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INTRODUCCIÓN Este manual es una recopilación de información ya existente, cuyo objetivo es presentar de una manera manera resumida resumida las princip principale aless activid actividades ades del geólogo geólogo “mud “mud logger” logger” durante durante la perforación de pozos de hidrocarburos. Es de gran interés para p ara las compa!as operadoras o peradoras "ue los datos registrados sean lo mas preciso posible, ya "ue en algunas ocasiones no se puede realizar realizar los registros eléctricos planeados. #or lo tanto con la $nica información información con la "ue se cuenta a parte de la s!smica del subsuelo, es la recolectada por la unidad de registros de hidrocarburos continuo. %as compa!as encargadas de este servicio ofrece unidades con el personal adecuadamente capacitado, para desempear sus funciones y mostrar un trabajo bien hecho "ue resulta del profesionalismo profesionalismo del personal de la unidad combinado combinado con un soporte técnico adecuado de la compa!a. &urante la actividad de perforación se recomienda realizar constantemente un control de calidad de los e"uipos presentes en la unidad, el cual ser' supervisado por el geólogo de pozo ()ell ( )ellsite* site* representando la compa!a compa!a operadora.
FUNCIONES DEL MUDLOGGING • #resentar la información detallada de una manera bien precisa al geólogo del pozo. • +uministrar información detallada al ingeniero de perforación y al jefe de geolog!a "ue
inciden en tomas de decisiones. • %a información obtenida durante la perforación es de suma importancia para tomar
decisiones decisiones tales como como puntos de revestimientos, revestimientos, intervalo intervalo a corazonar, continuar o parar la perforación, incrementar incrementar el peso del lodo, acondicionar hueco, cambiar broca, etc.. • #ara el departamento de geolog!a es de gran importancia "ue los datos registrados sean
bien precisos, tales como lecturas de gas, toma y an'lisis an'lisis de muestras y an'lisis an'lisis de hidrocarburos. • El resultado final del servicio de registro de hidrocarburos continuo se presenta en forma
de un registro “master log” donde se incluye información tales como. litolog!a, rata de
/
penetración, lectura de gas, manifestacion manifestaciones es de aceite y otra información información necesaria para interpretar la información información geológica y correlacionarla correlacionarla con otros otr os pozos del 'rea. • En estas unidades también se monitorea todos los par'metros de perforación tales como
nive nivell del lodo, presi presión, ón, tor"ue, tor"ue, peso peso del lodo, lodo, con conduct ductiv ivida idad, d, arrastre arrastre de la sarta, galonaje, peso del gancho y sobre la broca, revoluciones de la mesa rotaria, densidad del lodo, temperatura del lodo y gases presentes durante la perforación. En general, las las unidades de mudlogging mudlogging consta de los siguientes siguientes e"uipos trampa de gas, detector y analizador de gas, indicador de profundidad, contador de stroes, sensores del nivel de lodo, microscopio binocular, fluoroscopio, bandejas para las muestras, sensor de presión y peso sobre la broca, sensor de tor"ue, sensor para la densidad y temperatura del lodo, y otros elementos elementos necesarios necesarios para la operación.
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penetración, lectura de gas, manifestacion manifestaciones es de aceite y otra información información necesaria para interpretar la información información geológica y correlacionarla correlacionarla con otros otr os pozos del 'rea. • En estas unidades también se monitorea todos los par'metros de perforación tales como
nive nivell del lodo, presi presión, ón, tor"ue, tor"ue, peso peso del lodo, lodo, con conduct ductiv ivida idad, d, arrastre arrastre de la sarta, galonaje, peso del gancho y sobre la broca, revoluciones de la mesa rotaria, densidad del lodo, temperatura del lodo y gases presentes durante la perforación. En general, las las unidades de mudlogging mudlogging consta de los siguientes siguientes e"uipos trampa de gas, detector y analizador de gas, indicador de profundidad, contador de stroes, sensores del nivel de lodo, microscopio binocular, fluoroscopio, bandejas para las muestras, sensor de presión y peso sobre la broca, sensor de tor"ue, sensor para la densidad y temperatura del lodo, y otros elementos elementos necesarios necesarios para la operación.
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I. GEOLOGIA GENERAL 1.0 ROCAS SEDIMENTARIAS 2.0 LA FORMACION DEL PETROLEO 3.0 ROCAS EVAPORITICAS 4.0 ROCAS IGNEAS 5.0 ROCAS METAMORFICAS
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1.0 CLASIFICACION DE LAS ROCAS SEDIMENTARIAS 1.1 ROCAS SILICICLASTICAS %as rocas siliciclasticas son rocas "ue est'n formadas por part!culas detritica de tamao arcilla hasta tamao grava "ue han sufrido transporte y depositación. %os granos mas comunes son cuarzo y feldespatos. -.-.- 1omponentes 2atriz 2aterial tamao lodo depositado al mismo tiempo "ue los granos. 1emento #recipitado "ue une granos y es formado después de la depositación de los sedimentos. +e origina durante la di'genesis de los sedimentos. -.-./ 1lasificación de las 3reniscas 3. +eg$n su composición Figura 1. Clasii!a!i"# $% las Ar%#is!as& $%s'u(s D)** +1,-4/ P%**i)#& P)**%r Si%%r +1,3. El gru') a!6% !)#*i%#% 15 7 58 9a*ri:. Figura 2. Clasii!a!i"# $% Ar%#is!as s%g;# F)l6& 1,-<.
4. 1lasificación de los sedimentos seg$n su tamao de grano.
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Figura 3. Ma$ur%: *%=*ural $% u# s%$i9%#*)& %# %l !ual s% r%la!i)#a# l)s $i%r%#*%s %s*a$i)s !)# %l !)#*%#i$) $% la ar!illa& !ali>ra$) r%$)#$%:. +*)9a$) $% %ll%r& 1,-0.
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Figura 4. Ma$ur%: *%=*ural $% u# s%$i9%#*)& s%g;# F)l6 1,4.
1.2 ROCAS CARBONATADAS %as rocas carbonatadas son rocas "ue est'n compuesta por carbonato de calcio o 2agnesio. %os carbonatos son formados de agua superficiales, generalmente en ambientes marinos, dominantemente en aguas tropicales c'lidas. 3l igual "ue las rocas silicicl'sticas, la mayor!a de los sedimentos carbonatados son part!culas de tamao arcilla hasta tamao grava, "ue son generalmente depositados en aguas marinas. -./.- 1omponentes de las 7ocas 1arbonatadas • 2atriz El material entre los granos puede ser principalmente tamao lodo, depositado al
mismo tiempo "ue los granos. +i los granos forma la mayor parte de la roca se denomina
;
grano soportada, mientras si el lodo forma la mayor parte de la roca se denomina lodo9 soportada. -././
Estructuras +edimentarias
%as estructuras deposicional son similares a las
encontradas en rocas cl'sticas donde el movimiento del agua ha sido tan fuerte para mover las part!culas carbonatadas.
+e puede observar laminación corriente o cruzada.
%aminaciones estromatoitica y estructuras de algas son también comunes. Estructuras #ostdeposicional tales como madrigueras, bioturbaciones son comunes. %as estructuras de solución tales como estilolitos son m's comunes en rocas carbonatadas "ue en las silicicl'sticas.
:ódulos y concreciones son formadas por precipitación y
reemplazamiento por minerales tales como chert, anhidrita, etc..
-./.0 1lasificación de las rocas carbonatadas
Figura 5. Clasii!a!i"# $% las R)!as Car>)#a*a$as s%g;# Du#a9?s. +L)s 'u#*)s i#)s r%'r%s%#*a# 9a*ri: l)$)
Ta>la 1. Clasii!a!i"# $% las r)!as !ar>)#a*a$as $% a!u%r$) a su *%=*ura $%')si*a!i)#al& s%g;# Du#a9& 1,-2. TE@TRA DEPOSITACIONAL RECONOCIBLE 1<:=>E:E %<&< (#art!cula del tamao limo fino y arcilla*
%<&< +<#<7=3&3 2enos del -@A de granos
2as del -@A de granos
MDSTONE
ACESTONE
?73:< +<#<7=3&3
3usencia de lodo Es grano soportada
NO RECONOCIBLE 1omponentes originales fueron ligados (bound* juntos durante la depositación (insitu* por intercrecimiento de materia es"ueletica.
PACSTONE
GRAINSTONE
BONDSTONE
CARBONATO CRISTALINO
2udstone y Bacestone +on rocas "ue representan un ambiente de baja energ!a (aguas "uieta* de depositación. :o tiene relación con aguas profundas. #ueden ocurrir en el centro de cuencas profundas, en lagos de aguas muy superficiales. #acstone En general representa un ambiente de baja energ!a de depositación. +in embargo en algunas ocasiones pueden representar un ambiente de alta energ!a de depositación. ?rainstone. En general refleja un ambiente de alta energ!a de depositación. +in embargo, un ?rainstone compuesto por pellets fecales o delgadas conchas de moluscos puede ser el resultado de un ambiente de baja energ!a de depositación. %os oolitos son productos de ambientes de alta energ!a. %a energ!a de la corriente no esta en función de la profundidad del agua, por lo tanto no es un indicador de profundidad. Figura -. Clasii!a!i"# $% las r)!as !ar>)#a*a$as s%g;# F)l6?s& 1,-2.
-./.5
=3 %a dolomita es un mineral di'genetico en rocas carbonatadas. %a dolomita
reemplaza a la calcita o aragonito en depósitos calc'reos. Cna dolomita ideal ha sido definida como una dolomita la cual tiene una composición de 2g-.@ 1a-.@ (1<:0*/. (Digura ;*.
100 C
,0 CALI
8 CALCITA
50
10
0
K
A L I A
A CALIA DOLOMITICA
DOLOMITA CALCITICA
DOLOMITA
MAGNE SIANA
0
10
50
8 DOLOMITA
,0
100
Figura . Clasii!a!i"# $% Cali:a 7 D)l)9i*a. • =>F<+3 (1G3%HI* =érmino "ue cubre cual"uier caliza friable "ue flota f'cilmente
dentro de part!culas finas. ?eneralmente son hechas de algas plantonicas y restos es"ueléticos "ue no han sido cementado. Ellas tienen una porosidad primaria intergranular modificada solamente por compactación. %as calizas tizosas son muy porosas pero poco permeables. • 237?3 7oca compuesta por una mezcla aproximadamente 6@J6@ de arcilla y material
calc'reo ( generalmente de grano fino*.
2.0 LA FORMACION DEL PETRÓLEO #ara la ocurrencia de un yacimiento petrol!fero deben cumplirse los siguientes re"uisitos • 7oca Duente • 7oca reservorio o almacenadora (roca porosa arenisca* • 1anales de migración • 7oca sello (7oca impermeable* • =rampa (se determina por estructuras geológicas*
2.1 ROCA FUENTE %a roca fuente son rocas sedimentarias "ue contiene materia org'nica "ue genera apreciable cantidades de hidrocarburos después de un soterramiento a elevadas temperaturas. 4'sicamente para la generación de hidrocarburos, a partir de una roca fuente, deben ser cumplidas tres condiciones -. 1antidad suficiente de materia org'nica /. 4uena calidad de dicha materia org'nica (composición "u!mica adecuada* 0. 2aduración de la roca fuente.
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El inicio del proceso lo constituye la acumulación de la materia org'nica. %os factores "ue influyen en la acumulación de la materia org'nica en los sedimentos son de dos tipos 4iológicos y D!sicos. Dactores 4iológicos #roductividad org'nica y degradación bio"u!mica de la materia org'nica por metazoos y bacterias. Dactores D!sicos =ransporte hasta los sedimentos, tasa de sedimentación, tamao de grano y cantidad de oxigeno disponible en el medio.
3 continuación trataremos cada uno de los factores • #roductividad
fotos!ntesis, la cual ocurre hasta una profundidad de /@@ metros. %a mayor fuente de materia org'nica es el fitoplanton, el cual esta compuesto de algas microscópicas unicelulares. +u producción es controlada por factores tales como la luz, la temperatura y la concentración de nitratos y fosfatos, los cuales son suministrados por corrientes provenientes de aguas profundas (up)elling*, como por los r!os. %a producción marina es de mayor importancia, pues genera material rico en l!pidos, los cuales son generadores de petróleo l!"uido mientras la mayor!a de materia org'nica terrestre, pobre en hidrogeno, genera principalmente gas. • &egradación 4io"u!mica de la 2ateria
%os principales procesos de destrucción de la materia org'nica son la oxidación "u!mica y el consumo por parte de organismos heterótrofos. En un medio aeróbico, la degradación aeróbica act$a inmediatamente. +i el suministro de oxigeno es agotado, la acción de las bacterias se lleva a cabo usando los nitratos como fuente de oxigeno. +i el nitrato es agotado, es reemplazado por los sulfatos.
%a materia org'nica depositada en medio óxico (bioperturbación*, parece ser pobre parece ser pobre en hidrogeno y por tal, generadora de gas o no generadora. %os sedimentos depositados en un medio anóxico 9 laminados y sin bioperturbación favorecen la preservación de la materia org'nica. %os sedimentos en medios anóxicos (menos de @.6 ml de
org'nicas es muy lenta,, fluctuando entre @.- y 6 metros por d!a seg$n su forma y tamao. %a materia org'nica en medios acu'ticos se hallan en suspensión como part!culas finas f'cilmente transportadas por corrientes. En medios anóxicos, las tasas de sedimentación deben oscilar entre los valores "ue permitan la depositación de material principalmente de grano fino (arcilloso*, adem's de una alta
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depositación de materia org'nica. El material arcilloso favorece la preservación de las part!culas org'nicas atrapadas en él, pues impide la difusión de agentes oxidantes. %as condiciones anóxicas se presentan donde la demanda sobrepasa el suministro. %a causa m's com$n de anoxia es la incapacidad del suministro de oxigeno en el agua de suplir la demanda bio"u!mica del mismo. #or tal, la falta de mezcla vertical y renovación de ox!geno en aguas profundas, es tal vez el factor determinante en la localización de los lechos anóxicos. +eg$n la clasificación de &emaison y 2oore (-K@* se tienen 5 tipos de ambientes anóxicos -. ?randes lagos anóxicos 1aracterizados por la abundancia de productividad org'nica debido al gran suministro de nitratos y sulfatos. +u contenido de
(alto potencial y madurez* se toma un limite emp!rico arbitrario de @.5A en peso de 1 org'nico (aproximadamente @.6A en peso de materia org'nica* como concentración m!nima de erógeno necesario para "ue cual"uier expulsión significativa de hidrocarburos pueda ser llevada a cabo (=issot, -K;5L &o), -K;*
2.2 TRANSFORMACION DE LA MATERIA ORGANICA A HIDROCARBUROS +olo menos del -A de la masa org'nica sobrevive a la oxidación. %a masa "ue subsiste consta de l!pidos, 'cidos h$micos y protoerógeno, "ue es materia org'nica insoluble y resistente a 'cidos hallados en sedimentos recientes. &urante la di'genesis, pero antes de la maduración termal, este material es alterado para producir erógeno. /./.- Herógeno Esta compuesto por macerales (e"uivalentes a los minerales en la roca*. 2ateria org'nica insoluble en solventes org'nicos comunes y diageneticamente alterada. El erógeno se clasifica seg$n el porcentaje de carbono, hidrogeno y oxigeno.
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=ipos de erógeno • =ipo > (facies sapropelicas* 3lto contenido de hidrogeno. 7ico en l!pidos. 1ontiene
muy poco oxigeno. Es derivado de algas y tiene un alto potencial genético de aceites. • =ipo >> (facies sapropélicas* 3lto contenido de hidrogeno pero menor "ue el anterior.
1ontiene carboxilos. Es derivado del fito y zooplacton en medio reductor marino. Es el m's com$n de las rocas fuentes, llamado erógeno normal. • =ipo >>> (facies h$micas* 4ajo contenido de hidrogeno y alto contenido de ox!geno.
3cumulados en ambientes par'licos, no marinos, deltaicos o de plataforma continental. %lamado erógeno estructural. #otencia para aceite y alta para gas. • =ipo >M 2ateria org'nica residual. 3lto contenido de oxigeno y bajo en hidrogeno.
%lamado carbón muerto. El material perdió hidrogeno por maduración termal excesiva. El carbón proveniente de restos de plantas da origen al metano. %a lutita bituminosas, caliza bituminosa son rocas fuentes para aceite y gas. %a conversión de la materia org'nica tal como el erógeno en hidrocarburos es un craceo de grandes moléculas en moléculas pe"ueas. 1on el incremento de temperatura asociado con el soterramiento se produce el craceo, incrementando el n$mero total de moléculas y resultando en un incremento en la presión del fluido de formación. Este incremento en presión resulta en la migración primaria de los hidrocarburos fuera de la roca fuente.
3.0 ROCAS EVAPORITICAS 1uando una porción de agua de mar separada de éste, o cuando las aguas de los lagos salados se evaporan, las sales disueltas precipitan formando depósitos sedimentarios llamados evaporitas. #or evaporación la secuencia general de precipitación es parte de calcita (cuando el volumen del agua del mar se reduce por evaporación, aproximadamente a la mitad*L yeso (con el volumen reducido a un "uinto del original*, halita (con el volumen reducido a un décimo del original* y finalmente los sulfatos y cloruros de 2g y H. En los depósitos naturales, los minerales "ue precipitan primeramente en la secuencia, tienden a presentar una abundancia creciente. #or ello, el yeso y la anhidrita son, con mucha diferencia, los minerales de las evaporitas m's abundantes y forman corrientemente lechos masivos. El deposito del yeso o anhidrita depende de la temperatura y salinidad de la soluciónL la anhidrita se forma a mayores concentraciones de sal y mayores temperaturas "ue el yeso.
4.0 ROCAS IGNEAS %as rocas !gneas comprenden aproximadamente el K6A de los -8 Hm. superiores de la corteza terrestre, pero su gran abundancia "ueda oculta a la superficie terrestre por su capa delgada, pero muy extensa de rocas sedimentarias y metamórficas %as rocas !gneas han
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cristalizados de un fundido de silicatos (a altas temperaturas K@@ 9 -8@@N1* llamado magma. Existen dos tipos principales de rocas !gneas, extrusivas (volc'nicas* e intrusivas. El primer grupo incluye a"uellas rocas !gneas "ue alcanzaron la superficie de la tierra en estado fundido o parcialmente fundido. %as rocas intrusivas o plutónicas son el resultado de la cristalización de un magma "ue no alcanzó la superficie terrestre. 1uando la intrusión del magma se verifica en forma de cuerpos tabulares discordantes, la textura de estas rocas es generalmente, m's fina "ue la plutónica, pero m's basta "ue la volc'nicaL estas rocas de tamao de grano intermedio se llama hipobisales. 1iertas rocas !gneas presentan cristales incluidos en una matriz de grano mucho m's fino. 3 estos cristales grandes se le conoce con el nombre de fenocristales, y al material de grano fino pasta. 1uando el magma contienen minerales bajo en s!lice como el olivino, el piróxeno, la hornblenda y la biotita y poco o nada +i
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Figura <. Clasii!a!i"# g%#%ral #)9%#!la*ura $% algu#)s *i')s !)9u#%s $% r)!as 'lu*"#i!as +a algu#)s *i')s $% r)!as )l!#i!as +>. Es*a !lasii!a!i"# %s*a >asa$a %# l)s ')r!%#*a%s r%la*i)s $% !uar:)& 'lagi)!lasa %l$%s'a*)s al!ali#)s 9%$i$)s %# )lu9%#.
5.0 ROCAS METAMORFICAS %as rocas metamórficas se derivan de rocas preexistentes (!gneas, sedimentarias o metamórficas* por cambios mineralógicos, de textura y estructurales. En general las rocas metamórficas pueden dividirse en dos grupos las formadas por metamorfismo de contacto y las formadas por metamorfismo regional. 3lgunos tipos de rocas metamórficas son m'rmol, cuarcita, pizarra, es"uistos, gneis, etc...
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II. POROSIDAD PERMEABILIDAD 1.0 POROSIDAD 2.0 PERMEABILIDAD 3.0 CLASIFICACION DE LA POROSIDAD EN ROCAS CARBONATADAS SEGN ARCHIES
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%a porosidad es una medida del volumen de los espacios vac!os en la roca mientras la permeabilidad es una medida de la capacidad de una roca para transmitir un fluido. %a porosidad depende de la porosidad efectiva y el tamao principal de los poros individuales. ?eneralmente a m's pe"ueos el tamao de los granos o cristales menor es la permeabilidad. %a capacidad para estimar la porosidad resulta de la practica y experiencia en la examinación de las muestras. Cna magnificación de -@x es normalmente usada para detectar la porosidad. %os poros son m's f'cil de reconocer en muestras secas "ue en muestras h$medas.
1.0 POROSIDAD Es el porcentaje del volumen total de espacios vac!os de la roca. %a porosidad efectiva es una medida de los espacios vac!os "ue est'n llenados por aceite o gas recuperable, es decir "ue est'n intercomunicados. Ta>la 2. Ealua!i"# !uali*a*ia $% la ')risi$a$ %# la r)!a.
P)r!%#*a% $% ')r)si$a$
Ealua!i"# !uali*a*ia
@96 69-@ -@9-6 -69/@ O/@
:egligible #obre 7egular 4uena 2uy buena
1.1 PRINCIPALES FACTORES E CONTROLAN LA POROSIDAD • =amao del grano o part!cula • Dorma del grano o part!cula (redondez y esfericidad* • 2étodo de depositación (selección y empa"uetamiento* • Efectos de compactación.
%a porosidad puede ser primaria o secundaria.
&urante los eventos diageneticos la
porosidad puede incrementar o disminuir ya sea por disolución o precipitación de agentes cementantes. (Digura K.*
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Figura ,. P)r)si$a$ !)#*ra 'r)u#$i$a$ ')r !)9'a!*a!i"# 9%!#i!a $% ar%#is!as lu*i*as +$%s'u(s S!la*%r a#$ Cris*i%& 1,<0.
2.0 PERMEABILIDAD %a permeabilidad es la propiedad de un medio de permitir "ue los fluidos pasen a través de este sin cambios en la estructura del medio o desplazamiento de sus partes.
2.1 PRINCIPALES FACTORES E CONTROLA LA PERMEABILIDAD • %a fabrica de la roca (empa"uetamiento y selección*.
+i la selección es pobre la
permeabilidad es baja. • %a geometr!a de los espacios porosos. %a permeabilidad real esta determinada por las
gargantas de los poros y no por el tamao de los poros. • Dorma y tamao de los granos.
=anto la porosidad como la permeabilidad puede variar lateral y verticalmente en un reservorio.
-K
3.0 CLASIFICACION DE LA POROSIDAD EN ROCAS CARBONATADAS SEGN ARCHIE?S %a clasificación 3rchiePs consiste de dos partes una se refiere a la textura de la matriz, incluyendo el tamao de grano, y la otra al car'cter m's la frecuencia de la estructura de poros visibles. %a clasificación de la matriz da información litológica sobre la estructura de los poros (no visible bajo magnificación -@x* entre los cristales o granos de carbonatos. 1lasificación de la matriz Ta>la 3. Clasii!a!i"# $% la ')r)si$a$& s%g;# Ar!i%Js.
Clas% Mu%s*ra $% 9a#) >. 1ompacta, 1ristalina, dura, densa, cristalina bordes agudos y caras suaves sobre el fracturamiento. 7esinosa
Ba) 9ag#ii!a!i"# 10= 2atriz hecha de cristales apretadamente entrelazados o granos completamente cementados, dejando espacio poroso no visible entre los cristales, frecuentemente produciendo apariencia concoidea sobre el fracturamiento. >>. =izosa >>. ?ranular 3pariencia arenosa o 1ristales menos efectivamente o sacarosa sacarosa entrelazados, fractura generalmente a lo largo de las caras de los cristales individuales dando una apariencia arenosa. ?eneralmente mayor espacio entre los cristales. 3lgunos ejemplos son las texturas ooliticas.
P)r)si$a$ @ 9 6A
/@ 9 06A
-6 9 /6A
En las muestras de zanjas es frecuente "ue se observa mas de un tipo de matriz de carbonatos. #or lo tanto, es importante estimar y reportar el porcentaje del total de la muestra representada por cada tipo de matriz.
/@
III. TRANSPORTACION& RECOLECCION& PREPARACION DE MESTRAS 1.0 TRANSPORTE DE LOS CORTES PERFORADOS HASTA SPERFICIE 2.0 TIPOS DE MESTRAS 3.0 PREPARACION DE LAS MESTRAS PARA EL ANKLISIS EN EL MICROSCOPIO 4.0 LAGTIME
/-
%a obtención de la muestra geológica mientras se perfora envuelve los siguientes procesos • 1ortes de la formación desarrollados por la broca • %a remoción y transportación de los cortes en la columna de lodo • +eparación y recolección de los cortes en las rumbas (zarandas* • #reparación de las muestras en una bandeja para la descripción.
%a confiabilidad y representación de la muestra depende de la eficiencia con "ue se desarrolle los procesos mencionados arriba. +in embargo, la muestra recolectada en la bandeja para llevar a cabo la descripción, en los mejores casos representa aproximadamente un ;@A de la verdadera muestra, y en algunos casos puede no ser representativa. #or lo tanto, es importante "ue el geólogo este pendiente y sea capaz de reconocer las inexactitudes de la muestra para tomar medida preventiva. Esto se consegu! con la experiencia del geólogo.
1.0 TRANSPORTE DE LOS CORTES PERFORADOS HASTA SUPERFICIE %os cortes generados por las brocas de perforación son impulsados desde el fondo del hueco por la acción del fluido de perforación "ue emerge a alta velocidad a través de las bo"uillas de la broca. %a figura -@ ilustra las fuerzas "ue act$an sobre los cortes en el anular. %a fuerza de la gravedad tiende a colocar el corte hacia abajo de la base del hueco. Esto es denominado velocidad de deslizamiento. %a fuerza hacia arriba (sentido contrario a la anterior* es suministrada por la circulación del fluido de perforación, medida en termino de la velocidad de flujo o velocidad anular. #ara "ue los cortes sean removidos desde el fondo del hueco el promedio de la velocidad de flujo o anular debe ser mayor a la velocidad de deslizamiento.
3dem's, el lodo debe también tener las propiedades adecuadas para
suspender los cortes (yield point, geles* cuando la circulación es parada, por ejemplo en una conexión. %as variaciones en la velocidad anular a través del di'metro del anular, la geometr!a del hueco, secciones derrumbadas, particularmente cerca del zapato del revestimiento, severos pata de perro, ojo de llave e irregularidades del hueco causan un
//
significante grado de mezcla de cortes (cavings9derrumbes y cortes* perforados a medida "ue ellos son transportados por el anular a la superficie, resultando en la destrucción de la integridad de la muestra. #or lo tanto es importante distinguir los cortes de los cavings, lo cual nos ayuda a interpretar la verdadera litolog!a del hueco perforado. %a ineficiencia del limpiamiento del hueco se puede observar cuando la perforación es parada y se circula por un largo tiempo. =eóricamente los cortes no deben ser visto en la rumba después de la circulación de un lagtime. En la practica los cortes contin$an saliendo, circulando un gran periodo después del lagtime, a"uello puede ser atribuido a un ineficiente limpiado del hueco o a cavings. %a figura -- ilustra el sistema de circulación para el fluido de perforación %a figura -/ ilustra una t!pica zaranda9rumba (shaer* de lodo. 1ada zaranda usualmente comprende dos mallas vibradoras inclinadas,
las cuales separa los cortes perforados
transportado por el fluido de perforación. %a malla superior es de tamao grueso y retiene cortes grandes y derrumbe (cavings*. %a malla inferior es de part!culas finas y retiene cortes de tamao mas pe"ueos y arenas sueltas. %as part!culas tamao lodo y arena suelta muy fina9 limo pasa a través de ambas mallas y va hacia el interior del tan"ue de lodo o trampa de arena, ubicado bajo las zarandas. %as part!culas finas son m's tarde removidas del lodo por el dasander, desilter y otros e"uipos limpiadores del lodo. %os cortes perforados son vibrados al borde de las mallas de las zarandas antes de caer en el balde recolector de muestra. El balde puede ser limpiado cada vez "ue se recoja una muestra, lo cual evitara la contaminación de la muestra con cortes de secciones perforadas con anterioridad. &ebido a "ue la muestra debe ser representativa de la litolog!a correspondiente al intervalo perforado, es importante "ue la recolección de los cortes, se haga mezclando la cantidad recolectada en el balde.
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Figura 10. Fu%r:as u% a!*;a# s)>r% l)s !)r*%s '%r)ra$)s
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Figura 11. Sis*%9a $% !ir!ula!i"# $%l lui$) $% '%r)ra!i"#
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Figura 12. Ru9>as ) :ara#$as +sa6%r +sa6%r
En ciertas circunstancias, es necesario cambiar la malla inferior a una malla mas fina, para asegurar "ue la arena m's fina fina no se pierda a través de la zaranda. El geól geólogo ogo tien tienee "ue "ue che" che"ue uear ar con regul regular arid idad, ad, si los los cortes cortes son adec adecua uada dame ment ntee recolec recolectad tados os y mirar mirar si las mall mallas as de las las zarand zarandas as han sido limp limpia iada dass despué despuéss de la
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recolec recolecci ción ón de cada cada muest muestra, ra, para para asegur asegurarse arse "ue la próxim próximaa acumu acumula laci ción ón solam solament entee contiene material “fresco”. En algunas ocasiones no es posible recoger muestras debido a circulación. • #erdida total de circulación. evaporiticas (Galita* con lodo de agua fresca • #erforación en formaciones evaporiticas • #erforación con brocas #&1 (los cortes son altamente triturados* • 2aterial contaminante contaminante (1emento, 1arbonato de 1alcio, %12, 4arita, etc..*. etc..* . • 3rcilla totalmente lavada
En cuales"uiera de estos casos, donde no se recoja muestra, debe reportarse al geólogo representante de la compa!a operadora ()ellsite*, y adem's marcar el sobre de la muestra con la profundidad respectiva y una anotación correspondiente al caso (:o retornos*. %as muestras no representativas pueden ser debido también también por • 3bundante cavings
del lodo de perforación • :uevas part!culas del • 3lteración de la muestra durante el secado o almacenamiento (calcita de microfosiles m's
pirita puede reaccionar para formar yeso*.
