Manual Del Técnico y Coordinador

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    MANUAL DEL TÉCNICO Y COORDINADOR DE PERFORACIÓN YMANTENIMIENTO DE POZOS

    CAPITULO 2 YACIMIENTOS Y PRESIONES

    2.1 Porosidad, saturación, permeabilidad y resistividad de las rocas2.2 Gradiente de presión total de sobrecarga2.3 Predicción del gradiente de presión de fractura por el método de Eaton2.4 Perfil de presiones para el asentamiento de tuberías de revestimiento2.5 Interpretación básica de los registros geofísicos2.6 Tipos de registros geofísicos

    CAPITULO 3PLANEACION Y PROGRAMA DE LA PERFORACION3..1 Factores para la planeación de la perforación del pozo3.2 Concepto y filosofía de la optimización de la perforación

    3.3 Factores para la elaboración del programa de perforación3.4 Aplicaciones

    CAPITULO 4FLUIDOS DE PERFORACION Y TERMINACION DE POZOS4.1 Programa y control del fluido de perforación4.2 Procedimiento para el análisis de las propiedades reológicas, sólidos y

    líquidos del fluido de perforación (modelos reológicos)4.3 Problemas más comunes y correctivos en el fluido de perforación base-agua y

    base-aceite emulsión inversa4.3.1 Impacto del control de sólidos4.3.2 Causas de pérdidas de circulación4.3.3 Medidas preventivas4.3.4 Tapones de diesel-bentonita4.3.5 Empleo de obturantes4.3.6 Intensidad del agujero4.3.7 Mecanismos de inestabilidad de las arcillas4.3.8 Hidratación4.3.9 Estabilización de lutitas4.3.10 Programa de fluidos de perforación4.4 Desplazamientos (cálculo y ejemplos)4.5 Preparación de una salmuera

    CAPITULO 5HIDRAULICA5.1 Parámetros para la optimización hidráulica

    5.1.1 Impacto hidráulico5.1.2 Potencia hidráulica

    5.2 Diseño de un programa hidráulico para perforar5.3 Problemas más comunes en la optimización hidráulica5.4 Aplicaciones

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    CAPITULO 6ANALISIS DE FUERZA EN HERRAMIENTAS Y TUBERIAS6.1 Análisis de fuerza en un empacador y en sellos (PBR/sellos y molyglass)6.2 Cálculo de la fuerza resultante6.3 Fuerza resultante con presión de formación en el pozo

    6.4 Herramientas y equipo en piso de trabajoCAPITULO 7DISEÑO DE SARTA DE PERFORACION7.1.1 Propiedades de los materiales

    7.1.1 Límite elástico y punto de cedencia7.1.2 Ductibilidad y modulo de elasticidad7.1.3 Pruebas de dureza7.1.4 Pruebas no destructivas

    7.2 Elipse de esfuerzos biaxiales7.3 Diseño de una sarta de perforación por tensión

    7.4 Análisis de esfuerzos a que se someten las tuberías por tensión, colapso ytorsión7.5 Recomendaciones para el cuidado e inspección de la tubería de perforación

    CAPITULO 8OPERACIONES CON TUBERIA FLEXIBLE8.1 Componentes de la tubería flexible8.2 Propiedades de la tubería flexible8.3 Operaciones de perforación y terminación con tubería flexible8.4 Esfuerzos de la tubería flexible durante su operación8.5 Recomendaciones para el cuidado de la tubería flexible

    CAPITULO 9TUBERIA DE REVESTIMIENTO Y PRODUCCION9.1 Propiedades API de las tuberías de revestimiento9.2 Selección y esfuerzo que se consideran en el diseño de tubería de

    revestimiento9.3 Esfuerzos de la tubería de revestimiento durante la introducción, cementación

    y posterior a la cementación9.4 Cálculo del volumen de la lechada y rendimiento9.5 Diseño de una lechada de cemento9.6 Aplicaciones

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    CAPITULO 10CEMENTACIONES10.1 Proceso de fabricación del cemento10.2 Clasificación API y ASTM10.3 Propiedades físicas de los cementos

    10.4 Aditivos10.5 Calculo del volumen de la lechada10.6 Diseño de una lechada de cemento10.7 Movimiento de la TR durante el acondicionamiento del lodo y la cementación10.8 Cementación de la TR conductora, superficial e intermedia10.9 Descripción de la unidad cementadora

    CAPITULO 11SISTEMA DE IZAJE11.1 Descripción del sistema de izaje11.2 Ancla

    11.3 Línea muerta11.4 Poleas11.5 Malacate11.6 Programa de deslizamiento y corte del cable11.7 Determinación del número de líneas11.8 Inspección y evaluación de problemas en el cable

    CAPITULO 12CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL PARA OPERACIONESESPECIALES12.1 Para ambiente amargo12.2 Definición de pozos con HP/HT12.3 Para pozos con HP/HT12.4 Equipo snoobing12.512.6 Estimulaciones12.7 Fracturas12.8 Tuberías flexibles12.9 Registros

    CAPITULO 13BARRENAS Y MOLINOS13.1 Propiedades mecánicas de la roca13.2 Criterios de selección de una barrena tricónica o de cortadores fijos (PDC)

    para perforar13.3 Tecnología de los cortadores fijos13.4 Problemas más comunes en las barrenas13.5 Análisis del costo por metro13.6 Análisis de igualdad de costo entre barrenas

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    CAPITULO 14TERMINACION Y REPARACION DE POZOS14.1 Accesorios de aparejos de producción14.2 Selección de empacadores14.3 Cambio de preventores por medio árbol de válvula

    14.4 Evaluación de la cementación14.5 Disparos de producción14.6 Línea de acero14.7 Unidad móvil14.8 Tipo de línea de acero14.9 Registros de presión y temperatura14.10 Fracturamientos

    CAPÍTULO 15PERFORACION NO CONVENCIONAL15.1 Diseño de un pozo direccional

    15.2 Cálculo de trayectoria del pozo15.3 Perforación horizontal15.4 Perforación de pozos multilaterales15.5 Pozos de alcance extendido

    CAPITULO 16INSTALACION Y DESMANTELAMIENTO DE EQUIPOS DE PEFORACION16.1 Características de los equipos de PEMEX16.2 Planeación y programación de la instalación de un equipo16.3 Supervisión de los componentes críticos del mástil16.4 Lista de verificaciones antes de izar el mástil

    CAPITULO 17PERFORACION BAJO BALANCE17.1 Definición de la perforación bajo balance17.2 Descripción del equipo

    CAPITULO 18OPERACIONES ESPECIALES 18.1 Moliendas18.2 Ventanas18.3 Pescas18.4 Pruebas DST18.5 Pruebas de goteo18.6 Disparos18.7 Estimulaciones18.8 Toma de información18.9 Núcleos

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    PROLOGO

    El ser humano, como el elemento más importante en todo proceso productivo,debe ser atendido en todos sus requerimientos y expectativas, con la finalidad deque en el desempeño de su trabajo, aporte su mejor esfuerzo, productivo y creador.

    Una perspectiva fundamental del trabajador técnico manual es el saberse aptopara desempeñar las labores de su puesto, así como del puesto inmediato superior,lo que le dará una dimensión adecuada de su valor y trascendencia en la empresa.

    La inversión más productiva que puede realizar una Institución es la capacitacióny adiestramiento de su personal, adicionalmente a la utilización adecuada de losrecursos materiales, con la que se puede asegurar el desempeño optimo deltrabajador.

    Convencidos de las premisas expuestas y con certificación plena de los

    resultados de su aplicación,Petróleos Mexicanos

     a través de laSubdirección de

     Perforación y Mantenimiento a pozos, así como de la Cia ASPIT. (Asesoria en laseguridad preactiva del trabajo),  mediante la Subdirección de Capacitación yDesarrollo Profesional, han mancomunado esfuerzos y el trabajo de susespecialistas, para reunir un cúmulo de experiencia de mas de 30 años de trabajoactivo en los campos petroleros del país, plasmando lo anterior en el programanacional de capacitación.

