• Author / Uploaded
• Karito Peñaloza

Citation preview

1

INTRODUCCIÓN Este manual es una recopilación de información ya existente, cuyo objetivo es presentar de una manera resumida las principales actividades del geólogo “mud logger” durante la perforación de pozos de hidrocarburos. Es de gran interés para las compañías operadoras que los datos registrados sean lo mas preciso posible, ya que en algunas ocasiones no se puede realizar los registros eléctricos planeados. Por lo tanto con la única información con la que se cuenta a parte de la sísmica del subsuelo, es la recolectada por la unidad de registros de hidrocarburos continuo. Las compañías encargadas de este servicio ofrece unidades con el personal adecuadamente capacitado, para desempeñar sus funciones y mostrar un trabajo bien hecho que resulta del profesionalismo del personal de la unidad combinado con un soporte técnico adecuado de la compañía. Durante la actividad de perforación se recomienda realizar constantemente un control de calidad de los equipos presentes en la unidad, el cual será supervisado por el geólogo de pozo (wellsite) representando la compañía operadora. FUNCIONES DEL MUDLOGGING • Presentar la información detallada de una manera bien precisa al geólogo del pozo. • Suministrar información detallada al ingeniero de perforación y al jefe de geología que inciden en tomas de decisiones. • La información obtenida durante la perforación es de suma importancia para tomar decisiones tales como: puntos de revestimientos, intervalo a corazonar, continuar o parar la perforación, incrementar el peso del lodo, acondicionar hueco, cambiar broca, etc.. • Para el departamento de geología es de gran importancia que los datos registrados sean bien precisos, tales como lecturas de gas, toma y análisis de muestras y análisis de hidrocarburos. • El resultado final del servicio de registro de hidrocarburos continuo se presenta en forma de un registro “master log” donde se incluye información tales como. litología, rata de

2

penetración, lectura de gas, manifestaciones de aceite y otra información necesaria para interpretar la información geológica y correlacionarla con otros pozos del área. • En estas unidades también se monitorea todos los parámetros de perforación tales como: nivel del lodo, presión, torque, peso del lodo, conductividad, arrastre de la sarta, galonaje, peso del gancho y sobre la broca, revoluciones de la mesa rotaria, densidad del lodo, temperatura del lodo y gases presentes durante la perforación. En general, las unidades de mudlogging consta de los siguientes equipos: trampa de gas, detector y analizador de gas, indicador de profundidad, contador de strokes, sensores del nivel de lodo, microscopio binocular, fluoroscopio, bandejas para las muestras, sensor de presión y peso sobre la broca, sensor de torque, sensor para la densidad y temperatura del lodo, y otros elementos necesarios para la operación.

3

I. GEOLOGIA GENERAL 1.0 ROCAS SEDIMENTARIAS 2.0 LA FORMACION DEL PETROLEO 3.0 ROCAS EVAPORITICAS 4.0 ROCAS IGNEAS 5.0 ROCAS METAMORFICAS

4

1.0 CLASIFICACION DE LAS ROCAS SEDIMENTARIAS 1.1 ROCAS SILICICLASTICAS Las rocas siliciclasticas son rocas que están formadas por partículas detritica de tamaño arcilla hasta tamaño grava que han sufrido transporte y depositación. Los granos mas comunes son cuarzo y feldespatos. 1.1.1 Componentes: Matriz: Material tamaño lodo depositado al mismo tiempo que los granos. Cemento: Precipitado que une granos y es formado después de la depositación de los sedimentos. Se origina durante la diágenesis de los sedimentos. 1.1.2 Clasificación de las Areniscas A. Según su composición Figura 1. Clasificación de las Areniscas, después Dott (1964); Pettijohn, Potter y Siever (1973). El grupo Wacke contiene 15 - 75% matriz. Figura 2. Clasificación de Areniscas según Folk, 1968.

B. Clasificación de los sedimentos según su tamaño de grano.

5

Figura 3. Madurez textural de un sedimento, en el cual se relacionan los diferentes estadios con el contenido de la arcilla, calibrado y redondez. (tomado de Weller, 1960).

6

Figura 4. Madurez textural de un sedimento, según Folk 1974.

1.2 ROCAS CARBONATADAS Las rocas carbonatadas son rocas que están compuesta por carbonato de calcio o Magnesio. Los carbonatos son formados de agua superficiales, generalmente en ambientes marinos, dominantemente en aguas tropicales cálidas. Al igual que las rocas siliciclásticas, la mayoría de los sedimentos carbonatados son partículas de tamaño arcilla hasta tamaño grava, que son generalmente depositados en aguas marinas. 1.2.1 Componentes de las Rocas Carbonatadas • Matriz: El material entre los granos puede ser principalmente tamaño lodo, depositado al mismo tiempo que los granos. Si los granos forma la mayor parte de la roca se denomina

7

grano soportada, mientras si el lodo forma la mayor parte de la roca se denomina lodosoportada. 1.2.2

Estructuras Sedimentarias:

Las estructuras deposicional son similares a las

encontradas en rocas clásticas donde el movimiento del agua ha sido tan fuerte para mover las partículas carbonatadas.

Se puede observar laminación corriente o cruzada.

Laminaciones estromatoitica y estructuras de algas son también comunes. Estructuras Postdeposicional tales como madrigueras, bioturbaciones son comunes. Las estructuras de solución tales como estilolitos son más comunes en rocas carbonatadas que en las siliciclásticas.

Nódulos y concreciones son formadas por precipitación y

reemplazamiento por minerales tales como chert, anhidrita, etc..

1.2.3 Clasificación de las rocas carbonatadas

Figura 5. Clasificación de las Rocas Carbonatadas según Dunham’s. (Los puntos finos representan matriz lodo)

8

Tabla 1. Clasificación de las rocas carbonatadas de acuerdo a su textura depositacional, según Dunham, 1962. NO RECONOCIBLE

TEXTURA DEPOSITACIONAL RECONOCIBLE CONTIENE LODO (Partícula del tamaño limo fino y arcilla)

LODO SOPORTADA Menos del 10% de granos

Mas del 10% de granos

MUDSTONE

WACKESTONE

GRANO SOPORTADA

Ausencia de lodo Es grano soportada

Componentes originales fueron ligados (bound) juntos durante la depositación (insitu) por intercrecimiento de materia esqueletica.

PACKSTONE

GRAINSTONE

BOUNDSTONE

CARBONATO CRISTALINO

Mudstone y Wackestone: Son rocas que representan un ambiente de baja energía (aguas quieta) de depositación. No tiene relación con aguas profundas. Pueden ocurrir en el centro de cuencas profundas, en lagos de aguas muy superficiales. Packstone: En general representa un ambiente de baja energía de depositación. Sin embargo en algunas ocasiones pueden representar un ambiente de alta energía de depositación. Grainstone. En general refleja un ambiente de alta energía de depositación. Sin embargo, un Grainstone compuesto por pellets fecales o delgadas conchas de moluscos puede ser el resultado de un ambiente de baja energía de depositación. Los oolitos son productos de ambientes de alta energía. La energía de la corriente no esta en función de la profundidad del agua, por lo tanto no es un indicador de profundidad. Figura 6. Clasificación de las rocas carbonatadas según Folk’s, 1962.

1.2.4 Otras Rocas Carbonatadas • DOLOMITA: La dolomita es un mineral diágenetico en rocas carbonatadas. La dolomita reemplaza a la calcita o aragonito en depósitos calcáreos. Una dolomita ideal ha sido definida como una dolomita la cual tiene una composición de Mg1.0 Ca1.0 (CON 3)2. (Figura 7).

% CALCITA

100 C

90 CALIZ

50

10

0

9

A L I Z A

A CALIZA DOLOMITICA

DOLOMITA CALCITICA

DOLOMITA

MAGNE SIANA

0

10

50

90

100

% DOLOMITA Figura 7. Clasificación de Caliza - Dolomita.

• TIZOSA (CHALKY): Término que cubre cualquier caliza friable que flota fácilmente dentro de partículas finas. Generalmente son hechas de algas plantonicas y restos esqueléticos que no han sido cementado. Ellas tienen una porosidad primaria intergranular modificada solamente por compactación. Las calizas tizosas son muy porosas pero poco permeables. • MARGA: Roca compuesta por una mezcla aproximadamente 50/50 de arcilla y material calcáreo ( generalmente de grano fino). 2.0 LA FORMACION DEL PETRÓLEO Para la ocurrencia de un yacimiento petrolífero deben cumplirse los siguientes requisitos: • Roca Fuente • Roca reservorio o almacenadora (roca porosa: arenisca) • Canales de migración • Roca sello (Roca impermeable) • Trampa (se determina por estructuras geológicas) 2.1 ROCA FUENTE La roca fuente son rocas sedimentarias que contiene materia orgánica que genera apreciable cantidades de hidrocarburos después de un soterramiento a elevadas temperaturas. Básicamente para la generación de hidrocarburos, a partir de una roca fuente, deben ser cumplidas tres condiciones: 1. Cantidad suficiente de materia orgánica 2. Buena calidad de dicha materia orgánica (composición química adecuada) 3. Maduración de la roca fuente.

10

El inicio del proceso lo constituye la acumulación de la materia orgánica. Los factores que influyen en la acumulación de la materia orgánica en los sedimentos son de dos tipos: Biológicos y Físicos. Factores Biológicos: Productividad orgánica y degradación bioquímica de la materia orgánica por metazoos y bacterias. Factores Físicos: Transporte hasta los sedimentos, tasa de sedimentación, tamaño de grano y cantidad de oxigeno disponible en el medio.

A continuación trataremos cada uno de los factores: • Productividad Orgánica Primaria: La fuente de producción de materia orgánica es la fotosíntesis, la cual ocurre hasta una profundidad de 200 metros. La mayor fuente de materia orgánica es el fitoplankton, el cual esta compuesto de algas microscópicas unicelulares. Su producción es controlada por factores tales como la luz, la temperatura y la concentración de nitratos y fosfatos, los cuales son suministrados por corrientes provenientes de aguas profundas (upwelling), como por los ríos. La producción marina es de mayor importancia, pues genera material rico en lípidos, los cuales son generadores de petróleo líquido mientras la mayoría de materia orgánica terrestre, pobre en hidrogeno, genera principalmente gas. • Degradación Bioquímica de la Materia Orgánica: Los principales procesos de destrucción de la materia orgánica son la oxidación química y el consumo por parte de organismos heterótrofos. En un medio aeróbico, la degradación aeróbica actúa inmediatamente. Si el suministro de oxigeno es agotado, la acción de las bacterias se lleva a cabo usando los nitratos como fuente de oxigeno. Si el nitrato es agotado, es reemplazado por los sulfatos. La materia orgánica depositada en medio óxico (bioperturbación), parece ser pobre parece ser pobre en hidrogeno y por tal, generadora de gas o no generadora. Los sedimentos depositados en un medio anóxico - laminados y sin bioperturbación favorecen la preservación de la materia orgánica. Los sedimentos en medios anóxicos (menos de 0.5 ml de O 2 / litro de agua) son más ricos en materia orgánica abundante en lípidos e hidrogeno. • Transporte y acumulación de restos orgánicos: La velocidad de caída de las partículas orgánicas es muy lenta,, fluctuando entre 0.1 y 5 metros por día según su forma y tamaño. La materia orgánica en medios acuáticos se hallan en suspensión como partículas finas fácilmente transportadas por corrientes. En medios anóxicos, las tasas de sedimentación deben oscilar entre los valores que permitan la depositación de material principalmente de grano fino (arcilloso), además de una alta

11

depositación de materia orgánica. El material arcilloso favorece la preservación de las partículas orgánicas atrapadas en él, pues impide la difusión de agentes oxidantes. Las condiciones anóxicas se presentan donde la demanda sobrepasa el suministro. La causa más común de anoxia es la incapacidad del suministro de oxigeno en el agua de suplir la demanda bioquímica del mismo. Por tal, la falta de mezcla vertical y renovación de oxígeno en aguas profundas, es tal vez el factor determinante en la localización de los lechos anóxicos. Según la clasificación de Demaison y Moore (1980) se tienen 4 tipos de ambientes anóxicos: 1. Grandes lagos anóxicos: Caracterizados por la abundancia de productividad orgánica debido al gran suministro de nitratos y sulfatos. Su contenido de O2 es menor en áreas tropicales donde no hay cambios estacionales bruscos y la temperatura del agua es mayor. 2. Cuencas cerradas. Típica presencia de barreras, las cuales junto con un suministro positivo de agua dulce provenientes de ríos, causan un contraste entre el agua superficial, menos densa y la profunda más salada, que actúa como trampa de nutrientes, fomentando tanto la productividad orgánica en la zona superficial y permitiendo la preservación de dicha materia orgánica al morir. 3. Lechos anóxicos causados por Upwelling: Upwelling es un proceso de circulación ascendente de aguas profundas, ricas en nitratos y fosfatos, lo cual provoca una alta productividad biológica en la zona fótica, que crea una alta demanda de oxígeno. Cuando tal demanda sobrepasa al suministro de oxigeno se pueden provocar condiciones anóxicas en los lechos subyacentes. 4. Océano abierto anóxico: Zonas con condiciones anóxicas locales, asociados con una alta demanda de oxígeno. • Abundancia de Materia Orgánica en Sedimentos: Bajo las condiciones más favorables (alto potencial y madurez) se toma un limite empírico arbitrario de 0.4% en peso de C orgánico (aproximadamente 0.5% en peso de materia orgánica) como concentración mínima de kerógeno necesario para que cualquier expulsión significativa de hidrocarburos pueda ser llevada a cabo (Tissot, 1974; Dow, 1978) 2.2 TRANSFORMACION DE LA MATERIA ORGANICA A HIDROCARBUROS Solo menos del 1% de la masa orgánica sobrevive a la oxidación. La masa que subsiste consta de lípidos, ácidos húmicos y protokerógeno, que es materia orgánica insoluble y resistente a ácidos hallados en sedimentos recientes. Durante la diágenesis, pero antes de la maduración termal, este material es alterado para producir kerógeno. 2.2.1 Kerógeno: Esta compuesto por macerales (equivalentes a los minerales en la roca). Materia orgánica insoluble en solventes orgánicos comunes y diageneticamente alterada. El kerógeno se clasifica según el porcentaje de carbono, hidrogeno y oxigeno.

12

Tipos de kerógeno: • Tipo I (facies sapropelicas): Alto contenido de hidrogeno. Rico en lípidos. Contiene muy poco oxigeno. Es derivado de algas y tiene un alto potencial genético de aceites. • Tipo II (facies sapropélicas): Alto contenido de hidrogeno pero menor que el anterior. Contiene carboxilos. Es derivado del fito y zooplacton en medio reductor marino. Es el más común de las rocas fuentes, llamado kerógeno normal. • Tipo III (facies húmicas): Bajo contenido de hidrogeno y alto contenido de oxígeno. Acumulados en ambientes parálicos, no marinos, deltaicos o de plataforma continental. Llamado kerógeno estructural. Potencia para aceite y alta para gas. • Tipo IV: Materia orgánica residual. Alto contenido de oxigeno y bajo en hidrogeno. Llamado carbón muerto. El material perdió hidrogeno por maduración termal excesiva. El carbón proveniente de restos de plantas da origen al metano. La lutita bituminosas, caliza bituminosa son rocas fuentes para aceite y gas. La conversión de la materia orgánica tal como el kerógeno en hidrocarburos es un crackeo de grandes moléculas en moléculas pequeñas. Con el incremento de temperatura asociado con el soterramiento se produce el crackeo, incrementando el número total de moléculas y resultando en un incremento en la presión del fluido de formación. Este incremento en presión resulta en la migración primaria de los hidrocarburos fuera de la roca fuente. 3.0 ROCAS EVAPORITICAS Cuando una porción de agua de mar separada de éste, o cuando las aguas de los lagos salados se evaporan, las sales disueltas precipitan formando depósitos sedimentarios llamados evaporitas. Por evaporación la secuencia general de precipitación es: parte de calcita (cuando el volumen del agua del mar se reduce por evaporación, aproximadamente a la mitad); yeso (con el volumen reducido a un quinto del original), halita (con el volumen reducido a un décimo del original) y finalmente los sulfatos y cloruros de Mg y K. En los depósitos naturales, los minerales que precipitan primeramente en la secuencia, tienden a presentar una abundancia creciente. Por ello, el yeso y la anhidrita son, con mucha diferencia, los minerales de las evaporitas más abundantes y forman corrientemente lechos masivos. El deposito del yeso o anhidrita depende de la temperatura y salinidad de la solución; la anhidrita se forma a mayores concentraciones de sal y mayores temperaturas que el yeso. 4.0 ROCAS IGNEAS Las rocas ígneas comprenden aproximadamente el 95% de los 16 Km. superiores de la corteza terrestre, pero su gran abundancia queda oculta a la superficie terrestre por su capa delgada, pero muy extensa de rocas sedimentarias y metamórficas Las rocas ígneas han

13

cristalizados de un fundido de silicatos (a altas temperaturas: 900 - 1600°C) llamado magma. Existen dos tipos principales de rocas ígneas, extrusivas (volcánicas) e intrusivas. El primer grupo incluye aquellas rocas ígneas que alcanzaron la superficie de la tierra en estado fundido o parcialmente fundido. Las rocas intrusivas o plutónicas son el resultado de la cristalización de un magma que no alcanzó la superficie terrestre. Cuando la intrusión del magma se verifica en forma de cuerpos tabulares discordantes, la textura de estas rocas es generalmente, más fina que la plutónica, pero más basta que la volcánica; estas rocas de tamaño de grano intermedio se llama hipobisales. Ciertas rocas ígneas presentan cristales incluidos en una matriz de grano mucho más fino. A estos cristales grandes se le conoce con el nombre de fenocristales, y al material de grano fino pasta. Cuando el magma contienen minerales bajo en sílice como el olivino, el piróxeno, la hornblenda y la biotita y poco o nada SiO2 libre (cuarzo), las rocas resultantes se denominan máficas, que tienden a ser oscuras por su alto contenido de minerales ferromagnesianos. Cuando el fundido es rico en SiO2 da lugar a rocas con cuarzo abundante y feldespatos alcalinos y pequeñas cantidades de minerales ferromagnesianos. Estas rocas se llaman félsicas (ricas en feldespatos alcalinos) o siliceas y son de color mas claro que las máficas.

14

Figura 8. Clasificación general y nomenclatura de algunos tipos comunes de rocas plutónicas (a) y algunos tipos de rocas volcánicas (b). Esta clasificación esta basada en los porcentajes relativos de cuarzo, plagioclasa y feldespatos alcalinos medidos en volumen.

5.0 ROCAS METAMORFICAS Las rocas metamórficas se derivan de rocas preexistentes (ígneas, sedimentarias o metamórficas) por cambios mineralógicos, de textura y estructurales. En general las rocas metamórficas pueden dividirse en dos grupos: las formadas por metamorfismo de contacto y las formadas por metamorfismo regional. Algunos tipos de rocas metamórficas son: mármol, cuarcita, pizarra, esquistos, gneis, etc...

15

16

II. POROSIDAD Y PERMEABILIDAD 1.0 POROSIDAD 2.0 PERMEABILIDAD 3.0 CLASIFICACION DE LA POROSIDAD EN ROCAS CARBONATADAS SEGÚN ARCHIES

17

La porosidad es una medida del volumen de los espacios vacíos en la roca mientras la permeabilidad es una medida de la capacidad de una roca para transmitir un fluido. La porosidad depende de la porosidad efectiva y el tamaño principal de los poros individuales. Generalmente a más pequeños el tamaño de los granos o cristales menor es la permeabilidad. La capacidad para estimar la porosidad resulta de la practica y experiencia en la examinación de las muestras. Una magnificación de 10x es normalmente usada para detectar la porosidad. Los poros son más fácil de reconocer en muestras secas que en muestras húmedas. 1.0 POROSIDAD Es el porcentaje del volumen total de espacios vacíos de la roca. La porosidad efectiva es una medida de los espacios vacíos que están llenados por aceite o gas recuperable, es decir que están intercomunicados. Tabla 2. Evaluación cualitativa de la porisidad en la roca.

Porcentaje de porosidad

Evaluación cualitativa

0-5 5-10 10-15 15-20 >20

Negligible Pobre Regular Buena Muy buena

1.1 PRINCIPALES FACTORES QUE CONTROLAN LA POROSIDAD • Tamaño del grano o partícula • Forma del grano o partícula (redondez y esfericidad) • Método de depositación (selección y empaquetamiento) • Efectos de compactación.

La porosidad puede ser primaria o secundaria.

Durante los eventos diageneticos la

porosidad puede incrementar o disminuir ya sea por disolución o precipitación de agentes cementantes. (Figura 9.)

18

Figura 9. Porosidad contra profundidad por compactación mecánica de areniscas y lutitas (después Sclater and Christie, 1980).

2.0 PERMEABILIDAD La permeabilidad es la propiedad de un medio de permitir que los fluidos pasen a través de este sin cambios en la estructura del medio o desplazamiento de sus partes. 2.1 PRINCIPALES FACTORES QUE CONTROLA LA PERMEABILIDAD • La fabrica de la roca (empaquetamiento y selección).

Si la selección es pobre la

permeabilidad es baja. • La geometría de los espacios porosos. La permeabilidad real esta determinada por las gargantas de los poros y no por el tamaño de los poros. • Forma y tamaño de los granos.

Tanto la porosidad como la permeabilidad puede variar lateral y verticalmente en un reservorio.

19

3.0 CLASIFICACION DE LA POROSIDAD EN ROCAS CARBONATADAS SEGÚN ARCHIE’S La clasificación Archie’s consiste de dos partes: una se refiere a la textura de la matriz, incluyendo el tamaño de grano, y la otra al carácter más la frecuencia de la estructura de poros visibles. La clasificación de la matriz da información litológica sobre la estructura de los poros (no visible bajo magnificación 10x) entre los cristales o granos de carbonatos. Clasificación de la matriz: Tabla 3. Clasificación de la porosidad, según Archie's.

Clase Muestra de mano I. Compacta, Cristalina, dura, densa, cristalina bordes agudos y caras suaves sobre el fracturamiento. Resinosa

II. Tizosa Opaca, apariencia terrosa o (chalky), tizosa, dura a blanda. terrosa Apariencia cristalina ausente debido a los pequeños cristales.

III. Granular Apariencia o sacarosa sacarosa

arenosa

o

Bajo magnificación 10x Matriz hecha de cristales apretadamente entrelazados o granos completamente cementados, dejando espacio poroso no visible entre los cristales, frecuentemente produciendo apariencia concoidea sobre el fracturamiento. Cristales, menor efectivamente entrelazados que la anterior. Extremadamente textura fina puede aún parecerse tizosa bajo esta magnificación, pero otras puede comenzar a parecerse cristalinas. Tamaño de grano para este tipo es menor de 0.02 mm. Cristales menos efectivamente entrelazados, fractura generalmente a lo largo de las caras de los cristales individuales dando una apariencia arenosa. Generalmente mayor espacio entre los cristales. Algunos ejemplos son las texturas ooliticas.

Porosidad 0 - 5%

20 - 35%

15 - 25%

En las muestras de zanjas es frecuente que se observa mas de un tipo de matriz de carbonatos. Por lo tanto, es importante estimar y reportar el porcentaje del total de la muestra representada por cada tipo de matriz.

20

III. TRANSPORTACION, RECOLECCION, Y PREPARACION DE MUESTRAS 1.0

TRANSPORTE DE LOS CORTES PERFORADOS

HASTA SUPERFICIE 2.0 TIPOS DE MUESTRAS 3.0

PREPARACION DE LAS MUESTRAS PARA EL

ANÁLISIS EN EL MICROSCOPIO 4.0 LAGTIME

21

La obtención de la muestra geológica mientras se perfora envuelve los siguientes procesos: • Cortes de la formación desarrollados por la broca • La remoción y transportación de los cortes en la columna de lodo • Separación y recolección de los cortes en las rumbas (zarandas) • Preparación de las muestras en una bandeja para la descripción.

La confiabilidad y representación de la muestra depende de la eficiencia con que se desarrolle los procesos mencionados arriba. Sin embargo, la muestra recolectada en la bandeja para llevar a cabo la descripción, en los mejores casos representa aproximadamente un 70% de la verdadera muestra, y en algunos casos puede no ser representativa. Por lo tanto, es importante que el geólogo este pendiente y sea capaz de reconocer las inexactitudes de la muestra para tomar medida preventiva.

Esto se conseguí con la

experiencia del geólogo.

1.0 TRANSPORTE DE LOS CORTES PERFORADOS HASTA SUPERFICIE Los cortes generados por las brocas de perforación son impulsados desde el fondo del hueco por la acción del fluido de perforación que emerge a alta velocidad a través de las boquillas de la broca. La figura 10 ilustra las fuerzas que actúan sobre los cortes en el anular. La fuerza de la gravedad tiende a colocar el corte hacia abajo de la base del hueco. Esto es denominado velocidad de deslizamiento. La fuerza hacia arriba (sentido contrario a la anterior) es suministrada por la circulación del fluido de perforación, medida en termino de la velocidad de flujo o velocidad anular. Para que los cortes sean removidos desde el fondo del hueco el promedio de la velocidad de flujo o anular debe ser mayor a la velocidad de deslizamiento.

Además, el lodo debe también tener las propiedades adecuadas para

suspender los cortes (yield point, geles) cuando la circulación es parada, por ejemplo en una conexión.

Las variaciones en la velocidad anular a través del diámetro del anular, la

geometría del hueco, secciones derrumbadas, particularmente cerca del zapato del revestimiento, severos pata de perro, ojo de llave e irregularidades del hueco causan un

22

significante grado de mezcla de cortes (cavings-derrumbes y cortes) perforados a medida que ellos son transportados por el anular a la superficie, resultando en la destrucción de la integridad de la muestra. Por lo tanto es importante distinguir los cortes de los cavings, lo cual nos ayuda a interpretar la verdadera litología del hueco perforado. La ineficiencia del limpiamiento del hueco se puede observar cuando la perforación es parada y se circula por un largo tiempo. Teóricamente los cortes no deben ser visto en la rumba después de la circulación de un lagtime. En la practica los cortes continúan saliendo, circulando un gran periodo después del lagtime, aquello puede ser atribuido a un ineficiente limpiado del hueco o a cavings. La figura 11 ilustra el sistema de circulación para el fluido de perforación La figura 12 ilustra una típica zaranda-rumba (shaker) de lodo. Cada zaranda usualmente comprende dos mallas vibradoras inclinadas,

las cuales separa los cortes perforados

transportado por el fluido de perforación. La malla superior es de tamaño grueso y retiene cortes grandes y derrumbe (cavings). La malla inferior es de partículas finas y retiene cortes de tamaño mas pequeños y arenas sueltas. Las partículas tamaño lodo y arena suelta muy fina- limo pasa a través de ambas mallas y va hacia el interior del tanque de lodo o trampa de arena, ubicado bajo las zarandas. Las partículas finas son más tarde removidas del lodo por el dasander, desilter y otros equipos limpiadores del lodo. Los cortes perforados son vibrados al borde de las mallas de las zarandas antes de caer en el balde recolector de muestra. El balde puede ser limpiado cada vez que se recoja una muestra, lo cual evitara la contaminación de la muestra con cortes de secciones perforadas con anterioridad. Debido a que la muestra debe ser representativa de la litología correspondiente al intervalo perforado, es importante que la recolección de los cortes, se haga mezclando la cantidad recolectada en el balde.

