Método Rt/Rxo: !!
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!!"
Ejercicio 1 Se tiene un pozo direccional perforado a 4500 md, a ésta profundidad, se cemento una TR de 7”, la litología es de una formación altamente cementada con una temperatura de 200 °F, de un registro sónico de porosidad, se calculo una porosidad de 8.0 % y de un registro de resistividad una Rt de 15 ohm-m. De un análisis iónico de un pozo vecino, se tienen una salinidad de 200 000 ppm, la temperatura superficial es de 70 °F, el intervalo con posibilidades de producir hidrocarburos pertenece a la formación Concepción Inferior y se encuentra a una profundidad de 2 300 mdbmr. Datos: -
Formación del intervalo productor (arenas) ) = 8 % Salinidad de 200 000 ppm Temperatura máxima = 200 °F Prof. máxima = 4500 mdbMR Prof. de la arena = 2300 mdbMR Resistividad verdadera de la formación = 15 ohm-m.
43
Realizar: 1.- Dibuje un estado mecánico con la información proporcionada. 2.- Determine la Sw y la SHC’s Solución:
O %?
LSNN D(
Determinar Rw a la temperatura donde se va a determinar la Sw:
•
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Determinar Shc’s
•
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Determinar Sw
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Determinar del factor de formación F:
•
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44
!
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•
Determinación del Rs a 70 °F.
Determinar el valor de la resistividad del agua de formación, para determinar esto, se utiliza la gráfica “Resistivity of NaCL Solutions”, entrando con los valores de salinidad de 200 000 ppm y una temperatura de 70 °F, leyendo un valor de: Rs = 0.049 ohm – m @ 70 °F
45
Ejercicio 2. Utilizando los datos de registro presentados, haga lo siguiente: 1. Graficar los registros 2. Identificar GRma y GRsh de la inspección de los registros 3. Calcular Vsh 4. Identificar el contacto agua-aceite (OWC) 5. Suponiendo densidades de fluido apropiadas para el aceite y el agua (El pozo se perforó con lodo base agua WBM fresco) y densidad de matriz de 2,66 g/cc, calcular la porosidad. 6. Modificar la porosidad a cero dondequiera que Vsh> 0.5 7. Suponiendo que m = n = 2, elija un Rw apropiado. 8. Calcular Sw usando la ecuación de Archie. 9. Divida la formación en intervalos apropiados y calcule sumas y promedios.
46
Datos adicionales para la evaluación completa Profundidad M (TVD) 624 630 636 642 649 652 652.5 662
Presión (psia) 5177 5184.30 5191.40 5198.60 5203.60 5208.10 5213 Tight
Datos *J/;4
:"
*J5-+;X
5J[;"\5 "J-]*JJ/ "J-]-4B, "J-]A+3"
3B,
*;
*;-
616.001
104.64
2.663
0.129
19.841
21.747
13.946
9.277
71.991
162.778
616.153
102.53
2.654
0.131
20.287
22.23
16.053
9.259
71.613
161.923
616.306
99.254
2.634
0.128
20.183
22.155
19.915
9.241
70.83
160.152
616.458
97.172
2.648
0.124
19.741
21.774
22.498
9.205
70.163
158.646
616.61
95.056
2.664
0.118
19.241
21.26
21.176
9.169
69.291
156.674
616.763
90.259
2.639
0.11
18.752
20.65
19.21
9.151
68.946
155.893
616.915
88.342
2.613
0.107
18.612
20.471
18.568
9.097
69.323
155.299
617.068
88.537
2.638
0.107
18.705
20.519
20.157
9.062
69.294
155.402
617.22
89.109
2.664
0.11
18.581
20.272
20.543
9.008
69.41
156.159
617.372
87.462
2.683
0.112
18.396
20.045
19.703
8.936
69.671
155.317
617.525
86.037
2.671
0.111
18.327
20.01
19.32
8.918
73.536
162.649
617.677
89.761
2.641
0.113
18.215
19.898
20.959
8.918
76.975
173.815
617.83
94.643
2.652
0.112
16.986
18.492
20.651
8.918
74.788
169.102
617.982
97.146
2.651
0.109
17.263
18.692
18.447
8.936
71.832
162.418
618.134
94.166
2.637
0.105
19.81
21.735
16.25
8.936
64.523
145.893
618.287
89.936
2.629
0.104
20.603
23.073
16.234
8.936
58.767
132.831
618.439
87.886
2.636
0.105
20.175
22.72
17.906
8.954
59.427
132.792
618.592
89.367
2.643
0.11
20.086
22.624
16.82
8.972
62.615
141.077
618.744
90.908
2.639
0.117
19.978
22.564
16.566
8.972
66.49
150.34
618.896
90.69
2.653
0.125
19.667
22.313
19.505
8.918
68.539
154.973
619.049
88.706
2.666
0.125
19.177
21.781
21.885
8.882
68.012
152.672
619.201
87.438
2.677
0.117
18.944
21.532
21.834
8.882
66.741
148.766
619.354
88.737
2.676
0.112
18.952
21.597
20.027
8.864
66.741
149.845
619.506
89.631
2.659
0.108
18.971
21.569
17.955
8.828
67.38
152.037
619.658
87.758
2.636
0.105
19.672
22.196
16.724
8.811
67.902
151.621
47
619.811
80.711
2.632
0.103
21.349
24.062
15.974
8.811
69.199
148.701
619.963
74.763
2.616
0.105
23.062
26.109
15.909
8.828
70.222
146.252
620.116
71.779
2.616
0.106
24.493
27.926
18.621
8.882
70.338
144.264
620.268
72.245
2.65
0.101
25.87
29.99
21.6
8.972
70.859
145.679
620.42
75.435
2.649
0.094
26.751
32.015
22.549
9.115
70.975
148.337
620.573
75.969
2.657
0.091
25.661
31.747
25.408
9.097
70.831
148.447
620.725
74.33
2.65
0.101
24.482
30.546
20.963
8.972
70.042
145.551
620.878
74.164
2.636
0.114
25.18
31.35
13.826
8.972
68.771
142.787
621.03
76.349
2.627
0.125
26.063
32.496
11.819
8.972
68.134
143.077
621.182
80.955
2.64
0.131
26.335
32.811
11.81
8.972
67.232
144.663
621.335
85.094
2.714
0.136
26.703
33.219
11.769
9.008
65.81
144.809
621.487
87.045
2.742
0.147
27.91
34.409
11.782
8.972
63.387
140.982
621.64
87.427
2.712
0.156
27.974
34.027