    Parte muy importante del plan lo constituye el material didáctico, que además deservir como texto de estudio y consulta para el capacitando, debe ser útil comoelemento normativo y regulador de la actividad de los diversos centros de trabajo.

    Este material didáctico se compone por una serie de manuales que tienen comoobjeto proporcionar el medio idóneo para la capacitación del personal operativo quetripula los equipos de Perforación y Mantenimiento a Pozos con la conciencia deque al aplicar la tecnología adecuada permitirá realizar estas operaciones con mayoraprovechamiento, incrementando la vida productiva de los pozos.

    Además de propiciar el desarrollo técnico con un mejoramiento de la actitud, losmanuales serán el material adecuado para el desarrollo de los cursos, ya quepermitirán estructurar cada evento teórico y práctico de forma sistemática, lograndoel desarrollo de un programa integrado.

    Para la elaboración de los manuales se constituyo un grupo interdisciplinarioformado con técnicos en operación de Perforación y Mantenimiento a pozos conreconocida capacidad, quienes aportaron sus conocimientos de campo yexperiencias de docencia; pedagogas que revisaron los textos y los adecuaron parasu mejor comprensión y aplicación didáctica; así como correctores de estilo ypersonal de apoyo. El objetivo fundamental fue plasmar los conocimientos, hacerlosdidácticamente accesibles y de aplicación directa.

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    INTRODUCCION

    La Subdirección de Perforación y Mantenimiento de Pozos dentro del Sistemade Desarrollo Profesional, esta implantando procesos sistemáticos y permanentes,

    con el fin de lograr el desarrollo integral del Factor Humano; esto implica laoptimización, selección, preparación y edición del material didáctico para apoyar losprogramas de cursos que emanen del sistema citado.

    El “Manual del Técnico y Coordinador de Perforación y Mantenimiento dePozos” esta dirigido al personal operativo, en el cual recae la gran responsabilidadde las operaciones de perforación y mantenimiento a pozos en el campo.

    Este manual se encuentra estructurado didácticamente en diez y ocho capítulosen los cuales se encuentran los conocimientos básicos que deben saber el Técnicoy Coordinador de la rama de Perforación y Mantenimiento a Pozos.

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    OBJETIVO GENERAL

    Proporcionar al Personal recientemente propuesto a ocupar las categorías deTécnico y Coordinador   los conocimientos básicos para el desempeño eficiente desus labores en los equipos de la rama de Perforación y Mantenimiento a Pozos. 

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    IMPORTANCIA DEL TRABAJO EN EQUIPO (TAREAS GENERALES DETRIPULACION POR PUESTO)

    El logro de perforar y terminar un pozo con éxito se debe en gran parte alesfuerzo y el trabajo en “equipo” de cada uno de los integrantes de la tripulaciónterrestre de Perforación y Mantenimiento de pozos. Así pues, podemos establecerque todo equipo tiene un objetivo y una misión que cumplir y su éxito ó su fracasodependerán del grado de compromiso, capacidad y entrega que tenga cada persona,

    Es fundamental para todos los integrantes del equipo comprender perfectamentelos objetivos por lograr y las tareas que tiene que desarrollar. Por lo que acontinuación mencionaremos las metas y funciones generales de la tripulación porpuesto.

    INSPECTOR TECNICO EN PERFORACION. 

    Es el elemento de la tripulación responsable de las instalaciones, el personal,operaciones, materiales y el entorno ecológico; también de promover continuamenteel trabajo en equipo, la planeación y dirección, así, como darle cumplimiento alprograma operativo en forma calendarizada y optimizada, interactuando con sussuperiores para el cumplimiento oportuno con seguridad y eficiencia.

    Metas:

    •  Dar cumplimiento al programa operativo de perforación en forma optimizada yde acuerdo a los procedimientos operativos establecidos.

    •  Involucrar al personal en las responsabilidades de cumplir las normatividadesestablecidas.

    •  Establecer un equipo consolidado con la cuadrilla.•  Implementar plan de seguridad y protección al medio ambiente.•  Llevar el control estadístico de toda la documentación y recursos auditables.

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    FUNCIONES.

    Supervisar:

    •  Los requerimientos de la localización de acuerdo a las necesidades del

    equipo, así como el camino de acceso.•  La logística del movimiento del equipo.•  Las instalaciones del equipo.•  Las distintas etapas de la perforación.•  El desmantelamiento del equipo en general.•  Restauración de la localización y recuperación de las condiciones naturales

    del ecosistema.•  Que el personal utilice en todas las actividades del equipo protección

    personal.•  Que las operaciones se realicen sin accidentes mecánicos, operativos,

    humanos y ambientales.

    PERFORADOR Y ENCARGADO DE EQUIPO.

    Es el elemento principal de la tripulación con la responsabilidad directa deldesarrollo y aplicación de los programas de trabajo y el personal.

    Metas:

    •  Dar cumplimiento al programa operativo de perforación en forma optimizada y

    de acuerdo a los procedimientos operativos establecidos.•  Involucrar al personal en la responsabilidad de cumplir las normatividades

    establecidas.•  Establecer un equipo consolidado con la cuadrilla.•  Verificar que el personal realice las tareas de perforación con oportunidad,

    eficiencia y seguridad de acuerdo a las normativas ecológicas y operativasvigentes.

    •  Verificar que el personal bajo su mando utilice el equipo personal deprotección durante todo el tiempo de ejecución de las tareas hasta suconclusión.

    •  Mantener el control de la dinámica grupal para el logro de los objetivos

    planeados.•  Estimular la autoestima y motivación para el crecimiento de la cuadrilla.

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    FUNCIONES.

    Supervisar:

    •  La logística del movimiento de equipo.•

      La instalación del equipo.•  Las distintas etapas de la perforación.•  El desmantelamiento del equipo en general.•  Restauración de la localización y recuperación de las condiciones naturales

    del ecosistema.•  Que el personal utilice en todas las actividades el equipo de protección

    personal.•  Que las operaciones se realicen sin accidentes mecánicos, operativos

    humanos y ambientales, de acuerdo a los procedimientos.

    Dirigir:

    •  El procedimiento de cierre de pozo por manifestación de un brote.

    AYUDANTE DE PERFORACION ROTARIA (CABO)

    Es el elemento de la tripulación autorizado para cubrir ausencias cortas delperforador. Es el supervisor de los trabajos a realizarse en el equipo y es elresponsable de los movimientos de válvulas en los cabezales, conjunto depreventores, “manifold” (manifl) de bombas,”stand pipe” y árboles de estrangulación.

    Metas:

    •  Dar continuidad a las instrucciones generadas por el perforador de maneraeficaz y eficiente.

    •  Supervisar las condiciones óptimas del equipo y herramientas de trabajo parael buen desempeño de las operaciones.

    •  Promover el orden y la limpieza en el equipo.

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    FUNCIONES.

    •  Auxiliar al perforador en las distintas actividades.

    •  Supervisar:

    •  El cumplimiento de los procedimientos operativos establecidos.•  La instalación del equipo.•  Las distintas etapas de la perforación.•  El desmantelamiento del equipo en general.•  La restauración de la localización y recuperación de las condiciones naturales

    del ecosistema.

    •  Dar respuesta inmediata al procedimiento de control de brotes.

    AYUDANTE DE PERFORACION (CHANGO) ROTARIA

    Es el elemento de la tripulación encargado de realizar las maniobras en altura;tiene la capacidad suficiente para actuar como responsable del área de las bombasde lodos, las presas de trabajo y el control del fluido.

    Metas:

    •  Realizar con eficiencia y seguridad las maniobras en viajes de tuberías y

    trabajos de altura en general.•  Vigilar las propiedades correctas del lodo de perforación y del equipo

    superficial de control de sólidos.•  Detectar los brotes a través de la interpretación oportuna de los indicadores.

    Funciones:

    •  Ejecutar maniobras en altura con eficiencia y seguridad.•  Verificar las correctas propiedades del lodo según programa.•  Verificar el buen funcionamiento y mantenimiento de las bombas de lodo.•  Detectar oportunamente alguna manifestación de brote ó pérdida de

    circulación.•  Participar en la instalación del equipo.•  Participar en las distintas etapas de la perforación.•  Participar en el desmantelamiento del equipo en general.•  Participar en la restauración de la localización y recuperación de las

    condiciones naturales del ecosistema.

