MANUAL DE GEOLOGIA DE POZO
por
Alvaro H. Montoya C. Distrito Tia Juana
CONTENIDO Introducción. Geología.
Rocas. Rocas no reservorio. Rocas reservorio. Propiedades de las rocas reservorio. Estructuras de los reservorios de petróleo. Fluidos del reservorio. Geología histórica.
Pagina 1 2 2 2 3 3 4 5 5
Métodos de Evaluación del subsuelo. Métodos superficiales. Métodos del subsuelo. Correlación y litología. Resistividad. Porosidad. Herramientas auxiliares. Control de calidad.
6 6 7 8 8 10 11 12
Detección de presiones. Reservorios sobrepresionados. Origen de las sobrepresiones. Predicción de presiones anormales. Antes de la perforación. Durante la perforación.
14 14 14 15 16 17
Operaciones de perforación. Pesca.
19 19
Problemas de perforación.
21
MWD y LWD. Adquisición de datos. Despliegue de la información. Aplicaciones.
23 23 24 24
Algunas ecuaciones para usar en el pozo. Presión hidrostática. Kill weight of mud. Presión de fractura de formación. Volúmenes del pozo. Peso del revestimiento o de los collares. Salida de las bombas. Tiempo de circulación. Hidráulica de las brocas. Velocidad anular. Area de los jets.
26 26 26 26 27 28 28 29 30 30 30
CONTENIDO Introducción. Geología.
Rocas. Rocas no reservorio. Rocas reservorio. Propiedades de las rocas reservorio. Estructuras de los reservorios de petróleo. Fluidos del reservorio. Geología histórica.
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Métodos de Evaluación del subsuelo. Métodos superficiales. Métodos del subsuelo. Correlación y litología. Resistividad. Porosidad. Herramientas auxiliares. Control de calidad.
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Detección de presiones. Reservorios sobrepresionados. Origen de las sobrepresiones. Predicción de presiones anormales. Antes de la perforación. Durante la perforación.
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Operaciones de perforación. Pesca.
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Problemas de perforación.
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MWD y LWD. Adquisición de datos. Despliegue de la información. Aplicaciones.
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Algunas ecuaciones para usar en el pozo. Presión hidrostática. Kill weight of mud. Presión de fractura de formación. Volúmenes del pozo. Peso del revestimiento o de los collares. Salida de las bombas. Tiempo de circulación. Hidráulica de las brocas. Velocidad anular. Area de los jets.
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Velocidad de los jets. Fuerza hidráulica total. Perdida de presión en los jets. Fuerza hidráulica en la broca. Fuerza de impacto de los jets.
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Mudloging, equipos, servicios y personal. Equipos. Servicios.
33 33 33
El registro de mudloging. Presentación del master de mudlogging.
35 35
Análisis de muestras. Toma de muestras representativas. “Lag” de la muestra. Preparación de las muestras. Análisis básico de las muestras. Empaque de las muestras.
37 37 38 38 38 39
Monitoreo del gas. Métodos de extracción de gas. Eficiencia de la extracción. Cromatografia de gases.
40 40 40 41
Evaluación de shows. Detección de gas.
42 42
Evaluación de las muestras. Evaluación de una manifestación. Comentarios y recomendaciones. recomendaciones.
45 45 47
Núcleos convencionales. Sistemas convencionales de toma de núcleos. Sistemas convencionales de núcleos. Catcher de núcleos. Núcleos especiales.
48 48 48 49 49
Núcleos orientados. Técnicas de la mecánica de orientación. Técnicas de la orientación de los núcleos. Calidad de la orientación del núcleo.
51 51 51 51
Manejo de los núcleos. Manejo de núcleos de rocas duras. Manejo de núcleos de rocas friables.
53 53 54
Alteración y preservación de los núcleos. Alteración de los núcleos durante su recobro. Alteración de los núcleos durante su manejo en el pozo.
55 55 56
Preservación de los núcleos durante su transporte y almacenamiento. Métodos de preservación de los núcleos. Muestras de pared.
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INTRODUCCION Este Manual de Geología de Pozo, se escribe con el objetivo de proveer algunas ideas básicas y acompañarlo con algunos manuales que sirvan de referencia y utilización en las labores practicas de control de la colección de datos geológicos durante la perforación de los pozos y dar soporte a los geólogos en dichas operaciones. Los manuales que deben acompañar el presente son: Rock color chart, de la Geological Society of America. La finalidad de su utilización es la de describir el color de la muestra húmeda, con un baremo de comparación además de darle un valor numérico. Sample descripcion manual, de la Shell y editado por la American Association of Petroleum Geologists. En este manual se describe a detalle los métodos, mecanismos y clasificación de las muestras en el pozo, a partir de tablas adjuntas. Igualmente se dan pautas a utilizar en la escritura de las descripciones. Reglamentación por parte del Distrito de la información que deben llevar los registros y sus características en cuanto a tamaño de letra o línea, su forma y tipo. •
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•
El uso de los tres manuales adjuntos, mas el Manual de Geología de Pozo, ayudan en las labores de mejorar, controlar la calidad y estandarizar la información obtenida en los pozos y servirle de guía a los geólogos.
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GEOLOGIA El objetivo fundamental del conocimiento geológico aplicado a las labores de perforación, esta dirigido al reconocimiento en superficie, de muestras de canal, de los tipos de rocas perforadas y sus texturas. ROCAS
Las rocas encajan clasicamente en una de las siguientes categorías: 1º. Rocas Igneas. 2do. Rocas Metamórficas. 3ero. Rocas Sedimentarias. Bajo el punto de vista de la evaluación como roca reservorio de gas y o petróleo, las podemos separar en: 1ero. Rocas no reservorios: a. Rocas Igneas. b. Rocas Metamórficas. 2do. Rocas reservorios: a. Rocas Sedimentarias. b. Cualquiera de las no reservorios, que tengan porosidad secundaria. ROCAS NO RESERVORIO. Para que una roca sea reservorio, debe tener porosidad. Las ígneas y sedimentarias carecen de porosidad. En el caso de porosidad secundarias, microfracturas adquiridas por tectonismo, se pueden desarrollar y posteriormente llenas de fluidos por migración de estos, desde la roca fuente o migración secundaria de otra roca reservorio. Por lo anterior se debe tener conocimiento de cómo se presentan ellas en las muestras retornadas durante la perforación. Rocas ígneas. Intrusivas, plutónicas. Se forman en el interior de la corteza. Cuando su enfriamiento es lento da lugar a la formación de cristales mayores, los que al perforarse y retornar en las muestras de control, se pueden presentar parcialmente partidos de forma irregular. Usualmente están acompañados de arcillas, producto de la acción diagenética. Supremamente dañinas a la calidad de la permeabilidad, ya que al estudiarse al microscopio electrónico, se ha observado que se ubican aproximadamente normales a las caras de los granos, lo cual hace que mas fácilmente se desprendan y migren, con el paso de los fluidos del medio, y se depositan en los cuellos menores de las rocas reservorio, constituyendo un impedimento a la migración del petróleo durante su explotación. Extrusivas, volcánicas. Al formarse sobre la superficie de la corteza, su enfriamiento es mas rápido, dando lugar a la formación de minerales de tamaño menor, los que al perforarse y retornar en las muestras de control, sus tamaños son menores, tipo obsidiana, generando muestras muy ricas en minerales feldespáticos igualmente ricos en arcillas.
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Rocas Metamórficas. Producto de la alteración de ígneas y sedimentarias preexistentes, las que han sido sujetas a presiones y temperaturas y actividad química, que da origen, entre otros, a minerales totalmente diferentes a los originales. Al perforarse y retornar a superficie en las muestras de control, sus tamaños son lo suficiente mayores para presentarse fracturados. Es común para este tipo de rocas, en las muestras de retorno, presentar minerales con fracturas frescas, producto del rompimiento de la perforación, además de no haber sufrido ningún tipo de transporte. Suelen estar acompañado con abundante arcilla, producto de la alteración de los minerales de feldespato presentes de manera abundante. Suelen constituir el basamento ígneo metamórfico del cratón o en algunos casos, se les suele llamar basamento ígneo-metarmórfico comercial. ROCAS RESERVORIO. La gran mayoría son sedimentarias, siendo aquellas que se formaron por depositación de los materiales, los cuales están constituidos por minerales estables, erodados de rocas mas viejas, junto con otros producidos por meteorización y diagénesis. Usualmente son transportados por corrientes eólicas o fluviales, aunque se forman otras por precipitación química de aguas. Cuando se depositan, sus granos están sueltos, pero a medida que son enterradas por la depositación de otras sobre ellas, suelen compactarse lentamente y cementarse por la precipitación química, consolidándose y llegando a perder su porosidad. Están hechas de dos partes, los fragmentos sólidos de la roca y los espacios entre estos, los poros. Esta se clasifica de acuerdo con su composición mineral, en tanto que los poros se clasifican considerando su textura y forma. Sin embargo bajo el punto de vista de la acumulación de hidrocarburos, estos se encuentran en rocas clásticas o en rocas carbonatadas con adecuada porosidad y permeabilidad. Entre las rocas mas comunes, reconocibles a partir de las muestras de zanja, están las areniscas, las lutitas, conglomerados, calizas, dolomitas, margas, chert (capas y nódulos.) La descripción en pozo de las muestras de zanja, provenientes de la perforación, contempla su clasificación como tipo de roca, la cual no corresponde con descripciones de afloramientos, o en teoría, a causa de las limitantes del tipo de trabajo realizado PROPIEDADES DE LAS ROCAS RESERVORIO. Las propiedades de gran importancia asociadas con las rocas reservorios son la porosidad, permeabilidad, saturación de fluidos y la densidad. No siendo el alcance del presente manual el disertar sobre ellas, si se puede aportar algo a partir de las muestras obtenidas en superficie. Porosidad. Fracción del volumen total material que no esta ocupado por sólidos. Es decir el espacio utilizable para el almacenamiento de fluidos.
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La descripción en pozo de las muestras de zanja, provenientes de la perforación, contempla las porosidades primarias resultantes del acomodamiento de los granos en las areniscas, como en los carbonatos clásticos, por el enterramiento y los efectos de la presión y temperatura al generar cementación. Concluyendo, la porosidad primaria es la resultante final del efecto empaquetamiento por el enterramiento, la cementación por presión y temperatura y la cantidad de matriz producto de la energía del transporte. En el caso de los carbonatos clásticos se pueden aplicar los mismos efectos. Esta porosidad primaria es observable y se puede describir, utilizando además las formas de descripción que para estos casos se utilizan. Ver manual de descripción de muestras, memoria de la AAPG. Permeabilidad. Es una medida de la habilidad de los fluidos para fluir a través del medio poroso. La descripción en pozo de la muestra de zanja, puede aportar una idea cualitativa de la habilidad para la migración de los fluidos. fl uidos. Saturación de fluidos. La saturación de fluidos, agua, gas y petróleo, se puede calcular en oficina y en el laboratorio. Sin embargo las unidades avanzadas de logging, hoy en día corren programas que nos pueden dar valores puntuales aproximados in situ de estas saturaciones, las que combinadas con la litología, rop, espesor de la torta, descripción de la l a fluorescencia y cromatografía, pueden darnos clasificaciones potenciales de intervalo productor, pre corrida de registros eléctricos y de pruebas. Bulk density. Se refiere al peso por unidad de volumen del material de la roca. Particularmente aplicable a las rocas sedimentarias, las que usualmente son el resultado de la sumatoria de los diferentes granos o fragmentos que la conforman, su cemento y matriz, además de los espacios porosos. Lo anterior para resaltar la diferencia en densidad al hacer la adición del peso del material de la roca con los espacios. La descripción en los pozos, debe contemplar entre otros la presencia de minerales traza y en algunos casos, porcentual, que irían a incidir en su densidad y al final en el valor de la matriz utilizado para la calibración de los registros. La presencia de algunos de estos minerales, aun en cantidades traza son detectados y se deben reportar para tener un buen control en los registros. LA ESTRUCTURA DE LOS RESERVORIOS DE PETROLEO. Para que el petróleo se acumule en depósitos de tamaño lo suficientemente grandes, para que sean comercialmente productivos, debe ser atrapado de alguna manera. En el subsuelo, el petróleo producido por la roca generadora migra libremente por efecto de la fuerza de la gravedad y las presiones, hasta lugares estructuralmente mas altos con barreras de permeabilidad o en zonas con barreras de permeabilidad. Tales zonas de acumulación o trampas, deben presentar una buena porosidad y permeabilidad, que hace las veces de contenedor. Una zona impermeable cubriendo la anterior. Un rasgo estructural o una barrera de permeabilidad. Todo
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lo anterior acumularía y prevendría la migración de los fluidos, hasta su llenado total. Estas trampas fundamentalmente son: estructurales, rasgo de tipo tectónico; estratigráficos, cambio litológico o características litológicas, combinada de las dos anteriores. Aunque esta información por obvias razones no es vista en la descripción de muestras, si se puede describir la capa sello con algunas de sus características litológicas macro, igualmente las características litológicas l itológicas del reservorio. FLUIDOS DEL RESERVORIO. La formación de los reservorios en ambientes continentales y marinos, hace que las acumulaciones de hidrocarburos estén asociados con aguas de este tipo de ambientes. Los depósitos de petróleo son pues una mezcla de dichos fluidos mas la mezcla de los diferentes tipos de hidrocarburos, líquidos o gaseosos. Los gaseosos, gas natural, es una mezcla de gases que van del metano, pasando por el heptano y más pesados. Esta mezcla de gases es comunmente monitoreada por unidades de mud loggin que nos permite establecer un back ground gas para los diferentes miembros o formaciones perforadas, con las manifestaciones puntuales de gas, oil shows que nos permiten establecer intervalos con posibles acumulaciones de hidrocarburos. Cuando es liquido, este petróleo crudo, se puede observar en los poros de la roca almacenadora, colectada en las muestras de zanja que se describen en superficie. Adicionalmente siempre esta acompañado con una manifestación de gas, igualmente detectada por la unidad de cromatografía y en otras ocasiones en las piscinas de retorno del lodo de perforación, llegando en algunos casos a afectar la densidad del mismo. Inclusive al estudiarse en superficie, se puede dar datos casi cuantitativos de algunas de sus propiedades, tales como el tipo, gravedad, inclusive su aroma. GEOLOGIA HISTORICA. La Geología Histórica, estudia y reconstruye el pasado geológico de la tierra. Bajo el punto de vista de la prospección de hidrocarburos, nuestro interés radica fundamentalmente, basado en la edad, en la correlación de las formaciones generadoras, la almacenadoras y el evento tectónico responsable de su trampa almacenadora, dentro del campo, la cuenca y o llevarlo a otras cuencas. La entera sucesión litológica y de eventos de una cuenca o región se plasma en una columna geológica. De allí que la columna geológica es el referente para la geología de una cuenca, el récord de los eventos que tuvieron lugar en esa región especifica. Esta se haya dividida desde eventos mayores a menores que tuvieron lugar en ese especifico lugar, durante un lapso. Estas divisiones mayores y menores reciben nombres muy específicos, que se utilizan en todo el mundo. Durante la perforación, la litología a perforar esta ubicada dentro de esta columna geológica especifica, con sus divisiones mayores y menores, las que serán detectectadas por muestras y localizadas en la columna geológica particular del área a perforar, la que debe ser suministrada por la compañía operadora y conocida por el personal que lleva a cabo la perforación del pozo.