En algunas ocasiones es recomendable realizar realizar muestreos mas denso • %a litolog!a penetrada es muy variada • %a formación va a ser corazonada • >ntervalo prospectivo en hidrocarburos.
2.0 TIPOS DE MUESTRAS 2.1 MESTRAS PARA PARA EL MICROSCOPIO
/;
Esta Esta muest muestra ra es cuidad cuidadosa osame mente nte preparad preparadaa y lavad lavadaa para para la exami examina naci ción ón en el microscopio. microscopio. =anto el geólogo logger como el geólogo )ellsite exami examina na las las muestras en el microscopio. microscopio. Estas muestras se usan para determinar la litolog!a litolog!a,, su porcentaje e indicación indicación de aceite. Es adecuado dejar la ultima ultima muestra analizada analizada para compararla con la actual.
2.2 MESTRAS DE CHEEO +on +on recol recolec ecta tada dass y prepa prepara radas das siem siempr pree y cuand cuandoo hay hay un camb cambio io en la rata rata de penetración, presencia de gas o cuando se aproxima apro xima un punto importante en el pozo, tales como punto de revestimiento o corazonamiento, o el tope de las formaciones penetradas. %as muestras de che"ueo son re"ueridas cuando hay un rompimiento rompimiento en la rata de perfora perforaci ción ón para identi identifi fica carr su causa. causa. %a muestra muestra de che"u che"ueo eo no es compuesta sino puntual.
2.3 MESTRAS SIN LAVAR 3"ue 3" uelllas las son llama lamada dass tamb tambié iénn mues muestr tras as h$ h$me meda das. s.
+on mues muestr tras as grand grandes es,,
generalmente pesa un ilogramo o m's y son recolectadas en una bolsa de tela o pl'stica pl'stica (polietileno* (polietileno* directamente desde d esde balde. Ellas Ellas no n o son limpiada limpiadass y por lo tanto van con el fluido fluido de perforación. Estas muestras son empacadas en cajas de madera madera o cajas cajas pl'stica pl'sticass para ser despachadas despachadas al laboratorio. laboratorio. En el laboratorio laboratorio son lavadas lavadas y preparadas para an'lisis an'lisis micropaleontológicos. micropaleontológicos.
2.4 MESTRAS LAVADAS LAVADAS SECADAS SECADAS +on preparadas y lavadas de una manera similar a las muestras de microscopio. &espués del tamizado y lavado ellas son en un horno microondas o estufa para secado de muestras. muestras. %uego son empacadas en sobres pe"ueos de papel papel o polietilen polietileno. o. Estas muest muestras ras se usan usan en caso caso de "ue exista exista alguna alguna ambi ambigQe gQedad dad entre entre los los regist registros ros eléctricos y el master log.
2.5 MESTRAS PARA GEOMICA
/
+on recolectadas en la misma manera "ue las muestras no lavadas, pero en bolsas de hoja de estao. 4acteriodicidas es agregado siempre antes "ue la bolsa de estao sea sellada para prevenir la degradación bacterial de los componentes org'nicos. En general todas las muestras de cortes perforados recolectadas pueden ser marcadas con los siguientes par'metros • 1ompa!a operadora • :ombre o n$mero del pozo • #a!s o 'rea de operación • >ntervalo muestreado (profundidad en pies*
Gay "ue tener cuidado especial cuando se perfora con lodo base aceite y asegurar "ue la tinta del marcador no sea soluble en estos lodos.
3.0 PREPARACION DE LAS MUESTRAS PARA EL ANÁLISIS EN EL MICROSCOPIO
%os cortes necesitan ser lavados y tamizados para examinarlos en el microscopio. ?eneralmente se usa un juego de tres tamices, gradando desde muy fino a grueso. %a muestra h$meda es colocada en el tamiz superior (grueso*. Cn chorro de agua es colocado sobre la muestra, la cual es agitada y lavada, "uedando en este tamiz los cavings y part!culas de tamao grueso. Este procedimiento se repite con los siguientes tamiz (colocado debajo del grueso* usando un movimiento giratorio.
Ta>la 4. Ta9i!%s u*ili:a$)s 'ara la 'r%'ara!i"# $% 9u%s*ras.
=amiz9 3pertura92alla R +uperior9 /mm 9 R
1ontiene principalmente cavings y cortes perforados grandes. %os cortes grandes puede ser $til para observar
/K
rasgos sedimentarios tales como laminación. +in embargo siempre no es posible diferenciar los cortes grandes de los cavings. 2edio 9 /6@ micrones 9 R @ 1ontiene principalmente cortes perforados y arenas sueltas de tamao grueso a medio. >nferior 9 K@ micrones 9 R -;@ 1ontiene cortes perforados finos y arena suelta de grano fino a muy fino. El objetivo del proceso de lavado es remover el lodo y los aditivos del lodo de la muestra, causando el menor dao posible a los cortes perforados. En litolog!as "ue contiene abundante minerales evaporiticos "ue son soluble al agua tales como Galita (:a1l*, 1arnalita (H1l.2g1l/.8G/<* y 4ischofita (2g1l/.8G/<* hay "ue tener cuidado al lavar la, de tal manera "ue no se pierda información litológica de gran de interés. =ambién hay "ue tener cuidado cuando se perforan formaciones blandas como arcillas con menor cantidad de arena suelta. 3l lavar la muestra, la arcilla se puede lavar y el porcentaje es distorsionado, estimando un -@@A de arena. 3l lavar la muestra sucia se puede obtener mucha información acerca de la litolog!a, por eso es conveniente entrenar al recogemuestra para "ue lave la muestra correctamente y "ue avise cual"uier cambio en el color del lodo, o el color del agua mientras lava la muestra. =ambién es conveniente, en secuencias altamente arcillosa realizar el método de solubilidad, para as! tener una idea de cuanta arcilla en realidad se esta perdiendo al lavar la muestra. 3lgunos recogemuestras usan un excesivo chorro de agua con fuerte presión o un excesivo amansamiento de la muestra con las manos, perdiendo parte de la muestra representativa. En el caso de las areniscas inconsolidadas, puede resultar en un fracturamiento de los cortes de areniscas perdiendo valiosa información tales como porosidad, matriz, cementación , etc. 3dem's el excesivo lavado de las muestras puede resultar en una severa reducción de los indicadores de hidrocarburos. En general hay "ue estar pendiente de los cambios en las propiedades del lodo y en el cambio del tamao de las mallas de las zarandas debido a "ue ellos pueden influir en la recolección de la muestra. Cna vez "ue los cortes han sido recolectados y lavados, se toma una pe"uea cantidad del tamiz medio e inferior y se coloca en las bandejas para ser luego analizadas bajo el microscopio. %a cantidad de muestra, colocada en las bandejas depende de la preferencia
0@
del geólogo logger. %o importante es tener cuidado de "ue la muestra "ue se toma sea una fracción representativa de toda el 'rea de los tamices. %a fracción gruesa (cavings o cortes grandes* también es importante analizarla, ya sea para ver estructuras sedimentarias o mirar el comportamiento del hueco durante los viajes o conexiones. En caso "ue se sospeche la presencia de un sho) de aceite, es recomendable analizar la muestra bajo el fluoroscopio antes de ser lavada. %uego la muestra es lavada para remover los aditivos del lodo tales como lignisulfanato, micas, etc. 1uando todas las impurezas son removidas, se puede adicionar un poco de agua con movimiento circular para esparcir la muestra a través de toda la bandeja, dej'ndola drenar unos pocos segundos sobre un plano inclinado, con el fin de "ue los materiales m's densos se depositen en la base, mientras los menos denso se deposita en el tope de la bandeja (Digura -0*. %a inclusión de gran cantidad de muestra en la bandeja, hace dif!cil la descripción y puede oscurecer la verdadera distribución del porcentaje. 3 pesar "ue la muestra cuando esta seca se observa las principales cualidades de textura y color, nosotros analizamos todas las muestras en estado h$medo con el fin de unificar criterios.
Figura 13. Ba#$%a usa$a 'ara %l a#lisis $% la 9u%s*ra >a) %l 9i!r)s!)'i).
1uando se perfora con lodo base aceite las técnicas de preparación de la muestra es casi similar "ue cuando se usa lodos base agua. %a lavada inicial es llevada a cabo usando una caneca de aceite diesel limpio. Este remueve el lodo base aceite presente en la muestra. %uego se lava la muestra en una caneca con diesel y detergente, pas'ndola por $ltimo a una
0-
caneca con agua y detergente. El diesel tiene la ventaja de no hinchar las arcillas pero enmascara un poco el color y textura de la muestra. %a muestra para llegar hasta superficie tarda cierto tiempo "ue es calculado teniendo en cuenta par'metros tales como el galonaje, geometr!a del pozo, eficiencia de las bombas, y volumen del hueco. 3 continuación se explicara en "ue consiste y como se calcula el tiempo "ue demora la muestra en llegar a superficie (lagtime*.
4.0 LAGTIME El lag time (o lag up* puede ser definido como el tiempo re"uerido (expresado en minutos o stroes* para "ue los cortes sean transportado desde el fondo del hueco hasta las zarandas (superficie*. El lagtime puede ser conocido en cual"uier momento durante la perforación de un hueco para asignar correctamente la profundidad de la muestra de los cortes "ue son muestreados en las zarandas.
4.1 CALCLO TERICO DEL LAGTIME En este método es necesario calcular • Molumen del anular (entre la sarta y la pared del hueco* • Molumen de la sarta (drill pipe S drill collar* • 7endimiento de las bombas en galones por minuto
Molumen del anular (barriles*T (&/9d/*U @.@@@K;-5 U longitud de la sarta (en pies* &T di'metro del hueco dT di'metro externo de la sarta. 7endimiento de la bombaT &/U@.@@@/50U% &T&i'metro del liner %T %ongitud del recorrido (pies*
7endimiento U +troes por minuto T ?alonaje por minuto.
0/
El volumen total de lodo (en el drill pipeSdrill collarSvolumen del anular* dividido por el rendimiento de las bombas nos da el tiempo total de circulación.
=iempo de circulación desde la base del hueco hasta superficie (lag time ó lag up*T volumen del anular dividido en el rendimiento de las bombas. =iempo de bajada de circulación (%ag do)n*T Molumen de la sarta dividido en el rendimiento de las bombas. %ag=ime totalT %ag up S %ag do)n.
4.2 FORMAS PARA CHEQUEAR EL LAGTIME 5./.- 2étodo del 1arburo >nserte pelles de carburo dentro de la tuber!a cuando se esta realizando una conexión. El gas acetileno (1/* generado cuando los pelles se pone en contacto con el lodo es f'cilmente detectado en la unidad de mud logging (por el cromatografo*. +e calcula el tiempo de bajada y se le resta al tiempo total gastado en recibir la seal de 1/, obteniendo el verdadero tiempo de subida (lag up*. Es importante comparar el lag time obtenido con el lag teórico y en lo posible ajustar el lag time. El che"ueo con carburo es recomendable hacerlo antes de entrar a la zona de interés o en un intervalo donde la presencia de gas de formación sea escaso. 5././ 2étodo del 3rroz o 1ortes #intados +e procede de la misma manera "ue con el método anterior. Es indispensable che"uear el lagtime cada 6@@P pies o cada horas de perforación. 5./.0 2étodo usando ?as de 1onexión El tiempo "ue el gas de conexión es registrado en superficie puede ser comparado con el lagtime teórico para ajustarlo. Esto permite che"uear el lagtime cada conexión (0@ pies*. Gay "ue tener cuidado cuando el gas de conexión no esta llegando desde el fondo del hueco sino "ue llega de una zona mas arriba soportada por gas. Este gas se puede identificar si el gas de la conexión falsa llega a superficie en un tiempo constante después de cada conexión.
00
05
IV. DESCRIPCIN DE MESTRAS DE LOS CORTES 1.0 EIPOS RECOMENDADOS EN LA DESCRIPCIN DE LAS MESTRAS 2.0 ENSAO CARACTERISTICAS PARA IDENTIFICACIN DE MINERALES ROCAS
LA
3.0 MATERIALES CONTAMINANTES 4.0 TE@TRAS EN LAS ROCAS PRODCIDAS POR LAS BROCAS 5.0 TIPOS DE CAVINGS +DERRMBES -.0 PATAS PARA LA IDENTIFICACIN DE CAVINGS
06
#ara la descripción de las muestras, se usa primero las abreviatura est'ndar (ver 3nexo -*, luego se estima los porcentajes de cada litolog!a seg$n la carta visual. %a secuencia para la descripción de muestras es la siguiente
37E:>+13+ (++* -. :ombre de la roca /. 1olor algunas compa!as usan la carta de colores. 0. =amao del grano se utiliza la escala Ben)orth 5. +elección 6. 7edondez (esfericidad como opcional*. 8. &ureza ;. 1emento y matriz . 2inerales accesorios K. 7asgos distinguibles estructuras sedimentarias, estratificación, concreciones y nódulos, tipos de contacto, otros..* -@.
1ontenido fósil
--.
Dractura
-/.
#orosidad
-0.
>ndicación de hidrocarburos.
ROCAS CARBONATADAS (LS, DOL, CHK, MRL)
-. =ipo de roca seg$n &unham. /. 1olor 0. =amao de grano o cristal. 5. =extura
08
6. &ureza 8. &olomitización o clasificación ;. 1ementación (para carbonatos cl'sticos* . 1ontenido cl'stico K. 2inerales accesorios -@.
1ontenido fósil
--.
Dractura
-/.
#orosidad
-0.
>ndicación de hidrocarburos.
LUTITA, ARCILLOLITA Y LIMOLITA (SH, CLST, SLTST)
-. :ombre de la roca /. 1olor 0. =extura 6. %ustre 8. &ureza ;. 1ontenido de carbonatos y cl'stico . 2inerales accesorios K. #ropiedades de hinchamiento y solubilidad -@.
1ontenido fósil
--.
Disibilidad
-/.
Dractura
0;
ANHIDRITA Y HALITA (ANHY, HLT)
-. :ombre de la roca /. 1olor 0. =amao del cristal 5. Dorma y arreglo del cristal 6. =extura 8. &ureza. ;. 2inerales accesorios . 1ontenido fósil K. Dractura -@.
>ndicación de hidrocarburos.
#ara la descripción litológica "ue va en el master log se usa abreviaturas establecidas por las compa!as petroleras (ver apéndice*.
3lgunas reglas para tener en cuenta en las
descripciones son %os nombres comienza con la primera letra en may$scula, mientras los adjetivos y adverbios con min$scula. :o hay distinción entre las abreviaturas de los nombres en singular y plural. El punto (.* no es usado después de las abreviaciones, excepto donde puede haber confusión. %a coma (,* es usada después de un grupo de abreviaciones para indicar el fin del grupo. #unto y coma (L* se usa para separar varios tipos de rocas en una descripción, por ejemplo cuando la roca principal es intercalada con otros componentes shale, bro)n, soft, )ith sand layers, fine grained glauconitic +h, brn softL + %yr, f, glc. ?uion (9* usado para indicar el rango de una caracter!stica fine to medium, grey to dar grey f 9 m, gy9 d gy. +igno m's (S* es usado como una abreviación para “and” +hale and sandstone +hS+st. +igno
m's9menos (±* es usado como una abreviación para m's o menos o
aproximadamente shale )ith approximately /6A sand +h, ± /6A +. +ubrayado de una
0
abreviatura es usado para dar enfasis, very sandy sL )ell sorted srt. #aréntesis es usado para indicar adjetivos diminutivos, o adverbios y colores indefinidos bluish grey (bl* gy. 3dem's, se debe tener en cuenta • %os cortes son generalmente contaminados con una gran variedad de cavings y aditivos
del lodo, cemento o fragmentos del e"uipo de perforación. #or lo tanto es importante preguntarle al ingeniero de lodos, "ue aditivos le est'n agregando al lodo y "ue nos permita algunas muestras de ellos. • %os cortes pueden ser triturados y pulverizados resultando en una descripción
errónea
de la muestra. • %os cortes pueden ser "uemados y fundidos especialmete cuando se perforan
lutitasJarcillas con brocas diamantinas.
3dem's las brocas de diamante producen
estratificaciones falsas cuando se perforan arcillolitas. #ara distinguir los cavings de la litolog!a autóctona es importante utilizar la prognosis, la geolog!a regional, etc.. +i es necesario, se realizan algunas pruebas para la identificación de algunos minerales y rocas. 1uando una litolog!a cambia ligeramente no es necesario incluir un nuevo tipo de roca en el porcentaje (por ejemploL caliza, localmente arcillosa* #ara la descripción de porosidad en carbonatos se usa la descripción de 3rchiePs. (=abla 0* %a porosidad en rocas cl'stica puede ser reportada en términos de pobre, regular y buena. %a permeabilidad no puede ser establecida bajo microscopio, pero se puede dar una calificación cualitativa
1.0 EQUIPOS RECOMENDADOS EN LA DESCRIPCIÓN DE LAS MUESTRAS • 2icroscopio binocular • 4andejas para la examinación de las muestras • #inzas • #unzón
0K
• Midrio de reloj • #orcelanas térmicas • Drasco fisher con agua • 4otella goteadora con G1l al -@A • 1arta comparadora de tamao de grano y estimación visual de porcentaje (=abla 6 y
Digura -5* • 1arta comparadora de redondez y esfericidad (Digura -6* • 1arta comparadora de selección (Digura -8* • 1arta de colores • %'minas para descripción de cortes e hidrocarburos.
Ta>la 5. Clasii!a!i"# $%l *a9a) $% gra#) $% l)s s%$i9%#*)s. Sis% i# 99 ) Class *%r9 !lass >)u#$ar boulders /68 cobbles 85 pebbles 5 granules / very coarse sand coarse sand @.6 medium sand @./6 fine sand @.-/ 6 very fine sand @.@8 /6 coarse silt @.@0 -/ medium silt @.@-
Grai# si:% *%r9s )r r)!6 rudite rudaceous roc conglomerate breccia
arenite arenaceous roc sandstone
argillite argillaceous roc
5@
68 @.@@ ; @.@@ 0K
fine silt
siltstone
very fine silt clay
mudstone mudroc
claystone
shale
Figura 14. C)9'ara!i"# $% !ar*a 'ara la %s*i9a!i"# $%l ')r!%#*a% isual +$%s'u(s $% T%rr a#$ Cili#gar& 1,55 Figura 15. a. Ca*%g)ras $% r%$)#$%: 'ara gra#)s $% >aa al*a %s%ri!i$a$ +$%s'u(s $% P%**i)# %* al/ 1,3. >. Gra$) $% r%$)#$%: s%g;# P)Q%rs& 1,53. Figura 1-. Car*a !)9'ara$)ra 'ara s%l%!!i"# +$% P%**i)#& P)**%r a#$ Si%%r& 1,2.
2.0 ENSAOS CARACTERISTICAS PARA LA IDENTIFICACION DE MINERALES ROCAS 2.1 CALCITA O CALIA +i se cubre el mineral o la roca con unas gotas de G1l diluido al -@A reacciona inmediatamente y fuertemente. 3 veces es necesario triturarla debido a "ue puede estar cubierta con alg$n aditivo "ue impide "ue reaccione con el G1l. %a dolomita reacciona muy lentamente al igual "ue la siderita. #ara identificar el contenido de carbonato se recomienda realizar la prueba de calcimetria. %as rocas carbonatadas pueden contener significante porcentaje de 1hert, 3nhidrita, 3rena, %imo o minerales de 3rcilla. 1uando en un fragmento de roca esta manchado con aceite, se forman grandes burbujas al ser sumergido en G1l. %a dolomita y la siderita efervece inmeditamente al agregarle G1l caliente.
2.2 ANHIDRITA +CaSO47 ESO +CaSO4.2H2O +e coloca la muestra en una porcelana térmica y se cubre con una o dos gotas de G1l diluido al -@A. +e calienta hasta "ue el 'cido se evapore (cerca a -6@ND* sin ebullir. 1uando el 'cido se evapore, un nata residual "uedara en la porcelana térmica. %uego se examina la muestra bajo el microscopio. +i se forma un racimo de cristales aciculares sobre la muestra, indica "ue es anhidrita (pura o impura*. +i se forma un tapete continuo de cristales aciculares alrededor del borde de la porcelana térmica,
5-
indica una muestra muy anhidritico. +i no se forma cristales visibles, se coloca una gota de agua fr!a sobre la muestra y la nata residual. %os cloruros de calcio, magnesio presentes se disolvera, dejando cristales aciculares de sulfato de calcio. %a anhidrita se hunde en el bromoformo mientras el yeso flota (se recomienda usar una parte de la muestra limpia la cual ha sido seca sobre un filtro de papel*
2.3 LIMONITA +F%OH#H2O 1olor pardo amarillento. Drecuentemente se presenta como un revestimiento sobre los granos de cuarzo.
2.4 SIDERITA +CO3F% 1olor pardo claro.
2.5 PIRITA +S2F%
1olor amarillo
bronce, duro. Es muy com$n en rocas silicicl'sticas, carbonatos y carbón.
2.- ARCILLOLITA #art!cula menor de @.@/ mm (no visible en microscopios con baja magnificación*. 2ancha la piel.
2. LTITA >gual a la anterior, pero presenta laminación fina. 3stillosa.
2.< CARBN Drecuentemente lustre pulido, brillante. 1olor negro a pardo oscuro.
2., GLACONITA 1olor verde brillante a oscuro. 3gregados redondeados en sedimentos marinos.
5/
3.0 MATERIALES CONTAMINANTES Gay un gran n$mero de contaminantes los cuales se encuentran en diferentes formas en las muestras durante los procesos normales de perforación de un pozo.
3.1 CEMENTO #rovenientes del zapato del revestimiento o tapones. Estos fragmentos de cemento pueden ser confundidos por fragmentos de rocas arenosa, limosa, arcillosa o carbonatada. ?eneralmente son de color claro, blanda, contiene puntos negros y granos de arena flotando. El cemento generalmente reacciona ligeramente con G1l y llega a ser amarillento. %a identificación del cemento es con el uso de fenofltaleina, la cual se torna p$rpura en la presencia de cemento. Esta prueba se recomienda hacerla a granos individuales, debido a la reacción de algunos residuos del lodo. 1uando se ha perforado cemento, este sigue saliendo en las muestras por un tiempo debido a "ue la limpieza del hueco no es muy eficiente. &ependiendo del tipo de cemento el olor a G/+ puede ser observado.
3.2 ADITIVOS DEL LODO Gay dos tipos de aditivos del lodo a"uellos "ue son compuestos del lodo y el material de pérdida de circulación (%12*. Es prudente tener una muestra de todos los aditivos del lodo y mantenerla en la unidad para inspeccionarla bajo el microscopio cuando es necesario. %a muestras de los aditivos del lodo es recomendable observalas en estado seco y h$medo , ya "ue la apariencia cambia. 3dem's la temperatura y las presiones a las cuales est'n expuestas en el fondo del hueco cambia su apariencia. %a mayor!a de los aditivos del lodo y material de perdida de circulación son m's livianos "ue la muestra geológica, por lo tanto es f'cil su remoción al lavar la muestra. 0./.- 4arita 3gente "ue incrementa el peso del lodo. Csualmente es una masa muy fina "ue no aparece en las muestras. +u identificación se puede hacer por el color claro, v!treo, alta densidad y forma del cristal. 0././ 4entonita 3gente "ue incrementa el peso del lodo. 1uando es dispersado no se encuentra en las muestras, pero cuando es floculado puede ser confundido por arcilla blanda.
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0./.0 ?els y Décula +e presentan como masas coagulantes y no puede ser confundidos como roca. 0./.5 %ignosulfonato 1om$nmente se describe como carbón debido a su color negro. 3lgunas veces son puntos y toma una tonalidad parda con la temperatura. El método mas eficaz para distinguir el lignosulfonato del carbón es por su tamao homogéneo, mientras el carbón es variable en tamao. 0./.6
3sfaltos
+on hidrocarburos sólidos idénticos a los encontrados durante la
perforación. Estos asf'ltenos se presenta sin ninguna indicación de gas. 1uando se presenta en la muestra generalmente son part!culas sueltas mientras cuando esta en la formación bordea granos de cuarzo. 0./.8 2aterial de perdida de circulación (%12* :ormalmente es adicionado después de la perdida de circulación, por lo tanto hay "ue estar alerta para su identificación en las muestras. Gay una variedad de material usado para control de perdida de circulación. 3lgunos son mica fina, colofana, conchas de nuez, cascara de cacahuate, plumas, sacos de tela burda, cascarilla de arroz, y muchos otros. %a mayor!a flota y puede ser removidos durante el lavado de la muestra, a excepción del carbonato de calcio ("uicseal*, el cual es usado para curar problemas en secuencia carbonatadas, y por lo tanto es muy similar a la secuencia perforada.
3.3 ACEITE7GRASA %a mayor!a de los hidrocarburos contaminantes est'n en la tuberia,, colocado durante las conexiones. +in embargo hay otros aceites lubricantes "ue se pueden encontrar y ser confundidos con hidrocarburos.
3"uellos pueden ser identificados por su
fluorescencia blanca a azul claro caracter!stica de aceite refinado.
3.4 METAL El metal es un contaminante com$n en las muestras. %a viruta de metal puede ser causada por la abrasión del revestimiento o la sarta, o accesorios de la broca. %a viruta de la sarta puede ser rojiza y confundida con hematita.
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+e recomienda "ue el recogemuestra este pendiente cuando estén limpiando el bolsillo de la trampa, para "ue la muestra no se contamine con part!culas y cortes retrabajados "ue se acumulan en el bolsillo de la trampa.
4.0 TEXTURAS EN LAS ROCAS PRODUCIDAS POR LAS BROCAS %as brocas pueden producir texturas diferentes de a"uellas observadas en los fragmentos de roca in situé. 4ajo ciertas condiciones, la broca puede pulverizar toda o parte de la roca para producir roca triturada, arcillosa o arenosa. %a generación de texturas de las brocas afecta la evaluación cuantitativa y cualitativa de las muestras. 3"uellas texturas puede ser identificadas para la interpretación correcta de las muestras en cuanto a litolog!a, porosidad y manifestaciones de hidrocarburos. %a naturaleza de los cortes también depende de la presión ejercida por el fluido de perforación, dureza y textura de la roca. 3lgunas texturas generadas por las brocas son (Digura -;*.
4.1 POLVO El polvo de la broca es producido por un trituramiento directo o fallamiento seudopl'stico de rocas no arcillosas o por una combinación de ambos procesos. 3mbos procesos pulveriza la roca. Ese polvo es generalmente tizoso o amorfo, blanco o p'lido del color de la roca no alterada. %a firmeza del polvo depende de la composición de la roca. Estas texturas se pueden confundir con caolinita o caliza tizosa. %as rocas "ue son afectadas por esta textura muestra una superficie cóncava, "uemada.
4.2 ARCILLA Es producida por la hidratación del polvo de la broca de rocas arcillosas. El polvo o harina generado por la broca tiene una gran 'rea superficial, y en la presencia de agua, la arcilla expuesta se hidrata para producir una arcilla blanda.
4.3 ARENA Es producida por un fallamiento seudopl'stico del cemento intergranular o matriz en rocas granulares. %a arena generada por la broca consiste de granos sueltos. %a arenisca puede ser disgregada en arena. Esto ocurre preferencialmente en grano
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grueso y texturas porosas. #or lo tanto las manifestaciones de aceite pueden ser lavadas.
4.4 METAMRFICAS +on producidas cuando el calor generado en areniscas perforadas con brocas de diamante o #&1 vitrifica la s!lice pulverizada. Merdadero flujo pl'stico puede ocurrir. En la presencia de lodos base aceite, el calor y la presión involucradas en el proceso de corte parece cracear el diesel, generando gas y dando una textura vesicular negra.
4.5 LAMINACIONES +PLACAS DE PDC +on producidas por la acción de cortamiento de las brocas #&1. +e recomienda reportar cuales"uiera de estas texturas observadas en la muestra. %a litolog!a resultante, la porosidad y las descripciones de hidrocarburos, suministran unos datos b'sicos para tomar decisiones durante la fase de perforación. Figura 1. T%=*uras %# las r)!as 'r)$u!i$as ')r las >r)!as. a. Hari#a $%>i$) a la >r)!a %# !ali:as >la#!a& #%)9)r)s%a$a a 9i!r)%s'ar& $%#sa& a>u#$a#*% 'iri*a $is%9i#a$a& ')r)si$a$ #) isi>l%. +A T%=*ura i#si*u& +B *%=*ura *i:)sa +Cal6 *'i!a 'r)$u!i$) ')r alla9i%#*) s%u$)'ls*i!). +C Su'%ri!i% u%9a$a ')r !)#*a!*) $% l)s $i%#*%s $% la >r)!a. >.Hari#a $%>i$) a la >r)!a %# ar%#is!as& gra#) 9u i#)& $ura& !%9%#*) sili!%)& 9a*%rial !ar>)#a!%) $is%9i#a$)& >aa ')r)si$a$. +A T%=*ura i#si*u +B R)!a 'i%r$% su lus*r% i*r%). +C& D T%=*ura *ri*ura$a 'a*r)#%s $%l !)r*a9i%#*) $% la >r)!a. +E Ci' u%9a$) ')r la >r)!a& r%si$u) #%gr) %s 9%*al $% l)s $i%#*%s $% la >r)!a. !. Ar!illa $%>i$) a la >r)!a& su>isil& $ura& li9)sa. +A& B. T%=*ura i#si*u/ #)*% isi>ili$a$ i#!i'i%#*% su'%ri!i%s $% ri!!i"#& a l) larg) $%l !ual )!urr% ra!*ura9i%#*). +C& D Ar!illa >la#$a. $. Ar%#is!a& *%=*ura i#si*u& >la#!a& gra#) i#) a 9%$i)& 9%$i) $ura a ria>l% +A. Ar%#a $%>i$) a la >r)!a %# Ar%#is!a +B. %. T%=*ura 9%*a9"ri!a $%>i$) a la >r)!a %# Ar%#is!as& $ura. +A T%=*ura i#si*u. La )r9a!i"# u% '%r)ra$a !)# >r)!a *i') $ia9a#*%. A la i:ui%r$a s %)>s%ra %l9a*%rial i*rii!a$) !)# lu) 'ls*i!) $%>i$) a la >r)!a. . La9i#a!i)#%s $%>i$) a >r)!a PDC %# ar!ill)li*as& ir9%& su>isil. +A T%=*ura i#si*u. +B& C T%=*uras )rigi#a$as ')r la >r)!a PDC. +T)9a$) $% Gra%s illia9& 1,<-.