15.187
8.864
62.762
139.888
621.792
86.204
2.69
0.159
24.524
29.497
19.316
8.811
63.901
141.466
621.944
87.928
2.665
0.156
21.336
25.55
24.765
8.793
64.91
145.077
622.097
92.263
2.637
0.147
20.516
24.586
33.757
8.775
63.992
144.693
622.249
93.768
2.62
0.131
20.467
24.482
49.697
8.739
62.508
141.337
622.402
83.772
2.598
0.105
20.321
24.25
69.502
8.667
63.405
138.514
622.554
65.717
2.574
0.078
19.522
23.279
68.768
8.631
64.162
127.65
622.706
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1.195
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67.989
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7.113
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2.541
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-999.25
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-999.25
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10.82
-999.25
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139.359
57
Gráficas
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VN
LN
UN
MN
URN
UVN
UPN
- ULN , + ' ) ' ( ' & % $ # " !
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UUN
UON
UMN
58
RNN
RVN
RLN
E
NHS
R
RHS
V
URN
UVN
UPN
- ULN , + ' ) ' ( ' & % $ # " !
USN
UUN
UON
UMN
59
VHS
P
F
NHNS
NHR
NHRS
NHV
NHVS
NHP
URN
UVN
UPN
ULN
USN
UUN
UON
UMN
60
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NHL
NHLS
C
RN
VN
PN
LN
URN
UVN
UPN
ULN
USN
UUN
UON
UMN
61
SN
UN
C
RN
VN
PN
LN
SN
URN
UVN
UPN
ULN
USN
UUN
UON
UMN
62
UN
ON
C
QRNNN
QMNN
QUNN
QLNN
QVNN
N URN
UVN
UPN
ULN
USN
UUN
UON
UMN
63
VNN
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*J5-+;X
^
^ I10D#(%0
E$C
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2.663
N
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N
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ONHLPY
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UMHMTY
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MNHTPY
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OOHONY
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ONHMTY
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N
ONHLRY
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ORHMVY
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N
OVHOMY
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ULN Q USS A NHRLROPROU
USS QUUS A NHNNOLTVTT
64
MUHOUY MPHVRY
ORHPTY ORHUNY
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SPHTSY
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N
SUHVRY
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UPHPMY
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N
UOHMOY
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N
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2.712
N
ONHLNY
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UTHNOY
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N
ONHTLY
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N
OSHULY
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OOHVOY
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UUHLLY
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LUHMOY
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NHRVS
RVHPUY
630.784
2.487
NHNMMVUSPR
RNHMNY
630.936
2.513
NHNOS
MHOVY
631.088
2.457
NHRNPSORLP
MHNUY
631.241
2.42
NHRVVLLMTM
THNVY
631.393
2.411
NHRVONLNMV
RRHVVY
631.546
2.421
NHRVRTPMOM
RRHSUY
631.698
2.409
NHRVMNURVV
RRHSPY
631.85
2.408
NHRVMSORLP
RPHNPY
67
632.003
2.438
NHRRPVUSPR
RLHLSY
632.155
2.454
NHRNSRNVNL
RVHMMY
632.308
2.471
NHNTULVMSO
THULY
632.46
2.485
NHNMTVMSOR
OHLSY
632.612
2.479
NHNTVPLUTL
MHTPY
632.765
2.459
NHRNVSSRNV
RVHSOY
632.917
2.434
NHRRSPNURV
RSHRUY
633.07
2.442
NHRRRVVLLT
RMHRMY
633.222
2.462
N
RNRHPSY
633.374
2.462
NHRNRNVNLR
RMHMTY
633.527
2.49
NHNMUOPLUT
RUHPOY
633.679
2.537
NHNUVOSSR
RPHOTY
633.832
2.525
NHNUMMOOSS
RPHVNY
633.984
2.496
NHNMPUOPLO
RPHVSY
634.136
2.5
NHNMRUPVUS
RLHLLY
634.289
2.515
NHNOPTOTST
RLHSOY
634.441
2.523
NHNUTMTOTU
RVHLTY
634.594
2.535
NHNUPOOSSR
RRHRVY
634.746
2.543
NHNSTUTPMM
RVHMLY
634.898
2.536
NHNUPVUSPR
RLHUMY
635.051
2.521
NHNONTRMPO
RRHSMY
635.203
2.505
NHNOTNMRUP
UHPPY
635.356
2.495
NHNMLRMPUO
PHTOY
635.508
2.493
NHNMSVNLNM
PHTPY
635.66
2.491
NHNMUVVLLT
PHVSY
635.813
2.49
NHNMUOPLUT
RHTOY
635.965
2.515
NHNOPTOTST
VHLVY
68
636.118
2.522
NHNONLNMRU
MHUSY
636.27
2.502
NHNMNURVVL
RMHNPY
636.422
2.539
NHNUROPLUT
VVHOPY
636.575
2.584
NHNPMOOSSR
VRHMOY
636.727
2.563
NHNLTLMTM
VNHRLY
636.88
2.533
NHNULOTSTV
VRHULY
637.032
2.541
NHNUNORLVT
VVHOTY
637.184
2.545
NHNSMUOPLO
VRHVPY
637.337
2.528
NHNUOPLUTL
ROHLOY
637.489
2.518
NHNOVLLMTM
RTHPPY
637.642
2.519
NHNORTPMOM
PPHLLY
637.794
2.532
N
SVHLNY
637.946
2.579
N
USHROY
638.099
2.597
N
ONHNVY
638.251
2.566
N
OVHNUY
638.404
2.573
N
OPHUMY
638.556
2.584
N
UTHSRY
638.708
2.577
N
SSHMLY
638.861
2.585
NHNPMVUSPR
PUHOSY
639.013
2.592
NHNPLUTPMM
VNHSOY
639.166
2.575
NHNLPPUOPS
RLHTLY
639.318
2.539
NHNUROPLUT
RUHRRY
639.47
2.483
NHNTNPNURV
ROHTRY
639.623
2.407
NHRVTNMRUP
VNHSNY
639.775
2.374
NHRLSTRMPO
VVHMSY
639.928
2.379
NHRLPPUOPS
VRHUTY
640.08
2.373
NHRLULVMSO
ROHNSY
69
640.232
2.366
NHRS
RVHRUY
640.385
2.376
NHRLLMTOTU
RNHNVY
640.537
2.383
NHRLRPVUSP
THOPY
640.69
2.376
NHRLLMTOTU
THSSY
640.842
2.37
NHRLOTSTRM
THURY
640.994