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    AYUDANTE DE PERFORACION PISO ROTARIA 

    Es el elemento de la tripulación encargado de la ejecución de los trabajos arealizarse en forma planeada y estratégicamente aceptada en lo referente a las

    acciones y manualidades en el piso rotaria y el equipo en general.

    Metas:

    •  Calibrar, manejar y conectar tramos de tubería y herramientas especiales enel piso de perforación.

    •  Auxiliar al resto del equipo en tareas específicas con eficiencia y eficacia.•  Participar en el procedimiento de cierre de pozo por manifestación de un

    brote.

    FUNCIONES: 

    •  Realizar con destreza y habilidad los diversos trabajos en el piso deperforación.

    •  Mantener en buenas condiciones las herramientas manuales.•  Conservar el orden y la limpieza en el equipo de perforación.

    •  Participar en la instalación del equipo.•  Participar en el desmantelamiento del equipo.•  Participar en la restauración de la localización y recuperación de las

    condiciones naturales del ecosistema.

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    CAPITULO 2

    2.1 POROSIDAD, SATURACIÓN, PERMEABILIDAD Y RESISTIVIDAD DE LASROCAS

    Las rocas se an dividido en tres grandes grupos, de acuerdo a su origen:a) Rocas Ígneasb) Rocas sedimentariasc) Rocas metamórficas

    La figura 1 muestra el ciclo evolutivo de las rocas.

    Fig. 1 Ciclo evolutivo de las rocas

    a) Rocas Ígneas.-se conoce, que por el enfriamiento de la tierra, la materia enestado de fusión dio origen a las rocas ígneas. Las erupciones volcánicasproporcionan una prueba espectacular de que el interior de la tierra seencuentra todavía caliente; básicamente un volcán es una grieta o aperturapor la cual el magma procedente de las profundidades es lanzado a lasuperficie bajo la forma de corriente de lava, nubes explosivas de gases ycenizas volcánicas, dando lugar a enfriarse las rocas ígneas.

    b) Rocas sedimentarias.- Como producto de los procesos erosivos y por laacción de agentes de transporte como vientos, ríos y mares, así como lapropia acción de la vía generadora de sedimentos orgánicos, se dio origen alas rocas sedimentarias.

    Para la industria del petróleo estas rocas son las más importantes, ya que enellas ocurre el origen, migración y acumulación de depósitos de hidrocarburos.Estas rocas se clasifican a su vez en:

    •  Clásticas•  Químicas•  Orgánicas

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    Las rocas sedimentarias clásticas son aquéllas formadas a partir de fragmentos omaterial clástico, compuesto por partículas de minerales o de otras rocas que yaexistían previamente.

    Las rocas sedimentarias químicas  son las que se forman por la precipitación,

    evaporación de aguas salobres y reacciones químicas de sales disueltas.Las rocas sedimentarias orgánicas son la que se forman por desechos orgánicos

    de plantas y animales.

    TABLA 1

    ROCAS SEDIMENTARIAS

    Estas rocas poseen dos propiedades importantes que son:PorosidadPermeabilidad

    Porosidad.- Los espacios entre las partículas de una roca se denominan poros(figura 2), estos espacios pueden ser ocupados por fluidos como agua, aceite o gas,tal y como se observa en una esponja la cual puede contener líquidos o permanecervacía sin variar su volumen total.

    Fig. 2 Porosidad de las rocas

    CLÁSTICASQUIMICAS

    ORGANICAS

    Conglomerados

    Arenicas

    Limolitas

    Esquistos

    Caliza

    Dolomita

    Arena

    Yeso

    Sal o anhidrita

    Turba

    Carbón

    Diatomita

    Calizas

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    En algunas rocas estos espacios pueden o no estar comunicados, lo cual es muyimportante, ya que de estos depende que pueda existir flujo a través de la roca.

    El volumen de poros entre el volumen total de la roca nos da una medidaporcentual de la porosidad. Así por ejemplo, si tenemos una roca con un volumen de

    10 cm³ y un volumen poroso de 2 cm³ el valor de su porosidad (ø) sería:2 cm³

    Ø = = 0.2 = 20% de porosidad10 cm³

    Los valores más comunes de porosidad varían según el tipo y las característicasde las rocas en porcentajes de 5 a 25 %. Estas mediciones se hacen a partir denúcleos en laboratorios o indirectamente por medio de análisis de registros depozos.

    Fig. 3 Porosidad y permeabilidades características de rocas en yacimientoscomerciales

    Se conoce como porosidad primaria  la que se refiere a los espacios resultantesen la roca después de su proceso de sedimentación.

    La porosidad secundaria de una roca es aquella resultante de fracturas, cavernasy otras discontinuidades en la matriz rocosa.

    Permeabilidad.- La permeabilidad de una roca es la medida de su capacidadespecífica para que exista flujo a través de ella.

    En la Industria petrolera la unidad que se usa para medir la permeabilidad es elDarcy. 

    Se dice que una roca tiene permeabilidad 1 Darcy si un gradiente de presión de 1at/cm induce un gasto de 1 cm³/seg por cm² de área transversal, con un líquido deviscosidad igual a 1 centipiose (cp). Para fines prácticos se utiliza el milidarcy (md)que es la milésima parte de 1 Darcy.

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    Fig. 4 Definición de Darcy

    c) Rocas metamórficas.- Cuando las rocas de la corteza terrestre se encuentranbajo la influencia de presión por columnas de sedimentos, tracción pormovimientos telúricos; elevadas temperaturas por actividad ígnea; reaccionancon cambios en la estructura y composición mineral, con lo cual llegan atransformarse en nuevos tipos de rocas que se les llama metamórficas. 

    Como se aprecia en el ciclo de las rocas, éstas pueden fundirse y volversemagma convirtiéndose al enfriarse en rocas ígneas, o pueden sufrir el procesoerosivo que las convierte en sedimentos.

    COMPOSICIÓN MEDIA DE LAS ROCAS

    SÍMBOLO NOMBRE %O Oxigeno 46.71Si Silicio 27.69Al Aluminio 8.07Fe Hierro 5.05Ca Calcio 3.65Na Sodio 2.75K Potasio 2.58

    Mg Magnesio 2.08Ti Titanio 0.62H Hidrógeno 0.14

    TOTAL 99.34%

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    EXPRESADA EN ÓXIDOS: 

    Sio2 Sílice 59.07AL2O3 Alúmina 15.22Fe2o3/Feo Óxidos de Hierro 6.81

    CaO Cal 5.10Na2o Sosa 3.71K2O Potasa 3.11MgO Magnesia 3.45Tio2 Oxido de Titanio 1.03H2O Agua 1.30

    TOTAL 98.80% 

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    2.2 GRADIENTE DE PRESIÓN TOTAL DE SOBRECARGA

    PRESIÓN DE SOBRECARGA

    Es la presión ejercida por el peso combinado de la matriz de la roca y los

    fluidos contenidos en los espacios porosos de la misma (agua, hidrocarburos,etc.), sobre las formaciones subyacentes. Se expresa de la siguiente manera.

    S = peso matriz rosca + peso fluido intersticial

    S = (1 - ø) P R g D + P f g D

    D

    Figura 5 presión de sobrecarga

    GRADIENTE DE SOBRECARGA

    GSC = (1 – ø) P R + ø P R

    Donde:

    GSC = Gradiente se sobrecarga (gr/cm³)

    ø = Porosidad promedio de las formaciones encima de la profundidad delpunto de interés (%)

    PR = Densidad promedio de las rocas encima del punto de interés (gr/cm³)

    Puesto que la porosidad no disminuye en forma lineal con la profundidadbajo una compactación normal de sedimentos, entonces el gradiente desobrecarga únicamente se incrementa con la profundidad, pero no en formalineal. Un valor promedio del gradiente de sobrecarga es 0.231 kg/cm²/m, quecorresponde a una densidad media del sistema roca-fluido de 2.31 g/cm³.