5.0 TIPOS DE CAVINGS DERRUMBES! %os cavings son de gran importancia, por lo tanto es recomendable recolectar un poco de cavings en cada muestra. %os cavings y cortes recirculados son bastantes com$n y pueden alcanzar un 6@A o mas del promedio de la muestra (Digura -*..
5.1 CORTES RECIRCLADOS %os cortes recirculados son poco com$n. Estos cortes recirculados permanecen en el anular y son de menor tamao "ue los cavings de las paredes del hueco, pueden ser debido a una ineficiencia en el limpiamiento del hueco, y generalmente son subredondeado o redondeado debido a "ue est'n expuesto al transporte en el anular.
58
5.2 CAVINGS %os cavings indican inestabilidad del hueco y son debido a un colapso de las paredes del hueco o efectos de incremento en la presión de formación. 6./.- 1avings debido a presiones sobrebalanceadas son cavings cuya forma es astillosa, como helites cóncavas, elongados y son formados como productos de un sobrebalance entre la presión de la columna de lodo y la de la formación %a lutita o arcillolitas est'n relacionadas a estos tipos de cavings.
%a solución para estabilizar el hueco es
incrementando el peso del lodo. 6././ 1avings =ectónicos +on debidos a un colapso en las paredes del hueco o esfuerzos tectónicos tales como fallas geológicas o a un desbalance "u!mico entre la litolog!a y el fluido de perforación. %a litolog!a relacionada con este tipo de caving son areniscas inconsolidadas o ligeramente consolidadas y en ocasiones arcillolitas.
El desbalance
"u!mico se da entre las arcilla y el lodo base agua. %as calizas también est'n relacionadas a este tipo de cavings debido a su fracturamiento. Estos cavings no tienen forma particular, son irregulares, blocoso, redondeado y no se le observan huellas producidas por los dientes de la broca.
Figura 1<. Di%r%#*%s *i')s $% $%rru9>%s +Cai#gs. a. R%!ir!ula$)s& )>s%r% l)s >)r$%s r%$)#$%a$)s. >. Cai#gs $%>i$) a 'r%si)#%s s)>r%>ala#!%a$as. !. D%rru9>%s $%>i$) a %su%r:)s *%!*"#i!)s ) $%s>ala#!% u9i!) %#*r% las ar!illas %l l)$) >as% agua.
5;
".0 PAUTAS PARA IDENTIFICAR CAVINGS • 3un"ue los cavings est'n presentes en todas partes hay "ue evaluar la cantidad presente. • &urante periodos de circulación y lavado es importante recoger muestras especialmente
la del tamiz grueso, con el fin de identificar litolog!as de los cortes "ue no corresponden al intervalo "ue se esta perforando. • El aumento en el di'metro del hueco es un inicio de cavings. • 1uando la litolog!a perforada es variada, la distinción de los cavings se facilita. • En periodos de baja rata de penetración se le facilita al geólogo estimar la cantidad de
cavings en la muestra. +e puede calcular el volumen de roca "ue esta siendo perforado y examinar las zarandas para ver si los cortes corresponden al intervalo perforado. •
de presión son
hueco apretado, incremento en el arrastre cuando se realiza las
conexiones e incremento en el tor"ue. En algunas ocasiones los huecos apretados pueden ser causa del incremento de espesor en la torta del filtrado o del desgaste de la broca. • Es recomendable adiestrar al recogemuestra para "ue nos notifi"ue, cual"uier cambio de
tamao de los cortes "ue salen por las zarandas.
V. TIPOS DE GASES CROMATOGRAFIA 1.0 GASES DE HIDROCARBROS 2.0 GASES DE NO HIDROCARBROS 3.0 TIPOS DE GAS 4.0 FACTORES E AFECTAN LA LECTRA DE GAS 5.0 GAS TOTAL CROMATOGRAFIA
5
Gay varios tipos de gases registrados en un pozo -. ?ases de Gidrocarburos /. ?ases de no Gidrocarburos
1. GASES DE HIDROCARBROS %os hidrocarburos pueden ser divididos en cuatro series • 3lcanos Gidrocarburo con la formula general 1n G/nS/. %os alcanos son compuestos de
cadena recta y ramificada. %os cuatro primeros miembros de los alcanos son metano, etano, propano y butano. #asan de ser gases a l!"uidos y sólidos en los miembros con un gran n$mero de 'tomos de carbono. +on compuestos org'nicos saturados. El metano es un gas incoloro, inodoro e inflamable. El etano tiene mayor densidad, pero es menos reactivo "ue el metano. • 3l"uenos
%os al"uenos son compuesto de cadena recta o ramificada. %os cuatro
primeros miembros de los al"uenos son eteno, propeno, buteno y penteno.
+on
compuestos org'nicos insaturados. #asan de ser gases a l!"uidos y sólidos en los miembros con un gran n$mero de 'tomos de carbono • 3l"uinos %os al"uinos son compuestos de cadena recta o ramificada. %os tres primeros
miembros de los al"uinos son. etino, propino y butino. +on compuestos org'nicos insaturados. • 4enceno Gidrocarburo de formula 18G8. El benceno es un li"uido incoloro de olor
agradable (arom'tico*, es inflamable.
%a relativa proporción de los gases alcanos da una indicación de la composición de los fluidos del reservorio. Cna alta proporción de los componentes pesados (propano 9 pentano* indica acumulación de aceite, mientras una baja proporción generalmente indica una formación soportada por gas.
5K
2.0 GASES DE NO HIDROCARBUROS 2.1. SLFRO DE HIDROGENO +H2S Esta presente en la superficie como gas libre y también debido a su alta solubilidad se encuentra en solución en formaciones "ue contenga aceite o agua. El G/+ es un gas tóxico. #or su alta densidad se acumula en las partes bajas del e"uipo de perforación. Es también altamente corrosivo y reacciona con acero de los e"uipos de perforación y producción causando grietas. &urante la operación de producción el G/+ puede ser removido del gas asociado. Este gas junto con el dióxido de sulfuro es expulsado en erupciones volc'nicas. %a acción bacteriana de reducción de sulfatos en ambientes anaerobicos sobre sulfatos met'licos como sulfato de hierro (pirita*, junto con carbón, producen dióxido de carbono y G/+. En algunas secuencias evaporiticas también es com$n el G/+. %a anhidrita (1a+<5* reacciona con materia org'nica para formar carbonato de calcio, agua y G/+. Este es también asociado con arrecifes. &ebido a su peligrosidad, este gas se monitorea desde la cabina de mudlogging mediante sensores colocados en la rumba, en la l!nea de flujo y en la mesa rotaria. 3dicionalmente se coloca un sensor en la unidad de mudlogging con una l!nea proveniente de la trampa de gas. El sensor tiene una precisión de @.@- ppm. Efectos Disiológicos del G/+ Ta>la -. E%!*)s isi)l"gi!)s $%l H2S.
CONCENTRACIN -@ ##2 /@ ##2 -@@ 9 /@@ ##2 6@@ ##2 ;@@ ##2 -@@@ ##2
EFECTOS
2.2 DIO@IDO DE CARBONO +CO2 Esta presente en la atmósfera a una concentración de @.@0A. El dióxido de carbono es expelido de sedimentos ricos en materia org'nica por la maduración termal del erógeno, previo a la formación de hidrocarburos.
2.3 OTROS GASES
6@
3.0 TIPOS DE GAS El gas encontrado durante la perforación puede ser de varios tipos (Digura -K y /@*
3.1 GAS LIBERADO ?as "ue esta en los poros de la roca y es liberado mec'nicamente por la broca. (Digura /-*.
3.2 GAS PRODCIDO ?as "ue es introducido en el pozo desde formaciones adyacentes, debido a "ue la presión del fluido de formación es mayor a la presión hidrost'tica.
Esta en función de la
permeabilidad de la formación. En formaciones de baja permeabilidad tales como lutita, el gas es filtrado lentamente pero continuamente al hueco, induciendo cavings.
3.3 GAS RECICLADO ?as el cual ha sido retenido en el lodo de perforación en superficie y "ue puede ser distribuido en el volumen total de lodo, el cual llega a ser visto como un bacground constante en la lectura o como curvas variadas en el detector de gas. =iende a ser menos vol'til, componentes m's pesado de la serie de hidrocarburos (Digura /-*.
3.4 GAS DE CONTAMINACIN ?as "ue ha sido artificialmente introducido dentro del lodo de perforación desde una fuente diferente al de la formación. Este es usualmente derivado de los aditivos del lodo tales como lignosulfanato.
3.5 GAS BACGROND :ivel constante de gas presente en la perforación del lodo proveniente del gas producido de la parte ya perforada y del gas reciclado. Este gas puede restado al gas de formación para dar un verdadero valor de gas total.
3.- GAS DE VIAE ?as "ue se infiltra en el hueco mientras se realiza el viaje. Este puede ser el resultado del s)abbing mientras se saca la tuber!aL debido a una reducción de la presión hidrost'tica
6-
(3#&* o debido a un lento flujo desde una formación soportada por gas. =ambién es influenciado por la velocidad a la "ue se saca la tuber!a. %a cantidad de gas de viaje indica el estado del hueco y generalmente no es trazado en el masterlog pero si es reportado numéricamente.
Este gas es observado en superficie después de iniciar la circulación al
finalizar un viaje. ?eneralmente para evitar consecuencias graves durante el viaje, se bombea una p!ldora pesada antes de comenzar el viaje. El gas de viaje también puede comenzar a aparecer antes de un lagtime debido a "ue proviene de una zona soportada por gas "ue esta mas cerca a la superficie ó puede ser debido al gas de s)ab producido por la tuber!a al ser sacada. Cn gas de viaje, el cual no es reducido al bacground normal, indica "ue el pozo no esta en estado balanceado. El gas de viaje puede reaparecer a la superficie dos o m's veces (Digura //*.
Figura 22. Ti')s $% gas $% ia%.
3. GAS DE CONE@IN 7esulta de las mismas causas del gas de viaje, pero debido a "ue una conexión es mas corta "ue un viaje, la cantidad de gas de conexión es menor. Este gas es debido a la perdida de presión anular y al s)abbing de la formación.
6/
&urante una conexión las bombas del e"uipo son paradas y la tuber!a se mueve hacia arriba. &urante este corto intervalo de tiempo la presión hidrost'tica es reducida. (%a densidad del lodo cuando no hay circulación es ligeramente menor "ue cuando hay circulación* %a introducción de los fluidos de formación dentro del anular por el movimiento de la tuber!a es denominado +)abbing.
3.< GAS SAB ?as producido por el levantamiento de la tuber!a. #uede ser tratado como un gas de conexión.
3., GAS DE ELL ?as producido por una bolsa de aire la cual resulta en la sarta de la desconexión y conexión de la elly. Esta bolsa de aire es bombeada tuber!a abajo y devuelta a través del anular. %a bolsa de aire puede atrapar gas del lodo de una zona soportada por gas, causando un incremento en la eficiencia de la trampa..
Este pico de gas aparece en superficie
enseguidamente después del gas de conexión, el cual puede ser confundido por este $ltimo.
3.10 GAS DE CAMPANA &urante las conexiones es posible "ue el gas se almacene en la bo"uilla de la campana y en la l!nea de flujo, donde el lodo esta estacionario y liberando gas. Este puede ser circulado cuando pasa por la trampa y causa una respuesta de gas de conexión a nivel del tope. En las conexiones debido a "ue el lodo no esta en movimiento en la campana y el motor de la trampa junto con el dagaser continua funcionando, la eficiencia de extraer el gas del lodo es incrementada dando un pe"ueo pico de gas.
3.11 GAS DE RIPIOS El gas retenido en los ripios después de haber sido removidos por la broca es liberado a profundidades menores en el pozo. Esto puede ensanchar el verdadero sho) de gas liberado de la formación.
60
Figura 1,. Di%r%#*%s *i')s $% gas %#!)#*ra$)s $ura#*% l)s 'r)!%s)s $% '%r)ra!i"#.
65
Figura 20. D%i#i!i"# *%r9i#)l)ga $% l)s $i%r%#*%s *i')s $% gas +!ar*a *)*al $% gas&
66
Figura 21. M)$%l) u% 9u%s*ra %l gas li>%ra$) r%!ir!ula$). >lustra la situación bajo condiciones normales de perforación. %a presión hidrostatica (G#* es mayor "ue la presión del fluido de formación (D#*. :ote como el filtrado del lodo de perforación (mudcae* ha invadido la zona permeable soportada por hidrocarburo. Cn drilling brea positivo, define el tope de la arenisca soportada por hidrocarburo, y un drilling brea negativo, define la base. &ebido a "ue el degaser no remueve todo el gas contenido en el lodo, después de un tiempo total de circulación reaparece este gas recirculado en la superficie. El tiempo total de circulación T %ag time(%ag up*Slag do)nS tiempo del lodo de perforación, a través del sistema de circulación (tan"ues*. El gas recirculado, siempre es menor y es rico en gases pesados. 3#&T3nnular pressure drop o E1&T %ost Effective circulation density.
4.0 FACTORES QUE AFECTAN LA LECTURA DE GAS • #resión &iferencial (Digura /6*
%os pozos generalmente son perforados con cierta
presión diferencial, la presión de la columna hidrost'tica exceder' a la presión de poros. 4ajo circunstancias normales de perforación los valores de presión diferencial siempre son positivos y la presión hidrost'tica excede a la presión de formación, generalmente por unos pocos psi. El gas liberado durante la perforación con una presión diferencial positiva, es debido al gas liberado. +i la perforación ocurre en una zona donde la presión hidrost'tica es menor a la presión ejercida por los fluidos de la formación, la presión diferencial es negativa resultando en un sobrebalanceo de la columna. +i la formación tiene una buena permeabilidad y
68
porosidad habr' un gran influjo desde la formación al pozo resultando probablemente en una patada de pozo donde se entra a controlar el pozo. +i la formación es menos permeable y menos porosa, los fluidos de la formación incluyendo gas fluye a una rata lenta. Esto permitir' tomar las respectivas acciones correctivas (es posible "ue se incremente el peso del lodo*. En ambos casos, el gas "ue llega a superficie es debido al gas liberado y al gas producido. &urante condiciones normales de perforación el gas en superficie es debido solamente al gas liberado. • #orosidad 1ontrola el grado de desalojo del gas contenido en la formación (Digura /0*. • 7ata de penetración 1ontrola la concentración de gas en el lodo. 3 mayor rata de
penetración mayor concentración de gas en un corto intervalo de tiempo. 3 menor rata de penetración, la concentración de gas es mucho menor en magnitud pero mas grande en duración (Digura /5*. • %a profundidad %os sho)s de gas se incrementan con la profundidad, puesto "ue la
expansión se incrementa con esta. • %a eficiencia de la trampa de gas. %os gases m's livianos, son m's f'ciles de separar del
lodo "ue los gases m's pesados, por lo tanto los gases livianos se pueden perder a través del nipple de la campana y de la l!nea de flujo. • %a rata de flujo 3 mayor rata de flujo mayor concentración de gas • 1omposición del lodo
En lodo base agua la cantidad de gas liberado es inversamente
proporcional al agua utilizada. 1uando el peso del lodo y la salinidad se incrementan, la habilidad del lodo para disolver gas decrece y la cantidad de gas liberado se incrementa. En lodos base aceite, el solvente del gas es la fase aceitosa, la cual tiene mayor capacidad de disolución "ue el agua, resultando en un sho) de gas m's pobre. Entre mas baja la viscosidad, mayor eficiencia presenta la trampa de gas. 3 mayor peso del lodo decrece la eficiencia de la trampa y decrece la solubilidad del gas. El sho) de gas reduce el peso y la viscosidad del lodo. 1uando el peso del lodo es muy alto (mayor "ue la presión de la formación* la presencia de gas es muy baja a nula.
6;
Figura 23. M)$%l) u% ilus*ra u# s)Q $% gas a%!*a$) ')r la ')r)si$a$. >lustra la misma situación de la figura /-, pero el sho) de gas no se extiende a través de todo el intervalo arenoso. Esto se debe posiblemente a (3* El intervalo poroso soportado por gas subyace un intervalo arenoso no poroso. ó (4* =odo el intervalo de arenisca es poroso, pero solamente la parte superior contiene gas.
6
Figura 24. E%!*) $% la ra*a $% '%#%*ra!i"# +ROP s)>r% l)s s)Q $% gas. >lustra el mismo intervalo de arenisca de la figura /0. En este caso, la 7<# es mucho m's lenta. 1uando la rata de penetración es baja, el sho) de gas es m's amplio en duración.
6K
Figura 25. Pr%si"# $%l lui$) $% )r9a!i"# %=!%$% a la 'r%si"# i$r)s**i!a $%l l)$). >lustra una situación de presión anormal (=4# V D#*. =4#T G#S3#&. El sho) de gas en este caso,, es debido al gas liberado m's el gas producido. 1uando se entra a perforar arcillolita, la componente del gas liberado desaparece. El gas producido, continua fluyendo, siendo controlado por la porosidad y permeabilidad de la arenisca.
5.0 GAS TOTAL # CROMATOGRAFIA
%a relación entre el gas total y la cromatrografia generalmente no es contante. El registro del gas total no coincide extactamente con la cromatografia de gases (1- a 18*. Esto no necesariamente implica un mal funcionamiento del detector de gas o del cromatografo de gas. %a desigualdad en los valores entre el gas total y la cromatografia de gas se debe principalmente a El gas total es una lectura constante de gas, la cual es proveniente del lodo a través de la l!nea de gas "ue llega a la unidad de mudlogging mientras el an'lisis de cromatografia utiliza una muestra de gas "ue es tomada cada cinco minutos seg$n la respuesta del cromatogr'fo. #or lo tanto, para "ue el cromatogr'fo tome una lectura en el pico m's alto de gas es
8@
remota. 3 veces es recomendable "ue el an'lisis de cromatografia se realice manualmente, con el fin de realizar la cromatografia en el pico m's alto de gas total. El an'lisis de cromatograf!a de gas puede ser usado solamente para determinar los radios de los gases de hidrocarburos presentes en la muestra mientras el gas total es usado para determinar la concentración de gas total en la muestra.
5.1 M$TODOS DE CHEQUEO DEL SISTEMA DE GAS • Es importante "ue cada cinco d!as se calibre el cromatogr'fo de gas con un gas de
calibración especialmente "ue contenga los gases livianos y pesados presentes en los hidrocarburos (1- hasta 18*. • 1omprobar "ue el detector este respondiendo adecuadamente a la muestra "ue es tomada
de la trampa de gas. • &renar cada ocho horas la l!nea de gas, la cual puede estar sucia con lodo o puede estar
h$meda impidiendo una adecuada lectura de gas. 7evisar toda la l!nea de gas (todos los e"uipos "ue se usan*. 1he"uear "ue la dina pump (bomba de vacio* este funcionando adecuadamente. • 7evisar periódicamente (cada vez "ue se recoja una muestra* "ue la trampa de gas este
funcionando, no solamente el motor sino estar pendiente "ue el agitador (elite* este en movimiento de manera "ue este separando el gas del lodo de perforación. En algunas ocasiones el agitador se puede desprender de la trampa, "uedando funcionando solamente el motor sin cumplir la función de separar y tomar la muestra de gas. • %impiar la trampa de gas cada tres horas debido a "ue se puede formar una torta de lodo
y taponar la abertura de la l!nea de gas. • %levar simult'neamente la carta de gas total y la cromatografia de gases. %a carta de gas
(1heessel* debe estar marcada con la atenuación "ue se esta trabajando y cada pico de gas debe estar marcado con su profundidad. • %a carta de calibración de cromatografia de gas debe estar visible con su respectivo
tiempo de retención de cada gas con el fin de determinar m's f'cilmente los picos de gas, especialmente el 1- y 1/ "ue generalmente est'n muy unidos.
8-
• El tiempo de duración de las lecturas de los diferentes tipos de gases debe de ser el
adecuado con el fin de "ue se pueda detectar los $ltimos picos de gases (15 9 18*. • En algunas ocasiones se apaga alguna zaranda, es oportuno "ue tanto el recogemuestra
como el logger este pendiente de dicha situación con el fin de colocar la trampa de gas en la zaranda "ue este funcionando. • 7evisar constantemente "ue la trampa de gas no este ahogada con el nivel del lodo. • Estar pendiente de la perdida de sensibilidad (debido a taponamiento de la l!nea de gas,
mal funcionamiento en los e"uipos del sistema de gas*, la cual ser' observable por una declinación en el gas total en la carta. Esto se puede observar cuando se hace una conexión o se para la circulación y la curva de gas total no var!a. (Digura /8*. • 1he"uear el sistema de gas, el detector y el cromatogr'fo con carburo o inyect'ndole gas
desde la trampa cada -/ horas. • #urgar con aire la l!nea de gas y ajustar el cero. 7evisar la botella "ue se coloca en el
sistema de gas y "ue ayuda a capturar fluidos, con el fin de observar "ue tanta cantidad de vapor agua esta obstruyendo la l!nea de gas resultando en baja de sensibilidad en la lectura del gas total y la cromatografia. %a botella nos dar' una idea con "ue frecuencia se debe purgar la l!nea de gas. • 1uando la cromatografia de una zona de gas cambia, es decir si la cromatografia esta
registrando picos desde 1- hasta 16, y desaparece cual"uier de estos picos puede indicar "ue el cromatogr'fo esta fallando. Esto siempre y cuando las condiciones de perforación tales como el peso del lodo no ha cambiado dr'sticamente. • +e recomienda "ue después de cada viaje o en un periodo de no circulación se apague la
bomba de vac!o y el motor de la trampa. • +i se ha venido registrando gas durante la perforación y de repente la lectura de gas cae
bruscamente o después de un viaje no se vuelve a registrar gas se recomienda che"uear el sistema de gas como se ha descrito en los puntos anteriores. • En zonas donde la detección de gas ha sido nula, es recomendable che"uear la trampa gas
e inyectar gas para estar seguro "ue este funcionando adecuadamente.
8/
• %a manguera "ue se usa, para transportar la muestra de gas desde la trampa de gas hasta
la unidad de mudlogging debe ser lo m's corta posible, sin tener catenaria (curvatura*, ni "uiebres bruscos "ue impida llevar la muestra r'pidamente al totalizador de gas "ue se encuentra en la unidad de mudlogging.
Figura 2-. Cura $% gas $ura#*% la '%r)ra!i"#.
5.2 ANÁLISIS E INTERPRETACION DE CROMATOGRAFIA DE GAS El cromatogr'fo es el instrumento "ue muestra los componentes "ue representa la concentración de los gases en los hidrocarburos metano, etano, propano, i9butano, n9 butano, pentano y hexano. %a proporción de los gases da una indicación de la composición de los fluidos del reservorio. Cn sho) de gas se define como un incremento en el nivel del gas (bacground*. %a concentración de gas se da en partes por millón o en unidades. 1uando se usa, los cromatografos tipo D>& 43+E%>:E, se tiene la siguiente relación
80
Cna unidad es igual a 6@@ ppm. 1- (ppm*T %ongitud del pico x 3tenuación x constante (seg$n la calibración*
Gas T)*al +u#i$a$%sU 1C12C23C34C45C5-C- W 500 6./.- El método m's usado y de mejor aceptación para la interpretación de los hidrocarburos consiste en calcular Bh (Betness ratio*, 4h (4alance ratio* y 1h (1haracter ratio*, los cuales est'n basados en el estudio realizado por W.G Ga)orth, 2. +ellens, X 3. Bhittaer (33#?, 3ugust -K6* BhT Y(1/S10...S16*J(1-S1/S10...S16*Z x -@@ 4hT(1-S1/ * J (10Si15Sn15S16* 1hT (i15Sn15S16* J 10 %a interpretación b'sica esta dada por Bh as! +i Bh V @.6 T ?as muy seco +i @.6 V Bh V -;.6 T ?as (&ensidad se incrementa al aumentar Bh* +i -;.6 V Bh V 5@ T 3ceite (&ensidad se incrementa al incrementarse Bh* +i Bh O 5@ T 3ceite 7esidual El c'lculo del 4h se hace para identificar gas proveniente del carbón ya "ue este es rico en 1- y 1/. +i 4h O -@@, la zona es de ?as muy seco +i Bh indica gas y 4h O Bh, la interpretación de gas es correcta y la densidad del gas se incrementa a medida "ue las curvas se aproxima la una a la otra. +i Bh indica gas y 4h O Bh, gasJaceite, ó gasJcondensado podr!an interpretarse +i Bh indica aceite y 4h V Bh, la interpretación de aceite es correcta y la densidad del aceite se va incrementando a medida "ue las curvas se separan. +i Bh O 5@, 4h deber' ser mucho menor "ue Bh, indicando aceite residual. El c'lculo de 1h se hace para clarificar la interpretación de Bh y 4h en donde ellos indican gas
85
+i 1h V @.6, entonces la interpretación de gases dada por Bh y 4h, es corecta. +i 1h O @.6, entonces la interpretación de gases dada por Bh y 4h, indica "ue el gas esta asociado con aceite. %a relación ideal de estos radios para diferenciar los tipos de fluidos del reservorio esta ilustrada en la figura /;. -3. ?as muy liviano (Mery light gas*. El gas liberado de la formación es principalmente metano con un poco de etano. El Bh incrementa ligeramente, pero el 4h no disminuye de -@@. El 1h es cero, mostrando ausencia de gases de hidrocarburos pesados. -4. ?as de densidad media (2edium 9 density gas*. Bh es mas grande "ue @.6, pero menor "ue -;.6, indicando gas. %a posición del 4h confirma la anterior interpretación e indica gas de densidad media. El 1h verifica la interpretación del gas. -1. Fona ?asJ aceite (?asJoil*. Bh y 4h indica gas. +i 1h es mayor de @.6 indica gas asociado con aceite. -&. 1arbón (1oal*. El valor de Bh aparentemente indica aceite, lo cual es falso. +in embargo, 4h y 1h indica un gas seco. %a litolog!a indica la presencia de carbón. -E. 3ceite de gravedad media. (2edium. gravity oil*. Bh se situa entre -;.6 y 5@, y la posición del 4h indica la densidad del aceite. -D. 3ceite residual (7esidual oil*. Bh mas grande "ue 5@ y 4h menor "ue Bh. El contenido de metano es bajo (V8@A* sugeriendo un fracción volatil y una ausencia de movilidad. Figura 2. R%la!i)#%s %#*r% la *%#$%#!ia 'r)u#$i$a$ i$%al $% #u%)s ra$i)s $% gas $%sig#a$)s 'ara i#$i!ar ari)s lui$)s $% i$r)!ar>ur)s.
&ebido a "ue las curvas son afectadas por factores como la porosidad, permeabilidad, presión hidrost'tica, densidad de circulación efectiva (E1&*, presión de formación, el anterior an'lisis de hidrocarburos puede ser realizado teniendo en cuenta los siguientes datos • >ndicadores de la porosidad tales como la rata de penetración (7<#* o gas total
normalizado para indicar cuales zonas tiene un buen potencial de producción.
86
• %itolog!a para identificar zonas bajas en hidrocarburos. • Dluorescencia, para confirmar la interpretación de los radios (Bh, 4h X 1h* y ayudar
a establecer zonas de contacto aceiteJagua. 6././.
%a relación 1-J1/ determina si el reservorio contiene gas, aceite o es no productivo. %a pendiente de la recta 1-J1/L 1-J10L 1-J15L 1-J16. indica si el reservorio produce hidrocarburos o hidrocarburos y agua. #endientes positivas indican producción. #endiente negativa indica agua. +i la relación 1-J1/ esta entre / y -6 la zona es de aceite. +i la relación 1-J1/ esta entre -6 y 86 la zona es de gas. +i la relación 1-J1/ es menor de / ó mayor de 86 la zona no es productiva.
)#as 'r)$u!*ias $% gas s%!) 9u%s*ra# s)la9%#*% C1 2uestras con un contenido muy alto de 1- son probablemente provenientes de agua salada. 2uestras con una relación 1-J1/ muy baja en la zona de aceite y una relación muy alta en la zona de gas corresponden a una zona productiva. 2uestra (excepto 1-J16 en lodo base aceite* "ue presentan una relación menor a la "ue precede, la zona es probablemente no productiva. #or ejemplo, si 1-J15 es menor "ue 1-J10 la zona posiblemente contiene agua.
