manual del geologo de pozo
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MANUAL DEL GEOLOGO DE POZO(PETROPERU)
RESPONSABILIDADES DEL GEOLOGO DE POZO
GENERALIDADES:El geólogo de pozo para cumplir con su trabajo debe familiarizarse previamente con la estratigrafía del reservorio y conocer en forma detallada las características litológicas de las diferentes formaciones para determinar los cambios formacionales con precisión y tener en cuenta:
Obtendrá antes de iniciarse la perforación del pozo la documentación del mismo
El formulario para el perfil litológico deberá tener la siguiente información (ubicación del pozo, pronóstico de las diferentes formaciones con sus respectivas profundidades, coordenadas finales, elevación, programa de perfilaje, muestreo de lodo, límites de desviación del pozo, pruebas de formación (DST).
Tener a la mano los perfiles litológicos y eléctricos de pozos vecinos.
Preparara los informes y télex de avance de perforación y descripción litológica.
Efectuara correlaciones diarias para pronosticar los próximos cambios litológicos
yformaciones.
En pozos exploratorios deberá determinar la salinidad del lodo de perforar.
Supervisara los trabajos relacionados con pruebas de formación, núcleos,cromatografos, detector de gas y perfilaje de pozos abiertos y entubados.
Supervisara el muestreo de detritos (cuttings) y lodo para análisis cromatográficos.
INTRODUCCION
El geólogo de pozo en coordinación con el jefe de la sección tecnológica y el paleontológico con los encargados de efectuar los trabajos relacionados con el control geológico de los pozos desde el inicio de la perforación hasta la completación del mismo.
Desempeña una labor importante dentro de las operaciones de la empresa. El desarrollo del presente manual se ha efectuado de acuerdo al orden en que se realizan los trabajos desde el inicio hasta la completación.
ASIGNACIONES ESPECÍFICAS DEL GEOLOGO DE POZO
OPERACIONES NOROESTE
DIAS NORMALES DE TRABAJO:
Diariamente preparara los perfiles litológicos antes de las 7: 00 pm. Actualiza los perfiles antes de las 11:00 am. y 5:00pm. En caso necesario después de las5:00pm. Con muestras colectadas de los pozos por el geólogo.
A las 8:30 am. Preparara los telex de avance de perforación y descripción litológica generalizada y se asegura de su remisión oportuna a Gerencia de Producciones-Lima.
Preparara el perfil de penetración (Totco). De acuerdo al avance de la perforación.
A las 4:00 pm. Efectuara correlaciones de los perfiles litológicos de los pozos en perforación con los pozos vecinos, en presencia del jefe de la sección tecnológica.
Cuando el pozo cumpla con los objetivos recomendados que generalmente es perforar hasta llegar 100 pies debajo del objetivo principal.
FINES DE SEMANA Y FERIADO:
Asiste a la reunión con el jefe de departamento, de sección paleontológica, sección tecnológica y geólogos de guardia a las 8:00 am. Del día anterior a la guardia, se informa sobre el estado en que se encuentran los pozos que se están perforando y toma nota de las mediciones que se deben tomar en cada pozo.
Coordina los trabajos con los geólogos de subsuelo encargados del pozo para programar los trabajos a realizarse de acuerdo al estado de los pozos.
8:00 am. Asiste a la reunión de perforación en la oficina de departamento de perforación-servicio de pozos.
Mantiene al día los perfiles litológicos de los pozos especialmente aquellos que están por alcanzar la profundidad final recomendada.
Cuando el pozo llegue al objetivo programado, el geólogo de pozo informa al jefe de la sección tecnológica.
Supervisa los trabajos relacionados con pruebas de formación, núcleos, cromatografos, perfilaje de pozos abiertos y entubados.
OPERACIONES SELVA:
Debido a que en el área de la selva se trabaja bajo el sistema de guardias con geólogos residente en el pozo el geólogo de guardia asume todas las responsabilidades del control geológico del pozo reportando según instrucciones específicas proporcionadas para cada pozo.
OPERACIONES NORESTE
GEOLOGIA GENERALGeneralidades: en el noroeste del Perú los sedimentos cretácicos yterciarios están constituidos por areniscas, conglomerados, lutitas y calizas y yacen en discordancia angular con los sedimentos paleozoicos y basamento ígneo.
El rasgo geomorfológico esta presentado por el sistema de montañas de los cerros Amotape por cuarcitas y pizarras paleozoicas. La tectonica regional fue resultado del levantamiento orogénico del sistema andino durante el terciario y evolución estructural, el hundimiento paulatino producido en la faja costera del océano pacifico.
Se localizaron 3 cuencas sedimentarios principales que son progreso, talara y lancones. La cuenca progreso, ocupa el área al norte de zorritos y se extiende hacia la frontera con Ecuador.
La cuenca de talara ocupa la mayor extensión y es la zona de mayor cantidad de petróleo que ha producido hasta la fecha. La cuenca lancones se encuentra ubicada hacia el este de las montañas de Amotapes constituido por sedimentos del cretáceo.
ESTRATIGRAFIA
Cuenca Progreso:
Formación:
M a l pe l o : conglomerado heterogéneo compuesto de guijarro y rodados de cuarzo, cuarcitas, rocas ígneas, chert, pizarra.T u m b es : conglomerado heterogéneo fosilífero con intercalación deareniscas tufaceas y lutiticas y concreciones silícicas.
Card a l i t os : lutita gris en parte gris ligeramente marrón y verde oliva algunas secciones muy fosilíferas, microfauna, areniscas de grano fino a medio. Zor r it o s : conglomerados de composición heterogénea y areniscas de grano grueso fosilífera con lutitas limonitica marrón.He a t h : lutita marrón oscuro y grisácea con abundante concreciones calcáreas y ferruginosas.M án c o r a : areniscas y conglomerados de cuarzo, cuarcitas, minerales oscuros intercalado con lutita verdosa arcillosa y parte limolitica.
Cuenca Talara:
FormaciónT a b la z o : Areniscas, arenas y conglomerados fosilíferos.Co n e h i l l: lutita gris ligeramente marron con intercalaciones delgadas de arenisca fina.M i r ado r: lutita gris intercalada con arenas y conglomerados. Chira: lutita de color marron intercalada con lentes de arena.V e rd u n : lutita gris clara en parte finamente arenosa con intercalaciones de areniscas grises de grano fino a medio.P o z o : lutita limolitica gris pálido con algunas intrcalaciones de arenisca de grano muy fino.Are n isca Talara: arenisca clara gris y gris verdosa, fino, firme, calcárea ocasionalmente glauconitica intercalada con lutita gris limolitica carbonacea. Hélico: areniscas y conglomerados heterogéneos. Cuarzo blanco en parte ligeramente verdosa conteniendo helicolepidina espiralis.Lu tita t a la r a : lutita gris, marron grisácea en parte limolitica, carbonacea algunas intercalaciones de marga de color ocre en ocasiones pequeñas esferas de pirita.T e r e b rát u l a ( l om i t o s): Areniscas y conglomerados con intercalaciones de lutita verde.
Ch a cra: lutita gris acerado, gris marron, arcillosa en parte limolitica con intercalaciones de areniscas grises ligeramente verde muy fino. Ec h in o c y a m u s: intercalaciones de areniscas y lutitas. Las areniscas son grises verdosa y blanco de grano medio con cemento calcáreo y tiene fragmentos de brecha y cristales de pirita brillante.C l a v e l: lutita gris plomizo finamente micácea con fauna de chacra.P a r i ña s s u pe r i o r: arena fina a gruesa, algo conglomeradica, friable, cuarzo, pirita cubica brillante intercalaciones delgadas de lutita.B a lco n e s: lutita gris acero y gris oscura, micro micácea glauconitica.M e s a : areniosaca fina a media, calarea conglomerado de fragmentos de cuarzo, cuarzita y pebles de lutita.P e t a c a s: lutita gris oscura firme, dura y ligeramente micácea.A n c h a : conglomerados de cuarzo, cuarcitas y fragmentos de pizarra y chert intercalado con arenosa de grano fino y lutitas gris oscura.Re do n do : lutita gris- oscuro, gris, ligeramente calcáreo, carbonacea, restosde vegetales piritizados.M ue rto: caliza arcillosa negra a gris- marron dura, calcárea y densas. gradando a arenisca tufacea.P an a n g a : caliza gris, gris ligeramente dura, parcialmente arenosa, gradando a arenisca tufacea.A m o t a p e (p a le o z o ico): argillitas, gris oscura firme, pizarra negra dura con rellenos de películas de pirita en las fracturas.B a lco n e s: lutita gris acero y gris oscuro.
Muestra de detritos:MUESTREO DE POZOS
El estudio de las muestras de detritos obtenidas en los pozos en perforación es una fase muy importante del trabajo del geólogo de subsuelo para determinar las posibilidades petrolíferas y con ayuda del estudio paleontológico y palinológico para identificar las diferentes formaciones.
Historia del muestreo:Las muestras de detritos de roca obtenidas en el proceso de perforación de pozos fueron utilizados como elemento básico de información desde el inicio de exploración petrolífera, hasta la fecha se han experimentando muchos muestreadores mecánicos con resultado poco favorables.
Técnica del muestreo:
En nuestras operaciones las muestras se obtienen de la zaranda vibratoria y se adopta el siguiente procedimiento:
Lava la zaranda vibratoria con manguera de agua y limpiar con una lampa los detritos acumulados en el extremo de salida de la zaranda.
Toma la muestra del extremo de salida de la zaranda vibratoria tratando de obtener una muestra representativa y acumularla en un balde o deposito limpio.
Lava la muestra con agua eliminando los fragmentos mayores a 1”.
Deposita la muestra en una bolsa de plástico en la que deberá estar anotado con claridad el número del pozo y profundidad dela muestra.
Amarra las muestras en grupos de 10 para su remisión al laboratorio de geología.
Fluidos de perforación:
La perforación de pozos se efectúa utilizando agua, barro a base de compuestos químicos, barro a base de petróleo, aire y gas pobre. En operaciones noroeste utilizamos como un fluido perforación barro a base de compuestos químicos y agua. Las cualidades del barro para que mantenga en suspensión los fragmentos de detritus y los transportes desde el fondo de pozo hasta la superficie debe ser controlada cuidadosamente por el ingeniero de lodos especialmente en lo referente a la velocidad de circulación, viscosidad, gelatinización, perdida de agua.
Un programa adecuado de lodos podrá evitar los derrumbes y proporcionar buena calidad de muestras.
Tiempo de viaje:
Es el tiempo que demora la muestra en llegar del fondo de pozo a la superficie, este tiempo está en relación con la profundidad en que se está perforando y la velocidad de circulación del lodo que depende de las características de la bomba de barro.
Para determinar la profundidad precisa de la muestra es necesario conocer el tiempo de viaje para lo cual existen varios métodos los cálculos de tiempo de viaje hechos a base de golpes de bomba, diámetros de hueco y de la tubería de perforar y la profundidad del pozo son generalmente inexactos debido a que no se tiene en cuenta las irregularidades y derrumbes en el pozo motivo por lo que es recomendable determinar el tiempo de viaje de las muestras experimentalmente utilizando los métodos más comunes.
Al añadir un tubo a la sarta de perforación se puede introducir en el circuito de lodo un paquetito lo conteniendo 100 grs. de carburo de calcio, o un puñado de arroz o picadillo de papel celofán. En caso de usar carburo de calcio se puede obtener el tiempo de viaje leyendo el gráfico respectivo en el detector de gas, esto es en caso de que se tenga este instrumento instalado en el pozo. Si se usó arroz o papel celofán en la zaranda el tiempo de viaje.
Para obtener el tiempo de o viaje se debe restar al tiempo total de viaje el tiempo de bajada.
También se puede obtener el tiempo de viaje de la muestra "lag" directamente amarrando un ladrillo al extremo de una broca nueva antes de bajarla para seguir perforando. Al iniciar la perforación se triturará el ladrillo y el circuito de lodo transportará los fragmentos de ladrillos hacia la zaranda donde se podrá obtener el tiempo de viaje.
Consecuencias de mal muestreo:
La falta de atención en las diferentes etapas del muestreo puede ocasionar gastos innecesarios por el que el geólogo de pozo debe supervisar el muestreo constantemente. Un mal muestreo puede generar los inconvenientes principales:
Muestras con profundidades erróneas.
Muestras contaminadas.
Intervalos sin muestrear.
Uso de información errónea.
Gas tos adicionales de perforación.
Gastos innecesarios en pruebas de formación.
Decisiones erróneas para tomar cores.
Gastos innecesarios en muestras de pared (SWC).
Material para muestreo:
El material de muestreo es proporcionado por el departamento técnico Petróleo^servicio de pozos a través de laboratorio de geología de la siguiente manera:
Cuaderno de registro de muestras para cada equipo se entrega periódicamente, al jefe de pozo.
Lapiceros o carga para lapicero, para cada equipo, uno mensualmente.
Bolsas de plástico de 12 cm. X 18 cm. Para muestras de detritus, cantidad necesaria para cada pozo, a la bodega de perforación.
Programa de muestreo:
Pura cada pozo se remite oportunamente al Departamento de Perforación- servicio de pozos un formulario especial en el que se indica el programa detallado de muestreo:
Geólogo de pozo:
Instruye al personal relacionado con el muestreo
Establece la rutina del muestreo.
Verifica periódicamente el muestreo en cada equipo a las diferentes cuadrillas de trabajo.
Solicita una muestra especial circulada al finalizar la perforación del pozo.
Cuando se está coreando se continua tomando las muestras estas sirven para ayudar la interpretación de los sin recuperación.
Los pozos exploratorios en general se tiene especial atención en la calidad del muestreo.
En pozos con geólogo residente se toma algunas mediciones adicionales.
Periódicamente el geólogo toma muestras de control.
Según la exactitud requerida para obtener la profundidad exacta de la muestra, hace mediciones de tiempo de viaje de la muestra.
Cada 400 pies de avance es necesario determinar la salinidad del barro y anota esta información en el litológico.
No permite que se acumulen muchas muestras en el área de muestreo para evitar el mal aspecto y falta de orden.
Cuando las muestras se tengan que remitir a grandes distancias se aseguran de que estén especialmente acondicionadas y adjunta ua copia del inventario respectivo.
Jefe de pozo (pusher)
Informa ni perforador y las cuadrillas sobre el programa de muestreo.
Proporciona bolsas y facilidades para la obtención y almacenaje de las
muestras. Supervisa la rutina del muestreo.
Realiza .inspecciones periódicas del muestreo.
Perforador
Supervisa el muestreo de su guardia.
Abastece al muestreo con material de muestreo.
Comunica a muestreo el momento oportuno en que debe sacar la muestra.
Muestreo
Se abastece de suficiente cantidad de bolsas. Escribe con claridad en la etiqueta de cada bolsa el número de pozo y la profundidad correspondiente a la muestra.
Antes de tomar la muestra limpia con .lampa el montón de detritus que se va acumulando al extremo de salida de la zaranda y la lava con agua.
Cuando el perforador lo indique, toma la muestra de detritus, del extremo de salida de la zaranda, tratando de tomar la muestra representativa.
La muestra de detritus tomada en un balde o depósito adecuado es lavada con agua eliminando los fragmentos mayores de una pulgada para luego acomodarlas en la bolsa respectiva.
Lava el balde o depósito de muestreo después de la obtención de cada muestra.
Si por alguna razón especial no se ha muestreado un intervalo deja vacía la bolsa correspondiente a la muestra que no ha tomado indicando la profundidad correspondiente la bolsa vacía se debe adjuntar a las muestras. En ningún caso debe llenar las bolsas con detritus que no corresponde al intervalo muestreado.
Las muestras tomadas las amarra en grupos de a diez para ponerlas en el lugar indicado por el jefe de pozo y luego ser transportadas al Laboratorio do Geología.
Anota la información de la muestra tomada en el cuaderno de control.
Reporta al perforador cualquier deficiencia en la zaranda o falta do material de muestreo.
Transporte de muestras
Vehículos de la Sección Transportes recogen de los pozos en perforación diariamente a las 4 am. Las muestras de detritus y lodo para el análisis cromatografico y las dejan en el Laboratorio de Geología. En casos especiales también recogen muestras a cualquier hora" del día, el geólogo del pozo, o un empleado del Laboratorio.
Almacenamiento de muestras
Las muestras de detritus, en el laboratorio se dividen en 3 partes:
Para el archivo de 50%
para el estudio litológico 25 %
para el estudio paleontológico y palinológico 25 %.
Las muestras destinadas al archivo, se secan previamente en el horno luego se acomodan en un sobre de papel grueso 15 cm. x 1U cm. en el que va anotado el número del pozo de la profundidad y ponerlas en cajas de cartón de 62 cm. x 16 cm. X 14 cm. cuya capacidad es 35 muestras, las que bodega de muestras.
Muestras do Lodo
El barro utilizado en la perforación se analiza el cromatografo detector de gases para determinar el contenido de hidrocarburos referirlos a la profundidad correspondiente e interpretar su significado comercial. En operaciones noroeste utilizarnos el cromatógrafo detector de gas instalado en el Laboratorio de Geología por lo que es necesario transportar las muestras del pozo al Laboratorio de geología para el análisis correspondiente.
Técnica de muestreo
Se toman dos tipos de muestras de barro de la línea de 2” “derivada del circuito de salida de barro y de loa cantina. Para cada pozo se prepara un programa de muestreo en el que se da información detallada al respeto muestra tomada de la línea de 2" sirve para detectar contenido do hidrocarburos que son referidos a la profundidad preferencial para establecer el incremento de hidrocarburo.
Muestras del circuito principal (línea de 2")
Anota con claridad en cada frasco el número del pozo, la profundidad y hora en que toma la muestra.
Si la línea de 2" estuviese cerrada antes de tomar la muestra, deja salir el lodo por un período de 2 a 3 minutos.
Toma la muestra, llenando completamente el frasco con lodo y coloca la tapa inmediatamente, cerrándola herméticamente.
Pone el frasco en la caja de almacenamiento de muestras con la tapa hacia abajo.
Muestras de la cantina
Anota con claridad en cada frasco el número del pozo, la profundidad y hora en que toma la muestra, indica que la muestra corresponde a la "cantina".
La muestra de cantina la obtiene de un área próxima al punto de succión de la bomba de barro.
Consecuencias de mal muestreo
Las muestras mal tomadas pueden ocasionar los siguientes
inconvenientes: Muestras contaminadas.