23

Figura 10. Fuerzas que actúan sobre los cortes perforados

24

Figura 11. Sistema de circulación del fluido de perforación

25

Figura 12. Rumbas o zarandas (shaker)

En ciertas circunstancias, es necesario cambiar la malla inferior a una malla mas fina, para asegurar que la arena más fina no se pierda a través de la zaranda. El geólogo tiene que chequear con regularidad, si los cortes son adecuadamente recolectados y mirar si las mallas de las zarandas han sido limpiadas después de la

26

recolección de cada muestra, para asegurarse que la próxima acumulación solamente contiene material “fresco”. En algunas ocasiones no es posible recoger muestras debido a: • Perdida total de circulación. • Perforación en formaciones evaporiticas (Halita) con lodo de agua fresca • Perforación con brocas PDC (los cortes son altamente triturados) • Material contaminante (Cemento, Carbonato de Calcio, LCM, Barita, etc..). • Arcilla totalmente lavada En cualesquiera de estos casos, donde no se recoja muestra, debe reportarse al geólogo representante de la compañía operadora (wellsite), y además marcar el sobre de la muestra con la profundidad respectiva y una anotación correspondiente al caso (No retornos). Las muestras no representativas pueden ser debido también por: • Abundante cavings • Nuevas partículas del lodo de perforación • Alteración de la muestra durante el secado o almacenamiento (calcita de microfosiles más pirita puede reaccionar para formar yeso).

En algunas ocasiones es recomendable realizar muestreos mas denso: • La litología penetrada es muy variada • La formación va a ser corazonada • Intervalo prospectivo en hidrocarburos.

2.0 TIPOS DE MUESTRAS 2.1 MUESTRAS PARA EL MICROSCOPIO

27

Esta muestra es cuidadosamente preparada y lavada para la examinación en el microscopio. Tanto el geólogo logger como el geólogo wellsite examina las muestras en el microscopio. Estas muestras se usan para determinar la litología, su porcentaje e indicación de aceite. Es adecuado dejar la ultima muestra analizada para compararla con la actual. 2.2 MUESTRAS DE CHEQUEO Son recolectadas y preparadas siempre y cuando hay un cambio en la rata de penetración, presencia de gas o cuando se aproxima un punto importante en el pozo, tales como punto de revestimiento o corazonamiento, o el tope de las formaciones penetradas. Las muestras de chequeo son requeridas cuando hay un rompimiento en la rata de perforación para identificar su causa.

La muestra de chequeo no es

compuesta sino puntual. 2.3 MUESTRAS SIN LAVAR Aquellas son llamadas también muestras húmedas.

Son muestras grandes,

generalmente pesa un kilogramo o más y son recolectadas en una bolsa de tela o plástica (polietileno) directamente desde balde. Ellas no son limpiadas y por lo tanto van con el fluido de perforación. Estas muestras son empacadas en cajas de madera o cajas plásticas para ser despachadas al laboratorio. En el laboratorio son lavadas y preparadas para análisis micropaleontológicos. 2.4 MUESTRAS LAVADAS Y SECADAS Son preparadas y lavadas de una manera similar a las muestras de microscopio. Después del tamizado y lavado ellas son en un horno microondas o estufa para secado de muestras. Luego son empacadas en sobres pequeños de papel o polietileno. Estas muestras se usan en caso de que exista alguna ambigüedad entre los registros eléctricos y el master log.

2.5 MUESTRAS PARA GEOQUÍMICA

28

Son recolectadas en la misma manera que las muestras no lavadas, pero en bolsas de hoja de estaño. Bacteriodicidas es agregado siempre antes que la bolsa de estaño sea sellada para prevenir la degradación bacterial de los componentes orgánicos. En general todas las muestras de cortes perforados recolectadas pueden ser marcadas con los siguientes parámetros: • Compañía operadora • Nombre o número del pozo • País o área de operación • Intervalo muestreado (profundidad en pies) Hay que tener cuidado especial cuando se perfora con lodo base aceite y asegurar que la tinta del marcador no sea soluble en estos lodos.

3.0 PREPARACION DE LAS MUESTRAS PARA EL ANÁLISIS EN EL MICROSCOPIO

Los cortes necesitan ser lavados y tamizados para examinarlos en el microscopio. Generalmente se usa un juego de tres tamices, gradando desde muy fino a grueso. La muestra húmeda es colocada en el tamiz superior (grueso). Un chorro de agua es colocado sobre la muestra, la cual es agitada y lavada, quedando en este tamiz los cavings y partículas de tamaño grueso. Este procedimiento se repite con los siguientes tamiz (colocado debajo del grueso) usando un movimiento giratorio.

Tabla 4. Tamices utilizados para la preparación de muestras.

Tamiz- Apertura-Malla # Superior- 2mm - # 8

Contiene principalmente cavings y cortes perforados grandes. Los cortes grandes puede ser útil para observar

29

rasgos sedimentarios tales como laminación. Sin embargo siempre no es posible diferenciar los cortes grandes de los cavings. Medio - 250 micrones - # 80 Contiene principalmente cortes perforados y arenas sueltas de tamaño grueso a medio. Inferior - 90 micrones - # 170 Contiene cortes perforados finos y arena suelta de grano fino a muy fino. El objetivo del proceso de lavado es remover el lodo y los aditivos del lodo de la muestra, causando el menor daño posible a los cortes perforados.

En litologías que contiene

abundante minerales evaporiticos que son soluble al agua tales como Halita (NaCl), Carnalita (KCl.MgCl2.6H2O) y Bischofita (MgCl2.6H2O) hay que tener cuidado al lavar la, de tal manera que no se pierda información litológica de gran de interés. También hay que tener cuidado cuando se perforan formaciones blandas como arcillas con menor cantidad de arena suelta. Al lavar la muestra, la arcilla se puede lavar y el porcentaje es distorsionado, estimando un 100% de arena. Al lavar la muestra sucia se puede obtener mucha información acerca de la litología, por eso es conveniente entrenar al recogemuestra para que lave la muestra correctamente y que avise cualquier cambio en el color del lodo, o el color del agua mientras lava la muestra. También es conveniente, en secuencias altamente arcillosa realizar el método de solubilidad, para así tener una idea de cuanta arcilla en realidad se esta perdiendo al lavar la muestra. Algunos recogemuestras usan un excesivo chorro de agua con fuerte presión o un excesivo amansamiento de la muestra con las manos, perdiendo parte de la muestra representativa. En el caso de las areniscas inconsolidadas, puede resultar en un fracturamiento de los cortes de areniscas perdiendo valiosa información tales como porosidad, matriz, cementación , etc. Además el excesivo lavado de las muestras puede resultar en una severa reducción de los indicadores de hidrocarburos. En general hay que estar pendiente de los cambios en las propiedades del lodo y en el cambio del tamaño de las mallas de las zarandas debido a que ellos pueden influir en la recolección de la muestra. Una vez que los cortes han sido recolectados y lavados, se toma una pequeña cantidad del tamiz medio e inferior y se coloca en las bandejas para ser luego analizadas bajo el microscopio. La cantidad de muestra, colocada en las bandejas depende de la preferencia

30

del geólogo logger. Lo importante es tener cuidado de que la muestra que se toma sea una fracción representativa de toda el área de los tamices. La fracción gruesa (cavings o cortes grandes) también es importante analizarla, ya sea para ver estructuras sedimentarias o mirar el comportamiento del hueco durante los viajes o conexiones. En caso que se sospeche la presencia de un show de aceite, es recomendable analizar la muestra bajo el fluoroscopio antes de ser lavada. Luego la muestra es lavada para remover los aditivos del lodo tales como lignisulfanato, micas, etc. Cuando todas las impurezas son removidas, se puede adicionar un poco de agua con movimiento circular para esparcir la muestra a través de toda la bandeja, dejándola drenar unos pocos segundos sobre un plano inclinado, con el fin de que los materiales más densos se depositen en la base, mientras los menos denso se deposita en el tope de la bandeja (Figura 13).

La inclusión de gran cantidad de muestra en la bandeja, hace difícil la

descripción y puede oscurecer la verdadera distribución del porcentaje. A pesar que la muestra cuando esta seca se observa las principales cualidades de textura y color, nosotros analizamos todas las muestras en estado húmedo con el fin de unificar criterios.

Figura 13. Bandeja usada para el análisis de la muestra bajo el microscopio.

Cuando se perfora con lodo base aceite las técnicas de preparación de la muestra es casi similar que cuando se usa lodos base agua. La lavada inicial es llevada a cabo usando una caneca de aceite diesel limpio. Este remueve el lodo base aceite presente en la muestra. Luego se lava la muestra en una caneca con diesel y detergente, pasándola por último a una

31

caneca con agua y detergente. El diesel tiene la ventaja de no hinchar las arcillas pero enmascara un poco el color y textura de la muestra. La muestra para llegar hasta superficie tarda cierto tiempo que es calculado teniendo en cuenta parámetros tales como el galonaje, geometría del pozo, eficiencia de las bombas, y volumen del hueco. A continuación se explicara en que consiste y como se calcula el tiempo que demora la muestra en llegar a superficie (lagtime). 4.0 LAGTIME El lag time (o lag up) puede ser definido como el tiempo requerido (expresado en minutos o strokes) para que los cortes sean transportado desde el fondo del hueco hasta las zarandas (superficie). El lagtime puede ser conocido en cualquier momento durante la perforación de un hueco para asignar correctamente la profundidad de la muestra de los cortes que son muestreados en las zarandas. 4.1 CALCULO TEÓRICO DEL LAGTIME En este método es necesario calcular: • Volumen del anular (entre la sarta y la pared del hueco) • Volumen de la sarta (drill pipe + drill collar) • Rendimiento de las bombas en galones por minuto Volumen del anular (barriles)= (D2-d2)* 0.0009714 * longitud de la sarta (en pies) D= diámetro del hueco d= diámetro externo de la sarta. Rendimiento de la bomba= D2*0.000243*L D=Diámetro del liner L= Longitud del recorrido (pies)

Rendimiento * Strokes por minuto = Galonaje por minuto.

32

El volumen total de lodo (en el drill pipe+drill collar+volumen del anular) dividido por el rendimiento de las bombas nos da el tiempo total de circulación.

Tiempo de circulación desde la base del hueco hasta superficie (lag time ó lag up)= volumen del anular dividido en el rendimiento de las bombas. Tiempo de bajada de circulación (Lag down)= Volumen de la sarta dividido en el rendimiento de las bombas. LagTime total= Lag up + Lag down. 4.2 FORMAS PARA CHEQUEAR EL LAGTIME 4.2.1 Método del Carburo: Inserte pelles de carburo dentro de la tubería cuando se esta realizando una conexión. El gas acetileno (C2) generado cuando los pelles se pone en contacto con el lodo es fácilmente detectado en la unidad de mud logging (por el cromatografo). Se calcula el tiempo de bajada y se le resta al tiempo total gastado en recibir la señal de C2, obteniendo el verdadero tiempo de subida (lag up). Es importante comparar el lag time obtenido con el lag teórico y en lo posible ajustar el lag time. El chequeo con carburo es recomendable hacerlo antes de entrar a la zona de interés o en un intervalo donde la presencia de gas de formación sea escaso. 4.2.2 Método del Arroz o Cortes Pintados: Se procede de la misma manera que con el método anterior. Es indispensable chequear el lagtime cada 500’ pies o cada 8 horas de perforación. 4.2.3 Método usando Gas de Conexión: El tiempo que el gas de conexión es registrado en superficie puede ser comparado con el lagtime teórico para ajustarlo. Esto permite chequear el lagtime cada conexión (30 pies). Hay que tener cuidado cuando el gas de conexión no esta llegando desde el fondo del hueco sino que llega de una zona mas arriba soportada por gas. Este gas se puede identificar si el gas de la conexión falsa llega a superficie en un tiempo constante después de cada conexión.

33

34

IV. DESCRIPCIÓN DE MUESTRAS DE LOS CORTES 1.0 EQUIPOS RECOMENDADOS EN LA DESCRIPCIÓN DE LAS MUESTRAS 2.0

ENSAYO

Y

CARACTERISTICAS

PARA

LA

IDENTIFICACIÓN DE MINERALES Y ROCAS 3.0 MATERIALES CONTAMINANTES 4.0 TEXTURAS EN LAS ROCAS PRODUCIDAS POR LAS BROCAS 5.0 TIPOS DE CAVINGS (DERRUMBES) 6.0 PAUTAS PARA LA IDENTIFICACIÓN DE CAVINGS

35

Para la descripción de las muestras, se usa primero las abreviatura estándar (ver Anexo 1), luego se estima los porcentajes de cada litología según la carta visual. La secuencia para la descripción de muestras es la siguiente:

ARENISCAS (SS): 1. Nombre de la roca 2. Color: algunas compañías usan la carta de colores. 3. Tamaño del grano: se utiliza la escala Wenworth 4. Selección 5. Redondez (esfericidad como opcional). 6. Dureza 7. Cemento y matriz 8. Minerales accesorios 9. Rasgos distinguibles: estructuras sedimentarias, estratificación, concreciones y nódulos, tipos de contacto, otros..) 10.

Contenido fósil

11.

Fractura

12.

Porosidad

13.

Indicación de hidrocarburos.

ROCAS CARBONATADAS (LS, DOL, CHK, MRL) 1. Tipo de roca: según Dunham. 2. Color 3. Tamaño de grano o cristal. 4. Textura

36

5. Dureza 6. Dolomitización o clasificación 7. Cementación (para carbonatos clásticos) 8. Contenido clástico 9. Minerales accesorios 10.

Contenido fósil

11.

Fractura

12.

Porosidad

13.

Indicación de hidrocarburos.

LUTITA, ARCILLOLITA Y LIMOLITA (SH, CLST, SLTST) 1. Nombre de la roca 2. Color 3. Textura 5. Lustre 6. Dureza 7. Contenido de carbonatos y clástico 8. Minerales accesorios 9. Propiedades de hinchamiento y solubilidad 10.

Contenido fósil

11.

Fisibilidad

12.

Fractura

37

ANHIDRITA Y HALITA (ANHY, HLT) 1. Nombre de la roca 2. Color 3. Tamaño del cristal 4. Forma y arreglo del cristal 5. Textura 6. Dureza. 7. Minerales accesorios 8. Contenido fósil 9. Fractura 10.

Indicación de hidrocarburos.

Para la descripción litológica que va en el master log se usa abreviaturas establecidas por las compañías petroleras (ver apéndice).

Algunas reglas para tener en cuenta en las

descripciones son: Los nombres comienza con la primera letra en mayúscula, mientras los adjetivos y adverbios con minúscula. No hay distinción entre las abreviaturas de los nombres en singular y plural. El punto (.) no es usado después de las abreviaciones, excepto donde puede haber confusión. La coma (,) es usada después de un grupo de abreviaciones para indicar el fin del grupo. Punto y coma (;) se usa para separar varios tipos de rocas en una descripción, por ejemplo cuando la roca principal es intercalada con otros componentes: shale, brown, soft, with sand layers, fine grained glauconitic: Sh, brn soft; S Lyr, f, glc. Guion (-) usado para indicar el rango de una característica: fine to medium, grey to dark grey: f - m, gy- dk gy. Signo más (+) es usado como una abreviación para “and”: Shale and sandstone: Sh+Sst. Signo

más-menos (±) es usado como una abreviación para más o menos o

aproximadamente: shale with approximately 25% sand: Sh, ± 25% S. Subrayado de una

38

abreviatura es usado para dar enfasis, very sandy: s; well sorted: srt. Paréntesis es usado para indicar adjetivos diminutivos, o adverbios y colores indefinidos: bluish grey: (bl) gy. Además, se debe tener en cuenta: • Los cortes son generalmente contaminados con una gran variedad de cavings y aditivos del lodo, cemento o fragmentos del equipo de perforación. Por lo tanto es importante preguntarle al ingeniero de lodos, que aditivos le están agregando al lodo y que nos permita algunas muestras de ellos. • Los cortes pueden ser triturados y pulverizados resultando en una descripción errónea de la muestra. • Los cortes pueden ser quemados y fundidos especialmete cuando se perforan lutitas/arcillas con brocas diamantinas.

Además las brocas de diamante producen

estratificaciones falsas cuando se perforan arcillolitas. Para distinguir los cavings de la litología autóctona es importante utilizar la prognosis, la geología regional, etc.. Si es necesario, se realizan algunas pruebas para la identificación de algunos minerales y rocas. Cuando una litología cambia ligeramente no es necesario incluir un nuevo tipo de roca en el porcentaje (por ejemplo; caliza, localmente arcillosa) Para la descripción de porosidad en carbonatos se usa la descripción de Archie’s. (Tabla 3) La porosidad en rocas clástica puede ser reportada en términos de pobre, regular y buena. La permeabilidad no puede ser establecida bajo microscopio, pero se puede dar una calificación cualitativa 1.0 EQUIPOS RECOMENDADOS EN LA DESCRIPCIÓN DE LAS MUESTRAS • Microscopio binocular • Bandejas para la examinación de las muestras • Pinzas • Punzón

39

• Vidrio de reloj • Porcelanas térmicas • Frasco fisher con agua • Botella goteadora con HCl al 10% • Carta comparadora de tamaño de grano y estimación visual de porcentaje (Tabla 5 y Figura 14) • Carta comparadora de redondez y esfericidad (Figura 15) • Carta comparadora de selección (Figura 16) • Carta de colores • Láminas para descripción de cortes e hidrocarburos. Tabla 5. Clasificación del tamaño de grano de los sedimentos. Sise in mm of Class term class boundary boulders 256 cobbles 64 pebbles 4 granules 2 very coarse sand 1 coarse sand 0.5 medium sand 0.25 fine sand 0.12 5 very fine sand 0.06 25 coarse silt 0.03 12 medium silt 0.01

Grain size terms for rock rudite rudaceous rock conglomerate breccia

arenite arenaceous rock sandstone

argillite argillaceous rock

40

56 fine silt

siltstone

mudstone

0.00 78 0.00 39

very fine silt clay

mudrock claystone

shale

Figura 14. Comparación de carta para la estimación del porcentaje visual (después de Terry and Chilingar, 1955) Figura 15. a. Categorías de redondez para granos de baja y alta esfericidad (después de Pettijohn et al; 1973). b. Grado de redondez según Powers, 1953. Figura 16. Carta comparadora para selección (de Pettijohn, Potter and Siever, 1972).

2.0 ENSAYOS Y CARACTERISTICAS PARA LA IDENTIFICACION DE MINERALES Y ROCAS 2.1 CALCITA O CALIZA Si se cubre el mineral o la roca con unas gotas de HCl diluido al 10% reacciona inmediatamente y fuertemente. A veces es necesario triturarla debido a que puede estar cubierta con algún aditivo que impide que reaccione con el HCl.

La dolomita

reacciona muy lentamente al igual que la siderita. Para identificar el contenido de carbonato se recomienda realizar la prueba de calcimetria. Las rocas carbonatadas pueden contener significante porcentaje de Chert, Anhidrita, Arena, Limo o minerales de Arcilla. Cuando en un fragmento de roca esta manchado con aceite, se forman grandes burbujas al ser sumergido en HCl. La dolomita y la siderita efervece inmeditamente al agregarle HCl caliente. 2.2 ANHIDRITA (CaSO4)- YESO (CaSO4.2H2O) Se coloca la muestra en una porcelana térmica y se cubre con una o dos gotas de HCl diluido al 10%. Se calienta hasta que el ácido se evapore (cerca a 150°F) sin ebullir. Cuando el ácido se evapore, un nata residual quedara en la porcelana térmica. Luego se examina la muestra bajo el microscopio. Si se forma un racimo de cristales aciculares sobre la muestra, indica que es anhidrita (pura o impura). Si se forma un tapete continuo de cristales aciculares alrededor del borde de la porcelana térmica,

41

indica una muestra muy anhidritico. Si no se forma cristales visibles, se coloca una gota de agua fría sobre la muestra y la nata residual. Los cloruros de calcio, magnesio presentes se disolvera, dejando cristales aciculares de sulfato de calcio. La anhidrita se hunde en el bromoformo mientras el yeso flota (se recomienda usar una parte de la muestra limpia la cual ha sido seca sobre un filtro de papel) Otra prueba que se puede realizar es calentar la muestra; la anhidrita permanecerá de color clara mientras el yeso da una tonalidad opaca. 2.3 LIMONITA (FeOHnH2O) Color pardo amarillento. Frecuentemente se presenta como un revestimiento sobre los granos de cuarzo. 2.4 SIDERITA (CO3Fe) Color pardo claro. Ocurre como concreciones o pellets en arcillolitas. 2.5 PIRITA (S2Fe) Ocurre como cristales aislados o finamente diseminados o como pellets.

Color amarillo

bronce, duro. Es muy común en rocas siliciclásticas, carbonatos y carbón. 2.6 ARCILLOLITA Partícula menor de 0.02 mm (no visible en microscopios con baja magnificación). Mancha la piel. 2.7 LUTITA Igual a la anterior, pero presenta laminación fina. Astillosa. 2.8 CARBÓN Frecuentemente lustre pulido, brillante. Color negro a pardo oscuro. 2.9 GLAUCONITA Color verde brillante a oscuro. Agregados redondeados en sedimentos marinos.

42

3.0 MATERIALES CONTAMINANTES Hay un gran número de contaminantes los cuales se encuentran en diferentes formas en las muestras durante los procesos normales de perforación de un pozo. 3.1 CEMENTO Provenientes del zapato del revestimiento o tapones. Estos fragmentos de cemento pueden ser confundidos por fragmentos de rocas arenosa, limosa, arcillosa o carbonatada. Generalmente son de color claro, blanda, contiene puntos negros y granos de arena flotando. El cemento generalmente reacciona ligeramente con HCl y llega a ser amarillento. La identificación del cemento es con el uso de fenofltaleina, la cual se torna púrpura en la presencia de cemento. Esta prueba se recomienda hacerla a granos individuales, debido a la reacción de algunos residuos del lodo. Cuando se ha perforado cemento, este sigue saliendo en las muestras por un tiempo debido a que la limpieza del hueco no es muy eficiente. Dependiendo del tipo de cemento el olor a H2S puede ser observado. 3.2 ADITIVOS DEL LODO Hay dos tipos de aditivos del lodo: aquellos que son compuestos del lodo y el material de pérdida de circulación (LCM). Es prudente tener una muestra de todos los aditivos del lodo y mantenerla en la unidad para inspeccionarla bajo el microscopio cuando es necesario. La muestras de los aditivos del lodo es recomendable observalas en estado seco y húmedo , ya que la apariencia cambia. Además la temperatura y las presiones a las cuales están expuestas en el fondo del hueco cambia su apariencia. La mayoría de los aditivos del lodo y material de perdida de circulación son más livianos que la muestra geológica, por lo tanto es fácil su remoción al lavar la muestra. 3.2.1 Barita: Agente que incrementa el peso del lodo. Usualmente es una masa muy fina que no aparece en las muestras. Su identificación se puede hacer por el color claro, vítreo, alta densidad y forma del cristal. 3.2.2 Bentonita: Agente que incrementa el peso del lodo. Cuando es dispersado no se encuentra en las muestras, pero cuando es floculado puede ser confundido por arcilla blanda.

43

3.2.3 Gels y Fécula: Se presentan como masas coagulantes y no puede ser confundidos como roca. 3.2.4 Lignosulfonato: Comúnmente se describe como carbón debido a su color negro. Algunas veces son puntos y toma una tonalidad parda con la temperatura. El método mas eficaz para distinguir el lignosulfonato del carbón es por su tamaño homogéneo, mientras el carbón es variable en tamaño. 3.2.5

Asfaltos:

Son hidrocarburos sólidos idénticos a los encontrados durante la

perforación. Estos asfáltenos se presenta sin ninguna indicación de gas. Cuando se presenta en la muestra generalmente son partículas sueltas mientras cuando esta en la formación bordea granos de cuarzo. 3.2.6 Material de perdida de circulación (LCM): Normalmente es adicionado después de la perdida de circulación, por lo tanto hay que estar alerta para su identificación en las muestras. Hay una variedad de material usado para control de perdida de circulación. Algunos son: mica fina, colofana, conchas de nuez, cascara de cacahuate, plumas, sacos de tela burda, cascarilla de arroz, y muchos otros. La mayoría flota y puede ser removidos durante el lavado de la muestra, a excepción del carbonato de calcio (quickseal), el cual es usado para curar problemas en secuencia carbonatadas, y por lo tanto es muy similar a la secuencia perforada. 3.3 ACEITE-GRASA La mayoría de los hidrocarburos contaminantes están en la tuberia,, colocado durante las conexiones. Sin embargo hay otros aceites lubricantes que se pueden encontrar y ser confundidos con hidrocarburos.

Aquellos pueden ser identificados por su

fluorescencia blanca a azul claro característica de aceite refinado. 3.4 METAL El metal es un contaminante común en las muestras. La viruta de metal puede ser causada por la abrasión del revestimiento o la sarta, o accesorios de la broca. La viruta de la sarta puede ser rojiza y confundida con hematita. Otros materiales que pueden ser encontrados son: caucho (proveniente del collar flotador y zapato del revestimiento) y plásticos, etc.

44

Se recomienda que el recogemuestra este pendiente cuando estén limpiando el bolsillo de la trampa, para que la muestra no se contamine con partículas y cortes retrabajados que se acumulan en el bolsillo de la trampa. 4.0 TEXTURAS EN LAS ROCAS PRODUCIDAS POR LAS BROCAS Las brocas pueden producir texturas diferentes de aquellas observadas en los fragmentos de roca in situé. Bajo ciertas condiciones, la broca puede pulverizar toda o parte de la roca para producir roca triturada, arcillosa o arenosa. La generación de texturas de las brocas afecta la evaluación cuantitativa y cualitativa de las muestras. Aquellas texturas puede ser identificadas para la interpretación correcta de las muestras en cuanto a litología, porosidad y manifestaciones de hidrocarburos. La naturaleza de los cortes también depende de la presión ejercida por el fluido de perforación, dureza y textura de la roca. Algunas texturas generadas por las brocas son (Figura 17).: 4.1 POLVO El polvo de la broca es producido por un trituramiento directo o fallamiento seudoplástico de rocas no arcillosas o por una combinación de ambos procesos. Ambos procesos pulveriza la roca. Ese polvo es generalmente tizoso o amorfo, blanco o pálido del color de la roca no alterada.