    El gradiente de sobrecarga varía de un lugar a otro y debe calcularse paracada zona especial. Para calcular la presión de sobrecarga se deben leer datosdel registro de densidad a varias profundidades y considerar que la densidad

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    de la roca varía linealmente entre dos profundidades, así como determinar ladensidad promedio.

    En la zona del terciario de la zona continental del Golfo de México, lapresión de sobrecarga podría aproximarse así:

    S = 0.231 kg/cm²/m

    porosidad

    Esfuerzo de sobrecarga (prof.)

    Figura 6Figura efecto del esfuerzo de sobrecarga sobre la porosidad de formación

    durante la compactación normal.

    PRESIÓN DE FORMACIÓN

    La presión de formación es aquella a la que se encuentran confinados los

    fluidos dentro de la formación. También se le conoce como presión de poro.

    Las presiones de formación o de poro que se encuentran en un pozopueden ser normales (altas) o subnormales (bajas).

    Generalmente, los pozos con presión normal no crean problemas para suplaneación. Las densidades del lodo requeridas para perforar estos pozosvarían entre 1.02 y 1.14 gr/cm³. Los pozos con presión subnormal puedenrequerir TR´s adicionales para cubrir las zonas débiles o de baja presión cuyoorigen puede ser: factores geológicos, tectonicos o yacimientos depresionadospor su explotación.

    Las presiones anormales se definen como aquellas presiones mayores quela presión hidrostática de los fluidos de la formación. Considerando una capade sedimentos depositados en el fondo del mar, a medida que más y mássedimentos se agregan encima de la capa, el peso adicional los compacta.Parte del agua existente en los espacios porosos se expulsa por lacompactación. Mientras este proceso no sea interrumpido y el agua

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    subsuperficial permanezca continua en el mar arriba, la presión dentro de laformación se dice que es normal o hidrostática.

    A la presión de formación generalmente se le llama gradiente de presión.Estrictamente no lo es: ya que el gradiente de presión se obtiene dividiendo lapresión de formación entre la profundidad. Sus unidades serán Kg/cm² o

    lb/pg²/pie. Sin embargo en la perforación se ha hecho costumbre utilizardensidades como gradiente.

    Si los fluidos de formación son agua dulce, el gradiente normal g n = 1.00gr/cm³ = 0.1 kg/cm²/m = 0.433 lb/pg²/pie.

    El gradiente normal en el subsuelo varía entre las diferentes provinciasgeológicas. Debido a que los fluidos del subsuelo contienen cantidadesvariables de sólidos disueltos y gas, y están sujetos a diferentes temperaturasy presiones. Por esto mismo en regiones costeras, el fluido de formación esagua que contiene aproximadamente 80,000 ppm de cloruros (agua salada),con densidad de 1.07 gr/cm³ (8.91 lb/gal), que es el gradiente normal aceptadoparar regiones costeras. En zonas terrestres, se ha observado que losgradientes de presión normal varían de 0.98 a 1.06 gr/cm³ (8.18 a 8.83 lb/gal).Debido a que en muchas de estas áreas prevalecen las presiones subnormales,un valor igual del agua dulce. Esto es gn = 1.0 gr/cm³ (8.33 lb/gal) para zonasterrestres.

    Una formación práctica y sencilla para describir las presiones anormales, osea aquellas en las cuales el fenómeno hidrostático se interrumpió, es comosigue:

    Pa = 0.1 x gn x Prof. + Δp

    Donde:

    Pa = Presión anormal de formación (kg/cm²).Δp = Incremento de presión (kg/cm²)

    Pa =ga x Prof.

    Donde:

    ga = Gradiente de presión anormal (kg/cm²/m).

    en la figura 7 puede compararse el gradiente de presión anormal ga con elde presión normal y el subnormal gsn.

    Resumiendo, las presiones de formación pueden ser:

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    Subnormales. Cuando son menores a la normal, es decir, a la presiónhidrostática de al columna de fluidos de formación extendida hasta lasuperficie.

    Normales. Cuando son iguales a la presión hidrostática ejercida por una

    columna de fluidos de formación extendida hasta la superficie. El gradiente depresión normal es igual a 1.07 gr/cm³ (8.91 lb/gal) en zonas costa fuera y 1.00gr/cm³ (8.33 lb/gal) en áreas terrestres.

    Anormales. Cuando son mayores a la presión hidrostática de los fluidos deformación.

    Las presiones anormales afectan el programa de perforación del pozo enmuchos aspectos, dentro de los cuales se tienen:

    La selección del tipo y densidad de lodo.

    La selección de las profundidades de asentamiento de las tuberías derevestimiento.

    La planeación de las cimentaciones.

    Además, deberán de considerarse los siguientes problemas que se puedenderivar de las altas presiones:

    Brotes y reventones.

    Pegaduras de la tubería por presión diferencial.

    Perdidas de circulación por usar lodos densos.

    Derrumbes de lutita.

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    Figura 7 Gradientes de formación

    2.3 PREDICCIÓN DEL GRADIENTE DE PRESIÓN DE FRACTURA POR ELMETODO EATON

    PRESIÓN DE FRACTURA

    Es la fuerza por unidad de área necesaria para vencer la presión deformación y la resistencia de las rocas.

    La resistencia que opone una formación a ser fracturada, depende de lasolidez o cohesión de la roca y de los esfuerzos de comprensión a los que sesometa. Las formaciones superiores solo presentan la resistencia originadapor la cohesión de la roca. A medida que aumenta la profundidad, se añadenlos esfuerzos de compresión de la sobrecarga de las formaciones. Debido aesto, se puede confirmar que las fracturas creadas en las formaciones somerasson horizontales y la mayoría de las fracturas creadas en formacionesprofundas son verticales (la roca generalmente se rompe a presiones inferioresa la presión teórica de sobrecarga).

    Figura 8 gradiente de fractura

    PROCESO DE COMPACTACION

    El proceso de sedimentación involucra la depositación de capas o estratosde partículas de diferentes rocas. A medida que estas capas continúandepositándose, se incrementa la presión de sobrecarga y las capas inferioresde sedimentos son forzadas hacia abajo para permitir mayor depositación en la

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    superficie. En condiciones normales de perforación, la presión de formación esla única que interesa ya que es capaz de producir flujo de fluidos hacia elagujero bajo ciertas condiciones geológicas. La manera en que la matriz rocosaabsorbe el aumento de la presión de sobrecarga, servirá para explicar lageneración de presiones anormales en este ambiente.

    La forma más simple en que la matriz rocosa puede incrementar suresistencia es aumentar el contacto grano a grano de las partículasindividuales de la rosa. Esto implica que la porosidad resultante debe disminuircon la profundidad bajo condiciones sedimentarias normales. Si el proceso decompactación normal de la porosidad se interrumpe no permitiendo que losfluidos en los espacios porosos se escapen, la matriz rocosa no podráaumentar el contacto grano a grano. O sea, su capacidad para soportar presiónde sobrecarga. Producirá presiones de fluido mayores que las normales.

    Por ejemplo:

    Se puede considerar en un caso cualquiera de compactación normal, que elgradiente de sobrecarga sea igual a 2.30 gr/cm³, y como la presión deformación normal e igual a 1.07 gr/cm³, entonces se puede obtener la siguienteigualdad.

    Presión de sobrecarga = Esfuerzo de matriz + Presión de formación.

    En gradientes, sería:

    2.30 = 1.23 + 1.07

    Esto significa que si se tomara un plano horizontal de área unitaria, podríaconsiderarse que el 53.5% de esa área estaría ocupada por los granos de rocay el restante por los fluidos contenidos en el espacio poroso.

    Figura 9 compactación normal Figura 10 compactación anormal

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     En el caso de que el proceso normal de compactación haya sido

    interrumpido, entonces el contacto grano a grano no se incrementará losuficiente, Por lo tanto, mayor cantidad de fluidos quedaran atrapados. En lafigura 10 se ilustra la distribución unitaria que se presentará en este caso, en la

    cual el gradiente del esfuerzo de la matriz rocosa sería = 0.99 gr/cm³ y elgradiente de formación sería 1.31 >1.07 gr/cm³, el cual ya es anormal.Para que las presiones anormales queden atrapadas dentro de su ambiente

    y no disipen, es necesario que un mecanismo de sello esté presente. El selloque más se encuentra en las cuentas sedimentarias es la deposición rápida deun estrato rocoso de baja permeabilidad como una lutita limpia. Esta reduce elescape normal del fluido. Causa subcompactación y presiones anormales defluidos. El sello también ocurre como resultado natural de pérdida depermeabilidad por la compactación de sedimentos de grano de fino, comoarcillas o evaporizas.