Muestras con profundidades erróneas.
Intervalos sin muestrear.
Uso de información errónea.
Gastos innecesarios en pruebas de formación y pared (SVÍC).
Material para muestreoEl material para mués treo es proporcionado por el Departamento Técnico de Petróleo al Departamento Perforación-Servicio de Pozos a través del Laboratorio de Geología de la siguiente manera:
frascos de vidrio de 55 cm3. de capacidad con etiqueta de esparadrapo, acondicionado en cajas especiales se deja en la Bodega de Perforación. En casos especiales este material es llevado al pozo por personal del Laboratorio de Geología.
IV CONTROL GEOLOGICO DE POZOS
En este capítulo se presenta los temas relacionados con las técnicas y procedimientos que sigue el geólogo de subsuelo desde el inicio hasta la finalización de la perforación del pozo.
Perfil Litológico
En la industria de petróleo se utilizan diferentes tipos de perfiles litológicos siendo los más conocidos los interpretativos, compuestos y de porcentaje. Los perfiles interpretativos se preparan a base de interpretación del geólogo quien muestra la sección penetrada en secuencias horizontales de intercalaciones de las diferentes litologías.
Este método requiere mucina experiencia del geólogo de lo contrario se presta a falsas interpretaciones. Los perfiles compuestos se preparan utilizando como elementos auxiliares para corregir y ubicar en profundidad los diferentes estratos se utiliza los perfiles eléctricos y radioactivos. Estos perfiles se utilizan para trabajos de investigación estratigráfica y no es recomendable para trabajos rutinarios debido a que se requiere mayor tiempo para prepararlos. El perfil de porcentajes es el más utilizado en la industria de petróleo y es el que se emplea en el Noroeste por muchos años con resultados favorables. Estos perfiles se preparan a base del porcentaje de cada litología encontrada en las muestras estudiadas.
Para preparar el perfil litológico se adoptan los siguientes pasos:
Preparación de muestras
Descripción' de muestras
Determinación de fluorescencia
Graficación del perfil litológico.
Preparación de muestras
Las muestras de detritus n del campo al Laboratorio de Geología son lavadas adecuadamente:
Pone en orden platillos de fierro enlozado blanco en etiquetas inscritas con el número del pozo y profundidad de la muestra.
Coloca en cada platillo el 2!jHi de. las muestras traídas del campo.
Lava con agua eliminando el barro y los. fragmentos mayores de 1/2
pulgada. Procede con el examen microscópico.
Descripción de muestras
El geólogo de pozo estudia diaria mente, con la frecuencia necesaria, las mués tras de detritus recuperados en la perforación de pozos, en el Laboratorio de Geología y cuando es necesario en el mismo pozo para efectuar este trabajo el geólogo requiere entrenamiento especial y conocimiento detallado de la secuencia estratigráfica del área y características de las formaciones.
Equipo: Microscopio binocular (Spencer, ocular 10X objetivo IX y 2X).
Transformador de 30 vatios (American Optical Co.).Pinzas,
Punzones.
Técnica: Para simplificar el trabajo y obtener información rápida y útil, en el Noroeste se ha asimilado las diferentes litologías presentes en el área en los tres grupos principales: arena, areniscas y lutita. La arena, incluye todos los minerales aislados y accesorios-, la arenisca comprende los minerales arenosos cuyos granos están unidos por cemento; la lutita; minera les del grupo arcilloso. En casos especiales se incluye otros grupos litológicos con el porcentaje correspondiente.
Al hacer el estudio de cada muestra obtiene el porcentaje de cada una de las unidades litológicas indicadas así por ejemplo una muestra puede tener 10% de arena, 20% de arenisca y 70% de lutita. Otra muestra puede tener 10% de arena y 00% de arenisca o contener 100% de arenisca. Ver lamina de apreciación de porcentajes. Una vez apreciado los porcentajes en cada una de las muestras se anota estas apreciaciones en el formulario correspondiente y en base a esta información se gráfica el perfil litológico.
La descripción de las muestras se hace en el formulario N° 25523 adjunto utilizando en lo posible abreviaciones y símbolos establecidos para la litología fauna fósil accesorios y fluorescencia. Los porcentajes estimados para cada tipo de roca como la descripción litológica y fluorescencia registrados " el formulario de descripción deben coincidir con la información presentada en el perfil litológico.
La descripción litológica se realiza en forma resumida indicando en cada caso:
Tipo de roca (arena, arenisca, lutita, etc.)
Color
Dureza (suave, friable, firme, duro).
Tamaño de grano (conglomerádico, muy grueso, grueso medio, fino, muy fino).
Angularidad (angular, subangular, redondeado) y arreglo (bueno, regular,
pobre). Cementación (sin cemento, calcáreo, silíceo, ferruginoso, arcilloso).
Composición (cuarzo, feldespato, mica, cuarcita, minerales oscuros, fragmentos ígneos, etc.)
Contenido orgánico (fragmentos do concha, foraminíferos, material
carbonoso). Accesorios (pirita, calcita, glauconita, ceniza, brea).
Fluorescencia
Generalidades: El procedimiento para determinar la presencia de hidrocarburos con muestras de detritus de pozo y en núcleos, es observando bajo la acción de la luz ultravioleta con el fluoroscopio.
La calidad de la información obtenida con la técnica de la fluorescencia dependo de una serie de factores tales como: Calidad de muestras, tipo de lodo de perforación, clase de equipo utilizado, solvente utilizado y grado de experiencia del geólogo que efectúa el trabajo. El geólogo de subsuelo debe en lo posible optimizar estos factores para garantizar la buena calidad de la información obtenida.
El geólogo para evaluar el grado de fluorescencia de cada mués el porcentaje del área fluorescente, determina el color y hace pruebas de corte
Equipo: Para evitar la contaminación se bebe tener especial cuidado de mantener el equipo en buenas condiciones y limpio.
Fluoroscopio
Platillo de fierro enlozado
Pinas de fierro
Técnica: Para apreciar la fluorescencia de todas las muestras se usa el fluoroscopio estándar. Para el Paleozoico y muestras porosas sin fluorescencia se utiliza un fluoroscopio con ocular amplificado. El fluoroscopio amplificado se debe calentar por un período de 5 minutos antes de observar las muestras. La técnica que se adopta es la siguiente:
eliminar la contaminación con lodo, lavando con agua las muestras que se encuentran en un platillo de fierro enlazado.
Observa las muestras bajo la luz ultravioleta en una cámara oscura.
Aprecia la fluorescencia y utiliza la siguiente escala dada en porcentaje del área fluorescencia.
Determina el color y olor. Verificando su intensidad.
registra lo observado en el cuaderno de descripción de muestra.
La fluorescencia se deber observar en todas las muestras.
Presencia de la fluorescencia:
Hidrocarburos: petróleo, gas húmedo. (Gas seco no faene fluorescencia, tiene corte. Se identifica analizando la muestra triturada, en un detector de gas).
Productos refinados, diesel, grasa, tiene fluorescencia azul clara
minerales carbonatos y otros, generalmente fluorescencia amarilla.
Lodo a base de petróleo, fluorescencia de hidrocarburo, en este caso la prueba de fluorescencia no es efectiva.
Color de fluorescencia:Es oportuno mencionar que el color de la fluorescencia puede tenerrelación con el fluido presente en el reservorio. La fluorescencia de gas es generalmente blanco verdoso brillante o verde
azulado brillante, con olor a gas. La fluorescencia de petróleo puede ser:blanco amarillento verdoso o limón, anaranjado amarillo la de agua.
Recomendaciones:
Lavar bien la muestra para eliminar la contaminación con lodo
Mantener el equipo completamente limpio y libre de contaminación.
Tener especial cuidado de diferenciar la fluorescencia de hidrocarburos con la de mineral.
Asegurarse de que los fragmentos con fluorescencia no procedan de derrumbe.
Antes de ver la fluorescencia en algunos casos es conveniente triturar la
muestra. Anotar el color de la fluorescencia, puede tener relación con el tipo de
fluido.
Deberá verificar la fluorescencia del lodo y del diesel usado en el barro. Los barros fluorescentes enmascaran la fluorescencia.
Deberá tener especial cuidado cuando trate de evaluar pequeñas cantidades de fluorescencia, especial mente en pozos exploratorios. En caso de dudas se debe solicitar la asistencia del geólogo de producción o de mayor experiencia.
Al finalizar el trabajo se deberá apagar el fluoroscopio y dejar el material en su respectivo lugar.
La fluorescencia se debe detectar en muestras frescas especialmente en pozos exploratorios.. En algunos reservorios los hidrocarburos ligeros pueden extinguirse como ocurre en el reservorio Lusk.
Corte: el corte es una prueba da laboratorio que se utiliza para diferenciar la fluorescencia mineral del hidrocarburo.
Equipo: El equipo utilizado es simple y consista da lo siguiente :
Fluoroscopio
Loza chica o luna de reloj.
Pinzas de metal.
Solvente: Tricloroetano (para muestras secas). Solución de 70% de trieloroetano con 30% de alcohol (para muestras húmedas) Alcohol. Ácido clorhídrico al 100%.
Técnica:
Lavar la loza o la luna de reloj con agua y luego con alcohol y secarla
bien. Observara en el fluoroscopio si el solvente está libre de
contaminación.
Escogerá con la pinza los puntos fluorescentes observados en la muestra y colocarlos en la loza o luna de reloj.
Deberá tener en cuenta en lo posible que las muestras estén secas. Sí la muestra está húmeda o mojada deberá usar uno solución de 70 % de tricloroetano con30% de alcohol.
Dejará caer la solución a la muestra gota por gota.
Observara el corte, anota en el libro de descripción de muestras el color que puede ser blanco, azul, crema, etc. La intensidad que puede ser muy bueno, bueno, medio, débil o negativo.
. -platillo de fierro enlozado- pinza de fierro
a) Técnicas. para apreciar la fluorescencia de todas las muestras se usa el fluoroscopio estándar. Para el paleozoico y muestras porosas sin fluorescencia se utiliza un fluoroscopio con ocular amplificado se debe calentar por un periodo de 5 minutos antes de observar las muestras . la técnica que se adopta es la siguiente:
1. Eliminar la contaminación con lodo , lavando con agua las muestras que se encuentran en un platillo de fierro enlozado2. Observar las muestras bajo la luz ultravioleta en una cámara oscura.3. Apreciar la fluorescencia y utiliza la siguiente escala dad en porcentaje del área fluorescente: trazas, tr. (1-10); muy poco . MP (10-20); poco, P (20-40), algo, A (40-50); buena , B (50-60); muy buena, MB (60-100).Ver lamina 1.4. Determina el color y olor. Verificando su intensidad.5. Registra lo observado en el cuaderno de inscripción de muestra.6. Registra lo observado en el cuaderno de inscripción de la muestra.7. La fluorescencia se deberá. Observar en todas las muestras.
b) Presencia de fluorescencia. La fluorescencia se detecta en los siguientes casos :
Hidrocarburos: petroelo, gas húmedo. (gas seco no tienefluorescencia, tiene corte. Se identifica analizando la muestra triturada, en un detector de gas).
Productos refinados , diesel, grasa, tiene fluorescencia azul clara.. Minerales carbonatados y otros, generalmente de fluorescencia
amarilla. Lodo a base de petróleo, fluorescencia de hidrocarburo. En
teste caso la prueba de fluorescencia no es efectiva.
d) Color de fluorescencia . es oprtuno mencionar que el color de fluorescencia puede tener relación con el fluido presente en el reservorio. La fluorescencia de gas es generalmente blanco verdoso brillante o vrede azulado brillante, con olor a gas. La fluorescencia de petróleo puede ser: blanco amarillento o crema, amraillo verdoso o limón, anaranjado, amarillo. La de agua: blanco palido azulino o verdoso. También en algunos casos la fluorescencia del petróleo LCT es diferente del HCT. “oil show evaluation, L. Muñoz, 1963”.
e) Recomendaciones
Lavar bien la muestra para climinar la contaminación con lodo. Mantener el equipo completamente limpio y libre de contaminación.Tener especial cuidado de diferenciar la fluorescencia de hidrocarburos con la de mineral.Asegurarse de que los fragmentos con fluorescencia no procedan a derrumbe.Antes de ver la fluorescencia en algunos casos es conveniente triturar la muestra.Anotar el color de la fluorescencia, puede tener relación con el tipo de fluido.Deberá verificar la fluorescencia del lodo y del diesel usado en el barro . los barros fluorescentes enmascaran la fluorescencia.Deberá tener especial cuidado cuando trate de evaluar pequeñas cantidades de fluorescencia, especialmente en pozos exploratorios en algunos reservorios los hidrocarburos ligeros pueden extinguirse como ocurre en el reservorio Lusk Strawn de Nuevo México donde “solamente permanecen trazas de petróleo muy ligero y su fluorescencia amarillo azulino son vistas en muestras frescas . estas casi siempre desaparecen
cuando la muestra esta seca o después de unas unas cuantas horas de que la muestra fue extraida del pozo2
Corte. El corte es una prueba de laboratorio que se utiliza para difgerenciar la fluorescencia del mineral la del hidrocarburo.
a) Equipo el equipo utilizado es simple y consiste de lo siguiente:
Fluoroscopio. El mismo que se utiliza para la fluorescenciaLoza chica o luna de relojPinzas de metal
Solvente. Tricloroctano (para muestras secas), solución de 70% de triclorectano con 30% de alcohol (para muestras húmedas), alcohol, ácido clorhídrico al 10%.
b) Técnica
1. Lavar la zona con agua y luego con alcohol y secarla bien2. Observara bajo el fluoroscopio si en realidad esta bien lavada verificando que no tenga fluorescencia3. Observara en el fluoroscopio si el solvente esta libre de contaminación4. Escogerá con la pinza los puntos fluorescentes observados en lamuestra y colocados en la loza.5. Deberá tener en cuenta en lo posible que las muestras estén secas si la muestras esta húmeda deberá usar una solución de 70% de triclorectano con 30% de alcohol.6. Dejará caer la solución a la muestra gota por gota.7. Observara el corte anota en el libro de descripción de muestras el color que puede ser blanco, azul, crema, etc.8. La intensidad que puede ser : muy bueno(Mb), bueno(B), medio (M),débil (D), o negativo (N).
c) Recomendaciones.
Deberá mantener el material utilizado limpio y libre de contaminación.
Antes de iniciar la prueba verificara que no tenga fluorescencia , la loza , el solvente, pinzas, papel filtro.
En muestras húmedas usara solvente formado por triclorectano 70%con alcohol de 30%
Anotara el color e intensidad del corte.
Prueba por ácido clorhídrico. En caso de observar fluorescencia en areniscas con cemento calcáreo o fragmentos de roca con contornos angulares fluorescentes es debido ala presencia de hidrocarburos, para la cual se trata la muestra con acido clorhídrico y se hace la prueba de corte para determinar si persiste la fluorescencia . se seguirá los siguientes pasos:
1. Del platillo de muestras seleccionara con una pinza los fragmentos fluorescentes problema y los colocara en las cavidades de las losas de prueba.2. Añadirá 4º 5 gotas de ácido clorhídrico diluido en 10%3. Dejará que e actué el ácido por 5 minutos4. Observara la fluorescencia y hará la prueba de corte con el solvente(tricloroetano 70% y alcohol 10%)5. Si tiene corte, la muestra tiene hidrocarburos. si no tiene corte, la fluorescencia es mineral y deberá ser descartada.
Graficacion del perfil litológico. Finalizada la descripción litológica y las pruebas de fluorescencia y corte, el geólogo procederá a graficar el perfil litológico para lo cual utilizara el formulario correspondiente siguiendo los siguientes pasos:
1. En la columna central en el área corresponderá a litología graficara las siguientes descritas a partir de la izquierda en el siguiente orden: lutitas, areniscas y arenas.2. En la columna correspondiente, graficara la fluorescencia encontrada con lápiz verde utilizando el símbolo respectivo.3. Anota los accesorios importantes.4. En el área de descripción litológica, describirá la litología en forma resumida utilizando las posibles abreviaturas.5. Coloreara las columnas litológicas, lutitas de celeste, areniscas anaranjado, indicando la formación de la profundidad los topes deben ser verificados con el paleontólogo.6. En caso de haber discrepancias considerable anota ambos topes indicara con claridad el tope litológico y el paleontológico.7. Después de cada actualización de perfil, anotara en el litológico la fecha y sus iniciales.
Usos de perfil litológico. Los perfiles litológicos son elementos de información que prestan mucha ayuda al geólogo y al ingeniero de petróleo quienes los utilizan en los siguientes casos principalmente:
1. Detectar cambios formacionales y determinar espesor de estratos.2. Programar núcleos y pruebas de formación3. Decidir la profundidad en que debe terminar la perforación de un pozo.4. Evaluar formaciones ; localizando los intervalos favorables5. Para programar la cementación y completacion.6. Complementar reacondicionamientos para abrir arenas adicionales.7. Preparación de mapas estratigráficos y de litofacies8. Programación de brocas para perforar.9. Interpretación de registros.Telex de descripción de muestras.. El geólogo de subsuelo remite alas8.30 am . a gerencia de producción , por telex, la descripción litológica generalizada de los pozos que se están perforando. El telex consta de dos partes, la primera con los porcentajes litológicos y la segunda con la descripción litológica generalizada.
En la primera parte el telex en la columna de la izquierda se reportan los intervalos con unidades litológicas similares y a continuación los porcentajes litológicos en el siguiente orden : 1° lutitas 2°areniscas3°arenas. Para simplificar la comunicación, el porcentaje real de cada litología se reporta dividido por diez, así por ejemplo una muestra que tiene70% de lutitas. 10% de areniscas, y 20 % de arenas se reportara 7, 1, 2, luego se reporta la fluorescencia y el corte en forma abreviada.
La segunda parte del telex en la columna de la izquierda se reportan los intervalos con unidades litológicas similares y a continuación, los porcentajes litológicos en el siguiente orden : 1°lutitas 2°areniscas y 3° arena . para simplificar la comunicación , el porcentaje real de cada litología se reporta dividido por diez , así por ejemplo: una muestra tiene 70% de lutita, 10% de arenisca y 20% de arena se reportara 7,1,2 luego se reportar la fluorescencia y el corte en forma abreviada.
La segunda parte del telex contiene la descripción de las principales unidades litológicas. Al lado izquierdo los intervalos y luego la descripción litológica sumarizada en forma abreviada. Finalmente la formación con su respectivo tope.
