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Nociones Básicas de Ingeniería de PetróleoCompilación de trabajos relativos a las Operaciones de Perforación, Terminación y Mantenimiento de Pozos para la consulta del personal técnico del Segmento de Adecuación de Archivos Técnicos de la empresa Question & Answer Data Management S.A de C.V.

Ing. Pedro Alexis Abello

2015

Nociones Básicas de Ingeniería de Petróleo 2015

Índice

Ing. Pedro Alexis Abello Página 1

Perforación y Terminación

de Pozos2

Análisis Nodal 23


PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN DE POZOS



A. Perforación de Pozos.-La única manera de saber realmente, si hay petróleo en el sitio donde la investigación geológica propone que se podría localizar un depósito de hidrocarburos, es mediante la perforación de un hueco o pozo.

El primer pozo que se perfora en un área geológicamente inexplorada se denomina "Pozo Exploratorio" y en el lenguaje petrolero se clasifica "A-3".

De acuerdo con la profundidad proyectada del pozo, las formaciones que se van a atravesar y las condiciones propias del subsuelo, se selecciona el equipo de perforación más indicado.

Equipo de perforación

Los principales elementos que conforman un equipo de perforación y sus funciones, son los siguientes:

Torre de Perforación ó Taladro (Rig en inglés).

Tubería ó Sarta de Perforación (Tubing en inglés).

Brocas, Mechas ó Barrena (Auger en inglés).

Malacate (Winch en inglés).

Sistema de Lodos ó Barros (Mud System en inglés).

Sistema de Cementación (Cementation System).

Motores (Motors en inglés).

Torre de perforación o taladro.-

Es una estructura metálica en la que se concentra prácticamente todo el trabajo de perforación.

Tubería o "sarta" de perforación.-

Son los tubos de acero que se van uniendo y metiendo al pozo, a medida que avanza la perforación.

Brocas ó Mechas.-Son los elementos que perforan el subsuelo y permiten la apertura del pozo.

Malacate.-Es la unidad que enrolla y desenrolla el cable de acero con el cual se baja y se levanta la "sarta" de perforación y soporta el peso de la misma

Sistema de lodos.-



Es el que prepara, almacena, bombea, inyecta y circula permanentemente un lodo de perforación que cumple varios objetivos: lubricar la broca, sostener las paredes del pozo y sacar a la superficie el material sólido que se va perforando.

Sistema de cementación.-

Es el que prepara e inyecta un cemento especial con el cual se pegan a las paredes del pozo, los tubos de acero que componen el revestimiento del mismo.

Motores.-

Es el conjunto de unidades que imprimen la fuerza motriz que requiere todo el proceso de perforación.

Secuencia de Operaciones en un Pozo Petrolero.-

En un pozo petrolero, se cumplen por lo general, tres operaciones básicas:

A. Operaciones de Perforación.-

B. Operaciones de Terminación.

C. Operaciones de Mantenimiento de Pozos.

A. Operaciones de Perforación.-El tiempo de perforación de un pozo dependerá de la profundidad programada y las condiciones geológicas del subsuelo. En promedio, por lo general se estima entre dos a seis meses de trabajo.

La perforación se realiza por etapas, de tal manera que el tamaño del pozo en la parte superior es ancho y a medida que se profundiza es cada vez más angosto. Esto se hace para darle consistencia y evitar derrumbes, para lo cual se van utilizando barrenas y tuberías de menor tamaño en cada sección. (Es decir a medida que el pozo es más profundo, los elementos presentan menores dimensiones respecto).

Así, por ejemplo, un pozo que en superficie tiene un diámetro de 26 pulgadas, en el fondo puede tener apenas 8.5 pulgadas.

Durante la perforación es fundamental la circulación permanente de un "lodo de perforación", el cual da consistencia a las paredes del pozo, enfría la broca y saca a la superficie el material triturado.



Ese lodo se inyecta entre la tubería y la barrena y asciende por el espacio anular que hay entre la tubería y las paredes del hueco.

El material que saca sirve para tomar muestras y saber qué capa rocosa se está atravesando y si hay indicios de hidrocarburos. Durante la perforación también se toman registros eléctricos que ayudan a conocer los tipos de formación y las características físicas de las rocas, tales como densidad, porosidad, contenidos de agua, de petróleo y de gas natural.

Igualmente se extraen pequeños bloques de roca a los que se denominan "corazones" y a los que se hacen análisis en laboratorio para obtener un mayor conocimiento de las capas que se están perforando.

Para proteger el pozo de derrumbes, filtraciones o cualquier otro problema propio de la perforación, se pegan a las paredes del hueco, por etapas, tubos de revestimiento con un cemento especial que se inyecta a través de la misma tubería y se desplaza en ascenso por el espacio anular, donde se solidifica.

La perforación debe llegar y atravesar las formaciones donde se supone se encuentra el petróleo. El último tramo de la tubería de revestimiento se llama "Liner de producción" y se fija con cemento al fondo del pozo.

Al finalizar la perforación el pozo queda literalmente entubado (revestido) desde la superficie hasta el fondo, lo que garantiza su consistencia y facilitará posteriormente la extracción del petróleo en la etapa de producción.

El común de la gente tiene la idea de que el petróleo brota a chorros cuando se descubre, como ocurría en los inicios de la industria petrolera. Hoy no es así. Para evitarlo, desde que comienza la perforación se instala en la boca del pozo un conjunto de pesados equipos con diversas válvulas que se denominan "preventoras".

Desde el momento en que se inicia la investigación geológica hasta la conclusión del pozo exploratorio, pueden transcurrir de uno a cinco años.

La perforación se lleva a cabo, generalmente en medio de las más diversas condiciones climáticas y de topografía: zonas selváticas, desiertos, áreas inundables o en el mar.

Cuando se descubre el petróleo, alrededor del pozo exploratorio se perforan otros pozos, llamados de "avanzada", con el fin de delimitar la extensión del yacimiento y calcular el volumen de hidrocarburo que pueda contener, así como la calidad del mismo.



La perforación en el subsuelo marino sigue en términos generales los mismos lineamientos, pero se efectúa desde enormes plataformas ancladas al lecho marino o que flotan y se sostienen en un mismo lugar. Son verdaderos complejos que disponen de todos los elementos y equipo necesarios para el trabajo petrolero.

Problemas durante la Perforación de un pozo petrolífero.-

Durante la perforación de un pozo, pueden presentarse varios problemas que son muy importantes y estos son: Gasificación, Pérdida de circulación, Patas de perro (Dog legs), Asentamiento (Key Seat), Inestabilidad del Pozo y Temperatura de fondo.

Gasificación es la contaminación del lodo de perforación por un flujo de gas que sale de la formación hacia el pozo provocado por una diferencia de presión entre la formación productora y la presión hidrostática, donde: P formación ˃ P hidrostática.

Con este tipo de problemas se debe tener sumo cuidado, puesto que cuando se vuelven incontrolables, provocan reventones ó crean peligro de incendios, son muy comunes durante la perforación, especialmente en los pozos exploratorios, ya que no se cuenta con información precisa sobre la columna geológica que se está perforando.

Pérdidas de Circulación se definen como la pérdida parcial ó total del fluido de control hacia una formación permeable ó depresionada, es decir res cuando en superficie, se observa que el retorno del fluido es parcial ó cuando no hay retorno de éste. Para que éste evento ocurra son necesarias dos condiciones:

1. Causas Naturales.- Son aquellas inherentes a la formación, ejemplo: Cavernas ó fracturas naturales.

2. Causas Inducidas: Son provocadas durante la perforación, al bajar rápidamente la sarta de perforación, al controlar el pozo alcanzando la presión máxima permisible y ala incremento inadecuado de la densidad del lodo.

En resumen, se puede decir que: las pérdidas de circulación, indican las zonas depresionadas así como también nos da una aproximación de la presión de fractura.

Patas de Perro (Doglegs).- Es cualquier desviación indeseada en pozos verticales mayor del 3%. Típicamente se deben por cambios bruscos en el buzamiento de las formaciones ó por cambios en el peso aplicado a la barrena. Pueden dar lugar a atascamiento de las tuberías de revestimiento, fallas en la tubería de perforación, inhabilidad de correr revestimientos hasta el TD. Se minimiza por el uso en profundidades apropiadas de estabilizadores, Drill collars, de gran diámetro y peso apropiado a la barrena.



Asentamiento (Key Seat).- Se forman como consecuencia de las patas de perro. El efecto de la tubería de perforación recostada a una de las paredes es la creación de un canal. Se previene, evitando las patas de perro. (Es decir supervisando y evitando que se presenten desviaciones no deseadas).

Inestabilidad del Pozo.- Este problema se presenta cuando se encuentran las formaciones hinchadas, pastosas y/o inestables tectónicamente. Por lo general son resultado de:

Presiones de Sobrecarga.

Inestabilidades Tectónicas.

Presiones de Poro.

Absorción de agua, hinchamiento ó dispersión.

Los pozos inestables conllevan problemas asociados como: limpieza insuficiente, pega de tubería, cavernas, incrementos de volumen del lodo, incremento de costos, trabajos pobres de cementación, dificultades al registrar y bajar revestimiento.

Temperatura de Fondo.- Se suelen presentar en pozos profundos ó en áreas con gradientes térmicos altos. Al ser las temperaturas mayores de 250°C, se pueden presentar problemas, tales como incremento den la viscosidad y densidad en lodos con base agua.

Una forma de reducir al mínimo este problema es utilizar lodos en base aceite.

Pruebas efectuadas durante la perforación.-Durante la perforación de un pozo petrolífero, se realizan varias pruebas, dentro de las cuales podremos nombrar:

a. Pruebas de goteo.-Esta prueba exige que después de haber cementado la tubería de revestimiento, rebajada la zapata y se perforen algunos metros, se debe determinar el gradiente de fractura de la formación expuesta, así como la efectividad de la cementación. (Sobretodo cuando en el pozo han existido problemas durante la cementación, como pérdidas de circulación de cemento, heterogeneidad de la lechada, fallas del equipo de bombeo, etc.)

b. Pruebas de Formación.-Estas pruebas se realizan con la finalidad de poder determinar parámetros de los yacimientos y se pueden complementar con datos de otras fuentes de información, como son los registros geofísicos, levantamientos sísmicos y análisis de núcleos.



Las pruebas de formación pueden ser efectuadas antes o después de terminado el pozo y en distintas etapas de explotación del yacimiento.

Los objetivos cambian dependiendo de la etapa donde se encuentre el yacimiento, puesto que la información por obtener varía, durante las distintas fases (exploración, desarrollo, explotación y recuperación mejorada).

Durante las fases de exploración y evaluación, las pruebas de formación ayudan a determinar el tamaño del yacimiento, la permeabilidad y las características de los fluidos, posteriormente es necesario conocer las presiones y los regímenes de producción.

Todo lo anterior en conjunto, es utilizado para evaluar la capacidad de producción y si el yacimiento es rentable ó no.

Uno de los factores más importantes para determinar si el yacimiento es rentable o no, es saber qué tipo de fluido se tiene en la formación y sus características, ya que específicamente las compañías petroleras, necesitan determinar que equipos deben instalar para tratar y transportar los fluidos desde el pozo hasta las refinerías.

Durante la etapa de producción, las pruebas de formación son útiles para conocer la eficiencia de la terminación del pozo, también ayudan a determinar las causas de las declinaciones de la producción, es decir, si son ocasionadas por el propio yacimiento ó por una mala terminación.

Toda esa información será necesaria para la evaluación de estrategias de recuperación durante la vida productiva del pozo. También son importantes para las estimaciones de reservas. (A veces son necesarias estas pruebas, con los fluidos llevados a la superficie, para poder clasificar las reservas como probadas, además de detectar los límites del yacimiento.

Las pruebas de formación se clasifican en:

o Pruebas Descriptivas

o Pruebas de Productividad.

o Pruebas Descriptivas.-Son aquellas conocidas como pruebas de variación de

presión y son aquellas que miden los cambios de presión contra tiempo.

Su importancia radica en que no solo permiten evaluar las condiciones en la vecindad del pozo sino más allá de la región afectada por las operaciones de perforación y terminación, además que permiten caracterizar la formación para diseñar un plan óptimo de explotación.



Una prueba descriptiva de variación de presión tiene como objetivos los siguientes:

1. Estimar propiedades del yacimiento, tales como: Porosidad, Permeabilidad. Presión.

2. Localizar heterogeneidades existentes en la formación, tales como: Fallas. Límites. Fracturas.

3. Caracterizar el daño que hay en el pozo.4. Determinar comunicación entre pozos.

Nota: Por lo general se programan pruebas descriptivas cuando se necesita estimar la capacidad de flujo (kh), el tamaño del yacimiento, así como determinar los límites del yacimiento y las permeabilidades horizontal y vertical.

Tipos de Pruebas Descriptivas.-

i. Pruebas en un solo pozo.

a. Pruebas de Incremento de Presión.(Build Up).b. Pruebas de Decremento de Presión (Drawdown).c. Prueba de Inyección.d. Prueba Fall-Off.e. Prueba de Interferencia Vertical.f. Prueba de Pulso Vertical.g. Pruebas DST.

ii. Pruebas Multipozo.

a. Pruebas de Interferencia Horizontal.b. Pruebas de Pulso Horizontal.c. Pruebas de Productividad.

El objetivo principal de estas pruebas es obtener básicamente la tasa máxima (AOF Absolute Open Flow) y de igual manera se puede genera la curva del IPR (Inflow Performance Relationship).



Tipos de Pruebas de Productividad en yacimientos de gas.-

1. Prueba Flujo tras Flujo (Flow After Flow).2. Prueba Isocronal3. Prueba Isocronal Modificada.

A continuación nombramos seis probadores de formación utilizados en la industria petrolera para la evaluación de formaciones:

a) Prueba Convencional (Drill Stem Test, DST).b) Probador de Formación Operado con Línea de Acero (Wireline

Formation Tester, WST).c) Probador de Formación de Repetición (Repeat Formation Tester, RFT).d) Análisis de Incremento (Build Up) vs Análisis de Decremento

(Drawdown).e) Probador de Formación Modular Dinámico (Modular Formation

Dynamics Tester, MDT).f) Otros Probadores Particulares:

Compañía Weatherford

Compact Formation Tester (MFT). Probador Selectivo de Formaciones (Selective Formation Tester, SFT).

Compañía Halliburton.-

Reservoir Description Tool (RDT).- Sequential Formation IV Tool (SFT-IV). Sequential Formation Test Tool (SFTT)

Además de los probadores de formación operados a cable existen otras fuentes que se integran para obtener los parámetros de la formación, tales como el registro de resonancia magnética (NMR) y pruebas DST.

Uno de los parámetros más importantes en un yacimiento es la permeabilidad, la cual puede ser determinada con diferentes fuentes (WST, DST, NMR y Núcleos), por lo que los valores pueden variar.

B. Operaciones de Terminación.-

En la exploración petrolera los resultados no siempre son positivos. En la mayoría de las veces los pozos resultan secos o productores de agua. En cambio, los costos son



elevados, lo que hace de esta actividad una inversión de alto riesgo, pero para poder saber a ciencia cierta, cuan bueno puede resultar un pozo, debe ser terminado para conocer su potencial de producción.

La terminación de un pozo petrolero es aquel proceso operativo que se inicia luego de cementar la última tubería de revestimiento de explotación y se realiza a fin de dejar al pozo produciendo hidrocarburos ó taponado si finalmente no arroja resultados positivos.

El objetivo principal de la terminación del pozo es obtener la producción óptima de hidrocarburos al menor costo.

Para hacer esto posible, es necesario realizar un análisis llamado “Análisis Nodal”, para determinar que aparejos ó tuberías de producción deberían utilizarse para producir el pozo de la manera más adecuada en función de las características del yacimiento. En la elección del tipo de terminación a usarse, es necesario considerar la información recabada directa ó indirectamente durante la perforación (Muestras de canal, núcleos, pruebas de formación, análisis petrofísicos, análisis PVT y los registros geofísicos de explotación).

Para programar la terminación del pozo, se debe contar con: la información del pozo a intervenir y de sus pozos vecinos, la cual está constituida por: registros geofísicos, muestras de canal, corte de núcleos, gasificaciones, pérdida de circulación, limpieza del pozo, diseño de disparos, correlaciones, antecedentes de pruebas durante la perforación, pruebas de formación (DST), con el fin de explotar las zonas de interés con potencial económico

Esta información se evaluará con el propósito de determinar cuáles son las zonas de interés que contengan hidrocarburos y a través de una análisis nodal se diseñarán los disparos, diámetros de tuberías de producción y diámetros de estranguladores para mejorar la producción del yacimiento.

Muestras de canal y corte de núcleos.-

Las muestras, muestras de canal, ripios, cuttings, son pequeños fragmentos de litología que se obtienen durante la perforación, cortados por la barrena y sacados la superficie por el sistema circulatorio de perforación, el recorte es recolectado en las temblorinas para su análisis.

Estas muestras proporcionan información del tipo de formación que se corta, características de la roca (porosidad, permeabilidad, saturación de agua, saturación de petróleo, compresibilidad de la roca, etc.