VI. DETECCION # ANÁLISIS DE
HIDROCARBUROS
88
1.0 DETECCION DE HIDROCARBROS 2.0 CALIFICACION DEL SHO DE HIDROCARBRO %a detección de los hidrocarburos en los cortes y en el fluido de perforación es de suma importancia para toma de decisiones en el programa de pruebas y corazonamiento del pozo, y en decisiones tales como si se abandona o no el pozo. Dactores "ue complica la evaluación de los hidrocarburos • %a fluorescencia natural adem's de ser un rasgo caracter!stico del aceite también es un
rasgo de varias sustancias encontradas durante las operaciones de perforación. • %os lodos base aceite, la grasa de la sarta y algunos aditivos del lodo muestran
fluorescencia natural. • 3lgunos hidrocarburos livianos se evaporan durante su trayecto desde el fondo del hueco
hasta superficie, siendo dif!cil su evaluación. • El lavado de la muestra por parte del recogemuestra puede dispersar algo del contenido
de hidrocarburos. Es importante "ue la evaluación del sho) de hidrocarburos sea precisa y en lo posible objectiva. El color y la intensidad del manchamiento de aceite, fluorescencia, corte del solvente, fluorescencia del corte del solvente, residuo de la fluorescencia del corte variar' de acuerdo a las propiedades f!sicas, "u!micas y biológicas de cada acumulación de hidrocarburos. 1uando se sospeche la presencia de hidrocarburos, es importante considerar los siguientes aspectos porosidad y espesor del intervalo productor, evaluación petrófisicas y calidad de las pruebas de hidrocarburos "ue se realizan en las muestras perforadas yJo en las muestras de pared o intervalo corazonado.
8;
1.0 DETECCION DE HIDROCARBUROS %os métodos usados para la detección e identificación de hidrocarburos durante la perforación son
1.1 OLOR El olor puede variar desde pesado (caracter!stico de aceite de baja gravedad* hasta ligero y penetrante (condensado*.
%a intensidad del olor depende del tamao de la muestra.
&urante los procesos de secado de la muestra, se puede percibir mejor el olor de los hidrocarburos.
1.2 MANCHAMIENTO SANGRAMIENTO VISIBLE %a cantidad de aceite de los cortes "ue se lava en su trayecto hasta superficie, esta en función de la permeabilidad. En rocas muy permeables solamente cantidad muy pe"ueas de aceite es retenidas en los cortes. 1on frecuencia el sangrado de aceite y gas puede ser observado en corazones, y algunas veces en los cortes perforados de formaciones apretadas. %a presencia de sangramiento y gas en los cortes indica una formación de baja permeabilidad. %a cantidad de manchamiento de aceite sobre los cortes perforados y corazones es principalmente una función de la distribución de la porosidad y la distribución del aceite en los poros. El color del manchamiento de aceite esta relacionado con la gravedad del aceite aceites pesados tienden a ser pardos oscuros mientras aceites livianos tienden a ser de colores claros. El manchamiento por minerales ferruginosos pueden ser reconocidos por su ausencia de olor, fluorescencia o corte. El porcentaje de manchamiento en una muestra se da en base al recalculo de los granos "ue presenten manchamiento. #or ejemplo @A 1lst, /@A +s, 6@A brn oil stnd (la mitad de la arenisca esta manchada con aceite pardo*. 1uando solamente algunos granos individuales de arena presenta fluorescencia puede indicar gas o condensado.
1.3 PREBA CON ACIDO +HCl
8
El G1l diluido puede ser usado para detectar sho) de aceite en cortes. %a presencia de aceite en rocas calc'reas puede ser detectado por gotas de G1l (-@A*. %a reacción del 'cido sobre los cortes, formar' grandes burbujas, las cuales se adhiere al corte de tal manera "ue este flote hasta superficie. 3lgunas veces las burbujas estallan y el corte cae otra vez al fondo. En fragmentos "ue no contienen aceite las burbujas no llegan a ser tan grande y por lo tanto el corte permanece en el fondo. En fragmentos no calc'reo y manchados con aceite se formara burbujas grandes las cuales formara una pared el'stica y firme.
1.4 FLORESCENCIA NATRAL +L LTRAVIOLETA El color de la fluorescencia es !ndice de la gravedad del aceite. =odas las muestras debe ser examinadas bajo el fluoroscopio. El proceso para llevar a cabo la fluorescencia es el siguiente +e coloca la bandeja de la muestra lavada o un fragmento del n$cleo o muestra de pared bajo la luz ultravioleta. %a parte de la muestra "ue exhibe fluorescencia es recogida y se coloca en una porcelana blanca para luego realizarle la prueba de la fluorescencia del corte. %a fluorescencia natural se debe realizar sobre muestras "ue no han sido secas debido a "ue en muchos casos los aceites muy livianos o condensados no fluoresce después "ue la muestra ha sido seca. El porcentaje de fluorescencia natural se da en base a un recalculo de los granos "ue presenten fluorescencia. #or ejemplo, @A 1lst, /@A +s, 6@A :at fluo. (la mitad de la arenisca posee fluorescencia natural*. 3lgunos materiales da una fluorescencia "ue no corresponden a hidrocarburos, como • %a presencia de material resinoso en la formación. • #orcelanas contaminadas por grasa o sudor de los dedos de la piel. #or lo tanto las
porcelanas deben ser lavadas cuidadosamente. • 1emento ?ilsonite, el cual da color al reaccionar con alg$n solvente. • 1ontaminación de los cortes por grasa "ue ha sido usada en el revestimiento, en la
mesa rotaria o en las uniones de la tuber!a de perforación.
8K
• Dluorescencia debido a los tipos de lodo base aceite o lodos emulsionados. Esto
ocurre cuando el aceite no ha sido eficientemente emulsificado o cuando la muestra no ha sido limpiada adecuadamente. • Dluorescencia mineral %a calcita, dolomita, marga, caliza tizosa (chal*, anhidrita dan
fluorescencia. %a fluorescencia mineral no da corte al adicionarle solvente. %a fluorescencia debido a grasa o aceites refinados se determina bajo examinación minuciosa en el microscopio o mediante el uso de la técnica del papel filtro (filter paper test*. %a técnica del papel filtro (Digura /* se puede usar cuando se perfora con lodos base aceite. #e"uea cantidad de muestra lavada y seca es triturada en un mortero. +e coloca una cantidad en el centro de un papel filtro y se le agrega sobre la muestra un solvente (cloroetano*, "ue humedezca suficientemente el papel filtro. Este se observara bajo la luz ultravioleta como un halo fluorescente.
%a fluorescencia y la intensidad del halo
permanecer' aproximadamente constante mientras "ue este sea solamente resultado de lodo base aceite. 1uando se perfora en una zona de hidrocarburos el halo fluorescente es debido al lodo base aceite y al aceite natural. Cn cambio puede observarse en el color del manchamiento, la intensidad y color de la fluorescencia. %a intensidad del halo fluorescente incrementa cuando se perfora en una zona soportada por aceite y con lodo base aceite.
Figura 2<. D%*%!!i"# $% a!%i*% +!ru$) %# '%r)ra!i)#%s !)# l)$) >as% a!%i*%.
;@
1.5 CORTE DEL SOLVENTE El corte es la coloración observada con el ojo desnudo (E:L luz natural* cuando se agrega un solvente a la muestra "ue contiene hidrocarburos (aceite crudo*. %os aceites pesados generalmente da un corte fuerte mientras los aceites livianos da un corte menos fuerte. %os aceites de igual gravedad muestran apreciables diferencias de acuerdo a su composición "u!mica. 3ceites naftanicos (asfalticos* generan cortes mas oscuro "ue los aceites alcalinos (parafinicos*. El condensado da un corte muy ligero. Cn corte positivo dejar' color mientras un corte negativo no deja color. El procedimiento para realizar la prueba del corte del solvente es el siguiente Cna pe"uea cantidad de la muestra es colocada en una porcelana limpia y se agrega el solvente (cloroetano, cloroformo, o eter, etc.*. +e recomienda dejar secar la muestra a temperatura ambiental y luego se agrega el solvente. =ambién se puede observar un anillo residual cuando se deje evaporar el solvente. 1.5.1 Tipos de solventes • 1loroetano Es el solvente recomendado (especialmente para hidrocarburos pesados*
debido a "ue este no es inflamable y relativamente no tóxico. Este solvente dura m's tiempo sin contaminarse, mientras cuando se usa eter como solvente, tiende a contaminarse con mayor facilidad, por lo tanto es menos usado. • Eter Es el solvente m's fuerte y es peligroso al fuego. • 1loroformo Es también un buen solvente (para hidrocarburos pesados* pero es
peligroso en sitios cerrados. 1.- FLORESCENCIA DEL CORTE DEL SOLVENTE Es la prueba m's confiable para observar la presencia de hidrocarburos en la muestra. +e observa bajo luz ultravioleta, siguiendo el mismo proceso del corte del solvente. %a muestra debe estar seca (temperatura ambiente* para realizar esta prueba. +i la muestra contiene hidrocarburo, se observara unos hilillos o corrientes fluorescentes al reaccionar con el solvente. Entonces se eval$a la intensidad y la velocidad de los hilillos. 3 veces, la fluorescencia del corte no es observable, pero al evaporarse se observa un anillo residual. 3lgunas muestras no presentan fluorescencia, ni da corte del solvente positivo, pero la fluorescencia del corte (amarillo brillante* es positiva, indicando la presencia de hidrocarburos de alta gravedad. ?eneralmente aceites de baja gravedad no fluoresce pero si da corte (pardo muy oscuro* y su fluorescencia del corte varia entre blanco lechoso a naranja oscuro. 1uando la muestra analizada presenta abundante caving la calificación del sho) se da solamente a la fracción "ue es insitu y se especifica el porcentaje de caving. #or ejemplo +s even brn oil stnd, even, bright yl nat fluo, brn lt cut, mly )h, strmng, strm, fast cut fluo, no vis res. Dr sho). (-@A +s, K@A +hale cavings*. 1. MOABILIDAD +ETTABILIT %a tendencia de la muestra a flotar sobre el agua, cuando es sumergida, es frecuentemente una indicación de la presencia de aceite. El procedimiento para llevar a cabo este método es
;-
el siguiente 4ajo el microscopio se agrega unas gotas de agua a la parte de muestra "ue presenta posible manchamiento de aceite. +i el agua no es chupada dentro del corte o fluye a la superficie, y el residuo de hidrocarburo es levantado o se enrolla como gotas esféricas, es evidencia de "ue la muestra contiene aceite. 2anchas secas, pueden aparecer sobre la muestra cuando el agua es evaporada. En perforaciones con fluidos de aire, este método no es confiable. 1.<. PREBA DE AGA7 ACETONA %a acetona es un solvente pobre, especialmente para los hidrocarburos pesados pero bueno para materiales bituminosos y aceites livianos. %a roca es triturada y colocada en un tubo de ensayo y se adiciona acetona. I después de agitarla intensamente, este es pasado a otro tubo por un filtro y se adiciona una cantidad igual de agua (el acetona y el agua es miscible, es decir, se puede mezclar*. 1uando los hidrocarburos esta presente se observara una dispersión blanca lechosa. En caso de "ue abundante hidrocarburos fluidos este en la muestra, algo de aceite puede flotar en el tope de la mezcla acetona9agua. 1., IRIDISCENCIA %a iridiscencia puede ocurrir con aceite de cual"uier color o gravedad pero es m's probable ser observable con aceites livianos, menos coloreados, donde el manchamiento de aceite esta ausente. %a iridiscencia puede ser observada en muestra h$meda o en el lodo. %a iridiscencia sin coloración de aceite o manchamiento puede indicar la presencia de aceite liviano o condensado. 1uando son usados lodos base aceite o emulsiones de aceite, la iridiscencia del lodo se observa y no debe ser confundida con la de los hidrocarburos de formación. 2.0 CALIFICACION DEL SHO DE HIDROCARBROS =érminos "ue se usan para la calificación de sho) de hidrocarburos 2.1 DISTRIBCIN DEL MANCHAMIENTO DE ACEITE • Even (K@9-@@A9parejo* 2anchamiento de aceite sobre toda la superficie de la muestra. • 2ottled (6@9K@A92anchas* 2anchamiento de aceite en 'reas relativamente grandes y
frecuentemente se interconecta debido al tamao de las 'reas manchadas (gran parte de la muestra* • #atchy (0@96@A9#arche* El manchamiento de aceite esta sobre arreas aisladas. Es
menor "ue el anterior. • +potty (-@9/@A92oteado*
El manchamiento de aceite visible se observa como pe"ueas concentraciones aisladas. Es menor "ue el anterior. ?eneralmente el manchamiento de aceite cubre grupos aislados de granos.
• +pecled (69-@A9#untos*
=érmino "ue puede ser usado si el porcentaje de manchamiento se restringe solamente a granos aislados o espacios porosos aislados. 2.2 DISTRIBCIN DE FLORESCENCIA NATRAL %os términos son los mismos "ue para el manchamiento de aceite.
;/
2.3 INTENSIDAD DE FLORESCENCIA NATRAL FLORESCENCIA DEL CORTE 4right (strongJgood* Cn color vivo observado &ull (fair* Cn color opaco observado. #ale ()eaJfaint* Cn color escasamente observado. :one :ing$n color observado. 2.4 VELOCIDAD DEL CORTE DastJflash (r'pido* >nmediatamente el corte fluoresce. +lo) (lento* 6 segundos o m's para producir el corte. 1rush (triturar* +e necesita triturar la muestra para producir corte. 2.5 FORMA DEL CORTE 4looming (floreciente* Dorma nubes +treaming (corrientes* Dorma hilos o corrientes. 2.- RESIDO 3l evaporarse el solvente (dicloretano*, se forma un anillo residual "ue puede ser visible bajo el fluoroscopio y bajo la luz natural. 3 medida, "ue el hidrocarburo es m's pesado, el anillo residual es m's oscuro, haciéndose m's notorio. +i el color de la fluorescencia no es uniforme en toda la muestra, es necesario describir la variación y porcentaje de los colores. #or ejemplo 0@A patchy natural fluorescence, varyng dull gold (;@A* and bright yello) (0@A*, etc.. :ote #atchy nature and variation in fluorescence color are due to distribution of clay or silt or mineral cement matrix in sample. Ta>la . Gua 'ara la $%s!ri'!i"# $% s)Q $% a!%i*%. OIL SHO DESCRIPTION GIDE +G:?
M>+>4%E<>%+=3>: (under 2icroscope* A &>+=7>4C=><:
ME7I #<<7 #<<7 (-9-@A*
EME: 2<==%E&
D3>7 (-@9/@A* ?<<& (/@95@A* ME7I ?<<& (O5@A*
#3=1GI +#<==I +#E1H%E& :>%
:3=C73% D%C<7E+1E:1E 1C= 7E+>&C3% (Cnder C.M. %ight 4ox* D%C<7E+. D%C<7E+1E:1E 1<% +#E&& 1<%=E O 56 +=7E:?G= %>?G= 4%CE =< 47>?G= (+=7<:?* IE%%=E 06 9 56 &C%%(D3>7* 47>?G= IE%%:? +=7E32>:?
7E237H
1<%
2<&>D>E7+ (U*
1<%
#ercentage above 5@ must be reported. ie. very good (;@A*. +i el
Drom very %ight 4ro)n to & 4ro)n % if no visible oil stain.
Dor the intensity of the colour +trong rich color Dair &ull or poor colour. Bea (faint* 4arely discernable
Marious shades of yello) to light brn, blue 9 )hite (mily,
7>:? 7E+>&CE 1<%%.
;0
;@A of the sand has natural fluorescence.
colour. dull, pale*.
VII. SENSORES # PARAMETROS DE
PERFORACION 1.0 RATA DE PENETRACION +R.O.P 2.0 TORE 3.0 PRESIN STAND PIPE 4.0 PRESIN DEL CASING 5.0 ROTARIA +RPM -.0 CONTADORES DE STROES
;5
.0 PESO SOBRE LA BROCA +OBWOH <.0 NIVEL DE LOS TANES DE LODO ,.0 RETORNO DE FLO 10.0 DENSIDAD DEL LODO 11.0 TEMPERATRA RESISTIVIDAD 12.0 SENSOR DE H2S 1.0
RATA DE PENETRACION +ROP
Es definida como el tiempo re"uerido para perforar una longitud de perforación durante un tiempo. +e puede expresar en 2inutosJpies (2inJft*L minutosJmetros (minJm*L piesJhora (DtJhr*L metrosJhora (mJhr*. %a curva de la rata de penetración es graficada instant'neamente a medida "ue la broca avanza. %a 7<# es afectada por varios factores • %itolog!a y tipo de matriz de la roca. • #eso sobre la broca (B<4* • 7evoluciones por minuto (7#2* • 4roca (tamao, tipo y condición* • Gidr'ulica (eficiencia para remover los cortes por el fluido de perforación*. • #resión diferencial (presión hidrost'tica menos presión de formación* •
;6
%a gr'fica de 7<# generalmente suministra información muy $til sobre los cambios litológicos. %os incrementos o disminuciones en la 7<# coincide generalmente con un cambio en la litolog!a, sin embargo en algunas litolog!as no se producen cambios en la 7<#. #or lo general para definir un tope litológico o cambio de litolog!a siempre se che"uea la 7<# acompaada con la información de los cortes analizados, registro de gas, tor"ue, etc.. 3lgunos términos usados para la 7<# son (Digura /K* • +G3%E 43+E %>:E +e denomina base line a la tendencia de la curva 7<# en una gran
sección de una litolog!a predominante. En una secuencia compuesta por arenas y lutitas, la tendencia de la 7<# sobre la lutita es usada como 43+E %>:EL mientras en una secuencia de carbonatos y evaporitas, la tendencia de la caliza es generalmente usada como 43+E %>:E. • &7>%%>:? 47E3H Es un incremento abrupto en la 7<#. ?eneralmente es dos o tres
veces mayor a la 43+E %>:E. >ndica cambios de litolog!a, aun"ue a veces también pueden indicar un repentino incremento en la presión de formación "ue puede ser encontrado cuando una falla es atravesada.
=ambién puede indicar zonas de
hidrocarburos. • &7>%%>:? 47E3H >:ME7+< Es una disminución abrupta en la 7<#. #uede indicar
cambios litológicos pero también puede indicar intervalos fuertemente cementados. • =E:&E:1>3 &E% &E+?3+=E 1uando la broca esta desgastada se observa en la
curva de 7<# una disminución uniforme como respuesta a la perforación. Esta respuesta es lejos de la 43+E %>:E. En ocasiones cuando se perfora arcilla pegajosa, la broca se puede embotar de tal manera, "ue disminuye dr'sticamente la 7<#. • &7>%%
incremento en la 7<#. ?eneralmente indica una zona donde la presión de poros esta incrementando (zonas sobrepresionadas*. • =E:&E:1>3 &E 1<2#31=31><: %a presión de sobrecarga y la edad geológica de
la roca aumenta con la profundidad, llegando la roca a ser m's compacta debido a los
;8
procesos diageneticos a los "ue est'n expuestos. Esta compactación puede alguna veces ser vistos en la curva de 7<#. Figura 2,. T%r9i#)l)ga $% la !ura ROP.
1.1 CORRELACIN DE LA ROP • %a 7<# generalmente indica cambios litológicos, por lo tanto la 7<# es un instrumento
importante para la correlación de pozos. ?eneralmente para correlacionar la curva de 7<# con otros pozos, se usa la tendencia de la 7<# en un intervalo, m's no puntual. #or lo tanto los pies individuales con altas ratas de penetración se recomienda no usarlos como correlación, debido a "ue pueden ser pies falsos o influenciados por la falta de experiencia del perforador. • ?eneralmente con brocas triconicas los pies r'pidos representan arenas y los pies lentos
lutitas. %as calizas, especialmente las cristalinas representan pies lentos. %o anterior no es una regla general debido a "ue la 7<# puede estar influenciada por el B<4, densidad del lodo, presión de bomba, tor"ue, etc.. (Digura 0@*. • Es conveniente "ue se incluya toda la información necesaria en el master log, "ue pueda
ser $til en la correlación con otros pozos. #or ejemplo, las propiedades del lodo, B<4, presión de bomba, di'metro del hueco, broca embotada, etc.. %a anterior información es $til cuando se correlaciona la 7<# con otro pozo y as! evitar las malas interpretaciones. • %as secciones $tiles para la correlación son los drilling brea o drilling brea inversos. • %a 7<# es $til en la interpretación de litolog!a. %a aparición de una menor proporción
(trazas* en la muestra frecuentemente marca un cambio de formación. ?eneralmente la primera muestra de una nueva litolog!a siempre contiene porcentajes menores de la nueva litolog!a, debido a "ue la cantidad de pies perforados de la nueva litolog!a son pocos e influenciada también por la ineficiencia del limpiamiento del hueco, lo cual resulta en abundantes derrumbes (cavings* o cortes de la formación suprayacente. #or lo tanto el tope en la columna de litolog!a interpretada se puede colocar cuando aparezca las primeras trazas de la nueva litolog!a, adem's de tener en cuenta la 7<# (Digura 0-*. • Es importante tener en cuenta "ue el tope de la formación no es gradacional.
;;
• 1uando se usa la broca #&1 (policristalinas* la 7<# no es generalmente $til para
correlación y como par'metro pa r'metro indicador indicador de cambios cambios de litolog!a. litolog!a. • En la columna de litolog!a interpretada, se puede utilizar la experiencia del geólogo
(logger* y estudios de geolog!a superficial superficial.. Esta columna a veces veces es distorsionada por la falta de experiencia experiencia del geólogo (logger*. (logger* . • %os topes de formaciones formaciones de los registros registros eléctricos eléctricos son diferent diferentes es a los topes dados en
base a la 7<# y al cambio cambio litológico litológico de los cortes analizados. analizados. Esto se debe a la profundidad llevada llevada por el perforador no es tan exacta y a la ineficien ineficiencia cia del limp limpiam iamiento iento del hueco. hueco. %a diferencia diferencia de profundidades aceptada entre la medida medida por la sonda de los registros eléctricos y la medida por la tuber!a de perforación es de / pies por cada -@@@ pies perforados. • %a 7<# es registrada instant'neamente por un computador y graficada sobre el master
log. 3dem's es graficada graficada sobre una carta (1GEE+E%* acompaada con las unidades unidades de gas total detectadas. En algunas unidades existe existe una impresora impresora donde se grafica la 7<# con otros par'metros de perforación tales como peso sobre la broca, presión de bombas, tor"ue, etc. %as cartas mencion mencionadas adas son $tiles $tiles para observar los drilling drilling brea. • 1uando se usa la carta (1GEE+E%* graficadora de 7<# y gas total se recomienda "ue
cuando la rata de penetración es alta, la velocidad de la carta debe ser altaL mientras cuando la 7<# es baja la velocidad de la carta debe ser baja, con el fin de gastar menos papel y observar mejor mejor los drillin drillingg brea. • +e recomienda che"uear en cada conexión la profundidad registrada en la unidad de
mudlogg mudlogging ing con la llevad llevadaa por el perforador. perforador. %a profundidad profundidad llev llevada ada se toma con relación a la elly do)n.
;
Figura 30. Gri!a $% la ra*a $% '%#%*ra!i"# +ROP a%!*a$a a%!*a$a ')r %l '%s) s)>r% la la >r)!a +OB
Figura 31. T)'%s li*)l"gi!)s li*)l"gi!)s $% a!u%r$) a la ROP.
1.2 SENSOR DE PROFNDIDAD
En algunas ocasiones, se utiliza un sistema similar o igual al geolograph, "ue es un aparato para medir la profundidad de perforación. Este consiste, en un cable met'lico, el cual es sujetado a un punto sobre la elly, y a su vez, es enhebrado a través de una polea colocada
;K
en la corona de la torre de perforación. El cable, cable, llega a una caja, caja, "ue incluye incluye un tambor, tambor, el cual enreda el cable en respuesta, al movimiento de la elly. El sistema incluye, una polea de circunferencia conocida, alrededor de la cual, el cable es atado, antes de alcanzar el tamborL el 'rbol (eje* de esta polea conduce el geolograph. &ebid &eb idoo a "ue no todo el movimi movimien ento to de la elly elly es relac relacion ionado ado a la perforac perforació ión, n, el perforador debe activar el geolograph cada vez "ue comience a perforar, y desactivarlo desactivarlo cada vez "ue levante levante la tuber!a. tuber!a. #or lo tanto, el geolograph no registra la profundidad profundidad cuando se realiza un viaje. En otras unidades de mudlogging, mudlogging, hay un sistema independ independiente iente al geolograph, para medir la profundidad. Este consiste, en un sensor sujetado al arpón ar pón del tambor del malacate, malacate, el cual es el cond conduct uctoo del enfri enfriam amie iento nto del malac malacate ate.. Este arpón (eje* (eje* rota con el tambor tambor del malacate, a medida "ue el cable o l!nea de perforación se mueve para levantar o bajar el gancho. gancho. Este sensor, est' compuesto compuesto de dos discos, uno interno interno fijo fijo "ue rota con el arpón y , contiene /5 ranuras. El disco externo externo es anclado a cual"uier cual"uier punto y se compone de dos micro micros)i s)icth cthes es de proxim proximid idad, ad, los cuale cualess mide midenn la rotación rotación del disco disco inter interno. no.
Cna
revolución completa del tambor es 5 seales (/5 x /* y el sentido del movimiento del gancho puede ser detectado por la secuencia secuencia de las seales. En general, este sistema mide longitud indirectamente, mediante el movimiento del malacate. #ara la calibración del sensor, se calcula unas constantes de calibración (H- a H6* mediante valores conocidos (n$mero de l!neas, di'metro del tambor del malacate, di'metro de la l!nea de perforación y n$meros de vueltas en una capa* y un punto de referencia del cero (H8*. 1on los anteriores datos se puede conocer la relación del movimiento del tambor a longitud y también el movimiento vertical del gancho. El sistema descrito, puede ser utilizado tanto cuando se perfora como cuando se esta sacando tuber!a, donde muestra la posición de la broca.
2. TORE El tor"ue es la resistencia "ue opone la tuber!a al movimi movimiento ento de la broca. Es monitoreado por un sensor, colocado en el cable eléctrico, el cual suministra suministra la fuerza a la mesa rotaria o al motor del top drive.
@
Marias formaciones tienen un caracter!stico patrón de tor"ue. %as arcillolitas y lutitas generalmente muestran tor"ue bajo durante la perforación. %as areniscas pueden mostrar altos valores de tor"ue.
3. PRESIN STAND PIPE Es monitoreado por un transducer de presión el cual es localizado en el stand pipe. Este sensor debe ser calibrado con alta precisión, ya "ue cual"uier cambio en la lectura puede indicar un B3+G
4. PRESIN DEL CASING Es monitoreado por un tipo similar de transducer al anterior y es colocado en el choe manifold. Es usado para monitorear la presión del casing durante operaciones de control de pozo.
5. REVOLCIONES POR MINTO +RPM %as revoluciones por minuto (7#2* son medidas por un sensor de proximidad, el cual debe ser posicionado a -J/\ de distancia, del objeto seal. El sensor, tiene "ue ser firmemente posicionado, es decir, capaz de resistir el movimiento de la rotaria y las vibraciones, al igual "ue los cambios de temperaturas debido a "ue esta expuesto al agua y al lodo perdido durante las conexiones. +i el sensor se corre del alineamiento o fuera de la distancia re"uerida, el sensor cesa de registrar la seal. #ara reparar este sensor, se debe realizar en tiempo de no perforación, debido al dif!cil acceso. El sensor, es montado sobre el 'rbol (eje* conductor entre la mesa rotaria y el motor conductor de la mesa rotaria. 3 medida "ue el 'rbol rota, la seal es recibida en la unidad de mudlogging, de lo contrario, hay "ue revisar el sensor de proximidad. El sensor de 7#2, es calibrado por el conteo de
-
las revoluciones por minuto de la elly, calculando el factor de calibración. %a calibración es lineal. 1uando el tor"ue es irregular, la fluctuación en las rpm es mayor. 1uando las variaciones en los valores de 7#2, son muy grandes e irregulares, puede ser indicativo de un problema del sensor.
-. CONTADORES DE STROES +GOLPES %os stroes o golpes de bomba son monitoreados por un micros)itch colocado en cada bomba del e"uipo. +i el sensor no es bien colocado en las bombas del e"uipo, la seal no es recibida. En algunas ocasiones el sensor no esta bien colocado en las bombas, resultando en una doble seal recibida, lo cual altera el galonaje y al mismo tiempo el lagtime. En ocasiones cuando se recibe doble seal de golpes de bombas es posible colocar un divisor (/* en el computador el cual corrige la seal, mientras se revisa el sensor y se situa adecuadamente. 1uando esta llegando pulsos extras, se debe posiblemente a daos eléctricos en el cable. 3dem's se debe evitar, "ue no le entre agua al sensor, lo cual perjudica la detección de la seal adecuadamente. Cna manera de che"uear el sensor de golpes de bomba, es cuando se realiza una conexión, donde el contador de golpes de bomba debe marcar cero, ya "ue durante la conexión las bombas son apagadas (Digura 0/*. +e recomienda che"uear periódicamente el sensor ya "ue esto influye en la recolección de la muestra y por lo tanto en la interpretación litológica.