2.385
NHRLNPNURV
RNHNPY
641.147
2.384
NHRUUVUSNU
THOTY
641.299
2.383
NHRUUMUOLO
MHMTY
641.452
2.402
NHRSSLVRUT
THNNY
641.604
2.4
NHRSUUVUSR
THSTY
641.756
2.399
NHRSOVVMTV
MHOPY
641.909
2.394
NHRUNVLNTU
UHLRY
642.061
2.392
NHRURLLSOM
LHTSY
642.214
2.403
NHRSLMRTVM
SHTPY
642.366
2.408
NHRSRMNOVP
OHNMY
642.518
2.41
NHRSNUNVLR
MHRLY
642.671
2.379
NHRUTVOORR
THUPY
642.823
2.35
NHRMUOLUTT
RNHSLY
642.976
2.391
NHRUVNLMRT
THMLY
643.128
2.415
NHRLOSTNPU
OHULY
643.28
2.398
NHRSOMPRPP
UHNPY
643.433
2.386
NHRUSNUNVL
LHVTY
643.585
2.392
NHRURLLSOM
PHMTY
643.738
2.395
NHRSTUPMSS
SHVUY
643.89
2.383
NHRUUMUOLO
OHMRY
644.042
2.371
NHROLNTUPT
MHTMY
644.195
2.37
NHROLUTMM
MHSPY
70
644.347
2.377
NHRONLMRTP
OHSVY
644.5
2.376
NHRORNMLPL
OHROY
644.652
2.371
NHROLNTUPT
MHLNY
644.804
2.381
NHRUMNOVVT
RNHNPY
644.957
2.4
NHRSUUVUSR
THUNY
645.109
2.392
NHRURLLSOM
OHUTY
645.262
2.405
NHRSPURLLU
SHTUY
645.414
2.438
NHRPPOPLTL
LHTTY
645.566
2.437
NHRPLPPOPS
SHNSY
645.719
2.436
NHRPLTPTOU
SHTSY
645.871
2.434
NHRPURLLSM
UHMSY
646.024
2.431
NHRPOTSRMR
SHTMY
646.176
2.438
NHRPPOPLTL
LHTMY
646.328
2.417
NHRLUPMSSL
LHVRY
646.481
2.396
NHRSTNPURL
PHULY
646.633
2.401
NHRSUNVLR
PHLVY
646.786
2.4
NHRSUUVUSR
UHVSY
646.938
2.387
NHRULLSOMP
RRHNTY
647.09
2.383
NHRUUMUOLO
RPHOVY
647.243
2.395
NHRSTUPMSS
RVHOLY
647.395
2.409
NHRSRVNLMV
THNSY
647.548
2.407
NHRSVLNTUL
SHTRY
647.7
2.405
NHRSPURLLU
VHMPY
647.852
2.403
NHRSLMRTVM
NHSRY
648.005
2.398
NHRSOMPRPP
NHNNY
648.157
2.394
NHRUNVLNTU
RHMNY
648.31
2.378
NHRUTMOTSV
LHUUY
71
648.462
2.374
NHROVVMTRU
LHMTY
648.614
2.373
NHROVMTRSO
PHOUY
648.767
2.374
NHROVVMTRU
PHNVY
648.919
2.377
NHRONLMRTP
PHSPY
649.072
2.36
NHRMNOVVMT
LHTMY
649.224
2.353
NHRMLTPTOU
UHURY
649.376
2.362
NHROTSRMNO
UHUTY
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2.378
NHRUTMOTSV
LHSMY
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2.391
NHRUVNLMRT
PHRTY
649.834
2.418
NHRLSOMPRP
VHTLY
649.986
2.46
NHRVNLMRTP
PHROY
650.138
2.485
NHRNSLVRUT
VHSOY
650.291
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NHRRSUUVUS
VHLPY
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PHPRY
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NHRSPNRVNS
VHMLY
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VHPLY
650.9
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RHVVY
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NHRLRSUUVO
NHSOY
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NHRLNTUPMU
NHPSY
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NHRPOTSRMR
NHSRY
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NHRVRNMLPL
RHLLY
651.662
2.529
NHNOMTRSUU
RHRSY
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2.578
NHNLTPTOST
VHPRY
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LHTPY
652.12
2.478
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OHNVY
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2.474
NHRRVNLMRT
OHUPY
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2.472
NHRRPVSPNR
UHMMY
72
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2.47
NHRRLLSOMP
OHURY
652.729
2.473
NHRRVUSNU
RRHVRY
652.882
2.479
NHRNTNPURL
RUHLUY
653.034
2.46
NHRVNLMRTP
VNHOVY
653.186
2.473
NHRRVUSNU
VRHSNY
653.339
2.527
NHNMNRVNLM
VRHMLY
653.491
2.554
NHNUPMSSLV
VSHLPY
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2.531
NHNOOORNML
VMHUTY
653.796
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NHNTMOTSRM
VLHMPY
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NHNTUTMOTS
RSHOUY
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NHNTPTOST
THMSY
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NHNTPPOPLT
RRHPLY
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2.5
NHNTUPMSSL
RLHLMY
654.558
2.472
NHRRPVSPNR
RPHTUY
654.71
2.47
NHRRLLSOMP
RRHOLY
654.863
2.495
NHNTTPTOST
RRHLLY
655.015
2.507
NHNTVRUMUO
RVHNUY
655.168
2.496
NHNTMOTSRM
RVHNRY
655.32
2.493
NHRNNUNVLR
RMHVPY
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2.499
NHNTUTMOTS
PLHVPY
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2.503
N
SPHONY
655.777
2.53
N
USHTLY
655.93
2.579
N
UMHMUY
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2.627
N
UUHUVY
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N
UVHLNY
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2.638
N
UNHOSY
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2.652
N
UVHMNY
73
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2.648
N
UUHLTY
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2.651
N
UTHNMY
656.996
2.49
N
OVHMMY
657.149
2.355
N
OUHOOY
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2.388
N
OOHONY
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2.377
N
OSHNVY
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2.346
N
ORHRLY
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2.328
N
UOHLNY
657.911
2.314
N
UPHRVY
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N
SMHUNY
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2.295
N
SLHSUY
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N
SPHVPY
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2.144
N
SPHMUY
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N
SSHLMY
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2.152