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METODOS DE EVALUACION DEL SUBSUELO. La prospección de los hidrocarburos, en los inicios de la industria, se concentro fundamentalmente en áreas de seepages, con muy conocidos ejemplos alrededor del mundo de tales manaderos naturales. Sin embargo fue necesario prospectar en el subsuelo, lo que dio lugar al desarrollo de métodos de evaluación superficiales y del subsuelo. METODOS SUPERFICIALES. Fundamentalmente las técnicas superficiales de prospección de hidrocarburos están referidas a las geofísicas y las geoquímicas. Prospección Gravimétrica. Métodos de gravedad que se corren con el fin de detectar diferencias en las fuerzas de gravedad terrestres causadas por densidad diferente de las rocas. Al correr un gravímetro, a lo largo l argo de capas horizontales, los valores obtenidos no ofrecen cambio alguno, permanecen sin cambiar, al pasarlo sobre una estructura en el subsuelo, los valores reportados muestras datos diferentes, siguiendo una imagen casi similar de la estructura del subsuelo. Su representación gráfica nos podría indicar por ejemplo la presencia en el subsuelo de un anticlinal. Prospección Magnética. La prospección magnética es similar a la gravimétrica, su diferencia radica en que se miden diferencias magnéticas. magnéticas . Al ser las rocas sedimentarias esencialmente no magnéticas, cualquier diferencia en lectura, usualmente puede atribuirse a variaciones en profundidad de las rocas del basamento. Esta diferencia en profundidad podría asociarse con estructuras en el subsuelo. Prospección Geoquímica. En las primeras etapas de la exploración, la atención inicial se centra en el reconocimiento de las rocas fuente de hidrocarburos, ya que si más de una roca fuente esta presente, mucho más atractivo. Adicionalmente las estimativas de que tan prolífica y la naturaleza de los productos generados, es de gran valor. De allí que en esa primera fase, se responderán preguntas tales como, tiene la roca suficiente materia orgánica?.., es la materia orgánica del tipo correcto?, ha generado hidrocarburos?, el hidrocarburo ha migrado?. Para dar respuesta a las preguntas anteriores se establecen estudios estadísticos, que muestran las relaciones del tamaño de los campos con la materia orgánica disponible. Estudios de reflactancia de la vitrinita nos establecen el tipo de materia orgánica. La reflactancia mas técnicas de estudio de resonancia de electrodos (esr), ayudan a establecer el posible control entre temperatura y tiempo y su efecto en la generación, quizás la más difícil de responder, la migración, solo se puede responder por correlación entre el extracto de la roca fuente y el reservorio. Como conclusión a este segmento se puede traer a colación las palabras de Tissot en los cursos del IFP, cuando decía que mientras no se tenga caracterizada la cuenca, todo será mentira. Prospección Sísmica. Técnica basada en la propagación del las ondas del sonido a traves de la tierra. Su registro se realiza a distancias conocidas de la zona de producción de las ondas, con el fin de detectar el tiempo de arribo de las ondas longitudinales al ser reflejadas o refractadas. El camino seguido por las ondas, sigue fundamentalmente las leyes de la óptica. 6
El tiempo empleado se transforma en profundidad y puede ser correlacionado con las profundidades de las formaciones. METODOS DEL SUBSUELO. Los métodos superficiales son de exploración, siendo su objetivo fundamental el localizar en el subsuelo, las estructuras que posiblemente tendrían acumulación de hidrocarburos. Para corroborar lo anterior, es necesario perforar los pozos. Los métodos de evaluación, están asociados con la perforación y están derivados de los diferentes registros tomados durante la operación de perforación. Algunos de los registros tomados durante la perforación incluyen: • • • • •
Registro de Perforación. Registro del Tiempo de Perforación. Registro de Muestras. Registros de lodos. Registros Eléctricos.
Registro de Perforación: Referido como el registro diario de perforación . Se condensan las operaciones mecánicas diarias, con el progreso del pozo adicionalmente con información geológica y de lodos. Registro del Tiempo de Perforación. Registrado automáticamente en las diferentes pantalla de control. El récord de la rata de penetración es muy útil en la localización de topes formacionales o de cuerpos arenosos. Registro de muestras. Registro del análisis de las muestras provenientes del pozo . Se determina el tipo de roca, la formación perforada, la profundidad de su procedencia y de la formación involucrada y manifestaciones de hidrocarburos asociado con cada una de ellas. Registro de lodos. Se refiere al registro continuo del análisis del lodo de perforación para detectar su contenido de gas y petróleo, con servicios de estudios y empaques de muestras, registro de los parámetros de perforación, volúmenes de lodo y una serie adicional de parámetros dependiendo del tipo de unidad de loging utilizada en el sistema. Registros Eléctricos. Provee información de la formación perforada por la broca. El récord de esta información permite determinar características del reservorio tales como: Litología, porosidad, saturación de fluidos, presión, buzamiento de la formación, tipo de hidrocarburos, y su profundidad asociada. Igualmente dichos registros pueden proveer información en hueco abierto o hueco revestido con sus usos, limitaciones y sus ventajas. Adicionalmente los registros corridos en hueco abierto están afectados por el ambiente en el cual el registro se corrió, el tamaño del hueco, las propiedades del lodo y la zona invadida. Aunque el registro se puede corregir por efectos del ambiente, las correcciones nunca podrán compensar un registro corrido en condiciones ideales. El mejor análisis del registro continua en expansión a medida que se analizan mas y más registros de la cuenca. Al ser la conductividad una función de la formación y del fluido que la satura, las aguas frescas no conducen la electricidad, dando como resultado una alta resistividad, las saladas la conducen, dando como consecuencia valores bajos de resistividad, dependiendo de la concentración de sus iones y el petróleo o el gas al no conducir la electricidad dan como resultado altos valores de resistividad. 7
Los registros de hueco abierto se pueden dividir en los siguientes propósitos generales: CORRELACIÓN Y LITOLOGÍA. Se utilizan para identificar formaciones comunes entre pozos y distinguir potenciales rocas reservorios de las no reservorio. Potencial Espontaneo. SP. Es un voltaje natural o potencial eléctrico que se presenta debido a las diferencias en la actividad ionica del lodo de perforación y las aguas de la formación. Se utiliza para correlacionar entre pozos, para indicar permeabilidad y para estimar la resistividad del agua de formación. La arcillosidad y la presencia de hidrocarburos la suprime. No se desarrolla cuando se utilizan lodos en base aceite. Igualmente su magnitud decrece a medida que la resistividad del filtrado del lodo y del agua de formación se acerca aun valor igual. Su defleccion se reversa a medida que la relación de la resistividad del filtrado del lodo, Rmf, con la del agua de formación, Rw alcanza 1.0 o más. Rayos Gamma. GR. Las herramientas de GR miden la radioactividad natural de la formación. La radioactividad es emitida primeramente del K, U, Th, de la estructura de las arcillas, sales radioactivas, fedespatos, minerales radioactivos asociados rocas ígneas. Se utiliza para las correlaciones entre pozos y para estimar el volumen de lutitas y/o de minerales arcillosos. La herramienta de Rayos Gama Espectrales segmenta los rayos gama detectados por sus diferentes energías, correspondiendo a las familias radioactivas del K, U, Th. La familia del U ocurre como una sal precipitada, depositada de las aguas de formación que fluyen a través de ella. Con el espectral, separamos esta radioactividad, permitiendo mas seguridad en el uso de los GR restantes, para la determinación de la litología, volumen de lutita, o arcilla. A partir de sus lecturas máximas y mínimas predominantes, se determinan sus líneas de arena y líneas de arcilla, utilizadas en el calculo de los volúmenes de lutitas, además de ser una muy buena herramienta para realizar las correlaciones. Efecto fotoeléctrico. Pe. Mide la habilidad de la formación para absorber rayos gama. La habilidad de la absorción varia con la litología. Es registrada como una medida suplementaria a las medidas de densidad de la formación, que utiliza detectores y fuentes radioactivas comunes. Es una herramienta de contacto y esta afectada por las rugosidades del pozo. Sus mediciones no son validas en lodos con barita. Sirve para correlacionar y determinar litología. Herramta.
Res. Vert. Rad. Inves.
SP GR SpecGR Pe
6-10 ft 2 ft 3 ft 2.in
N/A 12 in. 16 in 2 in
Aplic. Correl., Rw, K Correl., Vsh Correl., Vsh Litol. Correl.
Limitaciones No lodo aceite, Rmf Rw. Sens cambio post hueco. Sens cambio post hueco. Lod bar, contact, fuent rad.
RESISTIVIDAD. Se utilizan para correlacionar y determinar el espacio del volumen poral saturado con agua. Se dividen en los inductivos, laterologos y microresistivos.
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Inducción. Utiliza fuentes electromagnéticas que establecen campos magnéticos que excitan el flujo de corriente en la formación, las que excitan campos magnéticos secundarios y flujo de corrientes en fuentes receptoras en la herramienta. Por este principio, no se requiere una conexión eléctrica directa a la formación. Por lo anterior permite a la herramienta ser usada en lodos no conductivos. Laterologs. Mide las magnitudes del voltaje y corrientes asociadas con una serie de electrodos de corriente montados en la superficie de la sonda. Estas medidas requieren un contacto eléctrico directo con la formación, el cual es provisto por el lodo. Por lo anterior, no se puede correr en lodos base aceite . El enfoque se hace a traves del emplazamiento de los electrodos. Exhiben buena resolución vertical. Las medidas están influenciadas por el lodo de perforación no conductivo, y el filtrado del lodo. Microresistividad. Utilizados para determinar la resistividad de la zona lavada adyacente a las paredes del pozo . Es una herramienta de contacto. Su escasa profundidad de investigación da como resultado que la retorta del lodo, tiene una influencia significativa. Requiere de correcciones por tamaño del hueco y de la retorta. Igualmente requiere contacto directo con la formación, razón por la cual no se puede correr en lodos base aceite. La resistividad se perfila con tres medidas de resistividad de diferente profundidad de investigación para caracterizar la influencia del filtrado de lodo sobre la resistividad aparente de la formación. Esto permite separar las lecturas de resistividad de la zona lavada, con aquellas de las herramientas profundas, para una más segura determinación de la resistividad de la formación, (Rt.). Herramta.
Res. Vert. Rad. Inves.
Aplic.
Limitaciones
Dual Induccion. Prof. 7 ft Med. 5 ft Som. 2.5 ft
50 in. 28 in. 16 in.
Phas. Ind. Prof. Med. Som.
3 ft 3 ft 2.5 ft
65 in. 40 in. 16.in.
Rt, Rxo, Di (Lodo agua, y Lodo aceite, reduce should efecto.)
No Res >250 -m ó Rmf/Rw < 2.5
Alta Res. Ind. Prof. 2.5 ft Med. 2.5 ft Som. 2.5 ft
95 in. 60 in. 16 in
Rt, Rxo, Di (Lodo agua y Lodo aceite, reduce should efecto.)
No Res >250 -m ó Rmf/Rw < 2.5
Rt, Rxo, Di ( Lodo agua, y Lodo aceite)
No Res >200 -m ó Rmf/Rw < 2.5
AIT
4 ft, 2 ft, 10 in.,20 in., Rt, Rxo, Di No Res>200 -m ó 1 ft 30 in.,60 in.,90 in. (Lodo agua y Rmf/Rw <2.5 Lodo aceite, reduce should efecto y rugocidad.) Dual Laterolog Prof. 2 ft 45 in. Rt, Rxo, Di No Rmf/Rw > 2.5 9
Med.
2 ft
16 in.
8 in
4 in
Rt, Rxo, Di Rango de Res: (Lodo salado y loc. fract.) .2 a 100.000 -m
2-3 in
1-4 in
K, indicador de petróleo No en Lodo aceite. móvil, Rxo.
2 in
4 in
K, indicador de petróleo No en Lodo aceite. móvil, Rxo.
2-4 in
1-2 in
K, indicador de petróleo No en Lodo aceite. móvil, Rxo.
ARI Micro SFL Mic.laterlog Mic.log
(Lodo salado)
No en Lodo aceite.
POROSIDAD. Cada una de las herramientas de porosidad, densidad, compensado neutrón, sónico, y efecto fotoeléctrico, se pueden utilizar para estimar porosidad cuando la litología y las propiedades del fluido son conocidas. Cuando no se conoce la litología ni la porosidad, dos o más de las herramientas pueden utilisarce juntas para determinarlas. Densidad. Mide la densidad aparente de la formación y luego el número de rayos gama de baja energía que retorna a los detectores. Se corre forzada contra la pared. Diseñada para corregir automáticamente por efectos de la retorta y rugosidades menores. Sensible a rugosidades mayores y separación de la pared, que causa lecturas de densidades menores. Neutrón Compensado. Mide el índice de hidrogeno de la formación usando una fuente de neutrón radioactiva que bombardea la formación con neutrones de movimiento rápido. Los neutrones colisionan con los átomos de la formación, transfiriendo su energía a través de estas colisiones. La forma más eficiente de trasferencia de energía ocurre con los átomos de hidrogeno debido a que su masa es aproximadamente la misma del neutrón. Los detectores cuentan el número de neutrones desenergizados (termal) que retornan de la formación. La relación de las ratas de conteo del detector esta primeramente relacionada con el índice de hidrogeno o la porosidad aparente llenada con agua. La herramienta se corre presionada contra la pared. Es muy sensible a separaciones de la pared, temperatura y salinidad, de allí que las correcciones ambientales son fundamentales a cualquier interpretación de los resultados. El gas al tener bajo índice de hidrogeno comparado con el agua, hace que la herramienta reporte porosidades anormalmente bajas. Al usarse en conjunción con la densidad, los intervalos gasíferos son facilmente identificables. Sónico. La herramienta sónica mide la velocidad de varias ondas acústicas , compresional, shear y Stoneley. La velocidad de las ondas es una función de las propiedades elásticas y densidad de la formación. Los registros presentan el inverso de la velocidad, el tiempo de intervalo de transito o delta t ( t). Actualmente hay disponibles dos versiones del sónico compresional, el sónico compensado y el full waveform sónico (FWS) que miden la velocidad compresional.
