Perforación II
Diego Terrera
Ensayo de pozos Recopilación de información del pozo Qué se determina? a. Existencia o no de HC. b. Propiedades de la roca reservorio. • Pws. • Porosidad. • Permeabilidad. • Propiedades del fluído: viscosidad, densidad API, % de agua. • Límites del reservorio. • Fallas. Formas de realizarlo: Perfilaje Indirecta Ensayo de roca (DST, TST) Coronas Directa
muestras de formación productiva Testigo lateral
Perfilaje Al perforar un pozo, la inyección invade las paredes, quedando fuera de la misma un “revoque”, producto de los sólidos del lodo. Se distinguen tres zonas: 1. Zona lavada: sólo hay fluído de inyección, que desplazó al fluído de la formación hacia el interior. 2. Zona invadida: fluído de inyección + fluído de formación. 3. Zona virgen: fluído de formación sin contaminación del lodo o fluído de terminación. Perfiles a pozo abierto 1. Caliper: • • • • •
Herramienta de 4 patines. Da la dimensión del diámetro promedio de los 4 patines. Zona permeable: indica menor diámetro (revoque). Zona in consolidada: indica mayor diámetro (cavernas). Objetivos: i. volúmen de la lechada cementadora. ii. Diámetro de la cañería a bajar y que no se trabe.
2. Potencial espontáneo (SP): • El filtrado de la inyección al invadir las capas permeables, se pone en contacto con el agua de formación. Al ponerse en contacto y al tener distinta salinidad, se produce una diferencia de potencial electroquímico debido principalmente al potencial de membrana. • Determina zonas permeables mediante diferencia de potencial entre fluído salado de formación y no salados, como el lodo o fluídos de terminación. • Se usa una sonda y se mide la diferencia de potencial entre dos electrodos, 0 – 100 mV, a partir de la línea base de arcilla. Reflexión hacia la izquierda (-) indica zona permeable. 3. Inducción: • Apreciación cualitativa de los fluídos que están saturando la roca. Determina la resistividad de dichos fluídos. • Si tiene agua: baja resistividad. • Si tiene petróleo o gas: alta resistividad. 4. Sónico: • • •
Mide el tiempo de tránsito del sonido a la formación en microsegundos por pie. Determina la porosidad. Conociendo el tiempo de tránsito de la matriz y del fluído que satura la roca, y con el dato del tiempo leído en el sónico compensado, calculamos la porosidad.
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Perfiles a pozo entubado y abierto 1. Rayos gama: • Mide la radioactividad natural de la formación (arcillas y lutitas por tener Potasio 40). • Determina zonas permeables (poca radioactividad). • Sirve para correlacionar. 2. Neutrónico: • Determina formaciones permeables. • Correlacionar. • La sonda posee una fuente radioactiva emisora de neutrones rápidos y un detector de neutrones lentos. El rayo impacta en la roca y si ésta tiene fluídos ricos en Hidrógeno, liberan rayos gama que son captados por el receptor. Da la porosidad. Perfiles a pozo entubado 1. Cuenta cuplas (CCL): • Mide dispersión magnética en cañería. Si hay una cupla, hay mayor dispersión. • Determina rotura o corrosión ya que disminuye la sección (esto lo hace en menor precisión). 2. Calidad del cemento: • Determina la calidad de cementaciones primarias. • La sonda se compone de un transmisor sónico y un receptor. i. Buena adherencia: la señal generada se atenúa y pierde amplitud. ii. Mala adherencia: la señal vibra libremente y llega al receptor con alta amplitud y con un retardo en el tiempo de tránsito. • •
VDL: adherencia en la interfase cemento – formación. CBL: adherencia en la interfase cemento – cañería.
Perfiles combinados 1. A pozo abierto: caliper, SP, RG, o Neutrónico, Resistividad o Inducción y Sónico 2. A pozo entubado: CCL, RG o Neutrónico, CBL y VDL. Fórmula de Archie:
Sw = n
a ⋅ Rw ⋅ Rt Ps
Sw: saturación de agua n: exponente de saturación (2) a: tortuosidad (muestra del pozo) Rw: resistividad del agua de formación (muestra del pozo, zona conocida) Rt: resistividad de la capa (perfil pozo abierto, perfil de resistividad) P: porosidad (sónico) s: factor de cementación (datos de laboratorio, muestra de roca) Lo que me interesa es:
So = 1 − S w ¿Cuántos perfiles necesito como mínimo? Necesito tres: 1. Caliper: dimensionar el espacio físico del pozo. 2. Inducción 3. Porosidad Estos últimos dos para obtener la saturación de agua, y con ésta obtener la saturación de petróleo.