Son de vital importancia, ya que son los únicos datos físicos litológicos que se recuperan de un pozo y que sirven para realizar las evaluaciones de las manifestaciones de hidrocarburos, manifestaciones de gas, descripciones litológicas, ambientes de depositación, correlaciones geológicas e identificación de formaciones, localizaciones de arenas productoras y de agua, sirven para la definición de las profundidades a cañonear (al ser utilizados en conjunto con los registros eléctricos)

Muestras de Pared.-

Son núcleos menores que se toman posteriores a la perforación y toma de registros. La muestra obtenida por percusión provee pequeños núcleos de la formación utilizable para estudios de geología y de ingeniería. La ventaja de éste sistema es su rapidez, bajo costo y la habilidad en el muestreo de las zonas de interés después de correr los registros eléctricos. La desventaja es que la bala usualmente altera la formación por el trituramiento de las rocas duras ó comprimiendo los sedimentos blandos, por lo tanto reduciendo el valor cuantitativo de los análisis de los datos.

Análisis Básico de las Muestras.-

Una vez recuperada la muestra del sistema de lodo, es sub dividida en una porción sin lavar (para la compañía operadora), una sección lavada y tamizada y por último una sección lavada, secada y tamizada.

De las muestras una vez lavadas y tamizadas, se separa una sección para su estudio, se lleva a un estereomicroscopio donde se describe:

Datos tomados.-

a) El tipo de roca y su composición litológica.b) Color.c) Composición.d) Tamaño del grano.e) Forma del grano.f) Selección.g) Lustre.h) Cemento ó Matriz.i) Dureza.j) Estructuras Sedimentarias.k) Porosidad.l) Calcárea ó no.m) Manifestaciones de Petróleo

Mancha: Luz natural y luz ultravioleta. Olor.



Fluorescencia. Corte. Anillo Residual: Luz Natural y luz ultravioleta.

n) Manifestaciones de Gas.

Los núcleos son fragmentos de roca relativamente grandes (9 metros), que son cortados por una barrena muestreadora. La práctica de corte de núcleos se usa preferentemente en áreas no conocidas.

A partir del análisis de los núcleos, se tienen un conjunto de datos muy valiosos para los diferentes especialistas relacionados con la ingeniería petrolera, como por ejemplo la litología, porosidad, permeabilidad, interfaces petróleo-agua, gas-petróleo y saturación de fluidos. Los análisis de núcleos deben establecerse con tiempo en el programa de perforación.

Para seleccionar los núcleos debe tomarse en cuenta la profundidad de corte, la cual a su vez depende de varios factores entre ellos:

A. Tipo de Pozo.-

o Exploratorio.o Desarrollo.

B. Tipo de Información requerida.-

Geológica. Perforación.

Ahora bien, existen dos métodos para cortar núcleos:

a) Núcleos de fondo.b) Núcleos laterales.

Para saber cuál de ellos usar, se toma en cuenta la profundidad del pozo, el costo de la operación y el porcentaje de recuperación.

Las operaciones de fondo permiten la obtención de diferentes tipos de núcleos:

Núcleos convencionales: Son adecuados cuando se tienen formaciones

compactas.

Núcleos encamisados: Son preferibles en formaciones suaves, quebradizas o

semiconsolidadas.



Núcleos orientados: Son aquellos que pueden identificar estructuras diagenéticas

y sedimentarias a gran escala. (En este proceso la posición in situ original ó la

orientación de un cilindro ó núcleo es determinada).

Factores que afectan los núcleos.-

o El lavado de la roca por medio de los fluidos que penetran durante la

perforación. Ello provoca un desplazamiento de los fluidos originales (reducción del contenido de hidrocarburos e incremento del contenido de agua).

o Los cambios de presión y temperatura instantáneos, provocan un efecto

durante la medición de la permeabilidad, porosidad, el factor de cementación y el exponente de saturación.

Análisis de datos convencionales.-

Comprende la determinación de la densidad de granos y las saturaciones de fluido del núcleo a partir de las muestras recibidas en el laboratorio. Estas saturaciones generalmente tienen poco significado cuantitativo porque los núcleos han sido lavados violentamente por un filtrado de lodo y además están sujetos al descenso de la presión mientras que son traídos a la superficie.

Asimismo, se realizan análisis del perfil de Rayos Gamma de superficie, que ayudan a correlacionar y ajustar las profundidades del núcleo. También se estudian mediante tecnologías computarizadas las características y orientación de las fracturas del núcleo.

Análisis de pruebas especiales de núcleos.-

Se utilizan pruebas especializadas para calcular con exactitud el petróleo original en sitio y permitir calcular la eficiencia de la extracción de petróleo por varios mecanismos de empuje. Entre estas pruebas se encuentran las mencionadas a continuación y su aplicación general se describe seguidamente:

Presión Capilar: Se usa para conocer la distribución de saturación de agua en el yacimiento y correlacionar las saturaciones de agua con permeabilidad o porosidad y altura por encima del contacto agua-petróleo.

Permeabilidad y Porosidad con Presión de Sobrecarga: Se lleva a cabo

mediante un instrumento diseñado para medir porosidad y permeabilidad a presión de sobrecarga. Con ello se obtienen datos más representativos de porosidad que permitan más exactitud en los cálculos del volumen en sitio



Problemas frecuentes en la terminación de pozos.-

1. Corrosividad de las salmueras.-

La corrosión puede ser definida como la alteración y degradación del material por su ambiente. El principal agente corrosivo que afecta a los materiales de la tubería en fluidos

base agua, son los gases solubles (O2,CO2, H2S), así como las disoluciones salinas y

ácidas.

Factores que causan la Corrosión.-

a. Oxígeno.-

El oxígeno es el agente corrosivo más común y en presencia de pequeñas cantidades de humedad causa oxidación al acero. El oxígeno causa corrosión uniforme y picaduras a las tuberías. En los sistemas de fluidos base agua que son expuestos a la atmósfera ocasionan condiciones severas de corrosión.

b. Dióxido de Carbono.-

El Dióxido de Carbono soluble en agua forma un ácido débil (H 2CO3 ¿ que corroe el

acero, conocido como corrosión dulce y resulta la formación de escamas en el acero provocando una pérdida de espesor en el cuerpo de la tubería, a menos que el pH sea mantenido arriba de 6.

Cuando el CO2 y el O2 están ambos presentes, es mayor la corrosión que estando cada

uno solos. El CO2 en presencia de agua forma ácido carbónico que reacciona con el

acero formando carbonato de hierro, el cual se desprende en escamas reduciendo su espesor de pared.

El CO2 en los fluidos puede venir del gas de formación, por descomposición térmica de

sales disueltas, los aditivos orgánicos de los fluidos de control ó por la acción de las bacterias sobre los materiales orgánicos en descomposición.

En general conforme la presión se incrementa, se incrementa también la acción corrosiva

del CO2.Cuando la presión parcial del CO2 es mayor de 30 psi, se tiene problemas de

corrosión, cuando varía entre 30 y 7 psi, es posible la corrosión y cuando es menor de 7 psi, es improbable.

c. Ácido Sulfhídrico.-

El ácido sulfhídrico disuelto en agua forma un ácido algo débil y menos corrosivo que el ácido carbónico, aunque puede causar picaduras, particularmente en presencia de

oxígeno y/o dióxido de carbono. Una más significativa acción del H 2S es su efecto sobre

una forma de hidrógeno molecular.



El estándar NACE MR-01-75 especifica los límites de presión parcial en un ambiente de

gas amargo, si la presión total excede de 65 psi y la presión parcial del H 2s en el gas

excede de 0.05 psi, existe un problema potencial.

El H 2s en fluidos de control puede venir del gas de formación, acción bacteriana sobre

sulfatos solubles ó degradación térmica de aditivos que contengan sulfuros en los fluidos de control.

Las fracturas por esfuerzo y corrosión son causadas por la presencia de un elemento corrosivo y esfuerzo de tensión. Los iones libres de hidrógeno penetran la estructura del metal causando pérdida de ductibilidad e incrementando la susceptibilidad a la fractura.

d. Sales Disueltas.-

Como en el caso del CO2y el H 2, los problemas asociados con cloruros se incrementan

con la profundidad y la presión. Los factores que contribuyen a la fractura y corrosión bajo

esfuerzo por cloruros involucran temperatura, presión, contenido de O2 , Ph y contenido

de Cl.

La corrosión es por la picadura en cazuela y grietas, para materiales susceptibles al CSCC. Los procesos de corrosión que involucran reacciones electroquímicas, el incremento de conductividad puede resultar en altas tasas de corrosión.

Las soluciones concentradas de salmueras son generalmente menos corrosivas que las salmueras diluidas.

e. Ácidos.-

Los ácidos corroen los metales con valores de Ph bajos (causando liberación del H 2), el

O2 disuelto acelera apreciablemente la tasa de corrosión de los ácidos y disuelve el H 2s,

acelerando la liberación del H 2 molecular.

Tipos de Corrosión.-

La corrosión puede tomar muchas formas y puede combinar con otros tipos de demandas (Erosión, Fatiga, Fractura, etc.) y causar daños extremos. Varios tipos de corrosión pueden ocurrir al mismo tiempo, pero solo un tipo de corrosión predominará. Conociendo e identificando la forma de corrosión puede ayudar a la planeación de aplicar la correctiva.

Durante el ataque uniforme, el material corroído usualmente deja una capa de los productos de la corrosión. El resultado es la pérdida de espesor de pared y reduce la capacidad de resistencia del material.

La corrosión puede ser localizada en pequeñas áreas definidas de pared, causando picaduras en la tubería, su cantidad, profundidad y tamaño puede variar considerablemente.



Las picaduras pueden causar fallas y pueden servir como punto de origen en el rompimiento de origen.

Los cloruros, oxígeno, ácido sulfhídrico y especialmente la combinación de ellos, son la mejor contribución para la corrosión localizada. Adicionalmente al tipo de corrosión localizada, existe fragilización del metal por hidrógeno atómico y molecular en los sitios catódicos.

Muchos metales resisten a la corrosión debido a la formación de una película protectora de óxido. Si esas películas ó depósitos son removidos por alta velocidad de flujo del fluido, sólidos suspendidos abrasivos, exceso de turbulencia, acelera el ataque a la superficie del metal fresca.

Esta combinación de erosión-corrosión puede causar picaduras, extensiva demanda de fallas.

Formas de Desplazamiento.-

Existen dos formas e efectuar el desplazamiento del fluido de control, ya sea por agua dulce, salmuera libre de sólidos ó la combinación de ambos:

1. Circulación Inversa.

2. Circulación Directa.

La selección del procedimiento más adecuado depende de las condiciones operativas que se tengan en el pozo en cuestión, así como las condiciones de calidad de las tuberías de producción y/o revestimientos que se tengan, de los resultados obtenidos de los registros de cementación en las zonas ó intervalos de interés y el tipo de fluido que se tenga en el interior del pozo.

1. Circulación Inversa.-

Si la información de los registros de cementación y la calidad de las tuberías de revestimiento indican que soportará una diferencia de presión calculado, ésta circulación será más factible de ser utilizada. Beneficios.-

Permite un maduro espaciamiento entre el agua dulce y los fluidos por desalojarse.

El volumen de agua en los espacios anulares será mayor y el volumen de fluido que

va quedando en las tuberías de producción será menor.

Pueden utilizarse regímenes de bombeo más elevados con flujos turbulentos.



Este tipo de regímenes de flujo son los más adecuados para operaciones de limpieza de pozos al ser desplazado el fluido de control, lo que permitirá desplazamientos más efectivos y libres de contaminantes.

De igual manera tendríamos menores tiempos operativos y una menor adición de aditivos ya sean espaciadores y de lavadores químicos, lo que dará como resultado una considerable reducción en los costos del lavado y filtración.

2. Circulación Directa.-

Si los registros de cementación muestran zonas no aceptables para ser sometidas a una diferencial de presión calculada del fluido de control a desplazarse con respecto al agua dulce, deberá utilizarse este método de circulación directa, en la cual no se obtiene un desplazamiento muy efectivo debido a que los volúmenes de agua dulce a manejar son menores al circularse de las tuberías de producción a los espacios anulares.

Características.-

Los regímenes de bombeo serán menores al incrementarse el valor de las pérdidas de presión por fricción y por consiguiente el empuje de agua sobre el fluido de control en áreas más grandes, creará deficiencias para un desplazamiento efectivo y en algunos casos no se dará el régimen turbulento necesario para garantizar que el pozo esté totalmente limpio de contaminantes.

Serán necesarios mayores cantidades de espaciadores y limpiadores químicos, aunado al mayor tiempo de circulación y por consiguiente un costo más elevado por filtración y por tiempos operativos.

DISEÑO DE DISPAROS.-

Durante la etapa de terminación de los pozos el disparo de producción es la fase más importante, ya que permite establecer comunicación de los fluidos entre el cuerpo productor y la tubería de revestimiento, ya que un disparo bien diseñado posibilitará el flujo de los hidrocarburos en forma eficiente.

La operación del disparo no es una técnica aislada, debiendo prestarle atención particular en la selección del diámetro de la tubería de producción, ya que éste condicionará el diámetro exterior de las pistolas y las cuales tendrán mayor penetración de acuerdo a su diámetro.

El grado de la tubería de revestimiento, densidad del disparo, tipo de formación, humedad y temperatura, son algunos de los factores que pueden afectar el resultado de los disparos.



Teoría de los disparos.-

Exxon desarrolló una investigación donde descubrió la trascendencia del taponamiento de los disparos con lodo ó con residuos de las cargas preformadas, disparar con una presión diferencial hacia el fondo del pozo y el efecto de la resistencia a la compresión de la formación sobre el tamaño del agujero de los disparos y su penetración. Este trabajo condujo a:

Desarrollo de cargas preformadas no obturantes. Pistolas disparables a través de la tubería de producción. Creación de la norma API RP-43 para evaluar los disparos bajo condiciones de

flujo simuladas en el pozo.

El desarrollo de pistolas a chorro efectivas, ha mejorado la penetración cuando se presentan formaciones y cemento de alta resistencia a la compresión y/o tuberías de revestimiento de alta resistencia con espesor grueso.

Tipos de Disparos.-

A. Disparos de Bala.-

Las pistolas de bala de 3 ½” de diámetro ó mayores, se utilizan en formaciones con resistencia a la compresión inferior a 6,000 lb. /pul2, los disparos con bala de 3 ¼” ó tamaño mayor, pueden proporcionar una penetración mayor que muchas pistolas a chorro en formaciones con resistencia n a la compresión inferior a 2,000 lb/pulg2, la velocidad de la bala en el cañón es de 3,300 lb/pulg2 aproximadamente, perdiendo velocidad y energía cuando el claro excede de 0.5 pulgadas y la pérdida en la penetración con un claro de 1 pulgada.

Las pistolas a bala pueden diseñarse para ser disparadas tanto selectiva como simultáneamente.

B. Disparos a chorro.-

El proceso de disparar a chorro consiste en que un denotador eléctrico inicia una reacción en cadena que detona sucesivamente el cordón explosivo, la carga intensificada de alta velocidad y finalmente el explosivo principal, la alta presión generada por el explosivo, origina el flujo del recubrimiento metálico separando sus capas interna y externa.

El incremento contínuo de la presión sobre el recubrimiento provoca la expulsión de un haz ó chorro de partículas finas, en forma de aguja, a una velocidad aproximada de 20,000 pies/seg., con una presión estimada de 5 millones de lb/pulg2.

Los disparos a chorro convencionales a través de tubería de revestimiento son las pistolas recuperables con un tubo de acero, normalmente proporcionan una penetración adecuada, sin dañar la tubería de revestimiento.



Existen pistolas a chorro para correrse a través de la tubería de producción, incluyendo pistolas encapsuladas ó sea las Desintegrables ó de rosario, pistolas con cargas giratorias, con cargas soportadas en alambre y con cargadores tubulares y pistolas con cargadores de pared delgada ó desechable, la ventaja que presentan es que su posibilidad de correrse y recuperarse a través de la tubería de producción y de dispararse con una presión diferencial hacia el pozo.

Las pistolas desechables ó Desintegrables con cargador hueco de pared delgada, evitan el resquebrajamiento de la tubería de revestimiento y la mayor parte de los residuos que se dejan dentro de ella, también eliminan el problema del claro si la pistola es colocada apropiadamente, pero se sacrifica algo de penetración.

C. Pistolas Hidráulicas.-

Una acción cortante se obtiene lanzando a chorro un fluido cargado de arena, a través de un orificio, contra la tubería de revestimiento. La penetración se reduce grandemente a medida que la presión en el fondo del pozo aumenta de 0 a 300 lb/pulg2. La penetración puede incrementarse apreciablemente adicionando nitrógeno a la corriente del fluido.

D. Cortadores Mecánicos.-

Se han usado cuchillas y herramientas de molienda para abrir ranuras ó ventanas para comunicar el fondo del pozo con la formación.

Para controlar la producción de arena en algunas áreas se emplea como procedimiento estándar la apertura de una ventana en la tubería de revestimiento, el escariamiento y el empacamiento con grava.

Factores que afectan los resultados de los disparos con pistola.-

Taponamiento de los Disparos.-

El taponamiento de los disparos con residuos del recubrimiento metálico puede ser muy severo. Mediante el empleo de recubrimientos cónicos elaborados con metal pulverizado, los residuos mayores han sido eliminados en varias de las cargas especiales. Los residuos del recubrimiento también se forman, pero son acarreados al fondo del agujero en forma de partículas del tamaño de arena ó más pequeñas.

Los disparos tienden a llenarse con roca triturada de la formación, con sólidos de lodo y residuos de las cargas cuando se dispara en el lodo. Estos tapones no son fácilmente removidos por el contraflujo. La presencia de partículas compactas y trituradas de la formación alrededor de los disparos reduce aún más a probabilidad de limpiar los disparos.

Los lodos de alta densidad mezclados con sólidos pesados, provocan la formación de tapones densos en los disparos.