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Las velocidades shear se utilizan para determinar propiedades mecánicas de las formaciones y para determinar la relación de Poisson’s utilizadas en la interpretación de datos sísmicos. Se puede determinar del FWS. HERRAMIENTAS AUXILIARES. Caliper. Es una presentación del tamaño del hueco versus profundidad . Vienen en una amplia variedad de tipos, siendo los más comunes, de uno, dos, tres, cuatro y seis brazos. En presencia de arenas, dependiendo de las practicas de perforación, tiende a leer mayor que el tamaño de la broca, mientras que en las arcillas, suele presentar un tamaño menor, por el desarrollo del revoque. Esta característica anterior, cualitativamente, sirve para ayudar a mostrar los reservorios en las evaluaciones de saturaciones. Es de gran utilidad en el calculo del llenado del cemento y en algunas practicas de completamiento. Adicional a los calibradores, en el mercado existe una amplia variedad de herramientas disponibles adicionales. Los MDT, medidores de presión de formación en el fondo, utilizados para establecer variaciones de presión entre formaciones, gradientes de presión en ellas, contactos de fluidos y permeabilidad. Adicionalmente, se puede recuperar fluidos, con medidas de Rw y química del agua de formación, gravedad del aceite y GOR insitu. Dipmeters, para aplicaciones estructurales, estratigráficas y geometría del pozo. Imágenes del pozo, con técnicas de reflexión de ultrasonido, el Televiewer Borehole, o de técnicas de escaneo eléctrico del pozo, el Formation Microscanner. Los corridos en pozo entubado, utilizados para correlación, saturación y porosidad, tales como los, GR, los CFHR, para la resistividad de la formación, los densidad y neutrón compensados para el calculo de porosidad. Los relacionados con la cementación, para mirar su calidad como el USIT imagen ultrasónica del pozo, CBT, herramienta de adherencia del cemento, CET herramienta de evaluación de la cementación, VDL y la nueva IBC. Los utilizados para el monitoreo de yacimientos, RST herramienta de saturación del reservorio y todos aquellos que se corren en huecos horizontales, de inclinación y azimuth MWD, de resisitividad ARC, presión VPWD, sónico iSONIC, densidad neutrón adnVISION. Todas las herramientas de registros están diseñadas para operaciones bajo condiciones limitadas del hoyo. Un tamaño mínimo del hoyo, es la limitante para el máximo diámetro de la herramienta, mientras que un tamaño máximo de hueco, es la limitante para la calidad de la señal y la longitud del brazo. Los tipos de lodo, pueden afectar la transmisión de la señal. La posición en el hueco, afecta la fortaleza de la señal, y los efectos del lodo y del hoyo. Adicionalmente, las herramientas poseen unos limitantes generales de operación, tales como velocidad, posición en el hoyo, tipo de lodo, mínimo y máximo tamaño del hueco, máxima temperatura de fondo. Siempre se debe consultar con el representante de la compañía de registros, para conocer su recomendación al conocerse las condiciones del hoyo. Los sistemas superficiales computarizados y los cables de comunicación hacen posible cualquier tipo de combinación de herramientas. La limitante no es la conexión, sino su diseño que hace que algunas se corran centradas otras
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excéntricas, otras adheridas a la pared, lo que tendría incidencia en la valides de las correcciones ambientales. Por lo anterior se debe tener cuidado al combinar las herramientas, por ejemplo de no correr una centrada como el sónico, con una descentrada como el neutrón. Finalmente, el tamaño de la sarta, debe ser conocido antes de ser corrido, con el fin de determinar profundidades de las primeras lecturas de cada una de las herramientas y profundidad del revestimiento a bajar, para de allí programar la máxima profundidad del pozo. CONTROL DE CALIDAD. Los registros eléctricos ayudan a determinar las características del yacimiento tales como la litología, porosidad, saturación de fluidos, presión, buzamiento de la formación, tipos de hidrocarburos y sus profundides asociadas. Al ser los registros de una importancia extrema en la caracterización del yacimiento, su control de calidad es definitivo para su utilización como herramienta confiable para las operaciones en las que están diseñadas. Las medidas pueden estar afectadas, por las propiedades del lodo, el tamaño del hueco y las invasiones, todas ellas inherentes a las labores de perforación. Control antes de la bajada. Al realisarce el control de calidad por etapas, un primer paso tiene que ver con la información de la portada. Debe estar reglamentado por parte de la operadora, caracteres de letra, tamaños de la misma, forma de escribirlo, posición en la portada de: Encabezamiento:nombre de la compañía, del pozo, campo, taladro, país. Localización: taladro, campo, localización, pozo, compañía, con todos los caracteres alfanuméricos correctos y tal cual se le llamara en la base de datos. Elevaciones: Perfectamente establecidos el GL, RTE, KB. Longitudes y Latitudes, perfectas. Fecha del registro, para la sección. Lodo: Tipo de lodo, para la sección registrada, fuente de la muestra, los valores de RM, RMF, RMC siguiendo ese orden de menor a mayor, temperaturas de fondo máximas medidas para cada corrida. Todas las herramientas tendrán una prueba en el pozo, antes de bajarlas, correlacionar su cero en superficie, haber sido probadas con un máximo de retardo en el laboratorio, según los patrones de calidad exigidos por la compañía de servicio y la operadora. Igualmente tener en la localización herramientas repuesto, si esta estipulado en el contrato del servicio. Igualmente previo a la corrida de los registros, se le debe informar al operador, sobre la calidad del hoyo, informarle por el escrito los posibles lugares con problemas. Sin embargo, la mínima doble circulación de los fondos, realizados por el personal de perforación tiene por objeto dejar el pozo en condiciones ideales para su registrada e igualmente obtener las muestras del fondo. Razón por la cual, al sacar la tubería para registrar no se debe presentar esfuerzos por encima del peso normal de la tubería (overpull). Si ello ocurriere, seria un mínimo y se debe registra la profundidad donde se presenta y presentar dicha información, con la de
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los datos, al personal de registros, con el fin de estar alertas en dichas profundidas cuando se pasa con la herramienta. Control durante la bajada. Dependiendo del tipo de herramienta, se debe suspender labores de soldadura, utilización de radios, movimiento de tubería y carga en el área de los regristro. Se debe supervisar: La velocidad máxima de bajada, los calibradores, que sean probados dentro de los revestimientos. Igualmente al bajarse, se controla la profundidad con la del zapato del revestimiento, controlando la utilización de las mismas unidades de medición. Adicionalmente y como norma, se debe establecer el bajar registrando. Un detalle que parece estúpido, pero en el control de calidad, no existen estupideces, conocer las unidades de profundidad a las cuales esta fijadas el software de los diferentes programas, en especial la longitud del cable. Para el control de las curvas se debe establecer lo siguiente: En el primer carril: La calidad en la adquision de la respuesta del SP, estableciendo un buen contacto del electrodo en superficie. Su desplazamiento a lo ancho de su carril. Igual situación sucede con el GR, el RP. Establecer con anticipación y fijado por orden de la operadora, los valores para las escalas , los que buscaran mostrar la suficiente defección en los valores de las curvas que permitan mostrar los cambios litológicos con la presentación mínima de “back up” de las curvas. La utilización de micro resistivos que igualmente se separen en presencia de arcillas o de arenas (porosas). Todas las curvas presentaran hacia su tope y hacia su base, su respectivo nombre con flechas señalándolos. En el segundo carril: el de la profundidad, llevara la curva de tensión, e igualmente los marcadores del volumen del hueco y del cemento y las marcas del tiempo. El tercer carril llevara la curva de resistividad con sus diferentes profundidades. En el caso del neutrón/densidad, las llevara con el Pe. El cuarto carril la corrección del densidad y la conductividad en el otro caso. En el sitio del pozo, se entregara, a la compañía de servicio, los datos anteriormente mencionados, con los datos de la ultima prueba de lodo, una muestra de lodo y filtrado, la matriz a utilizar y los datos de profundidad y los valores de overpull. Igualmente durante la perforación se registrara siguiendo la velocidad requerida para la más lenta de las herramientas, cuando se corren simultáneamente mas de una. Las radioactivas serán la mas superiores. La sección repetida, por un mínimo de 200´se correrá preferiblemente sobre la zona productora, sin embargo si se presentan problemas de posibles pegas, se puede realizar lejos del área problema.
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DETECCION DE PRESIONES. La presión normal de un rerservorio es la presión de los fluidos, necesaria para sostener una columna de agua a la superficie. Su rango normal es de 0.43 a 0.50 psi/ft. Los fluidos normales de perforación pesan cerca de 9 ppg y ejercen una presión de fondo de aproximadamente 0.47 psi/ft RESERVORIOS SOBREPRESIONADOS. En la industria del petróleo, sobrepresionado se refiere a la presión más alta que la normal y que requiere lodos de perforación pesados para prevenir la entrada al pozo de los fluidos de la formación. Las presiones inferiores a las normales se les denomina subnormales. Que son las sobrepresiones o presiones anormales?. Por definición aquellas mayores que la hidrostática de los fluidos. Con la depositación de sedimentos, en un proceso normal de compactación, los fluidos contenidos son expulsados. La presión de la formación es definida como: Ph = 0.052x xD Ph = presión hidrostática de la formación, psi 0.052 = constante de conversión, gal/in²-ft. n = densidad del fluido de formación, ppg. D = Profundidad de la formación, ft. El gradiente de presión puede ser determinado dividiendo la presión hidrostática por la profundidad, o multiplicando la densidad en ppg por 0.052. Si la densidad del agua fresca es de 8.33 ppg, el gradiente hidrostatico es de 0.433 psi/ft. El gradiente en el subsuelo varia ampliamente entre las diferentes provincias geológicas, a causa de su contenido variable de cantidades de sólidos disueltos y gas y esta sujeto a diferentes temperaturas y presiones. ORIGEN DE LAS SOBREPRESIONES. Presiones anormales, fundamentalmente son causadas por cuatro diferentes fenómenos: Acuífero. Un acuífero es una formación que contiene agua móvil. En sobrepresiones, un acuífero es una arenisca somera que aflora en las montañas cercanas, a una elevación apreciablemente mas alta que la del pozo. El agua que entra en el afloramiento influencia la presión encontrada en el pozo. Esta presión es hidrostática en naturaleza, para da la impresión de sobrepresión por la altura de la columna de agua. Arenas Superiores cargadas. Altas presiones se pueden presentar en arenas someras por recarga de gases provenientes de las formaciones inferiores. Pueden ocasionar, blowouts, pobre calidad en la cementación con efectos sobre el revestimiento. Igualmente las arenas pueden estar altamente presurizado si el gas generado es atrapado por rápida depositación de las arenas. Las ocurrencias son aisladas pero se presentan, como sucedió una vez en el Guárico.
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Movimientos Tectónicos. En áreas de significativa actividad tectónica se suelen presentar. Por levantamientos de formaciones compactadas a una profundidad mayor, son posteriormente levantadas a profundidades más someras. Por fallamiento, los fluidos más profundos pueden escapar a formaciones mas someras, cargando las arenas. Compactación. La causa más común y el mejor entendido de los fenómenos que causan sobrepresiones. A medida que los procesos sedimentarios de enterramiento permiten al agua de los espacios porosos, escapar a la superficie, la presión permanece hidrostática. Cuando al agua no se le permite escurrirse, los granos sedimentarios no pueden continuar su proceso de compactación, ya que el agua es esencialmente incompresible. El mayor soporte de la recarga es transferido de la matriz de la roca al fluido. La presión del fluido viene a ser mayor que la hidrostática resultando en las geopresiones. Por lo anterior, la presencia y calidad del sello es la clave para las presiones anormales de la compactación. La existencia y magnitud de la presión en ambientes sedimentarios son dependientes de lo siguiente, todos los cuales impiden el flujo del agua de formación: Presencia de una formación impermeable suprayacente. Calidad y espesor del sello. Profundidad de enterramiento. Edad. Fallamiento. Absorción. Osmosis. • • • • • • •
Adicionales a los puntos anteriores, otros fenómenos que ayudan a la generación de presiones anormales están: Diagénesis. La alteración post depositacional de la roca o sus constituyentes minerales por el tiempo, presión y temperatura. La alteración de shales montmorilloníticos a illíticos genera agua libre a los espacios porosos. Si no se le permite escapar, el fluido poroso adicional tendera a aceptar la sobrecarga. En las rocas carbonatadas, se pueden crear barreras de permeabilidad. Expansión Termal. El agua por naturaleza, es más sensible a la expansión termal que a la compresión. El incremento en el volumen del fluido en los poros, puede causar altas presiones. Cracking termal de los hidrocarburos. Los hidrocarburos, una vez depositados en el subsuelo, están sujetos al cracking por temperatura y presión. Esto da lugar a un incremento en el volumen. PREDICCION DE PRESIONES ANORMALES. A mas temprano el reconocimiento de las presiones anormales en la planeación de un pozo, menor los gastos y riesgos. Algunos de los efectos costosos notables de los reservorios sobrepresionados incluyen: reventones, cavernas, pegas de tubería, perdida de circulación, entre otros.
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ANTES DE LA PERFORACIÓN. Detección sísmica: Al compactarse los shales, la velocidad de las ondas sísmicas se incrementa por lo tal la velocidad de la onda sísmica normalmente incrementa con la profundidad. Si los shales no se compactan, la velocidad será menor. La velocidad de intervalo se puede determinar desde la superficie por el método del punto común de profundidad, (CDP:common depth point); en la adquisición sísmica. Si el intervalo de velocidad incrementa normalmente con la profundidad y luego decrece, es posible la existencia de zonas sobrepresionadas. Sin embargo, esta técnica, requiere un buen conocimiento de las funciones de velocidad, para el área, a partir de la información de los sismogramas sintéticos de los pozos vecinos, técnica esta que exige el correr check shot con sónicos dipolares o VSP para adquirir dicha información y tener cubierta nuestra zona de interés. Historia del lodo y reportes de perforación: Un paso inicial en el reconocimiento de zonas sobrepresionadas es estudiando los reportes de perforación y de lodos de los pozos vecinos. Problemas como “kicks”, perdidas de circulación, pegas diferenciales se deben analizar y considerar. Igualmente el peso del lodo utilizado, en pozos anteriores, debe ser analizado, considerando su posible exceso o nó. Correlación geológica: En áreas donde la geología es conocida, pero es escasa o ninguna la información de pozos, la presencia de zonas sobrepresionadas se puede esperar si se planifica que una formación de tales características será perforada. Registros eléctricos: La evaluación de registros eléctricos de pozos vecinos, es un método igualmente de gran valor para la localización de estas zonas. Unos registros son mas afectados que otros. Igualmente dependiendo de la provincia geológica, unos registros tienen mas aplicación que otros. En algunos sitios se utilizan las resistividades, en otros los acústicos. De todas formas, la interpretación de los registros está relacionada de una manera directa o indirecta con la porosidad asociada con los shales. Los shales tienen la propiedad de compactarse de una forma uniforme con una estructura homogénea. De allí que la presión en los reservorios porosos se puede estimar a partir de los shales vecinos. El nodecrecimiento de la porosidad con la profundidad y aun su incremento a partir de una profundidad especifica, estaría indicando el techo de una zona sobrepresionada. El tren de compactación es mejor visualizado al graficarse en papel semilog. Las lutitas sobrepresionadas son más conductivas de la electricidad a causa de su mayor contenido de volúmenes de agua salada de la que podría tener una lutita a la misma profundidad. Esto genera una respuesta eléctrica característica en los registros. En el caso del viaje del sonido, su transmisión a través de las lutitas lo hace a una conocida velocidad, si esta varia, igualmente lo hace su velocidad de intervalo de transmisión. En el caso de las secciones normalmente presurizadas, el tiempo de intervalo de transmisión seguirá un tren de decrecimiento normal con la disminución de la porosidad. Al encontrarse con regiones sobrepresionadas, su tren se reversa. Por lo anterior, la gratificación de la conductividad, la resistividad y el t vs profundidad en papel semilog, ayuda en la determinación de zonas sobrepresionadas. Sin embargo, hay que tener en cuenta en dichas
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interpretaciones que fuera de la compactación, otras variables tales como, salinidad, mineralogía, temperatura y condiciones del pozo, también pueden afectar los shales. Otra herramienta en la interpretación de posibles zonas sobrepresionadas, son los registros de densidad. Aunque diseñados para la estimación de la porosidad y la litología, provee una buena correlación a la compactación de los shales. DURANTE LA PERFORACION. Cuando se perfora, la rata de perforación normalmente decrece con la profundidad a medida que la litología se compacta más. Si la rata de perforación se incrementa, se puede inferir que estamos en presencia de una zona sobrepresionada. Esta zona de transición sería el intervalo del tope de la zona, al tope de la primera arena permeable en la zona. El incremento en la rata obedece al cambio de condiciones, en el fondo del pozo que se esta perforando, de sobrebalance a bajo balance. A causa de que la litología, la velocidad de rotación y peso sobre la broca también afectan la rata de perforación, debe ser utilizada una rata de perforación corregida la ”d exponent”. Este seria uno de los indicadores más realísticos de que la perforación estaría penetrando una zona de alta presión anormal. Nivel de los tanques de lodo. Un levantamiento inusual del nivel de los tanques indica que más lodo esta saliendo del pozo del que esta entrando. Una entrada indeseada de los fluidos de formación dentro del pozo, en cantidades suficientes que requieren parar el pozo. A lo anterior se le define como un “kick”. Lo anterior se sucede porque no hay suficiente cabeza hidrostática que permita controlar la presión del subsuelo en las formaciones permeables. La situación es extremadamente delicada y se deben tomar pasos apropiados para sacar los fluidos del pozo. El más común de los métodos es cerrar preventoras y parar las bombas. Después de unos minutos, la presión en la rotaria de la tubería de perforación será igual a la presión en la formación, menos el peso de la columna de lodo. Este es el exceso de presión que debe ser balanceado con el incremento del peso del lodo. Luego las bombas comienzan a circular fuera del pozo, los fluidos indeseados. La presión en la tubería es cuidadosamente controlada con el reductor. Si el equilibrio de presiones en la rotaria en la tubería de perforación, es excedido, el pozo perderá circulación y si es muy bajo, el pozo se revienta. Comportamiento anormal del llenado de la tubería de viaje. Cuando se saca la tubería, el hueco se mantiene lleno. Si no se mantiene la altura del fluido en el anulus, la columna hidrostática podría llegar a ser lo suficientemente baja, que permitiría la entrada de los fluidos de formación dentro del pozo. El efecto de embolo, cuando se desconecta la tubería, agrava la situación. Se debe bombear lodo para compensar lo anterior. Se utilizan tanques de llenado para reponer el lodo faltante. Si el lodo es apreciablemente menor que el volumen del acero de la tubería removida, el pozo estaría fluyendo. Rata de penetración/Correlación del SP. Una graficación de la rata de penetración, sirve como herramienta de correlación con el SP de los pozos vecinos, usándose para localizar cambios litológicos y o posibles anormalidades del rop asociado con sobrepresiones. Incremento de ripios. Al incremenatarse las lutitas que se caen del pozo, tienden a acumularse en el fondo, en torno a la broca y el BHA, dando lugar a operaciones de perforación para liberar la tubería.