    Ecuación de Eaton:

    La técnica para la determinación de gradientes de formación y de fractura,fue desarrollada para se aplicada en lutitas ya sean suaves o duras. Un métodogeneral usado para predecir la presión de poro utilizando la velocidad deperforación ha sido el exponente “dc”. Este no toma en consideracióncualquier cambio en la compactación de la lutita y por esta razón su aplicaciónes limitada. Para que el método sea más cercano a la realidad se debe deconocer el coeficiente de compactación de la lutita, y la compactación de lalutita bajo la barrena es una relación directa de la presión diferencial. Estecoeficiente puede determinarse de registros eléctricos o de pruebas enlaboratorio.

    Cuando se utilice la ecuación de Eaton para el cálculo de la presión de poro,se debe considerar la compactación de la lutita. Por ejemplo, considerando lacompactación de al lutita en la ecuación de Eaton para calcular el grado depresión del poro para lutitas en la costa del golfo utilizando la conductividad,es:

    Pp = (GSC) – (GPN)] (Cn /Co )

    Esta ecuación da buenos resultados en lutitas de Plioceno y Mioceno. Paralutitas del Oligoceno en el sur de Texas, generalmente se obtienen mejores

    resultados si el exponente toma en cuenta que la lutitas más viejas estánmenos compactadas cuando se aplica presión diferencial.

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    conocimiento que se tenga del área en cuestión y toma mas relevancia cuandose trata de un pozo exploratorio.

    Es importante recalcar que en la elaboración de un programa de perforaciónse debe poner especial atención en los asentamientos de las tuberías de

    revestimiento, ya que algunas ocasiones se toman como base la de los pozosvecinos y si fueron asentadas a profundidades donde queda muy justa ladensidad máxima del lodo a utilizar en la siguiente etapa. El gradiente defractura en la zapata puede dar como resultado que durante la perforación sepresenten perdidas de circulación con sus consecuentes problemas,encareciendo el costo del pozo por el tiempo y recursos consumidos.

    Figura 11 grafica

    Tubo conductor: Puede ser hincado o se perfora y se cementa, y su objetivoes: aislar acuíferos superficiales y tener un medio para la circulación del fluidode perforación.

    Tubería superficial: Tiene como objetivo, aislar acuíferos superficiales einstalar conexiones superficiales de control.

    La figura de la grafica corresponde aun pozo del área sen en donde antes de latubería de explotación se cementa una TRa la salida de la zona de presión altamentepresurizada, pero en ocasiones se atenido la necesidad de cementar una TRQue se señala en rojo, ya que en estaparte (zona lutitica) se encuentra una zonade transición que se caracteriza por laexistencia de brechas conformadas porcalizas fracturadas que son zonaspotenciales de perdida de lodo deperforación que muchas veces quedanfuera de control, por lo que es necesariocementar la TR mencionada. Se cementatambién una TR intermedia a la entrada dela zona de presión anormalmente alta. Secementa una TR superficial a mas menos1,000 m el tubo conductor se asienta a 50m. a continuación se describe en formabreve cual es la finalidad del asentamientode cada una de las TR´s mencionadas.

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    Tubería intermedia 1: Se cementa en la cima de la zona de presiónanormalmente alta, para cambiar la base del lodo de perforación e incrementarla densidad del mismo.

    Tubería intermedia 2: Se cementa a la salida de la zona de presión anormal

    para bajar la densidad al lodo de perforación y perforar la zona d interés.Tubería de explotación: permite la explotación selectiva de los intervalos

    que presenten las mejores características para ello.

    Cabe aclarar que existen localizaciones donde no se encuentran zonas dpresión anormal, y los asentamientos los dictan las formaciones a atravesar,por lo que los asentamientos se rigen por las condiciones a encontrar y elnúmero de tuberías a cementar puede variar en mas o menos de las aquímencionadas.

    PREGUNTAS Y RESPUESTAS

    1 ¿Dónde inicio el proceso de selección y asentamiento de las tuberías derevestimiento?

    2 Para fines de diseño de asentamiento de las tuberías de revestimiento ytomando los gradientes de formación y fractura, ¿Qué margen esrecomendable en el peso del lodo?

    3 Describa brevemente cual es la finalidad del asentamiento de cada una delas tuberías de revestimiento.

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    2.5.-INTERPRETACION BASICA DE REGITROS GEOFÍSICOS

    CONCEPTOS BÁSICOS DE INTERPRETACIÓN

    Introducción

    Esta sección presenta una revisión de los conceptos básicos de análisis deregistros en agujero descubierto. Un conocimiento práctico de cada uno de esosconceptos es fundamental para efectuar un análisis básico a boca de pozo. Paramayor información acerca de las especificaciones de las herramientas y discusiónsobre su teoría, el estudiante se deberá referir a los manuales sobre análisis deregistros en agujero descubierto y la evaluación de formaciones así como a la teoríasobre herramientas y manuales de operación El proceso de la interpretación Losparámetros petrofísicos necesarios para la evaluación de las formaciones resultandifíciles de obtenerse directamente. Por esto, generalmente deben deducirse uobtenerse de la medición de otros parámetros físicos de las formaciones. Lasherramientas de registros actuales nos permiten obtener una gran cantidad deparámetros como son: la resistividad, la densidad, el tiempo de tránsito, el potencialnatural, la radioactividad natural y el contenido de hidrógeno de la roca.

    La interpretación de registros permite traducir estos parámetros medibles en losparámetros petrofísicos deseados de porosidad, saturación de hidrocarburos,permeabilidad, litología, etcétera. La interpretación de los registros se complicadebido a las alteraciones que provoca el proceso de la perforación. Este procesoaltera el contenido de fluidos en la vecindad del pozo (ver proceso de invasión).

    Ya que se requieren los parámetros petrofísicos de la formación original nocontaminada, la herramienta de registros debiera ser capaz de "ver" más allá de lazona alterada. De todos modos las técnicas de interpretación deben ser capaces decompensar el efecto de la zona alterada.

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     El propósito de las diferentes herramientas de registros geofísicos es

    proporcionar mediciones de donde se puedan obtener o inferir las característicaspetrofísicas de las rocas del yacimiento. La meta de la interpretación cuantitativa delos registros es proporcionar las ecuaciones y técnicas para que dichos cálculos

    puedan llevarse a cabo. Evaluación de las formaciones La evaluación deformaciones puede definirse generalmente como la práctica de determinar laspropiedades físicas y químicas de las rocas y los fluidos contenidos en ellas. Elobjetivo de la evaluación de formaciones es localizar, definir y hacer producir unyacimiento dado por la perforación de tantos pozos como sea posible. En este punto,las compañías petroleras utilizan una variedad de métodos de evaluación deformaciones, algunos de los cuales se ilustran en la tabla 1.

    Los registros geofísicos son sólo algunas de las múltiples fuentes de datosusados en la evaluación de formaciones. Sin embargo, a través de la determinaciónprecisa de la profundidad, los registros geofísicos son un medio que se usa para

    reunir todos los métodos de evaluación de formaciones. Los registros son unapequeña porción, pero muy importante, de un gran enigma. Las decisiones parataponar o terminar un pozo, a menudo se basan en los registros y en un apropiadoanálisis de los mismos. Alternativas para evaluar formaciones Evaluación delvolumen de hidrocarburos del yacimiento La fórmula tradicional para calcular elvolumen de hidrocarburos contenido en los poros del yacimiento es:

    En donde: VA es el volumen del yacimiento, cp es la porosidad promedio y Sw esla saturación promedio de agua.

    Tabla 2

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    N/G es la relación de espesor neto total a espesor usable del yacimiento comouna fracción del espesor total.