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Ensayo de pozos Uso: para aumentar y mejorar la información obtenida desde perfiles. Tiene la ventaja que la muestra se obtiene en condiciones de fondo y puedo analizarla en superficie. Es una técnica que obtiene parámetros del reservorio bajo condiciones dinámicas mientras se perfora. Existen dos tipos DST y TST. Principio: el principio básico es poner a presión atmosférica una capa determinada que presumo tiene HC.
1. Se baja la columna vacía por medio de una válvula de control de ensayos (cerrada) hasta llegar al fondo. 2. Se fija el packer con el fin de aislar la zona de interés de la Ph y comunicarla con la Pa. Esta comunicación es en forma violenta, al abrir la válvula ensayadora, la implosión producida es tan fuerte que elimina gran parte del daño (como un proceso de estimulación mecánica). 3. Luego se abre y se cierra la válvula para obtener las presiones deseadas. Es como una completación temporaria de un pozo, que permite al fluído de formación entrar a la columna.
PA
Ph
Pf
Pf
Objetivo del ensayo: se hace para obtener información, como: • Tipo de fluido: análisis químicos y muestras de lo recuperado • Caudal. • Presión de la formación: máxima del reservorio. • Permeabilidad: promedio de la permeabilidad efectiva. • Daño: zona de permeabilidad artificialmente reducida en las paredes del pozo. • Radio de investigación: distancia hacia el interior de la formación que se investigó en el ensayo. • Barreras: fallas, cambios en la permeabilidad, en la viscosidad, litología, etc. • Tamaño del reservorio.
Herramienta: mientras se perfora el perfil litológico, a las muestras del cutting obtenidas en zaranda se les hace un ensayo de fluorescencia para ver si tienen petróleo. Si esto es verdadero, se sigue perforando hasta atravesar el espesor de interés y luego se hace un ensayo de formación a pozo abierto para obtener información de mayor precisión. Los equipos básicos de ensayo puedes ser: • Equipos en tierra. • Equipos fijos costa afuera. • Equipos flotantes costa afuera Barras de sondeo:
Portamechas:
permite descenso al pozo, manipulación de herramientas desde superficie y conducción de fluídos.
la cantidad de PM depende del peso que requiera la MFE para que se abra y se cierre.
Válvula de circulación inversa:
cuando termina el ensayo se cierra la MFE y queda toda la columna llena de fluídos. Tiro una barreta que rompa un pin de bronce y se abre ésta válvula para que pueda sacar las barras.
Evaluador de flujos múltiples (MFE):
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es una válvula que permite o no poner la formación a presión atmosférica. Hay tres métodos para abrir y cerrar esta válvula: • Por Peso (MFE) • Por rotación (convencional) • Por presión el anular. (PCT, ensayador controlado por presión) Cuanto mayor sea la cantidad de aperturas y cierres, mejor es el ensayo. Como mínimo se hacen 2 aperturas y dos cierres.
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Porta registrador de presión:
Tijera golpeadora:
Junta de seguridad:
Packer:
como se trabaja a pozo abierto, es factible un aprisionamiento de la herramienta. Generalmente se baja en todas las operaciones de perforación, aún mientras se perfora. es una unión rápida, con poca cantidad de filetes por pulgada lineal. Entonces al ubicar el punto neutro donde se encuentra la unión de seguridad, permite desenroscar en caso de aprisionamiento.
es una goma que al aplicarle peso se hincha y me permite independizar la presión de la formación de las presiones del pozo.
Anclaje perforado:
es un filtro que permite el ingreso de fluido de formación sin partículas no deseadas. También provee un soporte para el asentamiento del packer durante las operaciones efectuadas a pozo abierto.
Porta registrador de presión:
Zapato:
es un segundo controlador por debajo de la válvula. Es lógico que marquen las mismas presiones. Es también por precaución que alguno falle.
existen dos tipos: Amerada (marca): es un papel de bronce que se arma dentro de un tubo y registra presión vs tiempo. Funciona mediante un reloj de 24 a 48 horas según se elija. En éste método, lo que obtengo del pozo se compara con otro patrón. Es un método mecánico. Memory: es un método electrónico que permite ser conectado a una PC y gobernado por un software. Permite registrar presión vs. tiempo con resultados impresos.
es un tubo macizo cuya función es que toda la herramienta se apoye en el fondo del pozo para que se infle el packer. Como estos se inflan con el peso de los PM, es clave un buen apoyo.