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Incremento en el torque y arrastre. El incremento en el tamaño y la cantidad de ripios que entran al pozo, incrementan el torque y arrastre de la tubería, lo anterior por aprisionar la tubería con el acumulamiento del ripio, hacia el fondo del pozo. Incremento en la rata de penetración en lutitas. Los estudios han mostrado que el rop decrece cuando la diferencial de presión incrementa y viceversa. En condiciones constantes de los parámetros de perforación, la presión diferencial se incrementa con la profundidad, lo que causa un decrecimiento en la rata de penetración en las lutitas, las que siguen un tren en la sección normal. El tren de decrecimiento se reversa cuando se encuentran sobrepresiones, permitiendo la detección de las zonas de transición. Decrecimiento de la tendencia del exponente d. Es derivado de la ecuación fundamental de perforación y relaciona la rata de penetración con el peso sobre la broca, velocidad de la rotaria, tamaño de la broca y perforabilidad de la formación. Indicadores retardados. Otros indicadores de sobrepresión pueden presentarse después de transcurrido el lag time necesario para el retorno del lodo, desde el fondo del pozo a la superficie. Son menos realísticos que la rata de perforación, pero pueden ser monitoreados por las unidades de mudlogging. Gas en el lodo de perforación. Los equipos detectores de gas, miden el porcentaje de gas total disuelto en el sistema de lodo. Este se presenta como background gas, gas de conexión o gas show. El background, es el aportado normalmente al sistema por la formación al cortarse durante su perforación. El gas de conexión es el aportado al sistema por el efecto de pistón producido por el movimiento hacia arriba de la tubería de perforación, al momento de hacerse la conexión. El show gas, es causado por el aporte de gas-petroleo por formaciones productoras. Densidad de las lutitas. Las lutitas de las zonas sobrepresionadas, tienen una menor densidad, a causa de su anormalmente alta porosidad, que las lutitas normales a una profundidad determinada. La densidad de los ripios de lutitas, puede ser medida, y hacerle un seguimiento contra la profundidad. Adicionalmente, la forma de los ripios de las lutitas sobrepresionadas es diferente de las normalmente compactadas. Temperatura. Es muy probable el incremento de la temperatura del lodo de retorno, posiblemente debido a una perforación más rápida y al incremento de los ripios derrumbados de las lutitas presionadas. Igualmente monitoreado por unidades de lodo. Incremento en el contenido de cloruros en el filtrado del lodo. El alto contenido de cloruro en lutitas perforadas, puede indicar sobrepresiones. Este indicador puede ser detectado en el filtrado del lodo y en el control de la conductividad de las unidades de lodo. •
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OPERACIONES DE PERFORACION. PESCA. (FISHING) La operación de pesca, en la industria del petróleo, se refiere a la recuperación de material no deseado dejado en el pozo. Son numerosas las situaciones que ocurren, que requieren de una pesca. La más frecuente de ella por pegas de la tubería. Asentamientos tipo Keyseats, donde protuberancias de la sarta de perforaciones no pueden pasar sobre salientes de la roca perforada. Fallas en la tubería de perforación por desenrosques ocasionados por varias causas. Perdida parcial de la sarta por colapso del pozo. Perdida de porciones del equipo de fondo. Items arrojados al pozo. • •
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Cuando esto ocurre, se debe tomar la decisión si se trata de recuperar el material abandonado, perforar pasando al lado (sidetrack), abandonar el pozo o intentar completar en una zona somera. A pesar del costo de las opciones, siendo la primera la más, y el abandonar la menos deseada, casi siempre se decide por pescar. Tipos de herramienta de pesca. Son varias las herramientas que se han desarrollado para realizar trabajos específicos de pesca. Las hay para recuperar pequeños ítems y las usadas para ítems mayores como tuberías. Para recuperar ítems menores. Magnetos, para los ítems menores, como conos. Junk o Boot Basket, las que forman parte de los BHA, las que por turbulencia capturan piezas pequeñas o desechos. Siempre son corridas antes de las de tomas de núcleos o perforación con brocas de diamante. Junk basket, hechas en el sitio, a partir de una sección menor de revestimiento. Basket tipo núcleo, una canasta tipo núcleo que consiste de un barril, un zapato para moler y dos catchers internos. Para recuperar tubería y herramientas de registro. Martillos (jar), hidráulicos y mecánicos que golpean poderosamente hacia arriba o hacia abajo en la tubería de perforación. Usualmente se corren como parte del BHA o en casos específicos de pesca, los ubican encima de las herramientas utilizadas para la operación. Moledores (Mill) Algunos pescados antes de la operación de recuperación, requieren limar las asperezas hasta un punto tal que queden acondicionadas, para posteriormente bajar otra herramienta para recuperar la pesca. Usualmente la broca de moler tiene superficies abrasivas de tungsteno. Se les llama “tapered mill”, moledor de punta y “flat mill”, moledor plano. Lavadores (Washover), Consiste de un revestimiento el cual tiene en su extremo un zapato cortante. Se corre sobre el extremo del pescado para limpiarlo de restos a su alrededor. Usualmente la operación de limpieza se realiza hasta la profundidad problema y antes de correrse la herramienta de pesca. Overshot. Consiste de un tubo de gran diámetro de boca abierta, con una serie de slips que agarran la tubería por fuera, para ser sacada. Pipe spear. Igual que el overshot. Se utiliza para recuperar cantidades de tubería. Pero este es insertado en el interior del pescado por medio de unos slips que se extienden después de insertarlo. Wireline spear. Es un spear con varios ganchos para pescar el cable de registro. 19
Liberación de tubería pegada. Antes de realizar un trabajo de pesca con tubería pegada, se realizan algunos trabajos para liberarla. Estos son: Martillar la tubería hasta que suelte. Colocar químicos en el sitio de la pega para aliviar la tensión entre superficies. Desplazar parte del lodo con un fluido más ligero para reducir la presión hidrostática, especialmente en pegas por presión diferencial. • • •
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PROBLEMAS DE PERFORACION Incluye cualquier dificultad encontrada durante la perforación de un pozo. Son varios los problemas que se pueden encontrar durante la perforación de un pozo. Los más comunes son “doglegs”, patas de perro, “key seats”, asentamiento de la tubería, inestabilidad del pozo, perdida de circulación y temperaturas de fondo excesivas. Doglegs. (Patas de perro). Cualquier desviación indeseada, en pozos verticales, mayor de 3 por 100´. Típicamente se deben por cambios bruscos en el buzamiento de las formaciones o por cambios en el peso aplicado a la broca. Pueden dar lugar a atascamiento de revestimientos, fallas en la tubería de perforación, inhabilidad de correr revestimiento hasta el TD. Se minimiza por el uso en profundidades apropiadas de estabilizadores, drill collars de gran diámetro y peso apropiado a la broca. Key seat. (Asentamiento). Se forman como resultado de doglegs. La acción de la tubería de perforación arrecostada a una de las paredes del pozo, crea un canal. Se previene, evitando los doglegs. Inestabilidad del pozo. Ocurren cuando encontramos formaciones que se hinchan, pastosas o inestables tectónicamente. La inestabilidad puede ser el resultado de los siguientes fenómenos: Presiones de sobrecarga. Inestabilidades tectónicas. Presiones de poro. Absorción de agua, hichamiento o dispersión. • • • •
Flujos plásticos de litologías tipo arcilla o lutitas suelen presentarce cuando exceden los parámetros reologicos del lodo. Altas presiones de poro pueden causar reventones cuando se presentan formaciones altamente permeables. Igualmente, la presencia de arcillas montmorilloníticas por su carácter de absorción está asociada con los problemas de hinchamiento y pastosidad de la litología. Estos problemas usualmente son controlados por el uso de fluidos de perforación apropiados. Los problemas de estabilidad de pozo, asociadas con movimientos tectónicos tienen un manejo diferente, tal como se perfora en los pozos del pie de monte llanero de Colombia, en especial el campo de Cusiana, donde después de varios pozos abiertos y entubados con muchas horas de perforación perdidos, se llega a la solución de hacerlo dirigido, teniendo en cuenta la dirección de los esfuerzos tectónicos principales. Los pozos inestables conllevan problemas asociados como: limpieza insuficiente, pega de tubería, cavernas, incrementos del volumen del lodo, incremento de costos, trabajos pobres de cementación, dificultades al registrar y bajar revestimientos. Pérdida de circulación. Es la completa o parcial pérdida del lodo de perforación dentro de la formación. Se presenta cuando la presión ejercida contra la formación excede la presión de formación. Se sucede en zonas de fallas o fracturas, discordancias, arenas muy permeables, litologías muy inestabilidades por tectonísmo, subpresiones y o litologías fácilmente fracturables. 21
Dan como resultado incremento en los costos del lodo, daños en los reservorios y causar reventones. Se minimiza la pérdida de circulación utilizando los fluidos apropiados y material de perdida de circulación. Temperaturas de fondo. Se suelen presentar en pozos profundos o en áreas con gradientes geotérmicos altos. Al ser las temperaturas mayores de 250 C, se pueden presentar problemas, tales como incremento en la viscosidad y densidad en lodos con base agua. Una forma de mitigar dicho problema es utilizando lodos en base aceite.
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MWD y LWD La tecnología de la toma de dirección y registro del subsuelo mientras se perfora, proporciona información de inclinación, dirección y de registros GR, resistividades y porosidades mientras se esta perforando, además de ROP, peso sobre la broca y torque. ADQUISICION DE DATOS. El hardware en la herramienta consiste de sensores construidos dentro de un collar de perforación, posicionados cerca de la broca. La energía eléctrica del sistema es generada por turbina o provisto por baterías. La información del LWD es almacenada por una batería, que tiene un tiempo de duración efectivo, en un microprocesador, el cual puede ser critico en operaciones prolongadas si no se ha utilizado una batería de tiempo adecuada , obligando a realizar un viaje para su recuperación y cambio. De allí que habitualmente, después de horas de operación, se acostumbre cambiar las baterías de adquisición, cuando por una razón diferente haya que sacar, no importando que aun quede un 50% de vida útil. Por lo anterior, es fundamental conocer el tiempo de su duración y establecer con el personal de registros su potencial durable. El microprocesador, que funciona por la batería, tiene una memoria que almacena toda la información adquirida en el subsuelo. Igual que las baterías, hay que discutir con el personal de registros sobre la capacidad de la memoria y su potencial, de acuerdo con la extensión del pozo y la cantidad de información a adquirir. Esta información almacenada del MWD y LWD es de mucho mayor detalle, de allí su mayor consumo, que la presentada en superficie en tiempo real, y que es la utilizada para realizar las correlaciones y demás, para seguirle la geonavegacion al pozo. Una vez en superficie, y recuperada la memoria, se elaboran los registros definitivos del pozo. Si se observa, su detalle será mayor, pues la información en el subsuelo a sido almacenada con una mayor frecuencia por pie, que la vista en superficie. El detalle de la toma de muestras por pie, forma parte de los parámetros fijados al software del sistema de adquisición de la herramienta . Los registros de pozos vecinos con LWD, pueden dar información sobre los mejores valores a utilizar, igualmente discutiendo lo anterior con el personal de MWD/LWD. Adicional a la duración de la batería, la capacidad de la memoria de almacenamiento y los parámetros de adquisición de datos en la operación de LWD, hay que considerar lo relacionado con el envío de la información a la superficie para las operaciones de MWD. La información es enviada a la superficie, con pulsos menores de presión, por telemetría del lodo, la cual utiliza la columna de fluidos dentro de la tubería de perforación. Cualquier problema con la sincronización de bombas o presencia de burbujas o exceso de sólidos, aportan ruido a la transmisión, haciendo de esta algo imposible de recuperar en superficie. Una vez recibida la señal, en superficie, y transformada a digital es almacenada por una computadora, convertida a unidades de ingeniería y procesada para generar datos actuales a la profundidad de los sensores de adquisición, de
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inclinación, azimuth, profundidad medida, profundidad vertical, coordenadas X, Y y desplazamientos longitudinales con relación a la localización en superficie, grados de construcción (dog leg), proyecciones a la broca y proyecciones a la distancia, deseada, con la tendencia traída por la trayectoria para saber la probable ubicación en los próximos pies a perforar, análisis muy necesarios para conocer trayectorias con la suficiente antelación y modificarla, si es necesario con el personal de DD. CUALQUIER DECISION A DISCUTIR SOBRE LA TRAYECTORIA, SE DEBE HACER CON LA PERFORACION PARADA.
La trayectoria de geonavegación de acuerdo con la prognosis del pozo y la litología que se nos vaya presentando, amerita preveer posibles cambios, para estar alerta y realizarlos al presentarse sutiles modificaciones en los comportamientos de los parámetros de perforación, muy conocidos por los DD, quien actuaría como un solo hombre con el geólogo de pozo, para hacer de la operación un éxito en la parte del control geológico. DESPLIEGUE DE LA INFORMACION. En el pozo, en el centro de computo, un trailer destinado para hacerle seguimiento a las operaciones de geonavegación, la información se visualiza en pantallas de las computadoras que siguen, adquieren y procesan la información de MWD y LWD que se esta recibiendo, y en las pantallas de los DD, donde se visualiza y cuantifica la inclinación, dirección, profundidad medida, vertical, coordenadas X, Y y los resultados de perforación rotando y deslizando y su ubicación de acuerdo con la prognosis y los nuevos cambios de trayectoria. La información de LWD se procesa vía MWD y se visualiza en pantallas publicas adicionales, que están instaladas para hacerle seguimiento al pozo. La información en tiempo real de registros, desde las unidades de adquisición de datos se envía a la unidad de trabajo de geología. Allí con la infamación de sísmica, y de pozos vecino, se correlaciona y se le hace el seguimiento, en tiempo real, a la geonavegación. Adicionalmente a lo anterior, existen lugares de trabajo donde, sobre planos de líneas sísmicas y gráficos de planos en vista de tope y sección del trazado del pozo, se grafican los puntos del MWD y se va visualizando la ubicación en tiempo real de la broca, con la litología que se esta perforando en relación con la prognosis del pozo. APLICACIONES. La tecnología de las medidas de MWD y LWD, es una herramienta de gran valor en el desarrollo de los campos. Una de las más grandes operaciones a nivel mundial que se están llevando a cabo en los tiempos de hoy, es el desarrollo de la faja del crudo pesado del Orinoco. Allí se están utilizando las ultimas tecnologías disponibles, para el desarrollo de dicho proyecto. Las operaciones de MWD y LWD son permanentes, con la interacción DD y WSG con el soporte de la oficina principal ayudados con toda la información geológica geofísica y de ingeniería de yacimientos interpretados a partir de software instalados en las unidades de trabajo, de utilización en el pozo.
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Evaluación de las formaciones. Una de las ventajas con el uso del LWD es el no efecto de la invasión del filtrado, dando como resultado una evaluación más cercana a la realidad. Correlación geológica. Con la información de MWD y LWD se lleva la correlación del pozo con sus vecinos y se planea su geonavegación. Se determina el punto de entrada en los pozos horizontales. Igualmente se determina el TD del pozo. Correlación por ROP. Una de las medidas en tiempo real, durante la perforación es la rata de perforación. Es expresada como la distancia perforada por unidad de tiempo(pies por hora) o el tiempo por distancia perforada (minutos por pie). El geolograph, o récord de perforación, mecánicamente monitorea la profundidad y los parámetros de perforación en tiempo. Otras técnicas de monitoreo mas avanzadas utilizan computadoras y visualizan estos valores digitales en pantalla o en datos de impresoras. Su correlación con los pozos vecinos, se realiza por comparación del ROP con el GR o la del SP. Esta correlación ayuda a ubicarnos estratigrafica y estructuralmente. Usualmente cuando se perfora lutitas, con brocas tricónicas, su rop es bajo, caso contrario en las arenas. A partir de la graficación del ROP obtenido con brocas tricónicas, se puede elaborar una gráfica que cualitativamente se puede semejar a una curva de GR o SP, de allí su comparación con curvas de esta naturaleza.