N
SMHVMY
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N
URHRRY
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2.403
N
ULHPRY
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N
UTHVUY
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2.395
N
OPHRRY
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2.423
N
OPHNTY
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2.474
N
UMHUSY
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N
USHSOY
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2.504
N
UUHMMY
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N
USHOTY
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2.472
N
SOHVVY
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2.506
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LPHTNY
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PVHLPY
74
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2.592
NHNLNTUPMU
VOHLSY
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NHNLNTUPMU
VSHTRY
661.111
2.577
NHNS
VUHSTY
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NHNSSLVRUT
VMHSTY
661.416
2.558
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VMHTPY
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VUHLLY
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NHNURLLSOM
VRHVPY
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NHNPSSLVRO
RLHUUY
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2.711
QNHNPNOVVT
RRHVUY
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2.747
QNHNSVLNTU
RPHRPY
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QNHNVMPRPP
RTHNOY
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VSHTNY
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PLHOUY
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QNHNPPRPVS
LVHVOY
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LNHROY
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QNHNSLVRUT
PNHTNY
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VVHMUY
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QNHNUNMLPL
VVHNNY
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VVHVLY
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QNHNLVRUMO
VSHTMY
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NHNTMRTVOO
LRHVTY
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2.333
N
ULHNUY
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N
MSHSLY
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N
TSHUUY
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N
TOHMRY
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2.627
N
RNNHNNY
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2.652
N
TTHSSY
75
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2.649
N
TOHLVY
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2.583
N
MMHTUY
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N
OMHLMY
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N
ORHURY
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N
OVHRPY
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2.344
N
MNHONY
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2.293
N
MTHSNY
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2.37
N
TPHRNY
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2.463
N
MTHNUY
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2.511
N
MVHVNY
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2.541
N
OLHUMY
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2.567
N
ULHLUY
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2.601
N
SVHSVY
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LLHPNY
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NHNORUMUOS
LPHNRY
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NHNOLNTUPT
LVHPVY
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NHNUMUOLO
PTHMNY
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NHNONLMRTP
PMHMTY
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2.52
NHNMLPPOPS
LNHNOY
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2.544
NHNUTMOTSV
LNHTMY
667.969
2.671
QNHNNUUVUS
LNHUMY
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2.769
QNHNUSUUVO
LNHUMY
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QNHNRPMSSL
LNHUMY
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NHNLSOMPRP
LNHUMY
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LNHUMY
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NHNLNTUPMU
LNHUMY
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LNHUMY
76
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LNHUMY
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LNHUMY
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LNHUMY
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LNHUMY
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NHNOPLTPTM
LNHUMY
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LNHUMY
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2.59
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LNHUMY
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NHNSTNPURL
LNHUMY
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LNHUMY
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LNHUMY