A continuación presentamos un ejemplo ilustrativo.
TELEX, 21 de mayo de 1973
Gerencia de producción Lima Urgente
Pozo N° 1955 Laguna Este.
Porcentajes
6920 - 40, 3-4-3 NF6940 - 70; 6-3-1 NF6970 -7030, 7-3-0 NF
7030 -7100; 6-2-2 NF7100 -7140; 7-2-1 NF7140 -7170; 4-4-2 PF corte debil
LITOLOGIA .
6920 – 6970; bl. Fri. med. Sub/ang. crzso6970 – 7030; lut. Abi. Fme. mieso7030 – 7140; ars. Grs/vso. Ang . cale7140 – 7170; ar. Fl. Fri. grso. . ang. Crzso.
Formación: Mogollon tope a 7140.
Parada del pozo.
Cuando el pozo está próximo a la profundidad final recomendada el geólogo de subsuelo en condiciones con el jefe de la selección tecnológica y establecen las condiciones para parar la perforación y acondicionarlo para el perfilaje.
En pozos de desarrollo si la sección penetrada está de acuerdo a lo recomendado el geólogo dará la orden de parar el pozo máximo 100 pies debajo del objeto principal, para lo cual hará los viajes necesarios al pozo y verificar las formaciones con el paleontólogo asignado. En casos especiales en coordinación con el jefe de la selección tecnológica y con gerencia de producción Lima se podrá cambiar los límites establecidos.
Equipo.
El equipo se requiere el geólogo para efectuar los trabajos de perfilaje litológico en el pozo es el siguiente:
a) Vehículo adecuado (microbús laboratorio)b) Microscopio, transfor (Mineraliht Modelo SL 36660 110 voltios 50-60 y. 9 watts).c) Punzón y pinza.d) Diez platos de fierro enlozado. e) Solventes clorhídricos al 10% f) Lápices de color.
Procedimiento.
El geólogo del subsuelo para dar la orden de parar la perforación del pozo procede de la siguiente manera:
1. Al llegar a la profundidad final, previamente establecida, ordena al perforador parar la perforación de pozo y prepararlo para el perfilaje.2. Informa al supervisor del pozo (si este no se encontrara en el taladro) la la hora y la profundidad a la que se a parado el mismo y obtiene de el la hora en que el pozo estará listo para elk perfilaje.3. Comunica las condiciones en que se paro el pozo al jefe de, la selección tecnológico quien informara oportunamente al jefe de departamento técnico de petróleo.4. El geólogo asignado para supervisar el perfilaje del pozo en coordinación con el jefe de sección tecnológica, solicita por teléfono Schlumberger se le proporciona la siguiente información: número del pozo y equipo , yacimiento, profundidad final , programa de perfilaje. Para evitar problemas posteriores en la comunicación debe anotar el nombre del empleado de Schlumberger que recibe la orden y la hora en que se solicitó el trabajo.
Perfil paleontológico.
El perfil paleontológicos un elemento de información que sirve de mucha ayuda para la identificación de las formaciones que contienen micro fauna y la determinación de topes formaciones.
Preparación de muestras.
Las muestras de detritus que llegan del campo al laboratorio de geólogo son preparadas adecuadamente entes del examen microscópico para lo cual el lavador de muestras procede de la siguiente manera:
1) Pone en orden platillos de aluminio con etiquetas inscritas con el número del pozo y profundidad de la muestra.2) Coloca en el platillo 25% de las muestras traídas del campo y tritura hasta obtener partículas finas.3) Lava con agua y seca en el horno por 15 minutos.4) Saca del horno y la añade agua dejándolo en reposo por minutos.5) Pasa por malla N° 150 deja secar y pone en sobres pequeños debidamente numerados para el estudio paleontológico.
a) Equipo
Microscopio binocular estereoscopio (Spencer ocular 10x objetivos2x, 4x, 6x)
PincelReceptáculos metálicos para muestras.
b) Técnica
El paleontólogo efectúa el estudio de las muestras con ayuda del microscopio y determina clase de roca, presencia y clase de micro fauna, frecuencia, número de formaciones
V. SUPERVICION DE PERFILAJE DE POZOS
Control de perfilaje.
El geólogo de pozos son los responsables de localidad de perfilajes que se obtengan en el pozo, por esta razón el geólogo coopera estrechamente con el operador proporcionándole toda la información que sea necesaria
observando continuamente el trabajo y consultando por radio con el jefe de la sección tecnológica encada caso.
El geólogo de producción proporciona al geólogo de pozo asistencia técnica concerniente al perfilaje de pozos en la medida que la experiencia del geólogo lo requiera.
El geólogo procura que la Schulumberger vaya al pozo por lo menos una hora antes a fin de que puede remojar la sonda en la cantina de barro y evitar excesivo “drifting ” de la curva sp producida por falta de equilibrio químico sobre la sonda y el barro. Además esto permite a la compañía de servicios revisar y calibrar el equipo de perforación. A continuación se anotan los puntos más importantes relacionados con trabajos desupervisión de perfilaje de pozo.
El geólogo deberá llegar al pozo media hora antes de que se inicie el perfilaje. Llevará consigo la documentación del pozo consistente en : perfilaje litológico mapa índice , perfilaje de pozos vecinos y recomendaciones de pozo.
Entregará al operador una orden de trabajo inscrita en la que indica en cada claridad el programa de perflaje , intervalos por perfilar y el orden en que se debe obtener los perfiles. Archiva una copia de la orden de trabajo para la sección tecnológica.
Deberá proporcionar al operador de la compañía la siguiente información: perfil litológico con las coordenadas finales del pozo . profundidad del pozo, profundidad del zapato de los foros de superficie . diámetro del hueco. Tipo de barro. Perfil eléctrico o de inducción de un pozo vecino. alguna condición normal del pozo.
Revisa los puntos indicados en la listas de control de calidad. Verificara que la compañía de servicios haya obtenido una muestra
de lodo de la línea de flujo, inmediatamente después de circular antes desacar la tubería para perfilar.
El operador ubica el electrodo de tierra (pesado) a una distancia mínima de 150’ lejos de objetos metálicos, líneas de agua y la cantina de lodo. Lo ideal es colocar el electrodo de tierra en un hoyo excavado el cual deberá ser cubierto con barro obtenido de la cantina inmediatamente después de haber sacado la tubería para perfilar.
El operador verificara el cero referido a la mesa rotatoria del pozo antes de bajar la sonda y obtiene los valores de resistividad del lodo
correspondiente a Rmc y Rmf y las temperaturas a las cuales se hizo la medida .
En qué caso de que los valores de resistividad correspondientes aRmc, y Rmf sean muy diferentes a lo indicado solicita al operador que verifique dichos valores además toma una botella de muestra de barro para verificar estos valores en el laboratorio de geología.
Anotara en el perfil la temperatura máxima alcanzada en el fondo del pozo y el valor de Rm referida al fondo del pozo
Deberá solicitar al operador que apruebe la sonda a poca profundidad final del pozo.
Observa en la cámara de registro que todas las curvas sean registradas normalmente comparado con las secciones de greda y arenas del perfil litológico.
Siempre que sea posible evitara condiciones anormales para el trabajo tales como: motores en marcha, circuitos eléctricos sueltos que puedan originar picos irregulares en el perfil.
Se asegura que la velocidad de perfilaje sea la indicada para el perfilLas correcciones de profundidad hechas en el odómetro en ningún
caso debe exceder a 1 pie de corrección de 500 pies de hueco. Antes de proceder a tomar registro final toma 200 pies de
registrodel fondo hacia arriba para asegurarse de que todas las curvas se asegurarse de que todas las curvas se registran normalmente
Al obtener la película del perfil el geólogo de perfil observa cuidadosamente para localizar posibles fallas tales como: falta de curvas en todo parte de los picos anormales especialmente en zonas de interés.
Compara si el perfil de los 200 pies de prueba coincide en todos sus valores con el perfil final hace la misma comparación con perfiles de pozos vecinos.
Verifica y anota los puntos específicos en los formularios de control y verificación de calidad y de control de costos de perfilaje .
En caso de que la curva sp del perfil eléctrico presenta curvas defectuosas por efecto de ruido magnetismo o valores muy bajos en zonas de interés deberá ordenar que se tome nuevamente solo el perfil sp para mejorar evaluaciones de las áreas de interés.
Si hay problemas con derrumbes y la sonda no puede bajar al fondo del pozo consultara con el jefe de la sección tecnológica para efectuar nuevos intentos a bajar la sonda utilizando peso.
Tan pronto como sea posible obtiene una copia del perfil eléctrico para establecer la correlación de los pozos vecinos poner los topes formacionales preliminares y graficar la fluorescencia con lápiz verde utilizando el historial de los pozos .
Al término de cada registro pide el número de copias indicado en laLa curva lateral (10.8’’) debe tener forma
Todas las copias de campo deben tener las curvas bien legibles para una mejor evaluación del pozo asegurarse que el encabezamiento lleve datos completos del pozo
Antes de salir del pozo, el geólogo firma la factura de campo y anota en el informe diario de perforación del pozo los intervalos de los registros tomados y el costo total aproximado del perfilaje.
El geólogo se comunica por radio con el jefe de sección tecnológica que se le presente algún problema antes o durante el perfilaje o en los siguientes casos:
c) Si por algún motivo no baja la sonda hasta la profundidad total del pozod) Si el pozo ha sido parado en arena y hay posibilidades de seguir perforando.e) Si la compañía operadora tiene dificultades con su equipo por más de 2 horas.
Perfil eléctrico.
La curva sp no debe presentar anormalidades debido a magnetismo, flujos de corriente espontanea o bimetalismo.
La línea base del sp debe estar cercada ala vertical en caso contrario se puede corregir manualmente en un intervalo de lutita anotando en el perfil de corrección hecha
La curva sp debe ser la que corresponde al barro utilizado en el pozo. salvo casos especiales en que sea modificado por la presión del reservorio.
Si la curva sp se muestra anormal definitivamente anormal reperfilar solamente la curva sp
La escala de sensibilidad del sp debe ser de 6MV en barros normales y de 4MV EN barros salados.
Las curvas de resistividad se deben presentar continuas sin interrupciones o anomalías
Al término de cada registro pide el número de copias indicado en laLa curva lateral (10.8’’) debe tener forma Las curvas de resistividad no deben leer menos de cero la normal
corta ampliada debe ser registradaTomar 200 pies de perfil del fondo hacia arriba como pruebaLa velocidad de perfilaje debe ser 6000 pies por hora
Perfil eléctrico de inducción
La verificación de la curva sp es similar que en el perfil eléctrico se debe verificar la calibración antes y después de correr el perfil
La curva de inducción y la normal corta se debe mostrar estable y sin anomalías
La curva de inducción y la normal corta deben tener forma simétricaLa curva de conductividad debe leer casi cero en arenas de
resistividad alta.Perfilar 200 pies de fondo hacia arriba como pruebaLa velocidad de perfilaje debe ser 6000 pies por hora.
Microperfiles ( microlog. )
Correr caliper con todos los microperfiles . al bajar la sonda verificar la herramienta en la zona del casting de superficie.
Calibrar el capiler con anillos de diámetro conocido antes de bajar la herramienta del pozo
Es normal que el caliper muestre ensanchamiento del hueco en zonas lutiticas
Medir la resistividad del barro con la herramienta colapsadaAsegúrese de que las curvas de distingan unas de otras.El micro perfil debe ser normal cuando no presenta picos irregulares . Las escasas utilizadas comúnmente para el microlog la cuenca talara
son las siguientes: formación Mogollon y paleozoico. Formaciones encima de Mogollon.
Perfilar 200 pies del fondo hacia arriba como prueba.Velocidad del perfilaje Puede ser alrededor de 2000 pies por hora. Evitar picos debido a ruidos excesivos, cambios de ciclo.
Perfil sónico
Para perfiles de tipo sónico solicitar la sonda compensada por
tamaño de hueco
Perfilar 200 pies del fondo hacia arriba como
registro de calibración se debe incluir en las copias del perfil.Los valores mínimos no deben ser mayores que 40 microsegundos. Escala 50 – 150 microsegundos/pie. escala de porosidad 0 – 30% Perfilar 200 pies del fondo hacia arriba como pruebaVelocidad del perfilaje 6000 pies por hora
Perfil sónico.
Usar el centralizador adecuadoPerfilar con espaciamiento de 3 y 5 pies entre la fuente y el receptorRegistrar la calibración antes y después del perfilajeVelocidad de perfilje 3000 pies por hora
Perfil de buzamiento y desviación.
Verificar que cada uno de los tres brazos este identificadoAntes de bajar la herramienta calibrar el caliper con anillos de
diámetro conocidoVerificar que el brazo de referencia este orientadoEl perfil de buzamiento se debe tomar en intervalos específicos de
acuerdo con las necesidades que indique el geólogo del área. El perfil de desviación y caliper se debe tomar simultáneamente
con el buzamiento y a lo largo de todo el pozo (salvo indicación personal)Perfilar 200 pies del fondo hacia arriba como pruebaVerificar que todas las curvas estén presentes en la películaVerificar visualmente todas las curvas para señalar anomalías y
corregirlas La velocidad del perfilaje es de 2400 pies por hora
Perfil nuclear
Verificar la calibración antes y después de tomar los perfilesVerificar el sistema estadístico . esta operación se debe hacer con la
herramienta parada por el periodo aproximado de 3 minutos en una zona de radiación promedio
Para perfiles de tipo sónico solicitar la sonda compensada por
tamaño de hueco
Perfilar 200 pies del fondo hacia arriba como Velocidad del perfilaje 1200 pies por hora
Perfil de densidad
Para perfiles de densidad solicitar la sonda compensada por tamaño de hueco
Se debe calibrar la herramienta utilizando la densidad promedio para la matriz de acuerdo ala información que haya obtenido en los pozos vecinos . a falta de mejor información se puede utilizar las siguientes densidades: basal salina, salina Mogollon, y paleozoico.
Utilizar la constante de tiempo adecuada. en formación de baja densidad 2 segundos. en formaciones de alta densidad 4 segundos.
Simultáneamente con el perfil de densidad se deberá tomar el caliper y el perfil gamma – ray.
Escala 2 2,5 – 3 y de porosidad 0 – 30 %Perfilar 200 pies del fondo hacia arriba como pruebaLa velocidad de perfilaje no debe exceder de los 1800 pies por hora
VI . COMPLETACION DE POZOS
Procedimientos y completacion
Una vez terminado el perfilaje en el pozo , el geólogo que ha supervisado este trabajo entrega dichos perfiles al jefe de la sección tecnológica quien en coordinación con el jefe de la sección completacion y el jefe de departamento deciden la completacion en base a los resultados obtenidos de la evacuación de los perfiles e información de pozos de área.
En caso de que el pozo haya resultado de acuerdo a lo recomendado se procede de la siguiente manera:
1. La sección tecnológica entrega una copia de perfiles a la sección completacion2. Ambas secciones evalúan las formaciones encontradas de acuerdo a la producción de los pozos y la interpretación de perfiles3. La sección tecnológica prepara el formulario de recomendación de la completacion N 25570 que se adjunta indicando lo siguiente:
a. Datos del pozob. Estratigrafía encontradac. Tope aproximado de cementod. Intervalo de las arenas por abrir a produccióne. Profundidad aproximada de zapato y collar flotadorf. Pruebas especiales a efectuarse para verificar la presencia de agua o gas.g. Programa de perfilaje GR/ neutrón indicando intervalos específicos4. la sección tecnológica entrega el formulario de recomendación la sección completacion anotando la hora de entrega5. la sección completacion prepara la recomendación de entubado y cementación del pozo y los entrega al departamento de perforación.
Programa preliminar de punzamiento
Si se ha decidido completar el pozo , la sección tecnológica recomendara los niveles a los que se pondrán loa tapones . estos trabajos se deben hacer sin demora para evitar pérdida de tiempo del equipo de perforación.
Perfilaje radiactivo
En pozo entubado se toma el perfil combinando rayo gamma – neutrón para preparar el programa final de punzonamiento
El perfil rayos gamma mide las variaciones de radioactividad natural de las formaciones sedimentarias el perfil rayo gamma refleja el contenido de lutita en las formaciones debido a que los elementos radiactivos como el uranio, torio cesio, potasio, etc. Tienden a encontrarse en las lutitas.
El perfil de neutrón se utiliza principalmente para ubicar formaciones porosas, establecer correlaciones y profundidad de collares de control de punzamiento .
El perfil neutrón se genera bombardeando la formación con neutrones de alta energía , que provienen de la fuente . Ubicada en la sonda. Estos neutrones ingresan a gran velocidad en la formación, esta velocidad es reducida por el hidrogeno contenido en el reservorio y genera radiación gamma inducida por efecto de choque de átomos.
Programa final de punzonamientos
El geólogo asignado asiste a la toma del perfil neutrón para preparar el programa final de punzamiemto y procede de la siguiente manera:
se pone en contacto con el supervisor del departamento de perforacion – servicio de pozos para cordinar el trabajo
el geólogo deberá llegar al pozo 30 minutos antes de iniciarse el trabajo
lleva al pozo el memoramdum de completacion preparado en el formulario N 25243 que se adjunta y el programa preliminar de punzamiento, perfil eléctrico ampliado y otros prefiles.
Al llegar al pozo indica al operador de la compañía de servicios el tipo de perfil para tomarse, esta orden la da por escrita con una copia para los archivos.
Proporciona el operador una copia del perfil eléctrico ampliando y los eros del pozo referido.
Al iniciar la bajada de la sonda pone en cero el instrumento con respecto a la mesa rotatoria luego baja la sonda si no llegase al fondo debido a obstrucción del pozo.
Solicita al operador que saque 200 pies de neutrón del fondo del pozo para correlacionar con el perfil eléctrico y controlar la diferencia de profundidades.
Revisa el registro cuidadosamente para localizar posibles anomalíasLas escalas que se usan son las siguientes:
Para el neutrón 40 unidades API y el grafico debe estar dentro de las unidades correspondientes de 400 – 1200 unidades API .
La velocidad de perfilaje no debe exceder de 1200 pies por horaCorrelaciona el rayo gamma neutrón con el registro eléctrico
ampliando en el que se encuentra ploteado el programa preliminar de punzamiento
Ubica en el perfil rayo gamma neutrón los disparos finales en la zona más favorable evitando los collares zonas duras y lutaceas
Prepara el programa final de punzamiento en triplicado utiliza el formulario de color rosado que se adjunta. Este programa incluye las profundidades correspondientes a los collares que se encuentran en la zona de trabajo.