La firmeza del polvo depende de la

composición de la roca. Estas texturas se pueden confundir con caolinita o caliza tizosa. Las rocas que son afectadas por esta textura muestra una superficie cóncava, quemada. 4.2 ARCILLA Es producida por la hidratación del polvo de la broca de rocas arcillosas. El polvo o harina generado por la broca tiene una gran área superficial, y en la presencia de agua, la arcilla expuesta se hidrata para producir una arcilla blanda. 4.3 ARENA Es producida por un fallamiento seudoplástico del cemento intergranular o matriz en rocas granulares. La arena generada por la broca consiste de granos sueltos. La arenisca puede ser disgregada en arena. Esto ocurre preferencialmente en grano

45

grueso y texturas porosas. Por lo tanto las manifestaciones de aceite pueden ser lavadas. 4.4 METAMÓRFICAS Son producidas cuando el calor generado en areniscas perforadas con brocas de diamante o PDC vitrifica la sílice pulverizada. Verdadero flujo plástico puede ocurrir. En la presencia de lodos base aceite, el calor y la presión involucradas en el proceso de corte parece crackear el diesel, generando gas y dando una textura vesicular negra. 4.5 LAMINACIONES (PLACAS) DE PDC Son producidas por la acción de cortamiento de las brocas PDC. Se recomienda reportar cualesquiera de estas texturas observadas en la muestra. La litología resultante, la porosidad y las descripciones de hidrocarburos, suministran unos datos básicos para tomar decisiones durante la fase de perforación. Figura 17. Texturas en las rocas producidas por las brocas. a. Harina debido a la broca en calizas: blanca, neomorfoseada a microespar, densa, abundante pirita diseminada, porosidad no visible. (A) Textura insitu, (B) textura tizosa (Chalky) típica producido por fallamiento seudoplástico. (C) Superficie quemada por contacto de los dientes de la broca. b.Harina debido a la broca en areniscas, grano muy fino, dura, cemento siliceo, material carbonaceo diseminado, baja porosidad. (A) Textura insitu (B) Roca pierde su lustre vitreo. (C, D) Textura triturada y patrones del cortamiento de la broca. (E) Chip quemado por la broca, residuo negro es metal de los dientes de la broca. c. Arcilla debido a la broca, subfisil, dura, limosa. (A, B). Textura insitu; note fisibilidad incipiente y superficies de fricción, a lo largo del cual ocurre fracturamiento. (C, D) Arcilla blanda. d. Arenisca, textura insitu, blanca, grano fino a medio, medio dura a friable (A). Arena debido a la broca en Arenisca (B). e. Textura metamórfica debido a la broca en Areniscas, dura. (A) Textura insitu. La formación fue perforada con broca tipo diamante. A la izquierda s eobserva elmaterial vitrificado con flujo plástico debido a la broca. f. Laminaciones debido a broca PDC en arcillolitas, firme, subfisil. (A) Textura insitu. (B, C) Texturas originadas por la broca PDC. (Tomado de Graves William, 1986).

5.0 TIPOS DE CAVINGS (DERRUMBES) Los cavings son de gran importancia, por lo tanto es recomendable recolectar un poco de cavings en cada muestra. Los cavings y cortes recirculados son bastantes común y pueden alcanzar un 50% o mas del promedio de la muestra (Figura 18).. 5.1 CORTES RECIRCULADOS Los cortes recirculados son poco común. Estos cortes recirculados permanecen en el anular y son de menor tamaño que los cavings de las paredes del hueco, pueden ser debido a una ineficiencia en el limpiamiento del hueco, y generalmente son subredondeado o redondeado debido a que están expuesto al transporte en el anular.

46

5.2 CAVINGS Los cavings indican inestabilidad del hueco y son debido a un colapso de las paredes del hueco o efectos de incremento en la presión de formación. 5.2.1 Cavings debido a presiones sobrebalanceadas: son cavings cuya forma es astillosa, como helites cóncavas, elongados y son formados como productos de un sobrebalance entre la presión de la columna de lodo y la de la formación relacionadas a estos tipos de cavings.

La lutita o arcillolitas están

La solución para estabilizar el hueco es

incrementando el peso del lodo. 5.2.2 Cavings Tectónicos: Son debidos a un colapso en las paredes del hueco o esfuerzos tectónicos tales como fallas geológicas o a un desbalance químico entre la litología y el fluido de perforación.

La litología relacionada con este tipo de caving son areniscas

inconsolidadas o ligeramente consolidadas y en ocasiones arcillolitas.

El desbalance

químico se da entre las arcilla y el lodo base agua. Las calizas también están relacionadas a este tipo de cavings debido a su fracturamiento. Estos cavings no tienen forma particular, son irregulares, blocoso, redondeado y no se le observan huellas producidas por los dientes de la broca.

Figura 18. Diferentes tipos de derrumbes (Cavings). a. Recirculados, observe los bordes redondeados. b. Cavings debido a presiones sobrebalanceadas. c. Derrumbes debido a esfuerzos tectónicos o desbalance químico entre las arcillas y el lodo base agua.

47

6.0 PAUTAS PARA IDENTIFICAR CAVINGS • Aunque los cavings están presentes en todas partes hay que evaluar la cantidad presente. • Durante periodos de circulación y lavado es importante recoger muestras especialmente la del tamiz grueso, con el fin de identificar litologías de los cortes que no corresponden al intervalo que se esta perforando. • El aumento en el diámetro del hueco es un inicio de cavings. • Cuando la litología perforada es variada, la distinción de los cavings se facilita. • En periodos de baja rata de penetración se le facilita al geólogo estimar la cantidad de cavings en la muestra. Se puede calcular el volumen de roca que esta siendo perforado y examinar las zarandas para ver si los cortes corresponden al intervalo perforado. • Otras señales que indica que el peso del lodo no es suficiente para balancear la formación de presión son:

hueco apretado, incremento en el arrastre cuando se realiza las

conexiones e incremento en el torque.

En algunas ocasiones los huecos apretados

pueden ser causa del incremento de espesor en la torta del filtrado o del desgaste de la broca. • Es recomendable adiestrar al recogemuestra para que nos notifique, cualquier cambio de tamaño de los cortes que salen por las zarandas.

V. TIPOS DE GASES Y CROMATOGRAFIA 1.0 GASES DE HIDROCARBUROS 2.0 GASES DE NO HIDROCARBUROS 3.0 TIPOS DE GAS 4.0 FACTORES QUE AFECTAN LA LECTURA DE GAS 5.0 GAS TOTAL Y CROMATOGRAFIA

48

Hay varios tipos de gases registrados en un pozo: 1. Gases de Hidrocarburos 2. Gases de no Hidrocarburos 1. GASES DE HIDROCARBUROS Los hidrocarburos pueden ser divididos en cuatro series: • Alcanos: Hidrocarburo con la formula general Cn H2n+2. Los alcanos son compuestos de cadena recta y ramificada. Los cuatro primeros miembros de los alcanos son: metano, etano, propano y butano. Pasan de ser gases a líquidos y sólidos en los miembros con un gran número de átomos de carbono. Son compuestos orgánicos saturados. El metano es un gas incoloro, inodoro e inflamable. El etano tiene mayor densidad, pero es menos reactivo que el metano. • Alquenos: Los alquenos son compuesto de cadena recta o ramificada. Los cuatro primeros miembros de los alquenos son: eteno, propeno, buteno y penteno.

Son

compuestos orgánicos insaturados. Pasan de ser gases a líquidos y sólidos en los miembros con un gran número de átomos de carbono • Alquinos: Los alquinos son compuestos de cadena recta o ramificada. Los tres primeros miembros de los alquinos son. etino, propino y butino.

Son compuestos orgánicos

insaturados. • Benceno: Hidrocarburo de formula C6H6. El benceno es un liquido incoloro de olor agradable (aromático), es inflamable.

La relativa proporción de los gases alcanos da una indicación de la composición de los fluidos del reservorio.

Una alta proporción de los componentes pesados (propano -

pentano) indica acumulación de aceite, mientras una baja proporción generalmente indica una formación soportada por gas.

49

2.0 GASES DE NO HIDROCARBUROS 2.1. SULFURO DE HIDROGENO (H2S) Esta presente en la superficie como gas libre y también debido a su alta solubilidad se encuentra en solución en formaciones que contenga aceite o agua. El H 2S es un gas tóxico. Por su alta densidad se acumula en las partes bajas del equipo de perforación. Es también altamente corrosivo y reacciona con acero de los equipos de perforación y producción causando grietas. Durante la operación de producción el H2S puede ser removido del gas asociado. Este gas junto con el dióxido de sulfuro es expulsado en erupciones volcánicas. La acción bacteriana de reducción de sulfatos en ambientes anaerobicos sobre sulfatos metálicos como sulfato de hierro (pirita), junto con carbón, producen dióxido de carbono y H2S. En algunas secuencias evaporiticas también es común el H2S. La anhidrita (CaSO4) reacciona con materia orgánica para formar carbonato de calcio, agua y H2S. Este es también asociado con arrecifes. Debido a su peligrosidad, este gas se monitorea desde la cabina de mudlogging mediante sensores colocados en la rumba, en la línea de flujo y en la mesa rotaria. Adicionalmente se coloca un sensor en la unidad de mudlogging con una línea proveniente de la trampa de gas. El sensor tiene una precisión de 0.01 ppm. Efectos Fisiológicos del H2S: Tabla 6. Efectos fisiológicos del H2S.

CONCENTRACIÓN 10 PPM 20 PPM 100 - 200 PPM 500 PPM 700 PPM 1000 PPM

EFECTOS Olor a huevo podrido Seguro hasta 8 horas de exposición Pierde sentido del olfato, picazón en ojos y garganta Respiración dificultosa Pierde la conciencia. Prestarle atención medica inmediata. Pierde la conciencia. Muerte a los pocos minutos.

2.2 DIOXIDO DE CARBONO (CO2) Esta presente en la atmósfera a una concentración de 0.03%. El dióxido de carbono es expelido de sedimentos ricos en materia orgánica por la maduración termal del kerógeno, previo a la formación de hidrocarburos. 2.3 OTROS GASES

50

Otros gases que se registran en superficie durante la perforación son: nitrógeno, hidrogeno y helio. 3.0 TIPOS DE GAS El gas encontrado durante la perforación puede ser de varios tipos (Figura 19 y 20): 3.1 GAS LIBERADO Gas que esta en los poros de la roca y es liberado mecánicamente por la broca. (Figura 21). 3.2 GAS PRODUCIDO Gas que es introducido en el pozo desde formaciones adyacentes, debido a que la presión del fluido de formación es mayor a la presión hidrostática.

Esta en función de la

permeabilidad de la formación. En formaciones de baja permeabilidad tales como lutita, el gas es filtrado lentamente pero continuamente al hueco, induciendo cavings. 3.3 GAS RECICLADO Gas el cual ha sido retenido en el lodo de perforación en superficie y que puede ser distribuido en el volumen total de lodo, el cual llega a ser visto como un background constante en la lectura o como curvas variadas en el detector de gas. Tiende a ser menos volátil, componentes más pesado de la serie de hidrocarburos (Figura 21). 3.4 GAS DE CONTAMINACIÓN Gas que ha sido artificialmente introducido dentro del lodo de perforación desde una fuente diferente al de la formación. Este es usualmente derivado de los aditivos del lodo tales como lignosulfanato. 3.5 GAS BACKGROUND Nivel constante de gas presente en la perforación del lodo proveniente del gas producido de la parte ya perforada y del gas reciclado. Este gas puede restado al gas de formación para dar un verdadero valor de gas total. 3.6 GAS DE VIAJE Gas que se infiltra en el hueco mientras se realiza el viaje. Este puede ser el resultado del swabbing mientras se saca la tubería; debido a una reducción de la presión hidrostática

51

(APD) o debido a un lento flujo desde una formación soportada por gas. También es influenciado por la velocidad a la que se saca la tubería. La cantidad de gas de viaje indica el estado del hueco numéricamente.

y generalmente no es trazado en el masterlog pero si es reportado Este gas es observado en superficie después de iniciar la circulación al

finalizar un viaje.

Generalmente para evitar consecuencias graves durante el viaje, se

bombea una píldora pesada antes de comenzar el viaje. El gas de viaje también puede comenzar a aparecer antes de un lagtime debido a que proviene de una zona soportada por gas que esta mas cerca a la superficie ó puede ser debido al gas de swab producido por la tubería al ser sacada. Un gas de viaje, el cual no es reducido al background normal, indica que el pozo no esta en estado balanceado. El gas de viaje puede reaparecer a la superficie dos o más veces (Figura 22).

Figura 22. Tipos de gas de viaje.

3.7 GAS DE CONEXIÓN Resulta de las mismas causas del gas de viaje, pero debido a que una conexión es mas corta que un viaje, la cantidad de gas de conexión es menor. Este gas es debido a la perdida de presión anular y al swabbing de la formación.

52

Durante una conexión las bombas del equipo son paradas y la tubería se mueve hacia arriba. Durante este corto intervalo de tiempo la presión hidrostática es reducida. (La densidad del lodo cuando no hay circulación es ligeramente menor que cuando hay circulación) La introducción de los fluidos de formación dentro del anular por el movimiento de la tubería es denominado Swabbing. 3.8 GAS SWAB Gas producido por el levantamiento de la tubería. Puede ser tratado como un gas de conexión. 3.9 GAS DE KELLY Gas producido por una bolsa de aire la cual resulta en la sarta de la desconexión y conexión de la kelly.

Esta bolsa de aire es bombeada tubería abajo y devuelta a través del anular. La

bolsa de aire puede atrapar gas del lodo de una zona soportada por gas, causando un incremento en la eficiencia de la trampa..

Este pico de gas aparece en superficie

enseguidamente después del gas de conexión, el cual puede ser confundido por este último. 3.10 GAS DE CAMPANA Durante las conexiones es posible que el gas se almacene en la boquilla de la campana y en la línea de flujo, donde el lodo esta estacionario y liberando gas. Este puede ser circulado cuando pasa por la trampa y causa una respuesta de gas de conexión a nivel del tope. En las conexiones debido a que el lodo no esta en movimiento en la campana y el motor de la trampa junto con el dagaser continua funcionando, la eficiencia de extraer el gas del lodo es incrementada dando un pequeño pico de gas. 3.11 GAS DE RIPIOS El gas retenido en los ripios después de haber sido removidos por la broca es liberado a profundidades menores en el pozo. Esto puede ensanchar el verdadero show de gas liberado de la formación.

53

Figura 19. Diferentes tipos de gas encontrados durante los procesos de perforación.

54

Figura 20. Definición y terminología de los diferentes tipos de gas (carta total de gas),

55

Figura 21. Modelo que muestra el gas liberado y recirculado. Ilustra la situación bajo condiciones normales de perforación. La presión hidrostatica (HP) es mayor que la presión del fluido de formación (FP). Note como el filtrado del lodo de perforación (mudcake) ha invadido la zona permeable soportada por hidrocarburo. Un drilling break positivo, define el tope de la arenisca soportada por hidrocarburo, y un drilling break negativo, define la base. Debido a que el degaser no remueve todo el gas contenido en el lodo, después de un tiempo total de circulación reaparece este gas recirculado en la superficie. El tiempo total de circulación = Lag time(Lag up)+lag down+ tiempo del lodo de perforación, a través del sistema de circulación (tanques). El gas recirculado, siempre es menor y es rico en gases pesados. APD=Annular pressure drop o ECD= Lost Effective circulation density.

4.0 FACTORES QUE AFECTAN LA LECTURA DE GAS • Presión Diferencial (Figura 25): Los pozos generalmente son perforados con cierta presión diferencial, la presión de la columna hidrostática excederá a la presión de poros. Bajo circunstancias normales de perforación los valores de presión diferencial siempre son positivos y la presión hidrostática excede a la presión de formación, generalmente por unos pocos psi. El gas liberado durante la perforación con una presión diferencial positiva, es debido al gas liberado. Si la perforación ocurre en una zona donde la presión hidrostática es menor a la presión ejercida por los fluidos de la formación, la presión diferencial es negativa resultando en un sobrebalanceo de la columna.

Si la formación tiene una buena permeabilidad y

56

porosidad habrá un gran influjo desde la formación al pozo resultando probablemente en una patada de pozo donde se entra a controlar el pozo. Si la formación es menos permeable y menos porosa, los fluidos de la formación incluyendo gas fluye a una rata lenta.

Esto permitirá tomar las respectivas acciones correctivas (es posible que se

incremente el peso del lodo). En ambos casos, el gas que llega a superficie es debido al gas liberado y al gas producido. Durante condiciones normales de perforación el gas en superficie es debido solamente al gas liberado. • Porosidad: Controla el grado de desalojo del gas contenido en la formación (Figura 23). • Rata de penetración: Controla la concentración de gas en el lodo. A mayor rata de penetración mayor concentración de gas en un corto intervalo de tiempo. A menor rata de penetración, la concentración de gas es mucho menor en magnitud pero mas grande en duración (Figura 24). • La profundidad: Los shows de gas se incrementan con la profundidad, puesto que la expansión se incrementa con esta. • La eficiencia de la trampa de gas. Los gases más livianos, son más fáciles de separar del lodo que los gases más pesados, por lo tanto los gases livianos se pueden perder a través del nipple de la campana y de la línea de flujo. • La rata de flujo: A mayor rata de flujo mayor concentración de gas • Composición del lodo:

En lodo base agua la cantidad de gas liberado es inversamente

proporcional al agua utilizada. Cuando el peso del lodo y la salinidad se incrementan, la habilidad del lodo para disolver gas decrece y la cantidad de gas liberado se incrementa. En lodos base aceite, el solvente del gas es la fase aceitosa, la cual tiene mayor capacidad de disolución que el agua, resultando en un show de gas más pobre. Entre mas baja la viscosidad, mayor eficiencia presenta la trampa de gas. A mayor peso del lodo decrece la eficiencia de la trampa y decrece la solubilidad del gas. El show de gas reduce el peso y la viscosidad del lodo. Cuando el peso del lodo es muy alto (mayor que la presión de la formación) la presencia de gas es muy baja a nula.

57

Otras propiedades del lodo también influye en el show de gas: filtrado, propiedades reológicas. • Tamaño del hueco • Línea que va desde la trampa al detector en la unidad de mudlogging.

Figura 23. Modelo que ilustra un "show" de gas afectado por la porosidad. Ilustra la misma situación de la figura 21, pero el show de gas no se extiende a través de todo el intervalo arenoso. Esto se debe posiblemente a: (A) El intervalo poroso soportado por gas subyace un intervalo arenoso no poroso. ó (B) Todo el intervalo de arenisca es poroso, pero solamente la parte superior contiene gas.

58

Figura 24. Efecto de la rata de penetración (ROP) sobre los show de gas. Ilustra el mismo intervalo de arenisca de la figura 23. En este caso, la ROP es mucho más lenta. Cuando la rata de penetración es baja, el show de gas es más amplio en duración.

59

Figura 25. Presión del fluido de formación excede a la presión hidrostática del lodo. Ilustra una situación de presión anormal (TBP < FP). TBP= HP+APD. El show de gas en este caso,, es debido al gas liberado más el gas producido. Cuando se entra a perforar arcillolita, la componente del gas liberado desaparece. El gas producido, continua fluyendo, siendo controlado por la porosidad y permeabilidad de la arenisca.

5.0 GAS TOTAL Y CROMATOGRAFIA

La relación entre el gas total y la cromatrografia generalmente no es contante. El registro del gas total no coincide extactamente con la cromatografia de gases (C1 a C6). Esto no necesariamente implica un mal funcionamiento del detector de gas o del cromatografo de gas. La desigualdad en los valores entre el gas total y la cromatografia de gas se debe principalmente a: El gas total es una lectura constante de gas, la cual es proveniente del lodo a través de la línea de gas que llega a la unidad de mudlogging mientras el análisis de cromatografia utiliza una muestra de gas que es tomada cada cinco minutos según la respuesta del cromatográfo. Por lo tanto, para que el cromatográfo tome una lectura en el pico más alto de gas es

60

remota. A veces es recomendable que el análisis de cromatografia se realice manualmente, con el fin de realizar la cromatografia en el pico más alto de gas total. El análisis de cromatografía de gas puede ser usado solamente para determinar los radios de los gases de hidrocarburos presentes en la muestra mientras el gas total es usado para determinar la concentración de gas total en la muestra. 5.1 MÉTODOS DE CHEQUEO DEL SISTEMA DE GAS • Es importante que cada cinco días se calibre el cromatográfo de gas con un gas de calibración especialmente que contenga los gases livianos y pesados presentes en los hidrocarburos (C1 hasta C6). • Comprobar que el detector este respondiendo adecuadamente a la muestra que es tomada de la trampa de gas. • Drenar cada ocho horas la línea de gas, la cual puede estar sucia con lodo o puede estar húmeda impidiendo una adecuada lectura de gas. Revisar toda la línea de gas (todos los equipos que se usan). Chequear que la dina pump (bomba de vacio) este funcionando adecuadamente. • Revisar periódicamente (cada vez que se recoja una muestra) que la trampa de gas este funcionando, no solamente el motor sino estar pendiente que el agitador (elite) este en movimiento de manera que este separando el gas del lodo de perforación. En algunas ocasiones el agitador se puede desprender de la trampa, quedando funcionando solamente el motor sin cumplir la función de separar y tomar la muestra de gas. • Limpiar la trampa de gas cada tres horas debido a que se puede formar una torta de lodo y taponar la abertura de la línea de gas. • Llevar simultáneamente la carta de gas total y la cromatografia de gases. La carta de gas (Cheessel) debe estar marcada con la atenuación que se esta trabajando y cada pico de gas debe estar marcado con su profundidad. • La carta de calibración de cromatografia de gas debe estar visible con su respectivo tiempo de retención de cada gas con el fin de determinar más fácilmente los picos de gas, especialmente el C1 y C2 que generalmente están muy unidos.

61

• El tiempo de duración de las lecturas de los diferentes tipos de gases debe de ser el adecuado con el fin de que se pueda detectar los últimos picos de gases (C4 - C6). • En algunas ocasiones se apaga alguna zaranda, es oportuno que tanto el recogemuestra como el logger este pendiente de dicha situación con el fin de colocar la trampa de gas en la zaranda que este funcionando. • Revisar constantemente que la trampa de gas no este ahogada con el nivel del lodo. • Estar pendiente de la perdida de sensibilidad (debido a taponamiento de la línea de gas, mal funcionamiento en los equipos del sistema de gas), la cual será observable por una declinación en el gas total en la carta. Esto se puede observar cuando se hace una conexión o se para la circulación y la curva de gas total no varía. (Figura 26). • Chequear el sistema de gas, el detector y el cromatográfo con carburo o inyectándole gas desde la trampa cada 12 horas. • Purgar con aire la línea de gas y ajustar el cero. Revisar la botella que se coloca en el sistema de gas y que ayuda a capturar fluidos, con el fin de observar que tanta cantidad de vapor agua esta obstruyendo la línea de gas resultando en baja de sensibilidad en la lectura del gas total y la cromatografia. La botella nos dará una idea con que frecuencia se debe purgar la línea de gas. • Cuando la cromatografia de una zona de gas cambia, es decir si la cromatografia esta registrando picos desde C1 hasta C5, y desaparece cualquier de estos picos puede indicar que el cromatográfo esta fallando. Esto siempre y cuando las condiciones de perforación tales como el peso del lodo no ha cambiado drásticamente. • Se recomienda que después de cada viaje o en un periodo de no circulación se apague la bomba de vacío y el motor de la trampa. • Si se ha venido registrando gas durante la perforación y de repente la lectura de gas cae bruscamente o después de un viaje no se vuelve a registrar gas se recomienda chequear el sistema de gas como se ha descrito en los puntos anteriores. • En zonas donde la detección de gas ha sido nula, es recomendable chequear la trampa gas e inyectar gas para estar seguro que este funcionando adecuadamente.

62

• La manguera que se usa, para transportar la muestra de gas desde la trampa de gas hasta la unidad de mudlogging debe ser lo más corta posible, sin tener catenaria (curvatura), ni quiebres bruscos que impida llevar la muestra rápidamente al totalizador de gas que se encuentra en la unidad de mudlogging.

Figura 26. Curva de gas durante la perforación.