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ALGUNAS ECUACIONES PARA USAR EN EL POZO. Algunas formulas matemáticas son usadas para realizar cálculos claves durante la perforación de un pozo. PRESION HIDROSTATICA. La presión hidrostática de un pozo a cualquier profundidad lleno con el lodo de perforación y a condiciones estáticas es calculada como sigue: P=0.052 x MW x D P: presión hidrostática en psi. M W: peso del lodo en ppg. D: profundidad en pies. KILL WEIGHT OF MUD. En la situación de controlar un “pateo” de un pozo, es necesario controlar el peso del lodo. El peso del lodo para controlar el "pateo" se puede calcular observando la presión de cierre estabilizada de la tubería de perforación. La presión de cierre de la tubería de perforación, registra el exceso de presión de formación por encima de la presión hidrostática del fluido de perforación dentro del pozo. La presión de cierre es convertida a un peso de lodo equivalente. Este peso es adicionado al peso del lodo en el pozo, para obtener el peso de lodo necesario para controlar el “pateo” del pozo. MW=shut-in presure / (0.052 x D) MW= peso del lodo a adicionar en ppg D= Profundidad del “pateo” en pies El peso de lodo obtenido se adiciona al del peso del fluido actual. Adicionalmente es típico incrementar el peso del lodo por encima del calculado para alcanzar una presión negativa en el pozo. Ej. Se presenta un “pateo” a 10.000 ft, mientras se perforaba con un lodo de 11.5 ppg. El pozo se cierra, y la presión en la tubería lee 312psi. El exceso en libras por galón de lodo en peso equivalente se calcula como sigue: MW=312 / (0.052 x 10.000)=0.6 ppg Adicionado al peso actual, resulta en 12.1 ppg, peso necesario para controlar el pozo. PRESION DE FRACTURA DE FORMACION (FFP). La presión de fractura de formación, se puede determinar por el uso del leak-off test o formation integrity test. En esta prueba, el pozo es cerrado y el fluido de perforación es bombeado lentamente dentro del pozo. La presión del pozo se incrementa linealmente hasta el punto en el cual comienza a tomar fluido y deja de crecer. La presión en este punto es la de leak-off y se utiliza para estimar la presión
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de fractura de la formación. La presión de leak-off se adiciona a la presión del lodo en el pozo. Ej. Un test de leak-off se realizo a 10.000-ft en un pozo con un lodo de 11.5 ppg, dando una presión de leak-off de 1040 psi. La presión de fractura de la formación se calcula como sigue: 1. Se calcula el peso del lodo con la presión del leak-off: P= MWppg x 0.052 x Dft MW=Ppsi / 0.052 x Dft. MW=1040psi / (0.052 x 10,000)=2.0 ppg 2. La presión de fractura de formación es equivalente a Peso del lodo en el pozo + peso adicional del leak-off, 11.5 + 2.0 = 13.5ppg ó 3.
FFP=0.052x13.5x10,000=7020 psi.
VOLUMENES DEL POZO. Los volúmenes del pozo son calculados utilizando la siguiente ecuación: Vbbf=(Dl² - Ds²) / 1029.4 Dl Ds Va Vc Vd Vh E:
(in.) Diámetro mayor. (in.) Diámetro menor. (bbl/ft) Volumen anular (el área entre la tubería y las paredes del pozo o revestimiento). (bbl/ft) Capacidad de volumen. (bbl/ft) Volumen desplazado. (bbl/ft) Volumen total A 10,000 feet de profundidad un pozo de 8.0 in de diámetro, contiene tubería con un diámetro externo de 5.0 in y un diámetro interno de 4.0 in, los cálculos de volúmenes son como siguen: Vh=[(8.0²) / 1029.4] x 10,000=621.7 bbl Va=[(8.0² - 5.0²) / 1029.4] x 10,000=378.9 bbl Vd=[(5.0² - 4.0²) / 1029.4] x 10,000=87.4 bbl Vc=[(4.0²) / 1029.4] x 10,000=155.4 bbl
Sin embargo, cuando se hacen cálculos en el pozo, es muy importante identificar cada parte de la geometría del pozo, mediante un diagrama donde se identifiquen las dimensiones de los revestimientos, hueco abierto, tubería de perforación, y collares. Los cálculos se harán para cada sección y sumadas para un gran total.
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PESO DEL REVESTIMIENTO O DE LOS COLLARS. El peso del revestimiento o de los collares es igual a W. in pounds per foot=2.67 x (od²in - id²in) SALIDA DE LAS BOMBAS. La salida de las bombas duplex y triplex se calculan con las siguientes formulas: Dt=(Ls x Dl²) / 4118 Dd=Ls x [(2 x Dl²)-Dr²] / 6176 Dd
bbl/stroke
Salida de una bomba duplex.
Dr
in
Diametro del vastago (duplex)
Dt
bbl/stroke
Salida de una bomba triplex.
Ls
in
Longitud del stroke de la bomba.
Dl
in
Area del cilindro.
Ej: La salida de una bomba triplex con una longitud de stroke de 11-in y un cilindro de 6 in. Dt=(Ls x Dl²) / 4118 Dt=(11 x 6²) / 4118= 0.0962 bbl/stroke El anterior es un desplazamiento teórico con una eficiencia del 100%. Sin embargo las duplex tienen una eficiencia del 0.80 al 0.90, y las triplex tienen una eficiencia del 0.90al 0.99. Luego su volumen desplazado será afectado por su eficiencia. La salida de la bomba puede ser expresada en: Bbl/min = Bbls / stroke x Strokes / min. Gal/strole = Bbls / stroke x 42 Gal/min = Gal / stroke x Strokes / min. Si la anterior bomba triplex tuviese una eficiencia del 95% y 98 strokes/min. Entonces: Bbl/stroke= 0.0962x0.95=0.0914 bbl/stroke. Bbl/min= 0.9814x98=8.96 bbl/min. Gal/stroke= 0.0914x42=3.84 gal/stroke. Gal/min= 3.84x98=376 gal/min.
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TIEMPO DE CIRCULACION (LAG TIME). Fondos arriba o “lag time”, es el tiempo para que el gas o las muestras cortadas en el fondo por la broca, lleguen a la superficie, vía fluidos de perforación, para su examen. Este calculo depende del volumen y la rata. Los cálculos requieren inicialmente: Los diferentes volúmenes para las diferentes secciones del pozo y su total. Calculo de la salida de la bomba corregida para su eficiencia y el número de strokes para el llenado de cada sección. • •
Una vez conocido lo anterior se puede conocer: Las emboladas “strokes” de la broca a la superficie (lag strokes). El tiempo de la superficie a la broca. Las emboladas “strokes” de la superficie a la broca. El tiempo de la broca a la superficie (lag time). • • • •
El lodo es bombeado hacia abajo, dentro de la tubería de perforación, a la broca. Los cálculos de la superficie a la broca (s to b), se realizan de la siguiente forma: S to b strokes= (Capacidad total tubería en bbls) / (salida de la bomba en bbl/stroke) S to b minutos=(S to b strokes) / (rata de bombeo en strokes/min). •
•
Luego el lodo es bombeado hacia arriba, dentro del annulus a la superficie. Los cálculos de la broca a la superficie (b to s), se realizan de la siguiente forma: B to s strokes=(Capacidad total del annulus en bbls) / (salida de la bomba en bbl/stroke) B to s minutos=(B to s strokes) / (rata de bombeo en estrokes/min). •
•
Adicional a lo anterior, el lag time se puede medir en el taladro con carburo de calcio. En el momento de la conexión se colocan unas cuantas decenas de gramos, dentro de la tubería. El carburo reacciona con el agua, formando acetileno el cual es detectado por el cromatógrafo. El contador de strokes es reseteado cuando se coloca el carburo en la tubería, se continua la operación de perforación. Después de cierto numero de strokes, es detectado el acetileno en el cromatógrafo. El calculado matemáticamente es comparado con el actual practico, el cual puede ser diferente dependiendo de las condiciones del pozo, se interpreta y se hacen las correcciones al numero de strokes, si hubiese necesidad. Otra practica igualmente utilizada es con arroz. Se conoce el lag time teórico y a partir de ese momento en los shakers se observan los retornos y se miran al microscopio para detectar la presencia del arroz. Este ultimo es mas indicado, por no afectar los filamentos detectores de los cromatógrafos, además del arroz semejar la densidad de las muestras.
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HIDRAULICA DE LA BROCA. La hidráulica es una ciencia que trata con la aplicación practica de los fluidos en movimiento. La limpieza del pozo y la eficiencia en la perforación están directamente afectados por la fuerza hidráulica ejercida al salir de la broca. VELOCIDAD ANULAR. Es la velocidad promedio a la cual el fluido de perforación se mueve hacia arriba por el espacio anular cuando el pozo es circulado. Ella varia, a lo largo del pozo debido al cambio en los diámetros de la tubería de perforación, collares y del pozo. Se calcula como: AV=(24.5 x GPM) / (Dh² - od²) Ej: Cuales son las velocidades anulares de un pozo de 8.5 in, con tubería de 4.5 in y collares de 6.5 in, con un lodo circulando a 400 gal/min?. Drill pipe: AV=(24.5 x 400) / (8.5² – 4.5²) = 188.5 ft/min. Collars: AV=(24.5 x 400) / (8.5² – 6.5²) = 326.7 ft / min AREA DE LOS JETS (Jet Nozzle). Una broca convencional tiene varios jets, los que imparten una acción de chorro con el lodo para limpiar el fondo del pozo. Su tamaño es variable y es medio en 32avos de pulgada. Cuando se da el tamaño de los jets, se omite el …32avos. Una broca con tres 13s instalados, significa que la broca tiene tres jets de 13/32 in. Su área total es calculada: An=0.000767 x (j1²+j2²+j3²) Ej: El área de los jets de una broca con 3jets de 13/32in es: An=0.000767 x (13²+13²+13²)=0.3889 in². VELOCIDAD DE LOS JETS. La velocidad de los jets, es la velocidad con la que el lodo sale de los jets: JNV=(0.32086 x GPM) / An Ej: La velocidad de los jets para una broca con tres 13´s instalados y una rata de circulación de 400 GPM es de: JNV=(0.32086 x 400) / 0.3889 = 330 ft/sec. FUERZA HIDRAULICA TOTAL.
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La fuerza hidráulica total disponible es definida por la rata de circulación y la presión de la bomba. Es calculada como: THhp=(Pp x GPM) / 1714 Ej: La fuerza hidráulica total disponible si se circula a 400 gal/min con una presión de bomba de 2000psi es: THhp=(2000 x 400) / 1714 = 467 hp PERDIDA DE PRESION EN LOS JETS. La presión de la bomba es la presión total utilizada a través del equipo superficial de sistema de circulación (Standpipe, kelly hose y la kelly), las paredes de la tubería de perforación, los jets y el anular. Solo la presión utilizada por los jets realiza un trabajo útil para la perforación. Las demás perdidas de presión son referidas como perdida de presiones parásitas. La perdida de presión en los jets es estimada como sigue: JNPL=(MW x GPM²) / (10,858 x An²) Ej: La presión de salida de tres jets de 13, mientras se circula con un lodo de 12.0ppg a 400gal/min, seria de: JNPL=(12x400²) / (10,858 x 0.3889²)=1169 psi. FUERZA HIDRAULICA EN LA BROCA. Es calculada como fuerza hidráulica total (THhp), pero la presión de la bomba (Pp) es reemplazada por la presión de salida de los jets (JNPL) BHhp = (1169x400) / 1714 = 273 hp. El porcentaje del total de la fuerza hidráulica de salida en la broca es calculado de dos formas: % Hhpb = (BHhp / THhp) x 100 ó T%Hhpb = (JNPL /. Pp) x 100 Ej: Con los datos anteriores se puede calcular el porcentaje de fuerza hidráulica en la broca como sigue: ó
%Hhpb = (273 / 467) x 100 = 58% T%Hhpb = (1169 / 2000) x 100 = 58%
La fuerza hidráulica por pulgada cuadrada del área de la broca es: Hhp / in² = BHhp / (0.7854 x Ob²) Ej: Usando datos previos para una broca de 8.5 in, la fuerza hidráulica por pulgada cuadrada del área de las brocas es: Hhp / in² = 273 / (0.7854 x 8.5²) = 4.8 hp / in²
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FUERZA DE IMPACTO DE LOS JETS. Una teoría sobre la optimización de la hidráulica de perforación sostiene que la acción de limpieza de la broca en el fondo es la máxima, cuando se logra maximizar la fuerza del impacto de los jets. La fuerza del impacto de los jets es estimada como: JIF = 0.000516 x MW x GPM x JNV Ej: Usando datos previos: JIF = 0.000516 x 12 x 400 x 330 = 817 lbs
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MUDLOGING, EQUIPOS, SERVICIOS Y PERSONAL. Mudlogging, o registro de hidrocarburos, involucra el monitoreo y registro de una variedad de datos relacionados con los pozos y el proceso de perforación. Involucra el análisis de gases y los datos de los ripios con información de perforación para construir un récord de evaluación continua de la formación cuando el pozo es perforado. Los equipos y servicios para mudlogging pueden variar entre monitoreo simple hasta ambientes integrados de computación. EQUIPOS. El equipo mínimo necesario para una unidad básica de mudlogging es listado como sigue: Extractor de gas: Una trampa automática de gas ubicada en la piscina de retorno, para extracción continua de gas. Sistema de vacío: Mantienen uniforme la rata de flujo y la composición del gas. Detector total de gas: Detectores del gas total. Cromatógrafo: Un cromatógrafo automático en capacidad de aceptar muestras procedentes de la trampa o de otro medio. Gas de calibración: Un sistema de inyección de gas de conocida composición con el fin de calibrar el totalizador de gas y el cromatógrafo. Batidora: Una batidora para agitar una muestra de lodo y ripios y extrae el gas producido para su medida. Monitor de profundidad y rata de penetración: Un sensor independiente del sistema de perforación capaz de detectar cambios en la profundidad. Cuenta strokes: Contador de estrokes para cada bomba. Monitor de niveles de piscina: Monitoreo continuo de los niveles de las piscinas. Cartas de registros: Cartas análogas continuas de todos los datos registrados. Equipo de procesamiento de muestras: Equipo utilizado para tomar, cernir, preparar y probar la litología, mineralogía y el contenido de petróleo en las muestras. Equipo óptico: Un estereomicroscópio equipado con luces natural y ultravioleta. Equipo de producción de los registros: Los equipos de oficina necesarios para la reproducción de los registros. •
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Todo el equipo utilizado en operaciones de mudlogging esta almacenado en una unidad o trailer portable, lo suficientemente grande para permitir la instalación de todos los equipos electrónicos, el área de trabajo geológico y de toma de datos. SERVICIOS. Una unidad de servicios standard incluye los siguientes: Monitoreo del ROP. Monitoreo de la actividad de perforación. Monitoreo del gas. Análisis de los ripios. Evaluación de manifestaciones de hidrocarburos. Observaciones de seguridad. • • • • • •
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Adicional a lo anterior, se pueden presentar ciertos servicios especializados tales como: Detección de presiones. Análisis geoquímicos. Análisis petrofísicos. MWD Comunicaciones. Evaluaciones de manifestaciones de gas. El personal que habitualmente lleva a cabo las operaciones, son un geólogo que analiza las muestras, otro que procesa los datos y un ayudante que maneja las muestras. • • • • • •
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EL REGISTRO DE MUDLOGING. La información relacionada con la perforación, compilada por la cuadrilla de mudlogging, es primero registrada en hojas de datos y ploteada en un log especial, el master, donde se encuentra consignada toda la información registrada. Cada turno es responsable por la puesta al día de dicha información. Esta forma master es consignada en un formato standard, con procesos y registros establecidos en la industria. Lo anterior para realizar comparaciones validas y convenientes de registros de pozos vecinos y así evitar confusiones sobre cualquier información consignada de perforación, reologia, gases, o geología. PRESENTACION DEL MASTER DE MUDLOGGING. Cabeza del registro. Identifica la compañía de mudlog, la compañía operadora y el pozo perforado. Adicionalmente los parámetros utilizados, tales como: Operadora y nombre del pozo. Localización. Nombre del taladro y tipo. Alturas. Fechas y tiempos. Nombre de la compañía y la cuadrilla. Otros servicios de mudlogging. Tamaños y profundidades de los revestimientos. Características y tipos de lodos. Abreviaciones y símbolos del registro de mudlogging. Información de la calibración de los gases. • • • • • • • • • • •
Información del carril 1. Rata de Penetración (ROP). En este primer carril se grafica fundamentalmente la curva de ROP, e incluye la siguiente información: ROP Datos de la broca. Datos de los chorros “jets”. Recorrido de la broca. Profundidad de entrada y salida y cual corrida. Calificación de la broca. Peso sobre la broca. Velocidad de rotación. Datos del lodo. • • • • • • • •
La curva del ROP, es una herramienta de gran valor en labores de correlación. Su presentación especialmente diseñada para el pozo que se este perforando, puede hacer de ella una pseudo SP, con una resistividad y ayudarnos en labores de ubicación en profundidad con los pozos vecinos. Información del carril 2. Litología de los ripios. En este carril se identifica y se registra la litología de los ripios. Se presenta como símbolos litológicos, cada uno representando un mínimo del 10% del total de la muestra descrita.