En formaciones estratigráficas, como las constituidas por secuencias de lutitas y arenas, un gran número de disparos permanecen taponados y pueden evitar que se drenen algunas zonas específicas. Cuando están taponadas ó parcialmente obturadas, una ó más zonas en un yacimiento estratificado, las pruebas de producción y las mediciones del índice de productividad, pueden proporcionar una evaluación errónea del daño del pozo, su productividad y su recuperación.

Limpieza de los Disparos taponados.-

En arenas no consolidadas las herramientas de sondeo instantáneo y las lavadoras de disparos han sido usadas con mucho éxito para limpiar los disparos en muchas áreas. Si los disparos en pozos terminados en arenas, no pueden limpiarse con herramientas de sondeos instantáneos ó lavadores, el siguiente paso consiste generalmente en abrir cada disparo con aceite ó agua limpia, usando bolas selladoras.

Este procedimiento ocasiona que el lodo sea desplazado dentro de las fracturas de la formación.

La acidificación de los pozos en areniscas generalmente no permitirá limpiar todos los disparos taponados con lodo, a menos que cada disparo sea aislado y fracturado y el lodo desplazado dentro de la fractura de la formación.

Los tapones del lodo son bastantes más fáciles de remover de los disparos en formaciones carbonatadas, debido a que al entrar el ácido en unos cuantos disparos, generalmente disuelve una cantidad de roca suficiente para abrir otros disparos.

Generalmente los pozos terminados en formaciones de caliza ó dolomita se disparan en ácido, con una pequeña presión diferencial hacia la formación. Sin embargo, los disparos en aceite ó agua, con una presión diferencial hacia el pozo, son muy satisfactorios.

Si una parte de la tubería de revestimiento disparada está pobremente cementada, proporcionando comunicación vertical detrás de la tubería y entre las perforaciones, las condiciones resultantes son similares a las de una terminación en agujero abierto con tubería ranurada.

Si se presenta flujo de la formación, todos los disparos en la tubería de revestimiento, generalmente se limpiarán. Sin embargo los disparos en la formación podrán ó no limpiarse.

El taponamiento de los disparos con parafina, asfaltenos ó incrustaciones, es un gran problema en muchas partes del mundo. Los tratamientos con solventes, generalmente removerán la parafina ó los asfaltenos.

Si los disparos están obstruidos con incrustaciones solubles ó insolubles en ácido, es generalmente aconsejable redisparar y tratar con ácido ó con otros productos químicos.



Efecto de Presión Diferencial.-

Cuando se dispara en lodo, con una presión diferencial hacia la formación, los disparos se llenan con partículas sólidas de lodo de la formación y residuos de las cargas. Los tapones de lodo son difíciles de remover, produciendo en algunos disparos un taponamiento permanente y reduciendo la productividad del pozo.

Aún cuando se dispare en fluidos limpios tales como aceite ó agua que tienen altos ritmos de filtrado, las partículas procedentes de las arcillas, residuos de las cargas ó de otro tipo, pueden originar algún taponamiento de los disparos y un daño profundo en la formación.

Las formaciones con permeabilidades de 250 md ó mayores, permiten que las partículas de tamaño de las arcillas se desplacen hacia los poros de la formación ó por las fracturas.

En formaciones carbonatadas es frecuentemente posible obtener altas productividades de los pozos y bajas presiones de fracturamiento de los disparos cuando se dispara en HCL ó ácido con una presión diferencial pequeña hacia la formación.

Cuando los disparos se efectúan con una presión diferencial hacia el pozo y con fluidos limpios, se ayuda a obtener una buena limpieza de los disparos. Este es el método preferido para disparar en formaciones de arenisca y carbonatadas.

Efecto de usar fluidos limpios.-

Si una pistola en lo particular proporciona un tamaño y penetración adecuados bajo ciertas condiciones del pozo, la productividad limpia, manteniendo una presión diferencial hacia el pozo al disparar y durante el período de limpieza.

Efecto de la resistencia de la compresión.-

La penetración y el tamaño de los disparos a chorro se reducen a medida que aumenta la resistencia a la compresión de la tubería de revestimiento, del cemento y de la formación. La penetración de las pistolas a bala decrece severamente al aumentar la resistencia de la tubería de revestimiento, del cemento y de la formación.

Densidad de los disparos.-

La densidad de los disparos generalmente depende del ritmo de producción requerido, la permeabilidad de la formación y la longitud del intervalo disparado. Para pozos con alta producción de aceite y gas, la densidad de los disparos debe permitir el gasto deseado con una caída de presión razonable.

Generalmente son adecuados 4 disparos/pie de 0.5 pulgs, siendo satisfactorio uno ó dos disparos por pie para la mayoría de los pozos con producción baja. En los pozos que



serán fracturados, los disparos se planean para permitir la comunicación con todas las zonas deseadas. Para operaciones de consolidación de arenas, generalmente se prefieren 4 disparos/ pie de diámetro grande. Para terminaciones con empaque de grava se prefieren de 4 a 8 disparos /pie de 0.75 pulgs, de diámetro ó mayores.

Los disparos de 4 ó más cargas/pie en tuberías de revestimiento de diámetro pequeño y de baja resistencia, con pistolas con cargas expuestas, pueden agrietar la tubería de revestimiento. También el cemento puede fracturarse severamente, siendo necesario efectuar cementaciones forzadas para controlar la producción indeseable de agua ó gas. Los coples de las tuberías de revestimiento de alta resistencia pueden dañarse al efectuar múltiples disparos sobre ellos.

Medición de la Profundidad.-

El método aceptado para asegurar un control preciso en la profundidad de los disparos consiste en correr un localizador de coples con pistolas y medir la profundidad de los coples que han sido localizados, respecto a las formaciones, usando registros radioactivos. Algunos marcadores radioactivos pueden instalarse dentro de las cargas preformadas seleccionadas, para ayudar a localizar la profundidad exacta de los disparos.

Los registros de detección de coples pueden mostrar la posición de disparos recientes ó anteriores hechos con cargas expuestas, tales como las usadas en pistolas con cargas encapsuladas. En éste caso el registro señalará las deformaciones en la tubería de revestimiento ocasionadas por la detonación de las cargas expuestas.

Disparos Orientados.-

Los disparos orientados se requieren cuando se usan varias sartas de tuberías de revestimiento ó en terminaciones múltiples, en las cuales se dispara a través de la tubería de producción, cuando están juntas tuberías de producción.

ANÁLISIS NODAL.-

El análisis Nodal puede ser realizado con cualquiera de los softwares que existen en el mercado (WEM. Flow System así como otros desarrollados por otras compañías de servicio), y nos permite crear un modelo que simula el comportamiento de producción del pozo ajustándolo al gasto y presión de fondo fluyente del pozo, lo que lleva a corroborar ó descartar la presencia de daño total del pozo (cuando existen curvas de variación de presión, su interpretación y combinación con el análisis nodal resulta una herramienta muy poderosa para determinar el daño del pozo), para ello requiere de información del yacimiento, datos del pozo y de los fluidos producidos, de ésta manera es posible corroborar los datos de daño y demás parámetros del yacimiento.

El análisis nodal es una herramienta que nos permite simular y evaluar un sin número de parámetros, entre los cuales, podemos nombrar los siguientes:



Determinar la presencia de daño. Obtener pronósticos de producción. Determinar caídas de presión. Evaluar producción simulando diferentes cambios en el sistema. Determinar diámetro óptimo de tuberías de producción. Ajustar correlaciones de flujo. Otros.

Datos requeridos para correr un simulador de análisis nodal.-

a) Datos del yacimiento.- Daño de la formación. Presión promedio del yacimiento. Presión de fondo fluyente. Temperatura. Permeabilidad. Espesor del cuerpo productor. Porosidad. Factor de Forma (Arreglo geométrico de Explotación. Datos de tratamientos anteriores. Reporte de Operaciones. Compresibilidad de la Formación. Litología. Saturación de Agua Irreductible.

b) Datos del Pozo.- Estado Mecánico del pozo. Intervalo Productor disparado. Densidad, penetración y fase de disparo. Temperatura de Superficie. Datos de Producción:

o Producción de Aceite.

o Producción de Agua.

o Relación Gas Petróleo

o Historia de Producción.

o Presión en superficie.

o Datos del Sistema Artificial:

o Presión de Inyección de Gas

o Gasto de Inyección

o Tipo de Inyección

Continua Intermitente.



o Gravedad Específica del gas.

o Profundidad de las válvulas.

INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN Y PRODUCTIVIDAD DEL POZO.-

Los componentes del sistema de producción de un pozo pueden ser agrupados dentro del Indice de Productividad.

Indice de Productividad (J): q / (Pe-Pwf)

Unidades: bl/día/lpc

Esta ecuación concentra las variables que controlan y afectan el comportamiento de un pozo mediante su manipulación a través del diseño puede realizar diversos escenarios de producción del pozo.

Para un yacimiento específico con permeabilidad k, espesor h y con un fluido con factor de volumen de formación B y viscosidad M, la única variable del lado derecho de la ecuación que puede ser ajustada es el factor de daño “S”, el cual puede ser reducido ó eliminado a través de la estimulación matricial, si es causado por medios mecánicos. Un efecto de daño negativo puede ser impuesto si un fracturamiento hidráulico exitoso es creado.

Así la estimulación puede mejorar el Indice de Productividad, cuyo efecto es un incremento de la productividad.

En yacimientos con problemas relacionados con la caída de presión (producción de finos, agua ó conificación de la capa de gas) el incrementar la productividad puede permitir disminuir la caída de presión con atractivos gastos de producción. El incremento en la caída de presión “(Pe- Pwf)” disminuyendo Pwf es la otra opción disponible para que se incremente la productividad del pozo.

Mientras el Indice de Productividad permanezca constante, la reducción de la presión de fondo fluyente (Pwf) debe incrementar el gradiente de presión (Pe- Pwf) y el gasto consecuentemente.

La presión de fondo puede ser disminuida minimizando las pérdidas de presión entre el fondo y los accesorios de separación en la superficie ó implementando ó mejorando los procedimientos en el diseño de los sistemas artificiales de levantamiento.

El mejorar la productividad del pozo mediante la optimización del flujo en el sistema, desde su localización en el fondo hasta los accesorios de separación en superficie, es el papel más importante que desempeña el ingeniero de diseño de estos sistemas de producción y recuperación de hidrocarburos, contando para ello con tres herramientas principales para la evaluación del comportamiento del pozo:



1. Medición de las relaciones de la caída de presión contra el gasto para las trayectorias de flujo desde el yacimiento hasta el separador (En ocasiones solo cuenta con el entendimiento de ésta variable).

2. Pruebas del pozo, en las cuales se evalúa el potencial del yacimiento para el flujo y a través de las mediciones del efecto del daño, proporcionando información acerca de las restricciones de flujo y a través de las mediciones del efecto del daño, proporcionando información acerca de las restricciones de flujo en la vecindad del pozo.

3. Los registros de producción, por medio de los cuales se describe la distribución del flujo en el agujero, tanto como el diagnóstico de otros problemas relacionados con la terminación.

Daño a la formación productora.-

Se define como cualquier factor que afecta a la formación reduciendo ó impidiendo la producción de hidrocarburos en un pozo y los principales daños a la formación son:

Hidratación de arcillas.

Invasión de sólidos.

Alteración de la mojabilidad de la formación.

Dislocamiento y Migración de partículas finas.

Reacciones químicas por incompatibilidad de fluidos.

Invasión de fluidos.

o Determinación y tipo de daño a la formación.-

El daño a la formación es un fenómeno que causa una distorsión en el flujo lineal en dirección al pozo debido a restricciones en el tamaño de los poros de la roca, ocasionando una caída de presión extra en las inmediaciones del pozo.

Componentes del daño.-

Los tratamientos de estimulación en la mayoría de los casos reducen el factor de daño, sin embargo, el efecto total del daño involucra varios factores, donde algunos de ellos no pueden ser alterados, el daño total se representa por la ecuación:

St= Sc+θ + Sp + Sd + Ʃpseudodaño

Sc+θ: Es el daño por terminación parcial y ángulo de desviación.



Sp es el daño por efectos del disparo.

Sd es el daño por invasión de los fluidos.

Efectos del daño.-

Con la finalidad de evaluar en forma teórica y cuantitativa los efectos de los daños susceptibles de removerse a través del tratamiento de estimulación, para conocer tal efecto, se debe considerar un yacimiento que no presenta ningún tipo de daño (S=0) para estimar el potencial natural del pozo.

Sin embargo, cuando se tiene un agujero revestido y disparado, el flujo debe converger hacia las perforaciones de los disparos.

Los efectos producidos por los disparos originan un compactamiento de la formación sufriendo alteraciones en sus características físicas, las cuales propician el inicio de los problemas asociados con la restricción al flujo a través de las perforaciones y éstas se ven incrementadas por los detritos de las pistolas, la tubería, el cemento y la propia formación.

Una vez eliminadas las restricciones causadas por los disparos, es conveniente estimar cual sería el efecto de la productividad del pozo, por la presencia del verdadero daño a la formación.

Para tal caso, es necesario determinar el comportamiento de flujo, obtenido de la presión del pozo fluyente y el gasto de producción a esa presión. Esto se determina para las diferentes condiciones de permeabilidad, tanto para la zona virgen como para la zona alterada ó dañada.

Origen del daño.-

El daño a la formación puede ser causado por procesos simples ó complejos, presentándose en cualquiera de las etapas de la vida del pozo.

La perforación del pozo es el primer y más importante origen del daño, el cual se agrava con las operaciones de cementación de tuberías de revestimiento, las operaciones de terminación y reparación de pozos e incluso por las operaciones de estimulación. La fuente del daño la propicia el contacto e invasión de materiales extraños en la formación.

Además durante el proceso natural de producción debido a las alteraciones de las características originales de los fluidos ó las de los minerales que forman la roca.

Los mecanismos que gobiernan el daño a una formación, pueden ser:

1. Reducción de la permeabilidad absoluta de la formación, originada por un taponamiento del espacio poroso ó fisuras naturales.



2. Reducción de la permeabilidad relativa a los fluidos de la formación, resultado de la alteración en las saturaciones de los fluidos ó del cambio de la mojabilidad.

3. Aumento de la viscosidad de los fluidos del yacimiento debido a la formación de emulsiones ó alteraciones en sus propiedades.

Tipos de Daño.-

La eficiencia de un tratamiento de estimulación depende principalmente de la caracterización y remoción del daño que restringe la producción. Varios tipos de daño pueden existir durante las diferentes etapas del desarrollo del pozo.

A continuación, se describen los tipos de daño que se pueden presentar durante las diferentes operaciones que se realizan en un pozo petrolero.

A. Daño por Invasión de Fluidos.-

Este tipo de daño se origina por el contacto de fluidos extraños con la formación y el radio de invasión depende del volumen perdido, de la porosidad y permeabilidad de la formación y de su interacción con los fluidos contenidos en ella ó con los componentes mineralógicos de la roca.

La fuente principal de este tipo de daño es la perforación misma, ya que el lodo forma un enjarre debido a la filtración de fluidos a la formación y su penetración depende del tipo de lodo, tiempo de exposición y la presión diferencial.

Esta invasión de fluidos genera alguna diversidad de daño, tales como:

1. Daño por arcillas.-

La mayoría de las formaciones productoras contienen en mayor ó menor cantidad arcillas, siendo éstos minerales potencialmente factores de daño por su alta sensibilidad a fluidos acuosos, lo que provoca su hinchamiento y/o migración.

Las arcillas presentes en la formación proviene por dos tipos de procesos, el primero se presenta de manera mecánica, la cual ocurre en el depósito simultáneo con los otros minerales que conforman la roca, y el segundo de manera química, en que estos minerales se forman en el espacio poroso como el resultado de precipitados ó reacciones de otros minerales con el agua de formación.

Bloqueo de agua.-

La invasión de fluidos acuosos propicia que en la vecindad del pozo se promueva una alta saturación de la misma, disminuyendo la permeabilidad relativa a los hidrocarburos. Lo que provocas un área mojada por agua e incrementando la absorción de ésta a las paredes de los poros.



Bloqueo de aceite.-

Cualquier fluido base aceite que invada yacimientos de gas, especialmente en zonas de baja permeabilidad, causarán reducciones en la permeabilidad relativa del gas.

Bloqueo por Emulsiones.-

Esto sucede cuando los fluidos de invasión se mezclan con los fluidos contenidos en la formación. Los filtrados con alto pH ó ácidos pueden emulsificarse con aceites de formación, estas emulsiones suelen tener alta viscosidad.

Cambio de Mojabilidad.-

Un medio poroso que se encuentra mojado por agua facilita el flujo del petróleo y los fluidos de invasión a la formación tiene la tendencia de mojar la roca por aceite debido al uso de surfactantes catiónicos ó no iónicos, lo que repercute en una disminución de la permeabilidad relativa al aceite.

2. Daño por Invasión de Sólidos.-

Uno de los más comunes tipos de daños se debe al obturamiento del sistema poroso causado por los componentes sólidos de los fluidos de perforación, cementación, terminación, reparación y estimulación.

Estos sólidos son forzados a través del espacio poroso de la roca, provocando un obturamiento parcial ó total del flujo de fluidos causando un daño severo en la permeabilidad de la roca.

Este daño está por lo general limitado a unos cuantos centímetros de la pared del pozo y su penetración depende principalmente del tamaño de las partículas y los poros.