5.2 ANÁLISIS E INTERPRETACION DE CROMATOGRAFIA DE GAS El cromatográfo es el instrumento que muestra los componentes que representa la concentración de los gases en los hidrocarburos: metano, etano, propano, i-butano, nbutano, pentano y hexano. La proporción de los gases da una indicación de la composición de los fluidos del reservorio. Un show de gas se define como un incremento en el nivel del gas (background). La concentración de gas se da en partes por millón o en unidades. Cuando se usa, los cromatografos tipo FID BASELINE, se tiene la siguiente relación:

63

Una unidad es igual a 500 ppm. C1 (ppm)= Longitud del pico x Atenuación x constante (según la calibración) Gas Total (unidades)= 1C1+2C2+3C3+4C4+5C5+6C6 / 500 5.2.1 El método más usado y de mejor aceptación para la interpretación de los hidrocarburos consiste en calcular Wh (Wetness ratio), Bh (Balance ratio) y Ch (Character ratio), los cuales están basados en el estudio realizado por J.H Haworth, M. Sellens, & A. Whittaker (AAPG, August 1985): Wh= [(C2+C3...+C5)/(C1+C2+C3...+C5)] x 100 Bh=(C1+C2 ) / (C3+iC4+nC4+C5) Ch= (iC4+nC4+C5) / C3 La interpretación básica esta dada por Wh así: Si Wh < 0.5 = Gas muy seco Si 0.5 < Wh < 17.5 = Gas (Densidad se incrementa al aumentar Wh) Si 17.5 < Wh < 40 = Aceite (Densidad se incrementa al incrementarse Wh) Si Wh > 40 = Aceite Residual El cálculo del Bh se hace para identificar gas proveniente del carbón ya que este es rico en C1 y C2. Si Bh > 100, la zona es de Gas muy seco Si Wh indica gas y Bh > Wh, la interpretación de gas es correcta y la densidad del gas se incrementa a medida que las curvas se aproxima la una a la otra. Si Wh indica gas y Bh > Wh, gas/aceite, ó gas/condensado podrían interpretarse Si Wh indica aceite y Bh < Wh, la interpretación de aceite es correcta y la densidad del aceite se va incrementando a medida que las curvas se separan. Si Wh > 40, Bh deberá ser mucho menor que Wh, indicando aceite residual. El cálculo de Ch se hace para clarificar la interpretación de Wh y Bh en donde ellos indican gas:

64

Si Ch < 0.5, entonces la interpretación de gases dada por Wh y Bh, es corecta. Si Ch > 0.5, entonces la interpretación de gases dada por Wh y Bh, indica que el gas esta asociado con aceite. La relación ideal de estos radios para diferenciar los tipos de fluidos del reservorio esta ilustrada en la figura 27. 1A. Gas muy liviano (Very light gas). El gas liberado de la formación es principalmente metano con un poco de etano. El Wh incrementa ligeramente, pero el Bh no disminuye de 100. El Ch es cero, mostrando ausencia de gases de hidrocarburos pesados. 1B. Gas de densidad media (Medium - density gas). Wh es mas grande que 0.5, pero menor que 17.5, indicando gas. La posición del Bh confirma la anterior interpretación e indica gas de densidad media. El Ch verifica la interpretación del gas. 1C. Zona Gas/ aceite (Gas/oil). Wh y Bh indica gas. Si Ch es mayor de 0.5 indica gas asociado con aceite. 1D. Carbón (Coal). El valor de Wh aparentemente indica aceite, lo cual es falso. Sin embargo, Bh y Ch indica un gas seco. La litología indica la presencia de carbón. 1E. Aceite de gravedad media. (Medium. gravity oil). Wh se situa entre 17.5 y 40, y la posición del Bh indica la densidad del aceite. 1F. Aceite residual (Residual oil). Wh mas grande que 40 y Bh menor que Wh. El contenido de metano es bajo (40%)

PATCHY SPOTTY SPECKLED NIL

NATURAL FLUORESCENCE CUT (Under U.V. Light Box) FLUORES. COLOUR APROX. API SPEDD FLASH/FAST FAST SLOW CRUSH BLUE-WHITE > 45 STRENGHT LIGHT BLUE TO BRIGHT (STRONG) YELLOW WHITE 35 - 45 DULL(FAIR) BRIGHT YELLOW TO PALE(WEAK) PALE YELLOW 35 - 30 NONE GOLD - DULL YELLOW TO GOLDEN YELLOW 18 - 14 FORM ORANGE < 14 BLOOMING STREAMING

REMARK

COLOUR

MODIFIERS (*)

COLOUR

Percentage above 40 must be reported. ie. very good (70%). Si el

From very Light Brown to Dk Brown Occ. Blacky or NIL if no visible oil stain.

For the intensity of the colour: Strong: rich color Fair: Dull or poor colour. Weak (faint): Barely discernable

Various shades of yellow to light brn, blue white (milky,

RESIDUAL FLUORESCENCE COLOUR Various shade of yellow golden brown yellow

RING RESIDUE COLOUR Various shades of brownish from dark to very light to NIL.

73

70% of the sand has natural fluorescence.

colour. dull, pale). Observed (*) Should go before the colour if the colour is not uniform variations and colours should be reported.

VII. SENSORES Y PARAMETROS DE PERFORACION 1.0 RATA DE PENETRACION (R.O.P) 2.0 TORQUE 3.0 PRESIÓN STAND PIPE 4.0 PRESIÓN DEL CASING 5.0 ROTARIA (RPM) 6.0 CONTADORES DE STROKES

74

7.0 PESO SOBRE LA BROCA (WOB/WOH) 8.0 NIVEL DE LOS TANQUES DE LODO 9.0 RETORNO DE FLUJO 10.0 DENSIDAD DEL LODO 11.0 TEMPERATURA Y RESISTIVIDAD 12.0 SENSOR DE H2S

1.0

RATA DE PENETRACION (ROP)

Es definida como el tiempo requerido para perforar una longitud de perforación durante un tiempo. Se puede expresar en: Minutos/pies (Min/ft); minutos/metros (min/m); pies/hora (Ft/hr); metros/hora (m/hr). La curva de la rata de penetración es graficada instantáneamente a medida que la broca avanza. La ROP es afectada por varios factores: • Litología y tipo de matriz de la roca. • Peso sobre la broca (WOB) • Revoluciones por minuto (RPM) • Broca (tamaño, tipo y condición) • Hidráulica (eficiencia para remover los cortes por el fluido de perforación). • Presión diferencial (presión hidrostática menos presión de formación) • Operación de deslizamiento (direccional). • Presión de las bombas.

75

La gráfica de ROP generalmente suministra información muy útil sobre los cambios litológicos. Los incrementos o disminuciones en la ROP coincide generalmente con un cambio en la litología, sin embargo en algunas litologías no se producen cambios en la ROP. Por lo general para definir un tope litológico o cambio de litología siempre se chequea la ROP acompañada con la información de los cortes analizados, registro de gas, torque, etc.. Algunos términos usados para la ROP son (Figura 29): • SHALE BASE LINE: Se denomina base line a la tendencia de la curva ROP en una gran sección de una litología predominante. En una secuencia compuesta por arenas y lutitas, la tendencia de la ROP sobre la lutita es usada como BASE LINE; mientras en una secuencia de carbonatos y evaporitas, la tendencia de la caliza es generalmente usada como BASE LINE. • DRILLING BREAK: Es un incremento abrupto en la ROP. Generalmente es dos o tres veces mayor a la BASE LINE. Indica cambios de litología, aunque a veces también pueden indicar un repentino incremento en la presión de formación que puede ser encontrado cuando una falla es atravesada.

También puede indicar zonas de

hidrocarburos. • DRILLING BREAK INVERSO: Es una disminución abrupta en la ROP. Puede indicar cambios litológicos pero también puede indicar intervalos fuertemente cementados. • TENDENCIA DEL DESGASTE: Cuando la broca esta desgastada se observa en la curva de ROP una disminución uniforme como respuesta a la perforación. Esta respuesta es lejos de la BASE LINE. En ocasiones cuando se perfora arcilla pegajosa, la broca se puede embotar de tal manera, que disminuye drásticamente la ROP. • DRILL OFF TREND: Un drill-off trend es gradual y uniforme, que se ve como un incremento en la ROP. Generalmente indica una zona donde la presión de poros esta incrementando (zonas sobrepresionadas). • TENDENCIA DE COMPACTACION: La presión de sobrecarga y la edad geológica de la roca aumenta con la profundidad, llegando la roca a ser más compacta debido a los

76

procesos diageneticos a los que están expuestos. Esta compactación puede alguna veces ser vistos en la curva de ROP. Figura 29. Terminología de la curva ROP.

1.1 CORRELACIÓN DE LA ROP • La ROP generalmente indica cambios litológicos, por lo tanto la ROP es un instrumento importante para la correlación de pozos. Generalmente para correlacionar la curva de ROP con otros pozos, se usa la tendencia de la ROP en un intervalo, más no puntual. Por lo tanto los pies individuales con altas ratas de penetración se recomienda no usarlos como correlación, debido a que pueden ser pies falsos o influenciados por la falta de experiencia del perforador. • Generalmente con brocas triconicas los pies rápidos representan arenas y los pies lentos lutitas. Las calizas, especialmente las cristalinas representan pies lentos. Lo anterior no es una regla general debido a que la ROP puede estar influenciada por el WOB, densidad del lodo, presión de bomba, torque, etc.. (Figura 30). • Es conveniente que se incluya toda la información necesaria en el master log, que pueda ser útil en la correlación con otros pozos. Por ejemplo, las propiedades del lodo, WOB, presión de bomba, diámetro del hueco, broca embotada, etc.. La anterior información es útil cuando se correlaciona la ROP con otro pozo y así evitar las malas interpretaciones. • Las secciones útiles para la correlación son los drilling break o drilling break inversos. • La ROP es útil en la interpretación de litología. La aparición de una menor proporción (trazas) en la muestra frecuentemente marca un cambio de formación. Generalmente la primera muestra de una nueva litología siempre contiene porcentajes menores de la nueva litología, debido a que la cantidad de pies perforados de la nueva litología son pocos e influenciada también por la ineficiencia del limpiamiento del hueco, lo cual resulta en abundantes derrumbes (cavings) o cortes de la formación suprayacente. Por lo tanto el tope en la columna de litología interpretada se puede colocar cuando aparezca las primeras trazas de la nueva litología, además de tener en cuenta la ROP (Figura 31). • Es importante tener en cuenta que el tope de la formación no es gradacional.

77

• Cuando se usa la broca PDC (policristalinas) la ROP no es generalmente útil para correlación y como parámetro indicador de cambios de litología. • En la columna de litología interpretada, se puede utilizar la experiencia del geólogo (logger) y estudios de geología superficial. Esta columna a veces es distorsionada por la falta de experiencia del geólogo (logger). • Los topes de formaciones de los registros eléctricos son diferentes a los topes dados en base a la ROP y al cambio litológico de los cortes analizados. Esto se debe a: la profundidad llevada por el perforador no es tan exacta y a la ineficiencia del limpiamiento del hueco. La diferencia de profundidades aceptada entre la medida por la sonda de los registros eléctricos y la medida por la tubería de perforación es de 2 pies por cada 1000 pies perforados. • La ROP es registrada instantáneamente por un computador y graficada sobre el master log. Además es graficada sobre una carta (CHEESEL) acompañada con las unidades de gas total detectadas. En algunas unidades existe una impresora donde se grafica la ROP con otros parámetros de perforación tales como peso sobre la broca, presión de bombas, torque, etc. Las cartas mencionadas son útiles para observar los drilling break. • Cuando se usa la carta (CHEESEL) graficadora de ROP y gas total se recomienda que cuando la rata de penetración es alta, la velocidad de la carta debe ser alta; mientras cuando la ROP es baja la velocidad de la carta debe ser baja, con el fin de gastar menos papel y observar mejor los drilling break. • Se recomienda chequear en cada conexión la profundidad registrada en la unidad de mudlogging con la llevada por el perforador. relación a la kelly down.

La profundidad llevada se toma con

78

Figura 30. Gráfica de la rata de penetración (ROP) afectada por el peso sobre la broca (WOB)

Figura 31. Topes litológicos de acuerdo a la ROP.

1.2 SENSOR DE PROFUNDIDAD En algunas ocasiones, se utiliza un sistema similar o igual al geolograph, que es un aparato para medir la profundidad de perforación. Este consiste, en un cable metálico, el cual es sujetado a un punto sobre la kelly, y a su vez, es enhebrado a través de una polea colocada

79

en la corona de la torre de perforación. El cable, llega a una caja, que incluye un tambor, el cual enreda el cable en respuesta, al movimiento de la kelly. El sistema incluye, una polea de circunferencia conocida, alrededor de la cual, el cable es atado, antes de alcanzar el tambor; el árbol (eje) de esta polea conduce el geolograph. Debido a que no todo el movimiento de la kelly es relacionado a la perforación, el perforador debe activar el geolograph cada vez que comience a perforar, y desactivarlo cada vez que levante la tubería. Por lo tanto, el geolograph no registra la profundidad cuando se realiza un viaje. En otras unidades de mudlogging, hay un sistema independiente al geolograph, para medir la profundidad. Este consiste, en un sensor sujetado al arpón del tambor del malacate, el cual es el conducto del enfriamiento del malacate. Este arpón (eje) rota con el tambor del malacate, a medida que el cable o línea de perforación se mueve para levantar o bajar el gancho. Este sensor, está compuesto de dos discos, uno interno fijo que rota con el arpón y , contiene 24 ranuras. El disco externo es anclado a cualquier punto y se compone de dos microswicthes de proximidad, los cuales miden la rotación del disco interno.

Una

revolución completa del tambor es 48 señales (24 x 2) y el sentido del movimiento del gancho puede ser detectado por la secuencia de las señales. En general, este sistema mide longitud indirectamente, mediante el movimiento del malacate. Para la calibración del sensor, se calcula unas constantes de calibración (K1 a K5) mediante valores conocidos (número de líneas, diámetro del tambor del malacate, diámetro de la línea de perforación y números de vueltas en una capa) y un punto de referencia del cero (K6). Con los anteriores datos se puede conocer la relación del movimiento del tambor a longitud y también el movimiento vertical del gancho. El sistema descrito, puede ser utilizado tanto cuando se perfora como cuando se esta sacando tubería, donde muestra la posición de la broca. 2. TORQUE El torque es la resistencia que opone la tubería al movimiento de la broca. Es monitoreado por un sensor, colocado en el cable eléctrico, el cual suministra la fuerza a la mesa rotaria o al motor del top drive.

80

Varias formaciones tienen un característico patrón de torque.

Las arcillolitas y lutitas

generalmente muestran torque bajo durante la perforación. Las areniscas pueden mostrar altos valores de torque. 3. PRESIÓN STAND PIPE Es monitoreado por un transducer de presión el cual es localizado en el stand pipe. Este sensor debe ser calibrado con alta precisión, ya que cualquier cambio en la lectura puede indicar un WASHOUT en la tubería de perforación o problemas en las bombas.

La

disminución de la presión y/o incremento en el bombeo es indicativo de un washout en la tubería de perforación. La unidad de martín decker del perforados también marca la presión. La presión del standpipe puede ser utilizada también para monitorear el desgaste de brocas tipo PDC (stratapax) o diamante y puede también mostrar información sobre un posible flujo de fluidos de formación al hueco.

4. PRESIÓN DEL CASING Es monitoreado por un tipo similar de transducer al anterior y es colocado en el choke manifold. Es usado para monitorear la presión del casing durante operaciones de control de pozo. 5. REVOLUCIONES POR MINUTO (RPM) Las revoluciones por minuto (RPM) son medidas por un sensor de proximidad, el cual debe ser posicionado a 1/2" de distancia, del objeto señal. El sensor, tiene que ser firmemente posicionado, es decir, capaz de resistir el movimiento de la rotaria y las vibraciones, al igual que los cambios de temperaturas debido a que esta expuesto al agua y al lodo perdido durante las conexiones. Si el sensor se corre del alineamiento o fuera de la distancia requerida, el sensor cesa de registrar la señal. Para reparar este sensor, se debe realizar en tiempo de no perforación, debido al difícil acceso. El sensor, es montado sobre el árbol (eje) conductor entre la mesa rotaria y el motor conductor de la mesa rotaria. A medida que el árbol rota, la señal es recibida en la unidad de mudlogging, de lo contrario, hay que revisar el sensor de proximidad. El sensor de RPM, es calibrado por el conteo de

81

las revoluciones por minuto de la kelly, calculando el factor de calibración. La calibración es lineal. Cuando el torque es irregular, la fluctuación en las rpm es mayor. Cuando las variaciones en los valores de RPM, son muy grandes e irregulares, puede ser indicativo de un problema del sensor.

6. CONTADORES DE STROKES (GOLPES) Los strokes o golpes de bomba son monitoreados por un microswitch colocado en cada bomba del equipo. Si el sensor no es bien colocado en las bombas del equipo, la señal no es recibida. En algunas ocasiones el sensor no esta bien colocado en las bombas, resultando en una doble señal recibida, lo cual altera el galonaje y al mismo tiempo el lagtime. En ocasiones cuando se recibe doble señal de golpes de bombas es posible colocar un divisor (2) en el computador el cual corrige la señal, mientras se revisa el sensor y se situa adecuadamente. Cuando esta llegando pulsos extras, se debe posiblemente a daños eléctricos en el cable. Además se debe evitar, que no le entre agua al sensor, lo cual perjudica la detección de la señal adecuadamente. Una manera de chequear el sensor de golpes de bomba, es cuando se realiza una conexión, donde el contador de golpes de bomba debe marcar cero, ya que durante la conexión las bombas son apagadas (Figura 32). Se recomienda chequear periódicamente el sensor ya que esto influye en la recolección de la muestra y por lo tanto en la interpretación litológica.

82

Figura 32. Curva de golpes de bomba

7. WOB/WOH El sensor utilizado para medir el peso sobre la broca (WOB) y el peso sobre el gancho (WOH) es el mismo sensor que mide el peso sobre el gancho. El peso sobre la broca es calculado mediante restando el WOH mientras se está perforando al peso de la tubería de perforación. Por lo tanto, es necesario, entrar como dato inicial al molitek o computadora, el peso total de la sarta de perforación, para así obtener el peso sobre la broca. La precisión del peso sobre la broca, depende de lo preciso del peso de la sarta de perforación. El peso sobre el gancho (WOH) es medido desde la unidad de mudlogging, por un transducer de presión, utilizando el sensor del equipo de perforación, el cual tiene una manguera con fluido hidráulico que alimenta a la unidad de Martín Decker. El transducer puede ser unido en esta línea. Actualmente, las unidades de mudlogging suministran su propio sistema independiente para medir el WOH. Este consiste, en un sensor separado sobre la línea de perforación. Este sistema independiente, suministra un chequeo a los valores registrados por el sensor del

83

equipo de perforación, el cual, no es siempre 100% correcto. El inconveniente para colocar este sensor independiente, es encontrar un sitio adecuado en la línea de perforación para instalarlo, y mantener este operando, cuando se corre y se corta el cable de perforación. Por lo general, este sensor es grande y pesado (denominado garrapata) es instalado en un sitio incomodo, normalmente debajo de la mesa de perforación. Entonces, mientras se corta el cable de perforación, se debe retirar el sensor, con mucho cuidado. No se debe, olvidar instalar el sensor cuando se termine de cortar cable. La tensión en la línea de perforación, es medido a través del WOH, por un diafragma mediante un transducer de presión. Hay una cámara, la cual es llenada con fluido hidráulico, y en el caso del martín decker, un fluido hidráulico llena la manguera que va desde el sensor a la consola del perforador. En las unidades de mudlogging, se encuentra un potenciometro donde se puede rectificar el peso sobre la broca. 8. NIVEL DE TANQUES Es uno de los parámetros más importante durante la perforación que permite la detección de reventones (kick, blow-out) y pérdidas de circulación o perdida en el sistema de lodo por errores del ingeniero de lodo o del encuellador. La calibración del sensor es difícil debido a: • La forma de los tanques no es regular o el verdadero volumen no es conocido. • Al deposito de materiales sólidos en la base de los tanques, los cuales pueden llegar hasta un 50% del volumen de los tanques. El volumen de cada tanque y el volumen total es graficado sobre una carta (Molitek) donde se facilita visualizar ganancias o perdidas de lodo o de cualquier otro fluido que ingrese al sistema activo de los tanques. Durante la transferencia de lodo de un tanque a otro es esencial que haya una comunicación con el ingeniero de lodo para que se facilite el monitoreo del volumen total de lodo. Cualquier perdida o ganancia de lodo es mejor chequear e investigar con el ingeniero de lodo o el encuellador antes de notificarla al perforador y company man.

84

Durante circunstancias normales, en las conexiones habrá una ligera ganancia de lodo debido al retroceso del lodo del stand pipe al tanque de succión. Muchos reventones pueden ser notados debido a una ganancia exagerada durante la conexión. Durante un viaje de tubería se recomienda llevar el tanque de viaje con el propósito de detectar pérdidas o ganancias de lodo. El sensor que se utiliza para monitorear el volumen de los tanques de lodo, consiste en una varilla metálica, colocada en los tanques de lodo. En el tope de la varilla hay una polea. Un flotador es sujetado a u alambre o nylon que da vueltas sobre la polea; mientras en el otro extremo de la varilla metálica, se coloca un contrapeso. El eje de la polea rota dentro de una caja metálica. El movimiento de la polea es trasladado a un potenciometro, el cual envía la señal a la unidad de mudlogging 9. RETORNO DE FLUJO (CAUDAL) El sensor de retorno de flujo monitorea el flujo del lodo del pozo. Su función es dar advertencia y alertar sobre una perdida de circulación o un flujo del pozo (aporte de la formación). Este sensor es tal vez el primero en detectar un reventon, mientras los sensores del sistema de lodo no lo han detectado. A pesar que es un sensor importante es poco usado debido a su poca precisión. 10. PESO DEL LODO La medida del peso del lodo es quizás la más problemática y la menos precisa de los parámetros monitoreados por la unidad de mudlogging. El sensor utilizado para medir la densidad del lodo, consiste en una bola de metal pesado, sumergido en el lodo y suspendido desde un soporte, el cual incluye un transducer. El transducer mide la fuerza ejercida por la bola, la cual depende del efecto boyante de la bola, siendo suspendida en fluidos de diferentes densidades.

El sistema, es calibrado por cero en el aire, entrando valores

conocidos en el agua y en el mismo peso del lodo de perforación. 11. TEMPERATURA Y RESISTIVIDAD Están localizados en el tanque de succión y en el bolsillo de las zarandas. Los que están ubicados en el bolsillo de las zarandas, pueden ser soterrados por los cortes almacenados

85

allí; y por lo tanto están siendo aislados del lodo. La calibración de estos sensores es dificultosa. La temperatura del lodo se puede chequear mediante introducir un termómetro en el bolsillo de la zaranda. Los valores de resistividad no es fácilmente chequeables por ningún otro método y por lo tanto son usualmente tomados correctos. El sensor de resistividad es importante para detectar un influjo de agua salada, el cual es corroborado mediante la prueba de cloruros realizada por el ingeniero de lodo. 12. SENSOR DE H2S Aquellos sensores son colocados en la unidad de mudlogging y en la trampa de gas el cual mide la cantidad de H2S. Se recomienda chequearlo cada semana con el gas de prueba.

VIII. OBSERVACIONES Y RECOMENDACIONES PARA EL BUEN FUNCIONAMIENTO DE LA UNIDAD DE MUDLOGGING Las unidades de monitoreo de los parámetros de perforación y el registro continuo de hidrocarburos suministradas por T.G.T GAMAS, están compuesta por una cabina de 7 metros de largo por 3 metros de ancho y por dos metros de alto, equipada con sus respectivos aires acondicionados para un mejor trabajo y desempeño en temperaturas extremas. El sistema de la unidad o cabina esta diseñado para la adquisición, procesamiento y almacenamiento de la información geológica y monitoreo continuo del proceso de perforación. El monitoreo continuo del proceso permite detectar con anticipación posibles complicaciones durante la perforación.

86

Para la interpretación geológica se realiza un análisis continuo de cortes de perforación con el fin de definir parámetros de la formación tales como litología, densidad, calcimetria y contenido de hidrocarburos. Mediante la utilización de diferentes sensores (mencionados en el capitulo VII) instalados en puntos estratégicos del taladro se hace posible el registro y cálculo de una amplia gama de parámetros tales como: Profundidad medida del pozo y TVD en casos de perforaciones direccionales; posición actual de la broca, rata de penetración, peso sobre el gancho y peso sobre la broca, velocidad de rotación de la mesa, torque, flujo de salida y de entrada, volumen del lodo en los tanques, porcentaje del flujo de salinidad, pH de entrada y pH de salida, conductividad de entrada y salida del lodo, presión de bombeo, temperatura de entrada y salida del lodo de perforación, densidad de entrada y salida del lodo de perforación,, contenido y cromatografia de gas, manifestaciones de H2S y CO2, análisis de costos de perforación, velocidad de metida y sacada de tubería, lag depth de la muestra de corte, etc.. La unidad de mudlogging esta equipada con sus respectivos computadores (sus respectivos software) e impresoras que permiten la elaboración de los diferentes registros gráficos tales como: Masterlog (geológico) y el registro de ingeniería. Para la adquisición de datos se utiliza un equipo de adquisición de datos marca Molitek (ver anexo), el cual transforma toda la señal análoga proveniente de los diferentes sensores en una señal digital lo cual permite el almacenamiento de esta información en forma de base de datos para su seguido procesamiento. La señal recibida por el molitek es registrada visual y gráficamente, además de ser llevada al computador principal "server". Mediante un sistema de red interna se transmite todos los parámetros de perforación hacia diferentes estaciones remotas en las oficinas del Company man y el geólogo wellsite. En algunas unidades "on-line", el molitek es reemplazado por una máquina electrónica denominada MKVIII, que en sí desempeña la misma función del primero.

Toda la

información almacenada en el MKVIII es impresa tanto gráfica como numéricamente en impresoras tipo strip chart. Cualquier salto, fluctuaciones rápidas o secciones lineales en las cartas graficadoras pueden ser indicativos de un problema en el equipo y debe ser inmediatamente corregido. Los

87

valores máximos y mínimos (cero) pueden servir de ayuda para calibrar las cartas. En la carta graficadora tal como la carta Cheesel se puede controlar la profundidad de perforación, la ROP, el tiempo y/o la profundidad de retornos de los cortes (Lag Up) y el gas total en unidades. Además de la carta cheesel, también se usa la carta del molitek en la cual se registra todos los parámetros de perforación. Estas cartas graficadoras se usan también para apuntar y señalar cualquier actividad durante la perforación. Estas anotaciones son útiles para una interpretación posterior o para llegar a una conclusión inmediata sobre cualquier cambio de condiciones durante la perforación. Por ejemplo, si en la carta se registra una ganancia de volumen, se debe averiguar si es que el pozo esta aportando fluido o si es que el ingeniero de lodo esta realizando una transferencia de lodo desde cualquier tanque. La actividad anterior será anotada en la carta. Otro ejemplo es cuando se incrementa el peso sobre la broca y/o se aumenta el strokaje, se puede producir un incremento en la ROP produciendo un drilling break falso, lo que conlleva a una falsa alarma. Por lo tanto es recomendable usar las cartas para anotar cualesquiera de los cambios y actividades durante la perforación. Cuando se calibra el totalizador de gas se debe apuntar en la carta la siguiente observación. Calibración de gas . En algunas unidades se utilizan las alarmas en los parámetros de perforación que ayudan al geólogo logger estar pendiente durante cualquier cambio en la perforación y así avisar a la mesa oportunamente.

Estas alarmas permiten que el geólogo trabaje en sus otras

responsabilidades sin descuidar el monitoreo de los parámetros de perforación. Las alarmas más utilizadas son: • Nivel de los tanques (PVT, PV1, PV2, PV3, TT). • Presión de bomba (en caso de washout o boquillas tapadas) • Torque • Gas total • ROP (en casos de drilling break).