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LNHUMY
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LNHUMY
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LNHUMY
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NHNURLLSOM
LNHUMY
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NHNLUPMSSL
LNHUMY
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NHNRUVUSNU
LNHUMY
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NHNRSUUVUS
LNHUMY
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NHNSPURLLU
LNHUMY
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NHNOLUTMM
LNHUMY
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LNHUMY
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NHNLLSOMPR
LNHUMY
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NHNSMLPPOP
LNHUMY
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NHNUUVUSNU
LNHUMY
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NHNORUMUOS
LNHUMY
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NHNOPLTPTM
LNHUMY
672.846
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NHNUPMSSLV
LNHUMY
672.998
2.556
NHNUVUSNU
LNHUMY
77
673.151
2.578
NHNLTPTOST
LNHUMY
673.303
2.592
NHNLNTUPMU
LNHUMY
673.456
2.584
NHNLSOMPRP
LNHUMY
673.608
2.59
NHNLVRUMUO
LNHUMY
673.76
2.624
NHNVRUMUOS
LNHUMY
673.913
2.641
NHNRRLLSOM
LNHUMY
674.065
2.611
NHNVTSRMNO
LNHUMY
674.218
2.594
NHNPTOSTNL
LNHUMY
674.37
2.593
NHNLNPURLS
LNHUMY
674.522
2.599
NHNPUOLUTT
LNHUMY
674.675
2.603
NHNPLPPOPS
LNHUMY
674.827
2.6
NHNPURLLSM
LNHUMY
674.98
2.566
NHNSUUVUSR
LNHUMY
"J-]*JJ/ I10D _"6`
"J-]-4B, I10D _"a0`
"J-]A+3" I10D _"Db`
630-640 m 13.3918630
15.18257534
10.99191781
"c)
"cd"6e"a0
Rw
Rw
-c
0.0953642 9.6954735 0.2328045 39.161734
640 - 655 m 1.84606593
Rw 1.781571429
2.156054945
Rw
0.0370835 2.2341060 0.5986809 100.70842
655 -665 m 13.5288630
Rw 15.29010959
11.84228767
0.0007595 10.478190 29.228458 Promedio
78
Rw 4916.7293
6 Nuevas técnicas de registros geofísicos de pozo La nuevas técnicas de registros geofísicos de pozo consisten en obtener datos petrofísicos en tiempo real para optimizar la perforación de los pozos, alcanzar el objetivo geológico y al mismo tiempo realizar un estudio de las formaciones al momento de la perforación.
Fig. 6
6.1 Técnica MWD durante la perforación del pozo •
Las herramientas MWD y LWD toman mediciones en tiempo real durante la perforación.
•
El objetivo de la señal del MWD es transmitir las mediciones en el fondo del
pozo a superficie para procesarlas. •
Por medio de la telemetría, la cual es el proceso para transmitir datos de un lugar a otro.
•
Estas mediciones sirven para la evaluación de formaciones, posicionamiento del pozo y direccionar el pozo.
Herramienta MWD •
Acelerómetros
•
Magnetómetros
•
Sensores de Temperatura, choques, presión
Modulador
•
Turbina
•
•
Rayos Gamma
79
Fig. 6.1
Aplicaciones del MWD •
El MWD transmite la información a superficie.
•
Mediciones del posicionamiento de la herramienta en el fondo del pozo.
•
Surveys (Inclinación y Azimuth)
•
Tomadas en profundidad
•
Ultima tecnología: RG y sensores APWD
Proceso de Telemetrí a
de MWD
1. Mediciones en fondo:
Las herramientas MWD toman las mediciones estáticas o
dinámicas en fondo. 2. Conversión de datos : Las herramientas MWD convierten cada medición en fondo
en datos binarios. 3. Generación de la señal :
La herramienta MWD genera la señal creando variaciones
de presión en el fluido.
4. Propagación de la señal : La señal del MWD se propaga a través de la columna de fluido dentro de la tubería de perforación. 5. Adquisició n de los sensores en superficie: En superficie , los sensores detectan las
variaciones de presión del fluido y las convierten en una señal eléctrica.
La señal se
envía a las computadoras en superficie donde es decodificada y procesada. 6. Demodulación de la señal:
Consiste en dos procesos. Recibi r
la señal, las
computadoras en superficie reciben los datos binarios de la señal y se envían a un
80
decodificador y decodificar
la señal, el decodificador extrae los datos de cada
paquete de datos y se almacenan en el paquete correspondiente.
Fig. 6.1.1
Fig. 6.1.2
Fig. 6.1.3
81
6.2 Técnica LWD durante la perforación del pozo •
Mediciones de propiedades estáticas y dinámicas de la formación
Porosidad
•
Resistividad
•
•
Tomadas en tiempo
•
Rayos Gamma
Densidad
•
FSWD
•
•
Imagen
Fig. 6.2
6.3 Otras técnicas de registro de pozos aplicables a la caracterización de
formaciones y de yacimientos •
Magnetic Resonance While Drilling: mide la saturación de fluidos, porosidad y permeabilidad, entre otros parámetros.
•
Sourceless Formation Evaluation While Drilling
•
Reservoir Mapping While Drilling (GeoSphere)
82
7 Herramientas de registros de producción Los registros de producción son herramientas que proporcionan medidas de los parámetros de los fluidos y de la contribución de fluidos de una zona. Proporcionan información acerca del tipo y movimiento de los fluidos dentro del pozo o cerca del pozo. Los registros de producción se efectúan con el fin de analizar el desempeño dinámico del pozo y la productividad o inyectividad de diferentes zonas, diagnosticar pozos con problemas o monitorear los resultados de una estimulación o una terminación.