Dependiendo del tamaño, comportamiento y tipo de sólidos, éstos pueden removerse en contraflujo, sin embargo muchas veces no se alcanzan suficientes diferenciales de presión resultando el daño más severo.

Adicionalmente las pérdidas considerables de volúmenes de control, a través de fisuras, cavernas ó fracturas inducidas propician invasión considerable de sólidos a la formación siempre son difíciles de remover.

3. Daño asociado con la producción.-

La producción de los pozos propicia cambios de presión y temperatura en ó cerca de la vecindad del pozo, provocando un desequilibrio de los fluidos (agua, aceite y/o gas), con la consecuente precipitación y depósito de sólidos orgánicos e inorgánicos, generando obturamientos de los canales porosos y por lo tanto, daño a la formación.



Otra fuente común de daño asociado con el flujo de los fluidos es la migración de los finos, presentándose generalmente en formaciones poco consolidadas ó mal cementadas, provocando obturamientos de los canales porosos.

Otro tipo de daño es el bloqueo de agua ó gas por su canalización ó conificación, provocando una reducción en la producción del aceite e incluso dejando de aportar bel pozo.

Evaluación del daño.-

Todo pozo al inicio de su explotación ó durante la misma, se encuentra dañado en menor ó mayor grado y se hace imprescindible la remoción del mismo para restituir las condiciones naturales de producción.

Esta remoción puede resultar difícil y costosa, por lo que el enfoque básico debe ser su prevención ó por lo menos su minimización.

Para lograr la remoción del daño, es necesario evaluarlo y esto se puede realizar tomando en consideración los siguientes puntos:

o Revisión de operaciones previas a la actual del pozo.-

Se basa fundamentalmente en las condiciones en las cuales se perforó la zona productora, teniendo relevancia el tipo y características del fluido de perforación, así como sus pérdidas, manifestaciones de los fluidos del yacimiento, análisis de la cementación de la tubería de revestimiento, así como de las operaciones subsecuentes de reparación, limpieza y estimulación.

o Análisis de Comportamiento de Producción.-

Es fundamental realizar esto desde la terminación hasta las condiciones actuales, incluyendo el análisis de las pruebas de formación y producción. Lo anterior se debe comparar con el comportamiento de los pozos vecinos.

o Pruebas de laboratorio.-

Los estudios de laboratorio permitirán definir la mineralogía y la distribución de los minerales de la roca y reproducir las condiciones de daño. Para la determinación del probable daño de la formación y del tipo de tratamiento para la remoción del mismo.

o Cuantificación del daño.-

Se hace con la finalidad de definir las condiciones del daño en la formación y perforaciones. Para tal efecto debe tomarse en consideración de datos de producción así como de curvas de variación de presión y de análisis nodal, herramientas con lo cual se podrá cuantificar el daño y estimar el efecto de su remoción.



Parámetros más importantes de análisis para diseñar un tratamiento de estimulación:

a. Permeabilidad

b. Presión del yacimiento.

c. Porosidad.

d. Mineralogía de Formación.

e. Densidad de los fluidos de la formación.

f. Saturación de los fluidos de formación.

g. Temperatura de yacimiento.

h. Profundidad de la Formación

i. Factor de daño.

Otros datos importantes.-

o Curvas de Incremento y Decremento.-

El registro de presiones durante la producción de un pozo productor es de suma importancia, ya que dependiendo del comportamiento de las mismas durante su vida productiva, se puede determinar que el yacimiento está dañado y para comprobar el daño, se utilizan herramientas que permiten determinar parámetros como la permeabilidad, factor de daño y conductividad del yacimiento.

Estos parámetros se pueden determinar mediante el análisis de presiones registradas en el fondo del pozo tanto fluyente como cerrado.

Análisis de muestras y pruebas de laboratorio.-

El éxito de un tratamiento en un gran porcentaje deprende de los análisis y pruebas de laboratorio, que sirven para determinar y conocer el mecanismo de daño presente en la formación a estimular, para ello se enlista una serie de análisis y pruebas más comunes.

o Análisis Composicional.-

Esta prueba nos permite detectar la presencia de emulsiones, sedimentos orgánicos, y/o inorgánicos, etc., que puedan estar provocando el daño al yacimiento.

De éste análisis se puede determinar la densidad, el contenido de parafinas y/o asfaltenos y resinas asfálticas contenidas en el crudo. En forma similar para el agua se determina la densidad, pH y sales disueltas en ella (cloruros), además de las posibles emulsiones y sedimentos de origen orgánicos ó inorgánicos (hierro).



o Análisis Mineralógico.-

Este análisis se realiza para determinar el contenido de minerales y su proporción en la roca del yacimiento, es de suma importancia conocer la mineralogía ya que dependiendo de ella se seleccionan el tipo de tratamiento y sus aditivos.

Este análisis puede realizarse de dos formas: fluorescencia y difracción de rayos X, de los cuales se obtiene la distribución en forma cualitativa de los minerales presentes en la roca analizada.

o Prueba de Compatibilidad.-

De ésta prueba se determina la mezclabilidad, homogeneización, dispersión y solubilidad, rompimiento de emulsiones y la mojabilidad por agua, de los fluidos de tratamientos con los fluidos contenidos en la formación productora.

o Prueba de Emulsión.-

Se realizan para determinar la cantidad de ácido separada en el menor tiempo, la calidad de las fases ácido hidrocarburos (aceite) y la tendencia a precipitados de asfaltenos ó lodo asfáltico.

o Prueba de Análisis de Agua de Formación.-

Se realiza para determinar la tendencia de generación de incrustaciones de sales en los aparejos de producción y la precipitación de éstas en la formación.

Selección del tipo de tratamiento.-

Dependiendo del tipo y caracterización del daño, los tratamientos de estimulación pueden ser de dos formas: Estimulación matricial y Fracturamiento hidráulico. La diferencia entre ambas, se observa en el gasto y presión de inyección.

La Estimulación Matricial se caracteriza por gasto y presiones e inyección por debajo de la presión de fractura, mientras que en los Fracturamientos Hidráulicos, se utilizan gastos y presiones de inyección superiores a la presión de fractura.

Para estudiar ambos procesos ahondaremos un poco más en cada uno de ellos.

A. Estimulación Matricial.-

Tal como se comentó en líneas superiores, este tipo de estimulación, se caracteriza por gastos de inyección a presiones por debajo de la presión de fractura, lo que permite la penetración del fluido a la matriz en forma radial para la remoción del daño en las inmediaciones del pozo.



Su éxito depende fundamentalmente de la selección adecuada del fluido de tratamiento y el procedimiento de selección es muy complejo, ya que conlleva diversos factores que varían ampliamente. Entre estos se encuentran los siguientes: Tipo de daño, severidad, localización, y la compatibilidad de éste con el sistema roca fluido de la formación.

Dependiendo de la interacción de los fluidos de estimulación y el tipo de daño presente en la roca, se divide en dos grandes grupos:

Estimulación Matricial No Ácida.- Estimulación Matricial Ácida.

Ambos grupos incluyen estimulaciones de limpieza y matriciales

Características de ambas.-

o Estimulación de Limpieza.-

Es aquella que permite restituir la permeabilidad natural de la formación al remover el daño.

o Estimulación Matricial.-

Llamada también acidificación intersticial, es la que sirve para incrementar la permeabilidad natural de la formación al disolver el ácido parte del material calcáreo, agrandando los poros comunicados de la roca.

Estimulación No ácida.-

Es aquella en la cual los fluidos de tratamiento no reaccionan con los materiales de la roca, utilizándose para la remoción de daños ocasionados por bloqueos de agua, aceite ó emulsión, pérdidas de fluido de control ó depósitos orgánicos.

Los fluidos a utilizar son: soluciones oleosas ó acuosas, alcoholes ó solventes mutuos, acompañados principalmente de surfactantes u otros aditivos afines. El éxito de estos tratamientos está en la buena selección de surfactante.

o Fenómenos de superficie.-

El flujo de los fluidos a través del medio poroso está gobernado por los fenómenos de superficie que representan las fuerzas retentivas de los fluidos en la roca, la acción de la estimulación no ácida concierne principalmente con la alteración de éstas fuerzas retentivas, manifestadas en los fenómenos de tensión superficial e intersticial, mojabilidad y capilaridad.

o Tensión Superficial.-



La materia en sus diferentes estados está compuesta por moléculas, las cuales presentan una tracción mutua llamada fuerza de cohesión y es una combinación de fuerzas electroestáticas y de Van der Walla. El desbalance de estas fuerzas en la interfase crea energía libre de superficie. Entonces se podría definir la tensión superficial como el trabajo por unidad de área equivalente para vencer la energía libre de superficie y se mide en dina/cm.

o Mojabilidad.-

En la interfase entre un líquido y un sólido también existen fuerzas intermoleculares en desequilibrio que generan el concepto de mojabilidad. El sólido causa una fuerza de adhesión por lo que el líquido es atraído al sólido. Cuantitativamente la mojabilidad se define como el producto de la tensión superficial por el ángulo de contacto en la interfase.

Nota: Este fenómeno es importante para el flujo de aceite en un medio poroso, ya que si la roca se encuentra mojada por agua, la permeabilidad del aceite es mayor en el caso de que la roca esté mojada por aceite.

o Capilaridad.-

Si tomamos un tubo de vidrio capilar y lo sumergimos en agua, ésta se eleva dentro del tubo, en éste caso, la presión capilar será la fuerza requerida para soportar la columna de agua en el tubo dividida entre el área del capilar. Entonces la presión capilar se define como la diferencia de presiones en la interfase.

La estimulación no ácida se emplea para remover daños relacionados con las fuerzas retentivas del yacimiento y bajo estas condiciones se pueden atacar problemas de bloqueos de agua, emulsiones, daños por tensión superficial, por mojabilidad, por depósitos orgánicos, entre otros.

Los surfactantes son los productos químicos que principalmente se usan en la estimulación matricial no reactiva, debido a su eficiencia para alterar los fenómenos de la superficie.

Nota: Surfactantes son agentes de superficie que están compuestos de moléculas orgánicas formadas por dos grupos químicos uno afín al agua (hidrófilo) y el otro afín al aceite (lipofílico). Por tener esa estructura tienden a orientarse en un líquido, el grupo hidrofílico es más soluble en agua que el grupo lipofílico, entonces las moléculas del surfactante se orientarán en la interfase agua-aire con el grupo afín al aceite en aire y el grupo afín al agua en el agua.

El hecho de que un surfactante busque una interfase implica que la tensión superficial ó interfacial, presión capilar y la mojabilidad de un líquido en un sólido se alteren en mayor ó menor grado y estos efectos se manifiestan en cualquier interfase, ya sea entre dos líquidos inmiscibles, entre un líquido y un sólido. Por otro lado, dado que las rocas de las



formaciones productoras de hidrocarburos son sílicas ó calcáreas, los surfactantes actuarán de acuerdo con el carácter eléctrico de éstos minerales, pudiendo alterar las condiciones de mojabilidad de un líquido en un sólido.

Estimulación ácida.-

Es aquella en la que los fluidos de tratamiento reaccionan químicamente disolviendo materiales que dañan la formación y a los sólidos contenidos en la roca. Se utiliza para la remoción del daño por partículas de sólidos y/o precipitaciones inorgánicas. Los fluidos a utilizar fundamentalmente son los sistemas ácidos. El éxito de estos tratamientos se basa en la selección del sistema ácido.

Ácidos utilizados.-

o Ácido Clorhídrico (HCl).-

Es el ácido más utilizado para la estimulación de pozos, es una solución de hidrocloro en forma de gas en agua y se disocia en agua rápidamente y completamente hasta un límite del 43% en peso a condiciones estándar y esto le confiere la condición de ácido fuerte. En el mercado se le encuentra hasta una concentración de 32%.

o Ácido Fluorhídrico (HF).-

Este ácido es el único que permite la disolución de minerales sílicos como las arcillas, feldespatos cuarzos, etc. En el mercado se puede obtener en soluciones acuosas del 40 al 70% en peso ó como un material puro en forma de anhidrita.

o Ácidos Orgánicos.-

Otros de los ácidos utilizados ya sea en forma individual ó en conjunto con el ácido clorhídrico son el ácido acético y el fórmico, estos ácidos orgánicos son considerados mucho más débiles que el ácido clorhídrico.

o Ácido Acético.-

Se usa fundamentalmente por su lenta reacción con los carbonatos y el metal en la remoción de incrustaciones calcáreas y en la estimulación de calizas y dolomitas a altas temperaturas.

o Acido Fórmico.-

Es un ácido mucho más fuerte que el ácido acético y su principal uso es la estimulación de rocas calcáreas en pozos de alta temperatura.

Tipos de Aditivos utilizados.-

Los más comúnmente utilizados son los siguientes:

a. Surfactantes.



b. Inhibidores de corrosión.c. Agentes no emulsificantes.d. Agentes controladores de hierro.e. Reductores de fricción.f. Agentes Emulsificantes.g. Agentes Espumantes.h. Solventes Mutuos.i. Agentes retardadores de reacción.j. Otros

B. Fracturamiento Hidráulico.-Es el proceso en el cual la presión de un fluido es aplicada a la roca del yacimiento hasta que ocurra una falla ó fractura, generalmente conocido como rompimiento de formación.

Al mantener la presión del fluido hace que la fractura se propague desde el punto de rompimiento de la roca creando un canal de flujo que provee un área adicional de drene. Al fluido utilizado para trasmitir la presión hidráulica se le conoce como fluido fracturante.

Etapas de una prueba de inyectividad pre-facturas.-

1. Toma de registros de referencia.-Se deben tomar registros de Temperatura y Rayos Gamma antes y después de la prueba para que sirvan de comparación.

2. Limpieza de las Perforaciones.-Se efectúa la limpieza de las perforaciones con un ácido débil ó con bolas selladoras y determinar el número de perforaciones abiertas.

3. Inyección de un fluido enfriador.-Se utiliza un gel de baja eficiencia en control de filtrado. El objetivo es provocar un bloqueo del calor proveniente de la formación hacia la fractura, evitando así la ruptura prematura del fluido que lo sigue. El volumen empleado dependerá de la temperatura del pozo.

4. Inyección del fluido de fractura.-Se inyecta un fluido igual al que se utilizará en el fracturamiento. En ésta etapa es importante la aplicación de un trazador radioactivo para luego correr un registro de rayos gamma y determinar el desarrollo de la fractura vertical.

Comparación entre fracturamiento hidráulico y fracturamiento con apuntalante.-


Se ha comprobado que la aplicación de éstas técnicas asociadas al fracturamiento hidráulico con sustentante ó gravadas, es excelente alternativa para optimizar la distribución de los fluidos de tratamiento.


Los principios básicos de ambos son iguales, ya que en ambos casos, la meta es crear una fractura conductiva con suficiente longitud para permitir mayor área de drene efectiva del yacimiento. En el tratamiento apuntalado, la arena u otro agente apuntalante es colocado dentro de la fractura para prevenir el cierre cuando la presión es retirada. Un tratamiento ácido generalmente no emplea agente apuntalante, pero el ácido grava la cara de fractura para dar la conductividad requerida.

Como resultado, el ácido está limitado para formaciones carbonatadas dolomías., es raramente utilizado en tratamientos para arenas, debido a que aun incluyendo el ácido fluorhídrico, no tiene un gravado adecuado de cara de fractura.

Sin embargo, estos tratamientos han sido exitosos en algunas formaciones arenosas que contenían carbonatos fallados naturalmente, la remoción de los depósitos de carbonato muchas veces resultan con conductividad suficiente para obtener un excelente rendimiento del tratamiento.

Nota:En algunos casos, especialmente en los carbonatos, existe la opción entre tratamientos ácidos y apuntalados. Cada uno tiene sus ventajas y desventajas, Operacionalmente los tratamientos ácidos son menos complicados debido a que no se utiliza agente apuntalante, además, los riesgos por un arenamiento prematuro, problemas de retorno de arena y la limpieza del pozo no se tienen.

El ácido utilizado como fluido fracturante elimina muchos problemas inherentes al fracturamiento apuntalante, pero se tienen otros problemas de diferente naturaleza. La longitud efectiva de un fracturamiento apuntalado está limitada por la distancia en que el apuntalante puede ser transportado hacia dentro de la fractura.

Fracturamiento Ácido.-

El fracturamiento ácido es un proceso de estimulación de pozos en el cual el ácido, generalmente ácido clorhídrico es inyectado a la formación carbonatada a una presión suficiente para fracturar la misma ó abrir fracturas naturales existentes.

El ácido fluye a lo largo de la fractura de una manera no uniforme disolviendo la roca en la cara de la misma, la longitud de fractura depende del volumen de ácido, el ritmo de reacción de éste y de las pérdidas de filtrado en la formación.

En un fracturamiento ácido, por lo general, se inyecta un fluido altamente viscoso (gelatina) como colchón para generar la fractura y mantenerla abierta durante todo el tratamiento, seguido del ácido que reacciona con la formación creando un ancho gravado y finalmente un fluido para desplazar el ácido dentro de la fractura. La efectividad de un tratamiento de este tipo lo determina la longitud de la fractura gravada.



Existen dos factores que controlan la efectividad de un tratamiento ácido, la longitud de la fractura y la conductividad de la misma.

Longitud de fractura efectiva.-Este parámetro está controlado por las características de las pérdidas de fluido, el ritmo de reacción del ácido y el gasto del ácido en la fractura.

Conductividad de la fractura.-Este parámetro es la culminación del tratamiento, en él se basa la efectividad del mismo, ya que para obtener canales altamente conductivos, depende de la forma en que el ácido reacciona con la formación y la forma en que éste grava las caras de la fractura al cierre de la misma al término del tratamiento.