La parte inferior del formulario anota: número total de tiros indica que el programa final de punzamiento y el intervalo en el que se ha corrido el neutrón.
Antes de salir del pozo entrega una copia del programa final de punzonamiento al ingeniero de baleo y guarda una coipa para ingeniería de petróleo y otra para el archivo de pozo.
Cualquier dificultad que se pretende en el trabajo consulta con el jefe de la sección tecnológica o con el jefe de departamento.
P á g.
Diseño de la Prueba de Formación 94
Manifestaciones de la prueba de formación 95
Corrección de la Presión de Fondo 95
Conducción de la presión de Formación 97
Evaluación de los resultados 98
Análisis de muestras de lodo 98
Muestra de agua 99
Determinación de la resistividad del agua 99
Equipo 99
Celda de resistividad 99
Procedimiento
Determinación de la salinidad del agua 100
Equipo 100
Procedimiento 100
Preparación del informe 101
Consideraciones generales sobre herramientas para
pruebas de formación 103
Recomendaciones 104
Concentración de cloruro de sodio 106
Interpretación y cálculo de las características de formaciones
a partir de los datos obtenidos con probador de formaciones
V.C. Murphy-Duncan Oklahoma 108
Ejemplos de interpretación 141
HISTORIAL DE POZOS PARTE Nro. 2 155
VII. T RABAJOS ESPECIAL ES
REGIST RÓ DE VEL OCIDAD DE PENET RACION
El perfil de penetración de la representación gráfica de la velocidad de penetración de la broca. Es el único perfil de pozos que proporciona instantáneamente los cambios de dureza en las formaciones a medida que se avanza la perforación.
El perfil de penetración se prepara de la corta de penetración. Esta carta es originada por el “ Geolograph” que es un instrumento instalado en el pozo y que mide el tiempo necesario para perforar cada pie de avance. Ver Lamina 7 Fig.
T é cn ica de p repa ración de l registro de ve locida d d e pe ne tración .
Para la preparación del registro de velocidad se adopta el siguiente procedimiento:
1o se determina en forma correcta cada 5 pies las profundidades obtenidas en el registro de perforación ( Toteo).
2o mediante una escala de tiempo ( en minutos) se mide el tiempo que demora la broca en perforar 5 pies.
3o Teniendo los parámetros de profundidad y tiempo. Se confecciona un gráfico, en el cual el tiempo es ploteado en las abscisas y la profundidad en las ordenadas. Ver Lamina. 7.
4o Los puntos obtenidos se unen con una línea, dando como resultado un registro continuo en la velocidad de penetración.
5o Al extremo izquierdo del registro de velocidad de penetración se grafica la duración de la broca indicando la profundidad a la cual empieza y termina.
Se deberá colocar los topes formaciones para apreciar la variación en la velocidad de penetración en cada una de las formaciones penetradas.
Ejempl o. - El tiempo de perforaciones entre las profundidades 4285 – 4290; 4290-4295 y 4295-4300 es 15, 13 y 16 respectivamente. Ver lamina 7. Plateando estos valores correspondientes al tiempo que toma la perforación en la línea de abscisas, de igual manera, las profundices 4290, 4295 y 4300 en la línea de ordenadas. Uniendo estos puntos con una línea continua tendremos el perfil de velocidad de penetración o perfil toteo.
Para saber la velocidad de penetración en cualquier punto de la curva, bastara levantar una vertical a partir del punto deseado y leer en la escala el tiempo en minutos.
Usos. El registro de velocidad de penetración es un buen elemento de ayuda para establecer correlaciones con perfiles eléctricos de pozos vecinos y controlar la perforación de pozos. E n algunos casos este perfil correlaciona bastante bien con el perfil eléctrico como se puede observar en el pozo 2437 de Laguna. Ver Lamina. 8.
Este perfil también sirve para programar sentados de empaque en pruebas de formación, diseños de foro, corrección de intervalos de núcleos, estudio de brocas y como guía para mejorar el record de perforación.
REGIST RO DE DESVIACION
El registro continuo de desviación (Direccional log de Schlumberger ) es usado para determinar la inclinación y la dirección de la inclinación de un pozo (desviación del pozo). Esto es mostrado en forma de proyecciones horizontales y verticales del pozo, las cuales se obtienen a partir de las curvas del registro.
El registro de desviación consta de tres curvas que se encuentran en la pista( tras) izquierda del registro y pueden estar acompañadas en la pista derecha, por una curva de Clíper o curvas de buzamiento. Ver Lamina.9.
Dos de las curvas son continuas y la otra punteada; una de las continuas, llamada curva de desviación, proporciona el Angulo de desviación o inclinación del pozo y se caracteriza por sus inflexiones suaves; las otras dos curvas, continua y punteada, proporcionan el azimut magnético o dirección de la inclinación, caracterizándose porque, generalmente, van casi paralelas o convergiendo y divergiendo suavemente.
O b t e n ción d e las m e d id a s. La pista izquierda del registro tiene 10 divisiones, pero solo son consideradas las 9 del lado derecho, estando la línea vertical cero desplazada una división a la derecha.
El Angulo de desviación, para una profundidad cualquiera, está dado por la distancia entre la línea cero y la intersección de la curva de desviación con la profundidad. El valor de cada división depende de la escala usada, anotada en la cabeza del registro, siendo generalmente de un grado (1) para pozos no dirigidos y de hasta 5 para los dirigidos.
El azimut magnético del pozo, a una determinada profundidad, está dado por la separación entre las curvas continua y punteada que van más o menos paralelas. El valor de cada división, en este caso,
Es siempre de 40 haciendo un total de 360 en las 9 divisiones útiles del “trac”. Cuando la línea punteada esta ala izquierda de la continua el azimut magnético es igual a la separación y cuando esta ala derecha es igual a 360 menos la separación.
En pozos no dirigidos usualmente se toman medidas a intervalos de 200 o 100 de profundidad; en cambio, en pozos dirigidos deben tomarse a intervalos menores dependiendo de la inclinación del pozo y la precisión requerida.
Para una medición rápida y precisa se dispone de una escala transparente que se adjunta la cual proporciona además el desplazamiento horizontal para intervalos de 200 y 100 según el Angulo inclinación.
La medición se hace de la siguiente manera
Para el Angulo de desviación, se coloca el cero (0) de la escala en la línea cero y la profundidad requerida, se lee donde intercepta la curva de desviación.
El desplazamiento horizontal se lee en una de las escalas que se encuentran arriba de la escala de desviación, según tomen medidas o intervalos de 200 a100.
Para el azimut magnético, se usan las otras dos curvas, colocando el “N” de la escala en la curva que se encuentre más a la izquierda y se lee en la escala superior si la curva en “ N” es punteada o en la inferior si la curva en “N” es continua.
T a bu laci ó n d e da t o s. Los cálculos a efectuarse con las medidas tomadas se hacen usando la hoja de computación (Págs. 69 y 70) que consta de ocho columnas, de las cuales la primera, segunda, cuarta y séptima contienen los valores medidos, y las restantes los valores calculados.
La descripción de la hoja de computación es la siguiente:
1a. Columna: Profundidad en pies.
2a. Columna: Angulo de desviación, en grandes y minutos.
3a. Columna: Angulo de desviación promedio. Igual ala semisuma de dos ángulos de desviación consecutivos.
4a. Columna: Azimut Magnético, de 0 a 360.
5a. Columna: Azimut Verdadera, igual al azimut magnético más la declinación si es al Este o menos la declinación si es al Oeste.
6ª. Columna: Azimut verdadero promedio, igual a la semisuma de dos azimuts verdaderos consecutivo.
7ª. Columna: Desplazamiento horizontal, igual al producto del intervalo de medida por el seno del Angulo de desviación. Este valor es también leído en la escala.
8ª. Columna: Desplazamiento horizontal promedio, igual ala semisuma de dos desplazamientos horizontales consecutivos.
Gr á f ica de l re g istro d e de s v iaci ón . Para graficar la proyección horizontal del pozo, que es lo más usual, se mide, a partir de las coordenadas del pozo en la superficie, el Desplazamiento horizontal promedio (8ª. Columna) con una dirección igual al azimut verdadero promedio (6ª. Columna), del primer intervalo y así sucesivamente hasta el último intervalo, luego se une los puntos suavizando en lo posible. Ver Lamina 10.
CROMAT OG RAFO DE G ASES
En operaciones Noreste se viene utilizando el cromatografía de gases con buenos resultados desde el año 1963, el análisis cromatografico de muestras de barro procedente de la perforación de pozos para determinar la presencia de hidrocarburos especialmente en pozos exploratorios y en áreas con problemas de fluidos.
El cromatografía que utilizamos consta de dos unidades: el calentador o caldero de destilación y el cromatografía de gases propiamente dicho.La unidad de
destilación sirve para separar los hidrocarburos contenidos en la muestra de barro por el calor generado por el agua en ebullición en un receptáculo cerrado.
El cromatografía de gases sirve para clasificar los diferentes hidrocarburos contenidos en la muestra de barro, de acuerdo a sus densidades con ayuda de una columna química clasificadora de gases. un filamento y un circuito eléctrico que genera el cronograma característico para cada muestra. Ver Lamina 11.
El cronograma es la expresión gráfica del resultado de análisis cromatografico de cada muestra, en él se expresan los diferentes hidrocarburos presentes en la muestra. Ver Figura 1.
P e r f il cro m a t o gra f ic o . El perfil cromatografico es un elemento de ayuda para el geólogo e ingeniero de petróleo y sirve para determinar los horizontes que contienen hidrocarburos y señalar zonas de gas, petróleo e improductivas. Ver Lam. 12.
O b t e n ción d e m ue str a s. Las muestras se obtienen de los pozos en perforación en intervalos recomendados por el geólogo del área. En el capítulo de “Muestreo de pozos “ se presenta en forma detallada todo lo referente a muestras de barro para el análisis con el cromatografía.
Equ ipo y m a te ria l u tilizad o e n e l cromato graf ía d e ga se s
Equipo
Calentador “varios sean sutil”
Cromatografía de gases “ Hopewell Brown Electrónica”
Jeringa hipodérmica de metal 5cc.
Jeringa hipodérmica de vidrio 5cc.
Compresora de aire para generar 20# de presión. Motor ¼ HP Universal Electric, Modelo YX1501B 1500 RPM ciclos 115 22 amperios.
Cascarita ( para filtrar la humedad de la muestra antes de entrar a la columna)
Carbón “ Plan Charcona” ( para filtrar la humedad del aire transportador).
Demerite ( filtro de esponja para filtrar la muestra antes de entrar el reactor de hidrogeno)
Metano – etano, propano, butano, (para calibrar)
Columna química
Filamento
Corriente 110 V.
Agua
Aire a 20# de presión
Técnica
Para el análisis de muestras de lodo el operador da los siguientes pasos:
Poner en operación el calentador hasta que tenga 20 lb. De presión y elcromatografía hasta que tenga 115 F.
Antes de iniciar el análisis verifica la calibración del cromatografía inyectando 3.1CC. De aire con 1% de metano.
Agita la muestra de barro, obtiene 5 CC. De la muestra en jeringa hipodérmica de metal y lo inyecta al recipiente de vidrio del caldero. Lo deja hervir por 4 minutos.
Con una jeringa hipodérmica de vidrio de 5 CC. Recupera los volátiles acumulados en el recipiente de vidrio del caldero. Para esto, primero inyecta 1.5 CC. De aire y luego succiona 3.1 CC. De los volátiles acumulados en el recipiente.
Inyecta al cromatografía , 3.1 CC. Del gas recuperado.
Antes de inyectar la siguiente muestra espera 8 minutos que es el tiempo necesario para que la muestra sea analizada por el cromatografía.
Utilizando la regla con escala de porcentaje relativos, efectúa la lectura de los valores obtenidos para C1,C2, C3, C4 y C5 y anota en el formulario respectivo. Ver tabla 1.
Análisis de muestra de pared SWC
Procede en igual forma que para el análisis de muestras de barro indicando en los pasos 1 y 2.
Perfora la tapa de la muestra con un clavo de 2” y succiona con la jeringahipodérmica 3.1 CC. Del gas contenido en el frasco.
Tapa el orificio de la muestra con cinta adhesiva.
Por el orificio de entrada inyecta al cromatografía, 3.1 del gas recuperado. La muestra la inyecta cuando el foco rojo de control está apagado. Después de inyectar la muestra presiona la puerta de entrada por 20 segundos para evitar el retorno de la muestra.
Procede en igual forma que para el análisis de muestras de barro indicando en los pasos 6 y 7.
Traficación del perfil cromatografico. Finalizado el análisis de las muestras en el cromatografía, el operador grafica el perfil cromatografico para lo cual utiliza el formulario correspondiente (ver lamina 13) y sigue los pasos que se dan a continuación.
Corrige los valores obtenidos, sustrayendo las lecturas correspondientes a la muestra obtenida en la cantina.
Platea los valores corregidos correspondientes a C1, C2, C3, C4 y C5.
En el extremo izquierdo del perfil copia la litología y la fluorescencia obtenida del perfil litológico
En el extremo derecho anota el record de broca, para observar si los picos de gas coinciden con cambios de broca.
Técnica de relación de hidrocarburos . este método consiste en estableces si las secciones estudiadas contienen petróleo, gas o son improductivas comparando las
relaciones C1/C2; C1/C3; C1/C4 y C1/C5. En la lamina . 12 se explica en forma detallada el procedimiento que se debe seguir.
M an t en i m ie n t o . El mantenimiento general del cromatografía de gases lo efectúa la sección instrumentos cada 6 meses. El cambio de columna químicos, de filamento y reparaciones menores lo efectúa el operador del cromatografía en coordinación con el geólogo supervisas del cromatografía.
MUES T RAS L AT ERAL ES O DE P ARED
Las muestras laterales o de pared son pequeños núcleos que se obtienen de la pared del pozo después del perfilase del mismo. Estas sirven como el elemento adicional para la evaluación de las formaciones.
Las muestras se pueden obtener en formaciones blandas y duras. Las muestras de formaciones blandas se obtienen con balas cuyo borde exterior es ancho y son adecuadas para muestrear latitas y areniscas con más de 15% de porosidad. Las muestras de formaciones duras se obtienen con balas cuyo borde es agudo y son
para areniscas o formaciones que tienen menos del 15% de porosidad. Existen escopetas para obtener 30 muestras de 5cm. De largo por 2 ½ de ancho.
E q u ip o . El geólogo designado para supervisar la extrusión de muestras laterales debe llevar al pozo lo siguiente:
Microscopio
Fluoroscopio
Solventes para la prueba de corte
Formulario de descripción
T é c n ica d e e x tracción d e m u e stras d e pa r ed . El geólogo asignado efectúa los siguientes trabajos.
Utilizando el perfil litológico y el perfil eléctrico de escala chica selecciona los intervalos por muestrear en zonas con arena sin fluorescencia, luego plateara los intervalos seleccionados en el perfil eléctrico expandido para obtener con mayor exactitud las profundidades por muestrear.
Entrega el programa realizado al operador de Schlumberge, verifica que el operador dispare las muestras en las profundidades solicitadas. En caso de que las muestras se tomen para realizar estudios paleontológicos o palinología debe seleccionar los intervalos en zonas de latitas.
Antes de bajar la escopeta pone en cero y al llegar al fondo verifica la profundidad para lo cual toma un perfil de SP con el electrodo situado encima del caños. Esta curva SP correlacionada con la curva SP del perfil eléctrico servirá para confirmar la profundidad.
El operador procede a disparar los intervalos solicitados para sacar las muestras procede a sacar la escopeta , en este momento el geólogo supervisara la recuperación de cada una de las muestras tratando de evitar que hayan confusiones en las diferentes profundidades muestreadas.
Debe tener especial cuidado de tapar herméticamente los frascos con muestras para evitar la fuga de los hidrocarburos que se analizaron en el cromatografía, con el mismo propósito los frascos se deben poner boca abajo. En caso de que se tenga que remitir las muestras para estudiarles en el laboratorio s especializados se debe proteger la tapa con varias vueltas de cinta adhesiva.
Si no se recuperan todas las muestras disparadas y las muestras faltantes sean de vital importancia, ordena bajar otra escopeta para sacar dichas nuestras. Las muestras. Las muestras recuperadas deben tener una longitud de ¼ a 2 ½”.
Antes de salir del pozo anotara en el reporte de perforación los intervalos muestreados y los no recuperados, indicando los que se han quedado el pozo.
Finalmente llevar las muestras al laboratorio de geología para realizar los análisis correspondiente en el microscopio fluoroscopio y el cromatografía si se fuese necesario para luego reportar el jefe de la sección tecnológica . para la descripción de las muestras deberá usar el formulario correspondiente.
Descripció n . En el pozo se efectuó una descripción preliminar y luego en el laboratorio de geología se efectúa la descripción detallada siguiendo los mismos lineamento establecidos para la descripción de núcleos convencionales. Ver formulario de descripción de “ Muestra de Pared” que se adjunta Tabla 2.
Usos.
Identificar presencia de hidrocarburos
Ubicar contactos gas- petróleo.
Determinaciones paleontológicas.
Determinación saturación
Rec o m en d a cio n e s. Aunque existe mucha discrepancia con respecto a los resultados obtenidos con el análisis de las muestras de pared, es recordable obtener dichas muestras para evaluar formaciones como informaciones como información adicional, utilizar los resultados solo en casos definitivos y descartados cuando hayan dudas. Actualmente existen laboratorios especializados en efectuar análisis completo de muestras de pared, de fragmentos mayores de ¼ de pulgada. Sería conveniente evaluar los resultados obtenidos por dichos análisis, especialmente en áreas problema. Para evaluación de los análisis efectuados por los laboratorios especializados es necesario diseñar un programa especial de muestreo de 1 muestra por pie en las áreas de interés y tener especial cuidado con el acondicionamiento de las muestras para remitirlas al laboratorio.
NUCLE OS O CORES
Los coros de núcleos son secciones cilíndricas de roca cortadas y extraídos del hueco en perforación. En los núcleos, las características de las formaciones, son evidentes y los mega fósiles pueden estar bien preservados, la ubicación en profundidad, la secuencia y potencia serán correctamente conocidos. Este
conocimiento no se puede obtener con el mismo grado de seguridad que con los detritus de roca que contienen usualmente derrumbe de las forma
En la industria del petróleo la obtención de núcleos es de gran utilidad no solo por lo dicho anteriormente, sino porque permite obtener un conocimiento claro de las características litológicas y físicas de las rocas, así como descubrir la presencia de hidrocarburos con cierto grado de confiabilidad.