7.1 Principales componentes de la herramienta y alternativas de diseño de la sarta de medición Las herramientas de los registros de producción consisten en un número de sensores los cuales realizan mediciones dentro del pozo. Los principales tipos son:
Medidores de flujo
Medidores de densidad
Medidores de presión
Medidores de temperatura
• Flowmeter
• Presión
•Strain Gauges • Variación en
• GR/CCL para
•Spinner de
Diferencial
• Cristal
correlaciones
Rotación
• Atenuación
Gauges
Continua
del Gamma
• Muestra de
• Spinless
Ray
fluido
la resistencia
Otros
• Caliper
•Trazadores
• Registro de
radiactivos
ruido
Herramientas PLT (Production Logging Tool) o de Registros de Producción
Fig. 7.1 Esquema de los sensores que están en una herramienta típica de registros de producción.
83
Aplicaciones de los Registros de Producción Los registros de producción son utilizados para varios objetivos dependiendo del tipo de yacimiento, condiciones del pozo y los problemas percibidos. a) Evaluar completamientos • Pozos nuevos • Pozos inyectores • Re – entradas b) Monitoreo del comportamiento del yacimiento • Perfiles de Flujo • Eficiencia del completamiento c) Diagnóstico de problemas del pozo • Entradas de agua • Entradas de gas • Fugas y problemas mecánicos • Flujos detrás del casing
7.2 Calibr ación del sistema roca fluidos Las mediciones efectuadas en los núcleos ofrecen una manera de
calibrar las
interpretaciones de las propiedades obtenidas en los registros geofísicos y de producción para obtener estimaciones de la porosidad, saturación de fluidos entre otros parámetros en el fondo de pozo.
Esto se realiza para configurar las herramientas y obtener resultados mas precisos en las mediciones.
84
7.3 Registros de presión- producción a pozo cerrado y a pozo fluyendo
Este tipo de registro, se puede tomar en conjunto con una prueba de decremento o una prueba de incremento, y consiste bá sicamente en bajar una sonda de presión y temperatura por estaciones hasta la máxima profundidad permisible y dejarla
estacionada por un determinado periodo de tiempo el cual depende del objetivo.
Medición de presión de fondo fluyendo en pozos (tambi én
denominado como
RPFF) Dicha medición se toma a di ferentes profundidades, denominadas estaciones, siendo la estación inicial el nivel correspondiente al árbol de válvulas. Las estaciones subsecuentes deberán ser tales que los datos medidos permita n ajustar un modelo de simulación de flujo de fluidos a cada uno de los elementos de flujo dentro del pozo (tuberías, válvulas, reducciones, expansiones, etc.). La estación final registrada será
por lo menos a la profundidad correspondiente al extremo
inferior de la tubería de
producción, o en el caso de pozos terminados sin esta, la profundidad mínima de la estación final de la herramienta será de 100 metros verticales arriba de la cima del
intervalo abierto productor más somero .
Medición de presión de fondo en pozos cerrados (también denominada por las
siglas RPFC) Es la medición de la presión y la temperatura en un pozo cerrado. Dicha medición se toma a diferentes profundidades, denominadas estaciones, siendo la estación inicial el nivel correspondiente al árbol de válvulas. Las estaciones subsecuentes deberá n ser tales que permitan calcular la profundidad de los diferentes contactos de fluidos; el gradiente de presión que permita extrapolar el valor de la presión y la temperatura del pozo a otras profundidades. La estación final registrada será por lo men os a la profundidad correspondiente al extremo inferior de la tubería de producción, o en el caso de pozos terminados sin esta, la profundidad mínima de la estación final será
de 100 metros verticales arriba de la cima del intervalo abierto productor somero.
85
más
7.4 Registrador de temperatura Los estudios de temperatura son los principales registros en la detección de
movimiento de fluidos en el pozo. Las interpretaciones de los registros de temperatura son cualitativas naturalmente, aunque se encu entran disponibles técnicas cuantitativas también.
Los estudios de temperatura se corren en los pozos productores para localizar fuentes de producción en el agujero, asistir en localización de canales, y posiblemente discriminar entradas de gas y líqu ido.
Fig. 7.4
86
7.5 Registro de Densidad La densidad del fluido en el agujero puede ser determinada con el gradiomanómetro, la herramienta presión -temperatura o de herramientas nucleares de densidad de
fluido. El gradiomanómetro usa la presión diferencial entre dos fuelles para inferir la densidad del fluido entre los dos sensores.
Fig 7.5
7.6 Funciones del detector de coples Dispositivo magnético que corresponde a cambios de masa metálica tales como:
coples, perforaciones, uniones, empaquetaduras y centralizadores.
Se
principalmente en producción para correlacionar las profundidades del pozo.
Fig. 7.6
87
utiliza
8 Registros de variación de presión Las pruebas de variación de presión y ciertos registros geofísicos son una gran herramienta para obtener información acerca de la presión, temperatura y densidad de los fluidos en el interior de un pozo. Mediante su análisis, se pueden determinar diversos parámetros que permiten la caracterizació n dinámica de yacimientos.
8. Registros de Variación de Presión
Fig. 8
8.1 Función y aplicación del registro estático por estaciones. Es la medición de presión y temperatura a diferentes profundidades (estaciones) por un periodo de tiempo determinado en cada una de ellas, con el pozo cerrado.
Aplicaciones • Conocer la presión y temperatura a nivel medio del yacimiento.
• Inferir el ti po de fluido presente en el interior del pozo y/o el contacto de fluidos en caso de estar presentes dos o más fluidos. • Localizar el contacto de fluidos en caso de estar presentes dos o más fluidos.
88
Se observa el cambio de fluido presente en el yacimiento por el cambio de tendencia de los gradientes de presión .
Fig 8.1
Prueba de Presión
• Las pruebas de presión consisten en la generación de perturbaciones en el yacimiento y el registro de las variaciones de presión en el fondo del pozo durante un
tiempo determinado. • Estas variaciones de presión se pueden generar modificando las condiciones de producción o inyección en los pozos. • La respuesta del yacimiento está determinada por parámetros tales como: la permeabilidad, factor de daño, coeficiente de almacenamiento en el pozo, distancia
entre pozos, entre otros.