Válvula Evaluadora de Flujos Múltiples (MFE): Medida: 5” a 3 1/8” de diámetro exterior, con una capacidad de 2500 c.c. a 1200 c.c. Esta válvula se baja cerrada y para ensayar el pozo se abre y comienza el período de fluencia. Cuando quiero cerrar se tira el vástago y se cierra comenzando el período de recuperación de Presión. Cuando se alquila la herramienta, ésta se debe calibrar para saber con cuanto peso se abre y con cuanto se cierra. En la cámara de muestra se almacenan los fluidos del propio pozo. Es conveniente la mayor capacidad posible para esta cámara, de modo que al subirla, ésta no esté llena. Por ejemplo, si tiene 5 litros de capacidad y se llena 1 litro en 20 minutos, el caudal será de 0.05 l/min. Esto no se podría hacer en la cámara si se llena rápido. Fijación del packer: el packer tirar por finalidad aislar la presión hidrostática respecto de la presión de formación, y para fijarlo apoyo el zapato en el fondo y le doy peso con los PM. De esta forma la goma se fija y empaqueta. Los problemas que pueden darse son: • Que no haya hermeticidad: para esto se corre una prueba de presiones. Doy presión por anular y veo si aumenta por directa. Luego doy presión por directa y veo si aumenta por anular. • Es fundamental fijar el packer en una formación consolidada, ya que de no ser así, el packer no fijará y la información obtenida no sirve. Para elegir los lugares de asentamiento, se observa el caliper y los tiempos de perforación + análisis de muestra. Una formación buena para el apoyo puede ser una caliza, arenas consolidadas. Aceptable sería una zona de fractura vertical. En tanto que un esquisto arcilloso o una arena suelta nunca. • Antes de alquilarse la herramienta, debe conocerse la distancia justa desde el zapato hasta el centro del packer, ya que si son cortas las uniones, el packer quedará en una zona in consolidada. También puede darse el caso opuesto, que los sustitutos sean largos y el packer quede arriba de la formación consolidada. La ventaja del TST es que se puede fijar en cualquier punto, en tanto el PCT (ensayador controlado por presión) sólo se utiliza para pozo entubado. Se opera por presión en el anular y permite múltiples flujos.
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Colchones: son empleados para disminuir las presiones diferenciales a través del packer, contra la cara de la formación y a través de la columna. Tienen como propósito: • Proteger la columna del colapso. • Control de la presión diferencial a través del packer. • Prevenir el shock de la formación. Como regla general la presión diferencial debe estar debajo de los 5000 psi. Esto nos ayudará a minimizar lo siguiente: • Pérdida de asentamiento del packer. • Taponamiento del ancla. • Aprisionamiento del ancla. • Enconamiento de contactos de agua. • Colapso de la columna. Existen tres tipos de colchones: agua, nitrógeno o agua + nitrógeno. El de agua es el más comúnmente usado, pero la desventaja es que si se empleara demasiada cantidad de agua, la columna tendría que ser sacada para poder quitar el exceso. El de nitrógeno es caro, pero tiene la ventaja de que la presión puede ser controlada. El mixto combina ambas tipos. No debe usarse lodo por el taponamiento.
Orificios de fondo y superficie: estos orificios son utilizados esencialmente para controlar la presión y los caudales de flujo. El orificio de fondo se usa para: • Controlar el caudal de flujo. • Controlar la presión diferencial a través del packer y la formación. Este orificio no debe ser muy pequeño ya que sería muy fácil de taponarse; un orificio de ¼” de diámetro interior se podría considerar como el mínimo para orificio de fondo. El orificio de superficie se usa para: • Seguridad: el equipo de superficie tanto como la columna deben ser capaces de soportar presiones altas antes del orificio. • Control y medición de la producción en superficie; siempre es posible de cambiar la medida del orificio durante el ensayo.
Sacada de la herramienta: cuando se saca la herramienta, se sacan de a tres tiros y se ponen las barras en el peine. Una vez que se sacó la herramienta, se hacen dos estudios: 1. Verificar el fluido que hay en la cámara (MFE). Respecto del fluído, lo primero que se obtiene es un porcentaje de agua y otro de petróleo. Si hay emulsión, se debe romper con un surfactante y analizar la relación agua - petróleo. Se toma la fase petróleo con menos del 2% de agua y se analizan las propiedades: viscosidad y densidad API. 2. Obtener el diagrama de presiones. Dan la llamada carta de presiones. Como mínimo deben hacerse 2 periodos de apertura y cierre. La amerada va a leer desde el momento que la pongo en superficie hasta que el reloj funcione. La Memory se programa su tiempo por software, por ejemplo 72hs. Como la Amerada necesita de un reloj, por ejemplo de 24hs y quiero ensayar 48hs, no puedo ya que el reloj se detiene, la ventaja del Memory es que no requiere de un reloj fijo de 24 ó 48hs. Por si falla el reloj se mandan dos registradores.