Ord e n p a ra la o b t e n ción de l nú cle o . En el manto oportuno el geólogo designado para la obtención del núcleo se dirige al pozo para lo cual lleva el equipo de campo para estudio de muestras.
El geólogo estudia con ayuda de microscopio y fluoroscopio en el pozo, las muestras de detritus a medida que avanza la perforación y cuando observa las condiciones establecidas en el programa de obtención del núcleo ordena al perforador para que se saquen la broca y baja el saca núcleo “ corre barril”.
Es conveniente perforar unos 30 pies de la formación recomendada antes de dar la orden.
E x tracción d e n ú cle o s . El geólogo designado para recibir el núcleo en el pozo deberá colocarlos en la caja y tener cuidado especial de que cada de núcleo este en su posición respectiva.
Equ ipo . Llevará al pozo al siguiente material de trabajo:
Cajones de madera para depositar el núcleo, de 7 ½ pies de longitud, de sección transversal adecuada al diámetro del mismo. El número de cajones esta en relación con la longitud del núcleo.
Tablas de forma cuadrada cuya área sea igual al área de la sección transversal de los cajones de madera. Estas servirán para anotar la profundidad y numero de muestras que se obtengan del núcleo para determinar las características físicas de la roca, estos estudios se realizaran en el laboratorio de Ingeniería de Petróleo.
Caja de madera contenido:
Martillo de geólogo.
Un par de guantes.
Escobilla de alambre.
Lentes de protección
Pulmón negro
Guaipe
Ácido clorhídrico y tetracloruro.
Microscopio binocular.
Fluoroscopio.
Parámetro portátil(Jersey Tulsa S.A. Milidarcies 0, 50, 100, 250, 500).
Libreta de campo
Lápiz
Casco de seguridad.
T é cn ica de e xtracción d e nú cleo s
T ra b a jo p r e v ios. El geólogo deberá llegar al pozo con la debida anticipación para numerar y marcar las cajas de la siguiente manera:
Con un plumos maraca la caja Nro. 1 como se puede ver en la figura. 1.
En la cara transversal del lado del tope del cajón a nota el número del pozo, la formación a que pertenece el núcleo, el intervalo y numero del cajón. Ver fig. 2.
Anota las profundidades por cada pie en las marcas laterales del cajón empezando por la base del núcleo hacia el tope. Ver Fig.3.
En el cajón Nro. 2 la base se nota cerca al intervalo de medio pie del cajón para conseguir así que las marcas sean números enteros. Ver figura. 4.
En igual forma se procede con los cajones 2, 3, etc. El número de cajones está de acuerdo con la longitud del núcleo.
Como se puede apreciar, el tope de un cajón se pone en el contacto con la base del cajón inmediato superior cuando se pasa de mayor a menor profundidad.
Rec ep ción d e l nú cl e o . Una vez que el núcleo esta en superficie procede del siguiente modo:
El geólogo toma todas las medidas de seguridad estando en el equipo de perforación y usa casco, guante y lentes de protección.
Ordena las cajas de tal manera que el núcleo se deposite en la base hacia el tope en todos los cajones. Empieza con el cajón Nro. 1. Lo primero que aparece en la herramienta de perforación es la base del núcleo.
Estando todo el núcleo dispuesto en los cajones calcula el porcentaje recuperado.
Con el guaipe y la escobilla de alambre limpia los intervalos de interés y con laayudad del martillo toma muestras del núcleo parar la determinación de lascaracterísticas físicas de la roca. Estas muestras tienen 4” de longitud, se envuelve con papel platina, y se guardan en latas y luego se sellan con cera.
En los lugares que se ha obtenido las muestras se coloca las tablas de madera anotando los datos de la muestra. Ver Figura. 1.
Figura Nro. 1
En el mismo pozo, con la ayudad del microscopio y fluoroscopio, se determinara de una manera rápida las características litológicas y fluorescencia de diversas profundidades del núcleo.
Con el ácido clorhídrico determina la presencia de materia calcárea y clase de cemento y con el tetracloruro hace cortes.
En cortes frescos deberá determinar la presencia de gas o petróleo y describe la textura y estructuras del núcleo como un lodo.
Comunica por radio al jefe de la sección tecnológica sobre los resultados obtenidos de manera bastante somera y clara y la acción a seguir de acuerdo al programa establecido.
Llevará al laboratorio de geología el núcleo y todo el material utilizado. Posteriormente efectuara un estudio más detenido en el laboratorio para preparar el informe final del núcleo.
Descripción d e n ú cle o s. La descripción detallada del núcleo se realiza inmediatamente después de haber llegado al laboratorio de geología cuando aun las cualidades originales de olor, y fluorescencia se encuentran presentes: el trabajo se realiza en el orden siguiente:
Determina la fluorescencia y efectúa las pruebas de corte en forma
minuciosa. Lava el corre con aguas y escobilla.
Describe el corre con ayudad del microscopio. Consulta con el paleontólogo parar determinación de las formaciones. La descripción la hace determinando tipos de rocas, color, tamaño de grano, insularidad, arreglo, cementación , composición, contenido orgánico, accesorios, estructuras sedimentarias, buzamiento de capas, sistema de fracturas Angulo de inclinación de fracturas, contactos formaciones.
Graficacion de núcleos. Finalizada la descripción del núcleo procede a graficarlo utilizando el formulario adecuado que se muestra en la lámina 4.
Usos
Los núcleos tienen las siguientes aplicaciones principales:
Determinar :
características litológicas de las formaciones.
Tipo de fluido que contienen las formaciones reservorio y establecer su grado de saturación.
Características del reservorio tales como la porosidad y permeabilidad.
Identificar las formaciones geológicas, ambientes deposicional, contenido faunístico, buzamiento de los estrato, orientación y densidad de fracturas.
En pozos exploratorios, los núcleos continuos, para establecer la columna estratigráfica.
Al ma c en a m i e n to d e n ú cle o s . Terminada la descripción de muestras, los núcleos se guardan en la bodega de núcleos que tiene anaqueles especialmente construidos para este propósito.
Estos núcleos sirven para efectuar estudios futuros . Ver Lamina 13 .
Rec o m en d a cio n e s. el geólogo de subsuelo deberá tomar nota de las siguientes indicaciones:
Antes de ordenar el núcleo se deberá perforar un mínimo de 30 pies en la formación recomendada.
Lamina. Anaqueles y cajas en la bodega de núcleos.
Ordenara que se tomen muestras de detritos cuando se esté perforando para obtener el núcleo.
Llegará al pozo con la debida anticipación para efectuar los trabajos previos
Al recibir el nucleo el geólogo, se asegurara de que el nucleo sea acomodado en la caja en la posición respectiva. El tope y la base de cada caja deberían estar claramente identificados.
La medición del núcleo recuperado se deberá hacer después de haber acomodado los segmentos
Las muestras para estudios de reservorio se obtendrán en la coordinación con elIng. De Petróleo y acondiciónales adecuadamente
La descripción preliminar de núcleo la hará, en el pozo y reportara por radio al Jefe de la Sección Tecnológica
La descripción detallada lo hará en el laboratorio a la brevedad posible antes de que las cualidades originales del olor y la fluorescencia se extingan
De ninguna manera se deberá lavar con agua el nucleo antes de haber evaluado minuciosamente la fluorescencia y obtenido la muestra para el estudio de reservorio
Tendrá presente que cualquier descuido en lavar adecuadamente la presencia de hidrocarburos en el nucleo puede ser motivo del abandono del pozo
Observara todas las medidas de Seguridad de la Empresa, usando caso, lentes y evitando, actitudes peligrosas. Esta medida deberá hacer extensiva con los geólogos en entrenamiento y estudiantes que se encuentren en el pozo bajo su supervisión.
Al finalizar el estudio, deberá asegurarse de que el núcleo sea almacenado en la bodega de núcleos en la forma establecida y registrado en el respectivo.
PRUEBA DE FORMACION
La prueba de formación es una competición temporal del pozo que se realiza durante el proceso de su perforación para determinar el tipo o tipos de fluido y el potencial productivo de reservorio .Esta prueba se realiza con una herramienta constituida principalmente por un segmento de tubo perforado, empaques y registradores de presión y temperatura que van dentro del extremo inferior de la tubería de perforación. Una vez sentado el empaque en la profundidad deseada que aísla la presión hidrostática del barro, se abre la válvula a fin de que el fluido contenido en la formación ingrese al interior de la tubería debido a la diferencia de presión entre la formación y el interior de la tubería debido a la diferencia de presión entre la formación y el interior de la tubería sometida a al presion atmosférica. Al concluir la prueba se liberan los empaques y se recupera la herramienta sacándola a la superficie tubo por tubo. En el proceso de recuperar la herramienta es posible obtener fluidos producidos de la formación, los que se registren cuidadosamente para evaluar el intervalo probado
En el área de ONO, como práctica general, las prueba de formación se toman en los pozos exploratorios en arenas con contenido de fluido dudoso de acuerdo a las condiciones del pozo. En pozos de desarrollo las pruebas se toman generalmente en áreas donde existen problemas de gas o agua. Las pruebas de formación tienen mayor éxito en las formaciones Salina Mogollón y Amotape (Paleozoico) las pruebas de formación dan buenos resultados en la secciones con buena
porosidad y presencia de frescuras, con zonas de baja porosidad los resultados son desfavorables
CLASES DE PRUEBAS DE FORMACION: Las pruebas de formación pueden ser en pozos entubados, en pozos a hueco abierto
En pozos entubados: Estas pruebas se realizan después de que el pozo ha sido completado. Para este tipo de prueba es necesario punzonar la zona por probar antes de sentar el empaque, y se efectua la prueba de horizonte programado.
En pozos a hueco abierto: Estas prubas se realizan durante la perforación del pozo para evaluar las arenas favorables que se van encontrando a medida que se alcanza en la perforación. Se pueden hacer pruebas de formación debajo del empaque o pruebas entre dos empaques o straddle packer test este tipo de prueba se utiliza para evaluar arenas intermedias y se puede tener hasta 200 pies de cola, esta clase de prueba es muy poco común por ser muy riesgosa.
DISEÑO DE LA PRUEBA DE FORMACION: Este tipo de diseño de la prueba de formación depende del interés que tengamos en evaluación cualitativa o cualitativa el reservorio
La evaluación cualitativa se puede obtener con uan abierta y una cerrada de válvula. Se han comprobado que para afectos de evaluación cualitativa e interpretación de las características del reservorio las pruebas de doble abierto y doble cerrada de válvula son las más recomendables
Con respecto al tiempo que se debe dar a cada una de las fases de abertura y cerrada no existe un criterio definido, más bien se considera que se debe variar de acuerdo al tipo de reservorio que se está probando y a la experiencia del geólogo en el área. Sin embargo de duración de la prueba está limitado por las condiciones del pozo. La prueba debe durar el máximo periodo de tiempo que se puede dejar el pozo sin circular. . La razón para esto es que cuanto más tiempo dure la prueba, hay más posibilidades de que el área probada profundice más en el reservorio, consecuentemente la información obtenida será más completa. Asimismo cuanto mayor sea el periodo de registro mayor información obtendremos con respecto a las características del reservorio.
Muy poca información existe con respecto al tiempo de apertura y cerrada de la válvula durante la paralela. En caso de realizarse una prueba de siempre apertura ya sea por limitación de tiempo, o por condiciones de seguridad del pozo, el tiempo que se debe tener la válvula abierta debe estar en relación con el tipo de soplo que se obtenga. Asi , si tenemos un soplo fuerte o muy fuerte con 10 o 20 minutos de válvula abierta y unos 30 minutos de válvula cerrada, podremos tener buena información cualitativa . En caso de que el solpo sea débil o muy débil o
muy débil se deberá dejar abierto mayor periodo de tiempo, quizá una hora o más abierta y cerrado otra hora, o todo el tiempo disponible dentro de los límites de seguridad del pozo
En caso de realizarse una prueba normal, de doble abierta y cerrada, se recomienda la siguiente limitación de tiempo:
Soplo débil : El tiempo de válvula cerrada debe de ser doble del tiempo de válvula abierta
Soplop medio: En este caso , el tiempo de válvula cerrada debe de ser igual al tiempo de válvula abierta
Soplo fuerte: El tiempo de válvula cerrada debe de ser igual a la mitad del tiempo de válvula abierta. A continuación se presenta la información relacionada a las limitaciones de tiempo de abertura y cerrada de válvula en forma tabulada:
TI P O DE S O P LO LIMI T A CIONES DE TI E M PO V A LVU L A CER R A D A
V ALVUL A ABIERT A
Débil Doble tiempo abertura
Medio Igual tiempo abierto
Fuerte La mitad de tiempo abierto
MANIFESTACIONES DE LA PRUEBA DE FORMACION: La prueba de formación, se manifiesta inicialmente por el tipo de soplido experimentado en superficie y es observado con una válvula de salida, el cual se sumerge en un balde con agua. El soplido que recibimos al abrir la válvula tiene relación directa con las características del reservorio probado, de modo que es muy importante observar y registrar las variaciones del soplido a lo largo de la prueba
Para clasificar el tipo de soplido se recomienda utilizar la clasificación que se utiliza en ONO y que se indica a continuación:
TI P O DE S O P LO C L A SIFI C A CION DE FL U J O M A NIFE S T A CIONES EN SUP E R F ICIE
PRE S I O N EN LIB R A S
Sin soplo 0 Muerto
Debil 0-4 Pocas burbujas
Medio burbujas
4-20 Burbujeo moderado, algunas
Pueden saltar del balde
Fuerte 20-50 Burbujeo intenso, tolerable al oído
(Semejante de agua hirviendo)
Muy fuerte odio)
50 Fuerte y con silbido ( No tolera el
CORRECCION DE LA PRESION DE FONDO
El registrador de presiones ubicado al extremo inferior de la herramienta de prueba de formación registra continuamente en una carta las variaciones de precisión durante la prueba la carta de muestra el incremento gradual de la presión hidrostática ejercida por la columna de barro a medida que se baja presión producida por el sentado de empaque, apertura de válvula, presiones de flujo durante la prueba y la presión con válvula cerrada
Para obtener la verdadera presión hidrostática de fondo, es necesario hacer correcciones pequeñas a la lectura obtenida en la carta
Para corregir la presión hidrostática de fondo es necesario calcular la presión ejercida por la columna de barro la cual se obtiene aplicando la siguiente ecuación:
La presión hidrostática corregía se obtiene comprando con la presión hidrostática leída en la carta y la calculada. Si la presión hidrostática de fondo leída en la carta fuera 507gpsi y la presión calculada es 4622 psi La diferencia será de 5046-4622=454 psi cuando esta diferencia es menor de 300 psi se debe comunicar al jefe del pozo para que acondicione el lodo. la presión hidrostática de fondo corregida será 4622+454 = 5076 psi
CONDUCCION DE LA PRUEBA DE FORMACION: El geólogo designado para conducir la prueba deberá proceder de la siguiente manera:
Llegar al pozo una hora antes de que empiece la prueba para efectuar trabajos previos de la prueba
Descarga del vehículo el equipo necesario para la prueba de formación consistente en : medidor de orificio , dos halcones para muestra de gas, doce botellas vacías con sus respectivas etiquetas, un balde, medidores de baja y allá presión
Sacar una muestra de lodo de la cantina de barro, con la finalidad de obtener la salinidad del lodo antes de la prueba
Verificar si se ha instalado la línea de seguridad, en caso contrario solicitar al jefe del pozo para que lo haga
Obtener del jefe de pozo la relación de botellas, tubos de perforación y herramientas utilizados en la prueba , para poder calcular la recuperación en momento oportuno y verificar si el empaque se ha sentado en la profundidad recomendada
Confirmar con el operador de Estepsa, si está utilizando el material solicitado tales como : empaques, bombas y longitud del ancla perforada
Una vez que la herramienta llega al fondo se produce el sentado del empaque a la profundidad predeterminada. Esta operación se efectúa desde la superficie por rotación de la tubería de perforar. Después de sentado el empaque se deja transcurrir cinco minutos y luego automáticamente se abre la válvula ,esto se manifiesta con la presencia del soplo que se puede observar al extremo de la manguera que se encuentra en comunicación con el pozo
Comúnmente se utiliza un balde con agua para observar las variaciones del soplo
En la etapa en que la válvula está abierta el geólogo debe de anotar lo siguiente:
Hola en que se sentó el empaque y se abrió la valvula .Registro devariaciones del soplo. Verificar periódicamente el tipo de soplo para detectarla presencia de gas
Tomar muestra del soplo (gas). Hacer mediciones con el medidor de orificio para calcular la productividad del pozo , esto siempre que la presión sea mayor de 100
Estar a la expectativa, para detectar la llegada a la superficie de algún otro fluido (agua, petróleo). Una vez que se ha cumplido el tiempo programado para aumentar la valvula abierta el geólogo ordenara que cierre la valvula
Tanto durante el tiempo de válvula abierta o cerrada, el geólogo debe constatar continuamente el nivel del lodo en el pozo . En caso de que el nivel del lodo baje bruscamente , el geólogo debe ordenar la suspensión de la prueba para evitar la contaminación del elemento recuperado con el lodo
Una vez que el periodo para mantener la válvula a abrir la válvula o que se libere el empaque según sea el diseño de la prueba
Finalizada la prueba por orden del geólogo, se procederá a recuperar la herramienta, durante este periodo observara los tubos que se van sacando a fin de obtener muestras del elemento recuperado a intervalos convenientes. Una vez que el empaque y la herramienta llega a superficie, el geólogo debe verificar y
reportar la condición en que se encuentran los empaques , asimismo si lasperforaciones y la abertura inferior “choke” están obstruidas o no
Periódicamente el geólogo comunicara por radio al jefe de Seccion tecnológicamente los resultados que se vayan obteniendo.