Fracturamiento con apuntalante.-Un tratamiento de fracturamiento consiste esencialmente en el rompimiento de la formación productora mediante un fluido a un gasto mayor que pueda admitir matricialmente la roca.

La inyección continua de dicho fluido permite ampliar y extender la fractura, cuando se alcanza una amplitud tal, se le agrega un material sólido al fluido, evitando que al final del tratamiento se cierre la fractura dejando un empaque altamente permeable.

El fluido usado recibe el nombre de fluido fracturante y el sólido es conocido como agente apuntalante.

Apuntalantes.-Del conjunto de materiales utilizados en el fracturamiento hidráulico, tan solo el agente apuntalante permanecerá en la fractura manteniéndola abierta y estableciendo un canal conductivo para la afluencia de los fluidos de formación hacia los pozos.

Tipos de Apuntalantes.-Existen dos tipos de Apuntalantes: los naturales y los sintéticos.

Naturales: Por excelencia son las arenas de silicio y soportan esfuerzos de cierre de fractura hasta un límite de 4,000 psi.

Sintéticos.- Son Apuntalantes de gran resistencia a cierres de formación al cerrarse la fractura, en la actualidad se han desarrollado Apuntalantes para resistir esfuerzos de cierre de hasta 14,000 psi. Estos pueden ser recubiertos con capas de resina curable y pre curable, según sea la necesidad.

Usos del fracturamiento hidráulico.-



La finalidad de un fracturamiento hidráulico es la de establecer ó restablecer las condiciones de flujo que faciliten la afluencia de fluidos del pozo a la formación y viceversa.

Este tipo de fracturamiento, se usa básicamente en:

1) Formaciones de baja permeabilidad.2) Permitir que los fluidos producidos ó inyectados atraviesen un daño profundo.3) En el campo de la recuperación secundaria para el mejoramiento del índice de

inyectividad del pozo y la creación de canales de flujo de alta conductividad en el área de drenaje del pozo productor.

Fluidos fracturantes.-Existe una gran variedad de fluidos que se utilizan en el tratamiento y para seleccionarlo adecuadamente es necesario analizar las propiedades del fluido a utilizar, las condiciones de presión y temperatura del pozo, características de los fluidos de formación y el tipo de roca.

Propiedades.-Las propiedades que deben tener son las siguientes:o Bajo coeficiente de pérdida.

o Alta capacidad de acarreo del apuntalante.

o Bajas pérdidas de presión por fricción en las tuberías y altas en la fractura.

o Fácil remoción después del tratamiento.

o Compatibilidad con los fluidos de formación.

o Mínimo daño a la permeabilidad de la formación y fractura.

Tipos de fluidos usados en los fracturamientos.-En los fracturamientos hidráulicos se utilizan básicamente dos tipos de fluidos, los de base de aceite y los de base agua.

Fluidos base aceite.-Estos pueden ser aceites crudos ó refinados, las ventajas que ofrecen son: no inhiben las arcillas, tienen baja tensión interfacial en el sistema roca-fluido, son compatibles con la mayoría de las formaciones y los fluidos contenidos en ellas.

Los fluidos a base de aceite refinado pueden tener una ventaja que es la económica, ya que este al ser recuperado en la superficie después del tratamiento, puede ser reutilizado ó vendido. Por supuesto que tiene desventajas y la principal es que, puede ser arriesgado utilizarlo bajo ciertas condiciones.

Fluido en base de agua.-



Es el más usado en la actualidad, ya que se obtiene de diversas fuentes de suministro, pero se debe verificar porque podría contener sólidos en suspensión que afectarían el comportamiento del fluido mezclado con sus aditivos.

Fracturamiento con espumas.-Por sus propiedades la espuma es un fluido ideal para el fracturamiento de formaciones de baja permeabilidad, productoras de gas ó sensibles al agua.

Dichas propiedades son: Alta capacidad de acarreo del sustentante. Baja pérdida de filtrado. Baja pérdida de presión por fricción. Alta viscosidad en la fractura inducida. El daño a la formación es prácticamente nulo, debido a que el líquido filtrado es

mínimo y sin residuos, Limpieza rápida después de la intervención.

Adicionalmente el ácido espumoso exhibe un efecto de retardo del ritmo de reacción, lo que es favorable para lograr las fracturas con alta penetración. (La calidad de la espuma es de 70% a 90% ya que en este rango la permeabilidad es alta.

Por debajo del65% de calidad, la espuma es propiamente agua con gas atrapado y arriba del 95% se convierte en niebla. Su desventaja es que a temperaturas superiores a 80°C las espumas se tornan inestables, lo que limita su aplicación.

Fracturamiento con gas altamente energizado.-

Esta avanzada técnica está basada en el uso del propelente científico, desarrollado por la industria aeroespacial.

Esta técnica es una estimulación dinámica, desarrollada con el objeto de incrementar la permeabilidad de la formación en las cercanías del pozo, revirtiendo así el daño existente.

La combustión del propelente que está confinado dentro de un cilindro hueco, produce una presión en el orden de 2,500 a 25,000 psi, originando por la expansión del gas CO2, confinado solo hacia la zona de interés por la hidrostática de la columna de fluido dentro del pozo y por el diseño de la herramienta, que al deflagar hace que la energía se disipe lateralmente hacia la formación.

ANÁLISIS DE PROBLEMAS DE POZOS



Dependiendo de la economía de la situación en particular, un problema de pozo puede estar relacionado a límites específicos con la baja producción de aceite ó gas, alta relación gas-aceite, alto porcentaje de agua, problemas mecánicos ó beneficios insuficientes.

Los problemas de inyección pueden ser relacionados con altas presiones de inyección y los bajos gastos de inyección ó con problemas mecánicos.

Antes de considerar analizar el ó los pozos en forma individual, se debe tener la certeza de que no se trate de un problema de yacimiento. El análisis de los problemas de pozos puede ser manejado sobre la base del estudio de un pozo individual. De ser así, la conclusión del análisis debe resultar por lo general en una de las siguientes recomendaciones:

Trabajos de reparación. Continuar produciendo el pozo hasta que el gas ó aceite declinen a un volumen que

alcance el límite económico pre establecido. Mantener la presión del yacimiento. Realizar operaciones de recuperación mejorada. Realizar operaciones de abandono del pozo.

Los problemas típicos, pueden usualmente ser clasificados como tasas de producción limitadas, excesiva producción de agua, excesiva producción de gas en pozos de aceite y fallas mecánicas.

Las tasas de producción limitadas pueden resultar por diferentes causas, tales como:

A. Baja permeabilidad del yacimiento.B. Baja presión del yacimiento con respecto a la profundidad.C. Daño a la formación.D. Taponamiento del agujero, tubing, de las perforaciones ó de las líneas de flujo.E. Alta viscosidad del petróleo.F. Excesiva presión contra la formación.G. Inadecuado levantamiento artificial.H. Problemas Mecánicos.

Haciendo un detallado análisis de cada uno de estos problemas, se podría decir que:

A. Baja Permeabilidad del yacimiento.-

La baja permeabilidad del yacimiento puede ser una característica total del yacimiento ó puede estar limitada a solo una porción de éste. Si la baja permeabilidad ha sido consecuencia de una producción limitada, éste problema debe ser considerado junto con otras posibles causas, de la baja productividad.

En un yacimiento de baja permeabilidad, la productividad del pozo declina rápidamente, si los fluidos cercanos al agujero son producidos a una alta tasa

Ing. Pedro Alexis Abello Página 41Si los datos geológicos ó de yacimiento, no indican rápidamente la baja permeabilidad del yacimiento, medidores de flujo y pruebas de incremento de presión deben realizarse para diferenciar entre baja permeabilidad y daño a la formación


B. Baja presión de yacimiento.-

Si las mediciones de presión se han realizado con la frecuencia adecuada, el valor de la presión del yacimiento es un dato conocido. Si el caso es el contrario, no se debe llevar a cabo la toma de presión, en su lugar se debe:

C. Daño a la formación.-

Anteriormente se definió el daño a la formación, pero el caso que nos ocupa es determinar el grado de daño del pozo, sus posibles causas, y la investigación para aliviar cualquier problema serio de daño.

Como sabemos el daño a la formación puede ser indicado por medio de las pruebas de producción, pruebas de incremento y decremento, la comparación con pozos vecinos y un análisis cuidadoso de la historia de producción, mismo que incluya las operaciones de terminación y los trabajos de reparación, así como las operaciones de servicio.

Si existen múltiples zonas abiertas en una terminación simple, los registros de producción corridos en pozos fluyentes ó con sistemas artificiales frecuentemente muestran algunas zonas permeables, las cuales pueden contribuir pequeña ó grandemente con el deterioro de la producción.

La comparación de pozos vecinos quizás no sea suficiente para detectar el taponamiento gradual debido a que todos los pozos pueden estar sujetos a condiciones similares de daño.

D. Taponamiento del tubing, el agujero y las perforaciones.-


Considerar el empuje dominante en éste, y como éste mecanismo está asociado con el problema real ó aparente del pozo que está siendo investigado.

Un estudio del yacimiento puede ser necesario para diferenciar entre: Declinación de la producción debido a la formación gradual del taponamiento. Declinación debido a la pérdida de presión del yacimiento.


Si el problema de la baja productividad se manifiesta en un pozo que cuenta con sistema artificial y cuenta con una historia de producción alta, la primera consideración que debe hacerse es verificar el funcionamiento del sistema de levantamiento artificial. Para todo tipo de pozos, deben también evaluarse la posibilidad de problemas de las líneas de flujo, el tubing, el agujero y los disparos.

E. Aceite con alta viscosidad.-

La alta viscosidad en un crudo puede resultar normal en algunos yacimientos, si éste, está produciendo por gas disuelto, la viscosidad del aceite se debería incrementar en la proporción en la cual el gas es liberado del aceite.

F. Excesiva presión contra la formación.-

La contrapresión excesiva puede ser detectada por tasas de producción bajas en los pozos que producen de yacimientos con presiones cercanas a la presión de represionamientos. La excesiva contrapresión de la formación puede deberse a lo limitado de las perforaciones, el taponamiento del agujero, el tubing, las líneas de flujo subsuperficiales conectadas al sistema de producción del pozo.

G. Problemas con los sistemas artificiales.-


El taponamiento, tal como es conocido, puede ser causado por engravamiento ó arena proveniente de la fractura, finos, lodo, roca de la formación, parafinas, asfaltenos, incrustaciones, restos de pistolas u otros detalles adicionales.. La remediación de esto depende del tipo de problema aunque en algunas ocasiones, basta con sacar y cambiar el sistema artificial de producción.

Si el pozo tiene problemas de producción debido a las emulsiones aceite-agua de alta viscosidad en ó cerca del agujero, puede ser económico romper ó invertir la emulsión con surfactantes de alta viscosidad

La remediación de este tipo de problemas incluyen: para pozos con alta capacidad, el enfoque usual es incrementar el tamaño del tubing, las líneas de flujo ó el separador, en yacimientos de aceite que tiene apreciable pérdida de presión, la eficiencia del sistema artificial más la reducción del separador, tubing ó la presión en la TR deben incrementar la producción, si la tubería, el agujero ó los disparos están parcialmente taponados, la remoción de las restricciones por medio de limpieza deben incrementar la producción, los re- disparos frecuentemente son el mejor enfoque.


Si la declinación en los pozos se debe a insuficiente presión de fondo con relación al peso de la columna de fluido fluyente, los sistemas artificiales de producción son regularmente el mejor enfoque. Si estos ya han sido instalados, un diseño ó aplicación inapropiada ó el mal funcionamiento del equipo, será una causa frecuente de la producción reducida de aceite.

Si la producción excesiva de agua es el problema, los trabajos de reparación para la remediación son una posible alternativa. En un pozo fluyente con baja presión en superficie, el bacheo de fluido ó el colgamiento en la tubería puede ser el problema. Por lo tanto, es necesario suavear ó levantar el pozo por varios días para determinar la correcta relación agua-petróleo.

H. Problemas de producción de agua en pozos de aceite y gas.-

Estos problemas por lo general son causados por el empuje natural de agua ó por efectos de la conificación. Por muchas razones, se pueden presentar fugas en las TR´s, así como fallas en las cementaciones primarias y/o forzadas, así como el fracturamiento ó la acidificación dentro de zonas de agua adyacentes. En aquellos pozos terminados dentro de una transición, que estén cercanos a zonas con empuje de agua, no es de esperar la producción de “gas libre de agua”. (Gas sintético que contiene monóxido de carbono e hidrógeno, es la forma más utilizada industrialmente para obtener hidrógeno gaseoso.) Los efectos de la conificación causados por el agua son más marcados en zonas estratificadas y en horizontes donde el empuje hidráulico está presente.

I. Problemas de gas en pozos de aceite.-

La fuente primaria de gas en los pozos de aceite son:

El gas disuelto en el aceite. Casquetes de gas (Primarios ó secundarios). Flujo de gas a través de canales desde otras zonas del yacimiento arriba ó abajo de

la zona productora.


El enfoque que debe prevalecer en la solución de éstos problemas es el análisis riguroso de las fallas de estos sistemas mediante estadística que permita visualizar las áreas de oportunidad para la mejora del proceso.

Cuando problemas de éste tipo se presentan se debe analizar rigurosamente las posibilidades de corrección ó de la producción alternativa de ésta agua junto con el aceite, ya que en algunos casos la remediación resulta sólo en forma temporal y genera por otro lado, altos costos en cortos intervalos de tiempo.


El comportamiento normal de la relación gas-aceite correspondiente al mecanismo de empuje para cualquier yacimiento debe ser considerado en el análisis del problema del pozo.

En un yacimiento con empuje de gas, la saturación de gas se incrementa a medida que el aceite es explotado, razón por la cual la presión del yacimiento declina. Cuando éste gas es liberado del aceite, fluye al agujero y si la declinación de la presión continúa, el gas tiende superar la dominante movilidad del fluido hasta que el gas desaparece.

TERMINACIÓN DE POZOS PETROLÍFEROS


Si no hay barreras al flujo vertical en un yacimiento con casquete de gas, una disminución de la presión del yacimiento puede permitir que el gas se expanda dentro del intervalo productor de aceite. Con una alta caída de presión en el agujero, la conificación por gas puede ocurrir en pozos de gas.


REGISTROS GEOFÍSICOS

Análisis de Registros.-Los registros constituyen un método para derivar e inferir valores de parámetros tan importantes como: saturación de hidrocarburos y agua, densidad, porosidad, temperatura, índice de permeabilidad, litología de la roca del yacimiento, delimitación ó cambios de litología, desviación y rumbo del agujero, dirección del echado de formación, evaluación de las cementaciones y en la actualidad la geometría del pozo, los esfuerzos máximos y mínimos, el agua residual, etc.

A. Registros en Agujero Descubierto.-Son aquellos que mediante una cuidadosa interpretación de las respuestas de los registros, es posible realizar la evaluación del potencial productivo de la formación. Dentro de ésta categoría tenemos tres (3) tipos:

Herramientas de registros con principio resistivo ó eléctrico.-o Inducción

o Doble Inducción

o Doble Laterolog

o Microesférico.

o Medición de Echados.

o Microimágenes resistivas de formación.

Herramientas de registros Nucleares.-o Neutrón Compensado.



REGISTROS GEOFÍSICOS

Análisis de Registros.-Los registros constituyen un método para derivar e inferir valores de parámetros tan importantes como: saturación de hidrocarburos y agua, densidad, porosidad, temperatura, índice de permeabilidad, litología de la roca del yacimiento, delimitación ó cambios de litología, desviación y rumbo del agujero, dirección del echado de formación, evaluación de las cementaciones y en la actualidad la geometría del pozo, los esfuerzos máximos y mínimos, el agua residual, etc.

Principios de Medición.-De acuerdo al principio de medición, los registros se clasifican de la siguiente forma:



I. Registros Radioactivos.-

A. Herramientas de Radioactividad Natural.-

Rayos Gamma Naturales.-Esta herramienta mide la radioactividad natural de las formaciones y es útil para detectar y evaluar depósitos de minerales radioactivos tales como potasio y uranio.

En formaciones sedimentarias, el registro refleja normalmente el contenido de arcilla de la formación. Esto se debe a que los elementos radioactivos (Thorio y Potasio), tienden a concentrarse en las arcillas y lutitas. Las formaciones limpias usualmente tienen un bajo nivel de contaminantes radioactivos, tales como cenizas volcánicas ó granito deslavado ó aguas de formación con sales disueltas de potasio.

Esta herramienta se corre normalmente en combinación con otros servicios y reemplaza a la medida del potencial espontáneo en pozos perforados con lodo salado, lodo con base de aceite, etc., ó aire. Puede correrse en pozos encamisados, lo que lo hace muy útil como curva de correlación en operaciones de terminación, reparación y punzado de pozos, reentradas en pozos viejos, etc.

Las principales aplicaciones de esta herramienta son:

1. Indicador de arcillosidad.2. Correlación.3. Detección de marcas ó trazadores radioactivos.

Otras aplicaciones de estos registros son:

o Diferencia rocas potencialmente productoras, permeables y porosas (Arenisca,

caliza, dolomía) de las arcillas y lutitas no permeables.o Define límites de las capas y permite la correlación entre capas.

o Ayuda en la identificación de la litología (mineral).

o Detecta y evalúa depósitos de minerales radioactivos.