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Algunas compañías, adjunta a esta columna, tienen otra, referida como la litología interpretada. Esta columna es de mucha importancia geológica, ya que resume litológicamente lo que el geólogo de pozo considera más representativo para dicho intervalo, teniendo en consideración factores que podrían haber afectado el recobro, tales como un porcentaje de ripio que estaría atrasado en su salida, con ripio de las zarandas, con aditivos del lodo y en algunos casos con operaciones de la perforación, como utilización de material sellante, sacada de tubería, cemento de las zapatas, etc. Adicional a la columna de interpretación, las compañías operadoras adicionan columnas menores en las cuales escriben notas adicionales, como por ejemplo, tipo de porosidad, tipo de qtz, etc. Información del carril 3. Anotación de la profundidad. Se anota la profundidad, en diferentes escalas, pero seria recomendable hacerlo en escalas que se puedan utilizar para correlacionar con pozos vecinos. Adicionalmente en esta columna se colocan las profundidades de los núcleos, muestras de pared, DST, DMT, etc. Información del carril 4 y 5. Evaluación de hidrocarburos. En estos dos carriles se coloca: Gas total. Cromatografía de gases. • •
Cualquier evento sucedido con el totalizador y con el cromatógrafo debe reportarse en esta columna. Lo mismo que las pruebas de calibración. Información del carril 6. Evaluación geológica y litológica. Se consigna la litología descrita más representativa para el intervalo, siguiendo los patrones establecidos en el Manual de Descripción de Muestras de la AAPG y utilizando la tabla de colores de la GSA. En esta columna adicionalmente se describe la fluorescencia cuando haya lugar a ello. Por ser esta una descripción muy especializada, se presentara como un capitulo aparte. Sin embargo anexo a los anteriores, se llevaran tablas sobre manifestaciones de gas y si es posible clasificación del tipo de manifestación. Adicionalmente se llevaran tablas sobre la descripción de las manifestaciones de petróleo. Las anteriores constituyen las columnas y los ítems más utilizados durante la perforación de un pozo. Sin embargo, cualquier actividad nueva o que se desee plasmar en dicho registro, se seguirá con patrones del manual de descripción, o los utilizados para la cuenca o el campo, pero la idea es tener caracterizado las operaciones y sus resultados
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ANALISIS DE MUESTRAS Las muestras, muestras de zanja, ripios, “cuttings”, son los pequeños fragmentos de litología cortados por las brocas cuando se perfora un pozo. Estos son transportados por el flujo de lodo desde el fondo del pozo, hasta la superficie donde son tomadas para su análisis. Son de una importancia mayúscula, ya que son los únicos datos físicos litológicos que se recuperan de un pozo, y que sirven para realizar las evaluaciones de las manifestaciones de hidrocarburos, manifestaciones de gas, descripciones litológicas y ambientes de depositación, correlaciones geológicas e identificación de formaciones, localizaciones de arenas de agua y productoras para los cálculos con los registros eléctricos y su interpretación geológica. Estos datos, junto con las evaluaciones de gases, de las manifestaciones de hidrocarburos, de los datos de perforación y de la interpretación geológica y la evaluación de los registros eléctricos, son los utilizados para la definición de las profundidades a cañonear. TOMA DE MUESTRAS REPRESENTATIVAS. Intervalo muestreado. El intervalo a hacer el muestreo y el numero y tipo de muestras a tomar, se determinan al comenzar el pozo. Usualmente es buena practica, tomar muestras de control con mayor frecuencia, cuando nos acercamos a un punto de interés, como por ejemplo, una discordancia, un cambio litológico esperado, la cercanía al reservorio, el TD del pozo. Los ripios son tomados como muestras compuestas y reflejan las varias litologías perforadas en el intervalo. Este intervalo es función de la rata de perforación y de los detalles que se requieren para las descripciones litológicas y del reservorio. Cuando el intervalo es lento, es aconsejable tomar una muestra representativa del intervalo y no de sus pies finales. Igualmente cuando la rata es excesivamente alta, se tomarán las muestras necesarias con la ayuda de una persona adicional, si es necesario, pero no se dejara de tomar la muestra, ni se disminuirá la rata de perforación. Cuando se presenta un quiebre en la velocidad de perforación “drilling break”, es aconsejable, tomar datos del techo y fondo de la profundidad del break, tomar una muestra representativa de ese intervalo, con el fin de ayudar en la evaluación de la manifestación de hidrocarburos o gas, si lo hay. Finalmente, después de realizada la toma de la muestra, es buena practica, lavar el contenedor donde se recibe la muestra y si es posible, las mallas de los shale shakers. Esto con el fin de dejar limpia de ripios las bandejas de recolección y las mallas de los shakers, asegurando que no se hallen restos de muestra anterior para el próximo intervalo. Localización del muestreo. Las muestras de perforación son coleccionadas de los “shale shakers” con muestras complementarias, si así se requiere, de los desarenadores o de los “desilter”. Estos casos se presentan cuando hay dudas de presencia de arenas, en especial muy finas, que pueden estar enmascaradas con las arcillas en las bandejas de estudio, o que por sus tamaños de grano hallan pasado a través de las mallas de los shakers. Estas muestras usualmente están contaminadas con partículas del lodo. Igualmente es buena costumbre, adicionar una bandeja de estudio con parte de los ripios más gruesos.
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Shale shaker, “rumbas”. En los taladros, ubicados a la salida de la línea de flujo, antes de caer el lodo a la piscina de retorno y como parte del sistema de limpieza, se ubican los shale shaker. Sobre sus mallas, levemente inclinadas, mas la acción de vibración y leve movimiento circular, imitando el movimiento de las bateas de los lavadores de oro, de allí su nombre de “rumba”, pasa el lodo con la litología cortada. El lodo pasa a través de la malla, mientras que los sólidos viajan hasta el extremo de las mallas, donde una mínima porción es tomada para su análisis. El resto es almacenada para posteriormente desalojarla del pozo. “LAG” DE LA MUESTRA. (Atraso de la muestra). La diferencia en tiempo entre el momento del corte de la muestra y su toma en superficie, debe ser ajustada a la profundidad adecuada. Con los cálculos teóricos y prácticos con las muestras de arroz o de gas en superficie, este valor en tiempo debe encajar con la profundidad tomada. Otra forma practica para el control, es observar la coincidencia “drilling breack”, cambio de litología. PREPARACION DE LAS MUESTRAS. Una vez la muestra es recuperada del sistema de lodo, esta es subdividida en una porción sin lavar, y en otra sección lavada y tamizada y una tercera lavada, tamizada y secada. Muestras sin lavar. Esta porción de la muestra es empacada y puesta a un lado, para su posterior envío a la compañía operadora. Muestras lavadas y tamizada. La otra sección de la muestra es lavada para quitarle el lodo y tamizada. Se debe tener precaución de no exceder el agua, para no lavar y eliminar las arcillas de la formación. Después del lavado las muestras son pasadas por tamices que la separan en partículas mayores de 5 mm, que usualmente corresponden a los derrumbes y material de pérdida de circulación. La menor de 5 mm, se divide en dos partes una se describe y la otra es secada y almacenada. Las muestras con lodo en base aceite, tienen un tratamiento especial, en cuanto al lavado y la descripción de la fluorescencia. Usualmente es necesario lavar la muestra en una solución detergente. Igualmente, la descripción de la fluorescencia debe considerar la contaminación con el petróleo del lodo. Se debe tener la precaución de tener disponible, el petróleo del lodo para visualizar su fluorescencia y descartar cualquier show de petróleo incorrecto. ANALIS BASICOS DE LAS MUESTRAS. Las muestras una vez lavadas y tamizadas, se separan una sección para su estudio. Se lleva al a un estereomicroscopio donde se describe: El tipo de roca y su composición litológica. Color. Composición. Tamaño de grano. Forma del grano. Selección. • • • • • •
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Lustre. Cemento o matriz Dureza. Estructuras sedimentarias. Porosidad. Calcárea o no. Manifestaciones de petróleo. Mancha: luz natural y luz ultravioleta. Olor Fluorescencia Corte Anillo residual: luz natural y luz ultravioleta. Manifestaciones de gas.
La calidad de la descripción esta directamente relacionada con la calidad de la muestra. De allí que algunas practicas de perforación la pueden afectar: Peso excesivo sobre la broca, que muele los ripios. Poca capacidad de transporte del lodo, resultando en cortes no transportados. Inapropiada química del lodo, que resulta en alto porcentaje de cavings, perdida de minerales solubles, contaminación por cemento o material sellante • • •
Una buena practica de ubicación, consiste en colocar aparte las muestras descritas de esa manera los cambios verticales de la litología, se pueden apreciar mas fácilmente. Adicionalmente, la primera aparición de una litología especifica, refleja la más probable posición de la capa esperada. EMPAQUE DE LAS MUESTRAS. Usualmente las muestras húmedas son empacadas en bolsas plásticas, debidamente marcadas con el nombre de la compañía, pozo y profundidad, selladas y reempacadas en bolsas de telas con los mismos datos. Usualmente se hace con marcadores indelebles. En casos de muestras para análisis geoquímicos, se les adiciona aditivos para evitar posibles alteraciones. Las secas son empacadas en sobres de papel igualmente identificadas. Empacadas en cajas especiales y separadas las húmedas y las secas, son enviadas a las operadoras parcialmente en intervalos dependientes de la profundidad del pozo o al final del mismo como un total. Igualmente, si son varios los operadores o si es un área perteneciente a un país, se enviaran muestras a los varios operadores privados y a la operadora del país. Muestras para análisis especiales. Por lo general las muestras para análisis especiales no son secadas, sino empacadas húmedas, tal como se obtienen de la rumba para su análisis. Muchas veces son empacadas con agua de formación u otro fluido compatible, en frascos especiales. Igualmente se le puede adicionar bactericidas. Todo depende de las necesidades de los estudios.
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MONITOREO DEL GAS El tipo y la cantidad de gases son de gran importancia en el monitoreo. Detecciones de influjos de gas en el momento preciso y su información inmediata, le dará tiempo a la cuadrilla del taladro a tomar las acciones pertinentes, tanto si se trata de un reventón o de gases tóxicos. Adicionalmente su registro apropiado es de gran valor en la evaluación de los reservorios y pueden servir para señalar zonas productoras no visualizadas. METODOS DE EXTRACCION DE GAS. Las muestras de gas son extraídas del lodo de perforación por la trampa de gas. La trampa de gas, una caja metálica esta ubicada dentro del “possum belly” a un lado de la línea de flujo. La parte inferior de la trampa, sin tapa o parcialmente tapada, permite el paso del lodo que llega por la línea de flujo. Un agitador bombea y degasifica el lodo que pasa por la trampa. El gas agitado se devuelve al sistema. El gas extraído, mezclado con el aire del ambiente es enviado a lo largo de una línea a la unidad de logging para su análisis. Dentro de la unidad de logging, la mezcla de gas es llevada a una cámara donde es analizada y obtenido la concentración de gas por unidades. Un segundo detector permite la discriminación del gas total en sus componentes, cromatografía. EFICIENCIA DE LA EXTRACCION La eficiencia de la extracción puede ser muy variable desde un 30 al 70% y es adicionalmente afectada por las practicas de perforación. La rata de la bomba, el nivel del lodo y la reología, influencian la rata de flujo a través de la trampa y son factores que inciden en su eficiencia. El lodo y la temperatura del aire ambiente alrededor de la trampa y las líneas de conducción afectan la eficiencia relativa con la cual los hidrocarburos pesados son extraídos y retenidos en la fase gaseosa. Son varios los factores mecánicos que pueden afectar la eficiencia de la trampa: Revoluciones de las cuchillas y el diseño de la trampa. Fortaleza del vacío. Bloqueo de la trampa por muestras. Mezcla del aire. • • • •
La eficiencia de la extracción es igualmente afectada por los siguientes factores: Volumen perforado. El volumen del gas visto en el lodo de perforación depende del volumen de formación cortado por la broca. Si ROP se incrementa, lo hará el volumen de formación cortado y lo hará el volumen de gas liberado. Volumen triturado: El volumen triturado de formación es recuperado en la superficie. Si el flujo de lodo se incrementa, las muestras son dispersas y el volumen de gas se reduce. Presión y temperatura: Al recuperarse las muestras en superficie, la presión y temperatura declinan, originando la expansión del gas y su escape por solución de las muestras. •
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Todos los factores anteriores combinan para modificar el tipo y cantidad de gases contenidos en las muestras y en el lodo y extraídos de ellos en la superficie. 40
Igualmente como practica de control de calidad, se debe permanentemente estar pendiente de que la línea conductora no tenga agua, la posición de la trampa dentro del possum belly, que no este obstruida su parte inferior, que el sistema de análisis de los gases no este húmedo, que la trampa este girando bajo los parámetros que esta diseñada. Adicionalmente eventualmente realizar chequeos tomados directamente de la línea de transporte del gas, adicional a los chequeos del equipo que se hacen en la unidad. Esta medida total de los gases es permanente, lográndose establecer un background gas para las formaciones, gases de conexiones y manifestaciones de gas. Sus cantidades para cada uno de ellos son típicas para cada formación, dependiendo de su peso para las conexiones, y de las características de los reservorios. CROMATOGRAFIA DE GASES La cromatografía de gases es probablemente el mas seguro y consistente de los datos registrados en la unidad de logging. En una cromatografía de gases, una cantidad fija de gas es analizada a través del equipo de cromatografía, generalizando, la mezcla de gas es separada en sus componentes, los más livianos viajan más rápidos y los mas pesados lo hacen mas lento. Los alcanos detectados incluyen: Metano C1 Etano C2 Propano C3 Isobutano C4 Pentano C5 • • • • •
Esta cromatografía no es continua durante la perforación, sino que se hace por intervalos regulares o en momentos específicos requeridos, especialmente en los picos mas altos del gas total. Se suele presentar en unidades (British thermal units), en partes por millón, porcentajes, fracciones molares. Calibración. Los cromatógrafos son calibrados por inyección de volúmenes conocidos de un gas de prueba dentro de un puerto de inyección. El gas de prueba es una mezcla conocida de metano, etano, propano, isobutano, normal butano. Durante el proceso se origina una curva, con picos para cada uno de sus componentes que deben seguir los parámetros estándares establecidos para estos casos. La calibración se debe realizar, cuando se instala el cromatógrafo, cuando se ha permanecido parado por problemas de perforación, cuando se hacen cambios y chequeos a todo el sistema, antes de nuestras zonas de intereses, pero jamas en ella, adicionalmente a lo anterior de una manera rutinaria con el fin de tener un buen control sobre las mediciones.