88

Cuando estemos en la zona de interés o en una zona soportada por gas se debe asegurar que la curva de gas corresponda con el lag up real. El gas total generalmente en la zona de interés es mayor que en la zona suprayacente. Revisar que la calibración del cromatografo y del totalizador de gas sea adecuada. El cromatográfo se calibra con gas de calibración (C1 hasta C5), el cual debe ser identificado perfectamente. Cuando se usa un cromatográfo manual se recomienda lo siguiente: • Se recomienda que antes de entrar a la zona de interés se debe calibrar de nuevo el cromatográfo y el totalizador de gas. • En la cromatografia se recomienda tomar la lectura en el máximo pico de gas. Además aplicar una atenuación adecuada para distinguir todos los picos especialmente el C2 que en algunas ocasiones se enmascara con el C1. • Cualquier cambio en la atenuación, escala y velocidad de la carta debe ser apuntada en esta, para una posterior interpretación, si es necesaria. • Cuando la lectura se realiza automáticamente, se sugiere que en la zona de interés o zona soportada con gas, cada lectura se haga en un tiempo corto con el fin de tener la cromatografía del pico mayor de gas. Además la duración de la cromatografía debe ser la adecuada que permita la identificación de los diferentes picos de gas (C1 hasta C5). 1.0 PROGRAMACION DEL MOLITEK Y CALIBRACION DE SENSORES Para programar el molitek se sigue los siguientes pasos: 1. Se introduce las unidades de los parametros a programar, de la siguiente manera: PRESIONAR UNITS ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER

USER UNITS MAKE NEW USER UNITS MAKE NEW USER UNITS MAKE NEW USER UNITS MAKE NEW USER UNITS MAKE NEW USER UNITS MAKE NEW

MAKE NEW SPM (ESCRIBIR) MAKE NEW PSI (ESCRIBIR) MAKE NEW HL (ESCRIBIR) MAKE NEW WOB (ESCRIBIR) MAKE NEW RPM (ESCRIBIR) MAKE NEW TOR (ESCRIBIR)

89

ENTER ENTER ENTER END

USER UNITS MAKE NEW USER UNITS

MAKE NEW BBL (ESCRIBIR) MAKE NEW

2. Se introduce el nombre de los parametros, así: PRESIONAR G ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER END

USER TAGS MAKE NEW USER TAGS MAKE NEW USER TAGS MAKE NEW USER TAGS MAKE NEW USER TAGS MAKE NEW USER TAGS MAKE NEW USER TAGS MAKE NEW USER TAGS MAKE NEW

MAKE NEW SPM (ESCRIBIR) MAKE NEW PRESS (ESCRIBIR) MAKE NEW H.LOAD (ESCRIBIR) MAKE NEW WOB (ESCRIBIR) MAKE NEW ROTARY (ESCRIBIR) MAKE NEW TORQUE (ESCRIBIR) MAKE NEW TVIAJE (ESCRIBIR) MAKE NEW VOLUME (ESCRIBIR)

3. Se ajusta los margenes para cada uno de los parametros: PRESIONAR X ENTER ENTER X ENTER ENTER

STOP ADJ

ON RIGHT

LEFT MARGIN (o escriba 211)

STOP ADJ

ON RIGHT

LEFT MARGIN (o escriba 203)

Los margenes para cada canal son: CANAL 2 (SPM) 10 (PRESION) 11(H. LOAD) 12(WOB) 13(RPM) 14(TORQUE) 15(T.VIAJE) 16(VOLUME)

MARGEN IZQ -400 0 -900 -450 -1200 -4500 -700 -2100

MARGEN DERECHA 1700 20000 1100 1050 800 500 300 900

3. Para programar un canal, se procede de la siguiente manera: PRESIONAR PROG ENTER ENTER ENTER ENTER NEXT ENTER

PROGRAM CHANNEL THROUG TREND PRINTING DATA LOG TYPE OF CHANNEL (HASTA ENCONTRAR) COLD JUNC COMP?

12 ON ON VOLTAJE SPECIAL NO

90

ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER NEXT ENTER NEXT ENTER NEXT ENTER NEXT ENTER ENTER ENTER ENTER

UNITS ARE TAGS ARE LEFT MARGIN IS RIGHT MARGIN IS 1ST ALARM IS 2ND ALARM IS FIRTS ALARM IS SECOND ALARM IS ASCII OUT IS FILTER IS INPUT SOURCE IS ZERO ADJUST= CLEAR MATH PROG PROGRAM MATH FUNCTION SELECT (HASTA QUE APAREZCA) SUB 2 CHANNELS CHANNEL 1 CHANNEL 2 DELTA PARAMETER

WOB WOB -450 1050 0 0 OFF OFF OFF 0 ANALOG 0 NO YES NO YES TIME AUG SUB 2 CHANNELS NO YES 8 (ESCRIBIR) 11 NO

4. Cada canal debe llevar su respectiva tabla de calibración del sensor. Para elaborar una tabla se procede así: Supongamos que vamos a crea una TABLA para el CANAL 11. Para la tabla del canal 11 (HOOK LOAD) se puede tomar tres valores de voltaje, un valor cero, unn valor para cuando tenga el bloque y la kelly en el aire, y el tercer valor cuando tengan la sarta suspendida. Las unidades serán (0), 22 y 120 respectivamente. Las otras tablas, se toman con el valor de voltaje que correspondan a cero y el máximo del parámetro. Para hacer las tablas, se deben colocar los canales en TYPE OF CHANNEL VOLTAJE, para poder ver el valor mínimo y maximo de voltaje. PRESIONAR E ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER END

EXTRA TABLE TABLE NAME TYPE OF CHANNEL &OF PTOS, MAX 40 VOLTAJE 1 VOLTAJE 2 VOLTAJE 3 UNITS ARE 1 UNITS ARE 2 UNITS ARE 3 EXTRA TABLE

MAKE NEW H. LOAD(ESCRIBIR) LINEARIZE 3 (ESCRIBIR) 0 0.015 0.028 0 22 120 MAKE NEW

Los valores de voltaje que muestran los canales de presión, hook load, rpm, torque, volume, spm son milivoltios. Luego de lo anterior se procede así: PRESIONAR MISC ENTER

ITS CHANNEL ID CHN ID SPACING

1 20

91

ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER PRESIONAR CHART ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER

DATE SPACING RELAY CONTACTS ALARM TYPES SAWTOOTH INCR DEGREE UNITS PRINT SCALE MAKE NEW AUTO DIAL NEW PHONE No DECORDER I.D TAGS PRINT TAGS DISPLAY

8 NO LOW/HIGH 20 C NO NO NO NO NO ON ON

CHART PRINT NORM CHRT SPD CM ALM CHRT SPD CM NOR LOG INTERVAL ALM LOG INTERVAL ALARM LO IS TREND/ LOG HRS TREND/LOG MIN MINIMA/MAXIMA RESET MAX/MIN? HOURS= MINUTES= RESET ADTER PRT CHART SPEED UNIT

TREND 2 0 0 0 OFF 0 0 OFF NO 0 0 NO CM/HR

MANUAL SCROLLING SEQUENCE LENGHT NUMBER 1 NUMBER 2 NUMBER 3 NUMBER 4 NUMBER 5

NO 5 (ESCRIBIR) 10 (ESCRIBIR) 11 (ESCRIBIR) 12 (ESCRIBIR) 14 (ESCRIBIR) 15 (ESCRIBIR)

5. Para observar los canales: OPRIMIR H ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER ENTER

Para observar solamente un canal, por ejemplo el CANAL 12; oprimimos la tecla H antes que la secuencia vaya muestrando el canal 12, es decir en 11. OPRIMIR H NEXT ENTER

MANUAL SCROLLING

NO YES

Aparecerá, solamente el canal 12 en el display. Para volver a la secuencia anterior: OPRIMIR H NEXT ENTER END

MANUAL SCROLLING SEQUENCE LENGHT

YES NO

92

IX. REPORTES DIARIOS E INFORME FINAL 1.0 REGISTRO GEOLÓGICO (MASTER LOG) 2.0 REPORTES DIARIOS 3.0 INFORME FINAL

1.0 MASTER LOG (REGISTRO GEOLÓGICO) El master log es el registro geológico del pozo que elaboran las unidades de mudlogging, y que se usa para correlacionar con otros pozos de la misma área. La información registrada en el master log, debe ser estandarizada por la compañía operadora, lo cual le permitirá darle un mejor uso en propósitos de correlación. La escala de la rata de penetración (ROP) debe ser la adecuada con el fin de facilitar su correlación con los registros gamma ray. Las abreviaturas que se usan en el master log debe ser estandarizada. La información que se registra en el master log es la siguiente: • Rata de penetración (ROP). • Litología porcentual e interpretada • Gas total , cromatografía y evaluación de hidrocarburos. La anterior información es graficada en el master log. También se registran otros datos numéricos o de texto, tales como: • Tipos de broca. • Propiedades del lodo.

93

• Descripción litológica de la muestra • Datos de cromatografía y evaluación de hidrocarburos. • Datos del revestimiento • Fecha de inicio de perforación y fecha de finalización. • Parámetros de perforación tales como SPM, GPM, Torque, WOB y otras actividades de interés durante la perforación. A continuación se da algunas recomendaciones para manipular la información registrada sobre el master log: • PORCENTUAL LITOLOGICO: Se usa un formato estandarizado, siendo modificado únicamente en algunos símbolos litológicos de algunas rocas, según cada compañía. • LITOLOGIA INTERPRETADA:

Se realiza según el criterio de cada geólogo,

teniendo en cuenta la rata de penetración y el porcentaje litológico. • GAS TOTAL: Esta columna incluye generalmente el gas proveniente de la formación, el cual es graficado mediante una línea continua. La escala que se usa es logarítmica. Se recomienda anotar los valores de cromatografía a los máximos "shows" de gas. También se registra, pero numéricamente los gases de conexión, viaje y suabeo. La curva de gas total va acompañada de su respectiva cromatografía.

Los componentes de la

cromatografía son distinguidos por varios colores, los cuales se dan a conocer en el encabezado del registro. En esta columna de gas también se puede anotar las principales desviaciones y los topes de cada formación. • DESCRIPCIÓN DE MUESTRAS: Se realiza un comentario únicamente sobre la descripción de muestras, utilizando las abreviaturas estandarizadas. • EVALUACION DE SHOW: Se registra mediante barras, según la siguiente calificación: Pobre, regular y buena. Esta evaluación, se hace teniendo en cuenta el show de aceite y gas.

94

• DATOS DE BROCA: La información que se registra sobre la broca es la siguiente: Número, tipo, serie, tamaño (diámetro), jets, avance, horas perforadas y rata de penetración. Esta información puede ser colocada en la misma columna con los datos de lodo y revestimiento o en algunas ocasiones en la columna de la ROP, donde se facilita visualizar mejor los cambios de brocas. • PARAMETROS DE PERFORACION: Estos parámetros van junto con los datos de lodo al lado izquierdo de la columna de ROP.

Algunos datos que se registran

numéricamente son: peso sobre la broca (WOB), revoluciones por minuto (RPM), presión de bomba y galonaje. • DATOS DE LODO: Esta información es tomada de los reportes diarios de lodo. Algunos datos de lodo que se coloca en el master log son: tipo de lodo, peso del lodo, viscosidad funnel, viscosidad plástica, yield point, gels, filtrado, pH, sólidos (%), cloruros, calcios, aceite (%), arena (%) y temperatura (°F). En el encabezado del master log se registra los siguientes datos: Compañía operadora, localización del pozo, departamento, área, nombre del pozo, país, campo, elevación del terreno, elevación de la Kelly Bushing, Spud date, intervalo registrado, tipo de lodo, escala y el grupo que realizó el registro de

hidrocarburos.

Además se coloca los símbolos

litológicos y las abreviaturas utilizadas. 2.0 REPORTE DIARIO A continuación se muestra un formato del reporte diario presentado a la compañía operadora. Este formato, está sujeto a las variaciones que deseen la compañía operadora (Tabla 8). Tabla 8. Formato del reporte diario.

3.0 INFORME FINAL El informe final presentado a la compañía operadora es de vital importancia, ya que en él se resumen las actividades de la perforación, litología, evaluación de hidrocarburos y otra información de gran interés. Lo importante de este informe es recopilar en forma clara y concisa toda la información para una posterior evaluación.

95

En general la información principalmente incluida en este informe es la siguiente: • Parámetros de perforación • Propiedades del lodo • Información geológica (descripción litológica y topes de cada formación perforada, evaluación de shows de hidrocarburos). La descripción litológica detallada de cada 10 pies, se coloca como un anexo, al igual que los registros gráficos. • Encabezado de los registros eléctricos y otras pruebas realizadas en el pozo. • Conclusiones y recomendaciones para futuras actividades en el área.

X. EVALUACION DE LA PRESIÓN DE POROS 1.0 PRESIÓN DE LA FORMACION 2.0 PRESIONES ANORMALES 3.0

PROCESOS

QUE

RESULTAN

EN

PRESIONES

ANORMALES 4.0 PRESIONES SUBNORMALES 5.0

DETECCION D EPRESIONES DE FLUIDOS DE

FORMACIONES ANORMALES 6.0 REGISTROS QUE SE USAN PARA MEDIR LA PRESIÓN DE FORMACION

96

7.0

PROCESOS DURANTE LA PERFORACION QUE

CAUSAN SURGENCIA

La presión es la fuerza que ejerce o se aplica sobre la superficie. Los tipos de presión que enfrentamos a diario en la industria del petróleo son: presión de fluidos, presión de formación, presión de fricción, presión mecánica, etc.. Los fluidos que se depositan entre los poros de la roca ejercen cierta presión. Llamamos fluidos al agua, petróleo, gas y en ocasiones la sal o aún la roca bajo condiciones de temperaturas extremas. Esta presión es el resultado de la densidad o el peso del fluido. Por lo general, la densidad se mide en libras por galón (PPG); gramos por litro (g/L). Un fluido pesado ejerce más presión simplemente porque su densidad es mayor que la de un fluido liviano. La fuerza que ejerce un fluido en un punto dado, se suele medir en libras por pulgada cuadrada (lb/in2) o psi (bar).

Para calcular cuanta presión ejerce un fluido de una

determinada densidad, se utiliza un gradiente de presión. Este generalmente se expresa como la fuerza que ejerce el fluido por pie de altura y se mide en psi/pie. La presión del fluido de poro a cierta profundidad es por lo tanto debido a la columna continua del fluido la cual se extiende hasta la superficie. La presión ejercida por esta columna de fluido es gobernada por el peso de la columna y la densidad del fluido. La densidad del agua dulce o fresca es 1.0 gr/cm3 mientras que la del agua salada es de 1.09 gr/cm3. Un pie de una columna de agua fresca ejerce una presión de 0.433 psi mientras un pie de agua salada ejerce una presión de 0.47 psi. Por lo tanto el gradiente de presión de fluido en las cuencas sedimentarias oscila entre 0.43 a 0.47 psi/pie. • Gradiente de presión de fluido normal= 0.43 - 0.47 psi/pie • Gradiente de presión de fluido subnormal= 0.43 ó 0.47 psi

97

La figura 33 plotea presión versus profundidad, ilustrando los rangos de la presión normal.

Figura 33. Gráfica de presión contra profundidad

El gradiente de presión de sobrecarga es la presión total ejercida por la columna de sedimentos, y es debido al bulk density de los sedimentos dentro de la secuencia sedimentaria. El valor del gradiente de presión de sobrecarga es tomado de los datos de la región de la costa del golfo de los Estados Unidos de América, dando un promedio de 2.3 gr/cm3 equivalente a un gradiente de presión de 1 psi/pie. Para calcular el gradiente de presión en psi/pie se debe pasar la densidad del fluido de libras por galon (PPG) a psi/pie para lo cual se utiliza el factor de conversión 0.052 Gradiente de Presión= Densidad del fluido * 0.052 La presión hidrostática es la presión total del fluido en un punto dado en el pozo. "Hidro" significa agua o fluidos que ejercen presión como el agua y, "estática" significa que no esta en movimiento. Por lo tanto la presión hidrostática es la presión ejercida por una columna de fluido estacionaria.

98

Presión Hidrostática: Densidad del fluido * Profundidad (TVD)* factor de conversión. TVD= Profundidad vertical verdadera en pie (True vertical depth). 1.0 PRESIÓN DE LA FORMACION La presión de la formación es la que existe dentro de los espacios porales de la roca de esa formación. Esa presión resulta del peso de sobrecarga (capas rocosas) por encima de la formación, que ejerce presión tanto sobre los fluidos porales como sobre los granos. Si los fluidos porales tienen libertad de movimiento y pueden escaparse, los granos pierden parte de su soporte y se aproximan entre ellos. Este proceso se denomina compactación; por lo tanto en el proceso de compactación el volumen de la roca es reducido, incrementando la densidad de la roca y reduciendo la porosidad. En algunas ocasiones el fluido intersticial no puede ser liberado de la formación y la roca no alcanza el proceso completo de la compactación resultando en presión anormal. Las clasificaciones de la presión de formación se relacionan con la presión de los poros de la roca de la formación y la densidad del fluido nativo contenido en los espacios porales. Las formaciones de PRESIÓN NORMAL ejercen una presión similar a la que ejerce una columna de fluido nativo desde la formación hasta la superficie. Es decir, existe presión normal cuando la presión del fluido de formación es igual a la presión hidrostática de la columna de fluido. En formaciones con presiones normales, los granos que componen la roca soportan la mayor parte del peso de la sobrecarga. Mientras aumenta la sobrecarga, los fluidos porales tienen libertad para trasladarse y el espacio del poro se reduce por la compactación. 2.0 PRESIONES ANORMALES Las formaciones con presiones anormales ejercen presiones mayores que la hidrostática (o gradiente de presión) del fluido contenido en la formación. Las formaciones con presiones anormales, se generan porque durante la fase de compactación, el movimiento del fluido de los poros se restringe o se detiene, forzando de esa manera a que la sobrecarga sea soportada más por el fluido de los poros que por los granos. Esto da como resultado una presurización de los fluidos porales, excediendo por lo general los 0.465 psi por pie. Para

99

controlar estas formaciones puede necesitarse fluidos de mayor densidad y, a veces superior a los 20 PPG (2396 gr/l). Puede haber otras causas para la existencia de presiones fuera de lo normal, tales como fallas, domos salinos, levantamientos y diferencias de elevación de las formaciones en el subsuelo. En muchas regiones ciento de pies de capas rocosas preexistentes (sobrecargadas) fueron desapareciendo por procesos de erosión. Esta perdida de profundidad puede dar como resultado una presión que antes de la desaparición de las capas superiores, se consideraba normal, ahora al encontrarse a una profundidad menor debe ser reclasificada como anormal (por encima de 0.466 psi por pie o 8.95 PPG). La geología de la zona afecta en forma directa las presiones de formación. Los pozos perforados en lugares donde hay estructuras geológicas que contienen hidrocarburos pueden provocar presiones altas o anormales. 3.0 PROCESOS QUE RESULTAN EN PRESIONES ANORMALES: 3.1 BAJA COMPACTACION La baja compactación resulta en: porosidad alta anormalmente; contenido del fluido de formación anormalmente alto; bulk density anormalmente bajo. Los fluidos de formaciones sobrepresurizadas existirá en cualquier secuencia sedimentaria donde la expulsión normal de los fluidos de los poros ha sido inhibida. 3.1.1 Factores geológicos que controla la expulsión de los fluidos: • Depósitos de arcillas delgadas:

En secuencias delgadas de arcillas, los conductos

permeables pueden ser infrecuentes o ausentes, por lo tanto los fluidos de los poros son incapaces de migrar fuera de los sedimentos durante la compactación. • Depositación Rápida: Conlleva al soterramiento de un sedimento a una profundidad significante en un tiempo relativamente corto, lo cual impide que los fluidos migren. • Secuencias Jóvenes: Las secuencias geológicamente jóvenes (cretaceo-terciario) tienen un corto periodo de tiempo durante el cual los fluidos de formación presurizados pueden migrar fuera de los sedimentos. Sobre un periodo extenso de tiempo las altas presiones de los fluidos de formación migran a un área de presiones menores. Los fluidos de

100

formación sobrepresurizados son mucho mas comunes en sedimentos jóvenes que en secuencias antiguas (cambrico-permico). Los deltas frecuentemente muestran todos los rasgos descritos anteriormente. Varios deltas abarca secuencias delgadas de arcillas las cuales están interestratificadas con arenas. Las arenas pueden ser aisladas siendo enteramente circundadas por arcillas o pueden ser selladas por planos de fallas. Las fallas están frecuentemente presentes en un patrón complejo y pueden ser sellos o canales migratorios dependiendo de la cantidad de arcilla en el plano de falla. Los deltas son frecuentemente localizados en regiones de alta subsidencia que conlleva a una rápida depositación. La figura 34, ilustra el delta de Niger el cual es una secuencia deltaica joven que varia en edad desde el cretáceo tardío hasta el reciente. Este es una secuencia deltaica de arenas interestratificadas con lutita.

El rápido

soterramiento conduce a compactaciones bajas en la secuencia inferior resultando en sobrepresiones. Las arenas son aisladas contra la falla que actúan como sello, las cuales llegan a ser sobrepresurizadas en la misma extensión como la arcilla adyacente. El principal peligro durante la perforación es atravesar un plano de falla desde una secuencia presurizada normalmente dentro de una secuencia sobrepresurizada.

101

Figura 34. Sección a través de una secuencia de Lutita y Arena del delta de Niger. Lutita sobrepresionadas yacen en la base de la secuencia. Las fallas son mecanismos de sello y canales de migración de hidrocarburos.

3.2 DIAGENESIS DE ARCILLAS Los grandes espesores de arcillas impermeables obstaculizan el movimiento ascendente de los fluidos porales. A medida que se acumulan más capas de sobrecarga las presiones de formación se hacen anormales y no permiten el proceso de compactación. Las arcillas presurizadas son de menor densidad y se perforan más rápido, al ser más blandas por la falta del proceso de compactación normal. Las rocas permeables (areniscas) que hay debajo de estas arcillas suelen tener presión altas debido a la falta de rutas de escape para los fluidos porales a medida que la sobrecarga aumenta. Figura 35. Durante el soterramiento las arcillas del grupo de la esmectita se convierte a illita a temperaturas de aproximadamente de 90 - 100°C. En este proceso se libera agua de los poros, creando un arreglo molecular más compacto que el del agua liberada, conduciendo a una red que incrementa en volumen durante el proceso de conversión. Esta conversión toma lugar a grandes profundidades dentro de la secuencia sedimentaria donde la capacidad de los sedimentos arcillosos para expulsar agua será mucho más reducida. Además el soterramiento conduce a incrementar sobrecarga de peso resultando en la expulsión del agua de los poros que soporta algo de peso de la sobrecarga, llegando a ser sobrepresurizada (Figura 36).

102

Figura 35. Sobrepresiones debido a Arcillas masivas

Figura 36. Porosidad de la lutita contra profundidad y rutas de flujo del agua de las lutitas durante la compactación y diágenesis.

3.3 TRANSFORMACION DE LA MATERIA ORGANICA La conversión de la materia orgánica tal como el kerógeno a hidrocarburo consiste en una defragmentación de las moléculas más grandes en moléculas más pequeñas.

Con el

incremento de la temperatura asociada con el soterramiento de hidrocarburos pesados, estos son defragmentado (cracking) en componentes más livianos. Ambos procesos incrementan el número total de moléculas y conlleva a un incremento en el volumen total de los fluidos. El incremento en volumen resulta en un incremento en el volumen total de fluidos. Este incremento en volumen resulta a su vez en un incremento en la presión de fluido de formación, lo cual causa microfisuramiento dentro de la roca fuente llevando a una migración primaria de los hidrocarburos fuera de la roca fuente. Figura 37

103

Figura 37. Evolución d ehidrocarburos de una roca fuente como función de profundidad y temperatura.

3.4 ESFUERZOS TECTONICO Los fluidos de formaciones sobrepresurizadas pueden desarrollarse como un resultado de plegamiento o fallamiento y también como un resultado del movimiento de masa de sedimentos, los cuales ocurren en la formación de diapiros o el transporte de masa de sedimentos, el cual ocurre en regiones de sobrecabalgamiento. Las secuencias de sobrecabalgamiento son propensas al desarrollo de altas presiones de fluidos de formación. Podrá observarse también un cambio de presión normal (a mayor profundidad) a presión anormal (a menor profundidad) cuando por una falla geológica la formación bajo presión normal es movida hacia arriba o cuando se produce un movimiento tectónico ascendente hacia profundidades menores, al tiempo que se impide la pérdida de cualquier fluido poral en el proceso. Cuando algo así sucede, y se perfora en la formación sobrepresurizada puede

104

resultar necesario el uso de densidades de lodo superiores a 20 PPG para el control del pozo. A continuación veremos algunas estructuras producto de esfuerzos tectónicos: 3.4.1 Fallas: Cuando la broca atraviesa una falla puede haber un cambio significativo en los gradientes de presión que puede resultar en un reventón o en pérdida de circulación. Figura 38. 3.4.2 Estructuras Anticlinales: Son estructuras geológicas que tienen forma de domo. Cuando se perfora en la culminación estructural del anticlinal es posible encontrar presiones altas. Figura 39. 3.4.3 Domos Salinos: En muchas áreas del mundo se puede encontrar gruesas capas de sal casi puras. A menudo la sal es impulsada hacia arriba dentro de las formaciones superiores, conformando lo que se llama domos salinos o diápiros. Debido a que los domos salinos no permiten el desplazamiento de los fluidos porales, las formaciones que están debajo de una capa de sal suelen tener presiones anormales. Los domos salinos que rompen formaciones suelen sellarlas, provocando presiones que exceden el gradiente normal de las formaciones cercanas. Figura 40.

105

Figura 38. Presiones anormales debido a fallas geológicas.

Figura 39. Presiones anormales debido a estructura anticlinal.

Figura 40. Presiones anormales debido a domos salinos.

3.5 ZONAS DEPLECTADAS

106

En las zonas depletadas suele haber presiones por debajo de lo normal.

Cuando se

encuentra una de estas zonas puede haber severas perdidas de circulación, lo que reduce la presión hidrostática y podría provocar que otra zona o la misma zona agotada fluya. En general las formaciones con presiones anormales pueden por lo general detectarse con anticipación tomando en cuenta antecedentes de otros pozos, la geología de superficie y los perfiles de pozo. 4.0 PRESIONES SUBNORMALES Las formaciones con presiones subnormales por lo general tienen gradientes de presiones inferiores a los del agua dulce o menos de 0.433 psi por pie.

Naturalemnte, pueden

desarrollarse presiones inferiores a lo normal por desaparición total de sobrecarga, quedando la formación expuesta en superficie. La reducción de los fluidos porales nativos a través de evaporación, capilaridad y dilución produce gradientes hidrostáticos inferiores a los 0.433 psi por pie. El hombre también puede general presiones por debajo de lo normal a través de la producción de fluidos de formación. 5.0 DETECCION DE PRESIONES DE FLUIDOS DE FORMACIONES ANORMALES Es importante detectar durante la perforación de un pozo cualquier surgencia o entrada no deseada de fluidos de la formación dentro del pozo. Si se la reconoce y se la controla a tiempo, una surgencia puede ser manejada y eliminada del pozo en forma segura. Si se la deja proseguir su curso, puede tornarse incontrolable, lo que se conoce como reventón "blow-out" que es una surgencia fuera de control. La mejor forma de evitar una surgencia es que el fluido de perforación sea lo suficientemente pesado para controlar las presiones de formación y suficientemente liviano para evitar que se pierda circulación o que se disminuya la velocidad de perforación. La siguiente información nos ayuda a predecir las presiones del pozo: A. Información geológica, sísmica e histórica. B. Indicadores obtenidos durante la perforación C. Perfiles del pozo obtenido mediante registros eléctricos.