En el caso del registro NGS define las concentraciones de potasio, torio y uranio

Espectroscopia de Rayos Gamma.-Este registro al igual que el anterior, mide la radioactividad natural de las rocas, la diferencia entre ambos viene dada por el hecho de que en la variante espectral no sólo se registra la radioactividad total, sino que se mide además el número de rayos gamma y el nivel de energía de cada uno, lo que permite determinar las concentraciones de los elementos radioactivos en la formación (Potasio, Torio y Uranio).



La respuesta de una herramienta de Rayos Gamma depende del contenido de arcilla de una formación. Sin embargo, herramienta de Rayos Gamma Naturales no tiene capacidad de diferenciar el elemento radioactivo que produce la medida. La mayor parte de la radiación gamma natural encontrada en la tierra es emitida por elementos radioactivos de la serie del uranio, torio y potasio. El análisis de las cantidades de torio y potasio en las arcillas ayudan a identificar el tipo de arcillas. El análisis del contenido de uranio puede facilitar el reconocimiento de rocas generadoras, así como la presencia de fracturas en la formación.

En rocas de carbonatos se puede obtener un buen indicador de arcillosidad si se resta de la curva de rayos gamma, la contribución del uranio.

Este registro se presenta con dos curvas: SGR- Gamma Natural Total y CGR- Gamma Natural Corregido por Uranio.

Las principales aplicaciones de la herramienta son:

Análisis del tipo de arcilla. Detección de minerales pesados. Contenido de potasio en evaporitas. Correlación entre pozos.

B. Registros de radioactividad provocada por fuentes.-

Registros Neutrónicos.-

Una fuente de neutrones, situada en la herramienta bombardea la formación con neutrones, los cuales pasan a través del caño del pozo, interactuando con los núcleos de Hidrógeno presentes en los poros de la roca, formando parte de los fluidos que éstas contienen, lo que disminuye su velocidad y luego son capturados por el detector de la herramienta. Dentro de estos registros, se pueden mencionar:

1. Neutrón Compensado.-Esta herramienta utiliza una fuente de radiactividad (emisor de neutrones rápidos) y dos detectores. Su medición se basa en la relación de conteos de estos dos detectores.

Esta relación refleja la forma en la cual la densidad de neutrones decrece con respecto a la densidad de la fuente y esto depende del fluido (índice de hidrogeno) contenido en los poros de la roca y por lo tanto, de la porosidad.

Esta herramienta también es útil como indicador de gas, ya que mide el índice de hidrógeno y el gas contiene un bajo índice, entonces la porosidad aparente será baja.

Las principales aplicaciones de la herramienta son:



La determinación de la porosidad. Identificación litológica y mineralógica del corte. Evaluación de arenas con arcillas y de litología compleja. Detección del gas. Determinación de presiones de sobrecarga. Determinación de la densidad de los hidrocarburos. Propiedades mecánicas de la roca.

2. Registro de Densidad.-Una fuente radioactiva que se aplica a la pared del pozo, emite a la formación rayos Gamma de mediana energía, con cada choque, los rayos Gamma pierden parte de su energía, la ceden al electrón y continúan con energía disminuida (Efecto Compton).

Los rayos Gamma dispersos llegan al detector que está a una distancia fija de la fuente y se cuentan, este valor es proporcional a la densidad electrónica de la roca, la cual es equivalente a su densidad mineralógica. La respuesta de ésta herramienta está relacionada con la densidad volumétrica real, que a su vez depende de la densidad del material de la matriz de la roca, la porosidad de la formación y la densidad de los fluidos que llenan los poros.

Aplicaciones principales de la herramienta.-

Utilizado fundamentalmente como registro de porosidad. Identificación litológica y mineralógica en el corte. Detección de gas. Determinación de la densidad de hidrocarburos. Evaluación de arenas con arcillas y de litología compleja. Determinación de presiones de sobrecarga. Propiedades mecánicas de la roca.

C. Registros radioactivos realizados a partir de fuentes de impulso.-

La herramienta TDT fue diseñada para la evaluación de formaciones en la etapa de producción del pozo. Una fuente de neutrones de alta energía emite neutrones que interactúan con los núcleos de la formación con pérdida progresiva de su energía hasta llegar al estado térmico, cuando puede ser capturados por un núcleo.

Existe gran similitud entre los registros TDT y los de resistividad. Para altas salinidades es muy marcado el contraste entre los valores de S para el hidrocarburo y el agua, mientras que entre el agua dulce y el petróleo casi no hay diferencia. Esto permite utilizar el método TDT para de forma segura detectar intervalos petrolíferos sobre todo cuando el producto (porosidad x salinidad) es elevado.

II. Registros Eléctricos.-



Antes de iniciar el estudio de estos registros, es importante conocer los efectos causados en las rocas colectoras por el fluido de perforación:

Durante el proceso de perforación, en presencia de rocas colectoras (permeables), se produce la invasión del filtrado de lodo dentro de éstas, lo que provoca la creación de cuatro (4) zonas de resistividad:

Costra de lodo.- Zona lavada.- Zona Invadida.- Zona Virgen.-



oo Litodensidad Compensada

o Espectroscopia de Rayos Gamma.

o Rayos Gamma Naturales.

Herramientas de registros con principio acústico.-o Sónico de Porosidad.

o Sónico Dipolar de Imágenes

o Imágenes Ultrasónicas.

A continuación se detallarán algunos de ellos.

Herramientas de registros con principio resistivo ó eléctricoLas medidas de la resistividad junto con la porosidad y resistividad del agua de formación, se usan para determinar la saturación de agua. La resistividad de una formación depende del fluido contenido en ella así como del tipo mismo de la formación.

Registros de Inducción y Doble Laterolog.-Generalmente, es preferible utilizar el registro de inducción, cuando la resistividad de la formación es baja, en el orden de los 500 Ohms. Cuando se tienen formaciones altamente resistivas la herramienta de doble Laterolog proporciona información más confiable.

En las formaciones carbonatadas de baja porosidad, se tienen resistividades muy altas, por lo que en ese caso, se debe usar el registro doble Laterolog, sin embargo, se necesita contar con un medio conductivo entre la herramienta y la pared del pozo. Por esa razón, no se pueden tomar registro Doble Laterolog en lodos no conductivos, como son los que son a base de aceite.

Registros de Inducción.-Son registros diseñados para realizar investigaciones profundas, por ello estos registros pueden enfocarse con el propósito de minimizar la influencia del agujero, las zonas adyacentes y la zona invadida.

Doble Inducción Fasorial.-Este registro realiza mediciones de resistividad a tres diferentes profundidades de investigación. De ésta manera, proporciona información para determinar las resistividades de la zona virgen, la zona barrida y la zona de transición. Con ésta información se pueden obtener datos de saturación y movilidad de fluidos (Complementada con la información aportada por otros registros).


Para medir la resistividad de una formación, se cuenta con dos herramientas: Inducción y Doble Laterolog.


Las principales aplicaciones de éste registro son:

o Interpretación de formaciones con diámetros grandes de invasión.

o Formaciones con contraste medio-alto de resistividades.

o Gráficos de Invasión.

o Pozos con lodos no conductivos.

Doble Laterolog Telemétrico.-El registro Doble Laterolog (DLL) proporciona dos de tres mediciones necesarias para tratar de determinar la medida somera de la resistividad correspondiente a la zona invadida (Rxo) y la segunda con la mayor profundidad de investigación posible, correspondiente a la zona virgen (Rt),. A éstas se le conocen como: Lateral Somera (Lls) y Lateral Profunda (Lld). La tercera medición requerida se puede obtener de correr la herramienta de Enfoque Esférico ó Microesférico ya sea en forma independiente ó combinada.

Aplicaciones Principales.-

1. Resistividad en la zona virgen y en la zona lavada.2. Perfiles de Invasión.3. Correlación.4. Detección de vista rápida de hidrocarburos.5. Control de Profundidad.6. Indicador de Hidrocarburos móviles.

Microesférico Enfocado.-Este registro surge de la necesidad de conocer Rxo para realizar correcciones a las lecturas de otras herramientas y tener un valor adecuado de Rt. Actualmente se le conoce como registro Microesférico (Micro Spherical Focused Tool). Este arreglo reduce el efecto adverso del enjarre del fluido del pozo, manteniendo de ésta forma una adecuada profundidad de investigación.

Aplicaciones Principales.-

1. Resistividad de la zona lavada.2. Localización de poros y zonas permeables.3. Indicador de Hidrocarburo móvil.4. Calibrador.

Registros Nucleares.-La mayor cualidad de estos registros es que, a través de las mediciones obtenidas de ellos, se pueden hacer la determinación indirecta de la porosidad de la formación.



Estos registros utilizan fuentes radioactivas, mediante la medición de la forma de interactuar con la formación de las partículas irradiadas por la fuente, se pueden determinar algunas características. Se tienen tres tipos de herramientas nucleares

1. Neutrones (Neutrón Compensado).2. Rayos Gamma ( Litodensidad Compensada)3. Radiación Natural (Espectroscopia de Rayos Gamma)

2. Litodensidad Compensada.-La herramienta utiliza una fuente radiactiva emisora de rayos gamma de alta energía y se usa para obtener la densidad de la formación e inferir con base en esto la porosidad.

Para obtener la densidad, se mide el conteo de rayos gamma que llegan a los detectores después de interactuar con el material, ya que éste es función del número de electrones por cm3 y éste número se relaciona con la densidad real del material, haciendo posible la determinación de la densidad. La identificación de la litología se hace por medio del “índice de absorción fotoeléctrica”

Las principales aplicaciones de la herramienta son: Análisis de porosidad. Determinación de litología Calibrador. Identificación de presiones anormales

o .

5. Registros Acústicos.-Los equipos sónicos utilizan una señal con una frecuencia audible para el oído humano. El registro sónico se da en función del tiempo “t”, donde “t” es el inverso de la velocidad de la onda sonora. El tiempo de tránsito para una formación determinada depende de su litología y su porosidad.

Los tiempos de tránsito sónico también son útiles en la interpretación de registros sísmicos. En el caso de registros de pozos, la pared y rugosidad del agujero, las capas de la formación y las fracturas pueden representar discontinuidades acústicas significativas El sonido es una fuerza que se trasmite desde la fuente de sonido como un movimiento molecular del medio.

Cuando una molécula transfiere su energía a otra, la distancia entre ellas es mínima, mientras que entre la primera y la anterior a ella, la distancia es mayor de lo normal. Las áreas de distancia mínima entre moléculas se llaman “áreas de compresión” y las de



mayor distancia se llaman “áreas de rarefacción”. Un impulso de sonido aparecerá como un área de compresión seguida de un área de rarefacción.

En el equipo sónico los impulsos son repetitivos y el sonido aparecerá como áreas alternadas de compresiones y rarefacciones llamadas ondas. Esta es la forma en que la energía acústica se trasmite en el medio. Sónico Digital.La energía sónica emitida desde el trasmisor impacta la pared del pozo. Esto origina una serie de ondas en la formación y en su superficie. El análisis del tren de ondas complejo, proporciona la información concerniente a la disipación de la energía de sonido en el medio.

La herramienta Sónico Digital permite la digitalización del tren de ondas completo en el fondo, de tal forma que se elimina la distorsión del cable. La mayor capacidad de obtención y procesamiento de datos, permite el análisis de todos los componentes de la onda de sonido (Ondas compresionales, transversales y Stoneley).

Las aplicaciones principales de la herramienta son:

1. Correlación de datos sísmicos.2. Sismogramas sintéticos.3. Determinación de porosidad primaria y secundaria.4. Detección de gas.5. Detección de fracturas.6. Características mecánicas de la roca.7. Estabilidad del agujero.8. Registro sónico de cemento.

Otros registros.-

Medición continua de Echados.-Esta herramienta de medición continua de echados mide la conductividad de la formación por medio de electrodos montados en cuatro patines. Mediante la respuesta obtenida en estos electrodos, es posible determinar la inclinación del echado. Además la herramienta cuenta con un cartucho mecánico que permite la obtención de la desviación, el azimuth y el rumbo relativo del pozo. Otra información obtenida es el calibre del pozo.


Determinación de echados. Identificación de fracturas. Geometría del pozo.

Geometría de Pozo.-



La herramienta geometría de pozo cuenta con cuatro brazos. Estos miden simultáneamente dos calibres de pozo independientes. También se miden el azimuth de la herramienta, la desviación del pozo y el rumbo relativo. Adicionalmente en la computadora de superficie, es posible obtener la integración del volumen del pozo y el volumen necesario cemento para cementar la próxima TR.


Geometría del agujero. Información Direccional. Volumen del agujero y de cemento.

Herramientas de Imágenes.- Inducción de Imágenes.-La herramienta de imágenes provee una imagen de la resistividad de la formación que refleja las capas, contenido de hidrocarburos y proceso de invasión. La resolución vertical hasta de 1 pie muestra las laminaciones y otras estructuras de formación con un mínimo de efectos ambientales.

La herramienta puede operar en cualquier fluido del pozo, incluyendo lodo basado en aceite. Mide las señales R y X de ocho arreglos, seis de ellos son operados a dos frecuencias simultáneamente. Estas medidas en bruto son convertidas en cinco curvas, cada una con una resolución vertical compatible y con profundidades medianas de investigación que van desde 10 hasta 90 pulgadas.

Estas profundidades de investigación cambian muy poco en el rango entero de conductividades de formación. Cada juego de cinco curvas está disponible en resoluciones de 4, 2 y 1 pie. Las cuatro curvas son procesadas para obtener un perfil de invasión y proveer una determinación exacta de Rt, junto con una descripción de la zona de transición de invasión y el volumen de filtrado del lodo en cada profundidad.

Aplicaciones principales de la herramienta.-

1. Determinación de la resistividad verdadera y una descripción detallada de la resistividad de invasión.

2. Determinación de la saturación de hidrocarburo e imágenes.3. Los registros de resistividad e imágenes con resolución vertical de 1 pie, son

utilizados en pozos uniformes ó con un contraste moderado de Rt/Rm.4. Características, limitaciones y condiciones de uso de los equipos de registros.

Doble Laterolog Azimutal de Imágenes.-Presenta una imagen azimutal en adición a las curvas normales del doble Laterolog.

Beneficios.-



Permite identificar heterogeneidades, analizar fracturas, computar echados estructurales y en pozos horizontales permite estimar la distancia a capas adyacentes.

Sónico Dipolar de Imágenes.-o Presenta 6 modos diferentes de operación, los cuales se usan para adquirir el tren

de ondas requerido.o Provee y analiza en forma efectiva, las ondas compresionales, de cizallamiento y

Stoneley en todo tipo de formación. o Trabaja en pozo abierto y entubado.

Beneficios.-o Provee información sónica usada para estimar la porosidad.

o Mediante el análisis de las ondas compresionales y de cizallamiento, se obtienen

las propiedades mecánicas de la roca.o Mediante el análisis de la onda Stoneley se pueden identificar fracturas abiertas.

o Permite mejorar la técnica del AVO.

o El DSI se utiliza para maximizar la producción del pozo, diseñando programas

apropiados de estimulación y controlando la producción para evitar el arenamiento.

Imágenes Microresistivas de Formación.-o Provee imágenes eléctricas casi sin limitaciones en cuanto a las condiciones del

hueco y ofrece la posibilidad de cuantificar la información.

Beneficios.-Esta herramienta provee:

o Un nuevo enfoque de análisis estructurales.

o Una caracterización de cuerpos sedimentarios.

o La determinación de capas delgadas.

o Un análisis textual utilizando sensores de alta resolución.

o La evaluación de la porosidad secundaria.

o La evaluación integrada de sistemas de fracturas.

o La calibración, orientación y sustitución de núcleos.

o La caracterización de los yacimientos.

1. Registro de Potencial Espontáneo y de Rayos Gamma Naturales.-



Estos registros son bastante útiles e informativos, entre sus usos se encuentran los siguientes:

o Diferencia rocas potencialmente productoras, permeables y porosas (Arenisca,

caliza, dolomía) de las arcillas y lutitas no permeables.o Define límites de las capas y permite la correlación entre capas.

o Proporciona una indicación de la arcillosidad de la capa.

o Ayuda en la identificación de la litología (mineral).

o En el caso de la curva SP permite la determinación de la resistividad del agua de

formación.o En el caso de los registros GR y NGS (Registro de Espectrometría de Rayos

Gamma Naturales), detecta y evalúa depósitos de minerales radioactivos.o En el caso del registro NGS define las concentraciones de potasio, torio y uranio.

2. Registro SP.-

Es un registro de la diferencia entre el potencial eléctrico de un electrodo móvil en el pozo y el potencial eléctrico de un electrodo fijo en la superficie en función de la profundidad, enfrente de las lutitas, la curva SP por lo general, define una línea más ó menos recta en el registro, que es llamada línea base de lutitas, frente de formaciones permeables, la curva muestra excursiones con respecto a la línea base de lutitas, en las capas gruesas estas deflexiones tienden a alcanzar una deflexión constante, definiendo así una línea de arena y la deflexión puede ser a la izquierda ó a la derecha, dependiendo de las salinidades relativas del agua de formación y del filtrado de lodo.

Este registro del SP se mide en milivoltios (mV) y no se puede registrar en pozos con lodos no conductivos, ya que éstos no proporcionan una continuidad eléctrica entre el electrodo del SP y la formación.

4. Registro RG.-

Este registro es una medición de la radioactividad natural de las formaciones. En formaciones sedimentarias el registro normalmente refleja el contenido de arcilla de las formaciones porque los elementos radioactivos tienden a concentrase en arcillas y lutitas.