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EVALUACION DE SHOWS La evaluación de las manifestaciones de hidrocarburos en el pozo, es muy importante ya que representa el primero y quizás la única oportunidad para evaluar la presencia física de hidrocarburos en un pozo. Se han tomado decisiones de considerable impacto económico a partir de la evaluación de las manifestaciones. Algunas como pruebas de formación, bajadas de revestimientos y unas mucho más importantes como la adquision de áreas. Sin embargo la presencia o ausencia de una manifestación de hidrocarburos registrable no determina en absoluto la productividad de hidrocarburos. Por lo tanto, para una más efectiva evaluación de la formación, todas las manifestaciones de hidrocarburos deben ser integradas con los resultados de registros posteriores a la perforación y las pruebas. DETECCION DE GAS. Una manifestación de gas, es un incremento de gases por encima de una línea base, el “back ground” indicativo del potencial de hidrocarburos de la formación independiente de cualquier operación de perforación o proceso de circulación. El análisis de la manifestación de gas comienza con la detección de los gases de hidrocarburos que son el resultado de la perforación de un intervalo especifico. La cantidad y la composición son detectados y registrados en los equipos de detección y cromatografía. Usualmente las unidades de registros de lodos computarizadas poseen en el pozo, programas computarizados de estudios ternarios para los gases y la clasificación de la manifestación. Sin embargo como regla practica manual mas no científica: Zonas con alto C1: puede representar carbón, biogénico, zona de agua o gas seco. Zonas con gas húmedo “wet gas” habitualmente tienen relaciones C1/C3 que son mas altas que las relaciones C1/C4. Zonas no productivas tienen trenes de relación donde los valores subsecuentes son inferiores a los precedentes. •
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TIPO DE GAS “Cero” gas
Background gas
DESCRIPCION
El gas presente en el sistema de circulación del lodo cuando la broca se encuentra fuera del fondo, y no hay movimiento arriba/abajo de la tubería de perforación. Es resultado de la liberación de los gases del sistema de lodos o del reciclado de gases previamente encontrados en el pozo. Aunque varia constantemente, hace las veces de un punto de iniciación para la evaluación de cualquier manifestación de gas de la formación. El gas que refleja el carácter geológico de una litología constante. Las lecturas incorporan las contribuciones de gas de la formación y aquellas del cero gas. El gas de la formación es debido a la trituración de las rocas al ser perforadas y típicamente tienen un volumen bajo. Se grafica en el registro de mudlogging como background gas y representa la línea
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Gas liberado Gas de conexión
Gas producido Gas de viaje
Gas reciclado
base relativa contra la cual las manifestaciones de gas son comparadas. Gas producido por el proceso de perforación debido a la trituración de la roca de la formación por la broca. Gas de formación que entra al pozo mientras se perfora y la circulación se detiene para hacer una conexión. Por ocurrir esta condición, la formación contribuyente debe estar bajo balance en algún punto en el pozo. Gas de formación que entra al pozo mientras se perfora y circula. Representa una formación bajo balance y si se deja solo, puede llegar a causar un reventón. Gas de formación que entra al pozo cuando la tubería de perforación es sacada. La formación contribuyente debe esta bajo balance en algún punto en el pozo, tal bajo balance es debido al efecto de “swabbing” causado al sacar la tubería del hoyo. Gas que ha sido previamente contribuido al pozo y que no ha sido completamente removido del sistema de circulación del lodo por el equipo de superficie. Estos gases que permanecen en el sistema son bombeados nuevamente al pozo, para ser subsecuentemente registrados por el equipo de detección de gases. Este gas es visto un ciclo completo de circulación mas tarde, que el originalmente encontrado y aparecería más difuso en carácter.
Factores que afectan la detección de gases. Los factores que afectan la calidad o la presencia de las manifestaciones de gas, incluyen el peso del lodo y el lavado, operación del sistema superficial de lodos y la seguridad en el calculo del tiempo de retardo. Peso del lodo y lavado. El proceso de lavado ocurre cerca de las paredes del pozo y se da cuando las presiones o el peso de la columna de lodo excede la presión de entrada de fluidos de la formación. Si hay sobre balance las manifestaciones son reducidas o totalmente suprimidas. Zonas con baja porosidad efectiva, aun con cantidades menores de filtrado, pueden resultar en perfiles de invasión profunda, dando como resultado para zonas con buena manifestación de gas, producción de filtrado del lodo o saturadas con agua, al correrse los registros eléctricos o posteriormente probarse. La siguiente información puede ayudar en la interpretación de las anomalías de zonas lavadas: Presión de bomba. Tamaño de los inyectores. Reologia del lodo. Peso del lodo y la densidad efectiva de circulación. Gradiente de balance de formación. Cantidad del filtrado de lodo. Descripción de la litología: • • • • • • •
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Porosidad visual. Descripción de la porosidad. Cementación. Sistema superficial de lodos. Línea de flujo. Un alto grado de degasificacion toma lugar en la tubería conductora y en la línea de flujo. Trampa de gas y agitador. Este equipo se ubica a la salida de la línea de flujo en el “possum belly”. Si no esta operacionalmente funcionado bien, es poco el gas que llega a los equipos de detección. Sistema de análisis de gas. El equipo de detección y análisis deben tener un constante y apropiado mantenimiento y calibración, de lo contrario obtendríamos resultados inadecuados. Tiempo de retorno. Es de importancia suprema conocer la profundidad exacta de la cual provienen las muestras y las manifestaciones de gas.
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EVALUACION DE LAS MUESTRAS. En muchos pozos, las muestras de ripios coleccionadas, suele representar los únicos datos disponibles del subsuelo para la interpretación geológica. La evaluación del petróleo en las muestras es realizada en los ripios lavados y como control en los no lavados. La evaluación incluye la inspección visual y el análisis utilizando un microscopio y una caja de luz ultravioleta. Las manifestaciones de petróleo están descritas por sus propiedades físicas de mancha visual, fluorescencia, corte, olor y anillo residual. EVALUACION DE UNA MANIFESTACION.
Operación de perforación/Actividades en el pozo. Status actual: profundidad, perforación, circulando, probando, registrando. Formación geológica de la manifestación:_ Tope/Base:_de la manifestación. Datos del Lodo: Tipo:_, Viscocidad:_, Filtrado:_, Peso:_, Cloros:_, antes/después de la manifestación, aditivos:_. ROP: Antes:_, Durante:_, Despues:_. Descripción del petróleo vivo: color, cantidad. Piscinas:-.
Gas. Background
Antes
Durante
Después
Total C1 C2 C3 IC4 NC4 IC5 NC5
Muestra Litología y porosidad. Descripción y cantidad:_.
Mancha visible. Ninguna:_
Presente:_.
Muestra: Condición Sin lavar Seca Triturada Acidificada FLUORESCENCIA:
Color marrón muy claro marrón claro marrón medio negra Ninguna:_
Distribución(%) trazas (%) manchas (%) esparcido (%) parches (%) continuo (%) Presente_
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Muestra: Condición
Color
Intensidad
Sin lavar. Seca. Triturada. Acidificada.
Amarillo pálido Marrón Naranja Oro Amarillo Blanco Verde Azul
Muy débil (transp.) Moderado (trasl.) Moderado-fuerte Fuerte (opaco)
CORTE.
Ninguno:_
Muestra
Luz Natural
Condición Sin lavar Seca Triturada Acidificada
Color Amarillo pálido Amarillo Amarillo/Naranja Marrón claro Marrón oscuro
Muestra Condición Sin lavar Seca Triturada Acidificada
Distribución (%) Trazas(%) Pecas(%) Manchas(%) Parches(%) Continua(%)
Presente:_
Tipo Residual Corriente
Rata Lenta Moderada Rápida Instantánea
Intensidad Pálido Opaco Medio Brillante
Rata Lenta Moderada Rápida Instantánea
Intensidad Pálido Opaco Medio Brillante
Luz Ultravioleta Color Blanco Amarillo Amarillo/Naranja Naranja Azul
Tipo Residual Corriente
ANILLO RESIDUAL Muestra
Luz Natural Color Sin color Marrón claro Marrón oscuro
Muestra
Espesor Tenue Delgado Grueso
Luz Ultravioleta Color Blanco Azul Amarillo/Naranja Marrón claro Marrón oscuro/Negro
Intensidad Pálido Opaco Medio Brillante
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OLOR
Ninguno:_
Muestra Condición Sin lavar. Seca Triturada Acidificada
Intensidad Débil Pobre Fuerte
Presente:_
COMENTARIOS Y RECOMENDACIONES:_. Mancha Visible: El manchamiento de los corte por petróleo es una indicación que los hidrocarburos han esto en la formación en algún lugar durante el tiempo. Sin embargo la falta de mancha visible, no prueba que el reservorio carezca de hidrocarburos producibles. Su cantidad y distribución es una función de la porosidad y permeabilidad del reservorio. Su color esta relacionada con la gravedad del petróleo. Las oscuras indican hidrocarburos pesados. Si una muestra manchada no fluoresce o corta este indicador es clasificado como termalmente muerto y no se considera una manifestación. Fluorescencia. El color de los cortes bajo la luz UV. Sin embargo una ausencia de fluorescencia, no prueba la ausencia de hidrocarburos. Cuidado con la fluorescencia de los minerales o material artificial. Fluorescencia del corte. Es el aceite liberado de muestras cuando un solvente es adicionado. Un solvente para inducir cortes es el cloroetano, otro es la acetona. No utilizar el tetracloruro, es tóxico. Observando la muestra bajo la luz normal y UV se realiza el corte. Todos los intervalos sospechosos de producción de petróleo, deben ser probados. Olor El olor de los hidrocarburos puede estar presente aun en la ausencia de otros indicadores. El metano hasta el butano no tienen olor. Factores que afectan la evaluación de los cortes. Hay que tener en cuenta la diferencia de presiones, ROP, tamaño del hueco y condición, contaminantes, recicladas y el tiempo de recobro cuando se esta realizando la evaluación de las muestras
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NUCLEOS CONVENCIONALES Son varias las herramientas que existen para la toma de núcleos y varias las guías para la selección de la herramienta para una aplicación especifica. Igualmente son varios los sistemas de toma de núcleos. El sistema utilizado depende de los objetivos del programa de núcleos y en las limitantes físicas de la formación y de la locación de la perforación. SISTEMAS CONVENCIONALES DE TOMA DE NUCLEOS. Los sistemas convencionales de recuperación de núcleos, están diseñados para recuperar de formaciones consolidadas y consiste de un barril interior con un catcher, suspendidos por un ensamble dentro del barril exterior que esta conectado a la tubería de perforación y a la broca. La selección final de un sistema particular depende de la formación, localización y los objetivos del programa de toma de núcleos. Su diámetro interior puede variar de 1.75 a 5.25 pulgada y su longitud de 1.5 pies para pozos horizontales de radio corto hasta mas de 400 pies para pozos verticales. El cacher esta diseñado para el tipo de barril interior y de litología esperada. En algunos casos se utilizan catchers múltiples. En el caso de arenas friables con lutitas requieren catchers tipo slip y flapper. Los full-closure se corren primeramente para asegurar la recuperación en arenas inconsolidadas, igualmente incorporan split ring o slip para mejorar la recuperación del núcleo en el evento en el cual el núcleo finaliza en rocas duras. SISTEMAS CONVENCIONALES DE NUCLEOS. Barril interior
Longitud del núcleo (ft)
Mild steel
30-120
Mild steel High strength steel
1.5 120 a 140
Fiberglass
30 a 90
Aluminio
30 a 90
Steel with a plastic liner
30
Steel with fiberglass liner
30
Steel with a steel liner
30
Características Especiales
Listos para sistema de preservación; Aplicación en alta temperatura. Para núcleos en radios cortos. Barril fuerte. Incluye estabilizadores para los barriles interiores y exteriores. Listos para sistema de preservación; Para consolidada e inconsolidadas. Listo para sistema de preservación; Aplicaciones de alta temperatura. Listo para sistema de preservación; Máxima T° 180°F. Reduce el diámetro por 0.5 pulgadas. Listo para sistema de preservación; Máxima T°” 250°F. Reduce el diámetro; por 0.5 pulgadas. Listo para sistema de preservación; Máxima T”. 350”F. Reduce el diámetro por 0.5 pulgadas
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CATCHER DE NUCLEOS Tipo Split ring o spring Collet Slip Dog o flapper Basket Full closure
Uso recomendado Formaciones consolidadas. Formaciones desconocidas. Formaciones consolidadas. Normalmente corren con flapper catcher o con cuchillas orientadas. Formaciones consolidadas, fracturadas e Inconsolidadas de geología conocida. Formaciones inconsolidadas, normal con otro tipo de core catcher. Formaciones friables o unconsolidadas. Provee cierre total.
NUCLEOS ESPECIALES. Barriles de núcleos convencionales de trabajo pesado. Los barriles de trabajo pesado se consideran cuando se cortan núcleos largos de formaciones homogéneas o cuando se anticipa la aplicación de cargas de torque más altas de lo normal. Especialmente atractivo cuando el tiempo de taladro es el mayor de los componentes del costo del programa de toma de núcleos. Barriles interiores desechables. El barril interior es reemplazado por aluminio o fiberglass. Se utiliza este ultimo por su bajo coeficiente de fricción el cual incrementa la recuperación del núcleo al reducir la resistencia al núcleo a entrar al barril. El de aluminio se recomienda para temperaturas superiores a 150°F. Barriles con Liners. Tubería PVC, ABS y aluminio, se suelen utilizar interiores a los barriles interiores, reducen el diámetro efectivo interior por aproximadamente 0.5 pulgadas. Barriles “Sponge-Lined Coring System”. Se desarrolla para mejorar los datos de saturación de petróleos de núcleos en programas de recuperación secundaria o terciaria. La idea de la sponge es capturar el petróleo que se escapa en el momento de su corte. Barriles de “Ful-Closure”. Se desarrolla para formaciones inconsolidadas. Utilizan barriles interiores desechables y catcher especiales para la recuperación exitosa de formaciones friables. El catcher no es expuesto durante la toma del núcleo. Una vez finalizada la toma, se activa el catcher sellando el fondo del barril. Sus beneficios son su mayor longitud, 30 ft, que los de “rubber sleeve” y menor disturbio que los convencionales. Barriles Rubber Sleeve. Se utiliza para formaciones inconsolidadas, conglomeráticas o fracturadas. Corta núcleos de 20 ft de longitud por 3 pulgadas de diámetro. 49
Núcleos presurizados. Se utilizan para recuperar núcleos a la presión del yacimiento. El mejor método para obtener núcleos con la saturación de petróleo., gases y presión del yacimiento. Es un sistema sofisticado que requiere una infraestructura para servir el barril y el manejo de los nucleos presurizados. Núcleos de tubería de perforación. Se toma núcleos sin sacar tubería. Para toma de núcleos de 2.36 pulgadas de diámetro.
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NUCLEOS ORIENTADOS Es el proceso por medio del cual la posición in situ original o la orientación de un cilindro de núcleo es determinada. Usualmente una marca, canal o línea es colocada sobre la superficie del núcleo y el azimuth insitu de la marca es determinada con respecto al norte geográfico. TECNICAS DE LA MECANICA DE ORIENTACION. La industria utiliza una orientación mecánica, con un barril especial, un drill collar no magnético, una brújula, una cámara, una batería, y un timer. El sistema es montado en el barril interior con filmaciones a intervalos de minutos con el fin de registrar los datos de orientación y una marca de referencia dejada a lo largo del núcleo a medida que se recupera. TECNICAS DE LA ORIENTACION DE LOS NUCLEOS. Las técnicas se basan en parte en los datos derivados de la orientación de los núcleos. Igualmente si se conocen algunas estructuras sedimentarias primarias, es posible combinar la información de los registros de buzamiento. Igualmente la orientación se puede utilizar como parte de los análisis paleomagnéticos y determinar las relaciones con el actual norte geográfico. Orientación paleomagnética del núcleo. La técnica del paleomagnetísmo esta basada en el hecho de que casi todas las rocas, contienen al menos cantidades trazas de minerales magnéticos como la magnetita y la hematita. Una primera orientación de los minerales queda impresa en su momento de la depositación. Esta señal es separada de la roca, en laboratorios y usada para orientar los núcleos con el actual norte geográfico. Del núcleo orientado se toman plugs para la orientación, la cual se realiza en laboratorios. Numerosos estudios han sido realizados con el fin de determinar la seguridad de las diferentes técnicas de orientación, las que arrojan para las mejores técnicas, un rango de error menor de 5°. Las fuentes y la severidad de los errores depende de muchos factores, de los cuales se puede mencionar que a mayor latitud, mayor posibilidad de error por la inclinación del campo de la tierra; pozos inclinados a horizontales pierden su razón de ser; fallos en la operación de algunas de las partes durante el recobro, tales como las cámaras, las cuchillas o en formaciones poco consolidadas en las cuales las cuchillas no dejan marca permanente. CALIDAD DE LA ORIENTACION DEL NUCLEO. Para un mejor resultado, la técnica de orientación debería seleccionarse en la base de las condiciones de operación y el objetivo de la aplicación de los resultados. Un manejo adecuado del núcleo puede incrementar la calidad de la orientación, independiente de la técnica seleccionada. Un primer objetivo de los procedimientos del manejo es reconstruir el núcleo tan seguro y completamente como sea posible, inmediatamente después del recobro del barril. En el pozo el núcleo será ensamblado en intervalos continuos, que encajen unos detrás de otros.
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Todos los fragmentos deben ser marcados con una línea o líneas continuas de colores paralelas al eje del núcleo, las cuales pueden servir como líneas de referencia.