    Para evaluar este volumen de hidrocarburos se dispone de diferentes técnicasque obtienen las características de la roca de una manera selectiva:

    -Los registros geofísicos.-Los núcleos.-Los métodos sísmicos.

    Para darnos una idea de la incertidumbre de la información disponible de lasrocas de los yacimientos, tomemos como ejemplo un yacimiento con unaconfiguración simple. Supongamos un campo con un espacia miento constante entrepozos. Un pozo drena el equivalente de un cilindro con un radio de 0.5 kilómetros. Elyacimiento tiene un espesor de 100 metros. El volumen total del yacimiento drenadopor el pozo, incluyendo sólidos y fluidos es de 78.5 x 106 m3 y se supone que esatravesado por un agujero de 20.3 centímetros. (8.5 pulgadas).

    Un núcleo perforado en un pozo de 20.3 cm tiene un diámetro no mayor de 10cm. En el espesor total de 100 m, se obtiene un volumen de 0.785 m3 de roca. Estevolumen representa un 10-6 por ciento del volumen total del yacimiento. Una de lasherramientas de registros con la mayor profundidad de investigación es el Doblelaterolog. Su radio de investigación es del orden de 1.25 m.

    La resolución vertical es de 0.61 m. En una sola medida, la herramienta investiga3 m3. En 100 m, la sección investigada corresponde a 490 m3, o 6.25 x 106 veces elvolumen del yacimiento. Similarmente, la herramienta de Neutrón investiga un radiode 25.4 cm desde la pared del pozo. Esto corresponde a 0.12 m3 si se considera unaresolución vertical de 0.31 m. En toda la sección del yacimiento, se investigan 40 m3o 0.5 x 10-6 veces el volumen del yacimiento.

    La sísmica superficial puede investigar grandes volúmenes de formaciónsubsuperficial. La profundidad de investigación es generalmente adecuada enyacimientos de someros a medianos. La resolución vertical es pobre, del orden de 2

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    a 30 metros. La porción de volumen de yacimiento investigado con esta técnica es de1.0. Esta técnica es más apropiada para exploración que para desarrollo de campos.

    Parámetros petrofísicos

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

    Porosidad

    La porosidad es el volumen de los poros por cada unidad volumétrica deformación. La porosidad se define como el cociente que resulta de dividir el volumentotal de poros comunicados, entre el volumen total de roca.

    La porosidad puede ser primaria o secundaria. En una arena limpia, la matriz dela roca se compone de granos individuales de arena, con una forma más o menosesférica y apiñada de manera que los poros se hallan entre los granos. Estaporosidad ha existido desde el momento e depositación y se le llama porosidadprimaria, ínter granular, sucrosita ó de matriz. La porosidad secundaria se debe a laacción de aguas de formación o fuerzas tectónicas en la matriz de la roca despuésdel depósito. Por ejemplo, las aguas de infiltración ligeramente ácidas pueden crear oagrandar los espacios porosos al desplazarse a través de los canales deinterconexión en las calizas. También los caparazones de pequeños crustáceospueden disolverse y formar cavidades. Se pueden presentar tensiones en laformación causando redes de grietas, fisuras ó fracturas que se agregan al volumende los poros.

    Saturación

    La saturación de una formación es el porcentaje del volumen poroso ocupado porel fluido en consideración. Por lo tanto, la saturación de agua es la fracción oporcentaje del volumen poroso que contiene agua de formación. La saturación depetróleo o gas es la fracción del volumen poroso que contiene petróleo o gas. Losporos deben saturarse con algún fluido. De esta manera, la suma de saturaciones delos diferentes fluidos contenidos en la roca es igual al 100%.

    Sw + Sh = 1

    Permeabilidad

    La permeabilidad es la medida de la facilidad con que los fluidos fluyen a travésde una formación. La unidad de permeabilidad es el Darcy que se define como: lacantidad de fluido que pasa a través de 1 cm2 de área de formación en 1 segundo,bajo la acción de una atmósfera de presión, teniendo el fluido una unidad deviscosidad. Si el fluido que pasa es 1 cm3 se dice que la permeabilidad es de 1

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    Darcy. Comúnmente se usa el milidarcy (md) ya que el Darcy es una unidad muygrande.

    Para ser permeable una roca debe tener poros interconectados o fracturas. Existecierta relación entre la porosidad y la permeabilidad. Por lo general, una porosidad

    mayor se acompaña de una mayor permeabilidad. Sin embargo, esto no es unaregla. Las lutitas y ciertas clases de arena tienen altas porosidades, pero bajapermeabilidad debido a que sus granos son tan pequeños que los caminos quepermiten el paso de fluidos son escasos y tortuosos. Otras formaciones, como lascalizas pueden tener baja porosidad, pero la presencia de pequeñas fracturas ofisuras de gran extensión les dan una alta permeabilidad.

    Resistividad y fluidos de la formación

    Resistividad

    La resistividad es la habilidad de un material para impedir el flujo de la corrienteeléctrica a través de él. La unidad es el OHM-M. La conductividad es el recíproco dela resistividad. Representa la habilidad de un material para permitir el flujo de lacorriente eléctrica a través de él. Unidades MILIMHO / M o MILlSIEVERT / M.

    10000Resistividad =

    Conductividad

    La matriz de la roca, el aceite, y el gas son aislantes eléctricos. Ellos noconducirán el flujo de una corriente eléctrica. Además, se dice que sus resistividadesson infinitas. Por su lado el agua conducirá la electricidad dependiendo de susalinidad. Esto implica que cualquier flujo de corriente a través de una formacióntoma lugar en el agua de formación, y no los hidrocarburos o la roca de matriz.

    El agua salada, con altas concentraciones de sólidos disueltos (p. ej., NaCI, etc.),conducirá la electricidad mucho más eficientemente que el agua dulce. Además, elagua salada tiene mucho menor resistividad que el agua fresca. En la mayoría de loscasos, el agua presente en una formación a una cierta profundidad serámoderadamente salina. Las zonas conteniendo agua, además, tienen mayorconductividad -o menor resistividad- que las zonas conteniendo hidrocarburos.

    Debido a que el aceite y gas no conducen la corriente eléctrica, es imposibledistinguirlos de la matriz de roca con base en la resistividad. Esos fluidos, sinembargo, llenan los espacios porosos de la formación, dejando menos espacio paraagua conductiva de formación. Los datos de corriente eléctrica que fluyen a través deuna formación impregnada de hidrocarburos son forzados a tomar un patrón más

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    tortuoso, sinuoso alrededor de los hidrocarburos que ocupan parte del espacioporoso. El efecto global de la presencia de hidrocarburos es un incrementoen resistividad.

    La base para el análisis de registros es comparar la resistividad medida de una

    formación con la resistividad calculada de aquella formación supuesta de porosidad100% llena de agua. La resistividad de una roca a saturación de agua 100% serefiere como resistividad mojada (Ro)' Si, para una porosidad dada, la resistividadmedida es significantemente mayor que la resistividad mojada, entonces indica lapresencia de hidrocarburos.

    Esta relación es la base para determinar el porcentaje de porosidad que estálleno con agua de formación (saturación de agua). Además, el porcentaje deporosidad que está lleno de hidrocarburos (saturación de hidrocarburos). Lasaturación de agua (Sw) para una formación limpia se calcula usando la ecuación deArchie.

    Las resistividades en las formaciones arenosas caen en el rango de 0.2 a 1,000ohms-m.

    En formaciones calcáreas, las resistividades pueden ser más altas, del orden de100 a 40,000 ohms -m.

    Los factores que afectan la resistividad son: la cantidad de sal en el agua. Comoregla general, la cantidad de sal en el agua aumenta con la profundidad.

    Por lo tanto a medida que aumenta la cantidad de sal en el agua, la resistividaddisminuye. Esto se debe a que la cantidad de iones aumenta. La saturación de agua;a medida que se tiene mayor saturación de agua, la resistividad será menor, Porejemplo: la formación que contiene hidrocarburos tendrá una saturación de agua bajapor lo que nos da una alta resistividad Porosidad: si la porosidad es grande, laresistividad será baja, debido a que en estas condiciones se tendrá mayor cantidadde agua para un mismo % de saturación de agua.