Finalmente el geólogo obtendré de Estepsa el reporte y el grafico de las presiones en el pozo y deberá comunicar los resultados obtenidos por radio al Jefe de la sección tecnológicamente, quien decidirá la acción a tomarse en el pozo .Ademas deberá anotar en el diario de perfoarcion los siguientes datos
Intervalo probado
Formación
Tiempo de valvula abierta, manifestación en superficie
Tiempo de valvula cerrada
Recuperación
Orden en el pozo
EVALUACION DE LOS RESULTADOS: Despues de llegar al laboratorio de geología el geologo efectua los análisis de las muestras y prepara el informe de la prueba
ANALISIS DE MUESTRAS DE LODO: Se obtienen dos clases de muestras de lodo:
De la cantina antes de la prueba ; y b) del recuperado de la prueba
Muestra de lodo obtenido antes de la prueba. con esta prueba se efectúa los siguientes análisis
Resistividad eléctrica, con la celda de resistividad.
Salinidad del filtrado, con el método de titulación.
Muestra de lodo obtenido en la prueba , con estas muestras se efectúan los siguientes análisis:
Análisis comatografico para la determinación del contenido de hidrocarburo
Centrifugación para la determinación de contenido de fluido
Salinidad del filtro con el método de titulación
Muestra de agua._ con la muestra de agua recuperadas en la prueba de formación se efectúa el siguiente análisis :
Resistividad eléctrica
Salinidad con el método de titulación
Análisis químico completo ; este trabajo lo efectúan en el laboratorio de refinería .
Determinación de la resistividad eléctrica._ las mediciones de la resistividadeléctrica del agua de formación, de filtrados y costras de lodo se efectúan de lacelda de resistividad garoid de la siguiente manera
Equipo:
Celda de resistividad: baroid n° GR599 con 15cm x 9cmx6cm de tamaño . consta del medidor del medidor de resistividad que esta graduada de 0.1 a 10 ohn-mts . porta muestras con absolvedor canal para el análisis de costra de lodo , dos botones , uno rojo y el otro negro para efectuar las mediciones de un disco regulado de lectura . Este instrumento funciona con pilas.
Procedimiento:
Para la determinación de la resistividad eléctrica del agua de formación (Rw) o filtrado de lodo (Rmf) se sigue el siguiente procedimiento:
Se pone en cero el instrumento presionando el botón negro y girando el disco regulador de lectura.
Se llena el portamuestra con el fluido problema.
Presionando los botones rojo y negro se efectua la lectura en la escala de resisitividades.
Para la determinación de la resistividad eléctrica de la costra de lodo (Rmc) se procede de igual forma , reemplazando el fluido problema con la muestra de la costra de lodo recuperable del papel filtro con el que se preparo el filtrado, y colocando en el canal para el análisis de lodo.
Determinación de la salinidad del agua: método de titulación para la determinación de salinidad del agua de formación recuperada en pruebas de formación o producción.
Equipo:
Bureta graduada de 50 cc. Con soporte Fisher de 65 cm.
Plato hondo de losa blanca 15 cm de diámetro.
Pipeta con capacidad para 1 cm cc
Pipeta con capacidad de 25 cc
Solución de cromato de potacio
Solución de nitrato de plata normalizada a 0.0282 de manera que 1cc de la muestra diluida en 1cc de solución equivale a 1000 ppm de c1
Procedimiento:
Colocar 1cc de la muestra problema en el plato de losa
Añadir 25cc de agua destilada y 5 gotas de solución de cromato de potacio
Agitar la muestra en la bureta
Añadir poco a poco solución de nitrato de plata asta obtener coloración ligeramente rosada y calcular la cantidad de solución de nitrato de plata utilizado.
A continuación damos un ejemplo . se trata de determinar la salinidad de una muestra de agua de formación . después de haber seguido el procedimiento establecido hemos utilizado25 mm de solución normalizada de nitrato de plata lo que equivale a 2500ppm de cloruros y que multiplicado por 1.65 nos da 4125ppm de ClNa que es la salinidad de la muestra la conversión de cloruros en partes por millón de cloruro de sodio también se puede hacer utilizando la tabla de equivalencia . ver pag.106
Preparación del informe: el informe preliminar se prepara en le campo anotando la información requerida en le formulario para la prueba de formación que se adjunta. ver pag.107
En el informe final se presenta un resumen de los resultados obtenidos en la prueba , se incluirá en el intervalo probado , tiempo de apertura y cierre de valvula, tipo de soplo , presiones hidrostáticas de fluido y de formación , recuperación obtenida y el resultado de cada uno de los elementos recuperados . para mayor información se adjunta una copia del informe del pozo 2481 de yegua
Datos del pozo prueba de formación n° 1 – pozo 2481- yegua
Formación : mogollon superior
Profundidad total : 7882” (fondo del pozo) (diámetro 7-
7/8”) Intervalo a probarse: 7882” – 7804” – 78 (ancla)
Empaques (diametro7”) : superior – 7793” inferior 7804”
Tubos perforados : 72”
Chokes : superior 5/8” en superficie inferior 5/8”a 7772.8”
Peso del lodo : 11.3lbs/gl
Viscosidad : 56cps
Filtrado : 3.5cc
Salinidad del barro antes de la prueba: 825ppm ClNa
Colchón de agua : 925”
Elevación (K.B.) : 807”
Fecha de la prueba : 17 mayo de 1973
Datos de la prueba:
Enpezo la prueba : 8.00 am
Termino de la prueba : 5.00pm
1ra. valvula abierta : 20 minutos débil , a los 7 minutos soplo medio sin gas a superficie.
1ra. Valvula cerrada : 40 minutos
2da. valvula abierta :65 minutos soplo medio , a los 30 minutos . Soplo fuerte con gas a superficie
2da. Valvula cerrada : 70 minutos
Resumen: se abrió la valvula por un total de 85 minutos y se cerró la válvula por110 minutos.
Recuperación: colchón de agua 925”
Petróleo (70%) cortado con lodo (30%) y gas 90”
Lodo (80%) cortado con petróleo (20%) y gas 450”
-------
Total recuperado 1465 pies
Nota: el AOI del crudo recuperado es de 21.8 a 60° t
Análisis de muestras:
Muestra ppm Cl salinidad ppm ClNa resistividad ohmtemperatura
Lodo de cant. 500 825 1.08 80°F
Recuperado 500
Presiones:
825 4.5 80°F
Se usaron dos bombas, una a 7785.5” y la otra a 7882”
Bomba a 778505” bombaa 7882”
5097 psiPresión hidrostática inicial 5076.4 psi
Presión hidrostática final 5076.4 psi 5097 psi
Presión inicial de flujo 458.5 psi 555.6 psi
Presión inicial de fondo 3165.9 psi 3199 psi
Presión final de fondo psi
3058.1 psi 3155.3
La permeabilidad calculada en base a las cartas de presión dan un valor de 0.6 md y la producción estimada es del orden 50bpd.
Mecánica de prueba:
El nivel del barro durante la prueba permaneció constante y los registros de las bombas indican que la prueba fue satisfactoria el empaque superior salio deteriorado.
Conclusión:
El intervalo probado de mogollón superior puede producir petróleo en cantidades comerciales con una adecuada estimulación.
RA/LM:FB
Consideraciones generales sobre herramientas para pruebas de formación:
Antes de bajar la herramienta para la prueba de formación se deberá
acondicionarel pozo adecuadamente teniendo en cuenta que generalmente el empaque usadoen la prueba tiene un diámetro de 1” menor que el hueco, todo punto de atranque observado antes de la prueba deberá ser rimado, por esta razón el geólogo deberá anotar en el pozo en el reporte diario de perforación las profundidades en las que se tubo dificultad al sacar la tubería de perforación . esta información debe ser verificada en el perfil totco.
- en pozos exploratorios y en reservorios en los que se espera alta presión se deberá usar cabeza de alta presión.
El sentado de los empaques se deberán programar en intervalos duros tales como areniscas , cuarcitas , calizas y dolomitas para evitar derrumbamientos del mismo por efecto de la presión causada por expansión de los empaques se deberán utilizar los perfiles disponibles del pozo , tales como: litológico , de velocidad de penetración (totco) , caliper , de porosidad y resistividad.
Para garantizar el éxito del sentado del empaque es recomendable utilizar dos empaques con 5 pies de espaciamiento. esta técnica se viene utilizando en ONO desde hace mucho tiempo.
En la prueba de formación se deberá usar dos estranguladores de presión o “chokes” uno cerca al fondo del pozo y otro en superficie. el tamaño del estrangulador se seleccionara de acuerdo a la presión caperada y productividad del reservorio.
En reservorio con presión alta y gran productividad, el diámetro del estrangulador deberá ser reducido, pudiéndose utilizar de 1/8” a1/16” . cuando se espera presiones bajas y poca productividad se deberán usar estranguladores de mayor diámetro tales como : 5/8” ; 3/8” o ¾” . en reservorios desconocidos es recomendable usar estranguladores mayores en el fondo , tales como 3/8” o 5/8” para ir reduciendo en superficie según los resultados que vayan obteniendo en la prueba.
Por seguridad , se deberá usar dos bobas de presión con relojes adecuados que pueden ser de : 12,24,48 o 72 horas.
Normalmente se debe utilizar una unión de seguridad “safety joint” y un martillo de seguridad “jar” en casos especiales es recomendables utilizar dos de cada una de estas herramientas auxiliares , teniendo en cuenta que según estudios estadísticos al 50% de atraques es causado por malas condiciones del lodo y el90% de atraques es en la cola.
En algunos casos es recomendable utilizar colchón de agua para evitar el colapso de la tubería de perforación. cuando sea necesario se debe utilizar la válvula “ retrievable wáter cushion valve” esta es una válvula de una sola vía que se coloca encima de las botellas y sirve para evitar que el colchón de agua caiga cuando se abra la válvula ; esto ocurre cuando la presión del reservorio es baja utilizando esta válvula es posible recuperar el fluido de la formación sin contaminación y registrar las presiones aun cuando seas bajas.
Recomendaciones:
Antes de comenzar la prueba verificar la profundidad de los empaques obteniendo la información respectiva del jebe del pozo y del operador de estepa
El geólogo deberá conocer la cantidad exacta de tubería que debe quedar libre estando herramienta de la prueba de formación en el fondo del pozo para indicar el perforador del pozo
Antes de sentar los empaques deberán llenar el pozo con lodo y observar el nivel para verificar posible pérdida de fluido de perforación.
Durante el curso de la prueba, deberá informar por radio los resultados obtenidos al jefe de sección tecnológica, y anotar un resumen de la prueba en el reporte diario de perforación.
Los análisis de la muestra y el informe de campo deberá finalizarlo tan pronto como llegue al laboratorio de geología e informar sobre los resultados obtenidos al jefe de la sección tecnológica.
Deberá observar las medidas de seguridad de la empresa , usando casco y evitando actitudes peligrosas . esta medida deberá hacer extensiva a los geólogos en entrenamiento y estudiantes que se encuentran en el pozo recomendándoles que se ubiquen solo en las áreas donde tengan que efectuar algún trabajo específico , y evitar en lo posible formar grupos numerosos en áreas de trabajo.
Para verificar presencia de gas con fuego se devera obtener autorización del jefe del pozo. En todo caso solo se podrá hacer esta prueba en plataformas amplias, ventiladas y teniendo en cuenta que la dirección del viento sea favorable, en plataformas chicas rodeadas de colinas o en pozos en los que se hayan tenido previamente manifestaciones de gas no es conveniente efectuar esta prueba.
concentración de solución de cloruro de sodioppm % g/litro ppm ppm % g/litroClNa ClNa ClNa cloro ClNa ClNa ClNa1.65 0.0165 0.165 5100 8415 0.8415 8.415330 0.033 0.33 5200 8580 0.858 8.58495 0.0495 0.495 5300 8745 0.8745 8.745660 0.066 0.66 5400 8910 0.891 8.91825 0.0825 0.825 5500 9075 0.9075 9.075990 0.099 0.99 5600 9240 0.924 9.241155 0.1155 1.155 5700 9405 0.9405 9.4051320 0.132 1.32 5800 9570 0.957 9.571485 0.1485 1.485 5900 9735 0.9735 9.7351650 0.165 1.65 6000 9900 0.99 9.91815 0.1815 1.815 6100 10065 1.0065 10.0651980 0.198 1.98 6200 10230 1.023 10.232145 0.2145 2.145 6300 10395 1.0395 10.3952310 0.231 2.31 6400 10560 1.056 10.562475 0.2475 2.475 6500 10725 1.0725 10.7252640 0.264 2.64 6600 10890 1.089 10.892805 0.2805 2.805 6700 11055 1.1055 11.0552970 0.297 2.97 6800 11220 1.122 11.223135 0.3135 3.135 6900 11385 1.1385 11.3853300 0.33 3.3 7000 11550 1.155 11.553465 0.3465 3.465 7100 11715 1.1715 11.7153630 0.363 3.63 7200 11880 1.188 11.883795 0.3795 3.795 7300 12045 1.2045 12.0453960 0.396 3.96 7400 12210 1.221 12.214125 0.4125 4.125 7500 12375 1.2375 12.3754290 0.429 4.29 7600 12540 1.254 12.544455 0.4455 4.455 7700 12765 1.2705 12.7054620 0.462 4.62 7800 12870 1.287 12.874785 0.4785 4.785 7900 13035 1.3035 13.0354950 0.495 4.95 8000 13200 1.32 13.25115 0.5115 5.115 8100 13365 1.3365 13.3655280 0.528 5.28 8200 13530 1.353 13.535445 0.5445 5.445 8300 13695 1.3695 13.6955610 0.561 5.61 8400 13860 1.386 13.865775 0.5775 5.775 8500 14025 1.4025 14.0255940 0.594 5.94 8600 14190 1.419 14.196105 0.6105 6.105 8700 14355 1.4355 14.3556270 0.627 6.27 8800 14520 1.452 14.526435 0.6435 6.435 8900 14685 1.4685 14.685
6600 0.66 6.6 9000 14850 1.485 14.856765 0.6765 6.765 9100 15015 1.5015 15.0156930 0.693 6.93 9200 15180 1.518 15.187099 0.7095 7.095 9300 15345 1.5345 15.3457260 0.726 7.26 9400 15510 1.551 15.517425 0.7425 7.425 9500 15675 1.5675 15.6757590 0.759 7.59 9600 15840 1.584 15.847755 0.7755 7.755 9700 16005 1.6005 16.0057920 0.792 7.92 9800 16170 1.617 16.178085 0.8085 8.085 9900 16335 1.6335 16.3358250 0.825 8.25 10000 16500 1.65 16.5
Interpretación y cálculo de las características de formaciones a partir de los datos obtenidos con probador de formaciones:
W.C. Murphy-Duncan-Oklahoma
Ya han sido escritas ciertas cantidades de informes sobre la interpretación de cartas de ensayos de formación.
Estos informes han sido muy útiles como guía para geólogos , ingenieros y ensayadores para una correcta interpretación y subsiguiente evaluación de la prueba.
Otros informes de una naturaleza más técnica, han sido escritos en relación a los métodos teóricos para el cálculo de las características de las formaciones con base a los datos obtenidos en el ensayo.
El propósito de este informe es divulgar las practicas corrientes de ensayo de formaciones y presentar formulas probadas y aceptadas con ejemplos practicos para el cálculo de características de formación.
El ensayo de la productividad de formación fue llevada a cabo inicialmente permitiendo que los fluidos afluyeran al pozo para medirlos después cuchareando el pozo abierto o pistoneando la cañería de entubación.
Con el advenimiento de la perforación rotary , llallibunton introdujo un método de ensayo a través del sondeo en el año 1926.
El método llego a ser conocido como “prueba por el sondeo” (Drill Stem Testing) pero la tendencia moderna es llamarla “prueba de formación “ (formación testing) . Este método permite por medio de herramientas especiales aislar temporariamente a la formación de la columna hidrostática del fluido de perforación sin sacar este del pozo.
Esto se logró asentando un packer conico en un escalon sobre un pozo reducido que se había hecho a través de una formación que podría contener petróleo. Una válvula a engranajes producía las aperturas y cierre del ensayo . se introdujo un registrador de presiones en el sondeo para controlar el funcionamiento de la herramienta.
Más tarde se hizo manifiesto que e necesitaban presiones de formación mas fidedignas por lo tanto se empezaron a usar uno o más registradores de gran precisión.
La combinación de herramientas actuales nos registra con precisión presiones de influencia y curva de aumento de presión en función al tiempo . esta información registrada en una carta ofrece una ayuda importante para la evaluación de la formación.
El primer y más importante paso de esta evaluación es una interpretación correcta de la carta de presión.
Interpretaciones:
Debe hacerse un determinado número de comprobaciones para comparar las presiones con una información conocida, debe comprobarse la presión hidrostática para determinar si coinciden con el peso de la inyección de acuerdo a la profundidad.
Esta es la primera indicación de que las presiones registradas son correctas . la presión de fluencia da una pauta del llenado del sondeo y por consiguiente la presión final de fluencia va a ser igual a la columna hidrostática de lo recuperado en el sondeo. Esto no se cumple si el orificio calibrado (choke) del fondo o de la boca de pozo ha causado una contrapresión durante la fluencia o entrada del gas . es muy importante la medición exacta de cada tipo de fluido recuperado y su densidad , de esta manera la recuperación puede ser confirmada o calculado el llenado neto.
La presión inicial de fluencia en la carta reflejara si se usó o no el colchón de agua. Las líneas horizontales, cuando se baja el sondeo indican una demora y pueden identificar que se ha estado introduciendo el colchón de agua en esos momentos. Esto es especialmente notable durante la parte inicial de la operación. Las líneas horizontales, cerca del final de esta operación pueden identificar que se levantó un trozo de sondeo.
La línea base , es el origen de todas las mediciones de presión en la carta de la pruba de formación.
La línea de presión sobre la carta será 0 antes de bajar y después de sacar.