Es útil en la localización de capas con y sin arcilla y lo más importante, para la correlación general.

5. Registro de Porosidad.-

La porosidad de las rocas puede obtenerse a partir de los registros de densidad ó el registro de neutrones. Su profundidad de investigación es de unas cuantas pulgadas y por lo tanto está generalmente dentro de la zona invadida. Otras mediciones petrofísicas, como el micro-resistividad, el magnetismo nuclear ó la propagación electromagnética,



algunas veces se utilizan para determinar la porosidad. Sin embargo estos instrumentos reciben gran influencia del fluido que satura los poros de las rocas.

6. Registros Sónicos.-

Este registro se da en función del tiempo “t” en que una onda sonora atraviesa un pie de una formación. El registro sónico se da en función del tiempo “t”, donde “t” es el inverso de la velocidad de la onda sonora. El tiempo de tránsito para una formación determinada depende de su litología y su porosidad. Los tiempos de tránsito sónico también son útiles en la interpretación de registros sísmicos. En el caso de registros de pozos, la pared y rugosidad del agujero, las capas de la formación y las fracturas pueden representar discontinuidades acústicas significativas.

7. Determinación de Litología y Porosidad.-

Las mediciones de los registros neutrónico, de densidad y sónico, dependen no sólo de la porosidad sino también de la litología de la formación, del fluido en los poros y en algunos casos, de la geometría de la estructura porosa. Cuando se conoce la litología y en consecuencia, los parámetros de la matriz, pueden obtenerse los valores correctos de porosidad en base a dichos registros (corregidos debido a efectos ambientales) en formaciones limpias saturadas de agua. Bajo estas condiciones, cualquier registro, ya sea neutrónico, de densidad, o si no hay porosidad secundaria, el sónico, puede utilizarse para determinar la porosidad.

La naturaleza ó tipo de la estructura porosa afecta la respuesta de la herramienta. Los registros neutrónico y de densidad responden a la porosidad primaria (intergranular ó intercristalina) con la porosidad secundaria (cavidades, fisuras, fracturas).

Sin embargo los registros sónicos tienden a responder sólo a la porosidad primaria de distribución uniforme.

8. Registros de Densidad.-

Los registros de densidad se usan principalmente como registros de porosidad, otros usos incluyen identificación de minerales en depósitos de evaporitas, detección de gas, determinación de densidad de hidrocarburos, evaluación de arenas con arcilla y de litologías complejas, determinación de producción de lutitas con contenido de aceite, cálculo de presión de sobrecarga y propiedades mecánicas de las rocas.

9. Registros Neutrónicos.-

Se utilizan primordialmente para delinear formaciones porosas y para determinar su porosidad y responden principalmente a la cantidad de hidrógeno en la formación, por lo



tanto en formaciones limpias cuyos poros están saturados con agua ó petróleo, el registro de neutrones refleja la cantidad de porosidad saturada de fluido. Las zonas de gas pueden identificarse con frecuencia al comparar el registro de neutrones con otro registro de porosidad ó con un análisis de muestras.

Una combinación del registro de neutrones con uno ó más registros de porosidad proporciona valores de porosidad e identificación de litología aún más exactos, incluso una evaluación del contenido de arcilla.

10. Registro de Resistividad.-

La resistividad de la formación es un parámetro clave para determinar la saturación de hidrocarburos, la electricidad puede pasar a través de una formación solo debido al agua que contenga dicha formación. (Con excepción del sulfuro metálico y la grafita, la roca seca es un buen aislante eléctrico).

La resistividad de una sustancia es la resistencia medida entre lados opuestos de un cubo unitario de la sustancia a una temperatura específica. Las unidades de la resistividad son el ohm-metro cuadrado por metro ó simplemente ohmio-metro (ohm-m). La conductividad es la inversa de la resistividad.

Las resistividades de formación por lo general varían de 0.2 a 1000 ohm-m, pero éstas últimas son poco comunes en formaciones permeables pero se observan en formaciones impermeables de muy baja porosidad (Ej.: Las evaporitas).

C. Registros en Agujero Entubado.-

1. Registro RG.-

Este registro puede ser corrido en pozos entubados, lo que lo hace muy útil como una curva de correlación en operaciones de terminación ó modificación del pozo, por ejemplo al correlacionar los disparos de cambio de intervalo y/o mejorar la cementación, así mismo cuando se inyecta un trazador radioactivo y se requiere ver la altura del intervalo que tomó.

2. Registro de Decaimiento Termal (TDT).-

Este registro es la primera herramienta que permite determinar la saturación de agua a través de la TR, para obtener valores precisos, se requiere una buena información de la porosidad.

Las principales aplicaciones son:



Localización de zonas de hidrocarburos en pozos ademados. Control de proyectos de recuperación secundaria, ya que determina la saturación

residual. Correlación de profundidades de pozos ademados.

3. Registros de Presión de fondo cerrado y fluyendo.-

b) Registros de Producción.-

Son aquellos registros que se pueden tomar después de que se han cementado las tuberías de revestimiento, colocado el aparejo de producción y disparado el intervalo productor, es decir después de la terminación inicial del pozo, estos registros han permitido conocer con más detalle el comportamiento no solo de los pozos, sino también de las formaciones. Algunos de sus beneficios:

o Evaluación de la eficiencia de la terminación.

o Información detallada sobre las zonas que producen ó aceptan fluidos.

o Detección de zonas ladronas.

o Canalización de cemento.

o Perforaciones Taponadas.

o Fugas Mecánicas.

Entre los registros de producción, se tienen los siguientes: De temperatura, de presiones, de diámetro interior de tuberías, etc.

Existen cuatro condiciones básicas en relación con el pozo, las cuales se determinan con la ayuda de los registros de producción, estas condiciones son:

o Estado mecánico del pozo.

o Calidad de la cementación.

o Comportamiento del pozo.

o Evaluación de las formaciones.

c) Registro de Molinete.-

Es un registro medidor contínuo de gastos hélice (molinete), que se utiliza para medir las velocidades de los fluidos en el interior de las tuberías de producción y revestimiento, la herramienta es colocada en el centro de la columna de fluido por medio de centrados de resorte y corrida a una velocidad constante en contra de la dirección de flujo, la velocidad de la hélice, que es una función lineal de la velocidad del fluido respecto a la herramienta, se registra continuamente contra la profundidad.

d) Registros de Evaluación de Formación.-



La evaluación de la cementación de las tuberías de revestimiento (superficial, intermedio y de explotación), se realiza en la actualidad con el Registro Sónico de Cementación (CBL), ésta herramienta consta de dos secciones: Acústica y electrónica, la primera contiene un trasmisor y un receptor, la onda sonora emitida por el trasmisor viaja a través de la TR y es detectada por el receptor.

La sección electrónica mide la amplitud de la porción deseada de la señal del receptor y la trasmite a la superficie para ser registrada. La amplitud de la onda es función del espesor de la tubería y de la resistencia, la adherencia y el espesor del cemento. (En tuberías no cementadas, la amplitud es máxima, en tuberías cementadas la amplitud es mínima.

El concepto de “Indice de Adherencia” proporciona una evaluación cualitativa de la cementación, usando únicamente el registro CBL, excluyendo otros factores, el índice de adherencia es proporcional a la circunferencia de la TR, en contacto con el cemento bueno, la experiencia indica que índices de cementación mayores de 8 sobre una sección de 5 pies de TR de 5 ½” de diámetro, generalmente no hay comunicación a lo largo de la sección particular de TR y un índice de adherencia mucho menor de 8 indica la probabilidad de canalización de lodo ó cemento contaminado con cemento.

El registro CBL-VDL indica la Adherencia entre la tubería de revestimiento y el cemento así como la adherencia entre el cemento y la formación.



POZOS DE DESARROLLO

Los pozos de desarrollo son aquellos que se perforan luego de que el pozo exploratorio resultó productor, su propósito es desarrollar un campo inmediatamente después de que ha sido descubierto, así como identificar los límites de éste. La mayoría de los pozos perforados pueden clasificarse como de desarrollo.

Aunque la adquisición de datos que pertenecen a las características de la formación es aún una prioridad, los conjuntos de registros para pozos de desarrollo son más limitados que los de pozos exploratorios, la información que se obtiene puede correlacionarse con los datos adquiridos en los pozos exploratorios asociados, de ésta forma se obtiene una mejor imagen del campo en su conjunto.

Conjunto típico de registros para rocas medias y suaves, en pozos de desarrollo con lodo dulce.-

Estos registros son los siguientes:

a. Arreglo de inducción de alta resolución ó doble inducción/ esférico.b. Densidad compensada / Neutrón Compensado.c. Imagen de Resonancia Magnética (con el incremento en el desarrollo del

campo descubierto puede convertirse en la selección del registro para obtener información de la porosidad y tipos de fluido en el yacimiento).

d. Sónico de porosidad, probador de formación, echados de alta resolución y cortador de núcleos de pared.

Conjunto típico de registros para rocas duras ó pozos de desarrollo con lodo salado.

Estos registros son los siguientes:

a. Doble Laterolog/ Microesférico enfocado.b. Densidad Compensada/ Neutrón Compensado / Rayos Gamma Espectral.c. Imagen de Resonancia Magnética (Para condiciones óptimas del pozo).d. Sónico de porosidad, probador de formación, echados de alta resolución y

cortador de núcleos de pared.

Nota:En cualquier situación, los tipos de registros deben manejarse de acuerdo con las condiciones existentes en el pozo y la información requerida.

Control de calidad de los registros.-



La calidad de los datos registrados debe ser la máxima prioridad, tanto para el ingeniero de campo como para el solicitante de la información, ya que decisiones futuras que involucran grandes desembolsos de dinero, se basan en los datos obtenidos de los registros. (Los datos exactos son vitales para el proceso de toma de decisiones y futuro éxito/fallo de un pozo).

El primer paso en cualquier análisis de un problema debe ser definir los registros, buscando anomalías ó cualquier respuesta de los registros. Todas las compañías de registros y muchos clientes han desarrollado programas de control de calidad detallado de registros en su sitio. Hay cuatro principales áreas de preocupación que deben considerarse para asegurar la calidad de los registros.

Control de la Profundidad.-

Este parámetro es uno de los más importantes a considerar de los datos obtenidos de los registros, pero a la vez es uno de los más difíciles de alcanzar.

En una situación de exploración, se alcanza cierto nivel de seguridad, al comparar la profundidad de los registros, la profundidad del perforador, la profundidad de la TR Y al conocimiento general de las estructuras geológicas regionales. Sin embargo, es muy importante resaltar el que no existe ningún medio que aporte referencias exactas.

En una situación de un pozo de desarrollo y relleno hay suficiente control para asegurar la corrección de la profundidad en los datos para un pozo en particular. Es importante asegurar que el control de la profundidad sea práctica en cada pozo.

Calidad técnica general.-

Más allá del control humano, muchas condiciones pueden afectar de manera adversa el control de calidad técnica de los datos del registro. La más obvia es el mal funcionamiento del equipo, problema que puede ser atenuado y/o eliminado de raíz como la práctica de una buena y efectiva campaña de mantenimiento de equipo. Otras posibles causas de pobreza de información, podrían ser las siguientes:

Agujeros muy rugosos. Atascamiento de herramientas. Rotación de Herramientas. Velocidad excesiva del registro. Desviación de los pozos. Pobre centralización ó excentralización y errores del ingeniero.



Cada una de esas posibilidades debe mantenerse en mente cuando se evalúa la calidad de los datos del registro. En algunos casos, debe hacerse una segunda corrida, tal vez con un tren de herramientas diferente.

Repetitividad.-

Muchos de los factores antes mencionados afectan la calidad técnica de un registro y podría también aplicarse a la repetitividad. En suma, una repetición puede afectarse por el fenómeno dependiente del tiempo como el cambio por invasión de fluidos. La comparación de secciones repetidas de registro es un paso importante en la evaluación de la calidad de los datos de registro. Sin embargo, no debe ser el único método de control de calidad.

Valores Absolutos de registros (Marcadores).-

La comparación de lecturas de registros con valores absolutos conocidos rara vez es posible, sin embargo ésta revisión positiva debe realizarse siempre que se pueda.

Formaciones consistentes de litología no porosa conocidas, tales como anhidrita ó caliza pueden usarse para verificar la aproximación de las lecturas de los registros. Las tuberías de revestimiento también se utilizan para revisar la exactitud de la calibración y mediciones del registro sónico. Además, los registros de “OFFSET” de pozos proporcionan una idea de los valores esperados, pero esos valores pueden variar dramáticamente entre dos pozos.

Zonas potenciales de contenido de agua y cálculos.-

La localización de zonas potenciales con contenido de agua debe ser aproximada por la evaluación cualitativa de los intervalos en términos de porosidad y resistividad y considerando algún indicador de permeabilidad presentado en los registros.

Este vistazo de datos, generalmente se complementa considerando primero la porosidad. Si una zona es porosa, entonces esa zona tiene fluidos presentes. Enseguida, debe considerarse la resistividad de la zona. Debido a que los hidrocarburos son aislantes de la corriente eléctrica, las zonas que los contienen tendrán resistividades relativamente bajas. Este proceso también es ayudado por el reconocimiento de varios perfiles de resistividad por invasión asociada con diferentes tipos de resistividad de registros.

No se debe dudar en marcar los registros ó resaltar los intervalos para hacerlos más notorios. Un método muy práctico de hacer esto es usar un resaltador amarillo para colorear de la mitad de la pista 1 a la izquierda de la curva de rayos gamma. Esto proporciona una buena imagen de las formaciones potencialmente porosas, posiblemente contengan agua y/o hidrocarburos. Donde se tenga la curva de SP (Potencial Espontáneo), el proceso de localización de zonas potencialmente permeables es mucho más rápido. (Nuevamente, no importa el tipo de fluidos que contenga).



Esas zonas impermeables que carecen de alguna deflexión SP serán de menor interés que aquellas con deflexión. Se debe mantener en mente, que la respuesta del SP es sólo un indicador cualitativo de la permeabilidad de la formación.

Una vez que se localiza la zona conteniendo agua, se requiere realizar varios cálculos:

Se debe determinar la Temperatura de Formación (Tf) del intervalo. Determinar la litología de la formación de interés. (Por un vistazo rápido ó por

cartas de litología). Al determinar la litología se pueden determinar los valores apropiados del factor de tortuosidad (a) y el exponente de cementación (m) para cálculos de Rw de Archie.

Corregir las resistividades tales como Rm y Rmf, a la temperatura de formación, para propósitos de determinar la resistividad del agua (Rw).

En un análisis rápido, normalmente no se realizan correcciones ambientales en ningún registro. Sin embargo, para ser más precisos en un análisis, las diferentes influencias de agujero e invasión de fluidos deben corregirse antes de determinar la resistividad del agua de formación. (Rw) de cualquier registro.

Cualquier esfuerzo razonable debe hacerse para obtener una aproximación y un valor confiable de la resistividad del agua de formación (Rw) a partir de registros.

Si se dispone de los datos requeridos, entonces se deben tratar de usar los métodos de SP y el de inversión de Archie para la determinación de Rw, Es importante considerar que la determinación del Rw a partir de datos de registros, no siempre conduce a resultados satisfactorios.

Cuando se analiza cualquier registro, debe considerarse el potencial por error, creado por el uso de un valor impráctico de Rw. Siempre debe usarse valores más bajo s de Rw, con razonamiento, para obtener valores más optimistas de saturación de agua (Sw).

Zonas potenciales de contenido de hidrocarburos.-

La localización de zonas potenciales con contenido de hidrocarburos también puede visualizarse cualitativamente, evaluando la porosidad y resistividad de las zonas y considerando los indicadores de permeabilidad.

Como se dijo antes, si una zona es porosa, entonces hay fluidos presentes en ella. Las zonas porosas que contienen hidrocarburos tendrán resistividades relativamente altas, lo que se debe a la pobre conductividad eléctrica de los hidrocarburos. Como se trató en las zonas con contenido de agua, las resistividades relativamente altas se deben a la pobre conductividad eléctrica de los hidrocarburos. Igualmente deben considerarse los indicadores de permeabilidad la prioridad con la cual una cierta zona se evaluará.



Lo más importante a considerar es el valor de la resistividad del agua de formación (Rw) determinada en la zona con contenido de agua que deberá corregirse a la temperatura de formación (Tf) de la zona en la cual va a ser usada para calcular la saturación de agua (Sw).

El error de corregir Rw para la temperatura de formación a mayores profundidades, resultará en valores de saturación de agua demasiado pesimistas (muy altos). Además es posible y en muchos casos deseable, que una zona potencial de hidrocarburos sea mirada como mojada si Rw no se ha corregido a la temperatura de formación. Esto requerirá de hecho que, la temperatura de la formación (Tf) sea determinada para cada zona potencial con contenido de hidrocarburos.

Antes de calcular la saturación del agua (Sw), debe determinarse la litología de la formación de interés. Tal como se dijo anteriormente, esto puede hacerse de un vistazo rápido ó por medio de una de las cartas de litología. El conocimiento de la litología ayudará a determinar los valores apropiados de la tortuosidad (a) y el factor del exponente de cementación (m) para cálculos de Rw con la ecuación de la inversión- Archie.

Nuevamente, en un análisis rápido, no se hacen correcciones ambientales. Para ser más precisos, las correcciones ambientales se hacen a cualquier medición de registros antes de calcular la saturación de agua (Sw).