    La figura 12 muestra el comportamiento en función de los fluidos y la porosidad.

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    Figura 12

    La temperatura: a medida que aumenta la temperatura, la resistividad de laformación disminuye, debido a que los iones que transportan electricidad se muevencon mayor rapidez. La litología: si la formación es arenisca, la resistividad será menorque si la formación fuera carbonato. El camino que tiene que seguir la corriente enlos carbonatos es mayor.

    Factor de formación y saturación de agua

    La resistividad de una formación limpia es proporcional a la resistividad de lamezcla con la que está saturada. La constante de proporcionalidad se conoce comofactor de formación. Considere una formación con una cantidad dada de porosidad, y

    suponga que la porosidad se encuentra totalmente llena con agua salina deformación de una resistividad dada, (figura 13). La resistividad del agua de formación(Rw), es muy baja, debido a que el agua salina es capaz de conducir la corrienteeléctrica. La resistividad de la formación en si misma (Ro, o resistividad mojada,donde la porosidad esta 100% llena de agua) dependerá de la resistividad del aguade formación y algunos otros factores referidos como el factor de resistividad deformación (Fr).

    Figura 13

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    Arreglando esta ecuación, el factor de resistividad de formación (Fr) se cuantificacomo la relación de la resistividad de la formación mojada a la resistividad del agua

    (Rw) presente en esa formación.

    En este ejemplo, la resistividad del agua de formación (Rw) se define como unaconstante. Además los cambios en el factor de resistividad de la formación (Fr)ocurrirán sólo con cambios en la resistividad total de la formación (Ro). La únicaforma en la cual Ro puede cambiar en una formación de Rw constante es por el

    cambio en la cantidad de fluido disponible para conducir una corriente eléctrica. Estova acompañado de cambios en porosidad. Conforme la porosidad disminuye, lacantidad de agua disponible para conducir la corriente eléctrica disminuye también.Resulta un incremento en la resistividad de la formación (Ro). Además, el factor deresistividad de la formación (Fr) es inversamente proporcional a la porosidad (F).

    Mientras trabajaba sobre calizas en Francia, G.E. Archie, de la Humble DilCompany, desarrolló la relación entre la resistividad de la formación y la porosidad.Archie analizó registros eléctricos (resistividad) de varios pozos, y porosidad denúcleos de zonas productoras de los mismos pozos. Él notó que había cierta relaciónentre la resistividad y la porosidad, y fue capaz de identificar zonas de interésutilizando sólo los registros eléctricos. Lo que realmente quería saber, era si existíaalguna relación que hiciera posible la determinación de dónde una zona podría serproductiva, basándose en la medición de resistividad y la porosidad de núcleos.

    Los cambios en la porosidad de una formación pueden tener efectos diferentessimplemente al incrementar o disminuir la cantidad de fluido disponible para conduciruna corriente eléctrica. Con un cambio en la porosidad, podría haber cambiosconcomitantes en la complejidad de la red porosa que afecten la naturalezaconductiva de los fluidos presentes. El factor de resistividad de la formación (Fr)podría variar con el tipo de yacimiento. Esos cambios son expresados por el factor detortuosidad (a) y el exponente de cementación (m).

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    Para las calizas del experimento de Archie, los factores de tortuosidad yexponentes de cementación fueron siempre constantes (a = 1.0, m = 2.0). Sinembargo, éste puede no ser el caso para todos los yacimientos. Aunque ambosparámetros pueden determinarse experimentalmente para un yacimiento específico,los analistas de registros utilizan comúnmente un conjunto de valores para el factorde tortuosidad (a) y de exponente de cementación (m), dependiendo de la litología yla porosidad. Esos valores estándares se presentan en la tabla 2.

    Tabla 3

    Considere ahora que la formación porosa discutida previamente se llena conalguna combinación de agua conductiva de formación de resistividad constante (Rw)y aceite (figura 14). El aceite es un aislante y no conducirá la corriente eléctrica.Además, debido a que la formación está llena con ambos fluidos (aceite yagua) laresistividad de la formación no será más referida como resistividad mojada (Ro). Lamedición de la resistividad de la formación en este caso --tomando en cuenta laresistividad de la matriz de la roca y los fluidos contenidos --es llamada resistividadverdadera (Rt).

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    La figura 14 Modelo de formación conteniendo agua y aceite

    La resistividad verdadera de una formación será sólo igual a la resistividadmojada (Rt=Ro) cuando la porosidad de esa formación esté completamente llena deagua conductiva. Sin embargo, debido a que algunas de las porosidades disponiblespodrían estar llenas con fluido no conductivo como aceite o gas, la resistividadmojada (Ro) de esa formación, se relaciona ahora a la medición de la resistividadverdadera (Rt) por algún factor adicional, referido como F'.

    El factor F' puede también expresarse como la relación de la resistividad teóricamojada de esa formación (Ro) respecto de la resistividad real medida de la formación(Rt).

    En la formación ejemplo, debido a que se consideran constantes tanto laresistividad del agua (Rw) como la porosidad, la resistividad mojada (Ro) resultantetambién será constante. Además, los cambios en el factor F' ocurrirán con loscambios en la resistividad verdadera medida (Rt). Bajo ciertas condiciones, la únicaforma en la cual la resistividad verdadera medida (Rt) de la formación puedecambiar, es a través de la incorporación o reducción de fluido conductivo. Porejemplo, la incorporación de aceite al yacimiento podría resultar en un incremento enla resistividad medida de la formación (Rt), debido a que alguna cantidad de aguaconductiva de formación podría ser desplazada por el aceite. Así, el factor F' resultadependiente de la proporción relativa de fluidos conductivos (agua) y fluidos no-conductivos (hidrocarburos) en la formación.

    El factor F' en la ecuación representa saturación de agua (generalmenteexpresada como Sw) la cual es el porcentaje de espacio poroso en la formación queestá ocupado por agua conductiva de formación. Por sustitución de ecuaciones, lasaturación de agua puede relacionarse a las propiedades físicas de la formación y alas propiedades conductivas de los fluidos que ella contiene.

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    La saturación de agua está relacionada a esas propiedades por el exponente n(exponente de saturación). El exponente de saturación puede tener un rango devalores que dependen de las condiciones específicas del yacimiento. Perogeneralmente, se supone que es igual a 2.0. Con el conocimiento de lascaracterísticas de producción de la formación en cuestión, es posible determinar

    valores más aproximados para el exponente de saturación. La ecuación parasaturación de agua (Sw), una versión extendida de aquella presentada como pie depágina en la publicación de Archie en 1942 y comúnmente referida como "Ecuaciónde Archie", se ha convertido en el fundamento de la industria entera de registro depozos. En su forma más simple, a ecuación de Archie se muestra como:

    Donde:n = exponente de saturacióna = factor de tortuosidad(I) = porosidadm = exponente de cementaciónR w = resistividad del agua de formaciónR t = resistividad verdadera de formación

    Es importante notar que mientras la saturación de agua representa el porcentajede agua presente en los poros de la formación, ésta no representa la relación deagua a hidrocarburos que serán producidos desde un yacimiento. Yacimientos dearenisca lutítica con minerales de arcilla que atrapan una gran cantidad de aguapueden tener altas saturaciones de agua, y solamente producir hidrocarburos. Lasaturación de agua refleja las proporciones relativas de esos fluidos contenidos en elyacimiento. Ahora bien, obtener valores aproximados de saturación de agua es elprincipal objetivo del análisis de registros en agujero descubierto.

    Con el conocimiento de la saturación de agua, es posible determinar el porcentajede espacio poroso lleno con un fluido diferente de agua (p. ej., hidrocarburos), y deallí las reservas de hidrocarburos.

    Ecuación de Archie fraccionada

    Sw = saturación de agua V "V Ktn = exponente de saturación

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    Obtenido a través de las suposiciones de litología o manipulación de datos yanálisis de núcleos.

    a = factor de tortuosidad

    Obtenido a través de suposiciones de litología o manipulación de datos y análisisde núcleos.