107

A continuación analizaremos algunos indicadores para predecir las presiones anormales durante la perforación de un pozo: 5.1 VARIACIONES EN LA VELOCIDAD DE PENETRACION Lo normal es que la velocidad de perforación disminuya con la profundidad.

Esta

disminución provocada por el aumento de la dureza y densidad de la roca, es controlada también mediante la diferencia entre la presión hidrostática y presión de formación (poral). El aumento de la velocidad de perforación indica un aumento en la presión de formación. La velocidad aumenta cuando se penetra una zona de presión anormal, porque las formaciones contiene más agua y son más blandas. Un peso excesivo del lodo aumentará la presión diferencial y reducirá la velocidad de perforación, lo cual ocultará el aumento de velocidad que normalmente se atribuye a los aumentos de presión. Además existe otros factores que afectan la velocidad de penetración: • Cambios en la formación • Factores hidraúlicos • Peso sobre la broca, tipo de broca y estado de la broca. • Velocidad de rotación (RPM). • Propiedades del fluido de perforación • Peso del lodo • El perforador Dado que es imposible saber de inmediato que es lo que ocurre en el fondo del pozo, se deben hacer controles de flujo cada vez que se produce un cambio abrupto en la velocidad de avance de la formación, para determinar si hay una surgencia o no. 5.2 VARIACIONES EN LA FORMA Y TAMAÑO DE LOS CORTES El tamaño de los cortes depende en gran medida del tipo de formación, tipo de broca y del diferencial de presión (presión de formación menos presión hidrostática del fluido).

108

Por lo general si aumenta la presión de formación, el tamaño de los cortes aumentará y su forma cambiará. El aumento de tamaño de los cortes junto con la desaparición de cortes pequeños es un indicativo del incremento de presión del fluido de formación. La presencia de grandes y particularmente cortes de lutita en forma astillosa y afilada es un buen indicativo de que existen condiciones de sobrebalance en el pozo. Sin embargo, no todos los cortes grandes son atribuidos a derrumbes (cavings) de formación. En algunos casos pueden ser atribuidos al relieve, esfuerzos tectónicos, buzamiento de las capas o al balance químico entre la arcilla perforada con lodo base agua. Estos últimos, tienden a presentar cortes en forma blocosa y no astillosa (Figura 18). Cuando se presenta problemas de sobrepresiones se puede considerar incrementar el peso del lodo. 5.3 TORQUE Durante la perforación normal, el torque rotativo aumenta gradualmente a medida que aumenta la profundidad, debido al efecto de contacto entre las paredes del pozo y la sarta de perforación. El aumento en la presión de formación provoca mayores cantidades de cortes de lutitaarcilla en el pozo. Estos cortes tienden a adherirse a la sarta de perforación e impiden la rotación de la broca. El aumento del torque, es un buen indicador del aumento de presión. Pero es difícil diferenciar entre el torque en la broca y el torque debido a la fricción de la sarta sobre las paredes del hueco.

Sin embargo, el torque sobre la broca y los

estabilizadores incrementa debido a los efectos de formaciones sobrepresionadas, debido a: • Hinchamiento de arcillas plásticas resultando en una disminución en el diámetro del hueco. • Acumulación de grandes cortes o derrumbes de presión (cavings) alrededor de la broca y estabilizadores. 5.4 ARRASTRE Se comporta de forma similar al torque. El arrastre incrementa sobre la sarta debido al hinchamiento de las arcillas plásticas que reducen el diámetro del hueco como una respuesta

109

a las sobrepresiones. Aunque en condiciones balanceadas, se presenta un aumento en el arrastre al hacer conexiones en zonas de presión anormal. 5.5 PRESENCIA DE GAS El aumento del contenido de gas en el fluido de perforación constituye una buena señal para detectar zonas de presión anormal.

Sin embargo los cortes con gas no son siempre

consecuencia de una condición no balanceada. Cuando se perfora una formación que contiene gas, se circulan fondos arriba que contiene gas. La presión hidrostática de estas partículas se reducen a medida que circulan fondos arriba. El gas de los recortes se expande y se libera en el sistema de lodo, disminuyendo la densidad del lodo. En tales casos, no se podrá detener la inyección gasificada aumentando el peso del lodo.

Esto se puede verificar reduciendo o deteniendo la perforación y

circulando los cortes fondos arriba. En ambos casos, la inyección gaseosa debería detenerse o reducirse. Cuando se perfora con un mínimo de peso del lodo, el efecto de pistoneo producido por el movimiento ascendente de la tubería durante una conexión o viaje puede pistonear gases o fluidos al interior de la boca del pozo. Esto se conoce como gas de conexión. Cuando aumenta estos gases, es posible que los gases de formación estén aumentando o que el diferencial de presión (presión del lodo menos presión de la formación) este cambiando. El aumento del gas de conexión y el gas background es un buen indicativo de zonas sobrepresurizadas. Si el peso del lodo es mas alto que la presión de formación, habrá poco gas background durante la perforación, poco o escasez de gas de conexión y de viaje. Si la presión de poro es mas alta que la densidad del lodo pero menor que la densidad efectiva de circulación (ECD ó APD= Annular pressure drop), el gas background permanecerá bajo, pero el gas de conexión y de viaje serán altos. Si la presión de formación es mayor que la densidad del lodo y el ECD, el gas background y el gas de conexión incrementa mientras se perfora, produciendo un reventón de pozo (blowout). Cuando el sobrebalance de presiones esta cerca a cero, es importante considerar el cambio en la densidad efectiva de la columna de lodo (ECD) mientras se circula, comparandola con

110

la densidad de la columna de lodo en condiciones de no circulación. La presión ejercida sobre la formación por una columna de fluido de perforación estatico, es debido solamente a la cabeza hidrostática, la cual está en función de la densidad del lodo. La presión ejercida sobre la formación por una columna de circulación del fluido de perforación es igual a la presión hidrostática (HP) más la perdida de presión anular (APD). Si la presión de fondo del hueco (Total Bottom hole pressure = TBP) esta casi equilibrada con la presión de una formación permeable, el pozo puede comenzar a fluir cuando se para las bombas, debido a que ECD es ligeramente menor cuando no hay circulación (Figura 25) TBP(presión total del fondo del hueco)= HP (presión hidrostatica)+APD(Perdida de presión del anular) APD=ECD En general, los parámetros mas aconsejables para la evaluación de la presión de poro son: gas de viaje y conexión, comportamiento del hueco y derrumbes (cavings). Los anteriores parámetros, son manifestaciones físicas de la relación del peso del lodo con la presión de poro y no son cálculos teóricos basados en datos empíricos de otros sitios en el mundo. La relación peso del lodo/gas de conexión es aplicable en todos los sedimentos, en todas las áreas y en todos los pozos.

Los gases de conexión son siempre indicativos de un

sobrebalance en el pozo. El incremento en los gases de conexión es prueba de que existe una condición de sobrebalance, lo cual da una advertencia de un reventón repentino.

El

incremento de gas background acompañado del gas de conexión, sin notar ningún cambio litológico, es otra prueba indicativa del incremento en la presión de poros (Figura 41).

111

Figura 41. Evaluación de la presión del fluido de formación usando gas de conexión. El peso del lodo ha sido incrementado para controlar el gas producido. El efecto es detener el influjo de gas y reducir el gas bacground. La perforación continua y en la primera conexión, el nivel de lodo disminuye en el tanque header (trampa) a medida que para la circulación, produciendo una defleción negativa en la curva d egas, alnivel cero. Un lag time (lag up) después aparece un pico de gas producto de laconexión y al gas producido que fluye dentro del hueco.

5.6 SHALE DENSITY El bulk density de las lutitas o arcillas en una secuencia de baja compactación (undercompactacion) es menor que el shale density en una secuencia compactada normalmente para cualquier profundidad de soterramiento. Esto es debido al exceso de porosidad y a su vez al exceso de contenido de agua en los poros. La figura 42 ilustra la disminución del shale density asociado con una zona de baja compactación. Cualquier disminución en la tendencia puede ser interpretada como una zona de alta presión poral, dado que las arcillas de alta presión son menos densas que las de presiones normales,

112

debido a que quedan atrapados fluidos porales en secciones arcillosas durante el proceso de consolidación. En el campo, se usan varios métodos para medir la densidad de las arcillas: Picnometro y balanza de lodo, entre otros.

Figura 42. Disminución en el Shale density asociado con una zona de baja compactación.

5.7 TEMPERATURA DEL LODO La conductividad termal de las formaciones sobrepresurizadas es menor con relación a las formaciones normalmente presurizadas. Esto se debe, al exceso de agua en los poros de las formaciones sobrepresurizadas que actúa como un aislador. Como resultado de lo anterior, las formaciones soprepresurizadas tienen una temperatura anormalmente alta.

Esto es

transferido al fluido de perforación, el cual muestra un incremento en la temperatura. Hay algunos factores que influyen en la temperatura del lodo, tales como: aditivos nuevos del lodo, rompimiento de circulación, viajes de la tubería, etc.. En aguas profundas, la temperatura del lodo de perforación de retorno puede ser constante durante toda la operación. 5.8 CONTENIDO DE CLORUROS

113

Los aumentos en el contenido del ion de cloruro o de sal en los fluidos de perforación son indicadores válidos de presión. La mayoría de los métodos disponibles para verificar el ion de cloruro no sirven para reflejar variaciones sutiles.. Una medida del contenido del ion de cloruro en el filtrado es el monitoreo continuo de la viscosidad del lodo. 5.9 NIVEL DEL LODO EN LOS TANQUES El incremento en el volumen de lodo en el sistema activo de los tanques indica que los fluidos de formación están invadiendo el hueco perforado. Esto ocurre en respuesta al incremento en la presión del fluido de formación, el cual excede la presión ejercida por la columna de lodo. 5.10 FLUJO DE LODO La diferencia entre el flujo de lodo entrando y saliendo del hueco es denominado flujo diferencial.

El incremento positivo en el flujo diferencial indica que los fluidos de la

formación están invadiendo el hueco dentro del anular causando un aumento en el flujo de salida. 5.11 DENSIDAD DEL LODO Un influjo de fluidos de formación y particularmente de gas, resulta en una disminución en la densidad del lodo de perforación. Esta reducción en el peso del lodo de perforación, puede ser medido en el tanque de retorno como burbuja de gas que corta el lodo. 5.12 VARIACIONES EN EL EXPONENTE "D" NORMAL El método del exponente "d" normal se usa para predecir y detectar presiones anormales. Los parámetros de perforación que se usan para el cálculo del exponente "d" son: RPM, WOB y diámetro del hueco. Luego de tener calculado el exponente "d", se procede a graficarlo. Los cambios en la inclinación de la línea señalan las zonas presurizadas anormalmente. Para este cálculo, hay que tener en cuenta, los diferentes tipos de broca y los cambios que suceden en los parámetros de perforación. 5.13 MEDICIONES DURANTE LA PERFORACION (MWD)

114

Con esta herramienta (MWD) se puede medir parámetros tales como resistividad de la formación, torque, temperatura, presión de fondo del pozo; los cuales pueden utilizarsen para identificar cambios en las condiciones de perforación y detectar afluencias. Para operar la herramienta es necesario generar electricidad mediante una turbina o propulsor. Esto requiere de un caudal de circulación especifico (Galones por minuto) para generar la potencia necesaria para el funcionamiento de la herramienta. La información recogida u obtenida se puede transmitir por cable, por pulsos de fluido (ondas de presión), por ondas electromagnéticas u ondas acústicas. Sofisticados sensores reciben estos pulsos en la superficie y los transmiten a las computadoras localizadas en una cabina en la superficie del pozo. 6.0 REGISTROS QUE SE USAN PARA MEDIR LA PRESIÓN DE FORMACION Las formaciones de arcillas (lutita) de alta presión contienen más agua, por lo tanto muestra una resistividad menor que las de las formaciones de presión normal, que son más secas. El registro sónico mide la velocidad del sonido o el tiempo del intervalo de tránsito de la formación. Las formaciones compuestas por arcillas (lutitas) de alta presión que contienen más agua, tienen una velocidad de sonido menor y por lo tanto un tiempo de tránsito mayor. Las formaciones de arcillas de alta presión tienen menor densidad, por lo que con el registro densidad, se puede hacer cálculos para determinar la presión. 7.0 PROCESOS DURANTE LA PERFORACION QUE CAUSAN SURGENCIA Siempre que la presión de la formación exceda la presión que ejerce la columna del fluido de perforación puede ocurrir una afluencia. Esto puede estar influenciado por: 7.1 LLENADO DEFICIENTE DEL POZO Siempre que cae el nivel del fluido del pozo, también cae la presión hidrostática ejercida por el pozo. Cuando la presión hidrostática cae por debajo de la presión de la formación, el pozo fluye. Siempre que se saca tubería disminuye el nivel del fluido del pozo, por lo tanto disminuye la presión hidrostática ejercida.

Entonces para mantener la presión constante sobre la

115

formación, se debe llenar el pozo con una cantidad de fluido igual al volumen de la tubería sacada. Barriles para llenar=Desplazamiento de la tubería (Bls/pie)*Longitud de la tubería sacada (pies) Para poder medir el fluido con precisión se debe utilizar el tanque de viaje. 7.2 PISTONEO Y COMPRESION Cada vez que se mueve la sarta a través del fluido de perforación, aparecen fuerzas de pistoneo (swab) y de compresión. Cuando se esta sacando tubería predomina la fuerza de pistoneo (swab). A menudo el fluido no puede bajar por el espacio anular con la misma velocidad con que se esta sacando la sarta, produciendo una presión negativa o de vacío, debajo de la sarta. Este descenso de la presión permite que ingrese fluido al pozo. El efecto de pistoneo y compresión tiene que ver con la velocidad con que se saca y se baja tubería de perforación. Los lodos pesados y viscosos debido a que fluyen con mayor lentitud incidirán en las presiones de swab y compresión. En el efecto de compresión, se produce pérdida de circulación debido a las altas presiones originadas cuando se corre la sarta rápidamente y el lodo no fluye a la misma velocidad. 7.3 PERDIDA DE CIRCULACION Si el nivel del fluido en el pozo baja, también disminuye la presión que estaba ejerciendo. Si la presión hidrostática del fluido pierde nivel por debajo de la presión de formación, el pozo puede comenzar a fluir. En general, las causas de la pérdida de fluido pueden ser por lodos con bajo contenido de sólidos; y si la presión de fricción y la presión hidrostática de la columna de lodo supera a la presión de formación.

XI. PRINCIPALES HERRAMIENTAS Y REGISTROS CORRIDOS EN UN POZO

116

1.0 RESISTIVIDAD 2.0

ANÁLISIS DE POROSIDAD E IDENTIFICACIÓN DE

LITOLOGIA 3.0 RESPUESTA DEL REGISTRO SONICO Y DENSIDAD AL CONTENIDO ORGANICO 4.0 GEOLOGIA Y REGISTROS GEOFISICOS 5.0 PRUEBAS Y MUESTREO

Los registros eléctricos corridos en un pozo determinan las propiedades fundamentales de la roca (porosidad, permeabilidad, densidad, etc.) y su contenido de fluidos en el subsuelo. El registro básico es un registro eléctrico que consiste en una sonda aislada o un ensamblaje de electrodos bajado a la base del pozo sobre un cable eléctrico.

Los instrumentos

montados en el camión registran las propiedades eléctricas de las rocas y los fluidos que pasan por la sonda a medida que se retira del hueco. 1.0 RESISTIVIDAD La resistividad de una formación es una función de la cantidad y tipo de agua contenida dentro del reservorio (la mayoría de los minerales son no conductivos cuando están secos). La resistividad de la formación es una de las más importantes medidas usadas en evaluación del reservorio. La resistividad, la inversa de la conductividad, es resistencia especifica, medida en ohmmetros (Ωm; pero frecuentemente expresada como Ωm2m-1). La resistividad es alta en calizas densas, evaporitas (la sal es casi infinitamente resistiva, y los sulfatos son también muy altos), las rocas metasedimentarias o rocas porosas que contienen aceite o agua fresca (los cuales son efectivamente aisladores). Un paquete de arena homogénea con aceite, da una curva de resistividad, ancha a la derecha y un pico aproximadamente en su centro; una curva asimétrica significa variaciones en la

117

porosidad dentro de la unidad arenosa.

Altas resistividades con SP bajos a cero, es

comúnmente dado por limolitas apretadas o lutitas con inclusiones de granos de cuarzo, o rocas clásticas gruesas con porosidad intergranular taponada por arcilla. Las resistividades son bajas en rocas porosas que contienen agua salada, la cual es un electrolito. Debido a que la arcilla es un conductor, las lutita comúnmente tienen bajas resistividades.

Ellas no producen ningún ensanchamiento en ninguna de las curvas de

resistividad o SP, de modo que los intervalos se apegan cercanamente a los ejes de ambos registros, constituyendo la línea de shale (lutita; Figura 43). La resistividad varía según la porosidad de modo que es más baja en lutita-arcilla y en bentonita que en lutita siliceas o limosas. La resistividad también incrementa con la profundidad para todos los tipos de lutita, pero puede continuar siendo anormalmente baja, en lutitas adyacentes a arenas, teniendo altas presiones de fluido. Los valores típicos (en ohm-metro) son: Tabla 9. Valores típicos de resistividad

Agua salada: 0.02 Agua dulce:1.0 Lutita y arena:5.0 Carbonato denso:100

carbón:150 Anhidrita:1000 o más Aceite:3x10 11 Gas: infinito

118

Figura 43. Ejemplo esquemático de interpretación, usando registros de Resistividad y Gamma ray

El filter cake es resistivo. Normalmente se corren dos curvas de resistividad: micronormal y microinversa.

La

micronormal muestra una lectura más alta que la microinversa, la separación positiva de las curvas indica un estrato permeable, y su indicación puede ser corroborado por un ensanchamiento negativo de la curva del SP. La ausencia de separación entre las dos curvas de microlog o separación negativa indica una capa de roca impermeable. Además de la resistividad, también se realiza una curva de potencial espontaneo (SP) en pozos con lodos conductivos.

La curva SP ayuda a diferenciar entre roca reservorio

potencial y lutitas y determina la resistividad del agua de formación. El registro SP es la diferencia en fuerza electromotriz entre el fluido de perforación y el fluido de los poros de la roca. Esta diferencia potencial crea una celda electroquímica, la cual produce una corriente. La diferencia de potencial se mide en M.V. La lectura del SP es negativa a la izquierda y positiva a la derecha. En circunstancias normales en el cual el lodo de perforación es de agua más dulce que el agua de formación, lecturas altamente negativas son dadas por rocas porosas, especialmente arenas porosas. Si el lodo de perforación es más salado que el agua de formación, la celda es invertida y el ensanchamiento de la curva va en dirección positiva (a la derecha). El agua salada en rocas porosas dan lecturas más altas que el agua dulce, si el lodo es de agua dulce y no salado. Las lecturas altas negativas son también dadas por vetas carbonosas. Las lecturas positivas altas (hacia la derecha) son dadas por calizas densas, lutitas y evaporitas. En general, la curva SP es esencialmente despreciable si el lodo de perforación es salado. En calizas, también la curva SP es de poco valor. Su principal valor es para indicar el contraste entre rocas lutiticas y rocas no lutiticas (areniscas), y su contenido de fluido. Las delgadas interrupciones de rocas no porosas tales como bentonita, interestratificadas en paquetes de areniscas porosas y limpias, aparecen como reentrantes agudas diferentes a la curva del SP negativo.

119

Un registro gamma ray (GR) también puede ser corrido con la herramienta de resistividad. Este normalmente reemplaza la curva SP en lodos base aceite o huecos perforados con aire y cuando la salinidad del lodo es igual o excede la salinidad de la agua de formación. Dos tipos de equipos son usados para las medidas de resistividad. La herramienta de registro induction es generalmente usada en lodos frescos, y la herramienta laterolog es usada en lodos salados. Varios aparatos de microresistividad tipo “pad” son disponibles para medir la resistividad de la zona lavada (flushed) en estratos permeables. Las herramientas utilizadas para correr las curvas de Resistividad y SP son: 1.1 DIL*DUAL INDUCTION LOG El registro dual induction registra una curva SP y tres curvas de resistividad que tienen diferentes profundidades de investigación (RID, RIM, RSFL *)

La curva RSFL indica la

resistividad de la zona lavada (flushed) ; la curva, RIM, indica la resistividad combinada de las zonas invadida y lavada (flushed) ; y la curva RID responde a la resistividad de la zona incontaminada y puede ser corregida para dar la resistividad verdadera (Rt). Este registro es mas efectivo en resistividades media y lodo fresco. Las curvas de induction puede ser registrada en pozos perforados con lodo base aceite o aire. La herramienta DIL es combinable y usualmente se corre simultáneamente con otros servicios. APLICACIONES PRINCIPALES . Verdadera resistividad de la formación. . Perfiles de invasión. . Correlación . Detección preliminar de hidrocarburos . Control de profundidad ESPECIFICACIONES DE LA HERRAMIENTA OD(in)=3 7/8

120

Presión máxima : 20.000 psi Temperatura máxima : 350°F 1.2 DLL*/MSFL DUAL LATEROLOG La herramienta dual laterolog suministra las medidas de resistividad profunda y superficial y es generalmente combinada con el aparato de microresistividad MSFL, caliper y la herramienta Gamma Ray. El MSFL Microspherically Focused log registra la resistividad de la zona lavada en estratos permeables. La curva gamma ray diferencia entre lutitas y rocas reservorio desde que este servicio es usualmente corrido en condiciones de lodo salado. APLICACIONES PRINCIPALES . Verdadera resistividad y resistividad de la zona lavada. . Perfiles de invasión. . Correlación . Detección preliminar de hidrocarburos . Control de profundidad . Indicación de hidrocarburos moved ESPECIFICACIONES DE LA HERRAMIENTA OD(in)=3 5/8 y 5 ¼ usando MSFL Presión máxima : 20.000 psi Temperatura máxima : 350°F 1.3 MSFL, MLL AND PROXIMITY MICRORESISTYVITY LOGS El MSFL Microspherically Focused log, Microlaterolog y Proximity Log registra resistividades de pequeño volumen cerca al hueco (borehole) en el pozo perforado con lodos conductivos. Cada una de aquellas resistividades incluye una medida de caliper. El MSFL es generalmente corrida con otros servicios tales como DLL* y DIL*. APLICACIONES PRINCIPALES • Resistividad de la zona lavada

121

• Localización de zonas permeables y porosas. • Indicación de hidrocarburos movibles. • Caliper. ESPECIFICACIONES DE LA HERRAMIENTA OD(in)=5 ¼ (MSFL) ; 5 1/16 , 4 5/8(MLL) ; Proximity 5 ½ Presión máxima : 20.000 psi Temperatura máxima : 350°F 1.4 ML MICROLOG La herramienta Microlog es un aparato de microresistividad typo pad diseñado para registrar la zona lavada en pozos perforados con lodo de baja salinidad. Dos resistividades, con diferentes profundidades de investigación, son registradas para detectar la presencia de mudcake (torta del lodo) y para identificar zonas permeables. Un registro caliper es corrido simultáneamente. El microlog es combinable con otros servicios. APLICACIONES PRINCIPALES . Localización de zonas permeables . . Definición de los limites de estratos. . Calculo de arena (Detailed sand count) . Caliper . Indicación del espesor de la torta del lodo. Abreviaturas usadas en las copias : MNOR (ohmm) ; MINV (ohmm). ESPECIFICACIONES DE LA HERRAMIENTA OD(in)=6 7/8 Presión máxima : 20.000 psi Temperatura máxima : 350°F 2.0 ANALISIS DE POROSIDAD E IDENTIFICACION DE LITOLOGIA

122

2.1 REGISTROS ACÚSTICOS La porosidad esta directamente relacionada con el intervalo de tiempo de tránsito (∆t), de una onda sísmica, debido a que el tiempo de tránsito es inversamente proporcional a la velocidad y la velocidad es directamente proporcional a la densidad del medio transmitante. La dependencia del tiempo de viaje sónico sobre la densidad, se muestra en la siguiente tabla: Tabla 10. Tiempo de viaje sónico y densidad de rocas sedimentarias y el agua pura

ROCA

BULK DENSITY (GR/CM3)

TIEMPO DE VIAJE SONICO (MS M-1)

Dolomita limpia Caliza limpia Arenisca limpia Lutita limpia Sal

2.88 2.71 2.65 2.20-2.75 2.03

143.5 160.0 185.0 230 - 495 220.0

El ∆t es medido por el registro sónico. La ecuación de Wyllie relaciona la porosidad (φ) de una roca clástica consolidada con el ∆t. φ = (∆t log - ∆t matriz)/ (∆t filtrado - ∆tmatriz) φ = [∆t log - 1/Vm) 106] / [(1/Vf- 1/Vm)106]Cc Donde ∆t representa el tiempo de viaje de varios medios, en µs m-1 (ó ft -1). Cc es la contante de compactación; Cc= 1.0 para formaciones compactadas; y es mayor que 1.0 pero menor que 1.6 para formaciones menos compactadas. Vm varía de 4500 m s-1 para la sal y 7000 m s-1 para la dolomita. Vf es 1300m s-1

para lodos base aceite y 1700 m s-1 para lodos salados.

La herramienta utilizada para correr el registro sónico es: 2.1.1 Bhac Borehole Compensated Sonic Log: Mide el tiempo requerido para que la onda sonora viaje a través de la formación. Este intervalo de tiempo de transito es una función de la matriz de la formación, la cantidad de porosidad primaria y el tipo de fluido en el espacio poroso. LSS * Long Spaced Sonic es usado para suministrar el análisis de la onda y datos mas precisos en huecos agrandados y en áreas donde la formación esta alterada por los procesos de formación.