Para formaciones limpias, se supone que la ecuación de Archie es aplicable. Se debe mantener en mente, que hay ciertos casos (tales como cuando los minerales arcillosos están presentes en las arenas con arcilla) en que los métodos existentes alternativos para calcular la saturación de agua serán más apropiados.

Decisiones acerca de la capacidad productiva.-

La parte más difícil en la evaluación básica de una formación limpia se ha alcanzado y ahora se debe decidir donde asentar la tubería y disparar ó bien considerar el abandono.

Los valores calculados de Sw proporcionarán la información acerca del tipo de fluidos que están presentes en la formación de interés. En muchos casos, la saturación de agua no es reflejo de las proporciones relativas de fluidos que pueden producirse. Entonces, cuando se decide asentar una tubería ó abandonar el pozo, se debe tomar en cuenta toda la información disponible.

La saturación del agua (Sw) debe ser la base para esta importante decisión, pero en esa toma de decisiones, entran en consideración otros factores, tales como: volumen de arcilla en el yacimiento (Vsh), saturación de agua irreductible (Swi) y Volumen total de agua , hidrocarburos móviles, etc.



CONCEPTOS BÁSICOS DE LA INTERPRETACIÓN

A continuación, se hará un breve pero muy ilustrativo análisis de los conceptos fundamentales para realizar los análisis básicos a boca de pozo.

Los parámetros petrofísicos necesarios para la evaluación de las formaciones resultan muy difíciles de obtener de forma directa. Generalmente deben deducirse de la medición de otros parámetros físicos de las formaciones.

Las herramientas de registros actuales permiten obtener una gran cantidad de parámetros como son: la resistividad, la densidad, el tiempo de tránsito, el potencial natural, la radioactividad natural y el contenido de hidrógeno de la roca.

EVALUACIÓN DE LAS FORMACIONES

La evaluación de las formaciones, puede definirse como la práctica de determinar las propiedades físicas y químicas de las rocas y los fluidos contenidos en ellas. El objetivo de la evaluación de formaciones es localizar, definir y hacer producir un yacimiento dado, por la perforación de tantos pozos como sea posible.

Alternativas para evaluar formaciones.-

N° Actividades Objetivos Elementos de Evaluación

1 Exploración Definir EstructuraSísmica, Mapeo Gravitacional y

Mapeo Magnético

2 Perforación Perforar el pozo Registro de lodos, Núcleos, MWD

3 Toma de Registros Registrar el pozo Registros de Pozo Abierto.

4 Evaluación Primaria Análisis de Registros y Pprueba

Núcleos de pared, Sísmica vertical (VSP), Pruebas de formación con cable, Prueba de formación con

tubería.

5 Analisis Análisis de Núcleos Estudios de Laboratorio.

6 RetroalimentaciónRefinamiento del Modelo Sísmico

y Análisis de Registros

Calibración de registros vía resultados de análisis de núcleos,

Calibración Símica de los resultados de análisis de registros.

7 Explotación Producción de Hidrocarburos Análisis del Balance de Materiales

8 Recuperación SecundariaInyección de Agua ó Gas y Registros de Producción.

Análisis de los Registros de Producción, Análisis de

Propiedades Microscópicas de la Roca.

9 Abandono Decisiones Económicas

ALTERNATIVAS PARA LA EVALUACIÓN DE FORMACIONES



Los registros geofísicos son sólo alguno de las múltiples fuentes de datos usados en la evaluación de formaciones. Sin embargo, a través de la determinación precisa de la profundidad, los registros geofísicos son un medio que se utiliza para reunir todos los métodos de evaluación de formaciones.

Los registros son una pequeña porción, pero muy importante, de un gran enigma. Las decisiones para abandonar pozos ó terminarlo, se basan a menudo en los registros y en un apropiado análisis de los mismos.

Alternativas para evaluar formaciones.-

A. Evaluación del Volumen de hidrocarburos del yacimiento.-

Para evaluar volúmenes de hidrocarburos se dispone de diferentes técnicas que obtienen las características de la roca de una manera selectiva y estas son las siguientes:

a. Los registros geofísicos.b. Los núcleos.c. Los métodos sísmicos.

Una de las herramientas de registros con la mayor profundidad de investigación es el Doble Laterolog. La sísmica superficial puede investigar grandes volúmenes de formación Subsuperficial. La profundidad de investigación es generalmente adecuada en yacimientos de someros a medianos. La resolución vertical es pobre, del orden de 2 a 30 metros. Esta técnica es más apropiada para exploración que para desarrollo de campos.

Parámetros petrofísicos.-Los parámetros petrofísicos necesarios para definir el potencial de un yacimiento son la porosidad, la saturación de agua y la permeabilidad. Estos parámetros no se obtienen de manera directa sino que se deducen a partir de las características de la formación, medidas directamente con las herramientas de registros geofísicos.

1. Porosidad.La porosidad es el volumen de los poros por cada unidad de volumen de formación. (Es el cociente de dividir el volumen total de poros interconectados entre el volumen total de la roca). Puede ser primaria ó secundaria.

En una arena limpia, la matriz de la roca se compone de granos individuales de arena, con una forma más ó menos esférica y apiñada de manera que los poros se hallan entre los granos. (Esta porosidad ha existido desde el momento de la depositación y se le llama primaria, intergranular, sucrósica ó de matriz). La porosidad secundaria se debe a la acción de aguas de formación ó fuerzas tectónicas en la matriz de la roca después del depósito.



2. Saturación.-La saturación de una formación es el porcentaje del volumen poroso ocupado por el fluido en consideración. Por lo tanto, la saturación de agua es la fracción ó porcentaje del volumen poroso que contiene petróleo ó gas. La saturación de petróleo o gas es la fracción del volumen poroso que contiene petróleo ó gas. La suma de todas las saturaciones de fluido debe ser igual al 100%

3. Permeabilidad.-Es la medida de la facilidad con que los fluidos fluyen a través de una formación. La unidad de la permeabilidad es el Darcy, que se define como la cantidad de fluido que pasa a través de 1 cm2 de área de formación en un tiempo de 1 segundo, bajo la acción de 1 atmósfera de presión, teniendo el fluido una unidad de viscosidad.

Nota:

Existe cierta relación entre la porosidad y la permeabilidad. Por lo general, una porosidad mayor se acompaña de una mayor permeabilidad. Sin embargo esto no es una regla.

Las lutitas y ciertas clases de arenas tienen altas porosidades, pero baja permeabilidad debido a que sus granos son tan pequeños que los caminos que permiten el paso de fluidos son escasos y tortuosos.

Las calizas pueden tener baja porosidad, pero la presencia de pequeñas fracturas ó fisuras de gran extensión les dan una alta permeabilidad.

Resistividad y Fluidos de Formación.-

La resistividad es la habilidad de un material para impedir el flujo de la corriente eléctrica a través de él. La unidad es el Ohm-m. La Conductividad es el recíproco de la resistividad. Representa la habilidad de un material para permitir el flujo de la corriente eléctrica a través d él. Sus unidades son: MILIMHO/M ó MILISIEVERT/M.

La matriz de la roca, el aceite y el gas son aislantes eléctricos. Ellos no conducirán el flujo de una corriente eléctrica. Además se dice que sus resistividades son infinitas. Por su lado, el agua conducirá la electricidad dependiendo de su salinidad. Esto implica que cualquier flujo de corriente a través de una formación toma lugar en el agua de formación y no en los hidrocarburos ó la roca matriz. El agua salada con altas concentraciones de sólidos disueltos conducirá la electricidad mucho más eficientemente que el agua fresca.


Resistividad: 1000/ Conductividad


En la mayoría de los casos, el agua presente en una formación, a una cierta profundidad será moderadamente salina. Las zonas conteniendo agua, además, tienen mayor conductividad que las zonas que contienen hidrocarburos. Debido a que el aceite y el gas no conducen la corriente eléctrica, es imposible distinguirlos de la matriz de la roca con base a la resistividad.

El factor que afecta la resistividad es la cantidad de sal en el agua. Como regla general, la cantidad de sal aumenta con la profundidad, por lo tanto, a medida que aumenta la cantidad de sal en el agua, disminuye la resistividad. A medida que se tiene mayor saturación de agua, la resistividad será menor.

Factor de Formación y Saturación de Agua.-La resistividad de una formación limpia es proporcional a la resistividad de la mezcla con la que está saturada. La constante de proporcionalidad se conoce como Factor de Formación,

INTERPRETACIÓN CUALITATIVA DE REGISTROS

El primer paso de cualquier análisis e interpretación de los registros geofísicos es la interpretación cualitativa que consiste en dar un vistazo general al conjunto de registros con el fin de identificar diferentes zonas:

1. Identificación de litologías (Arenas, calizas, dolomías, anhidrita, sal, carbón, arcillas, etc.).

2. Localización de zonas permeables.3. Contenido de fluidos en zonas permeables (Agua, aceite, gas).4. Condiciones del agujero que pueden afectar la respuesta de la herramienta

(agujero uniforme, cavernas, rugosidad, salinidad del lodo, etc.).

Para contar con una buena interpretación cualitativa de los registros, es necesario tener un conocimiento básico del principio de operación y la respuesta de las herramientas de registros en diferentes litologías y condiciones de pozo. Es importante conocer también las herramientas de registros para comprender el comportamiento de las lecturas obtenidas.

Debido a su diseño, las herramientas de registros pueden tener algunas limitaciones. Un ejemplo serían las herramientas que utilizan un patín que se pega a la pared del pozo como es el caso del registro de Densidad Compensada ó el Microesférico Enfocado. La respuesta de éstas herramientas se ve muy afectada cuando el contacto patín- formación no es bueno, debido a la presencia de cavernas ó rugosidad de la pared del pozo.

Un caso extremo sería cuando el diámetro del pozo fuese excesivo por la presencia de una caverna y se perdiera el contacto patín- formación inutilizando la respuesta de la herramienta.

Por otro lado, el diámetro del pozo limita la confiabilidad de la respuesta de las herramientas de registro, de manera que en pozos con diámetros muy grandes, la



respuesta puede estar seriamente afectada. Es importante referirse a las condiciones de uso de cada una de las herramientas de registros en donde se especifíca el mínimo y máximo diámetro de pozo en que pueda usarse confiablemente la herramienta en particular.

Lectura de los registros geofísicos.-

A pesar de que todas las partes de un registro geofísico son importantes, nos enfocaremos en enunciar aquellas que permiten analizar ó diagnosticar las características básicas acerca del contenido de roca y fluidos de un pozo registrado:

Encabezado de escalas Cuerpo de carriles conteniendo curvas.

Encabezado de Escalas.-Esta sección del registro presenta las escalas con la indicación de los límites máximos y mínimos, así como el tipo y color de la curva a la que es referido.

En ésta misma sección se presentan algunas áreas coloreadas, que pueden indicar características de condiciones de agujero ó representaciones objetivas de alguna zona importante desde un punto de vista objetivo, cualitativo y cuantitativo.

Cuerpo de carriles conteniendo las curvas.-En ésta sección se presentan, como una convención, tres (3) carriles principales, conteniendo cada uno de ellos una ó más curvas de registro.

Entre los carriles 1 y 2 se presenta, de una manera estándar, un carril de profundidad, al cual se le agrega con cierta frecuencia la curva de tensión sobre el cable, registrada durante la operación del registro.

Observando el ejemplo de la figura 25, se puede decir lo siguiente:

A. Carril 1.-

a. En el encabezado de escalas podemos observar lo siguiente:I. Los valores mínimo: 0 y máximo: 150, para la curva de Rayos Gamma.

II. Los valores mínimo: 4 y máximo: 14 para la curva de Calibrador de Agujero.

b. En el cuerpo del carril.- La curva del calibrador del agujero, nos indica el diámetro del agujero, que de

estar bien conformado, se verá registrado como una línea recta (curva punteada de rojo).



En caso de no estar bien conformado el agujero, la curva se desviará a la derecha ó a la izquierda, según sea el diámetro registrado menor ó mayor, respectivamente, que el de la barrena con que se perforó el pozo.

Continuando el análisis de la misma figura 25, observamos la curva de rayos gamma en el carril 1 (línea continua de color negro), la cual muestra las respuestas más ó menos reactivas a ésta herramienta, de acuerdo con el tipo de roca de formación que se atraviesa. En este caso y de acuerdo con el tipo de roca de formación que se atraviesa.

En este caso y de acuerdo con lo que se ha visto en la sección de análisis básico y la respuesta de la curva de Rayos Gamma (GR) del ejemplo visto en la figura, por arriba de 3050 m, donde se indica “lutita franca”, la lectura de GR muestra un comportamiento dentro de una banda de variación pequeña, sobre un valor promedio en el orden de 90 unidades API (aproximadamente).

Por debajo de la zona de lutitas, se identifica una zona de arenas con intercalación de lutitas, indicado en la figura como “Yacimiento Areno- Arcilloso”. En éste caso, los valores de las lecturas de GR varían sobre una banda más amplia y su media es inferior a 90 unidades API.

B. Carril 2.-

a. En el encabezado de escalas.-Los valores mínimo: 0 y máximo: 20 para la curva de resistividad. Se indica la presencia de dos curvas, una profunda (HRDS), de alta profundidad de investigación y una media (HMRS) de profundidad media de investigación. Las profundidades de investigación se han visto en la sección de características de las herramientas.

b. En el cuerpo del carril.- Ambas curvas muestran que en la zona de lutitas, por arriba de los 3050m, la

resistividad es baja, del orden de 2 ohm-m.

Este comportamiento es característico de las formaciones con alto contenido de agua (de no verse afectada por algún componente conductivo en la roca).

Tal como se comentó anteriormente, las aguas salinas son excelentes conductoras de la corriente, por lo tanto mostrarán bajas resistividades.

Por debajo de la zona de arcillas, las resistividades ya muestran valores superiores a los 2 Ohm-m, lo que es indicativo de la posible presencia de algún otro componente no conductivo (ó pobremente conductivo) como parte integrante del sistema registrado (roca-fluidos).



C. Carril 3.-a. En el encabezado de escalas.-

I. Se muestran los valores: mínimo:-15 (lado derecho del carril por convención) y máximo: 45, para la curva de porosidad-neutrón, que será identificada en el cuerpo del carril con “la línea roja fina”.

II. Se muestran los valores mínimo: 1.95 y máximo: 2.95, para la curva de densidad, que será identificada como línea negra fina contínua.

III. Se muestran los valores mínimo: 40 (lado derecho del carril por convención) y máximo: 140, para la curva del tiempo de tránsito de registro sónico, que será identificada en el cuerpo del carril como “línea no contínua de color azul claro”.

b. En el cuerpo del carril.-

I. Curva de Porosidad.-

La curva de porosidad-neutrón indica un valor promedio, dentro de una banda relativamente angosta y más ó menos uniforme, del orden de 25 unidades de porosidad (u.p.), para la zona lutítica.

La curva de porosidad indica un valor muy variable característico de las zonas de arenas arcillosas por debajo de las utitas, en este ejemplo, no uniformes en cuanto a presencia de litología y contenido de fluidos.

La banda sobre la que fluctúan dichos valores es tan amplio como desde 9 u.p, hasta 26 u.p.

II. Curva de Densidad.-

La curva de densidad muestra un comportamiento más ó menos uniforme dentro de una banda angosta dentro de la zona de lutitas. EN valor promedio se puede estimar del orden de 2,57 gr/cc.

La curva de densidad muestra un comportamiento poco menos uniforme en la zona de arenas arcillosas. En éste caso, los valores oscilan entre 2.51 a 2.67 gr7cc.

III. Curva de Tiempo de Tránsito.-



Curvas Adquiridas en el campo.-La figura 26 muestra el procesamiento de las curvas adquiridas en el campo. Se muestran sus principales parámetros en el carril de profundidad, en el extremo derecho de la figura, curva de GR en el carril 1, curva de saturación de agua en el carril 2, áreas porosas con contenido de agua e hidrocarburos en el carril 3 y en el carril 4 áreas indicativas de contenido de arcilla y arena fraccionalmente, así como la porosidad efectiva de la zona registrada.

Nota:La superposición de los registros Neutrón-Densidad, con el Sónico como complemento, es generalmente la combinación más usada para determinar litologías.

Efectos de la litología en el registro Neutrón.-

Las lecturas de todos los registros de neutrones se ven afectadas por la litología en la matriz de la roca hasta cierto punto.

En el proceso de invasión, los fluidos originales cercanos a la pared del pozo son desplazados por el filtrado del lodo de perforación. Igualmente sabemos que la resistividad de la roca depende del fluido contenido en ella.

Si el fluido contenido en los poros es más salino, esto hace a la formación más conductiva (menos resistiva), mientras que si el fluido contenido es menos salino ó hidrocarburo, la formación es menos conductiva (más resistiva).

El proceso de invasión altera el contenido original de fluidos, por lo que influye también en la resistividad medida.

Las herramientas de registros tienen una característica que es su profundidad de investigación, que significa que tan profundo puede ver la herramienta. Un equipo de inducción doble proporciona tres mediciones: Inducción Profunda (ILD), Inducción Media (ILM) y Esférica Enfocada (SFL).

Debido a que las tres medidas tienen diferentes profundidades de investigación (ILD ˃ ILM ˃ SFL), estarán más ó menos influenciadas por la zona invadida.

Por lo tanto:

Si no hay invasión, las tres curvas medirán prácticamente lo mismo. Si la invasión es somera, afectará a la medición con menor profundidad de

investigación (la SFL), mientras que la ILD y la ILM medirán casi igual. Con una invasión moderada, las tres curvas se separan. Cuando la invasión es profunda, la separación entre las tres curvas se hace más

pronunciada.


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