/
Figura 32. Cura $% g)l'%s $% >)9>a
. OBWOH El sensor utilizado para medir el peso sobre la broca (B<4* y el peso sobre el gancho (B
0
e"uipo de perforación, el cual, no es siempre -@@A correcto. El inconveniente para colocar este sensor independiente, es encontrar un sitio adecuado en la l!nea de perforación para instalarlo, y mantener este operando, cuando se corre y se corta el cable de perforación. #or lo general, este sensor es grande y pesado (denominado garrapata* es instalado en un sitio incomodo, normalmente debajo de la mesa de perforación. Entonces, mientras se corta el cable de perforación, se debe retirar el sensor, con mucho cuidado. :o se debe, olvidar instalar el sensor cuando se termine de cortar cable. %a tensión en la l!nea de perforación, es medido a través del B
<. NIVEL DE TANES Es uno de los par'metros m's importante durante la perforación "ue permite la detección de reventones (ic, blo)9out* y pérdidas de circulación o perdida en el sistema de lodo por errores del ingeniero de lodo o del encuellador. %a calibración del sensor es dif!cil debido a • %a forma de los tan"ues no es regular o el verdadero volumen no es conocido. • 3l deposito de materiales sólidos en la base de los tan"ues, los cuales pueden llegar hasta
un 6@A del volumen de los tan"ues. El volumen de cada tan"ue y el volumen total es graficado sobre una carta (2olite* donde se facilita visualizar ganancias o perdidas de lodo o de cual"uier otro fluido "ue ingrese al sistema activo de los tan"ues. &urante la transferencia de lodo de un tan"ue a otro es esencial "ue haya una comunicación con el ingeniero de lodo para "ue se facilite el monitoreo del volumen total de lodo. 1ual"uier perdida o ganancia de lodo es mejor che"uear e investigar con el ingeniero de lodo o el encuellador antes de notificarla al perforador y company man.
5
&urante circunstancias normales, en las conexiones habr' una ligera ganancia de lodo debido al retroceso del lodo del stand pipe al tan"ue de succión. 2uchos reventones pueden ser notados debido a una ganancia exagerada durante la conexión. &urante un viaje de tuber!a se recomienda llevar el tan"ue de viaje con el propósito de detectar pérdidas o ganancias de lodo. El sensor "ue se utiliza para monitorear el volumen de los tan"ues de lodo, consiste en una varilla met'lica, colocada en los tan"ues de lodo. En el tope de la varilla hay una polea. Cn flotador es sujetado a u alambre o nylon "ue da vueltas sobre la poleaL mientras en el otro extremo de la varilla met'lica, se coloca un contrapeso. El eje de la polea rota dentro de una caja met'lica. El movimiento de la polea es trasladado a un potenciometro, el cual env!a la seal a la unidad de mudlogging
,. RETORNO DE FLO +CADAL El sensor de retorno de flujo monitorea el flujo del lodo del pozo. +u función es dar advertencia y alertar sobre una perdida de circulación o un flujo del pozo (aporte de la formación*. Este sensor es tal vez el primero en detectar un reventon, mientras los sensores del sistema de lodo no lo han detectado. 3 pesar "ue es un sensor importante es poco usado debido a su poca precisión.
10. PESO DEL LODO %a medida del peso del lodo es "uiz's la m's problem'tica y la menos precisa de los par'metros monitoreados por la unidad de mudlogging. El sensor utilizado para medir la densidad del lodo, consiste en una bola de metal pesado, sumergido en el lodo y suspendido desde un soporte, el cual incluye un transducer. El transducer mide la fuerza ejercida por la bola, la cual depende del efecto boyante de la bola, siendo suspendida en fluidos de diferentes densidades. El sistema, es calibrado por cero en el aire, entrando valores conocidos en el agua y en el mismo peso del lodo de perforación.
11. TEMPERATRA RESISTIVIDAD Est'n localizados en el tan"ue de succión y en el bolsillo de las zarandas. %os "ue est'n ubicados en el bolsillo de las zarandas, pueden ser soterrados por los cortes almacenados
6
all!L y por lo tanto est'n siendo aislados del lodo. %a calibración de estos sensores es dificultosa. %a temperatura del lodo se puede che"uear mediante introducir un termómetro en el bolsillo de la zaranda. %os valores de resistividad no es f'cilmente che"ueables por ning$n otro método y por lo tanto son usualmente tomados correctos. El sensor de resistividad es importante para detectar un influjo de agua salada, el cual es corroborado mediante la prueba de cloruros realizada por el ingeniero de lodo.
12. SENSOR DE H2S 3"uellos sensores son colocados en la unidad de mudlogging y en la trampa de gas el cual mide la cantidad de G/+. +e recomienda che"uearlo cada semana con el gas de prueba.
VIII. OBSERVACIONES RECOMENDACIONES PARA EL BEN FNCIONAMIENTO DE LA NIDAD DE MDLOGGING %as unidades de monitoreo de los par'metros de perforación y el registro continuo de hidrocarburos suministradas por =.?.= ?323+, est'n compuesta por una cabina de ; metros de largo por 0 metros de ancho y por dos metros de alto, e"uipada con sus respectivos aires acondicionados para un mejor trabajo y desempeo en temperaturas extremas. El sistema de la unidad o cabina esta diseado para la ad"uisición, procesamiento y almacenamiento de la información geológica y monitoreo continuo del proceso de perforación. El monitoreo continuo del proceso permite detectar con anticipación posibles complicaciones durante la perforación.
8
#ara la interpretación geológica se realiza un an'lisis continuo de cortes de perforación con el fin de definir par'metros de la formación tales como litolog!a, densidad, calcimetria y contenido de hidrocarburos. 2ediante la utilización de diferentes sensores (mencionados en el capitulo M>>* instalados en puntos estratégicos del taladro se hace posible el registro y c'lculo de una amplia gama de par'metros tales como #rofundidad medida del pozo y =M& en casos de perforaciones direccionalesL posición actual de la broca, rata de penetración, peso sobre el gancho y peso sobre la broca, velocidad de rotación de la mesa, tor"ue, flujo de salida y de entrada, volumen del lodo en los tan"ues, porcentaje del flujo de salinidad, pG de entrada y pG de salida, conductividad de entrada y salida del lodo, presión de bombeo, temperatura de entrada y salida del lodo de perforación, densidad de entrada y salida del lodo de perforación,, contenido y cromatografia de gas, manifestaciones de G/+ y 1>>, "ue en s! desempea la misma función del primero.
=oda la
información almacenada en el 2HM>>> es impresa tanto gr'fica como numéricamente en impresoras tipo strip chart. 1ual"uier salto, fluctuaciones r'pidas o secciones lineales en las cartas graficadoras pueden ser indicativos de un problema en el e"uipo y debe ser inmediatamente corregido. %os
;
valores m'ximos y m!nimos (cero* pueden servir de ayuda para calibrar las cartas. En la carta graficadora tal como la carta 1heesel se puede controlar la profundidad de perforación, la 7<#, el tiempo yJo la profundidad de retornos de los cortes (%ag Cp* y el gas total en unidades. 3dem's de la carta cheesel, también se usa la carta del molite en la cual se registra todos los par'metros de perforación. Estas cartas graficadoras se usan también para apuntar y sealar cual"uier actividad durante la perforación. Estas anotaciones son $tiles para una interpretación posterior o para llegar a una conclusión inmediata sobre cual"uier cambio de condiciones durante la perforación. #or ejemplo, si en la carta se registra una ganancia de volumen, se debe averiguar si es "ue el pozo esta aportando fluido o si es "ue el ingeniero de lodo esta realizando una transferencia de lodo desde cual"uier tan"ue. %a actividad anterior ser' anotada en la carta.
Estas alarmas permiten "ue el geólogo trabaje en sus otras
responsabilidades sin descuidar el monitoreo de los par'metros de perforación. %as alarmas m's utilizadas son • :ivel de los tan"ues (#M=, #M-, #M/, #M0, ==*. • #resión de bomba (en caso de )ashout o bo"uillas tapadas* • =or"ue • ?as total • 7<# (en casos de drilling brea*.
1uando estemos en la zona de interés o en una zona soportada por gas se debe asegurar "ue la curva de gas corresponda con el lag up real. El gas total generalmente en la zona de interés es mayor "ue en la zona suprayacente. 7evisar "ue la calibración del cromatografo y del totalizador de gas sea adecuada. El cromatogr'fo se calibra con gas de calibración (1- hasta 16*, el cual debe ser identificado perfectamente. 1uando se usa un cromatogr'fo manual se recomienda lo siguiente • +e recomienda "ue antes de entrar a la zona de interés se debe calibrar de nuevo el
cromatogr'fo y el totalizador de gas. • En la cromatografia se recomienda tomar la lectura en el m'ximo pico de gas. 3dem's
aplicar una atenuación adecuada para distinguir todos los picos especialmente el 1/ "ue en algunas ocasiones se enmascara con el 1-. • 1ual"uier cambio en la atenuación, escala y velocidad de la carta debe ser apuntada en
esta, para una posterior interpretación, si es necesaria. • 1uando la lectura se realiza autom'ticamente, se sugiere "ue en la zona de interés o zona
soportada con gas, cada lectura se haga en un tiempo corto con el fin de tener la cromatograf!a del pico mayor de gas. 3dem's la duración de la cromatograf!a debe ser la adecuada "ue permita la identificación de los diferentes picos de gas (1- hasta 16*.
1.0 PROGRAMACION DEL MOLITE CALIBRACION DE SENSORES #ara programar el molite se sigue los siguientes pasos -. +e introduce las unidades de los parametros a programar, de la siguiente manera PRESIONAR C:>=+ E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7
C+E7 C:>=+ 23HE :EB C+E7 C:>=+ 23HE :EB C+E7 C:>=+ 23HE :EB C+E7 C:>=+ 23HE :EB C+E7 C:>=+ 23HE :EB C+E7 C:>=+ 23HE :EB
23HE :EB +#2 (E+17>4>7* 23HE :EB #+> (E+17>4>7* 23HE :EB G% (E+17>4>7* 23HE :EB B<4 (E+17>4>7* 23HE :EB 7#2 (E+17>4>7* 23HE :EB =<7 (E+17>4>7*
K
E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:&
C+E7 C:>=+ 23HE :EB C+E7 C:>=+
23HE :EB 44% (E+17>4>7* 23HE :EB
PRESIONAR ? E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:&
C+E7 =3?+ 23HE :EB C+E7 =3?+ 23HE :EB C+E7 =3?+ 23HE :EB C+E7 =3?+ 23HE :EB C+E7 =3?+ 23HE :EB C+E7 =3?+ 23HE :EB C+E7 =3?+ 23HE :EB C+E7 =3?+ 23HE :EB
PRESIONAR [ E:=E7 E:=E7
+=<# 3&W
<: 7>?G=
%ED= 237?>: (o escriba /--*
[ E:=E7 E:=E7
+=<# 3&W
<: 7>?G=
%ED= 237?>: (o escriba /@0*
13:3% / (+#2* -@ (#7E+><:* --(G. %<3&* -/(B<4* -0(7#2* -5(=<7]CE* -6(=.M>3WE* -8(M<%C2E*
237?E: >F] 95@@ @ 9K@@ 956@ 9-/@@ 956@@ 9;@@ 9/-@@
237?E: &E7E1G3 -;@@ /@@@@ --@@ -@6@ @@ 6@@ 0@@ K@@
PRESIONAR # 7
#7:=>:? &3=3 %
-/
/. +e introduce el nombre de los parametros, parametros, as! 23HE :EB +#2 (E+17>4>7* 23HE :EB #7E++ (E+17>4>7* 23HE :EB G.%<3& (E+17>4>7* 23HE :EB B<4 (E+17>4>7* 23HE :EB 7<=37I (E+17>4>7* 23HE :EB =<7]CE (E+17>4>7* 23HE :EB =M>3WE (E+17>4>7* 23HE :EB M<%C2E (E+17>4>7*
0. +e ajusta los los margenes para cada uno de los parametros parametros
%os margenes para cada canal son
0. #ara programar un canal, se procede de la siguie siguiente nte manera
<: <: M<%=3WE +#E1>3% :<
K@
E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 :E[= E:=E7 :E[= E:=E7 :E[= E:=E7 :E[= E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7
C:>=+ 37E =3?+ 37E %ED= 237?>: >+ 7>?G= 237?>: >+ -+= 3%372 >+ /:& 3%372 >+ D>7=+ 3%372 >+ +E1<:& 3%372 >+ 3+1>> + D>%=E7 >+ >:#C= ++ FE7< 3&WC+=T 1%E37 23=G #7<: +E%E1= (G3+=3 ]CE 3#37EF13* +C4 / 1G3::E%+ 1G3::E% 1G3::E% / &E%=3 #3732E=E7
B<4 B<4 956@ -@6@ @ @ 2E 3C? +C4 / 1G3::E%+ :< IE+ (E+17>4>7* -:<
5. 1ada canal debe llevar llevar su respectiva tabla de calibració calibraciónn del sensor. #ara elaborar una tabla se procede as! +upongamos +upon gamos "ue vamos a crea una =34%3 para el 13:3% --. #ara la tabla del canal -(G<
E[=73 =34%E =34%E :32E =I#E =+ 37E C:>=+ 37E / C:>=+ 37E 0 E[=73 =34%E
23HE :EB G. %<3&(E+17>4>7* %>:E37>FE 0 (E+17>4>7* @ @.@-6 @.@/ @ // -/@ 23HE :EB
%os valores de voltaje "ue muestran los canales de presión, hoo load, rpm, tor"ue, to r"ue, volume, spm son milivoltios. milivoltios. %uego de lo anterior se procede as!
PRESIONAR 2>+1 E:=E7
>=+ 1G3::E% >& 1G: >& +#31>:?
/@
K-
E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 PRESIONAR 1G37= E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7
&3=E +#31>:? 7E%3I 1<:=31=+ 3%372 =I#E+ +3B=<<=G >:17 &E?7EE C:>=+ #7>:= +13%E 23HE :EB 3C=< &>3% :EB #G<:E :o &E1<7&E7 >.& =3?+ #7>:= =3?+ &>+#%3I
:< %?G /@ 1 :< :< :< :< :< <: <:
1G37= #7>:= :<72 1G7= +#& 12 3%2 1G7= +#& 12 :<7 %:=E7M3% 3%2 %:=E7M3% 3%372 %< >+ =7E:&J %: 2>:>23J23[>23 7E+E= 23[J2>:^ G:C=E+T 7E+E= 3&=E7 #7= 1G37= +#EE& C:>=
=7E:& / @ @ @
OPRIMIR G E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7 E:=E7
23:C3% +17<%%>:? +E]CE:1E %E:?G= :C24E7 :C24E7 / :C24E7 0 :C24E7 5 :C24E7 6
:< 6 (E+17>4>7* -@ (E+17>4>7* -- (E+17>4>7* -/ (E+17>4>7* -5 (E+17>4>7* -6 (E+17>4>7*
OPRIMIR G :E[= E:=E7
23:C3% +17<%%>:?
6. #ara observar los canales
#ara observar solamente un canal, por ejemplo el 13:3% -/L oprimimos la tecla G antes "ue la secuencia vaya muestrando el canal -/, es decir en --. :< IE+
3parecer', solamente el canal -/ en el display.
#ara volver a la secuencia anterior anterior OPRIMIR G :E[= E:=E7 E:&
23:C3% +17<%%>:? +E]CE:1E %E:?G=
IE+ :<
K/
I@. REPORTES DIARIOS E INFORME FINAL 1.0 REGISTRO GEOLGICO +MASTER LOG 2.0 REPORTES DIARIOS 3.0 INFORME FINAL 1.0 MASTER LOG +REGISTRO GEOLGICO El master log es el registro geológico del pozo "ue elaboran las unidades de mudlogging, y "ue se usa para correlacionar con otros pozos de la misma 'rea. %a información registrada en el master log, debe ser estandarizada por la compa!a operadora, lo cual le permitir' darle un mejor uso en propósitos de correlación. %a escala de la rata de penetración (7<#* debe ser la adecuada con el fin de facilitar su correlación con los registros gamma ray. %as abreviaturas "ue se usan en el master log debe ser estandarizada. %a información "ue se registra en el master log es la siguiente • 7ata de penetración (7<#*. • %itolog!a porcentual e interpretada • ?as total , cromatograf!a y evaluación de hidrocarburos.
%a anterior información es graficada en el master log. =ambién se registran otros datos numéricos o de texto, tales como • =ipos de broca. • #ropiedades del lodo.
K0
• &escripción litológica de la muestra • &atos de cromatograf!a y evaluación de hidrocarburos. • &atos del revestimiento • Decha de inicio de perforación y fecha de finalización. • #ar'metros de perforación tales como +#2, ?#2, =or"ue, B<4 y otras actividades de
interés durante la perforación. 3 continuación se da algunas recomendaciones para manipular la información registrada sobre el master log •
PORCENTAL LITOLOGICO +e usa un formato estandarizado, siendo modificado $nicamente en algunos s!mbolos litológicos de algunas rocas, seg$n cada compa!a.
•
LITOLOGIA INTERPRETADA +e realiza seg$n el criterio de cada geólogo, teniendo en cuenta la rata de penetración y el porcentaje litológico.
•
GAS TOTAL Esta columna incluye generalmente el gas proveniente de la formación, el cual es graficado mediante una l!nea continua. %a escala "ue se usa es logar!tmica. +e recomienda anotar los valores de cromatograf!a a los m'ximos \sho)s\ de gas. =ambién se registra, pero numéricamente los gases de conexión, viaje y suabeo. %a curva de gas total va acompaada de su respectiva cromatograf!a.
%os componentes de la
cromatograf!a son distinguidos por varios colores, los cuales se dan a conocer en el encabezado del registro. En esta columna de gas también se puede anotar las principales desviaciones y los topes de cada formación. •
DESCRIPCIN DE MESTRAS +e realiza un comentario $nicamente sobre la descripción de muestras, utilizando las abreviaturas estandarizadas.
•
EVALACION DE SHO +e registra mediante barras, seg$n la siguiente calificación #obre, regular y buena. Esta evaluación, se hace teniendo en cuenta el sho) de aceite y gas.
K5
•
DATOS DE BROCA %a información "ue se registra sobre la broca es la siguiente :$mero, tipo, serie, tamao (di'metro*, jets, avance, horas perforadas y rata de penetración. Esta información puede ser colocada en la misma columna con los datos de lodo y revestimiento o en algunas ocasiones en la columna de la 7<#, donde se facilita visualizar mejor los cambios de brocas.
•
PARAMETROS DE PERFORACION Estos par'metros van junto con los datos de lodo al lado iz"uierdo de la columna de 7<#.
3lgunos datos "ue se registran
numéricamente son peso sobre la broca (B<4*, revoluciones por minuto (7#2*, presión de bomba y galonaje. •
DATOS DE LODO Esta información es tomada de los reportes diarios de lodo. 3lgunos datos de lodo "ue se coloca en el master log son tipo de lodo, peso del lodo, viscosidad funnel, viscosidad pl'stica, yield point, gels, filtrado, pG, sólidos (A*, cloruros, calcios, aceite (A*, arena (A* y temperatura (ND*.
En el encabezado del master log se registra los siguientes datos 1ompa!a operadora, localización del pozo, departamento, 'rea, nombre del pozo, pa!s, campo, elevación del terreno, elevación de la Helly 4ushing, +pud date, intervalo registrado, tipo de lodo, escala y el grupo "ue realizó el registro de
hidrocarburos.
3dem's se coloca los s!mbolos
litológicos y las abreviaturas utilizadas.
2.0 REPORTE DIARIO 3 continuación se muestra un formato del reporte diario presentado a la compa!a operadora. Este formato, est' sujeto a las variaciones "ue deseen la compa!a operadora (=abla *. Ta>la <. F)r9a*) $%l r%')r*% $iari).
3.0 INFORME FINAL El informe final presentado a la compa!a operadora es de vital importancia, ya "ue en él se resumen las actividades de la perforación, litolog!a, evaluación de hidrocarburos y otra información de gran interés. %o importante de este informe es recopilar en forma clara y concisa toda la información para una posterior evaluación.
K6
En general la información principalmente incluida en este informe es la siguiente • #ar'metros de perforación • #ropiedades del lodo • >nformación geológica (descripción litológica y topes de cada formación perforada,
evaluación de sho)s de hidrocarburos*. %a descripción litológica detallada de cada -@ pies, se coloca como un anexo, al igual "ue los registros gr'ficos. • Encabezado de los registros eléctricos y otras pruebas realizadas en el pozo. • 1onclusiones y recomendaciones para futuras actividades en el 'rea.
@. EVALACION DE LA PRESIN DE POROS 1.0 PRESIN DE LA FORMACION 2.0 PRESIONES ANORMALES 3.0 PROCESOS E RESLTAN EN PRESIONES ANORMALES 4.0 PRESIONES SBNORMALES 5.0 DETECCION D EPRESIONES DE FLIDOS DE FORMACIONES ANORMALES -.0 REGISTROS E SE SAN PARA MEDIR LA PRESIN DE FORMACION
K8
.0 PROCESOS DRANTE LA PERFORACION E CASAN SRGENCIA %a presión es la fuerza "ue ejerce o se aplica sobre la superficie. %os tipos de presión "ue enfrentamos a diario en la industria del petróleo son presión de fluidos, presión de formación, presión de fricción, presión mec'nica, etc.. %os fluidos "ue se depositan entre los poros de la roca ejercen cierta presión. %lamamos fluidos al agua, petróleo, gas y en ocasiones la sal o a$n la roca bajo condiciones de temperaturas extremas. Esta presión es el resultado de la densidad o el peso del fluido. #or lo general, la densidad se mide en libras por galón (##?*L gramos por litro (gJ%*. Cn fluido pesado ejerce m's presión simplemente por"ue su densidad es mayor "ue la de un fluido liviano. %a fuerza "ue ejerce un fluido en un punto dado, se suele medir en libras por pulgada cuadrada (lbJin/* o psi (bar*.
#ara calcular cuanta presión ejerce un fluido de una
determinada densidad, se utiliza un gradiente de presión. Este generalmente se expresa como la fuerza "ue ejerce el fluido por pie de altura y se mide en psiJpie. %a presión del fluido de poro a cierta profundidad es por lo tanto debido a la columna continua del fluido la cual se extiende hasta la superficie. %a presión ejercida por esta columna de fluido es gobernada por el peso de la columna y la densidad del fluido. %a densidad del agua dulce o fresca es -.@ grJcm0 mientras "ue la del agua salada es de -.@K grJcm0. Cn pie de una columna de agua fresca ejerce una presión de @.500 psi mientras un pie de agua salada ejerce una presión de @.5; psi. #or lo tanto el gradiente de presión de fluido en las cuencas sedimentarias oscila entre @.50 a @.5; psiJpie. •
Gra$i%#*% $% 'r%si"# $% lui$) #)r9alU 0.43 7 0.4 'siW'i%
•
Gra$i%#*% $% 'r%si"# $% lui$) su>#)r9alU X0.43 'siW'i%
•
Gra$i%#*% $% 'r%si"# $% lui$) a#)r9al +s)>r%'r%si"#U Y 0.43 " 0.4 'si
K;
%a figura 00 plotea presión versus profundidad, ilustrando los rangos de la presión normal.
Figura 33. Gri!a $% 'r%si"# !)#*ra 'r)u#$i$a$
El gradiente de presión de sobrecarga es la presión total ejercida por la columna de sedimentos, y es debido al bul density de los sedimentos dentro de la secuencia sedimentaria. El valor del gradiente de presión de sobrecarga es tomado de los datos de la región de la costa del golfo de los Estados Cnidos de 3mérica, dando un promedio de /.0 grJcm0 e"uivalente a un gradiente de presión de - psiJpie. #ara calcular el gradiente de presión en psiJpie se debe pasar la densidad del fluido de libras por galon (##?* a psiJpie para lo cual se utiliza el factor de conversión @.@6/
Gra$i%#*% $% Pr%si"#U D%#si$a$ $%l lui$) Z 0.052 %a presión hidrost'tica es la presión total del fluido en un punto dado en el pozo. \Gidro\ significa agua o fluidos "ue ejercen presión como el agua y, \est'tica\ significa "ue no esta en movimiento. #or lo tanto la presión hidrost'tica es la presión ejercida por una columna de fluido estacionaria.
K
Pr%si"# Hi$r)s**i!a D%#si$a$ $%l lui$) Z Pr)u#$i$a$ +TVDZ a!*)r $% !)#%rsi"#. =M&T #rofundidad vertical verdadera en pie (=rue vertical depth*.
1.0 PRESIN DE LA FORMACION %a presión de la formación es la "ue existe dentro de los espacios porales de la roca de esa formación. Esa presión resulta del peso de sobrecarga (capas rocosas* por encima de la formación, "ue ejerce presión tanto sobre los fluidos porales como sobre los granos. +i los fluidos porales tienen libertad de movimiento y pueden escaparse, los granos pierden parte de su soporte y se aproximan entre ellos. Este proceso se denomina compactaciónL por lo tanto en el proceso de compactación el volumen de la roca es reducido, incrementando la densidad de la roca y reduciendo la porosidad. En algunas ocasiones el fluido intersticial no puede ser liberado de la formación y la roca no alcanza el proceso completo de la compactación resultando en presión anormal. %as clasificaciones de la presión de formación se relacionan con la presión de los poros de la roca de la formación y la densidad del fluido nativo contenido en los espacios porales. %as formaciones de #7E+>_: :<723% ejercen una presión similar a la "ue ejerce una columna de fluido nativo desde la formación hasta la superficie. Es decir, existe presión normal cuando la presión del fluido de formación es igual a la presión hidrost'tica de la columna de fluido. En formaciones con presiones normales, los granos "ue componen la roca soportan la mayor parte del peso de la sobrecarga. 2ientras aumenta la sobrecarga, los fluidos porales tienen libertad para trasladarse y el espacio del poro se reduce por la compactación.
2.0 PRESIONES ANORMALES %as formaciones con presiones anormales ejercen presiones mayores "ue la hidrost'tica (o gradiente de presión* del fluido contenido en la formación. %as formaciones con presiones anormales, se generan por"ue durante la fase de compactación, el movimiento del fluido de los poros se restringe o se detiene, forzando de esa manera a "ue la sobrecarga sea soportada m's por el fluido de los poros "ue por los granos. Esto da como resultado una presurización de los fluidos porales, excediendo por lo general los @.586 psi por pie. #ara
KK
controlar estas formaciones puede necesitarse fluidos de mayor densidad y, a veces superior a los /@ ##? (/0K8 grJl*. #uede haber otras causas para la existencia de presiones fuera de lo normal, tales como fallas, domos salinos, levantamientos y diferencias de elevación de las formaciones en el subsuelo. En muchas regiones ciento de pies de capas rocosas preexistentes (sobrecargadas* fueron desapareciendo por procesos de erosión. Esta perdida de profundidad puede dar como resultado una presión "ue antes de la desaparición de las capas superiores, se consideraba normal, ahora al encontrarse a una profundidad menor debe ser reclasificada como anormal (por encima de @.588 psi por pie o .K6 ##?*. %a geolog!a de la zona afecta en forma directa las presiones de formación. %os pozos perforados en lugares donde hay estructuras geológicas "ue contienen hidrocarburos pueden provocar presiones altas o anormales.
3.0 PROCESOS E RESLTAN EN PRESIONES ANORMALES 3.1 BAA COMPACTACION %a baja compactación resulta en porosidad alta anormalmenteL contenido del fluido de formación anormalmente altoL bul density anormalmente bajo. %os fluidos de formaciones sobrepresurizadas existir' en cual"uier secuencia sedimentaria donde la expulsión normal de los fluidos de los poros ha sido inhibida. 0.-.- Dactores geológicos "ue controla la expulsión de los fluidos • &epósitos de arcillas delgadas
En secuencias delgadas de arcillas, los conductos
permeables pueden ser infrecuentes o ausentes, por lo tanto los fluidos de los poros son incapaces de migrar fuera de los sedimentos durante la compactación. • &epositación 7'pida 1onlleva al soterramiento de un sedimento a una profundidad
significante en un tiempo relativamente corto, lo cual impide "ue los fluidos migren. • +ecuencias Wóvenes %as secuencias geológicamente jóvenes (cretaceo9terciario* tienen
un corto periodo de tiempo durante el cual los fluidos de formación presurizados pueden migrar fuera de los sedimentos. +obre un periodo extenso de tiempo las altas presiones de los fluidos de formación migran a un 'rea de presiones menores. %os fluidos de
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formación sobrepresurizados son mucho mas comunes en sedimentos jóvenes "ue en secuencias antiguas (cambrico9permico*. %os deltas frecuentemente muestran todos los rasgos descritos anteriormente. Marios deltas abarca secuencias delgadas de arcillas las cuales est'n interestratificadas con arenas. %as arenas pueden ser aisladas siendo enteramente circundadas por arcillas o pueden ser selladas por planos de fallas. %as fallas est'n frecuentemente presentes en un patrón complejo y pueden ser sellos o canales migratorios dependiendo de la cantidad de arcilla en el plano de falla. %os deltas son frecuentemente localizados en regiones de alta subsidencia "ue conlleva a una r'pida depositación. %a figura 05, ilustra el delta de :iger el cual es una secuencia deltaica joven "ue varia en edad desde el cret'ceo tard!o hasta el reciente. Este es una secuencia deltaica de arenas interestratificadas con lutita.
El r'pido
soterramiento conduce a compactaciones bajas en la secuencia inferior resultando en sobrepresiones. %as arenas son aisladas contra la falla "ue act$an como sello, las cuales llegan a ser sobrepresurizadas en la misma extensión como la arcilla adyacente. El principal peligro durante la perforación es atravesar un plano de falla desde una secuencia presurizada normalmente dentro de una secuencia sobrepresurizada.
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Figura 34. S%!!i"# a *ra(s $% u#a s%!u%#!ia $% Lu*i*a Ar%#a $%l $%l*a $% Nig%r. Lu*i*a s)>r%'r%si)#a$as a!%# %# la >as% $% la s%!u%#!ia. Las allas s)# 9%!a#is9)s $% s%ll) !a#al%s $% 9igra!i"# $% i$r)!ar>ur)s.