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MANEJO DE LOS NUCLEOS El manejo de los núcleos, constituye una fase muy critica en el proceso de adquisición del núcleo. Todas las técnicas de manejo, para cualquier tipo de núcleo recuperado tienen por objetivo primordial asegurar una marcación apropiada, minimizar el daño y una técnica apropiada para su transporte al laboratorio de análisis. De todas formas, todo el equipo para el manejo, debe estar preparado antes de retirar el núcleo del barril. Igualmente se deben tomar las precauciones necesarias para proteger el núcleo contra lluvias, alteraciones y o cambios en su contenido de fluidos. La velocidad es importante en el manejo de los núcleos de rocas duras, y mucha paciencia en las rocas friables. La marcación es probablemente la más importante y visible característica en el manejo de los núcleos. El lodo debe ser limpiado con paño para poder conseguir una buena superficie de marcación. No se debe lavar. El lavar cambia el contenido de los fluidos o la mojabilidad y afecta los siguientes análisis. Todos los fragmentos deben tener marcas de orientación. La convención general es el uso de dos líneas de diferente color y dibujar líneas paralelas al eje sobre el núcleo o el barril. Algunos utilizan el rojo a la derecha y el negro a la izquierda, con flechas hacia arriba en cada segmento para asegurar la orientación. MANEJO DE NUCLEOS DE ROCAS DURAS. El núcleo debe ser retirado del barril en piso del taladro. Poner atención a lo siguiente: Sostenga una reunión preoperación con el fin de establecer el personal que estará bajo su servicio y la rapidez y seguridad de la operación. El personal durante la operación de recobro debe utilizar todas las medidas de seguridad. Este seguro que el perforador tenga una visión amplia de las labores de recobro. Una sola persona le dará instrucciones al perforador en las labores de mover el barril. Jamas colocar las manos o los pies bajo la boca del barril. Una vez el barril este afuera, colóquelo sobre el piso antes de comenzara a sacarlo. Párelo suavemente sin alejarlo del piso, así evita la caída del núcleo y su desparrame del piso. En caso de atasque, con el barril parado y sin levantarlo del piso, golpearlo con martillo a todo lo largo. Nuevamente, nunca levante el barril a mas de un pie del piso. En caso de fragmentos menores, empacar en bolsas y ubicarlo en su profundidad. Sostener entre varios los fragmentos mayores, para evitar que se partan cuando se están moviendo para su empaque en las cajas dispuestas para ello. Las cajas para el almacenamiento deben estar marcadas y numeradas con anticipación, con indicaciones del tope y la base. •
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Se debe garantizar que el núcleo esta colocado con la orientación apropiada en las cajas. Después que el núcleo este en el piso, se debe hacer lo siguiente: Limpie el núcleo, no lo lave. •
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Rearme el núcleo. Dibuje sobre el núcleo, las dos líneas paralelas de orientación. Marque cada segmento de núcleo con las flechas hacia arriba. Determine donde están localizados los pies faltantes y espácielo apropiadamente con rellenos de papel periódico u otro medio. Empaque los fragmentos y coloquelos apropiadamente en su espacio respectivo. Si la profundidad del intervalo es desconocida, colóquelo en el fondo del núcleo. Marque el núcleo con las profundidades. El marcamiento apropiado es critico para amarrar las profundidades del núcleo a las medidas de los registros. Marque la profundidad en cada segmento del núcleo.
Observe que no necesariamente todos los fragmentos del núcleo que se pierden, son del fondo. Compare la rata de penetración y la litología del núcleo. Usualmente las lutitas cuando entran al barril se disgregan y se pierden. MANEJO DE NUCLEOS DE ROCAS FRIABLES. Las rocas friables a muy sueltas representan una especial dificultad para su manipulación. La disgregación de los granos negara la habilidad para medir las propiedades petrofísicas y de más del reservorio. Los sedimentos se pueden desordenar por: Expansión de los gases al sacarse la tubería. Deslizamientos causados por rotación o golpeo del barril o la tubería al sacarse. Deslizamientos por manejo brusco del barril en superficie. Deslizamiento por vibración en el transporte. Deslizamiento por flexión del barril interior. Por todo lo anterior, es la necesidad de la utilizacion de barriles interiores desechables en aluminio, PVC, fiberglass. El diseño del equipo del pozo no puede aliviar los problemas causados por pobres manejos. Para evitar daños se recomienda: Utilización de barriles interiores perforados que permitan la expansión del gas. No rotar la tubería de perforación cuando se esta sacando. Meter cuñas con cuidado para evitar atascamientos del barril. Parar por un momento, unos 100 pies antes de llegar al piso del taladro, para permitir la degasificación del núcleo. Utilizar una abrazadera para evitar que el barril interior se flexione cuando se esta colocando sobre el piso del taladro. No golpear el barril interior cuando se este colocando sobre el piso, o cortando en secciones. Congelar el núcleo para prevenir quiebres durante el transporte. • • • • •
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ALTERACION Y PRESERVACION DE LOS NUCLEOS La utilización de los núcleos para la obtención de muy valiosa información en las propiedades geológicas y petrofísicas de la roca y en datos de ingeniería y completamiento, hacen de la credibilidad de los datos obtenidos de los núcleos, de un valor muy significativo. Por lo tal es importante obtener datos que estén relacionados tan cerca como sea posible a las condiciones vírgenes del reservorio. De allí que la alteración del núcleo durante la recuperación, manejo en el pozo, transporte y almacenamiento deben ser reducidos a un mínimo. ALTERACION DE LOS NUCLEOS DURANTE SU RECOBRO. Los cambios en el núcleo y los fluidos contenidos, durante el proceso de recobro son inevitables. Sin embargo los cambios pueden ser minimizados por el entendimiento de los procesos que afectan el núcleo durante su recobro. Los núcleos se pueden dañar durante el recobro por: Invasión del filtrado Expansión y expulsión de los fluidos. Daño físico de la roca. • • •
Invasión del filtrado. Durante la adquisición del núcleo, el filtrado del lodo invade el núcleo, pudiendo cambiar la saturación de los fluidos in situ. Aun el filtrado puede alterar las propiedades de los minerales de las rocas, como por ejemplo las arcillas hinchables. La cantidad de fluido nativo desplazado por el filtrado del lodo, es función de la rata de penetración, permeabilidad, viscosidad y compresibilidad de los fluidos nativos y del filtrado, la permeabilidad de la torta, presión diferencial y permeabilidad relativa de la formación al filtrado del lodo y diámetro del núcleo. La invasión del filtrado se puede minimizar de diferentes maneras: Selección de una broca que dirija los chorros lejos del núcleo que hacia él. Incrementar la velocidad de toma del núcleo. Establecer una baja presión diferencial entre el fluido de perforación y el reservorio. Optimizar las propiedades del filtrado del lodo de perforación. Incrementar el diámetro del núcleo cortado para aumentar el área sin invasión del centro del núcleo. • • •
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Expansión y expulsión de los fluidos. Cuando el barril del núcleo es llevado a la superficie, el núcleo y los fluidos están sujetos a una reducción en presión y temperatura de las condiciones del reservorio a las atmosféricas. La matriz experimenta cambios menores, pero los fluidos experimentan cambios mayores en su volumen. El petróleo libera gas, resultando en un encogimiento de los líquidos. El gas y el petróleo escapan del núcleo, liderando la expulsión de los fluidos. Lo anterior da como resultado una saturación en superficie, diferente a las condiciones del yacimiento. Este fenómeno de la liberación de los fluidos, se puede observar muy bien cuando el núcleo se encuentra en la superficie y se esta preparando para su marcación y embalaje. 55
Igualmente para conservar las condiciones del yacimiento, se practica la toma de núcleos presurizados, lo cual previene el cambio de fluidos que ocurre con la expansión y la expulsión. Daños físicos. Alguno de los daños inducidos a los núcleos, durante el proceso de recuperación, estaría relacionado con las propiedades petrofisica, serian: Fracturas inducidas, debido al esfuerzo o al golpeteo durante su corte. Disgregación y fractura de los sedimentos no consolidados. Posible trituración de los granos por la acción del corte. • • •
ALTERACION DE LOS NUCLEOS DURANTE SU MANEJO EN EL POZO Aunque los cambios en el núcleo y el contenido de sus fluidos durante su recuperación son inevitables, es importante minimizar cualquier daño posterior al núcleo durante el manejo en el pozo, lo que haría menos representativo el reservorio. El tiempo al cual un núcleo y los fluidos son expuestos a la atmósfera durante su manejo en el pozo afectara los análisis subsecuentes del núcleo. Dependiendo de las condiciones atmosféricas, la exposición del núcleo por aun periodos cortos de tiempo pueden causar perdida significativa de los fluidos, en especial los hidrocarburos más ligeros. PRESERVACION DE LOS NUCLEOS DURANTE SU TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTO. La idea de la preservación del núcleo es la de intentar mantenerlo con las mismas condiciones cuando este fue removido del barril. Las técnicas de preservación deben mantener el núcleo en secuencia correcta, prevenir partidas durante el transporte y el almacenamiento, minimizar la alteración del núcleo y preservar el volumen y la distribución de los fluidos del núcleo. Algunos de los problemas que los métodos de preservación deben direccionar incluyen los siguientes: Deshidratación y precipitación de sales. Oxidación. Redistribución de los fluidos. Evaporación y condensación. Depositación de hidrocarburos. Colapso de arcillas. Crecimientos de bacterias. • • • • • • •
El proceso de preservación debe realisarce los más rápido posible para minimizar la exposición en el tiempo. Los espacios de los materiales de preservación deben ser lo menos posible para reducir la cantidad de aire en contacto directo y decrecer las pérdidas por evaporación y condensación. Materiales porosos que pueden afectar las saturaciones no deben utilizarce en los paquetes de preservación. Igualmente los cambios de temperatura deben ser mínimos para no causar problemas con evaporación y condensación de los fluidos.
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METODOS DE PRESERVACION DE LOS NUCLEOS El método de preservación y empaque de los núcleos varía dependiendo del tipo de núcleo, los análisis de núcleos requeridos y el tiempo que el núcleo es almacenado antes del ensayo. La preservación puede ser seco o húmeda. Los métodos secos almacenan el núcleo en materiales que previenen la evaporación de la formación de los fluidos, los húmedos involucran sumergir el núcleo en salmueras u otros fluidos que preservan la mojabilidad del núcleo. METODOS SECOS Y HUMEDOS DE PRESERVACION. Método Alternativas Seco Sellamiento en potes metálicos aislados. Sellamiento en tubos de caucho, plásticos, aluminio, acero, fiberglass. Sellamiento en bolsas plásticas. Envolverlo en papel plástico, papel aluminio y revestir con cera o plástico. Sellamiento en paquetes sellados calientes laminados. Congelado con hielo seco. Húmedo
Sellamiento en vasos anaeróbicos o policarbonados, contenedores en acero, vidrio o PVC con salmuera, petróleo u otros fluidos.
Métodos secos de preservación de núcleos. Potes metálicos aislados. Los potes metálicos son excelentes barreras del vapor, pero pueden reaccionar con el agua. Por lo anterior, los núcleos deben ser pre envueltos para prevenir la perdida de humedad, igualmente minimiza los espacios vacíos, el movimiento del núcleo en el contenedor y reduce las perdidas por evaporación y condensación. El material de envolver debe ser inerte así no reacciona con los fluidos y debe ser no poroso para no afectar las saturaciones. Liners, camisas y barriles. Las camisas de caucho, plástico y aluminio, los liners de fiberglass y los barriles de núcleos presurizados, pueden ser cortados en tamaños adecuados y después recubiertos para su almacenamiento. Esta técnica protege contra el manejo inadecuado en superficie, especialmente con núcleos naturalmente fracturados o inconsolidados. Excepción hecha para los de aluminio o acero, ninguno de estos materiales son efectivos como barreras de vapor. Este método se utiliza para almacenamiento temporal. El lodo debe ser limpiado de los tubos para evitar sobreexposicion a los fluidos de perforación. Bolsas plásticas. El método más sencillo de preservación, envolver el núcleo en papel plástico o en bolsas plásticas selladas. No es barrera contra el oxigeno o el vapor de agua, solamente reduce la rata de evaporación.
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Cera caliente o “Strippable Plastic”. Es un método ampliamente utilizado que involucra envolver el núcleo in papel plastico y papel aluminio y después sumergirlo en parafina o sellante plástico. Los pasos son como sigue: Envolver el núcleo en varias capas de papel plástico para prevenir que los fluidos en le núcleo contacten el papel aluminio externo. Existen varios papeles comerciales que reaccionan lo menos posible con los fluidos comerciales. Luego se envuelve el núcleo en dos o tres capas de papel aluminio pesado. Los extremos sellados. El papel aluminio actúa como una barrera de vapor. Doble sumergida del núcleo envuelto en cera caliento o plástico. Para sumergirlo se utiliza una cuerda que no corte el papel aluminio. Se cortan los extremos colgantes y nuevamente se sumerge en la cera. La cera o el plástico protegen el núcleo durante el transporte y almacenamiento. •
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La cera o el plástico son permeables y no sirven como barrera al oxígeno o a los vapores de agua. Laminas de “barrier foil laminate”. Existen varias marcas de este tipo de material. Consiste de un papel aluminio, la mayor barrera para la humedad y el oxigeno, entre varias capas de plástico. La mas interna, es inerte y sellable al calor, las dos mas externas proveen rigidez y fortaleza. Los pasos para su preservación utilizando este método son: Envolver el núcleo con tres o cuatro capas del material interno, par proteger el material de cualquier pinchamiento cuando se este aplicando el material más externo. Deslice el núcleo envuelto en el tubo de lamina del exterior. Un extremo es sellado con calor. El aire del espacio es minimizado antes de sellar caliente el otro extremo. Se suele dejar un hueco en uno de los extremos del paquete para terminar de sacar el aire con una aspiradora. Después el hueco es sellado. Para protección durante el viaje, las piezas individuales se envuelven en paquetes o en papel burbuja. •
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Este método de preservación es la mejor barrera contra el vapor, superior a las ceras calientes o al método del plástico “strippable”. Congelamiento con hielo seco. El congelamiento de los núcleos es a menudo realizado para minimizar la perdida de los hidrocarburos volátiles, para preservar la fabrica y estructura de los núcleos inconsolidados y para inmovilizar los fluidos en núcleos presurizados. El más común de los métodos es con hielo seco. Sin embargo los efectos del congelamiento en las rocas y sus propiedades petrofísicas son desconocidos. Métodos de preservación de núcleos húmedos. Los núcleos son preservados por sumergimiento en contenedores de agua de formación deoxigenada o en diesel. Un bactericida es adicionado para prevenir el crecimiento de bacterias durante el almacenamiento. El contenedor es cerrado y el sistema purgado con nitrógeno. Este sistema inhibe la mayoría de la oxidación. Contenedores anaerobicos y policarbonados son los mas comúnmente utilizados. Se utilizan además, de acero, PVC o vidrio. Al utilizar el acero se debe tener precaución por corroerse. Los de PVC permiten la difusión del agua y el oxigeno. Los de vidrio son excelentes, pero frágiles al usarse en el campo. 58
El método húmedo de almacenamiento de núcleos es usado con frecuencia cuando los programas de análisis de núcleos requiere el mantenimiento de la mojabilidad. Sin embargo aun se duda acerca de cual fluido utilizar en los contenedores. La preservación en húmedo no se puede utilizar cuando los núcleos son cortados para evaluar el agua intersticial, para medir los niveles de los fluidos o para interpretar gas, petróleo o agua de producción. Esto porque la exposición del núcleo a un fluido, resulta en la imbibicion de ese fluido y en la alteración de las salutaciones. La preservación y el almacenamiento de los núcleos en un sistema húmedo requiere un mantenimiento regular. Cada contenedor debe purgarse con nitrógeno cada dos semanas. Manejo de las muestras de pared. Dependiendo de los objetivos del programa de núcleos, existen una serie de medidas comunes a todos los programas. La primera de ellas relacionada con la recuperación, consiste en examinar el cañón y establecer las balas no disparadas. Enseguida, los pequeños núcleos son extraídos de las balas, descritos y envueltos en plástico o papel aluminio y empacados en frascos sellados, debidamente marcados con la profundidad, el nombre del operador y del pozo. La descripción de la muestra se debe realizar en hojas separadas que acompañan las muestras.
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