89
Fig. 8.2
Aplicaciones de Pruebas de Presión
• Estimar los parámetros del yacimiento (S , P, Re, Vp, K, entre otros) • Determinación de las condiciones de productividad
del pozo
• Evaluación del fracturamiento hidráulico o tratamiento de estimulación
• Evaluar las heterogeneidades del yacimiento • Evaluar el grado de comunicación entre zonas del y acimiento • Determinar la anisotropía del yacimiento
• Caracterizar los parámetros de Doble Porosidad • Confirmar el efecto de acuífero o casquete
• Calcular el coeficiente de alta velocidad en pozos de gas • Estimar los factores de pseudo daño
• Estimar el avance del frente de desplazamiento en procesos de inyección
Tipos de pruebas de presión • •
• • • •
Prueba de incremento Prueba de decremento Prueba de interferencia Prueba de pulso Prueba de gastos múltiples Prueba de inyección
90
8.2 Prueba de incremento de presión Es la medición y análisis de los datos de presión (usualmente en fondo) obtenidos después de un cierre del pozo (puede ser en fondo o superficie). Previo a realizar el cierre se debe haber tenido un periodo de flujo con gasto estabilizado. La medición se realiza por un periodo de tiempo relativamente corto comparados con la vida productiva del pozo. En esta prueba se mide la recuperación de presión con respecto al tiempo.
Fig 8.2 Curva de incremento de presión.
8.3 Pruebas de decremento de presión Es la medición y análisis de los datos de presión (usualmente en fondo) obtenidos posterior a la apertura del pozo, previo a la apertura la presión a pozo cerrado debe ser estable. La medición se realiza por un periodo de tiempo relativamente corto comparados con la vida productiva del pozo. El registrador de presión es posicionado en el fondo del pozo (lo ideal es, al nivel medio de los disparos) se mide durante un periodo de flujo de gasto de producción constante y posteriormente se abre el pozo
en la superficie con lo que se inicia la prueba.
Fig. 8.3 Curva de decremento de presión.
91
Prueba de Interferencia Involucran varios o cuando menos dos pozos uno llamado activo y el otro observador. El primero es aquel en el cual se harán las operaciones necesarias para generar el disturbio para evaluar la comunicación con el pozo vecino. El segundo el receptor de
las variaciones generadas por el pozo activo. Se obtiene información sobre la región localizada entre los pozos para caracterizar la
zona productora y establecer direcciones preferenciales de flujo con lo cual el desarrollo de un campo se puede optimizar.
Fig. 8.3.1
Prueba de Pulso Caso particular de las de interferencia. No solamente se genera un disturbio en el pozo activo si no una serie de disturbios que son reflejados en caso de comunicación en el pozo observador. Es común el cambiar de pozo activo en este tipo de pruebas sobre todo cuando se trata de caracterizar algún evento geológico importante (fallas sello, canales, etc.). El pulso puede ser para validar extensió n horizontal o vertical para definir comunicación vertical en un solo pozo.
92
Fig. 8.3.2
Prueba de Gastos Múltiples
Consiste en fluir el pozo a diferentes tasas (lo que se logra cambiando los reductores de prueba) y se registra la presión de fondo fluyente, como también la de cierre durante el período completo de la prueba. El análisis de los datos de presión y tasas permite obtener: •
Indice de productividad del pozo
•
Valor de la capacidad de flujo de la formación (producto permeabilidad -
espesor) •
Valor de daño asociado con el pozo y la presión actual del área de drenaje involucrada con la producción del pozo.
Fig. 8.3.3
93
Prueba de Inyección
Similares a las de decremento en pozos productores, pero el gasto es negativo. El pozo está estabilizado y cerrado originalmente, se inicia la inyección de un fluido a gasto constante.
Fig. 8.3.4
8.4 Perfiles de presión, te mperatura y densidad en el pozo
Perfil de densidad Es la medición continua de presión al interior del pozo contra la profundidad.
• Registro estático por estaciones. • Registro de presión de fondo cerrado (RPFC). • Registro de presión de fondo fluyendo (RPFF).
Perfil de temperatura Es la medición continua de temperatura al interior del pozo contra la profundidad. Su principal uso es la detección de movimiento de fluidos, su interpretación es cualitativa, aunque existen algunas técnicas cuantitativas.
94
Fig. 8.4.1 Perfil de temperatura donde se observa flujo de liquido.
Fig. 8.4.2 Perfil de temperatura donde se observa flujo de gas
Perfil de densidad Es la medición continua de la densidad de la mezcla de los fluidos en el interior del
pozo contra la profundidad. Su principal uso es el análisis de flujos
bifásico.
• Registro de producción: gradiomanómetro .
8.5 Análisis cualitativo de los perfiles aplicado a
la identificación de
zonas de importancia en la formación A través de los perfiles de presión, densidad, temperatura y otro elementos como por ejemplo el molinete, es posible comparar diferentes condiciones de flujos y/o cierres para determinar como es el movimiento de fluidos en el pozo y detrás de la TR.
Fig. 8.5
95
9 Técnicas de interpretación de pruebas de presión Son métodos básicos que permiten el análisis de los datos de presión adquiridos durante las pruebas de pozo. Dado que las presiones se adquieren en el pozo y que durante el proceso de perforación y completación del mismo pueden alterarse las propiedades del yacimiento en la zona cercana al pozo (por ejemplo, la permeabilidad efectiva), es necesario incorporar las condiciones del pozo.