3.2 DIAGENESIS DE ARCILLAS
%os grandes espesores de arcillas impermeables obstaculizan el movimiento ascendente de los fluidos porales. 3 medida "ue se acumulan m's capas de sobrecarga las presiones de formación se hacen anormales y no permiten el proceso de compactación. %as arcillas presurizadas son de menor densidad y se perforan m's r'pido, al ser m's blandas por la falta del proceso de compactación normal. %as rocas permeables (areniscas* "ue hay debajo de estas arcillas suelen tener presión altas debido a la falta de rutas de escape para los fluidos porales a medida "ue la sobrecarga aumenta. Digura 06. &urante el soterramiento las arcillas del grupo de la esmectita se convierte a illita a temperaturas de aproximadamente de K@ 9 -@@N1. En este proceso se libera agua de los poros, creando un arreglo molecular m's compacto "ue el del agua liberada, conduciendo a una red "ue incrementa en volumen durante el proceso de conversión. Esta conversión toma lugar a grandes profundidades dentro de la secuencia sedimentaria donde la capacidad de los sedimentos arcillosos para expulsar agua ser' mucho m's reducida. 3dem's el soterramiento conduce a incrementar sobrecarga de peso resultando en la expulsión del agua de los poros "ue soporta algo de peso de la sobrecarga, llegando a ser sobrepresurizada (Digura 08*.
-@/
Figura 35. S)>r%'r%si)#%s $%>i$) a Ar!illas 9asias
Figura 3-. P)r)si$a$ $% la lu*i*a !)#*ra 'r)u#$i$a$ ru*as $% lu) $%l agua $% las lu*i*as $ura#*% la !)9'a!*a!i"# $ig%#%sis.
3.3 TRANSFORMACION DE LA MATERIA ORGANICA
%a conversión de la materia org'nica tal como el erógeno a hidrocarburo consiste en una defragmentación de las moléculas m's grandes en moléculas m's pe"ueas.
1on el
incremento de la temperatura asociada con el soterramiento de hidrocarburos pesados, estos son defragmentado (cracing* en componentes m's livianos. 3mbos procesos incrementan el n$mero total de moléculas y conlleva a un incremento en el volumen total de los fluidos. El incremento en volumen resulta en un incremento en el volumen total de fluidos. Este incremento en volumen resulta a su vez en un incremento en la presión de fluido de formación, lo cual causa microfisuramiento dentro de la roca fuente llevando a una migración primaria de los hidrocarburos fuera de la roca fuente. Digura 0;
-@0
Figura 3. E)lu!i"# $ %i$r)!ar>ur)s $% u#a r)!a u%#*% !)9) u#!i"# $% 'r)u#$i$a$ *%9'%ra*ura.
3.4 ESFEROS TECTONICO
%os fluidos de formaciones sobrepresurizadas pueden desarrollarse como un resultado de plegamiento o fallamiento y también como un resultado del movimiento de masa de sedimentos, los cuales ocurren en la formación de diapiros o el transporte de masa de sedimentos, el cual ocurre en regiones de sobrecabalgamiento. %as secuencias de sobrecabalgamiento son propensas al desarrollo de altas presiones de fluidos de formación. #odr' observarse también un cambio de presión normal (a mayor profundidad* a presión anormal (a menor profundidad* cuando por una falla geológica la formación bajo presión normal es movida hacia arriba o cuando se produce un movimiento tectónico ascendente hacia profundidades menores, al tiempo "ue se impide la pérdida de cual"uier fluido poral en el proceso. 1uando algo as! sucede, y se perfora en la formación sobrepresurizada puede
-@5
resultar necesario el uso de densidades de lodo superiores a /@ ##? para el control del pozo. 3 continuación veremos algunas estructuras producto de esfuerzos tectónicos 0.5.- Dallas 1uando la broca atraviesa una falla puede haber un cambio significativo en los gradientes de presión "ue puede resultar en un reventón o en pérdida de circulación. Digura 0. 0.5./ Estructuras 3nticlinales +on estructuras geológicas "ue tienen forma de domo. 1uando se perfora en la culminación estructural del anticlinal es posible encontrar presiones altas. Digura 0K. 0.5.0 &omos +alinos En muchas 'reas del mundo se puede encontrar gruesas capas de sal casi puras. 3 menudo la sal es impulsada hacia arriba dentro de las formaciones superiores, conformando lo "ue se llama domos salinos o di'piros. &ebido a "ue los domos salinos no permiten el desplazamiento de los fluidos porales, las formaciones "ue est'n debajo de una capa de sal suelen tener presiones anormales. %os domos salinos "ue rompen formaciones suelen sellarlas, provocando presiones "ue exceden el gradiente normal de las formaciones cercanas. Digura 5@.
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Figura 3<. Pr%si)#%s a#)r9al%s $%>i$) a allas g%)l"gi!as.
Figura 3,. Pr%si)#%s a#)r9al%s $%>i$) a %s*ru!*ura a#*i!li#al.
Figura 40. Pr%si)#%s a#)r9al%s $%>i$) a $)9)s sali#)s.
3.5 ONAS DEPLECTADAS
-@8
En las zonas depletadas suele haber presiones por debajo de lo normal. 1uando se encuentra una de estas zonas puede haber severas perdidas de circulación, lo "ue reduce la presión hidrost'tica y podr!a provocar "ue otra zona o la misma zona agotada fluya. En general las formaciones con presiones anormales pueden por lo general detectarse con anticipación tomando en cuenta antecedentes de otros pozos, la geolog!a de superficie y los perfiles de pozo.
4.0 PRESIONES SBNORMALES %as formaciones con presiones subnormales por lo general tienen gradientes de presiones inferiores a los del agua dulce o menos de @.500 psi por pie. :aturalemnte, pueden desarrollarse presiones inferiores a lo normal por desaparición total de sobrecarga, "uedando la formación expuesta en superficie. %a reducción de los fluidos porales nativos a través de evaporación, capilaridad y dilución produce gradientes hidrost'ticos inferiores a los @.500 psi por pie. El hombre también puede general presiones por debajo de lo normal a través de la producción de fluidos de formación.
5.0 DETECCION DE PRESIONES DE FLIDOS DE FORMACIONES ANORMALES Es importante detectar durante la perforación de un pozo cual"uier surgencia o entrada no deseada de fluidos de la formación dentro del pozo. +i se la reconoce y se la controla a tiempo, una surgencia puede ser manejada y eliminada del pozo en forma segura. +i se la deja proseguir su curso, puede tornarse incontrolable, lo "ue se conoce como reventón \blo)9out\ "ue es una surgencia fuera de control. %a mejor forma de evitar una surgencia es "ue el fluido de perforación sea lo suficientemente pesado para controlar las presiones de formación y suficientemente liviano para evitar "ue se pierda circulación o "ue se disminuya la velocidad de perforación. %a siguiente información nos ayuda a predecir las presiones del pozo 3. >nformación geológica, s!smica e histórica. 4. >ndicadores obtenidos durante la perforación 1. #erfiles del pozo obtenido mediante registros eléctricos.
-@;
3 continuación analizaremos algunos indicadores para predecir las presiones anormales durante la perforación de un pozo
5.1 VARIACIONES EN LA VELOCIDAD DE PENETRACION %o normal es "ue la velocidad de perforación disminuya con la profundidad.
Esta
disminución provocada por el aumento de la dureza y densidad de la roca, es controlada también mediante la diferencia entre la presión hidrost'tica y presión de formación (poral*. El aumento de la velocidad de perforación indica un aumento en la presión de formación. %a velocidad aumenta cuando se penetra una zona de presión anormal, por"ue las formaciones contiene m's agua y son m's blandas. Cn peso excesivo del lodo aumentar' la presión diferencial y reducir' la velocidad de perforación, lo cual ocultar' el aumento de velocidad "ue normalmente se atribuye a los aumentos de presión. 3dem's existe otros factores "ue afectan la velocidad de penetración • 1ambios en la formación • Dactores hidra$licos • #eso sobre la broca, tipo de broca y estado de la broca. • Melocidad de rotación (7#2*. • #ropiedades del fluido de perforación • #eso del lodo • El perforador
&ado "ue es imposible saber de inmediato "ue es lo "ue ocurre en el fondo del pozo, se deben hacer controles de flujo cada vez "ue se produce un cambio abrupto en la velocidad de avance de la formación, para determinar si hay una surgencia o no.
5.2 VARIACIONES EN LA FORMA TAMA[O DE LOS CORTES El tamao de los cortes depende en gran medida del tipo de formación, tipo de broca y del diferencial de presión (presión de formación menos presión hidrost'tica del fluido*.
-@
#or lo general si aumenta la presión de formación, el tamao de los cortes aumentar' y su forma cambiar'. El aumento de tamao de los cortes junto con la desaparición de cortes pe"ueos es un indicativo del incremento de presión del fluido de formación. %a presencia de grandes y particularmente cortes de lutita en forma astillosa y afilada es un buen indicativo de "ue existen condiciones de sobrebalance en el pozo. +in embargo, no todos los cortes grandes son atribuidos a derrumbes (cavings* de formación. En algunos casos pueden ser atribuidos al relieve, esfuerzos tectónicos, buzamiento de las capas o al balance "u!mico entre la arcilla perforada con lodo base agua. Estos $ltimos, tienden a presentar cortes en forma blocosa y no astillosa (Digura -*. 1uando se presenta problemas de sobrepresiones se puede considerar incrementar el peso del lodo.
5.3 TORE &urante la perforación normal, el tor"ue rotativo aumenta gradualmente a medida "ue aumenta la profundidad, debido al efecto de contacto entre las paredes del pozo y la sarta de perforación. El aumento en la presión de formación provoca mayores cantidades de cortes de lutita9 arcilla en el pozo. Estos cortes tienden a adherirse a la sarta de perforación e impiden la rotación de la broca. El aumento del tor"ue, es un buen indicador del aumento de presión. #ero es dif!cil diferenciar entre el tor"ue en la broca y el tor"ue debido a la fricción de la sarta sobre las paredes del hueco.
+in embargo, el tor"ue sobre la broca y los
estabilizadores incrementa debido a los efectos de formaciones sobrepresionadas, debido a • Ginchamiento de arcillas pl'sticas resultando en una disminución en el di'metro del
hueco. • 3cumulación de grandes cortes o derrumbes de presión (cavings* alrededor de la broca y
estabilizadores.
5.4 ARRASTRE +e comporta de forma similar al tor"ue. El arrastre incrementa sobre la sarta debido al hinchamiento de las arcillas pl'sticas "ue reducen el di'metro del hueco como una respuesta
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a las sobrepresiones. 3un"ue en condiciones balanceadas, se presenta un aumento en el arrastre al hacer conexiones en zonas de presión anormal.
5.5 PRESENCIA DE GAS El aumento del contenido de gas en el fluido de perforación constituye una buena seal para detectar zonas de presión anormal. +in embargo los cortes con gas no son siempre consecuencia de una condición no balanceada. 1uando se perfora una formación "ue contiene gas, se circulan fondos arriba "ue contiene gas. %a presión hidrost'tica de estas part!culas se reducen a medida "ue circulan fondos arriba. El gas de los recortes se expande y se libera en el sistema de lodo, disminuyendo la densidad del lodo. En tales casos, no se podr' detener la inyección gasificada aumentando el peso del lodo.
Esto se puede verificar reduciendo o deteniendo la perforación y
circulando los cortes fondos arriba. En ambos casos, la inyección gaseosa deber!a detenerse o reducirse. 1uando se perfora con un m!nimo de peso del lodo, el efecto de pistoneo producido por el movimiento ascendente de la tuber!a durante una conexión o viaje puede pistonear gases o fluidos al interior de la boca del pozo. Esto se conoce como gas de conexión. 1uando aumenta estos gases, es posible "ue los gases de formación estén aumentando o "ue el diferencial de presión (presión del lodo menos presión de la formación* este cambiando. El aumento del gas de conexión y el gas bacground es un buen indicativo de zonas sobrepresurizadas. +i el peso del lodo es mas alto "ue la presión de formación, habr' poco gas bacground durante la perforación, poco o escasez de gas de conexión y de viaje. +i la presión de poro es mas alta "ue la densidad del lodo pero menor "ue la densidad efectiva de circulación (E1& ó 3#&T 3nnular pressure drop*, el gas bacground permanecer' bajo, pero el gas de conexión y de viaje ser'n altos. +i la presión de formación es mayor "ue la densidad del lodo y el E1&, el gas bacground y el gas de conexión incrementa mientras se perfora, produciendo un reventón de pozo (blo)9 out*. 1uando el sobrebalance de presiones esta cerca a cero, es importante considerar el cambio en la densidad efectiva de la columna de lodo (E1&* mientras se circula, comparandola con
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la densidad de la columna de lodo en condiciones de no circulación. %a presión ejercida sobre la formación por una columna de fluido de perforación estatico, es debido solamente a la cabeza hidrost'tica, la cual est' en función de la densidad del lodo. %a presión ejercida sobre la formación por una columna de circulación del fluido de perforación es igual a la presión hidrost'tica (G#* m's la perdida de presión anular (3#&*. +i la presión de fondo del hueco (=otal 4ottom hole pressure T =4#* esta casi e"uilibrada con la presión de una formación permeable, el pozo puede comenzar a fluir cuando se para las bombas, debido a "ue E1& es ligeramente menor cuando no hay circulación (Digura /6* =4#(presión total del fondo del hueco*T G# (presión hidrostatica*S3#&(#erdida de presión del anular* 3#&TE1& En general, los par'metros mas aconsejables para la evaluación de la presión de poro son gas de viaje y conexión, comportamiento del hueco y derrumbes (cavings*. %os anteriores par'metros, son manifestaciones f!sicas de la relación del peso del lodo con la presión de poro y no son c'lculos teóricos basados en datos emp!ricos de otros sitios en el mundo. %a relación peso del lodoJgas de conexión es aplicable en todos los sedimentos, en todas las 'reas y en todos los pozos.
%os gases de conexión son siempre indicativos de un
sobrebalance en el pozo. El incremento en los gases de conexión es prueba de "ue existe una condición de sobrebalance, lo cual da una advertencia de un reventón repentino.
El
incremento de gas bacground acompaado del gas de conexión, sin notar ning$n cambio litológico, es otra prueba indicativa del incremento en la presión de poros (Digura 5-*.
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Figura 41. Ealua!i"# $% la 'r%si"# $%l lui$) $% )r9a!i"# usa#$) gas $% !)#%=i"#. El peso del lodo ha sido incrementado para controlar el gas producido. El efecto es detener el influjo de gas y reducir el gas bacground. %a perforación continua y en la primera conexión, el nivel de lodo disminuye en el tan"ue header (trampa* a medida "ue para la circulación, produciendo una defleción negativa en la curva d egas, alnivel cero. Cn lag time (lag up* después aparece un pico de gas producto de laconexión y al gas producido "ue fluye dentro del hueco.
5.- SHALE DENSIT
El bul density de las lutitas o arcillas en una secuencia de baja compactación (undercompactacion* es menor "ue el shale density en una secuencia compactada normalmente para cual"uier profundidad de soterramiento. Esto es debido al exceso de porosidad y a su vez al exceso de contenido de agua en los poros. %a figura 5/ ilustra la disminución del shale density asociado con una zona de baja compactación. 1ual"uier disminución en la tendencia puede ser interpretada como una zona de alta presión poral, dado "ue las arcillas de alta presión son menos densas "ue las de presiones normales,
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debido a "ue "uedan atrapados fluidos porales en secciones arcillosas durante el proceso de consolidación. En el campo, se usan varios métodos para medir la densidad de las arcillas #icnometro y balanza de lodo, entre otros.
Figura 42. Dis9i#u!i"# %# %l Sal% $%#si* as)!ia$) !)# u#a :)#a $% >aa !)9'a!*a!i"#.
5. TEMPERATRA DEL LODO
%a conductividad termal de las formaciones sobrepresurizadas es menor con relación a las formaciones normalmente presurizadas. Esto se debe, al exceso de agua en los poros de las formaciones sobrepresurizadas "ue act$a como un aislador. 1omo resultado de lo anterior, las formaciones soprepresurizadas tienen una temperatura anormalmente alta. Esto es transferido al fluido de perforación, el cual muestra un incremento en la temperatura. Gay algunos factores "ue influyen en la temperatura del lodo, tales como aditivos nuevos del lodo, rompimiento de circulación, viajes de la tuber!a, etc.. En aguas profundas, la temperatura del lodo de perforación de retorno puede ser constante durante toda la operación.
5.< CONTENIDO DE CLORROS
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%os aumentos en el contenido del ion de cloruro o de sal en los fluidos de perforación son indicadores v'lidos de presión. %a mayor!a de los métodos disponibles para verificar el ion de cloruro no sirven para reflejar variaciones sutiles.. Cna medida del contenido del ion de cloruro en el filtrado es el monitoreo continuo de la viscosidad del lodo.
5., NIVEL DEL LODO EN LOS TANES El incremento en el volumen de lodo en el sistema activo de los tan"ues indica "ue los fluidos de formación est'n invadiendo el hueco perforado. Esto ocurre en respuesta al incremento en la presión del fluido de formación, el cual excede la presión ejercida por la columna de lodo.
5.10 FLO DE LODO %a diferencia entre el flujo de lodo entrando y saliendo del hueco es denominado flujo diferencial. El incremento positivo en el flujo diferencial indica "ue los fluidos de la formación est'n invadiendo el hueco dentro del anular causando un aumento en el flujo de salida.
5.11 DENSIDAD DEL LODO Cn influjo de fluidos de formación y particularmente de gas, resulta en una disminución en la densidad del lodo de perforación. Esta reducción en el peso del lodo de perforación, puede ser medido en el tan"ue de retorno como burbuja de gas "ue corta el lodo.
5.12 VARIACIONES EN EL E@PONENTE D NORMAL El método del exponente \d\ normal se usa para predecir y detectar presiones anormales. %os par'metros de perforación "ue se usan para el c'lculo del exponente \d\ son 7#2, B<4 y di'metro del hueco. %uego de tener calculado el exponente \d\, se procede a graficarlo. %os cambios en la inclinación de la l!nea sealan las zonas presurizadas anormalmente. #ara este c'lculo, hay "ue tener en cuenta, los diferentes tipos de broca y los cambios "ue suceden en los par'metros de perforación.
5.13 MEDICIONES DRANTE LA PERFORACION +MD
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1on esta herramienta (2B&* se puede medir par'metros tales como resistividad de la formación, tor"ue, temperatura, presión de fondo del pozoL los cuales pueden utilizarsen para identificar cambios en las condiciones de perforación y detectar afluencias. #ara operar la herramienta es necesario generar electricidad mediante una turbina o propulsor. Esto re"uiere de un caudal de circulación especifico (?alones por minuto* para generar la potencia necesaria para el funcionamiento de la herramienta. %a información recogida u obtenida se puede transmitir por cable, por pulsos de fluido (ondas de presión*, por ondas electromagnéticas u ondas ac$sticas. +ofisticados sensores reciben estos pulsos en la superficie y los transmiten a las computadoras localizadas en una cabina en la superficie del pozo.
-.0 REGISTROS E SE SAN PARA MEDIR LA PRESIN DE FORMACION %as formaciones de arcillas (lutita* de alta presión contienen m's agua, por lo tanto muestra una resistividad menor "ue las de las formaciones de presión normal, "ue son m's secas. El registro sónico mide la velocidad del sonido o el tiempo del intervalo de tr'nsito de la formación. %as formaciones compuestas por arcillas (lutitas* de alta presión "ue contienen m's agua, tienen una velocidad de sonido menor y por lo tanto un tiempo de tr'nsito mayor. %as formaciones de arcillas de alta presión tienen menor densidad, por lo "ue con el registro densidad, se puede hacer c'lculos para determinar la presión.
.0 PROCESOS DRANTE LA PERFORACION E CASAN SRGENCIA +iempre "ue la presión de la formación exceda la presión "ue ejerce la columna del fluido de perforación puede ocurrir una afluencia. Esto puede estar influenciado por
.1 LLENADO DEFICIENTE DEL POO +iempre "ue cae el nivel del fluido del pozo, también cae la presión hidrost'tica ejercida por el pozo. 1uando la presión hidrost'tica cae por debajo de la presión de la formación, el pozo fluye. +iempre "ue se saca tuber!a disminuye el nivel del fluido del pozo, por lo tanto disminuye la presión hidrost'tica ejercida.
Entonces para mantener la presión constante sobre la
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formación, se debe llenar el pozo con una cantidad de fluido igual al volumen de la tuber!a sacada. 4arriles para llenarT&esplazamiento de la tuber!a (4lsJpie*U%ongitud de la tuber!a sacada (pies* #ara poder medir el fluido con precisión se debe utilizar el tan"ue de viaje.
.2 PISTONEO COMPRESION 1ada vez "ue se mueve la sarta a través del fluido de perforación, aparecen fuerzas de pistoneo (s)ab* y de compresión. 1uando se esta sacando tuber!a predomina la fuerza de pistoneo (s)ab*. 3 menudo el fluido no puede bajar por el espacio anular con la misma velocidad con "ue se esta sacando la sarta, produciendo una presión negativa o de vac!o, debajo de la sarta. Este descenso de la presión permite "ue ingrese fluido al pozo. El efecto de pistoneo y compresión tiene "ue ver con la velocidad con "ue se saca y se baja tuber!a de perforación. %os lodos pesados y viscosos debido a "ue fluyen con mayor lentitud incidir'n en las presiones de s)ab y compresión. En el efecto de compresión, se produce pérdida de circulación debido a las altas presiones originadas cuando se corre la sarta r'pidamente y el lodo no fluye a la misma velocidad.
.3 PERDIDA DE CIRCLACION +i el nivel del fluido en el pozo baja, también disminuye la presión "ue estaba ejerciendo. +i la presión hidrost'tica del fluido pierde nivel por debajo de la presión de formación, el pozo puede comenzar a fluir. En general, las causas de la pérdida de fluido pueden ser por lodos con bajo contenido de sólidosL y si la presión de fricción y la presión hidrost'tica de la columna de lodo supera a la presión de formación.
@I. PRINCIPALES HERRAMIENTAS REGISTROS CORRIDOS EN N POO
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1.0 RESISTIVIDAD 2.0 ANKLISIS DE POROSIDAD E IDENTIFICACIN DE LITOLOGIA 3.0 RESPESTA DEL REGISTRO SONICO DENSIDAD AL CONTENIDO ORGANICO 4.0 GEOLOGIA REGISTROS GEOFISICOS 5.0 PREBAS MESTREO %os registros eléctricos corridos en un pozo determinan las propiedades fundamentales de la roca (porosidad, permeabilidad, densidad, etc.* y su contenido de fluidos en el subsuelo. El registro b'sico es un registro eléctrico "ue consiste en una sonda aislada o un ensamblaje de electrodos bajado a la base del pozo sobre un cable eléctrico. %os instrumentos montados en el camión registran las propiedades eléctricas de las rocas y los fluidos "ue pasan por la sonda a medida "ue se retira del hueco.
1.0 RESISTIVIDAD %a resistividad de una formación es una función de la cantidad y tipo de agua contenida dentro del reservorio (la mayor!a de los minerales son no conductivos cuando est'n secos*. %a resistividad de la formación es una de las m's importantes medidas usadas en evaluación del reservorio. %a resistividad, la inversa de la conductividad, es resistencia especifica, medida en ohm9 metros (ΩmL pero frecuentemente expresada como Ωm/m9-*. %a resistividad es alta en calizas densas, evaporitas (la sal es casi infinitamente resistiva, y los sulfatos son también muy altos*, las rocas metasedimentarias o rocas porosas "ue contienen aceite o agua fresca (los cuales son efectivamente aisladores*. Cn pa"uete de arena homogénea con aceite, da una curva de resistividad, ancha a la derecha y un pico aproximadamente en su centroL una curva asimétrica significa variaciones en la
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porosidad dentro de la unidad arenosa. 3ltas resistividades con +# bajos a cero, es com$nmente dado por limolitas apretadas o lutitas con inclusiones de granos de cuarzo, o rocas cl'sticas gruesas con porosidad intergranular taponada por arcilla. %as resistividades son bajas en rocas porosas "ue contienen agua salada, la cual es un electrolito. &ebido a "ue la arcilla es un conductor, las lutita com$nmente tienen bajas resistividades. Ellas no producen ning$n ensanchamiento en ninguna de las curvas de resistividad o +#, de modo "ue los intervalos se apegan cercanamente a los ejes de ambos registros, constituyendo la l!nea de shale (lutitaL Digura 50*. %a resistividad var!a seg$n la porosidad de modo "ue es m's baja en lutita9arcilla y en bentonita "ue en lutita siliceas o limosas. %a resistividad también incrementa con la profundidad para todos los tipos de lutita, pero puede continuar siendo anormalmente baja, en lutitas adyacentes a arenas, teniendo altas presiones de fluido. %os valores t!picos (en ohm9metro* son Ta>la ,. Val)r%s *'i!)s $% r%sis*ii$a$
3gua salada @.@/ 3gua dulce-.@ %utita y arena6.@ 1arbonato denso-@@
carbón-6@ 3nhidrita-@@@ o m's 3ceite0x-@ -?as infinito
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Figura 43. E%9'l) %su%9*i!) $% i#*%r'r%*a!i"#& usa#$) r%gis*r)s $% R%sis*ii$a$ Ga99a ra
El filter cae es resistivo. :ormalmente se corren dos curvas de resistividad micronormal y microinversa.
%a
micronormal muestra una lectura m's alta "ue la microinversa, la separación positiva de las curvas indica un estrato permeable, y su indicación puede ser corroborado por un ensanchamiento negativo de la curva del +#. %a ausencia de separación entre las dos curvas de microlog o separación negativa indica una capa de roca impermeable. 3dem's de la resistividad, también se realiza una curva de potencial espontaneo (+#* en pozos con lodos conductivos. %a curva +# ayuda a diferenciar entre roca reservorio potencial y lutitas y determina la resistividad del agua de formación. El registro +# es la diferencia en fuerza electromotriz entre el fluido de perforación y el fluido de los poros de la roca. Esta diferencia potencial crea una celda electro"u!mica, la cual produce una corriente. %a diferencia de potencial se mide en 2.M. %a lectura del +# es negativa a la iz"uierda y positiva a la derecha. En circunstancias normales en el cual el lodo de perforación es de agua m's dulce "ue el agua de formación, lecturas altamente negativas son dadas por rocas porosas, especialmente arenas porosas. +i el lodo de perforación es m's salado "ue el agua de formación, la celda es invertida y el ensanchamiento de la curva va en dirección positiva (a la derecha*. El agua salada en rocas porosas dan lecturas m's altas "ue el agua dulce, si el lodo es de agua dulce y no salado. %as lecturas altas negativas son también dadas por vetas carbonosas. %as lecturas positivas altas (hacia la derecha* son dadas por calizas densas, lutitas y evaporitas. En general, la curva +# es esencialmente despreciable si el lodo de perforación es salado. En calizas, también la curva +# es de poco valor. +u principal valor es para indicar el contraste entre rocas lutiticas y rocas no lutiticas (areniscas*, y su contenido de fluido. %as delgadas interrupciones de rocas no porosas tales como bentonita, interestratificadas en pa"uetes de areniscas porosas y limpias, aparecen como reentrantes agudas diferentes a la curva del +# negativo.
--K
Cn registro gamma ray (?7* también puede ser corrido con la herramienta de resistividad. Este normalmente reemplaza la curva +# en lodos base aceite o huecos perforados con aire y cuando la salinidad del lodo es igual o excede la salinidad de la agua de formación. &os tipos de e"uipos son usados para las medidas de resistividad. %a herramienta de registro induction es generalmente usada en lodos frescos, y la herramienta laterolog es usada en lodos salados. Marios aparatos de microresistividad tipo “pad” son disponibles para medir la resistividad de la zona lavada (flushed* en estratos permeables. %as herramientas utilizadas para correr las curvas de 7esistividad y +# son
1.1 DILZDAL INDCTION LOG El registro dual induction registra una curva +# y tres curvas de resistividad "ue tienen diferentes profundidades de investigación (7 >&, 7 >2, 7 + D% U*
%a curva 7 +D% indica la
resistividad de la zona lavada (flushed* L la curva, 7 >2, indica la resistividad combinada de las zonas invadida y lavada (flushed* L y la curva 7 >& responde a la resistividad de la zona incontaminada y puede ser corregida para dar la resistividad verdadera (7t*. Este registro es mas efectivo en resistividades media y lodo fresco. %as curvas de induction puede ser registrada en pozos perforados con lodo base aceite o aire. %a herramienta &>% es combinable y usualmente se corre simult'neamente con otros servicios. 3#%>131><:E+ #7>:1>#3%E+ . Merdadera resistividad de la formación. . #erfiles de invasión. . 1orrelación . &etección preliminar de hidrocarburos . 1ontrol de profundidad E+#E1>D>131><:E+ &E %3 GE7732>E:=3 <&(in*T0 ;J
-/@
#resión m'xima m'xima /@.@@@ /@.@@ @ psi =emperatura =empera tura m'xima m'xima 06@ND
1.2 DLLZWMSFL DAL LATEROLOG %a herramienta dual laterolog suministra las medidas de resistividad profunda y superficial y es gen genera eralm lment entee combi combinad nadaa con el aparato aparato de micro microres resis isti tivi vida dadd 2+D%, 2+D%, calip caliper er y la herramienta ?amma 7ay. El 2+D% 2icrospherically 2icrosphe rically Docused Docus ed log registra la resistividad de la zona lavada lavada en estratos permeabl pe rmeables. es. %a curva gamma ray diferencia diferencia entre lutitas lutitas y rocas reservorio desde "ue este servicio es usualmente usualmente corrido en condiciones de lodo salado. 3#%>131><:E+ #7>:1>#3%E+ . Merdadera Merdad era resistividad y resistividad de la zona lavada. . #erfiles de invasión. . 1orrelación . &etección prelim preliminar inar de hidrocarburos . 1ontrol de profundidad . >ndicación >ndicación de hidrocarburos moved moved E+#E1>D>131><:E+ &E %3 GE7732>E:=3 <&(in*T0 6J y 6 ` usando 2+D% #resión m'xima m'xima /@.@@@ /@.@@ @ psi =emperatura =empera tura m'xima m'xima 06@ND
1.3 MSFL& MLL AND PRO@IMIT MICRORESISTVIT MICRORESISTVIT LOGS LOGS El 2+D% 2+D% 2icro 2icrosph spheri erical cally ly Docused Docused log, log, 2icro 2icrola latero terolog log y #roxim #roximit ityy %og regist registra ra resistividades resistividades de pe"ueo volumen cerca al hueco hueco (borehole* en el pozo perforado con lodos conductivos. condu ctivos. 1ada una de a"uellas resistividades incluye incluye una medida de caliper. El 2+D% es generalmente generalmente corrida con otros otr os servici s ervicios os tales como &%%U y &>%U. 3#%>131><:E+ #7>:1>#3%E+ • 7esistividad de la zona lavada
-/-
• %ocalización de zonas permeables y porosas. • >ndicación de hidrocarburos movibles. • 1aliper.