En otras palabras, el trazo debe coincidir con la línea base antes de bajar y después de sacar y cualquier variación del registrador se notara como fluctuaciones del trazo en angulo recto y debajo de la línea base. si no coinciden los registros de líneas base y la presión inicial , la diferencia en estas dos lecturas es la cantidad de error en que se incurrio por lectura incorrecta de la línea base , se puede disminuir este error leyendo todas las presiones de una base imaginaria a través de las fluctuaciones iniciales y finales la fig n° 1 muestra una línea base no concordante con la presión inicial del ensayo . movimientos bruscos hacia arriba y hacia abajo coincidentes con cada tiro bajado indica que produce un efecto de pistones , o que el pozo perdió diámetro . la fig. 2 indica que se ha encontrado una considerable dificultad para llegar al fondo del pozo . bajo condiciones normales estas dificultades no afectan al ensayo en si , a menos que se baje abierto el ensayador durante una maniobra hacia arriba y abajo prolongado para pasar un puente . esto indica pozo en malas condiciones y puede contribuir a aprisionar la herramienta . en los puntos de espera mientras se baja o en el fondo , una disminución en la presión registrada es indicativo de una perdida en la columna hidrostática como la que muestra la figura 2b y existen dos posibilidades:
El pozo está admitiendo fluido
Hay una perdida en el sondeo
Si el fluido recuperado contiene una gran cantidad de inyección puede presumirse que habrá una perdida en el sondeo. Esto convierte----------------------------------- el periodo de fluencia en inexacto por lo tanto no se pueden hacer los cálculos de producción. Una apariencia escalonada en la curva de aumento de presión como muestra la fg. 3 , es causada por un desperfecto en el aparato medidor , por lo tanto esta curva no puede ser considerada para los propósitos de cálculo. Este problema mecánico es causado por el escape intermitente del tambor de la carta y puede atribuirse a cualquiera de estas tres causas conocidas:
1°._ los pernos y/o la caja interior del tambor pueden estar sucios
2°._ el tornillo guía no está derecho
3°._ la caja interior o la cubierta pueden estar torcidos o rugosas.
El reloj es la parte del aparato registrador que mide el tiempo de cada operación de un ensayo de formación. este opera como un mecanismo de escape para el tambor de la carta . a pesar de que el tiempo es independiente del registro de presión , es importante para la interpretación de los resultados la selección
adecuada de la velocidad del reloj ayudara a la lectura y a la interpretación adecuada.
Un tratamiento excesivamente rudo, problemas mecánicos o falta de cuerda , harán que el reloj deje de funcionar . este problema se caracteriza por una discontinuidad en el tiempo como se muestra en la fg.4 mientras la presión continua aumentando y/o disminuyendo en la misma línea vertical . en el caso de un reloj que se para y comienza a funcionar de nuevo antes que se termine el ensayo registra una carta muy confusa no obstante ello puede llegar a alterarse cuando se compara con la carta del otro registrador . un desperfecto en el resorte de agarre puede causar que “ se dispare el reloj” como muestra la figura 5 . este inconveniente es causado usualmente por un tratamiento excesivamente rudo , pero no daña e reloj.
Una perdida en el equipo de la toma de presión de cierre , causara curvas de aumento de presión erráticas que no pueden usarse para extrapolar presiones estáticas del reservorio. Sin embargo esta pérdida ocurre después de suficiente tiempo de cierre, se puede hacer una extrapolación sobre la parte ininterrumpida de la curva. la perdida está caracterizada por una disminución en la curva de aumento de presión y subsecuentemente elevación normal , como muestra la fg. 6 pero no necesariamente igual. en el caso de q ue la herramienta se elevara el aumento de presión tendera a igualarse con la presión de fluencia.
Las curvas de aumento de presión en los ensayos de formación se constituyen esencialmente de tres componentes:
Inflexión inicial
Sección curvada
Sección recta
La inflexión inicial de la curva se desarrollara inmediatamente después del comienzo del periodo de cierre y en influencia por las condiciones de alrededor del pozo, sin embargo es difícil determinar esas condiciones usando en la parte de las curvas.
En formaciones de permeabilidad extremadamente bajas esta porción de la curva de aumento de presión puede no existir la sección curvada de la curva de aumento de presión indica la velocidad de recuperación de la presión de fondo de pozo en la zona deseada por el periodo previo de fluencia.
Esta velocidad de recuperación es influenciada por el daño en las vecindades del pozo, permeabilidad de la formación y presión del reservorio . la sección recta en la porción de la curva y tiene muy pequeño cambio en la velocidad de aumento de
la presión . Esta es la sección de la curva que da en forma más evidente la pendiente . la sección restante de la curva de recuperación de presión tiene muy pequeña o ninguna variación en la velocidad de recuperación de presión.
Debido a la longitud de tiempo de cierre requerido esta parte de la curva no se obtiene generalmente durante el ensayo
De formación a pozo abierto. Por supuesto esta sección refleja la medida mas precisa de la presión estática del reservorio.
La velocidad de aumento de presión de esta porción de la curva se ve influenciada principalmente por el drenaje de los extremos del radio de investigación durante el ensayo
Un punto común de gran importancia en la operación de cierre doble de ensayo de formación en la diferencia frecuente en las presiones iniciales y finales de las curvas de recuperación de presión. Es bastante normal que el tramo inical de la curva de recuperación de presión, a igual duración sea ligeramente mayor respecto al tramo final. Esto puede atribuirse a que el primer periodo de fluencia es más corto (menor perturbación) resultando mayor presión en la curva de recuperación de presión. Esto no afecta las condiciones finales estáticas de la curva
Sobrecarga es la condición más común resultante de una curva de recuperación de presión inicial anormalmente alta .Durante la perforación de presion inicial anormalmente alta. Durante la perforación o terminación de pozos una formación puede sufrir una invasión de presión debido a una columna hidrostática excesiva o a golpes de presión .Esta invasión de presión es llamada sobrecarga .Esta presión anormal es aliviada súbitamente cuando comienza el primer periodo , de fluencia.El tiempo requerido para igualar esta presión en la del reservorio dependerá de la magnitud de la invasión de presión ,permeabilidad y daño de la formación .Si la presión a pozo cerrado se intenta tomar antes de disipar esta sobrepresión, la curva de recuperación de presión resultante traerá excesiva presión ,como se ve en la fig 7ª
Algunas veces es difícil distinguir una curva de recuperación de presión falsa de una correcta .Esta distensión puede hacerse solamente por comparación por consiguiente es casi imperativo tomar curvas de presión de cierre doble inicial y final. Esto ,sin embargo, no es concluyente por sí mismo ,sino que se deberá hacer una posterior comparación por extrapolación de estas presiones. Ambas curvas de presión de cierre se extrapolaron al mismo valor
Si la extrapolación inicial es sensiblemente mayor que la final , ver figura 7B, se debe determinar por qué esto ocurre antes de que se pueda hacer cualquiera evaluación de la formación .Esto por consiguiente hace necesario llevar a cabo una fluencia suficientemente larga primero para disipar la presión que no es inherente a la formación. No se puede elegir a “dedo” la duración para esta operación, sino que lo más indicado es guiarse por el burbujeo en el balde. Un burbujeo lento es una dirección de baja productividad por consiguiente es conveniente un periodo inicial de fluencia más largo .Una formación muy permeable requerirá raras veces un periodo de fluencia mayor de 5 minutos por supuesto la mayoría de los pozos requieren hasta 20 minutos para disipar completamente la sobrepresión .si la permeabilidad es excepcionalmente bajo, se requerirán 30 minutos o mas.Algunas objeciones a esta práctica están basadas en la creencia que las primeras libras de la presión de fluencia ,después que se cierra la herramienta ,para tomar presión de cierre contribuirá a la curva inicial de recuperación de presión .Esto resulta en una duración menor de tiempo de recuperación de presión .Esto resulta en una duración menor de tiempo de recuperación de presión sin aplastamiento del reservorio anterior al cierre.Esto es ideal y teóricamente correcto ,por supuesto esto puede llevar al operador a encontrarse perdido con respecto a lo que debería hacer. Al intentar disipar la sobrecargase va notar frecuentemente un aplastamiento del reservorio. Esto no tiene importancia desde que la curva subsiguiente de recuperación de presión será extrapolada a la presión estática del reservorio. Si este aplastamiento causara un disminución en la presión estática, entonces se puede dar sentado que la presión del reservorio disminuirá rápidamente cuando el pozo es puesto en producción .Esta condición se deba a un reservorio limitado. Un reservorio pobre también puede exhibir una curva inicial de recuperación de presión alta con respecto a la final , sin embargo ello diferirá entre una condición de sobrecarga y otra donde se ha establecido previamente una buena fluencia inicial; además el periodo de fluencia indicara una disminución en el caudal del flujo. La diferencia entre la presión estática del reservorio extrapolada de las curvas de recuperación de presión inicial y final ,indica la perdida de presión del reservorio durante el segundo periodo de fluencia .Estas condiciones se indican en las figuras 8 y 9 para un reservorio pobre de líquido y gas respectivamente
Si un ensayo exhibe estas características entonces será ventajoso bajar nuevamente en Flow tester y llevar a cabo una fluencia inicial de suficiente duración para establecer definitivamente que se ha descargado toda la sobrepresión .La duración de presiones de cierre serán las mismas del ensayo previo ,para comparación de la presión del reservorio. El resto del tiempo que se pueda permanecer con cierta seguridad en el pozo puede ser empleado para el segundo periodo de fluencia .Se debe mantener un mínimo de presión de fondo
residual para crear una máxima disminución en la formación .Con la información anterior se puede hacer una determinación mas ajustada de la conducta interna del pozo
Se puede detectar un “barrera” en la curva de recuperación de presión en un ensayo de formación .Si se nota la “barrera” solamente en la curva final de recuperación de presión, la inicial tendrá una presión mayor ,pero se extrapolara a la misma presión estática que da la final.La curva final de recuperación de presión como se muestra en la figura de recuperación peculiar en comparación a la inicial. Tiene dos radios ,uno brusco después de la inflexión inicial y otro mas abierto en el resto de la curva de recuperación de presión .Esta experiencia desusada indica una barrera .Generalmente es difícil distinguir esta perturbación en las curvas de recuperación de presión , pero se hacen bastante evidentes cuando se traza la extrapolación. Cuando se trata de la extrapolación de la curva de recuperación de presión y se quiebra abruptamente y duplica su pendiente como se ve en la figura11 ,se supone entonces que se presenta una barrera .Esta peculiaridad es causada por la reflexión de la presión de la curva de recuperación de presión en una barrera impermeable .Esta acción puede ser comparada con el rebote de una pelota en una pared .el trazado de la extrapolación de una curva de recuperación de presión ,no orienta ,no define la naturaleza de una barrera ;por supuesto hace presumir que esta dentro del radio de investigación del ensayo .La presión estatica del reservorio es derivada de la porción del trazado con mayor pendiente .Si se “corre” el packer es necesario alcanzar el fondo ,la fluencia inicial se alargara para compensar de piston o sobrecarga de la formación .Esta invasión de presión debe descargarse antes de tomar la presión debe descargarse antes de tomar la presión de cierre inicial para obtener una curva valida de ser interpretada.El caudal de fluencia inicial en muchos casos no es utilizable debido a una relación de producción anormalmente alta resultante de la sobrepresión .Si el corrimiento del packer abre prematuramente la valvula del ensayador se recuperara una cantidad anormal de inyección .Muchas curvas de recuperación de presión no son utilizables a los efectos de extrapolar la presión estatica del reservorio debido a un cierre insuficiente ,resultante de permeabilidades de formación muy bajas .debe lograrse aproximadamente un cierre del 75% para una extrapolación de mas precisión de la curva de recuperación de presión .Esta cifra variara con las condiciones del pozo ; es decir si se produce una sola fase( gaso petróleo ) requerirá menos cierre y generalmente fases multiples requerirán mayor cierre
La figura 12 ilustra un registro con baja permeabilidad y baja presión de reservorio mientras que la figura 13 ilustra similar permeabilidad con alta presión de reservorio .Estas curvas se caracterizan por una relación de aumento de presión muy baja, lo cual requiere un tiempo de cierre más largo para suficiente “encierre”.
Con frecuencia estas curvas de recuperación de presión se asemejan a un triángulo pero si se les da suficiente tiempo se convierten en un buen “encierre”. El periodo de previo de fluencia debe usarse como guía para determinar la duración del tiempo de cierre. Por ejemplo si el desplazamiento en la superficie es muy débil el periodo de fluencia se debe extender por lo menos de 30 minutos o más en algunos casos, para aliviar toda la sobrepresión. El tiempo de recuperación de presión será por lo menos el 50 % más largo que en periodo normal de fluencia.
Lo que se recupera y la presión son las partes más importantes derivadas de un ensayo de formación .Recuperar petróleo o gas es significativo pero no concluyente a menos que se conozca el caudal .Si el pozo surge la producción de fluido puede medir en un tanque de la batería o si es gas con tubo pilot, orificio Well tester, u otros medidores.
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Si un pozo no surge , en el sondeo se recuperaran distintos fluidos que se medirán con gran cuidado ,registrándose las densidades de cada uno .La suma de las presiones hidrostáticas de lo recuperado será igual a la presión final de fluencia.En el caso de que se tapara un periodo completo de fluencia la producción no reflejara la capacidad productiva de la formación
Si una parte del periodo de fluencia , ya sea antes o después de taparse , es uniforme , la producción puede calcularse usando el cambio de presión durante este periodo .Esta condición se indica en la última parte del periodo .Esta condición se indica en la última parte del periodo final de la fluencia que se muestra en la figura 14 .Una curva de recuperación de presión que sugiere una formación dañada no afecta el uso a los extrapolación de la misma. En muchos casos esta curva se asemeja a la de una formación con sobrepresión, pero generalmente se puede distinguir por comparación visual con otra curva de recuperación de presión .Esta cuestión aparecerá bastante frecuentemente cuando se considere la presión de cierre inicial.Una zona dañada por un sistema liquido puede ser caracterizada
Un ascenso muy brusco después del cierre
Curva de corto rango
Una curva bastante aplastada de poca inclinación
Una presión deferencial alta entre las presiones de cierre y fluencia final
Los pozo gasíferos de alta capacidad exhiben las mismas características debidas a la contrapresión a través del orificio calibrado (choke) del fondo del pozo .Por supuesto el daño también se nota en sistemas gasíferos,por las mismas
características,pero en este caso son mas difíciles de distinguir .Este tipo de curvas de recuperación de presión son creadas por una pérdida de presión a través de una zona de baja (dañada)permeabilidad cerca del orificio del pozo ; y por consiguiente solo una pequeña cantidad de fluido o gas producirá después que se ha cerrado para alcanzar la presión estatica del reservorio. El daño puede presentarse en formaciones de productividad alta o baja como se muestra en las figuras 15 y 16 respectivamente
Un ensayo de formación del tipo de doble de presión de cierre, muchas veces ofrece la oportunidad de determinar si una zona dañada se limpiara a si misma durante el periodo de fluencia
La recuperación de presión inicial puede exhibir daño, sin embargo después del periodo final de fluencia ya no estará presente el daño como la muestra la figura17.Esto indica que el daño fue desalojado durante el periodo de fluencia ya noestará presente el daño como lo muestra la figura 17 .Esto indica que el daño fue desalojado durante el periodo de fluencia
La curva de recuperación de presión inicial en forma de “S” es muy engañosa .en su desarrollo inicial a mayor tiempo de cierre se notara un aumento en el crecimiento de la recuperación de presión .esta parte inicial es aún más confusa si no ha desarrollado la parte recta de la curva de recuperación de presión
Por supuesto si se da suficiente tiempo la curva invertirá su dirección y cerrara como una curva de recuperación de presión convencional de energía de formación
Este tiempo de curva de recuperación de presión puede ser causada una de estas tres condiciones conocidas
La permeabilidad vertical a través de la formación alrededor del packer transportara energía de la columna hidrostática en el segundo anular ,ver figura 18
El gas se puede separar de la solución en pozos de baja permeabilidad durante el periodo de fluencia y volver, a diluirse durante un aumento de la presión en el periodo de recuperación de presión. Por consiguiente esta producción posterior de petróleo causara un aumento en el crecimiento de la curva de recuperación de presión. Ver figura 19
Un volumen grande debajo de la válvula de presión de cierre dual o sustituto disco (colocada muy arriba) en comparación a la capacidad de fluencia de la formación. Ver figura 20
Es muy difícil y muchas imposible distinguir entre estas tres condiciones .Una duración relativamente corta en la curva en forma “s” puede ser causada por la producción posterior mientras que la larga duración de la curva “s” puede
atribuirse a la permeabilidad vertical o comprensibilidad bajo la válvula de presión dual de cierre o sustituto de disco colocado de reservorio irracional hace que la interpretación de este tipo de curvas no sea digna de confianza
INTERPRETACIÓN Y CÁLCULO DE LAS CARACTERÍSTICAS DE LA CAPA PARTIENDO EN LA INFORMACIÓN PROVENIENTE DE LOS
ENSAYOS
El cálculo de las características de formación a partir de los datos de la prueba de flujo han probado ser una ayuda in valorable en la evaluación de una capa potencialmente comercial. En adición, ello puede ayudar a determinar la necesidad y el tipo de estímulo necesario. El resultado de esta información acompañado con ot ros resultados pueden usarse pa ra estudios hidrodinámicos. Los cálculos de características de formación están basados en las ecuaciones de flujo simpli ficadas por D.R. Ilorner para sistemas líquidos y G.W . Tracy, para sistemas gaseosos.
Es necesario hacer una serie de presunciones concernientes a la formación y sus fluidos o gases. Las ecuaciones de flujo usadas en estos cálculos fueron desarrolladas con las siguien tes premisas:
El fluido obedece a la ley de Darcy y sus nor mas serán de influencia radial. Una variación de esta presunción nos deformará la línea recta en la extrapolación de la curva de aumento de presión.
El reservorio es homogéneo, horizontal y de espesor uniforme en toda su extensión. Cualquier variación de esta presunción causará Una desviación, en el trazado de la línea recta que da la relación entre presión de pozo
versus tiempo .
La producción se resume que se presentará en una sola fase y a régimen constante justamente en el momento an terior al cierre para la curva de aumento de presión.
La compresibilidad y la viscosidad absoluta de los fluidos o gases permanecen razonablemente constantes a tra vés del régimen de presión y temperatura.
Debido a la relación relativamente corta de los ensa yos de formación, una curva de aumento de presión tomada en el fon do del pozo generalmente se da en aumento a condiciones es táticas.
La curva de recuperación de presión debe leerse segmentos de tiempo ( ) y a sus correspondientes presiones d el pozo. Usando también el tiem po
de fluencia complemenLaria (t) el para cada segmento se traza entonces la presión como se muestra en la figura 1.