123

Estas herramientas son combinadas y usadas simultáneamente con otros servicios. APLICACIONES PRINCIPALES . Análisis de porosidad . Determinación de litología . Análisis de arcillas . Identificación de presiones anormales . Datos de velocidad para estudios sísmicos. . Identificación de fractura .Shear wave analysis Abreviaturas usadas en las copias : DTL(µs/ft) ESPECIFICACIONES DE LA HERRAMIENTA OD (in)=3 5/8 Presión Máxima : 20.000 psi Temperatura Máxima : 350°F 2.2 REGISTROS DE RADIOACTIVIDAD Los registros de radioactividad tiene la ventaja de que puede ser corridos a través del revestimiento. 2.2.1 Registro Gamma Ray: Es usado para diferenciar entre rocas arcillosas y rocas no arcillosas, siendo más radiactivas las secuencias arcillosas.

Sin embargo, las areniscas

feldespáticas producto del levantamiento de rocas graníticas o gneis puede ser más radiactivas que cualquier lutita, debido a que el potasio es radiactivo. 2.2.2 Registro Neutrón: Refleja la abundancia de iones hidrógenos en el fluido. Los fluidos que contengan un alto contenido de hidrogeno, dan bajas lecturas. Los hidrógenos absorben neutrones, de modo que las rocas porosas dan valores bajos.

El registro neutrón es

especialmente utilizado utilizado para revelantes variaciones en las porosidades de las rocas carbonatadas, las cuales son registradas por el registro compensated neutron-density. El

124

filtrado del lodo, como el agua y el aceite no son distinguidos por el registro neutron debido a que todos tienen aproximadamente el mismo porcentaje de hidrogeno. El gas seco, de otra manera, da unas lecturas muy altas, por lo que hay menos hidrógenos en la fase gaseosa que en la fase liquida. 2.2.3 Registro Density: Es el más usado como indicador de la porosidad de una formación. Las lecturas esta relacionada directamente al verdadero bulk density e inversamente a la porosidad. La figura 44, muestra la variación de la densidad, tiempo de viaje sónico y porosidad de areniscas y lutitas en función a la profundidad.

Density ρ (g/cm3)

Transit time ∆t (µs/ft)

Porosity % φ

Figura 44. Variación de la densidad, tiempo de viaje sónico y porosidad de areniscas y lutitas en función a la profundidad

φ(Gr cm-3)= (ρm-ρb)/(ρm-ρf) Donde ρm: densidad de la matriz; ρb: densidad del volumen; ρf: densidad del filtrado del lodo.

125

ρM varía de 2.10 para halita hasta 2.90 para la dolomita. ρf= 0.85 en lodo base aceite y 1.15 para lodo salado. Las herramientas utilizadas para corre los anteriores registros, son: • LDT LITHO-DENSITY* LOG La herramienta Litho-Density una fuente de Gamma ray montado en un pad y dos detectores para medir la densidad de volumen (bulk density) y el efecto fotoelectrico de la formación (Pe). La medida de Pe es relacionada a la litología de la formación, y la medida de la densidad de volumen es relacionada a la porosidad. Un caliper también es registrado. El LDT es combinable y se usa simultáneamente con otros servicios. APLICACIONES PRINCIPALES . Análisis de porosidad . Determinación de litología . Caliper . Identificación de presiones anormales. Abreviaturas usadas en las copias : RHOB(g/c3) ; DRHO (g/c3) ESPECIFICACIONES DE LA HERRAMIENTA OD (in)=4 ½ Presión Máxima : 20.000 psi Temperatura Máxima : 350°F • CNL* COMPENSATED NEUTRON LOG La herramienta compensated neutron contiene una fuente radioactiva la cual bombardea la formación con neutrones rápidos. La medida son dadas en unidades de porosidad. Tanto (intermedia) neutrones epitermal como (lento) neutrones termal pueden ser medido dependiendo del detector diseñado.

126

La herramienta CNT-A Compensated Neutrón usa dos detectores termales para medir borehole-compensated termal neutrón. La herramienta CNT-G Dual Porosity Compensated Neutrón tiene dos detectores termales y epitermales para medir porosidades separadas. La medida epitermal puede ser hecha en huecos llenados en gas o aire. Estas herramientas son combinadas y usadas simultáneamente con otros servicios. APLICACIONES PRINCIPALES . Análisis de porosidad . Determinación de litología . Análisis de arcillas . Detectar gas Abreviaturas usadas en las copias : EHPH( ) ; TNPH ( ) ESPECIFICACIONES DE LA HERRAMIENTA OD (in)=3 3/8 Presión Máxima : 20.000 psi Temperatura Máxima : 350°F 3.0 RESPUESTA DEL REGISTRO SONICO Y DENSIDAD AL CONTENIDO ORGANICO La materia orgánica tiene una velocidad sónica mucho menor que cualquier roca sedimentaria.

Mientras siempre las lutitas transmite ondas a más de 4 km./seg y los

carbonatos 6 km/seg; las velocidades en aceites son 1.2 - 1.25 km/seg y en kerógeno no mayor a 1.5 km/seg. Por lo tanto el tiempo de tránsito (∆t) para las rocas sedimentarias es del orden de 150 200 µs /m y para la materia orgánica cerca de 600 µs /m . El contraste de velocidad entre la matriz de la roca y su M.O (cerca 4) es mayor que el contraste en densidad (cerca 2.5). El registro sónico puede responder al contenido de materia orgánica más fuerte que el registro densidad.

127

4.0 GEOLOGIA Y REGISTROS GEOFISICOS Aunque la mayoría de los registros son usados para la evaluación de formación, algunos tales como HDT* High-Resolution Dipmeter y el SHDT Dual Dipmeter, son diseñados específicamente para estudios geológicos. Schlumberger también tiene una serie de productos sísmicos diseñados específicamente para geofísicos.

Aquellos productos computarizados son derivados de las medidas de la

herramienta de “wireline” y ayuda en procesamiento e interpretación de datos sísmicos y en interpretación geológica. El WST* Well Seismic tool suministra datos de disparos de chequeos (check-shot) para la calibración del registro sónico y waveforms para perfil sísmico vertical. La herramienta LSS* Long Spaced Sonic suministra tiempos para la calibración de la sección sísmica y la entrada básica para el Geogram* sismograma sintético. 4.1 SHDT DUAL DIPMETER LOG La herramienta Schlumberger’s Dual Dipmeter usa cuatro electrodos dual para registrar ocho curvas de microconductividad. APLICACIONES PRINCIPALES . Entrada para procesamiento computarizado . Discriminación entre lutitas laminadas y dispersas. . Geometría del hueco .Datos de dirección. Entrada para FIL* Fracture Identification Log. 4.2 DUAL DIPMETER DUALDIP* PROCESSING Se utiliza para reconocer el buzamiento estructural y estratigrafico. Con el buzamiento estructural se obtiene la siguiente información. Interpretación de fallas, pliegues e inconformidades para el mapeo estructural y correlación de pozo a pozo. Con el buzamiento estratigrafico se reconoce patrones de paleocorrientes y determinación de la geometría del reservorio. Para este registro se requiere tener datos del SHDT.

128

La herramienta dipmeter usan tres sets de brazos radialmente 120°.

Los brazos son

presionados contra la pared del hueco, midiendo la resistividad en cada punto de contacto. Algunos mide el SP. La medida es registrada a medida que la sonda es sacada desde el fondo del hueco. El verdadero buzamiento es calculado gráficamente (esterored) o por programa de computadora. La posición de los círculos en las copias indican el ángulo de buzamiento (aumentando hacia la derecha); las flechas sobre los círculos muestra la dirección del buzamiento dado en azimuth (Figura 45). Los cambios en el buzamiento puede ser gradual a medida que se profundiza en el pozo cortando un flanco del pliegue.

Cambios abruptos de buzamiento puede indicar fallas

(Figura 46). Interrupciones de estratos normales por cuerpos de estratificación cruzada o lenticular puede ser revelada por buzamiento opuestos.

Cambios en tanto ángulo y

dirección de buzamiento indica inconformidades (Figura 47)

Figura 45. Diagrama "Tadpole" mostrando buzamientos derivados del ploteo del registro dipmeter contra profundidad y curva SP. Figura 46. Ilustración del registro dipmeter a través de una falla normal (a) y una falla inversa (b). Figura 47. Ilustración del registro dipmeter a través de una canal (arenisca) (a) y un arrecife (b).

129

4.3 FIL* FRACTURE IDENTIFICATION LOG Esta herramienta muestra lo mas notable cualquier anomalía de la conductividad la cual puede ser causada por fracturas llenadas de lodo. Se usa para la identificación y orientación de sistemas de fracturas efectivas.

Se requiere estar monitoreando la herramienta de

dipmeter. 4.4 WST* WELL SEISMIC RECORDING WST es un servicio de disparo de chequeo (check-shot) el cual suministra una calibración de profundidad contra tiempo para la técnica de reflexión sísmica. Las velocidades sísmicas son medidas en el pozo mediante el registro del tiempo que es requerido por una onda generada por una fuente de energía superficial hasta alcanzar los geófonos de la herramienta WST, la cual es anclada en el hueco perforado. El registro de tiempo de viaje de los arribos directos es usado para calibrar el registro sónico, el cual llega a ser la referencia sísmica básica y permite a una sección transversal de sísmica de superficie ser graduada a profundidad. APLICACIONES PRINCIPALES. . Datos para ajustar la profundidad de las secciones de sísmica superficial. . Entrada para el Geogram (sismógrafo sintético) Datos para el perfil sísmico vertical (VSP) el cual se usa para la evaluación sísmica de horizontes profundos, evaluación del buzamiento, confirmación de reflectores sobre seccione sísmicas. 4.4 WELL SEISMIC QUICKLOOK LOG El registro Seismic Quicklook es procesado por la CSU* en el pozo (wellsite) y suministra la medida de tiempo de transito y profundidades para la geometría del pozo, configuración de adquisición y características de la formación.. La exhibición incluye la profundidad vertical verdadera (TVD) y correcciones del datum con referencia a la superficie (SRD), relación tiempo-profundidad, intervalos de velocidades entre los niveles disparados y el desplazamiento (drift) del sónico.

130

Se usa como información de velocidad y tiempo para los geófísicos.

También para

identificación del tiempo de transito, reflectores fuertes. 4.5 DIRECTIONAL SURVEY El registro direccional es una proyección del pozo sobre los planos vertical y horizontal. Este muestra continuamente -desde el tope hasta la base del estudio- la trayectoria del pozo desde un punto de referencia. Este punto puede ser cualquiera del tope del estudio o las coordenadas del pozo en superficie si la desviación del tope de estudio es conocida. Hay varios métodos que se usan, tales como : tangencial, arco circular en proyección o espacio, o curvatura continua. Se requiere datos de inclinometría del dipmeter. Para calcular la profundidad verdadera vertical (TVD) de un pozo, se realiza la siguiente operación: • Se debe tener datos anteriores. Por ejemplo: MD:8041'; TVD: 7891.6; Incl: 24.6° • Se usa la ley del coseno para calcular el TVD a la profundidad deseada. Supongamos que se desea calcular el TVD a 8104'.

Figura 48. Cálculo del TVD (True vertical depth)

131

Cos 24.6°= TVD/(8104-8041') TVDcalc.=(8104-8041)*Cos24.6° TVDcalc.=60.55 TVD total: TVDanterior+TVDcalc TVD total= 7891.6+60.55 TVDtotal=7949.15' a 8104' MD. 5.0. PRUEBAS Y MUESTREO Schlumberger ofrece varios servicios para la recuperación física de muestras de roca de formación y fluidos. 5.1 RFT* REPEAT FORMATION TESTER El repeat Formation Tester es operado por un sistema hidráulico conducido eléctricamente. Dos pruebas de fluidos cada una a diferentes profundidades también puede ser tomadas en el mismo viaje. La observación de las presiones de preensayo permite al ingeniero determinar si el paquete esta sellado adecuadamente y si el flujo del fluido es adecuado para obtener una muestra diagnóstica. Si alguna de las condiciones es cuestionable, la herramienta puede ser retraída y movida a otra profundidad más adecuada para el ensayo (test). En la superficie las presiones de formación son registradas en una película y mostrada en forma análoga y digital. APLICACIONES PRINCIPALES . Presiones de formación. . Estimativos de permeabilidad . Análisis de hidrocarburos . Contacto de fluidos . Gradientes de presión. 5.2 CST SIDEWALL SAMPLER El Sidewall Core Sampler es una escopeta o cañón tipo percusión que es precisamente posicionada a la profundidad por los registros SP o Gamma Ray.

Después que las

profundidades de las muestras son seleccionadas, un controlador de superficie, eléctricamente enciende mediante una fuerza cargada de fuego una bala cilíndrica dentro de

132

la formación a cada profundidad seleccionada anteriormente.

Cada bala y corazón es

entonces recuperada por dos alambres sujetados a la escopeta. APLICACIONES PRINCIPALES . Determinación de porosidad y permeabilidad. . Confirmación de manifestaciones de hidrocarburos. . Determinación del contenido de arcilla. . Determinación de la densidad del grano. . Determinación litológica. A continuación se muestras los principales registros de pozo usado para correlaciones estratigráficos: Tabla 11. Principales registros corridos en un pozo. REGISTRO FENÓMENO CORRELACIONADO Short-normal Estratos porosos invadidos depende de resistivity la resistividad del agua. Laterolog Estratos porosos invadidos depende de la resistividad del agua. SP Contraste entre lutita (impermeable) y no lutita (permeable). Induction Contraste entre conductividad de Log fluidos de poro (agua salada-agua dulce-aceite) y de estratos no conductivos. Sonico ∆t depende de la litología y porosidad Densidad Neutron GR

REQUERIMIENTOS Y RECOMENDACIONES

Hueco no revestido; lodo no salado. Se puede combinar con SP o GR. Hueco no revestido; lodo de agua dulce o salado. Hueco no revestido. Baja a moderada resistividad. Muestra contraste entre lutita y arena. Hueco no revestido. Lodo dulce, formaciones de baja resistividad (lutita).

Hueco llenado con fluido. Formación baja resistividad. Densidad de la formación depende de la Hueco no revestido sin niveles lavados litología y porosidad. (derrumbes). Contenido de hidrogeno de estratos Hueco revestido. Combinado con GR. porosos; lutitas claramente distinguibles. Radioactividad, relacionado con lutita. Hueco revestido o no. No afectado por fluido de perforación.

133

A continuación se dan las principales características de como responde los diferentes tipos de roca y fluidos a los registros: Tabla 12. Respuestas de los registros a las rocas y fluidos

ROCA ARENISCA (SST)

ARENISCA CUARZOSA CALIZA (LS)

CHALK (CHK) DOLOMITA (DOL)

SP

RESISTIVIDAD

Bien desarrollada, Varía desde 1 a 200 menos en areniscas ohms dependiendo de la arcillosas. porosidad y la salinidad del agua de formación. Pobre deflección a la Alta, menos fracturada y izquierda. que contiene agua muy salada. Curva suave y Función de la porosidad redondeada. Algunas y salinidad del agua de veces no describe curva formación. Caliza debido a la ausencia de Lutitica baja porosidad. resistividad. Bien desarrollada a la izquierda a excepción de chalk lutitica. Curva suave y redondeada. Algunas veces no describe curva debido a la ausencia de porosidad.

ANHIDRITA

No desarrolla curva

LUTITA (SH)

Deflección a la derecha

Baja (1 - 2 ohm)

GAMMA RAY

NEUTRON

SONICO

Da una deflección a la Da una deflección a la Varía desde 65 a 100 izquierda derecha desde 850 a microsegundos, 2950 unidades API. dependiendo de la porosidad. Da una deflección a la Gran deflección a la Bajo ∆t entre 55 a 65 izquierda derecha. µseg. Deflección a la Varía entre 600 y 900 izquierda, a excepción unidades API, en calizas arcillosas. dependiendo de la porosidad e impurezas (lutita) y diametro del hueco. Buena deflección a la Bajo, varía entre 900 izquierda. 1300 unidades API.

25 - 50 ohm, con Ligeramente más algunos intervalos entre radiactiva que la caliza. 500 ohm. La dolomita exhibe mayor resistencia que la caliza debido a su dureza. 150 - 200 ohms Baja radiactividad, buena deflección a la izquierda. Baja, entre 1 - 3 ohms Muy radiactivas. Deflección a la derecha

Varía entre 600 y 900 unidades API, dependiendo de la porosidad e impurezas (lutita) y diametro del hueco. Fuerte deflección a la derecha por encima de 2200 unidades API. Varía entre 400 - 700 unidades API.

∆t entre 50 - 100 µseg dependiendo de la porosidad e impurezas tales como lutita (arcilla). ∆t = 90 µseg ∆t entre 50 - 75 µseg. Sin embargo si la porosidad es buena existe ∆t mayor de 75 µseg. ∆t = 50 - 60 µseg ∆t = 90 - 120 µseg

134

XII. CORAZONAMIENTO Y MUESTRAS DE PARED (SWS) 1.0 CORAZONAMIENTO 2.0 MUESTRAS DE PARED DE POZO (SWS)

1.0 CORAZONAMIENTO Los puntos de corazonamiento son definidos según: • Tope del intervalo • Drilling break • Cambio litológico • Manifestaciones de hidrocarburos. En pozos exploratorios los núcleos son generalmente realizados solamente cuando las manifestaciones de hidrocarburos son por lo menos regulares y

favorables

propiedades del reservorio son encontradas. En algunos pozos se corazonan con propósitos estratigráficos. En caso de corazonar un reservorio de hidrocarburos se recomienda los siguientes procesos: • Parar la perforación inmediatamente después del drilling break esperado.

135

• Observar el flujo (WSOE:Water-salt oil emulsion). • Perforar unos pocos pies más dentro de la formación (3 a 10 pies). • Parar la perforación. • Circular fondos arriba y determinar la presencia de hidrocarburos (en los cortes y en el fluido de perforación) y propiedades del reservorio. • Si las manifestaciones de hidrocarburos (aceite y gas) son regulares a buenas, se saca la sarta de perforación para corazonar y se informa a la base operacional. • Si alguno de ellos, es pobre, discutir el próximo paso con la base operacional. El próximo paso puede ser, perforar otros pies y repetir el procedimiento descrito arriba. Cuando se perfora con fines estratigráficos, al tope de una formación en particular, los procedimientos mencionados anteriormente son seguidos y se comienza a corazonar una vez que la litología requerida ha sido identificada en los cortes analizados. Examinar los cortes durante el actual corazonamiento para colectar información preliminar sobre la composición litológica del corazón. Una breve descripción es reportada a la base operacional. Después de evaluar los registros eléctricos se puede cortar el corazón con una herramienta rebanadora mecánica (MCT: Mechanical coring tool) desde la pared del pozo sobre intervalos de interés particular; por ejemplo, para evaluación estratigráfica o ensayos petrofisicos. La herramienta es normalmente posicionada con el registro gamma ray. Las rebanadas triangulares son rotuladas y marcadas como corazones normales y empacadas en contenedores especiales.

136

1.1

PROCESO

DE

EMPAQUE

Y

PREPARACION

DE

LOS

CONTENEDORES El geólogo wellsite es el encargado de asegurarse que los corazones sean colocados y empacados adecuadamente. Para asegurarse que los corazones son recuperados en el orden apropiado, el tope y la base de cada caja o bandeja del corazón debe ser identificada claramente. Un método es colocar pintura blanca sobre el borde de la caja del corazón. La base de un intervalo corazonado es el primero para ser removido del barril de corazonar. La base de cada corazón o de cada uno de los segmentos corazonados será colocado hacia el borde de la caja marcada con pintura blanca. La primera caja usada, es decir, la caja que recibe la base del corazón, será rotulada con la letra "A" y la segunda con la letra "B" y así sucesivamente. Así, si un corazón llena cuatro cajas, la base del corazón será la caja "A" y el tope del corazón la caja "D". Cuando se prepara el corazón para almacenarlo el número de cada caja es asignado desde el tope del corazón hacia la base del corazón. En el ejemplo anterior, la caja rotulada con la letra "D" se le asignará el número 1 y la caja "A" se le asignará el número 4. La completa identificación de las cajas puede aparecer así: WELL: X 1-100, CORE # 1 5700 - 5715' REC. 14' BOX 1 out of 4

137

Figura 49. Figura 49. Procedimiento para colocar los corazones en las cajas

Cuando los sedimentos son inconsolidados, debe ser cuidadosamente removido el lodo con una cuchilla en lugar de lavarlo. Bajo ninguna circunstancia el corazón puede ser lavado con manguera. El corazón se limpia con un trapo húmedo, reduciendo la posibilidad de remover las manifestaciones de hidrocarburos, particularmente de las fracturas. Bajo condiciones ideal, el corazón es cortado en la mitad con una maquina rebanadora.

Una de la mitad es retenida para referencia permanente y para la

interpretación de estructuras sedimentarias. La otra mitad puede ser utilizada para análisis paleontológicos y otros análisis de laboratorio. Los ingenieros de reservorio frecuentemente requieren que los segmentos del corazón de una roca reservorio sea muestreada para análisis. Los chips o plugs tomados del corazón para ser examinados bajo el microscopio puede ser seleccionados y descritos por el geólogo wellsite en el pozo o en el laboratorio.

Aquellos chips son seleccionados para suministrar una completa

descripción litológica del intervalo corazonado.

Un ejemplo de un intervalo

corazonado es mostrado en la tabla 13. El corazón siempre es descrito desde el tope hacia la base. Se debe indicar el número del corazón, intervalo corazonado y total de pies recuperados. También se incluye la rata promedio de corazonamiento de cada pie. La descripción del corazón lleva el mismo orden y las características de la descripción de los cortes. Tabla 13. Reporte de descripción d emuestra Well name:

Page No.

138

Company: INTERVAL 3000-3020 3020-3100 3100-3110

Described by TYPE SAMPLE DESCRIPTION REMARKS Ditch 70% SHALE, sli calc, gn-gy, sft, fis 30% LIMESTONE, mic-skel, wh, m hd, Num, p por Ditch SHALE a.a. Ditch 90% SHALE a.a. 10% DOLOMITE, bf, m hd, m xln, g vug por, even brn Net increases HW 115, stn, ex cut % fluo, positive chip-in-acid, str od C1 30M, C2 8M, C3 4M, C4 2.5 M, C5 6M

3110-3120

C-1

Rec 8' (80%) No observable dip 2'6" DOLOMITE, bf,sft, suc, w/thnly bed anhy; fr por, spty stn, fr fl & cut, positive chip-in-acid, str od, 5'6" DOLOMITE, bf, m hd, c xln, mnr ahhy incls, ex vug por even stn, ex fluo & cut, positive chip-in-acid, str od, abun vertical fracs DT min/ft 5,6,8,5,10,11,9,12,13 90%SHALE, sli calc, gn-gy, sft, fis Spl contaminated from 10% DOLOMITE, bf, to m gy, f suc, tt, NS RTCB (Round trip to change bit)

3120-3130

Ditch

3130-3200

Ditch

SHALE a.a. tr DOLOMITE a.a.

Bypass shaker, spl from flw line, LC material contamination

3200-3250

Ditch

SHALE a.a.

Spls from shaker

3250-3260

Ditch

90% SHALE a.a. 10% SANDSTONE, sli calc, wh, hd, fg, w srtd, sub-rd, tr glau, tt

3053

SWC

Rec 1 1/1" SHALE, sli calc, gn-gy, sft, plas, fis

3105

SWC

MF (Misfire)

3108

SWC

NR

3109

SWC

Rec 1" DOLOMITE, br, m hd, m xln, g vug por, spty dd o stn, sli spty fluo, no cut, negative chip-in-acid, no od

2.0 MUESTRAS DE PARED DE POZO (SWS)

139

Antes de realizar el muestreo de SWS, se debe tener en cuenta: • Litología: Muestras espaciadas de tal forma que alcance la máxima definición del estrato y la calibración del registro. • Roca fuente. • Reservorio y manifestaciones de hidrocarburos. • Microfósiles (edad o ambiente). • Se selecciona los niveles de profundidad para tomar SWS teniendo en cuenta los registros a escala 1:200. • Cuando se necesita varias SWS, más de un ensamblaje de cañoneo ha de ser corrido, por lo tanto se debe tener en mente que: las condiciones del hueco puede limitar o prohibir las corridas consecutivas, por lo tanto se debe realizar un viaje de acondicionamiento. Las balas pérdidas pueden severamente dañar la broca de perforación o aún causar pegas en la tubería de perforación. El geólogo wellsite debe: • Supervisar la remoción de las muestras de la bala y chequear los números de disparos asignados. • Registrar el material recuperado de cada bala (samples recovered) • Registrar los números de intentos para tomar la muestra (ballets fired). • Registrar las fallas de la carga (Misfire).

140

• Registrar las balas recuperadas que no contienen muestra (empty; bullet). Algunas sugerencias que hay que tener en cuenta para la toma de muestras de pared, son: • Las muestras son rotuladas con un marcador, mostrando el nombre del pozo, profundidad del núcleo y número de disparo. Además el número de disparo y/o profundidad puede ser rotulado sobre la tapa metálica del contenedor de la muestra. • Las muestras menores de ½ cm (excluyendo el mudcake) son generalmente no aceptadas. • Si la recuperación es pobre o la muestras son mezcladas durante la descarga del cañón, se insiste en correr un cañón adicional. • Las muestras pueden ser descritas (litología y shows) antes de despacharlas. • El disparó puede alterar drásticamente la textura de la formación, por ejemplo reducir el tamaño de grano en las areniscas y convertir las calizas duras en tizosas (chalky). • El tamaño de las muestras es más o menos de 2 por 5 cms. 2.1 VENTAJAS Toma de muestra precisa y en determinada posición según los registros eléctricos. 2.2 DESVENTAJAS

141

Puede ser alterada la textura de la roca debido al impacto. La muestra puede ser invadida por el fluido de perforación.

En algunas ocasiones la muestra es

relativamente pequeña.