E+#E1>D>131><:E+ &E %3 GE7732>E:=3 <&(in*T6 ` (2+D%* L 6 -J-8 , 5 6J(2%%* L #roximity 6 #resión m'xima m'xima /@.@@@ /@.@@ @ psi =emperatura =empera tura m'xima m'xima 06@ND
1.4 ML MICROLOG %a herramienta herramienta 2icrolog es un aparato de microresistividad microresistividad typo typo pad diseado para registrar la zona lavada lavada en pozos perforados con lodo de baja salin salinida idad. d. &os resistivi resistividade dades, s, con diferentes profundidades de investigación, son registradas para detectar la presencia de mudcae (torta del lodo* y para identificar zonas permeables. Cn registro caliper es corrido simult'neamente. El microlog es combinable con otros servicios. ser vicios. 3#%>131><:E+ #7>:1>#3%E+ . %ocalización de zonas permeables . . &efinición de los limites limites de estratos. estrat os. . 1alculo 1alculo de arena (&etailed (&etailed sand sand count* . 1aliper . >ndicación >ndicación del espesor de la torta del lodo. lodo. 3breviaturas usadas en las copias 2:<7 (ohmm* L 2>:M (ohmm*. E+#E1>D>131><:E+ &E %3 GE7732>E:=3 <&(in*T8 ;J #resión m'xima m'xima /@.@@@ /@.@@ @ psi =emperatura =empera tura m'xima m'xima 06@ND
2.0 ANALISIS DE POROSIDAD POROSIDAD E IDENTIFICACION IDENTIFICACION DE LITOLOGIA
-//
2.1 REGISTROS ACSTICOS %a porosidad esta directamente relacionada con el intervalo de tiempo de tr'nsito (∆t*, de una onda s!smica, debido a "ue el tiempo de tr'nsito es inversamente proporcional a la velocidad y la velocidad es directamente proporcional a la densidad del medio transmitante. %a dependencia del tiempo de viaje sónico sobre la densidad, se muestra en la siguiente tabla Ta>la 10. Ti%9') $% ia% s"#i!) $%#si$a$ $% r)!as s%$i9%#*arias %l agua 'ura
ROCA
BL DENSIT +GRWCM3
TIEM TIEMP PO DE VIA AE E SON SONIICO +MS +MS M71
&olomita limpia 1aliza limpia 3renisca limpia %utita limpia +al
/. /.;/.86 /./@9/.;6 /.@0
-5 0 .6 -8 @ .@ - 6 .@ /0 @ 9 5 K6 / /@ .@
El ∆t es medido por el registro sónico. %a ecuación de Byll Byllie ie relaciona la la porosidad (φ* de una roca cl'stica cl'stica consolidada con el ∆t. φ T (∆t
9 ∆t matriz*J (∆t filtrado 9 ∆tmatriz*
log
φ T Y∆t log 9 -JMm* -@8Z J Y(-JMf9 -JMm*-@8Z1c
&onde ∆t representa repre senta el tiempo de viaje de varios medios, en µs m9- (ó ft 9-*. 1c es la contante de compactaciónL 1cT -.@ para formaciones compactadasL y es mayor "ue -.@ pero menor "ue -.8 para formaciones menos compactadas. Mm var!a de 56@@ m s9- para la sal y ;@@@ m s9- para la dolomita. dolomita. Mf es -0@@m s9- para lodos base aceite y -;@@ m s9- para lodos salados. %a herramienta utilizada utilizada para correr el registro sónico es /.-.- 4hac 4orehole 4orehole 1ompensated 1ompensated +onic %og 2ide el tiempo re"uerido para "ue la onda sonora viaje a través de la formación. Este intervalo de tiempo tiempo de transito es una función de la matriz de la formación, la cantidad de porosidad primaria y el tipo de fluido en el espacio poroso. %++ U %ong +paced +onic es usado para suministrar suministrar el an'lisis de la onda y datos mas precisos en huecos agrandados y en 'reas donde la formación esta alterada por los procesos de formación.
-/0
Estas herramientas son combinadas y usadas simult'neamente con otros servicios. 3#%>131><:E+ #7>:1>#3%E+ . 3n'lisis de porosidad . &eterminación de litolog!a . 3n'lisis de arcillas . >dentificación de presiones anormales . &atos de velocidad para estudios s!smicos. . >dentificación de fractura .+hear )ave analysis 3breviaturas usadas en las copias &=%(µsJft* E+#E1>D>131><:E+ &E %3 GE7732>E:=3 <& (in*T0 6J #resión 2'xima /@.@@@ psi =emperatura 2'xima 06@ND
2.2 REGISTROS DE RADIOACTIVIDAD %os registros de radioactividad tiene la ventaja de "ue puede ser corridos a través del revestimiento. /./.- 7egistro ?amma 7ay Es usado para diferenciar entre rocas arcillosas y rocas no arcillosas, siendo m's radiactivas las secuencias arcillosas. +in embargo, las areniscas feldesp'ticas producto del levantamiento de rocas gran!ticas o gneis puede ser m's radiactivas "ue cual"uier lutita, debido a "ue el potasio es radiactivo. /././ 7egistro :eutrón 7efleja la abundancia de iones hidrógenos en el fluido. %os fluidos "ue contengan un alto contenido de hidrogeno, dan bajas lecturas. %os hidrógenos absorben neutrones, de modo "ue las rocas porosas dan valores bajos. El registro neutrón es especialmente utilizado utilizado para revelantes variaciones en las porosidades de las rocas carbonatadas, las cuales son registradas por el registro compensated neutron9density. El
-/5
filtrado del lodo, como el agua y el aceite no son distinguidos por el registro neutron debido a "ue todos tienen aproximadamente el mismo porcentaje de hidrogeno. El gas seco, de otra manera, da unas lecturas muy altas, por lo "ue hay menos hidrógenos en la fase gaseosa "ue en la fase li"uida. /./.0 7egistro &ensity Es el m's usado como indicador de la porosidad de una formación. %as lecturas esta relacionada directamente al verdadero bul density e inversamente a la porosidad. %a figura 55, muestra la variación de la densidad, tiempo de viaje sónico y porosidad de areniscas y lutitas en función a la profundidad.
D%#si*
+gW!93
Tra#si* *i9% * +\sW*
P)r)si* 8
Figura 44. Varia!i"# $% la $%#si$a$& *i%9') $% ia% s"#i!) ')r)si$a$ $% ar%#is!as lu*i*as %# u#!i"# a la 'r)u#$i$a$ φ(?r cm90*T (ρm9ρ b*J(ρm9ρf *
&onde ρm densidad de la matrizL ρ b densidad del volumenL ρf densidad del filtrado del lodo.
-/6
ρ2 var!a de /.-@ para halita hasta /.K@ para la dolomita. ρf T @.6 en lodo base aceite y -.-6 para lodo salado.
%as herramientas utilizadas para corre los anteriores registros, son •
LDT LITHO7DENSITZ LOG
%a herramienta %itho9&ensity una fuente de ?amma ray montado en un pad y dos detectores para medir la densidad de volumen (bul density* y el efecto fotoelectrico de la formación (#e*. %a medida de #e es relacionada a la litolog!a de la formación, y la medida de la densidad de volumen es relacionada a la porosidad. Cn caliper también es registrado. El %&= es combinable y se usa simult'neamente con otros servicios. 3#%>131><:E+ #7>:1>#3%E+ . 3n'lisis de porosidad . &eterminación de litolog!a . 1aliper . >dentificación de presiones anormales. 3breviaturas usadas en las copias 7G<4(gJc0* L &7G< (gJc0* E+#E1>D>131><:E+ &E %3 GE7732>E:=3 <& (in*T5 #resión 2'xima /@.@@@ psi =emperatura 2'xima 06@ND •
CNLZ COMPENSATED NETRON LOG
%a herramienta compensated neutron contiene una fuente radioactiva la cual bombardea la formación con neutrones r'pidos. %a medida son dadas en unidades de porosidad. =anto (intermedia* neutrones epitermal como (lento* neutrones termal pueden ser medido dependiendo del detector diseado.
-/8
%a herramienta 1:=93 1ompensated :eutrón usa dos detectores termales para medir borehole9compensated termal neutrón. %a herramienta 1:=9? &ual #orosity 1ompensated :eutrón tiene dos detectores termales y epitermales para medir porosidades separadas. %a medida epitermal puede ser hecha en huecos llenados en gas o aire. Estas herramientas son combinadas y usadas simult'neamente con otros servicios. 3#%>131><:E+ #7>:1>#3%E+ . 3n'lisis de porosidad . &eterminación de litolog!a . 3n'lisis de arcillas . &etectar gas 3breviaturas usadas en las copias EG#G( * L =:#G ( * E+#E1>D>131><:E+ &E %3 GE7732>E:=3 <& (in*T0 0J #resión 2'xima /@.@@@ psi =emperatura 2'xima 06@ND
3.0 RESPESTA DEL REGISTRO SONICO DENSIDAD AL CONTENIDO ORGANICO %a materia org'nica tiene una velocidad sónica mucho menor "ue cual"uier roca sedimentaria. 2ientras siempre las lutitas transmite ondas a m's de 5 m.Jseg y los carbonatos 8 mJsegL las velocidades en aceites son -./ 9 -./6 mJseg y en erógeno no mayor a -.6 mJseg. #or lo tanto el tiempo de tr'nsito (∆t* para las rocas sedimentarias es del orden de -6@ 9 /@@ µs Jm y para la materia org'nica cerca de 8@@ µs Jm . El contraste de velocidad entre la matriz de la roca y su 2.< (cerca 5* es mayor "ue el contraste en densidad (cerca /.6*. El registro sónico puede responder al contenido de materia org'nica m's fuerte "ue el registro densidad.
-/;
4.0 GEOLOGIA REGISTROS GEOFISICOS 3un"ue la mayor!a de los registros son usados para la evaluación de formación, algunos tales como G&=U Gigh97esolution &ipmeter y el +G&= &ual &ipmeter, son diseados espec!ficamente para estudios geológicos. +chlumberger también tiene una serie de productos s!smicos diseados espec!ficamente para geof!sicos.
3"uellos productos computarizados son derivados de las medidas de la
herramienta de “)ireline” y ayuda en procesamiento e interpretación de datos s!smicos y en interpretación geológica. El B+=U Bell +eismic tool suministra datos de disparos de che"ueos (chec9shot* para la calibración del registro sónico y )aveforms para perfil s!smico vertical. %a herramienta %++U %ong +paced +onic suministra tiempos para la calibración de la sección s!smica y la entrada b'sica para el ?eogramU sismograma sintético.
4.1 SHDT DAL DIPMETER LOG %a herramienta +chlumbergerPs &ual &ipmeter usa cuatro electrodos dual para registrar ocho curvas de microconductividad. 3#%>131><:E+ #7>:1>#3%E+ . Entrada para procesamiento computarizado . &iscriminación entre lutitas laminadas y dispersas. . ?eometr!a del hueco .&atos de dirección. Entrada para D>%U Dracture >dentification %og.
4.2 DAL DIPMETER DALDIPZ PROCESSING +e utiliza para reconocer el buzamiento estructural y estratigrafico. 1on el buzamiento estructural se obtiene la siguiente información. >nterpretación de fallas, pliegues e inconformidades para el mapeo estructural y correlación de pozo a pozo. 1on el buzamiento estratigrafico se reconoce patrones de paleocorrientes y determinación de la geometr!a del reservorio. #ara este registro se re"uiere tener datos del +G&=.
-/
%a herramienta dipmeter usan tres sets de brazos radialmente -/@N. %os brazos son presionados contra la pared del hueco, midiendo la resistividad en cada punto de contacto. 3lgunos mide el +#. %a medida es registrada a medida "ue la sonda es sacada desde el fondo del hueco. El verdadero buzamiento es calculado gr'ficamente (esterored* o por programa de computadora. %a posición de los c!rculos en las copias indican el 'ngulo de buzamiento (aumentando hacia la derecha*L las flechas sobre los c!rculos muestra la dirección del buzamiento dado en azimuth (Digura 56*. %os cambios en el buzamiento puede ser gradual a medida "ue se profundiza en el pozo cortando un flanco del pliegue. 1ambios abruptos de buzamiento puede indicar fallas (Digura 58*. >nterrupciones de estratos normales por cuerpos de estratificación cruzada o lenticular puede ser revelada por buzamiento opuestos.
1ambios en tanto 'ngulo y
dirección de buzamiento indica inconformidades (Digura 5;*
Figura 45. Diagra9a Ta$')l% 9)s*ra#$) >u:a9i%#*)s $%ria$)s $%l 'l)*%) $%l r%gis*r) $i'9%*%r !)#*ra 'r)u#$i$a$ !ura SP. Figura 4-. Ilus*ra!i"# $%l r%gis*r) $i'9%*%r a *ra(s $% u#a alla #)r9al +a u#a alla i#%rsa +>. Figura 4. Ilus*ra!i"# $%l r%gis*r) $i'9%*%r a *ra(s $% u#a !a#al +ar%#is!a +a u# arr%!i% +>.
-/K
4.3 FILZ FRACTRE IDENTIFICATION LOG Esta herramienta muestra lo mas notable cual"uier anomal!a de la conductividad la cual puede ser causada por fracturas llenadas de lodo. +e usa para la identificación y orientación de sistemas de fracturas efectivas. +e re"uiere estar monitoreando la herramienta de dipmeter.
4.4 STZ ELL SEISMIC RECORDING B+= es un servicio de disparo de che"ueo (chec9shot* el cual suministra una calibración de profundidad contra tiempo para la técnica de reflexión s!smica. %as velocidades s!smicas son medidas en el pozo mediante el registro del tiempo "ue es re"uerido por una onda generada por una fuente de energ!a superficial hasta alcanzar los geófonos de la herramienta B+=, la cual es anclada en el hueco perforado. El registro de tiempo de viaje de los arribos directos es usado para calibrar el registro sónico, el cual llega a ser la referencia s!smica b'sica y permite a una sección transversal de s!smica de superficie ser graduada a profundidad. 3#%>131><:E+ #7>:1>#3%E+. . &atos para ajustar la profundidad de las secciones de s!smica superficial. . Entrada para el ?eogram (sismógrafo sintético* &atos para el perfil s!smico vertical (M+#* el cual se usa para la evaluación s!smica de horizontes profundos, evaluación del buzamiento, confirmación de reflectores sobre seccione s!smicas.
4.4 ELL SEISMIC ICLOO LOG El registro +eismic ]uicloo es procesado por la 1+CU en el pozo ()ellsite* y suministra la medida de tiempo de transito y profundidades para la geometr!a del pozo, configuración de ad"uisición y caracter!sticas de la formación.. %a exhibición incluye la profundidad vertical verdadera (=M&* y correcciones del datum con referencia a la superficie (+7&*, relación tiempo9profundidad, intervalos de velocidades entre los niveles disparados y el desplazamiento (drift* del sónico.
-0@
+e usa como información de velocidad y tiempo para los geóf!sicos.
=ambién para
identificación del tiempo de transito, reflectores fuertes.
4.5 DIRECTIONAL SRVE El registro direccional es una proyección del pozo sobre los planos vertical y horizontal. Este muestra continuamente 9desde el tope hasta la base del estudio9 la trayectoria del pozo desde un punto de referencia. Este punto puede ser cual"uiera del tope del estudio o las coordenadas del pozo en superficie si la desviación del tope de estudio es conocida. Gay varios métodos "ue se usan, tales como tangencial, arco circular en proyección o espacio, o curvatura continua. +e re"uiere datos de inclinometr!a del dipmeter. #ara calcular la profundidad verdadera vertical (=M&* de un pozo, se realiza la siguiente operación • +e debe tener datos anteriores. #or ejemplo 2&@5-L =M& ;K-.8L >ncl /5.8N • +e usa la ley del coseno para calcular el =M& a la profundidad deseada. +upongamos
"ue se desea calcular el =M& a -@5.
Figura 4<. Cl!ul) $%l TVD +Tru% %r*i!al $%'*
-0-
1os /5.8NT =M&J(-@59@5-* =M&calc.T(-@59@5-*U1os/5.8N [email protected] =M& total =M&anteriorS=M&calc =M& totalT ;[email protected] =M&totalT;K5K.-6 a -@5 2&.
5.0. PREBAS MESTREO +chlumberger ofrece varios servicios para la recuperación f!sica de muestras de roca de formación y fluidos.
5.1 RFTZ REPEAT FORMATION TESTER El repeat Dormation =ester es operado por un sistema hidr'ulico conducido eléctricamente. &os pruebas de fluidos cada una a diferentes profundidades también puede ser tomadas en el mismo viaje. %a observación de las presiones de preensayo permite al ingeniero determinar si el pa"uete esta sellado adecuadamente y si el flujo del fluido es adecuado para obtener una muestra diagnóstica. +i alguna de las condiciones es cuestionable, la herramienta puede ser retra!da y movida a otra profundidad m's adecuada para el ensayo (test*. En la superficie las presiones de formación son registradas en una pel!cula y mostrada en forma an'loga y digital. 3#%>131><:E+ #7>:1>#3%E+ . #resiones de formación. . Estimativos de permeabilidad . 3n'lisis de hidrocarburos . 1ontacto de fluidos . ?radientes de presión.
5.2 CST SIDEALL SAMPLER El +ide)all 1ore +ampler es una escopeta o caón tipo percusión "ue es precisamente posicionada a la profundidad por los registros +# o ?amma 7ay. &espués "ue las profundidades de las muestras son seleccionadas, un controlador de superficie, eléctricamente enciende mediante una fuerza cargada de fuego una bala cil!ndrica dentro de
-0/
la formación a cada profundidad seleccionada anteriormente. 1ada bala y corazón es entonces recuperada por dos alambres sujetados a la escopeta. 3#%>131><:E+ #7>:1>#3%E+ . &eterminación de porosidad y permeabilidad. . 1onfirmación de manifestaciones de hidrocarburos. . &eterminación del contenido de arcilla. . &eterminación de la densidad del grano. . &eterminación litológica. 3 continuación se muestras los principales registros de pozo usado para correlaciones estratigr'ficos Ta>la 11. Pri#!i'al%s r%gis*r)s !)rri$)s %# u# '):). REGISTRO FENMENO CORRELACIONADO S)r*7#)r9al Estratos porosos invadidos depende de r%sis*ii* la resistividad del agua. La*%r)l)g Estratos porosos invadidos depende de la resistividad del agua. SP 1ontraste entre lutita (impermeable* y no lutita (permeable*. I#$u!*i)# 1ontraste entre conductividad de L)g fluidos de poro (agua salada9agua dulce9aceite* y de estratos no conductivos. S)#i!) ∆t depende de la litolog!a y porosidad D%#si$a$ N%u*r)# GR
REERIMIENTOS RECOMENDACIONES
Gueco no revestidoL lodo no salado. +e puede combinar con +# o ?7. Gueco no revestidoL lodo de agua dulce o salado. Gueco no revestido. 4aja a moderada resistividad. 2uestra contraste entre lutita y arena. Gueco no revestido. %odo dulce, formaciones de baja resistividad (lutita*.
Gueco llenado con fluido. Dormación baja resistividad. &ensidad de la formación depende de la Gueco no revestido sin niveles lavados litolog!a y porosidad. (derrumbes*. 1ontenido de hidrogeno de estratos Gueco revestido. 1ombinado con ?7. porososL lutitas claramente distinguibles. 7adioactividad, relacionado con lutita. Gueco revestido o no. :o afectado por fluido de perforación.
-00
3 continuación se dan las principales caracter!sticas de como responde los diferentes tipos de roca y fluidos a los registros Ta>la 12. R%s'u%s*as $% l)s r%gis*r)s a las r)!as lui$)s
ROCA ARENISCA +SST
ARENISCA CAROSA CALIA +LS
CHAL +CH
SP
RESISTIVIDAD
4ien desarrollada, Mar!a desde - a /@@ menos en areniscas ohms dependiendo de la arcillosas. porosidad y la salinidad del agua de formación. #obre deflección a la 3lta, menos fracturada y iz"uierda. "ue contiene agua muy salada. 1urva suave y Dunción de la porosidad redondeada. 3lgunas y salinidad del agua de veces no describe curva formación. 1aliza debido a la ausencia de %utitica baja porosidad. resistividad.
DOLOMITA +DOL
4ien desarrollada a la iz"uierda a excepción de chal lutitica. 1urva suave y redondeada. 3lgunas veces no describe curva debido a la ausencia de porosidad.
ANHIDRITA
:o desarrolla curva
LTITA +SH
&eflección a la derecha
4aja (- 9 / ohm*
GAMMA RA
NETRON
SONICO
&a una deflección a la &a una deflección a la Mar!a desde 86 a -@@ iz"uierda derecha desde 6@ a microsegundos, /K6@ unidades 3#>. dependiendo de la porosidad. &a una deflección a la ?ran deflección a la 4ajo ∆t entre 66 a 86 iz"uierda derecha. µseg. &eflección a la Mar!a entre 8@@ y K@@ iz"uierda, a excepción unidades 3#>, en calizas arcillosas. dependiendo de la porosidad e impurezas (lutita* y diametro del hueco. 4uena deflección a la 4ajo, var!a entre K@@ 9 iz"uierda. -0@@ unidades 3#>.
/6 9 6@ ohm, con %igeramente m's algunos intervalos entre radiactiva "ue la caliza. 6@@ ohm. %a dolomita exhibe mayor resistencia "ue la caliza debido a su dureza. -6@ 9 /@@ ohms 4aja radiactividad, buena deflección a la iz"uierda. 4aja, entre - 9 0 ohms 2uy radiactivas. &eflección a la derecha
Mar!a entre 8@@ y K@@ unidades 3#>, dependiendo de la porosidad e impurezas (lutita* y diametro del hueco. Duerte deflección a la derecha por encima de //@@ unidades 3#>. Mar!a entre 5@@ 9 ;@@ unidades 3#>.
∆t
entre 6@ 9 -@@ µseg dependiendo de la porosidad e impurezas tales como lutita (arcilla*. ∆t
T K@ µseg
∆t
entre 6@ 9 ;6 µseg. +in embargo si la porosidad es buena existe ∆t mayor de ;6 µseg. ∆t
T 6@ 9 8@ µseg
∆t
T K@ 9 -/@ µseg
-05
@II. CORAONAMIENTO MESTRAS DE PARED +SS 1.0 CORAONAMIENTO
-05
@II. CORAONAMIENTO MESTRAS DE PARED +SS 1.0 CORAONAMIENTO 2.0 MESTRAS DE PARED DE POO +SS 1.0 CORAONAMIENTO %os puntos de corazonamiento son definidos seg$n • =ope del intervalo • &rilling brea • 1ambio litológico • 2anifestaciones de hidrocarburos.
En pozos exploratorios los n$cleos son generalmente realizados solamente cuando las manifestaciones de hidrocarburos son por lo menos regulares y
favorables
propiedades del reservorio son encontradas. En algunos pozos se corazonan con propósitos estratigr'ficos. En caso de corazonar un reservorio de hidrocarburos se recomienda los siguientes procesos • #arar la perforación inmediatamente después del drilling brea esperado.
-06
•
en el fluido de perforación* y propiedades del reservorio. • +i las manifestaciones de hidrocarburos (aceite y gas* son regulares a buenas, se
saca la sarta de perforación para corazonar y se informa a la base operacional. • +i alguno de ellos, es pobre, discutir el próximo paso con la base operacional. El
próximo paso puede ser, perforar otros pies y repetir el procedimiento descrito arriba. 1uando se perfora con fines estratigr'ficos, al tope de una formación en particular, los procedimientos mencionados anteriormente son seguidos y se comienza a corazonar una vez "ue la litolog!a re"uerida ha sido identificada en los cortes analizados. Examinar los cortes durante el actual corazonamiento para colectar información preliminar sobre la composición litológica del corazón. Cna breve descripción es reportada a la base operacional. &espués de evaluar los registros eléctricos se puede cortar el corazón con una herramienta rebanadora mec'nica (21= 2echanical coring tool* desde la pared del pozo sobre intervalos de interés particularL por ejemplo, para evaluación estratigr'fica o ensayos petrofisicos. %a herramienta es normalmente posicionada con el registro gamma ray. %as rebanadas triangulares son rotuladas y marcadas como corazones normales y empacadas en contenedores especiales.
-08
1.1
PROCESO
DE
EMPAE
PREPARACION
DE
LOS
CONTENEDORES El geólogo )ellsite es el encargado de asegurarse "ue los corazones sean colocados y empacados adecuadamente. #ara asegurarse "ue los corazones son recuperados en el orden apropiado, el tope y la base de cada caja o bandeja del corazón debe ser identificada claramente. Cn método es colocar pintura blanca sobre el borde de la caja del corazón. %a base de un intervalo corazonado es el primero para ser removido del barril de corazonar. %a base de cada corazón o de cada uno de los segmentos corazonados ser' colocado hacia el borde de la caja marcada con pintura blanca. %a primera caja usada, es decir, la caja "ue recibe la base del corazón, ser' rotulada con la letra \3\ y la segunda con la letra \4\ y as! sucesivamente. 3s!, si un corazón llena cuatro cajas, la base del corazón ser' la caja \3\ y el tope del corazón la caja \&\. 1uando se prepara el corazón para almacenarlo el n$mero de cada caja es asignado desde el tope del corazón hacia la base del corazón. En el ejemplo anterior, la caja rotulada con la letra \&\ se le asignar' el n$mero - y la caja \3\ se le asignar' el n$mero 5. %a completa identificación de las cajas puede aparecer as! BE%% [ -9-@@, 1<7E R 6;@@ 9 6;-6 7E1. -5 4<[ - out of 5
-0;
Digura 5K. Figura 4,. Pr)!%$i9i%#*) 'ara !)l)!ar l)s !)ra:)#%s %# las !aas
1uando los sedimentos son inconsolidados, debe ser cuidadosamente removido el lodo con una cuchilla en lugar de lavarlo. 4ajo ninguna circunstancia el corazón puede ser lavado con manguera. El corazón se limpia con un trapo h$medo, reduciendo la posibilidad de remover las manifestaciones de hidrocarburos, particularmente de las fracturas. 4ajo condiciones ideal, el corazón es cortado en la mitad con una ma"uina rebanadora.
Cna de la mitad es retenida para referencia permanente y para la
interpretación de estructuras sedimentarias. %a otra mitad puede ser utilizada para an'lisis paleontológicos y otros an'lisis de laboratorio. %os ingenieros de reservorio frecuentemente re"uieren "ue los segmentos del corazón de una roca reservorio sea muestreada para an'lisis. %os chips o plugs tomados del corazón para ser examinados bajo el microscopio puede ser seleccionados y descritos por el geólogo )ellsite en el pozo o en el laboratorio.
3"uellos chips son seleccionados para suministrar una completa
descripción litológica del intervalo corazonado.
Cn ejemplo de un intervalo
corazonado es mostrado en la tabla -0. El corazón siempre es descrito desde el tope hacia la base. +e debe indicar el n$mero del corazón, intervalo corazonado y total de pies recuperados. =ambién se incluye la rata promedio de corazonamiento de cada pie. %a descripción del corazón lleva el mismo orden y las caracter!sticas de la descripción de los cortes. Ta>la 13. R%')r*% $% $%s!ri'!i"# $ %9u%s*ra %ll #a9%
Pag% N).
-0
C)9'a#
D%s!ri>%$ >
INTERVAL TPE SAMPLE DESCRIPTION REMARS 300073020 &itch ;@A +G3%E, sli calc, gn9gy, sft, fis 0@A %>2E+=<:E, mic9sel, )h, m hd, :um, p por 302073100 &itch +G3%E a.a. 310073110 &itch K@A +G3%E a.a. -@A &<%<2>=E, bf, m hd, m xln, g vug por, even brn :et increases GB --6, stn, ex cut A fluo, positive chip9in9acid, str od 1- 0@2, 1/ 2, 10 52, 15 /.6 2, 16 82 311073120
312073130
19-
7ec (@A* :o observable dip /8\ &<%<2>=E, bf,sft, suc, )Jthnly bed anhyL fr por, spty stn, fr fl X cut, positive chip9in9acid, str od, 68\ &<%<2>=E, bf, m hd, c xln, mnr ahhy incls, ex vug por even stn, ex fluo X cut, positive chip9in9acid, str od , abun vertical fracs &= minJft 6,8,,6,-@,--,K,-/,-0 &itch K@A+G3%E, sli calc, gn9gy, sft, fis +pl contaminated from -@A &<%<2>=E, bf, to m gy, f suc, tt, :+ 7=14 (7ound trip to change bit*
313073200
&itch
+G3%E a.a. tr &<%<2>=E a.a.