Con el filo recto trazar una línea a través de estos puntos. Probablemente todos los puntos no caerán en una línea recta; por consiguiente alinear al máximo número de puntos usando las mayores presiones como puntos de mayor significancia.Estos puntos son más representativos de las presiones rea les de f o r m a c i ó n , mientras que las presiones más baj as podrían estar afectadas por producción posterior, daños cerca nos al pozo o un trazo errático del flujo. La presión estática del reservorio (P s) en el valor cuando
.Teóricamente esto extendería la curva de aumento de presión a infinito. Una extrapolación de la curva final de aumento do presión como se muestra en la figura 1 refleja una presión estática de reservorio (Ps) de1.143 Lbs/Pg2 y una pendiente (M) igual a Ps -P10 ó 104 Lbs/Pg2
E J E M PL O D E U N S I S T E M A LIQ U I D O (Ver Tabla 1)
La producción (Q) da un pozo surgente puede medirse directamente en un tanque del equipo. Si el pozo no surge, la pro ducción tendrá que calcularse de la columna total de fluido durante el ensayo o un segmento representativo del período de flujo. C uando el período de flujo es relativamente uniforme el total producido durante el ensayo dividido el tiem - po requerido para ello, indicará la producción. En el caso que los períodos de flujo no sean completamente uniformes, cualquier segmento que Jo sea dentro de los períodos de flujo vinculados al tiempo pueden usarse para determinar la producción. Estos dos métodos de cálculo se muestran a continuación:
P ri m e r Pe r í od o d e Fl u j o : Producción computada usando los cambios de presión durante el llenado del sondeo.
Se g und o Pe r í od o d e Fl u j o : Producción computada usando la recuperación total.
La transmisibilidad es un índice de la permeabilidad e fectiva de la formación y se calcula usando e l régimen de producción (Q), la pendiente (m) del trazado de la extrapo lación de la presión y una constant e 162,6. La producción y la pendiente han sido calculadas previamente. La constan te162,6 convierte a unidades de campo:
Barriles por día y
El coeficiente de volumen de formación fue omitido intencio nalmente de este cálculo debido a que rara vez es conocido en el momento que se realiza el ensayo. Transmisibilidad in dica capacidad de flujo y de allí puede obtenerse la permeabilidad, siempre y cuando se conozca el coeficiente de volumen de formación.
Transmisibilidad se puede convertir en índice de productivi dad multiplicando por un factor de conversión que es 1,13 x10 3.
Este índice de productividad es indicativo de la capacidad de producción inherente a la formación.
La capacidad de flujo indicado (Kh) es una indicación del grado de permeabilidad de un intervalo ensayado y se obtiene multiplicando la transmisibilidad por la viscosidad ( ) del fluido producido. Por consiguiente:
El promedio de permeabilidad efectiva (k) se define como la capacidad de los espacios porales de conducir cuand o están menos del 100 % lleno. La permeabilidad efectiva se deriva de la capacidad de la formación para transportar fluidos y del reajuste de l os mismos después del cierre. Desde que este reajuste de fluidos c onsisten principalmente de la a fluencia de líquidos en la vecindad del agujero del pozo, la permeabilidad es la inherente a la formación excluyendo el daño del pozo.
Esta permeabilidad prom ediada sobre la sección considerada, por consiguiente es más representativa de la capacidad de producir de la formación que otros métodos de obtener per meabilidad como ser tomar coronas. Se determina dividien do la capacidad do flujo indicado por el intervalo ensayado o preferiblemente por el espesor de la formación. De allí la ecuación:
Relación de Daño (DR) es la relación del índice de producti vidad de las características inherentes de la formación com parada con el índice de productividad durante el ensayo. El índice de productividad durante el
ensayo se deriva del flujo real y la caída de presión debida a las condiciones de la zona inmediata a l pozo. El índice de producti vidad de
las características inherentes a la formación ), se deriva de un análisis de la curva de recuperación de presión. Esta relación es indicativa del daño que se presenta cerca del pozo. Esta comparación se puede expresar:
Simplificando miembros de iguales características y convir tiendo a iguales unidades, tenemos:
El daño se considera despreciable en zonas que tengan una re lación menor a 1. Teóricamente si el daño es 3, la produc ción indicada será 3 veces mayor si se le remueve el daño; por supuesto rara vez se restablece completamente el máximo potencial si un pozo h a sido dañado.
El potencial teórico con el daño eliminado (Q 1) es el aumento de producción proporcionado al daño que pase de 1. Por lo tanto:
Q1 – Q*DR = (659,5) * (1) = 659,5 barriles por día
El radio aproximado de investigación (b) es una indicación razonable de la distancia en las cercanías del pozo que la formación se perturbó durante el ensayo. Esta aproximación se deriva de la permeabilidad y del tiempo total de fluencia del pozo. En este radio se reflejará una barrera al extrapo lar una línea quebrada con un aumento de la pendiente del 100%. Esta aproximación se expresará así:
La superficie potenciométrica (Pot) es la altura que una columna de agua a 100°F puede ser levantada debido a la presión estática del reservorio. Esta superficie está referida al nivel del mar. Si no se tiene la elevación de l pozo, se hace referencia a la mesa rotary del equipo, por lo tanto:
Pot = EI - GD + 2,319 Ps
= 1 - 9*1 5 - 3.375 + 2.319 (1143)
= 1220.6 pies
Esta información la utilizan los geólogos de exploración, pa ra hacer estudios hidrodinámicos.
E J E M PL O D E SIS T E M A S GASEOSO S (Ver Tabla 2)
La capacidad de flujo de un pozo gaseoso se medirá a intervalos regulares para determinar la producción estabilizada. Se debe tener especial cuidado para ver que esta condición exis ta justamente antes del cierre a presión.
Esta producción estabilizada se registra como parte de los datos del ensayo. Es imprescindible que esta producción se c onozca para poder hacer los cálculos de características de formación.La extrapolación de las curvas de recuperación de presión se llevan a cabo con un sistema líquido para determinar la presión estática del reservorio y la pendiente de aumento de presión.
La transmisibilidad de un sistema de gas es calculada usando
la ecuación básica de flujo modificada para gas.
La constante 1.637 convierte las unidades de campo a .
La compresibilidad del gas (Z) está tomada a la p resión estática del reservorio y a la temperatura del mismo. Deberá ser notado que la pendiente (m) para un sistema de gas es la di ferencia de los cuadrados de presiones en condiciones estáti cas y al final de un ciclo logarítmico.
La capacidad teórica de flujo (Kh) es la capacidad de una forma ción productora de gas de viscosidad conocida o temperatura y presión de reservorio. Esta capacidad es relativa a la permeabilidad de la formación y reflejando sus capacidades inhe rentes. Esta alta permeabilidad e s resuelta como:
La capacidad indicada de flujo es la capacidad de la forma ción ensayada. Esta alta permeabilidad expresada con adaptación al ensayador de formación como:
3267 es un factor de conversión constante.
El radio de daño (DR) es determinado por comparación de la capacida d teórica de flujo de la permeabilidad inherente, y la capacidad actual de flujo indicado en el ensayo.
El promedio de permeabilidad efectiva es resuelta en igual manera como en el sistema líquido.
La evaluación del flujo indicado o potencial absoluto de flujo abierto es la evaluación esperada cuando Pf = 0 en la ecuación de performance de contra presión:
Qg = C (Ps2 - Pf2)n
Entonces: Caudal de Flujo indicado = C (Ps2)”
Combinando las dos ecuaciones de performance para eliminar C, tendremos:
Desde el momento que es impracticable llegar a un ensayo de contra presión en varios puntos en un ensayo de formación, se usa el ensayo de un punto único modificado.
La más aceptable presión de flujo (Pf) es usada como único punto de contra presión y el exponente (n) es estimado. Es tos exponentes varían entre pozo y pozo, sin embargo es normal entre los límites de 0,5 a 1. Si n= 1,0:
Si n = 0,5
Entonces el caudal de flujo indicado es reportado como el máxim o y mínimo caudal esperado.
Otras características de un sistema de gas son el cálculo por fórmulas empleadas en el sistema de líquidos.
E J E M PLO S D E I N T E R P R E T A C IO N
El periodo 1-A es bajada al pozo; el valor de la pres ión en A es el que corresponde a la presión hidrostática inicial el que se comprueba por medio del cálculo correspondiente, a fin de verificar la exactitud de los manómetros según lo indicado en la parte teórica.
Al llegar la herramienta frente a la zona a testear se fija el packer y se abre la válvula superior cayendo entonces la presión hasta el valor B, en el qu e comienza la surgencia; ese valor es el que definimos como presión inicial de fluencia, Durante el tiempo en que dura la primera surgencia se describe la parte B-C de la curva y llegado a su fin al cerrarse la válvula superior comienza el primer período de recuperación de presión o primer período de cierre cuya presión inicial es la indicada en C.
La presión de cierre final es la D y comienza la fluencia nuevamente luego de abrirse la válvula superior (caída de pr esión D-E) con un valor de presión inicial de fluencia dado por el punto E.
Finalizada la segunda fluencia, cuya duración convi erte, sea de 3 a 5 veces mayor que la primera, se cierra la válvula superior y comienza la segunda recuperación de presión con un valor de presión de cierre inicial dado por F que es el valor de la presión final de la segunda fluencia.
Pasado el período de cierre la presión final de cierre es la dada por G y al desclavar el packer se registra nuevamente la presión h idrostática (H) y se retira la herramienta según lo indica la curva H - 2.
Los datos que se deben disponer para efectuar la interpreta ción son:
TIEMPOS DE FLUENCIA Y CIERRES: Los que para nu estro caso son
losindicados en la figura.
PROFUNDIDAD DE LOS MANOMETROS:
El superior en nuestro caso está a 4188 piesEl inferior en nuestro caso está a 4229 piesAltura sobre el nivel del mar 1130 piesPacker fijado en 4200 piesEspesor Testeado 12 piesØ del casing o del pozo 7 7/8 piesSondeo 4 1/2 FHPortamechas 4.12 pies de 2 1/2" Ø internoInyección 9,4 libras/galónViscosidad de la inyección 41 seg.Temperatura fondo 110 °FRecuperación obtenida petróleo 417 piesRecuperación obtenida gas 100 piesRecuperación obtenida pet.c/inyec. 32 piesGravedad del petróleo 38° APIGravedad específica del agua 1.050
C A L C UL O S
El primer paso es determinar la presión estática ex trapolando en el gráfico
p/log a tal fin de la carta del ensayo se toman los valores de presión que corresponden a intervalos iguales de tiempo para cada operación (fluencia o ciérre) siendo t el tiempo total de fluencia, el que para el primer período de cierre equivale a 15' y para el s egundo la suma de los dos tiempos de fluencia (15 + 60 : 75').
En el presente trabajo se determinan las presiones en fun ción de las deflexiones en milésima de pulgada que equiva len a tiempos transcurridos.
La planilla que sigue se ha c alculado con el criterio expuesto y se da un ejemplo para el primer cierre y el segundo:
Ya con los valores de la planilla calculados se obtiene la presión estática al
extrapolar en el gráfico presión
Se obtiene en ese gráfico cuatro rectas que cor responden a las presiones de cierre (períodos de cierre) inicia l y final para cada manómetro.
Es decir que se efectúa un cálculo doble por la existencia de los dos manómetros, siendo más exactos según lo ya di cho en la teoría los cálculos con el segundo cierre y la segunda fluencia.
Debe calcularse el valor de la pendiente de la recta para cada una de las cuatro representaciones que se h an obtenido; dichos valores son:
Estos serían los valores de las pendientes sin tener en cuen ta el efecto que produce el haber efectuado una fluencia en dos períodos y considerarla como una sola, para efectuar su corrección los valores de m deben ser calculados según el A - péndice "A" en el que P10 corresponde al valor de presión que registra para el tiempo.
En la que t1 = 0.094 y t2 = 0.430
En los dos períodos de cierro de cada manómetro.
Dichas presiones son:
P10 para cierre inicial manómetro sup. : 869 psi. P10 para cierre inicial manómetro inf. : 876 psi. P10 para cierre final manómetro sup. : 1075 psi. P10 para cierre final manómetro inf. : 1093 psi.
Los valores corregidos de las pendientes serán pues los que corresponden a:
En posesión de todos los da tos ya calculados se puede efectuar la determinación de permeabilidad, capacidad de fluen cia, daño, etc.
Como se observará se dispone de 4 datos de " m ", los que dan lugar a 4 series de cálculos según los valores que se tomen del m mismo.
PRODUCCION
Con los datos de campo sobre la recuperación obtenida, se calcula el volumen realmente extraído, el que da luego de efectuar todas las transformaciones, 3,04 barriles.
PERFIL LIT OL OGI CO Y DE G ASES
Es un perfil compuesto que preparan los geólogos de Exploración Logging en elLaboratorio portátil, consta de los siguientes perfiles:
Perfil Rata de Penetración (Drilling Rate and Data), Litológico (Lithology).
Perfil continuo de Gas (Continuous Ditch Gas), Perfil Cromatográfico (Chromatografic Analysis) y el Perfil de gas de Detritus (Cuttings Gas). A continuación se describirá cada uno de estos perfiles en forma sucinta:
PERFIL DE RATA DE PENETRACION (DRILLING RATE AND DATA)
El perfil de penetración lo preparan a partir de la carta circular de 12 horas originada por el instrumento de control de velocidad de perforación de la Compañía Bristol Co. Este instrumento muestra con un poco más de sensibilidad en los cambios de dureza de la formación que el “Geologhraph” o Totco que utilizamos en la empresa. Además registra una curva que indica el peso del lodo, de manera continua.
La técnica de preparación del perfil de penetración en general es similar al que utilizamos en la Empresa.
T i e m p o d e v iaje d e la mu e tra “L an g T i ma ”. La corrección de la profundidad de las muestras por el tiempo de viaje que toman las muestras en llegar a superficie es un factor muy importante que se debe tener en cuenta para ubicar los diferentes estratos geológicos en su verdadera profundidad. El tiempo de viaje de la muestra depende de una serie de factores principalmente de la profundidad, velocidad de circulación y características de la bomba.
Es importante referir las muestras a sus profundidades correctas en particular en pozos exploratorios, esto requiere una técnica especial. “Exploration Logging” para corregir las profundidades de los detritus utiliza los siguientes métodos:
MUES T REO DE G AS DEL L ODO
El muestreo de los hidrocarburos contenidos en el lodo de perforación para ser analizados en el detector de gas y cromatógrafo, se efectúa con ayuda de una trampa de gas instalada a la salida del circuito de lodo. La trampa agita continuamente el lodo y hace que los hidrocarburos contenidos en el lodo viajen hacia el detector de gas y cromatógrafo en forma continua por una tubería instalada en la parte superior de la trampa hacia los instrumentos es facilitada por una bomba convenientemente instalada.
PERFIL LIT OL OGI CO
El perfil litológico que preparan es el de porcentajes. Lo presentan en forma más detallada que nosotros, incluyendo la lodolita o silstone como un grupo litológico adicional.
Pre pa raci ó n d e mu e st r a s . - los 400gramos de muestras que ha obtenido el geólogo los divide en dos partes iguales: 200 gramos los mezcla con un poco de agua, los vierte en una licuadora que tiene un sistema interno de cuchillas, la parte superior de la licuadora está comunicada con un detector de gas. Los restantes 200 gramos de muestra que permanecen en el plato de fierro enlozado, le añade un poco de agua y observa la fluorescencia del lodo. Luego vierte la muestra sobre 3 depósitos superpuestos y que cada uno de ellos tiene las mallas de la escala Mesh 8, 80, 170 y los lava con agua. Desecha lo que queda en la malla8 y vierte en un receptáculo metálico los detritus que han quedado en la malla 80 y 170 para la descripción litológica y estudio de fluorescencia.
Descripcion d e m u e st r a s . - El equipo y la técnica utilizada para la descripción de muestras, determinación de la fluorescencia y pruebas de corte son las que se emplean en forma normal en este tipo de trabajos. La descripción de muestras las hacen en forma bastante detallada por tratarse de pozos exploratorios. La graficación del perfil litológico lo hacen empezando por el lado derecho del formulario con los sedimentos de grano grueso y continuando hacia la izquierda con los sedientes de grano fino. En el perfil litológico incluyen a la lodolita o silstone como una unidad litológica, adicional.
PERFIL CONT INUO DE G AS (CONT INUOUS DIT CH GAS)
El detector de gas analiza los hidrocarburos que provienen del flujo de barro continuo originado por la trampa y la gráfica en forma continua. El contenido de
metano lo grafica con tinta roja y las curvas de C1 C2 C3 C4 y C5. El geólogo efectúa la lectura de cada pico presente en el cromatógrama, lo refiere a la profundidad respectiva, convierte en parte compuesto.
PERFIL DE GA S DE DET RIT US (CUT TING GA S)
Un detector de gas pequeño analiza el gas total y los vapores de petróleo C2, C3 y C4 de las muestras de detritus licuadas. En este caso solo se muestra gas total y no se ha registrado lectura de vapores de petróleo. E geólogo lleva un registro del resultado de las lecturas obtenidas en unidas para luego plotear los en el perfil compuesto.
CONCL USIONES
El perfil litológico y de gases consta de lo siguiente:
Perfil Rata de Penetración (Drilling Rate and Data)
Perfil Litológico (Lithology)
Perfil Continuo de Gas (Continuous Ditch Gas)
Perfil Cromatográfico (Chromatografhic Analysic)
Perfil de Gas de Detritus (Cutting Gas)
El perfil Litológico y de Gases es un elemento de ayuda para control de riesgos durante la perforación y la evaluación de las formaciones especialmente en pozo exploratorios.
Sirve de ayuda para decidir la completación o abandono del pozo.
Sirve como fuente de información básica en caso de pérdida del pozo durante la perforación.
El cromatógrafo analiza hidrocarburos gaseosos separados del barro por la trampa de lodo, los resultados obtenidos están afectados por la eficiencia de la misma y los cambios en las propiedades del lodo.
RECOMENDACIONES
Utilizar la técnica del Perfil Litológico y de Gases en pozos exploratorios del tipo“Wild Cat” en OPS y ONO.
Para OPS contratar los servicios de laboratorio móvil de la Exploration Loggins solicitando el modelo diseñado para lugares poco accesibles cuyo peso aproximado es 6000 Lbs., con personal propio de operadores y entrenar al mismo
tiempo a 4 geólogos jóvenes de Petroperú en nuestros pozos por un período de 3 a 4 meses para en el futuro alquilar solamente el laboratorio y operar con personal propio. Para ONO, proceder en forma similar utilizando el equipo que pesa 10000Lbs.
Antes de proceder con la contratación del servicio de Perfilaje Litológico de Gases de la “Exploration Logging” se debe evaluar el servicio similar que ofrece “Baroid” y que utiliza el Cromatógrafo “Steam Steel-Reflux” que es superior en la evaluación de gases, al sistema de trampa de barro que usa “Exploration Logging”.