BIBLIOGRAFÍA • BRIGAUD Frederic; CHAPMAN David & DOURAN Silvie. Estimating Thermal Conductivity in Sedimentary Basin Using Lithologic Data and Geophysical Well Logs. Bull AAPG, vol 74, n° 9, sept.1990. • GRAVES William. Bit Generated Rock Textures and their Effect on Evaluation of Lithology, Porosity and Shows in Drill-cutting Samples. Bull AAPG, vol 70, n° 9, Sept. 1986. • Guias de Rocas Sedimentarias • HAWORTH J.H.; SELLENS M. & WHITTAKER A. Interpretation of Hidrocarbon Show Using Light (C1-C5) Hidrocarbon Gases from Mud-Log Data. Bull, AAPG, vol 69, n°8, august, 1985. • HAYES B. John. Sandstone Diagenesis - The Hole Truth. • NORTH F.K. Petroleum Geology, 1985. • Phase 1. Subsurface Operations, Group Training. • SCHLUMBERGER. Openhole Services Catalog, 1983. • SKILTON Neil. Quality Control of the Mudlogging Service • SMITH Lorne A. Geological Procedures Guide. Volume 2- Wellsite Manual. • SURDAM C. Ronald; DUNN L. Thomas; HEASLER P. Henry & MACGOWAN B. Donald. Porosity Evolution in Sandstone/Shale Systems. Mineralogical Society of Canadá, Short Course Notes in Clastic Diagenesis I. 1989. • WSC- Well Control School TABLA DE CONTENIDO

142

INTRODUCCION FUNCIONES DEL MUDLOGGING I. GEOLOGIA GENERAL 1.0 ROCAS SEDIMENTARIAS 1.1 CLASIFICACION DE LAS ROCAS SEDIMENTARIAS 1.1.1 Componentes 1.1.2 Clasificación de las areniscas 1.2 ROCAS CARBONATADAS 1.2.1 Componentes de las rocas carbonatadas 1.2.2 Estructuras sedimentarias 1.2.3 Clasificación de las rocas carbonatadas 1.2.4 Otras rocas carbonatadas 2.0 LA FORMACION DEL PETROLEO 2.1 ROCA FUENTE 2.2 TRANSFORMACION DE LA MATERIA ORGANICA A HIDROCARBUROS 2.2.1 Kerógeno 3.0 ROCAS EVAPORITICAS 4.0 ROCAS IGNEAS 5.0 ROCAS METAMORFICAS II. POROSIDAD Y PERMEABILIDAD 1.0 POROSIDAD 1.1 PRINCIPALES FACTORES QUE CONTROLAN LA POROSIDAD 2.0 PERMEABILIDAD 2.1 PRINCIPALES FACTORES QUE CONTROLAN LA PERMEABILIDAD 3.0 CLASIFICACION DE LA POROSIDAD EN ROCAS CARBONATADAS SEGÚN ARCHIES III. TRANSPORTACION, RECOLECCION Y PREPARACION DE MUESTRAS 1.0 TRANSPORTE DE LOS CORTES PERFORADOS HASTA SUPERFICIE 2.0 TIPOS DE MUESTRAS 2.1 MUESTRAS PARA EL MICROSCOPIO 2.2 MUESTRAS DE CHEQUEO 2.3 MUESTRAS SIN LAVAR 2.4 MUESTRAS LAVADAS Y SECADAS 2.5 MUESTRAS PARA GEOQUIMICA 3.0 PREPARACION DE LAS MUESTRAS PARA EL ANÁLISIS EN EL MICROSCOPIO 4.0 LAGTIME 4.1 CALCULO TEÓRICO DEL LAGTIME

143

4.2 FORMAS PARA CHEQUEAR EL LAGTIME 4.2.1 Metodo del carburo 4.2.2 Metodo del arroz 4.2.3 Metodo usando gas de conexión IV. DESCRIPCIÓN DE MUESTRAS DE LOS CORTES 1.0 EQUIPOS RECOMENDADOS EN LA DESCRIPCIÓN DE LAS MUESTRAS 2.0 ENSAYO Y CARACTERISTICAS PARA LA IDENTIFICACIÓN DE MINERALES Y ROCAS 2.1 CALCITA O CALIZA 2.2 ANHIDRITA - YESO 2.3 LIMONITA 2.4 SIDERITA 2.5 PIRITA 2.6 ARCILLOLITA 2.7 LUTITA 2.8 CARBON 2.9 GLAUCONITA 3.0 MATERIALES CONTAMINANTES 3.1 CEMENTO 3.2 ADITIVOS DEL LODO 3.2.1 Barita 3.2.2 Bentonita 3.2.3 Gels y fecula 3.2.4 Lignosulfonato 3.2.5 Asfaltos 3.2.6 Material de pérdida de circulación 3.2.7 Aceite-Grasa 3.2.8 Metal 4.0 TEXTURAS EN LAS ROCAS PRODUCIDAS POR LAS BROCAS 4.1 ARCILLA 4.2 POLVO 4.3 ARENA 4.4 METAMORFICA 4.5 LAMINACIONES DE BROCAS PDC 5.0 TIPOS DE CAVINGS (DERRUMBES) 5.1 CORTES RECIRCULADOS 5.2 CAVING 5.2.1 Cavings debido a presiones sobrebalanceadas

144

5.2.2 Cavings tectonicos 6.0 PAUTAS PARA LA IDENTIFICACIÓN DE CAVINGS V. TIPOS DE GASES Y CROMATOGRAFIA 1.0 GASES DE HIDROCARBUROS 2.0 GASES DE NO HIDROCARBUROS 2.1 SULFURO DE HIDROGENO 2.2 DIOXIDO DE CARBONO 2.3 OTROS GASES 3.0 FACTORES QUE AFECTAN LA LECTURA DE GAS 3.0 TIPOS DE GAS 3.1 GAS LIBERADO 3.2 GAS PRODUCIDO 3.3 GAS RECICLADO 3.4 GAS DE CONTAMINACION 3.5 GAS BACKGROUND 3.6 GAS DE VIAJE 3.7 GAS DE CONEXION 3.8 GAS DE SWAB 3.9 GAS DE KELLY 3.10 GAS DE CAMPANA 3.11 GAS DE RIPIOS 4.0 FACTORES QUE AFECTAN LA LECTURA DE GAS 5.0 GAS TOTAL Y CROMATOGRAFIA 5.1 MÉTODOS DE CHEQUEO DEL SISTEMA DE GAS 5.2 ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE CROMATOGRAFIA DE GAS 5.2.1 Metodo de WH, BH y CH 5.2.2 Metodo de pixler VI. DETECCION Y ANÁLISIS DE HIDROCARBUROS 1.0 DETECCION DE HIDROCARBUROS 1.1 OLOR 1.2 MANCHAMIENTO VISIBLE 1.3 PRUEBA CON HCl 1.4 FLUORESCENCIA NATURAL 1.5 CORTE DEL SOLVENTE 1.5.1 Tipos de solventes 1.6 FLUORESCENCIA DEL CORTE DEL SOLVENTE 1.7 MOJABILIDAD

145

1.8 AGUA-ACETONA 1.9 IRIDISCENCIA 2.0 CALIFICACION DEL SHOW DE HIDROCARBURO 2.1 DISTRIBUCION DEL MANCHAMIENTO DE ACEITE 2.2 DISTRIBUCION DE FLUORESCENCIA NATURAL 2.3 INTENSIDAD DE LA FLUORESCENCIA NATURAL Y FLUORESCENCIA DEL CORTE 2.4 VELOCIDAD DEL CORTE 2.5 FORMA DEL CORTE 2.6 RESIDUO VII. SENSORES Y PARAMETROS DE PERFORACION 1.0 RATA DE PENETRACION (R.O.P) 1.1 CORRELACIÓN DE LA ROP 1.2 SENSOR DE PEROFUNDIDAD 2.0 TORQUE 3.0 PRESIÓN STAND PIPE 4.0 PRESIÓN DEL CASING 5.0 ROTARIA (RPM) 6.0 CONTADORES DE STROKES 7.0 PESO SOBRE LA BROCA (WOB/WOH) 8.0 NIVEL DE LOS TANQUES DE LODO 9.0 RETORNO DE FLUJO 10.0 DENSIDAD DEL LODO 11.0 TEMPERATURA Y RESISTIVIDAD 12.0 SENSOR DE H2S VIII. OBSERVACIONES Y RECOMENDACIONES PARA EL BUEN FUNCIONAMIENTO DE LA UNIDAD DE MUDLOGGING 1.0 PROGRAMACION DEL MOLITEK Y CALIBRACION DE

SENSORES IX. REPORTE DIARIO E INFORME FINAL 1.0 REGISTRO GEOLÓGICO (MASTER LOG) 2.0 REPORTES DIARIOS 3.0 INFORME FINAL X. EVALUACION DE LA PRESIÓN DE POROS 1.0 PRESIÓN DE LA FORMACION 2.0 PRESIONES ANORMALES 3.0 PROCESOS QUE RESULTAN EN PRESIONES ANORMALES 3.1 COMPACTACION

146

3.1.1 Factores geológicos que controlan la expulsión de fluidos 3.2 DIAGENESIS DE ARCILLAS 3.3 TRANSFORMACION DE LA MATERIA ORGANICA 3.4 ESFUERZOS TECTONICOS 3.4.1 Fallas 3.4.2 Estructuras anticlinales 3.4.3 Domos salinos 3.5 ZONAS DEPLETADAS 4.0 PRESIONES SUBNORMALES 5.0 DETECCION D EPRESIONES DE FLUIDOS DE FORMACIONES ANORMALES 5.1 VARIACIONES EN LA VELOCIDAD DE PENETRACION 5.2 VARIACIONES EN LA FORMA Y TAMAÑO DE LOS CORTES 5.3 TORQUE 5.4 ARRASTRE 5.5 PRESENCIA DE GAS 5.6 SHALE DENSITY 5.7 TEMPERATURA DEL LODO 5.8 CONTENIDO DE CLORUROS 5.9 NIVEL DEL LODO EN LOS TANQUES 5.10 FLUJO DEL LODO 5.11 DENSIDAD DEL LODO 5.12 VARIACIONES EN EL EXPONENTE "D" NORMAL 5.13 MEDICIONES DURANTE LA PERFORACION (MWD) 6.0 REGISTROS QUE SE USAN PARA MEDIR LA PRESIÓN DE FORMACION 7.0 PROCESOS DURANTE LA PERFORACION QUE CAUSAN SURGENCIA 7.1 LLENADO DEFICIENTE DEL POZO 7.2 PISTONEO Y COMPRESION 7.3 PERDIDA DE CIRCULACION XI. PRINCIPALES HERRAMIENTAS Y REGISTROS CORRIDOS EN UN POZO 1.0 RESISTIVIDAD 1.1 DIL*DUAL INDUCTION LOG 1.2 DLL*/MSFL DUAL LATEROLOG 1.3 MSFL, MLL AND PROXIMITY MICRORESISTIVITY LOGS 1.4 ML MICROLOG 2.0 ANÁLISIS DE POROSIDAD E IDENTIFICACIÓN DE LITOLOGIA

147

2.1 REGISTROS ACUSTICOS 2.1.1 Bhac borehole compensated sonic log 2.2 REGISTROS DE RADIOACTIVIDAD 2.2.1 Registro gamma ray 2.2.2 Registro neutrón 2.2.3 Registro densidad 3.0 RESPUESTA DEL REGISTRO SONICO Y DENSIDAD AL CONTENIDO ORGANICO 4.0 GEOLOGIA Y REGISTROS GEOFISICOS 4.1 SHDT DUAL DIPMETER LOG 4.2 DUAL DIPMETER DUALDIP*PROCESSING 4.3 FIL*FRACTURE IDENTIFICATION LOG 4.4 WST*WELL SEISMIC RECORDING 4.5 WELL SEISMIC QUICKLOOK LOG 4.6 DIRECTIONAL SURVEY 5.0 PRUEBAS Y MUESTREO 5.1 RFT*REPEAT FORMATION TESTER 5.2 CST SIDEWALL SAMPLER XII. CORAZONAMIENTO Y MUESTRAS DE PARED (SWS) 1.0 CORAZONAMIENTO 1.1 PROCESO DE EMPAQUE Y PREPARACION DE LOS CONTENEDORES 2.0 MUESTRAS DE PARED DE POZO (SWS) 2.1 VENTAJAS 2.2 DESVENTAJAS BIBLIOGRAFIA ANEXOS

LISTA DE FIGURAS Figura 1. Figura 2. Figura 3. Figura 4. Figura 5. Figura 6. Figura 7. Figura 8.

Clasificación de Areniscas, después de Dott (1964). Clasificación d eAreniscas, según Folk, 1968 Madurez textural de un sedimento. Madurez textural de un sedimento, después de Folk, 1974. Clasificación de Calizas, según Dunham. Clasificación de Calizas, según Folk, 1962. Clasificación de Caliza-dolomita Clasificación general y nomenclatura de algunos tipos d erocas ígneas.

148

Figura 9. Porosidad Vs profundidad por compactación mecanica de Areniscas y Lutitas. Figura 10. Fuerzas que actúan sobre los cortes perforados. Figura 11. Sistema de circulación del fluido de perforación. Figura 12. Rumbas o zarandas (shakers) Figura 13. Bandeja usada para el análisis de la muestra bajo microscopio. Figura 14. Comparación de carta para la estimación visual de porcentaje. Figura 15. Categorías de redondez para granos de baja y alta esfericidad. Figura 16. Carta comparadora para la selección. Figura 17. Texturas en las rocas, producidas por las brocas Figura 18. Diferentes tipos de cavings Figura 19. Diferentes tipos de gas encontrados durante los procesos de perforación. Figura 20. Definición y terminología de los diferentes tipos d egas. Figura 21. Modelo que muestra el gas liberado y recirculado. Figura 22. Tipos de gas deviaje. Figura 23. Modelo que ilustra un show de gas afectado por la porosidad. Figura 24. Efecto de la rata de penetarción sobre los shows de gas. Figura 25. Presión del fluido de formación excede a la presión hidrostática. Figura 26. Curva de gas durante la perforación. Figura 27. Relaciones entre la tendencia y profundidad ideal de nuevos radios de gas designados para indicar varios fluidos de hidrocarburos. Figura 28. Detección de crudo, mientras se perfora con lodo base aceite. Figura 29. Terminología de la curva ROP. Figura 30. Gráfica de ROP, afectada por el peso sobre la broca (WOB) Figura 31. Topes litológicos de acuerdo a la ROP Figura 32. Curva de golpes de bomba Figura 33. Gráfica de presión contra profundidad Figura 34. Sección a través de una secuencia de lutita y Arena del delta de Nger. Figura 35. Sobrepresiones debido a arcillas masivas. Figura 36. Porosidad de lutitas Vs profundidad, y rutas de flujo del agua de las lutitas durante la compactación y diágenesis. Figura 37. Evolución de hidrocarburos de una roca fuente como función de la profundidad y temperatura. Figura 38. Presiones anormales debido a fallas geológicas. Figura 39. Presiones anormales debido a estructura anticlinal. Figura 40. Presiones anormales debido a domos salinos. Figura 41. Evaluación de la presión del fluido de formación usando gas de conexión. Figura 42. Disminución en el Shale density asociado con una zona de baja compactación. Figura 43. Ejemplo esquemático de interpretación, usando registros de Resistividad y

149

Gamma ray Figura 44. Variación de densidad, tiempo de viaje sónico y porosidad de areniscas y lutitas en función de la profuniddad. Figura 45. Diagrama "Tadpole" mostrando buzamientos derivados del ploteo del registro dipmeter contra profundidad y curva SP. Figura 46. Ilustración del registro dipmeter a través de fallas. Figura 47. Ilustración del registro dipmeter a través de un canal (arenisca) y un arrecife. Figura 48. Cálculo del true vertical depth (TVD) Figura 49. Procedimiento para empacar los corazones.

LISTA DE TABLAS Tabla 1. Clasificación de rocas carbonatadas de acuerdo a su textura de depositación. Tabla 2. Evaluación cualitativa de la porosidad. Tabla 3. Clasificación de la porosidad según Archie's. Tabla 4. Tamices utilizados para la preparación de muestras. Tabla 5. Clasificación del tamaño de grano de los sedimentos. Tabla 6. Efectos fisiológicos del H2S Tabla 7. Guía para la descripción de show de aceite. Tabla 8. Formato del reporte diario Tabla 9. Valores típicos de resistividad Tabla 10. Tiempo de viaje sónico y densidad de rocas sedimentarias. Tabla 11. Principales registros corridos en un pozo Tabla 12. Respuesta de los registros a las rocas y fluidos. Tabla 13. Reporte de descripción de muestras y corazones.

ANEXOS ANEXO 1. ANEXO 2. ANEXO 3. ANEXO 4. ANEXO 5. ANEXO 6. ANEXO 7. ANEXO 8:

Abreviaturas utilizadas en exploración y producción. Tipos d e lodos y propiedades Perforación usando fluidos aireados. Tipos de pegas de la tubería Procedimiento para realizar Back-off Procedimiento para corrida de punto libre. Escala de tiempo geológico Formato para el control de viaje

150

ANEXO 2. TIPOS DE LODOS, PROPIEDADES Y APLICACIONES La selección del fluido de perforación, es una de las decisiones más importantes para la perforación de un pozo. Esta decisión, tiene gran efecto sobre el costo total del pozo y puede afactar su productividad. TIPOS DE LODOS 1. AIRE O GAS NATURAL: Los fluidos de perforación gaseosos dan altas ratas de perforación, frecuentemente de tres a cinco veces más de aquellas dadas por lodos. 2. FLUIDOS AIREADOS (AERATED FLUIDS): Los fluidos aireados es un fluido d eperforación compuesto tanto por aire como por liquido, con una fase continua, siendo liquida. Debido a que esta técnica requiere un montaje especial de equipos, para suministrar tanto aire como lodo de circulación, el método es bastante compejo, y es usado solamente en condiciones especiales tales como dificultad para controlar problemas de perdida de circulación, que no pueden ser solucionados por metodos menos costosos. Las ventajas de esta técnica son: . Se perfora tres a cinco veces más rápido: La rata de penetración incrementa debido a la baja presión diferencial, lo cual minimiza la columna hidrostática y a su vez se minimiza el sobrebalance. . Se requiere menos brocas (la mitad) . Se usa en zonas con severas pérdidas de circulación y en zonas productoras sensibles a ser dañadas. . Los rangos de densidades de estos fluidos de perforación oscilan entre 1 a 7 PPG. 3. LODOS BASE AGUA En algunas ocasiones, se usa agua limpia para perforar, dando altas ratas de penetración. Su aplicación es limitada, debido a las altas presiones de formación, formaciones inestables y a la erosión del hueco. Los lodos base agua se clasifican de la siguiente manera: . Spud Muds: Son los lodos con los cuales se empieza la perforación, generalmente están compuesto por agua y bentonita y no requiere ningún tratamiento químico especial. Son especialmente usado al principio de la perforación, debido a la altas pérdidas de circulación. . Low solids muds: Es un lodo con 6% o menos de sólidos del volumen total. También se puede definir como cualquier sistema de lodo que contiene un mínimo de sólidos perforados. Estos lodos pueden permitir un incremento en la rata de perforación. Son lodos aplicables para formaciones rápidas de perforar y en

151

formaciones competentes, de dureza media aalta, y en áreas de presiones subnormales y con pérdida de circulación. Los lodos bajos en sólidos son preparados con aceite, polimeros (CMC), bentonita y emulsificadores. Las propiedades tipicas de estos lodos son: MW: 8.5 - 9.0 PPG; Vis Funnel : 33 segundos; VP: 6 cp; YP: 2 lb/100 ft2; y API water loss: 12 cc. . Inhibited muds: Los lodos inhibidos contienen químicos que minimizan el hinchamiento de las arcillas. Los lodos inhibidos son usados principalmente en casos, donde se requieren lodos con densidades altas a media. La inhibición de la hidratación de arcilla mantiene buenas las propiedades de flujo en lodos con altos contenido de sólidos, lo cual minimiza el encapsulamiento de las arcillas. En lodos con bajo contenido de sólidos, no se recomienda usar inhibidores. Los lodos inhibidos son más estables a altas temperaturas (350°F) que otros lodos. Estos lodos son preparados con los siguientes constituyentes: lignosulfonatos de cromo y otros metales pesados, lignitos, yeso, soda caustica, CMC, surfactantes, bentonita y aceite. Las propiedades tipicas son: MW: 16 PPG; Vic Funnel: 61 segundos; VP: 50 cp; YP: 15lb/100 ft2; y API water loss: 3cc. . Salt muds : Los lodos de agua salada (lodos salados) son un tipo de lodo inhibido que contiene cerca de 20,000 ppm de iones de cloruro; y 220.000 PPM de cloruro en saturados. Ellos pueden ser bajo o altos en sólidos, dependiendo del peso del lodo Se usan para evitar washout cuando se perforan secciones de sal masiva, para inhibir la hidratación de shales bentónicos y como referencia para unos buenos registros eléctricos. Los lodos salados no saturados usan generalmente agua de mar como base, bentonita, soda cáustica, lignosulfonatos y aceite. Las propiedades típicas son: MW: 10 PPG; Visc Funn: 40 segundos; VP: 12 cp; YP: 9 lb/100 ft2, y API water loss: 8cc. Los lodos salados saturados usan NaCl (sal), arcilla attalpugite, fecúla para controlar la viscosidad, y si es necesario un preservativo. Las propiedades tipicas son: MW:11 PPG; Vis Funnel:45 segundos; VP: 10 cp; YP: 20 lb/100 ft2, y API water loss: 10 cc. . Pottasium salt/Polymer muds (nondispersed): Llamados comúnmente "KCl muds". Inhiben la hidratación de shales a través del KCl. Controlan los shales altamente reactivos. Posee pobre resistencia a la contaminación por sal. 4. LODOS BASE ACEITE Los lodos base aceite, tienen aceite como su fase continua. Pueden contener un 2 a 3% de agua. La utilización de este lodo, presenta las siguientes ventajas: En secuencias de shales previene formación de cavernas en el hueco. Debido a que el filtrado, contiene aceite, este lodo puede eliminar daños a la formación causado por el hinchamiento de las arcillas. Reduce la presión diferenciar, evitando pegas en la

152

tubería. Las desventajas son: altos costos, peligro de incendio, su dificultad de manejamiento, y su sensibilidad a la contaminación de sólidos. También debido a la contaminación ambiental. Los lodos base aceite están compuestos por materiales asfálticos, jabón metálico,compuestosd ecalcio y emulsificadores. Las propiedades tipicas son: MW: 9PPG; Vis Funnel: 60 segundos; y API water loss: 0 cc. 5. Invert-Emulsion Muds: Consiste en una emulsión de agua en aceite, en la cual el aceite es la fase continua y contiene 20 a 40% de agua. Se usa en perforaciones, corazonamiento, completamiento y operaciones de workover. Este lodo tiene las siguientes ventajas, con relación a los lodos base aceite: Más barato, es más fácil y menos peligroso para manejarlo y tolerá más agua y más sólidos. Proteje la formación de hinchamiento de arcillas, es estable en altas temperaturas; y su filtrado es todo aceite. Las desventajas de un lodo Invert-emulsion son: mas costoso que los lodos base agua. Son preparados de cualesquiera aceite crudo o diesel, un emulsificador, un incrementador de viscosidad y un agente para el control de pérdida de filtrado. Las propiedades tipicas son: MW: 13PPG; PV: 30 cp; YP: 15 lb/100 ft2; y API Fluid loss, 0.1 cc. BIBLIOGRAFÍA: Procedures Guia

SMITH, LORNE A.

WELLSITE MANUAL; Geological

ANEXO 4. PEGA DE TUBERÍA La pega de la tubería (Stuck pipe) se debe a varios factores, y se origina principalmente en pozos desviados debido a que los cortes no son transportados enn su totalidad fuera del hueco, los cuales son arrastrados por el BHA durante los viajes, empaquetando la tubería. 1. PEGA DIFERENCIAL La pega diferencial se da en las siguientes condiciones: . Alto peso del lodo . Baja presión d eporos de una presión permeable . DC's gruesos frente a la zona permeable . Tubería quieta, sin movimiento arriba ni abajo, ni rotación. . A nivel de lodo, e sposible que este tenga altos sólidos y un alto filtrado. Por osmosis se da un flujo a través de la torta del lodo que actúa como una menbrana, de

153

la zona de alta presión a la zona de baja presión, pegando la tubería contra la pared del pozo. En esta pega diferencial, l acirculación es normal. La pega diferencial, se hace más severa a medida que pasa el tiempo. La solución para esta pega es: Aplicar máximo torque y martillar abajo con la máxima carga de viaje. Colocar pildoras (PIPE LAX) enfrente del sitio de pega, dejandola actuar por un lapso de tiempo, al cabo del cual se empieza a trabajar la tubería. También se puede reducir la columna hidrostática, reduciendo el peso del lodo. 2. PEGAS MECÁNICAS A. RELACIONADAS CON LA FORMACION • Formaciones inconsolidadas: Formaciones que se derrumban y caen al hueco, empaquetando la tubería o formando cuñas que impiden su libre movimiento. • Formaciones móviles: Sal fluyente, comportandose similar a los shales reactivos, cerrandose el hueco. Lutitas plásticas, el hueco se cierra atrapando la tubería. • Tectonismo (Formaciones falladas, fracturadas): Cavings de diferentes tamaños, caen al hueco, produciendo empaquetamiento. El torque es erratico, hay arrastre en las conexiones y en los viejes, la circulación es restringida o imposible. Aparece gran cantidad de cavings en las rumbas. En estos casos, se recomienda aumentar el peso del lodo, circular píldoras de alta viscosidad y minimizar el tiempo de exposición. • Sobrepresión: Se perfora zonas de alta presión de poros con insuficiente peso del lodo, el shale se colapsa y cae al hueco, empaquetando la tubería. Se presentan todas las características de una zona de alta presión de poros: alta ROP, baja densidad del shale, alto factor shale o contenido de bentonita, cavings, bajo valores del exponente "d", posible aumento del background gas. Hay aumento de torque y arrastre en las conexiones, l acirculación es imposible. Se recomienda aumentar el peso del lodo • Shales reactivos: Arcillas, que al hidratarsen se hinchan, cerrando el hueco. Se incrementa el torque y el arrastre (drag) en las conexiones y en los viajes, la presión de bomba aumenta, en las rumbas aparecen bolas de arcillas. Se recomienda usar lodo inhibido y hacer viajes de limpieza del hueco. Minimize el tiempo d eexposición. Otros factores que producen pega de tubería, son: OJO DE LLAVE: La tubería liviana al rotar crea sectores alternos de hueco,donde se atasca la tubería al realizar los viajes.

154

HUECO DE BAJO CALIBRE: Brocas o estabilizadores que salen fuera de calibre o gauge al ser reemplazados por broca/estabilizadores nuevos. Cuando se pretende, llegar de nuevo a fondo, se atasca la tubería. GEOMETRIA DEL HUECO: Salientes de rocas, en especial de areniscas en intercalaciones de shales (generalmente lavados), crean famosos "ledges", que obstaculiza el libre movimiento de la tubería. LIMPIEZA INADECUADA DEL HUECO: Especialmente en pozos desviados, donde no salen todos los cortes a superficie. CHATARRA: Cae al hueco acuñando la tubería REVESTIMIENTO COLAPSADO: Impide la salida de la tubería de mayor diámetro CEMENTO: Bloques de cemento pueden desprenderse de la parte cercana al zapato empaquetando la tubería. El perforar cemento verde o sea cemento con fragüe incompleto puede ocasionar pega de la tubería. BIBLIOGRAFÍA: Manual de TDC, GEOSERVICES.