4ypass shaer, spl from fl) line, %1 material contamination
320073250
&itch
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+pls from shaer
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&itch
K@A +G3%E a.a. -@A +3:&+=<:E, sli calc, )h, hd, fg, ) srtd, sub9rd, tr glau, tt
3053
+B1
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3105
+B1
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+B1
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310,
+B1
7ec -\ &<%<2>=E, br, m hd, m xln, g vug por, spty dd o stn, sli spty fluo, no cut, negative chip9in9acid, no od
2.0 MESTRAS DE PARED DE POO +SS
-0K
3ntes de realizar el muestreo de +B+, se debe tener en cuenta • %itolog!a 2uestras espaciadas de tal forma "ue alcance la m'xima definición del
estrato y la calibración del registro. • 7oca fuente. • 7eservorio y manifestaciones de hidrocarburos. • 2icrofósiles (edad o ambiente*. • +e selecciona los niveles de profundidad para tomar +B+ teniendo en cuenta los
registros a escala -/@@. • 1uando se necesita varias +B+, m's de un ensamblaje de caoneo ha de ser
corrido, por lo tanto se debe tener en mente "ue las condiciones del hueco puede limitar o prohibir las corridas consecutivas, por lo tanto se debe realizar un viaje de acondicionamiento. %as balas pérdidas pueden severamente daar la broca de perforación o a$n causar pegas en la tuber!a de perforación. El geólogo )ellsite debe • +upervisar la remoción de las muestras de la bala y che"uear los n$meros de
disparos asignados. • 7egistrar el material recuperado de cada bala (samples recovered* • 7egistrar los n$meros de intentos para tomar la muestra (ballets fired*. • 7egistrar las fallas de la carga (2isfire*.
-5@
• 7egistrar las balas recuperadas "ue no contienen muestra (emptyL bullet*.
3lgunas sugerencias "ue hay "ue tener en cuenta para la toma de muestras de pared, son • %as muestras son rotuladas con un marcador, mostrando el nombre del pozo,
profundidad del n$cleo y n$mero de disparo. 3dem's el n$mero de disparo yJo profundidad puede ser rotulado sobre la tapa met'lica del contenedor de la muestra. • %as muestras menores de cm (excluyendo el mudcae* son generalmente no
aceptadas. • +i la recuperación es pobre o la muestras son mezcladas durante la descarga del
caón, se insiste en correr un caón adicional. • %as muestras pueden ser descritas (litolog!a y sho)s* antes de despacharlas. • El disparó puede alterar dr'sticamente la textura de la formación, por ejemplo
reducir el tamao de grano en las areniscas y convertir las calizas duras en tizosas (chaly*. • El tamao de las muestras es m's o menos de / por 6 cms.
2.1 VENTAAS =oma de muestra precisa y en determinada posición seg$n los registros eléctricos.
2.2 DESVENTAAS
-5-
#uede ser alterada la textura de la roca debido al impacto. %a muestra puede ser invadida por el fluido de perforación.
En algunas ocasiones la muestra es
relativamente pe"uea.
BIBLIOGRAFA • 47>?3C& DredericL 1G3#23: &avid X &
•
• •
• • • • • • •
•
1onductivity in +edimentary 4asin Csing %ithologic &ata and ?eophysical Bell %ogs. 4ull 33#?, vol ;5, nN K, sept.-KK@. ?73ME+ Billiam. 4it ?enerated 7oc =extures and their Effect on Evaluation of %ithology, #orosity and +ho)s in &rill9cutting +amples. 4ull 33#?, vol ;@, nN K, +ept. -K8. ?uias de 7ocas +edimentarias G3B<7=G W.G.L +E%%E:+ 2. X BG>==3HE7 3. >nterpretation of Gidrocarbon +ho) Csing %ight (1-916* Gidrocarbon ?ases from 2ud9%og &ata. 4ull, 33#?, vol 8K, nN, august, -K6. G3IE+ 4. Wohn. +andstone &iagenesis 9 =he Gole =ruth. :<7=G D.H. #etroleum ?eology, -K6. #hase -. +ubsurface %=<: :eil. ]uality 1ontrol of the 2udlogging +ervice +2>=G %orne 3. ?eological #rocedures ?uide. Molume /9 Bellsite 2anual. +C7&32 1. 7onaldL &C:: %. =homasL GE3+%E7 #. Genry X 231?. -KK. B+19 Bell 1ontrol +chool
TABLA DE CONTENIDO
-5/
INTRODCCION FNCIONES DEL MDLOGGING I. GEOLOGIA GENERAL 1.0 ROCAS SEDIMENTARIAS -.- 1%3+>D>131><: &E %3+ 7<13+ +E&>2E:=37>3+ -.-.- 1omponentes -.-./ 1lasificación de las areniscas -./ 7<13+ 1374<:3=3&3+ -./.- 1omponentes de las rocas carbonatadas -././ Estructuras sedimentarias -./.0 1lasificación de las rocas carbonatadas -./.5 <: &E %3 23=E7>3 <7?3:>13 3 G>&7<1374C7<+ /./.- Herógeno 3.0 ROCAS EVAPORITICAS 4.0 ROCAS IGNEAS 5.0 ROCAS METAMORFICAS II. POROSIDAD PERMEABILIDAD 1.0 POROSIDAD -.- #7>:1>#3%E+ D31=<7E+ ]CE 1<:=7<%3: %3 #<7<+>&3& 2.0 PERMEABILIDAD /.- #7>:1>#3%E+ D31=<7E+ ]CE 1<:=7<%3: %3 #E72E34>%>&3& 3.0 CLASIFICACION DE LA POROSIDAD EN ROCAS CARBONATADAS SEGN ARCHIES III. TRANSPORTACION& RECOLECCION PREPARACION DE MESTRAS 1.0 TRANSPORTE DE LOS CORTES PERFORADOS HASTA SPERFICIE 2.0 TIPOS DE MESTRAS /.- 2CE+=73+ #373 E% 2>17<+1<#>< /./ 2CE+=73+ &E 1GE]CE< /.0 2CE+=73+ +>: %3M37 /.5 2CE+=73+ %3M3&3+ I +E13&3+ /.6 2CE+=73+ #373 ?E<]C>2>13 3.0 PREPARACION DE LAS MESTRAS PARA EL ANKLISIS EN EL MICROSCOPIO 4.0 LAGTIME 5.- 13%1C%< =E_7>1< &E% %3?=>2E
-50
5./ D<723+ #373 1GE]CE37 E% %3?=>2E 5./.- 2etodo del carburo 5././ 2etodo del arroz 5./.0 2etodo usando gas de conexión IV. DESCRIPCIN DE MESTRAS DE LOS CORTES 1.0 EIPOS RECOMENDADOS EN LA DESCRIPCIN DE LAS MESTRAS 2.0 ENSAO CARACTERISTICAS PARA LA IDENTIFICACIN DE MINERALES ROCAS /.- 13%1>=3 < 13%>F3 /./ 3:G>&7>=3 9 IE+< /.0 %>2<:>=3 /.5 +>&E7>=3 /.6 #>7>=3 /.8 371>%%<%>=3 /.; %C=>=3 /. 1374<: /.K ?%3C1<:>=3 3.0 MATERIALES CONTAMINANTES 0.- 1E2E:=< 0./ 3&>=>M<+ &E% %<&< 0./.- 4arita 0././ 4entonita 0./.0 ?els y fecula 0./.5 %ignosulfonato 0./.6 3sfaltos 0./.8 2aterial de pérdida de circulación 0./.; 3ceite9?rasa 0./. 2etal 4.0 TE@TRAS EN LAS ROCAS PRODCIDAS POR LAS BROCAS 5.- 371>%%3 5./ #<%M< 5.0 37E:3 5.5 2E=32<7D>13 5.6 %32>:31><:E+ &E 47<13+ #&1 5.0 TIPOS DE CAVINGS +DERRMBES 6.- 1<7=E+ 7E1>71C%3&<+ 6./ 13M>:? 6./.- 1avings debido a presiones sobrebalanceadas
-55
6././ 1avings tectonicos -.0 PATAS PARA LA IDENTIFICACIN DE CAVINGS V. TIPOS DE GASES CROMATOGRAFIA 1.0 GASES DE HIDROCARBROS 2.0 GASES DE NO HIDROCARBROS /.- +C%DC7< &E G>&7<[>&< &E 1374<:< /.0 <=7<+ ?3+E+ 3.0 FACTORES E AFECTAN LA LECTRA DE GAS 3.0 TIPOS DE GAS 0.- ?3+ %>4E73&< 0./ ?3+ #7<&C1>&< 0.0 ?3+ 7E1>1%3&< 0.5 ?3+ &E 1<:=32>:31><: 0.6 ?3+ 431H?73WE 0.; ?3+ &E 1<:E[><: 0. ?3+ &E +B34 0.K ?3+ &E HE%%I 0.-@ ?3+ &E 132#3:3 0.-- ?3+ &E 7>#><+ 4.0 FACTORES E AFECTAN LA LECTRA DE GAS 5.0 GAS TOTAL CROMATOGRAFIA 6.- 2=<&<+ &E 1GE]CE< &E% +>+=E23 &E ?3+ 6./ 3:%>+>+ E >:=E7#7E=31>_: &E 17<23=3 &E ?3+ 6./.- 2etodo de BG, 4G y 1G 6././ 2etodo de pixler VI. DETECCION ANKLISIS DE HIDROCARBROS 1.0 DETECCION DE HIDROCARBROS -.- <%<7 -./ 23:1G32>E:=< M>+>4%E -.0 #7CE43 1<: G1l -.5 D%C<7E+1E:1>3 :3=C73% -.6 1<7=E &E% +<%ME:=E -.6.- =ipos de solventes -.8 D%C<7E+1E:1>3 &E% 1<7=E &E% +<%ME:=E -.; 2%>&3&
-56
-. 3?C3931E=<:3 -.K >7>&>+1E:1>3 2.0 CALIFICACION DEL SHO DE HIDROCARBRO /.- &>+=7>4C1><: &E% 23:1G32>E:=< &E 31E>=E /./ &>+=7>4C1><: &E D%C<7E+1E:1>3 :3=C73% /.0 >:=E:+>&3& &E %3 D%C<7E+1E:1>3 :3=C73% I D%C<7E+1E:1>3 &E% 1<7=E /.5 ME%<1>&3& &E% 1<7=E /.6 D<723 &E% 1<7=E /.8 7E+>&C< VII. SENSORES PARAMETROS DE PERFORACION 1.0 RATA DE PENETRACION +R.O.P -.- 1<77E%31>_: &E %3 7<# -./ +E:+<7 &E #E7&3& 2.0 TORE 3.0 PRESIN STAND PIPE 4.0 PRESIN DEL CASING 5.0 ROTARIA +RPM -.0 CONTADORES DE STROES .0 PESO SOBRE LA BROCA +OBWOH <.0 NIVEL DE LOS TANES DE LODO ,.0 RETORNO DE FLO 10.0 DENSIDAD DEL LODO 11.0 TEMPERATRA RESISTIVIDAD 12.0 SENSOR DE H2S VIII. OBSERVACIONES RECOMENDACIONES PARA EL BEN FNCIONAMIENTO DE LA NIDAD DE MDLOGGING 1.0 PROGRAMACION DEL MOLITE CALIBRACION DE
SENSORES
I@. REPORTE DIARIO E INFORME FINAL 1.0 REGISTRO GEOLGICO +MASTER LOG 2.0 REPORTES DIARIOS 3.0 INFORME FINAL @. EVALACION DE LA PRESIN DE POROS 1.0 PRESIN DE LA FORMACION 2.0 PRESIONES ANORMALES 3.0 PROCESOS E RESLTAN EN PRESIONES ANORMALES 0.- 1<2#31=31><:
-58
0.-.- Dactores geológicos "ue controlan la expulsión de fluidos 0./ &>3?E:E+>+ &E 371>%%3+ 0.0 =73:+D<7231><: &E %3 23=E7>3 <7?3:>13 0.5 E+DCE7F<+ =E1=<:>1<+ 0.5.- Dallas 0.5./ Estructuras anticlinales 0.5.0 &omos salinos 0.6 F<:3+ &E#%E=3&3+ 4.0 PRESIONES SBNORMALES 5.0 DETECCION D EPRESIONES DE FLIDOS DE FORMACIONES ANORMALES 6.- M37>31><:E+ E: %3 ME%<1>&3& &E #E:E=731><: 6./ M37>31><:E+ E: %3 D<723 I =323< &E %<+ 1<7=E+ 6.0 =<7]CE 6.5 3773+=7E 6.6 #7E+E:1>3 &E ?3+ 6.8 +G3%E &E:+>=I 6.; =E2#E73=C73 &E% %<&< 6. 1<:=E:>&< &E 1%<7C7<+ 6.K :>ME% &E% %<&< E: %<+ =3:]CE+ 6.-@ D%CW< &E% %<&< 6.-- &E:+>&3& &E% %<&< 6.-/ M37>31><:E+ E: E% E[#<:E:=E \&\ :<723% 6.-0 2E&>1><:E+ &C73:=E %3 #E7D<731><: (2B&* -.0 REGISTROS E SE SAN PARA MEDIR LA PRESIN DE FORMACION .0 PROCESOS DRANTE LA PERFORACION E CASAN SRGENCIA ;.- %%E:3&< &ED>1>E:=E &E% #+=<:E< I 1<2#7E+><: ;.0 #E7&>&3 &E 1>71C%31><: @I. PRINCIPALES HERRAMIENTAS REGISTROS CORRIDOS EN N POO 1.0 RESISTIVIDAD -.- &>%U&C3% >:&C1=><: %2>=I 2>17<7E+>+=>M>=I %17<%
-5;
/.- 7E?>+=7<+ 31C+=>1<+ /.-.- 4hac borehole compensated sonic log /./ 7E?>+=7<+ &E 73&><31=>M>&3& /./.- 7egistro gamma ray /././ 7egistro neutrón /./.0 7egistro densidad 3.0 RESPESTA DEL REGISTRO SONICO DENSIDAD AL CONTENIDO ORGANICO 4.0 GEOLOGIA REGISTROS GEOFISICOS 5.- +G&= &C3% &>#2E=E7 %#2E=E7 &C3%&>#U#7<1E++>:? 5.0 D>%UD731=C7E >&E:=>D>13=><: %+2>1 7E1<7&>:? 5.6 BE%% +E>+2>1 ]C>1H%<7E1=><:3% +C7MEI 5.0 PREBAS MESTREO 6.- 7D=U7E#E3= D<723=><: =E+=E7 6./ 1+= +>&EB3%% +32#%E7 @II. CORAONAMIENTO MESTRAS DE PARED +SS 1.0 CORAONAMIENTO -.- #7<1E+< &E E2#3]CE I #7E#3731><: &E %<+ 1<:=E:E&<7E+ 2.0 MESTRAS DE PARED DE POO +SS /.- ME:=3W3+ /./ &E+ME:=3W3+ BIBLIOGRAFIA ANE@OS
LISTA DE FIGRAS Digura -. Digura /. Digura 0. Digura 5. Digura 6. Digura 8. Digura ;. Digura .
1lasificación de 3reniscas, después de &ott (-K85*. 1lasificación d e3reniscas, seg$n Dol, -K8 2adurez textural de un sedimento. 2adurez textural de un sedimento, después de Dol, -K;5. 1lasificación de 1alizas, seg$n &unham. 1lasificación de 1alizas, seg$n Dol, -K8/. 1lasificación de 1aliza9dolomita 1lasificación general y nomenclatura de algunos tipos d erocas !gneas.
-5
Digura K. #orosidad Ms profundidad por compactación mecanica de 3reniscas y %utitas. Digura -@. Duerzas "ue act$an sobre los cortes perforados. Digura --. +istema de circulación del fluido de perforación. Digura -/. 7umbas o zarandas (shaers* Digura -0. 4andeja usada para el an'lisis de la muestra bajo microscopio. Digura -5. 1omparación de carta para la estimación visual de porcentaje. Digura -6. 1ategor!as de redondez para granos de baja y alta esfericidad. Digura -8. 1arta comparadora para la selección. Digura -;. =exturas en las rocas, producidas por las brocas Digura -. &iferentes tipos de cavings Digura -K. &iferentes tipos de gas encontrados durante los procesos de perforación. Digura /@. &efinición y terminolog!a de los diferentes tipos d egas. Digura /-. 2odelo "ue muestra el gas liberado y recirculado. Digura //. =ipos de gas deviaje. Digura /0. 2odelo "ue ilustra un sho) de gas afectado por la porosidad. Digura /5. Efecto de la rata de penetarción sobre los sho)s de gas. Digura /6. #resión del fluido de formación excede a la presión hidrost'tica. Digura /8. 1urva de gas durante la perforación. Digura /;. 7elaciones entre la tendencia y profundidad ideal de nuevos radios de gas designados para indicar varios fluidos de hidrocarburos. Digura /. &etección de crudo, mientras se perfora con lodo base aceite. Digura /K. =erminolog!a de la curva 7<#. Digura 0@. ?r'fica de 7<#, afectada por el peso sobre la broca (B<4* Digura 0-. =opes litológicos de acuerdo a la 7<# Digura 0/. 1urva de golpes de bomba Digura 00. ?r'fica de presión contra profundidad Digura 05. +ección a través de una secuencia de lutita y 3rena del delta de :ger. Digura 06. +obrepresiones debido a arcillas masivas. Digura 08. #orosidad de lutitas Ms profundidad, y rutas de flujo del agua de las lutitas durante la compactación y di'genesis. Digura 0;. Evolución de hidrocarburos de una roca fuente como función de la profundidad y temperatura. Digura 0. #resiones anormales debido a fallas geológicas. Digura 0K. #resiones anormales debido a estructura anticlinal. Digura 5@. #resiones anormales debido a domos salinos. Digura 5-. Evaluación de la presión del fluido de formación usando gas de conexión. Digura 5/. &isminución en el +hale density asociado con una zona de baja compactación. Digura 50. Ejemplo es"uem'tico de interpretación, usando registros de 7esistividad y
-5K
?amma ray Digura 55. Mariación de densidad, tiempo de viaje sónico y porosidad de areniscas y lutitas en función de la profuniddad. Digura 56. &iagrama \=adpole\ mostrando buzamientos derivados del ploteo del registro dipmeter contra profundidad y curva +#. Digura 58. >lustración del registro dipmeter a través de fallas. Digura 5;. >lustración del registro dipmeter a través de un canal (arenisca* y un arrecife. Digura 5. 1'lculo del true vertical depth (=M&* Digura 5K. #rocedimiento para empacar los corazones.
LISTA DE TABLAS =abla -. 1lasificación de rocas carbonatadas de acuerdo a su textura de depositación. =abla /. Evaluación cualitativa de la porosidad. =abla 0. 1lasificación de la porosidad seg$n 3rchies. =abla 5. =amices utilizados para la preparación de muestras. =abla 6. 1lasificación del tamao de grano de los sedimentos. =abla 8. Efectos fisiológicos del G/+ =abla ;. ?u!a para la descripción de sho) de aceite. =abla . Dormato del reporte diario =abla K. Malores t!picos de resistividad =abla -@. =iempo de viaje sónico y densidad de rocas sedimentarias. =abla --. #rincipales registros corridos en un pozo =abla -/. 7espuesta de los registros a las rocas y fluidos. =abla -0. 7eporte de descripción de muestras y corazones.
ANE@OS 3:E[< -. 3:E[< /. 3:E[< 0. 3:E[< 5. 3:E[< 6. 3:E[< 8. 3:E[< ;. 3:E[<
3breviaturas utilizadas en exploración y producción. =ipos d e lodos y propiedades #erforación usando fluidos aireados. =ipos de pegas de la tuber!a #rocedimiento para realizar 4ac9off #rocedimiento para corrida de punto libre. Escala de tiempo geológico Dormato para el control de viaje
-6@
ANE@O 2. TIPOS DE LODOS& PROPIEDADES APLICACIONES %a selección del fluido de perforación, es una de las decisiones m's importantes para la perforación de un pozo. Esta decisión, tiene gran efecto sobre el costo total del pozo y puede afactar su productividad. TIPOS DE LODOS 1. AIRE O GAS NATRAL %os fluidos de perforación gaseosos dan altas ratas de perforación, frecuentemente de tres a cinco veces m's de a"uellas dadas por lodos. 2. FLIDOS AIREADOS +AERATED FLIDS %os fluidos aireados es un fluido d eperforación compuesto tanto por aire como por li"uido, con una fase continua, siendo li"uida. &ebido a "ue esta técnica re"uiere un montaje especial de e"uipos, para suministrar tanto aire como lodo de circulación, el método es bastante compejo, y es usado solamente en condiciones especiales tales como dificultad para controlar problemas de perdida de circulación, "ue no pueden ser solucionados por metodos menos costosos. %as ventajas de esta técnica son . +e perfora tres a cinco veces m's r'pido %a rata de penetración incrementa debido a la baja presión diferencial, lo cual minimiza la columna hidrost'tica y a su vez se minimiza el sobrebalance. . +e re"uiere menos brocas (la mitad* . +e usa en zonas con severas pérdidas de circulación y en zonas productoras sensibles a ser daadas. . %os rangos de densidades de estos fluidos de perforación oscilan entre - a ; ##?. 3. LODOS BASE AGA En algunas ocasiones, se usa agua limpia para perforar, dando altas ratas de penetración. +u aplicación es limitada, debido a las altas presiones de formación, formaciones inestables y a la erosión del hueco. %os lodos base agua se clasifican de la siguiente manera . S'u$ Mu$s +on los lodos con los cuales se empieza la perforación, generalmente est'n compuesto por agua y bentonita y no re"uiere ning$n tratamiento "u!mico especial. +on especialmente usado al principio de la perforación, debido a la altas pérdidas de circulación. . L)Q s)li$s 9u$s Es un lodo con 8A o menos de sólidos del volumen total. =ambién se puede definir como cual"uier sistema de lodo "ue contiene un m!nimo de sólidos perforados. Estos lodos pueden permitir un incremento en la rata de perforación. +on lodos aplicables para formaciones r'pidas de perforar y en
-6-
formaciones competentes, de dureza media aalta, y en 'reas de presiones subnormales y con pérdida de circulación. %os lodos bajos en sólidos son preparados con aceite, polimeros (121*, bentonita y emulsificadores. %as propiedades tipicas de estos lodos son 2B .6 9 K.@ ##?L Mis Dunnel 00 segundosL M# 8 cpL I# / lbJ-@@ ft/L y 3#> )ater loss -/ cc. . I#i>i*%$ 9u$s %os lodos inhibidos contienen "u!micos "ue minimizan el hinchamiento de las arcillas. %os lodos inhibidos son usados principalmente en casos, donde se re"uieren lodos con densidades altas a media. %a inhibición de la hidratación de arcilla mantiene buenas las propiedades de flujo en lodos con altos contenido de sólidos, lo cual minimiza el encapsulamiento de las arcillas. En lodos con bajo contenido de sólidos, no se recomienda usar inhibidores. %os lodos inhibidos son m's estables a altas temperaturas (06@ND* "ue otros lodos. Estos lodos son preparados con los siguientes constituyentes lignosulfonatos de cromo y otros metales pesados, lignitos, yeso, soda caustica, 121, surfactantes, bentonita y aceite. %as propiedades tipicas son 2B -8 ##?L Mic Dunnel 8segundosL M# 6@ cpL I# -6lbJ-@@ ft/L y 3#> )ater loss 0cc. . Sal* 9u$s %os lodos de agua salada (lodos salados* son un tipo de lodo inhibido "ue contiene cerca de /@,@@@ ppm de iones de cloruroL y //@.@@@ ##2 de cloruro en saturados. Ellos pueden ser bajo o altos en sólidos, dependiendo del peso del lodo +e usan para evitar )ashout cuando se perforan secciones de sal masiva, para inhibir la hidratación de shales bentónicos y como referencia para unos buenos registros eléctricos. %os lodos salados no saturados usan generalmente agua de mar como base, bentonita, soda c'ustica, lignosulfonatos y aceite. %as propiedades t!picas son 2B -@ ##?L Misc Dunn 5@ segundosL M# -/ cpL I# K lbJ-@@ ft/, y 3#> )ater loss cc. %os lodos salados saturados usan :a1l (sal*, arcilla attalpugite, fec$la para controlar la viscosidad, y si es necesario un preservativo. %as propiedades tipicas son 2B-##?L Mis Dunnel56 segundosL M# -@ cpL I# /@ lbJ-@@ ft/, y 3#> )ater loss -@ cc. . P)**asiu9 sal*WP)l9%r 9u$s +#)#$is'%rs%$ %lamados com$nmente \H1l muds\. >nhiben la hidratación de shales a través del H1l. 1ontrolan los shales altamente reactivos. #osee pobre resistencia a la contaminación por sal. 4. LODOS BASE ACEITE %os lodos base aceite, tienen aceite como su fase continua. #ueden contener un / a 0A de agua. %a utilización de este lodo, presenta las siguientes ventajas En secuencias de shales previene formación de cavernas en el hueco. &ebido a "ue el filtrado, contiene aceite, este lodo puede eliminar daos a la formación causado por el hinchamiento de las arcillas. 7educe la presión diferenciar, evitando pegas en la
-6/
tuber!a. %as desventajas son altos costos, peligro de incendio, su dificultad de manejamiento, y su sensibilidad a la contaminación de sólidos. =ambién debido a la contaminación ambiental. %os lodos base aceite est'n compuestos por materiales asf'lticos, jabón met'lico,compuestosd ecalcio y emulsificadores. %as propiedades tipicas son 2B K##?L Mis Dunnel 8@ segundosL y 3#> )ater loss @ cc. 5. I#%r*7E9ulsi)# Mu$s 1onsiste en una emulsión de agua en aceite, en la cual el aceite es la fase continua y contiene /@ a 5@A de agua. +e usa en perforaciones, corazonamiento, completamiento y operaciones de )orover. Este lodo tiene las siguientes ventajas, con relación a los lodos base aceite 2's barato, es m's f'cil y menos peligroso para manejarlo y toler' m's agua y m's sólidos. #roteje la formación de hinchamiento de arcillas, es estable en altas temperaturasL y su filtrado es todo aceite. %as desventajas de un lodo >nvert9emulsion son mas costoso "ue los lodos base agua. +on preparados de cuales"uiera aceite crudo o diesel, un emulsificador, un incrementador de viscosidad y un agente para el control de pérdida de filtrado. %as propiedades tipicas son 2B -0##?L #M 0@ cpL I# -6 lbJ-@@ ft/L y 3#> Dluid loss, @.- cc. 4>4%>
+2>=G, %<7:E 3.
BE%%+>=E 23:C3%L ?eological
ANE@O 4. PEGA DE TBERA %a pega de la tuber!a (+tuc pipe* se debe a varios factores, y se origina principalmente en pozos desviados debido a "ue los cortes no son transportados enn su totalidad fuera del hueco, los cuales son arrastrados por el 4G3 durante los viajes, empa"uetando la tuber!a. 1. PEGA DIFERENCIAL %a pega diferencial se da en las siguientes condiciones . 3lto peso del lodo . 4aja presión d eporos de una presión permeable . &1s gruesos frente a la zona permeable . =uber!a "uieta, sin movimiento arriba ni abajo, ni rotación. . 3 nivel de lodo, e sposible "ue este tenga altos sólidos y un alto filtrado. #or osmosis se da un flujo a través de la torta del lodo "ue act$a como una menbrana, de
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la zona de alta presión a la zona de baja presión, pegando la tuber!a contra la pared del pozo. En esta pega diferencial, l acirculación es normal. %a pega diferencial, se hace m's severa a medida "ue pasa el tiempo. %a solución para esta pega es 3plicar m'ximo tor"ue y martillar abajo con la m'xima carga de viaje. 1olocar pildoras (#>#E %3[* enfrente del sitio de pega, dejandola actuar por un lapso de tiempo, al cabo del cual se empieza a trabajar la tuber!a. =ambién se puede reducir la columna hidrost'tica, reduciendo el peso del lodo. 2. PEGAS MECKNICAS A. RELACIONADAS CON LA FORMACION • F)r9a!i)#%s i#!)#s)li$a$as Dormaciones "ue se derrumban y caen al hueco, empa"uetando la tuber!a o formando cuas "ue impiden su libre movimiento. • F)r9a!i)#%s 9"il%s +al fluyente, comportandose similar a los shales reactivos, cerrandose el hueco. %utitas pl'sticas, el hueco se cierra atrapando la tuber!a. • T%!*)#is9) +F)r9a!i)#%s alla$as& ra!*ura$as 1avings de diferentes tamaos, caen al hueco, produciendo empa"uetamiento. El tor"ue es erratico, hay arrastre en las conexiones y en los viejes, la circulación es restringida o imposible. 3parece gran cantidad de cavings en las rumbas. En estos casos, se recomienda aumentar el peso del lodo, circular p!ldoras de alta viscosidad y minimizar el tiempo de exposición. • S)>r%'r%si"# +e perfora zonas de alta presión de poros con insuficiente peso del lodo, el shale se colapsa y cae al hueco, empa"uetando la tuber!a. +e presentan todas las caracter!sticas de una zona de alta presión de poros alta 7<#, baja densidad del shale, alto factor shale o contenido de bentonita, cavings, bajo valores del exponente \d\, posible aumento del bacground gas. Gay aumento de tor"ue y arrastre en las conexiones, l acirculación es imposible. +e recomienda aumentar el peso del lodo • Sal%s r%a!*i)s 3rcillas, "ue al hidratarsen se hinchan, cerrando el hueco. +e incrementa el tor"ue y el arrastre (drag* en las conexiones y en los viajes, la presión de bomba aumenta, en las rumbas aparecen bolas de arcillas. +e recomienda usar lodo inhibido y hacer viajes de limpieza del hueco. 2inimize el tiempo d eexposición.