Descripción del ensayo: Comienzo a bajar al herramienta, esto se traduce como un aumento de presión, ya que aumenta la presión hidrostática a medida que gano profundidad. Luego hay un período hasta que fijo el packer, a partir de allí la Amerada no lee más presión hidrostática. Ahora se hace una apertura corta e inmediatamente recupero presión. Luego hago otra apertura de la válvula en la cual hay un período de flujo en el cual el pozo aporta fluido al interior del sondeo. Al cerrar la válvula hay otro período de recuperación de presiones. Según el valor que alcance este segundo build-up será la característica del reservorio. Si la presión que alcanza es igual a la inicial, entonces el reservorio es bueno en cuanto a permeabilidad y Pws. Un primer punto a analizar es si la presión inicial es semejante a la final, si son parecidas, el reservorio es bueno en cuanto a su presión (no se depleta rápido), si esto no es así y la presión final es muy chica, el reservorio tiene poca energía. En la primera apertura se eliminan los fluidos de perforación que invadían la roca causando un daño que se elimina en este primer período. También permite definir presión estática al cierre, dicho valor se toma como referencia para evaluar algún tipo de estimulación y el período debe ser menor a 60 seg. Ensayo de pozos
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El segundo período dará el comportamiento del reservorio, éste dura hasta 20hs - 48hs. La pendiente del período de fluencia permite definir la permeabilidad, transmisibilidad. A mayor pendiente, mejores características. En el período de recuperación existen dos factores que lo afectan: • Si se recupera a la presión inicial. • Tiempo que tarda en recuperarla: conviene que sea el menor posible. A partir de la curva obtenida puedo transformarla a una logarítmica y por medio del macheo y gráfico de Horner puedo obtener la permeabilidad, porosidad, transmisibilidad, daño. A partir del estudio de la segunda derivada puedo obtener los límites del reservorio. El ensayo de formación es considerado un método indirecto, sin embargo permite obtener en forma directa información tal como fluidos del reservorio, caudales de producción y presiones. En forma indirecta k, t, porosidad, daño, límites. La preocupación por obtener en forma directa aquellos datos que tanto perfiles como ensayos dan en forma indirecta llevó al uso de métodos directos. Propósitos de los periodos: FLUJO INICIAL • Presión hidrostática sobre la formación. • Duración de 3 a 5 minutos CIERRE INICIAL • Presión máxima del reservorio. • Duración mínima de 60 minutos FLUJO FINAL • Permite que la formación se limpie y establezca un flujo constante. Duración: la mayor posible. CIERRE FINAL • Características del reservorio. Su duración depende del período anterior, siendo entre 0,5 a 2 veces la duración de éste, según la bondad del pozo.
Coronas: consiste en obtener una muestra del terreno en la zona de interés, esto lo verifica el geólogo y se decide coronear. La maniobra consiste en sacar la herramienta y colocar una cabeza cortadora elegida en función de la roca a perforar. Si bien las rocas productivas no son muy duras, la perforación de la corona se hace sin circulación, por lo que falta lubricación y refrigeración. La herramienta también consta de un portatestigos, elegido según la longitud de terreno a extraer (9-18m.). En superficie la muestra se coloca en cajas con identificaciones de a que pozo pertenecen, profundidad del techo y base. Permiten obtener: • Permeabilidad: en un permeabilímetro. • Porosidad: en un porosímetro. • Saturación de fluidos. La desventaja de la corona respecto al testigo lateral es su costo y que lleva más tiempo obtener la muestra. Pero la corona es mejor en cuanto a la calidad de datos.
Testigos Laterales: este equipo se baja por medio de un equipo de wire-line. La herramienta posee unos recipientes pequeños que se disparan por medio de una detonación eléctrica y se incrustan en la formación. Como el cañón puede recuperar la muestra, estas se analizan en superficie. Las consideraciones a tener en cuenta son: • Solidez de la formación. • Densidad de carga (8cargas/pie): a mayor solidez mayor densidad. • Para poner en profundidad el cañón se utiliza el perfil de RG. La desventaja de los testigos laterales respecto a la corona es que la muestra sale poco consolidada y los datos pueden ser erróneos. La ventaja es que es más barato.
Conclusión final: todos estos métodos para obtener información, permiten tomar la decisión de entubar o no un pozo para su producción, es decir, que en una zona desconocida, me informarán si hay o no hidrocarburos. Si no hay, no entubo, ya que implicaría perder plata. Si hay, entubo para luego punzar y producir.
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