9.1 Método de Horner El método de Horner se ha utilizado extensamente para analizar las pruebas de incremento de presión en pozos que producen a gasto constante. El método de Horner proporciona un valor correcto de la permeabilidad de la formación, así como la estimación del factor de daño y la presión inicial del yacimiento. Para la determinación del daño se estima mediante la siguiente formula:
Donde: pw f(*t=0): Presión de fondo inmediatamente antes del cierre del pozo p1hr: Presión leída de la recta en el gráfico de Horner a *t=1 hr m: Pendiente de la recta en el gráfico de Horner La tabla siguiente muestra los datos de una prueba de incremento de presión de un pozo con un radio de drene estimado de 2640 pies. Antes del cierre el pozo produjo 4900 bpd por 310 horas. Los datos del yacimiento son: • profundidad = 10476 • pies rw = 4.25 pg • Ct = 22.6x10-6 (lb/pg2 )-1 • qo = 4900 bpd • h = 482 pies • pwf (Dt=0) = 2761 lb/pg2 • mo = 0.20 cp • f = 0.09 96
• Bo = 1.55 • dTR = (6.276/12) pies • tp = 310 horas 1) Graficando Dt vs pw se tiene: Gráfico semi-log de Horner
Fig 9.1
2) Despejando k de la pendiente
3) Sustituyendo en
97
9.2 Método de MDH • La presión media del yacimiento puede ser estimada para regiones circulares cerradas o cuadradas de drene de los datos de la Gráfica de MDH (pws vs log +t). • El método MDH para el análisis de la presión media del yacimiento se aplica directamente solo a pozos que estén operando en un estado pseudoestacionario después de haber hecho la prueba de incremento de presión. • Para utilizar el método MDH es necesario escoger cualquier tiempo conveniente sobre la línea recta semilogarítmica ( +t) y leer la correspondiente presión (pws). • Entonces se calcula el tiempo de cierre adimensional basados en el área de drene:
Donde +t corresponde al valor de pws y estos valores son leídos de la porción de la línea recta de la gráfica de MDH y el valor pDMDH es obtenido de la siguiente figura:
Fig 9.2.1
98
Calcular la presión inicial y promedio de un yacimiento utilizando los datos del incremento de presión y considerando un área de drene circular. Considerando que el pozo se está drenando desde el centro de un área circular de 167 acres. La tabla siguiente muestra los datos de la prueba de presión así como los cálculos hechos para el análisis de los datos de incremento de presión.
Fig 9.2.2. Gráfica de Muskat para el cálculo de la presión promedio del yacimiento.
El área de drene del pozo es de 1520 ft, y se escogió un &t igual a 20 hrs de la sección de la línea recta de la gráfica de MDH mostrado en la siguiente figura: Calculando el periodo adimensional de cierre basado en el área de drene se tiene:
De la curva superior de la grafica MDH, en el punto del valor anterior, el valor de pMDH es igual a 0.94. de la gráfica de MDH la pws a el t=20 hrs es 4379 psig y la m es igual a 70 psig/ciclo. Entonces utilizando la siguiente ecuación calculamos la presión media del yacimiento:
99
9.3 Análisis por medio de curvas tipo Las gráficas de presión adimensional versus tiempo adimensional en escala Log-Log, también son denominadas “Curvas Tipo”. El método de obtención de parámetros de yacimiento, mediante la técnica ajuste de datos por curva tipo, es la más utilizada en la actualidad. Los programas comerciales de análisis de datos realizan el ajuste de los datos en forma automática y es el método, que permite la identificación de los posibles modelos de yacimiento aplicables. El éxito se debe, en parte, a poder disponer de la presión derivativa en el proceso, así como la solución o curva tipo (Modelo de ajuste), que se elabora y adecua según las diversas condiciones dinámicas que se sucedan durante la prueba particular.
Fig 9.3
El proceso de ajuste consiste en hacer coincidir la curva elaborada (horizontal y verticalmente) con la curva modelo (PD vs. tD). Una vez lograda la coincidencia, se elige un punto cualquiera en la gráfica o el más conveniente para leer si el proceso es manual, denominado “punto de ajuste”. Se lee el valor de tiempo adimensional que se superpone con el tiempo real y, de la misma manera, se lee el valor del cambio de presión que se superpone con la presión adimensional. El proceso de ajuste se realiza de forma automática en los software existentes en la actualidad.
100
9.4 Análisis por medio de integración La metodología básica usada en el análisis de los datos de presión consiste en comparar la respuesta de los datos de presión en función del tiempo adquiridos en el pozo o pozos durante la prueba, con la esperada, según las soluciones a la ecuación de difusividad, que es la que rige el comportamiento dinámico del flujo de fluidos en el medio poroso con el tiempo, e incorporando efectos asociados con el pozo y con su entorno, como los son el efecto de almacenamiento de pozo y daño. La ecuación de difusividad es el resultado de aplicar la condición de balance de materiales (ecuación de continuidad: Fluido entrante – fluido saliente = acumulado), la ley de Darcy y la ecuación que describe la densidad del fluido en el medio poroso. La solución o soluciones obtenidas al resolver la ecuación de difusividad sirven de base para la interpretación de los datos de presión obtenidos durante los pruebas de pozo.
9.5 Nuevas Técnicas (DST) En el caso de pozos exploratorios y de realizarse la prueba con equipo de perforación , al tipo de sarta se le denomina DST (Drill Stem Test), que significa que la prueba se efectúa con la asistencia del equipo de perforación. A continuación se muestra la configuración de prueba tipo DST que esta inspirada en sarta presentada por la compañía Schlumberger.
Fig 9.5
101