    (i) = porosidad

    Obtenida de registros (densidad, neutrón, sónico, resonancia magnética) oanálisis de núcleos.

    m = exponente de cementación

    Obtenido a través de suposiciones de litología o manipulación de datos y análisis

    de núcleos.Rt = resistividad de la formación

    Obtenidos de registros (inducción, laterolog). Supuesto para reflejar resistividadde la zona no invadida, y tomado como la resistividad medida por la lectura másprofunda.

    Rw = resistividad del agua de formación

    Se encuentra entre las variables más difíciles de determinar, pero es una de lascuales tiene un gran impacto en los valores calculados de saturación de agua (Sw). Amenudo, es mejor obtenerla mediante análisis de muestras, pero puede ser definidade registros, bajo ciertas condiciones.

    Otras fuentes incluyen mediciones de muestras de agua de formaciónobtenidas con her

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    2.6- TIPOS DE REGISTROS GEOFÍSICOS

    Para determinar algunas características de las formaciones del subsuelo es

    necesario llevar a cabo la toma de registros. Para esto se utiliza una unidad móvil (oestacionaria en pozos costafuera) que contiene un sistema computarizado para laobtención y procesamiento de datos. También cuenta con el envío de potencia yseñales de comando (instrucciones) a un equipo que se baja al fondo del pozo pormedio de un cable electromecánico. El registro se obtiene al hacer pasar loscensores de la sonda enfrente de la formación, moviendo la herramienta lentamentecon el cable.

    Figura 15 Diagrama esquemático de la toma de registros

    Dentro de los objetivos del registro geofísico podemos mencionar:

    •  Determinación de las características de la formación: porosidad, saturación deagua / hidrocarburos, densidad.

    •  Delimitación (cambios) de litología•  Desviación y rumbo del agujero•  Medición del diámetro de agujero•  Dirección del echado de formación•  Evaluación de la cementación

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    •  Condiciones mecánicas de la TRRegistros en agujero abierto

    •  Inducción•  Doble Laterolog

    •  Neutrón compensado•  Densidad compensada•  Sónico digital•  Imágenes de pozo

    Registros en agujero entubado

    •  Evaluación de la cementación•  Pruebas de formación•  Desgaste de tubería

    Tipos de herramientas

    El equipo de fondo consta básicamente de la sonda. Este es el elemento quecontiene los sensores y el cartucho electrónico, el cual acondiciona la información delos sensores para enviar a la superficie, por medio del cable. Además, recibe einterpreta las órdenes de la computadora en superficie. Las sondas se clasifican enfunción de su fuente de medida en:

    •  Resistivas (Fuente: corriente eléctrica)•  Porosidad (Fuente: cápsulas radiactivas).•  Sónicas (Fuente: emisor de sonido).

    En la figura 16 se muestran los tres tiposde herramientas.

    De acuerdo con lo anterior tenemos:

    Herramientas de registros con principio resistivo(eléctrico) :

    •  Inducción•  Doble inducción•  Doble Laterolog•  Microesférico•  Medición de echados•  Microimágenes resistivas de formación

    Herramientas de registros radiactivos

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    •  Neutrón compensado Figura 16 •  Litodensidad compensada•  Espectroscopía de rayos gamma•  Rayos Gamma naturales

    Herramientas de registros con principio acústico

    •  Sónico de porosidad•  Sónico dipolar de imágenes•  Imágenes ultrasónicas

    Mediante una cuidadosa interpretación de la respuesta de los registros, es posibleevaluar el potencial productivo de la formación. Además, se tienen sistemas decómputo avanzados para la interpretación.

    Registros resistivos

    La cantidad de aceite o gas contenido en una unidad de volumen del yacimiento,es el producto de su porosidad por la saturación de hidrocarburos. Los parámetrosfísicos principales para evaluar un yacimiento son porosidad, saturación dehidrocarburos, espesor de la capa permeable y permeabilidad.

    Para deducir la resistividad de formación en la zona no invadida, las medidas deresistividad se usan, solas o en combinación. Es decir, atrás de la zona contaminadapor los fluidos de control del pozo. También se usan para determinar la resistividadcercana al agujero. Ahí, en gran parte, el filtrado del Iodo ha reemplazado los fluidosoriginales.

    Las medidas de resistividad junto con la porosidad y resistividad del agua deformación, se usan para obtener la saturación de agua. La saturación obtenida de lasresistividades somera y profunda se comparan para evaluar la productividad de laformación. La resistividad de una formación pura saturada con agua, es proporcionala la resistividad del agua con la que se encuentra saturada.

    En donde: F = Factor de formación, Rw = Resistividad del agua de formación, yRo = Resistividad de la roca saturada con agua.

    La resistividad de una formación depende del fluido contenido en la misma y deltipo de formación.

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     Para medir la resistividad de la formación se cuenta con dos herramientas:Inducción

    Doble Laterolog

    Generalmente, se prefiere usar la herramienta de inducción cuando la resistividadde la formación es baja, del orden de 500 ohms. Cuando se tienen formacionesaltamente resistivas la herramienta de doble Laterolog proporciona información másconfiable. En las formaciones de carbonatos de baja porosidad se tienenresistividades muy altas. Por esto, si se requiere hacer una interpretacióncuantitativa, se debe tomar un registro doble Laterolog. Sin embargo, se necesita deun medio conductivo entre la herramienta y la pared del pozo. Por ello, no es posibletomar un registro doble Laterolog en Iodos no conductivos, como los que son a basede aceite.

    Doble inducción fasorial

    La herramienta doble inducción fasorial realiza medidas de resistividad a tresdiferentes profundidades de investigación. De esta manera, proporciona informaciónpara determinar las resistividades de la zona virgen, la zona barrida y la zona detransición (en su caso).

    Con esta información se pueden obtener datos de saturación y movilidad defluidos (complementada con información de otras herramientas).

    El sistema fasorial permite obtener datos másexactos para diferentes valores de resistividad. La

    herramienta cuenta con un sistema de autocalibración que mejora la precisión de la respuestay reduce el efecto de las condiciones ambientales.Además, el sistema de transmisión de datos enforma digital del fondo a la superficie permite unamayor capacidad diséñales libres de ruidos. Lafigura 17 muestra un ejemplo del registro.

    Las principales aplicaciones de estasherramientas son:

    1. Interpretación de formaciones con diámetrosgrandes de invasión

    2. Formaciones con contraste medio-alto deresistividades

    3. Gráficos de invasión4. Pozos con Iodos no conductivos

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      Figura 17 Doble inducción fasorialDoble Laterolog telemétrico

    La herramienta Doble Laterolog proporciona dos mediciones con la mayorprofundidad de investigación, de tres mediciones necesarias que se requieren para

    tratar de determinar la resistividad de la zona invadida (Rxo =) y de la zona virgen(Rt), a éstas SI les conocen como Lateral Somera (Lis) y Lateral Profunda (LId).

    La tercera medición requerida se puede obtener de correr la herramienta deEnfoque Esférico o Microesférico (MSFL) en forma independiente o combinada .

    En la herramienta DLL se permite que varíe tanto el voltaje emitido como lacorriente (pero manteniendo el producto potencial constante), con lo cual brinda unrango de mediciones. La figura 18 muestra Un ejemplo del registro.

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    Figura 18 Doble laterolog telemétricoAplicaciones principales

    •  Resistividad en la zona virgen y zona lavada.•  Perfiles de invasión.•

      Correlación.•  Detección de vista rápida de hidrocarburos.•  Control de profundidad.•  Indicador de hidrocarburos móviles.

    Microesférico enfocado

    Esta herramienta surge de la necesidad de conocer Rxo para realizarcorrecciones a las lecturas de otras herramientas y tener un valor adecuado de Rt.Durante el desarrollo de las herramientas de registros se han pasado por variasetapas hasta llegar al SRT ( Spherically Focused Resistivity Tool). Previos a esta

    generación podemos citar microlog, microlaterolog y proximidad.

    La herramienta actual se conoce genéricamente como registro microesférico(Micro Spherical Focused Log). Se basa en el principio de enfoque esférico usado enlos equipos de inducción pero con un espaciamiento de electrodos mucho menor. Eneste caso los electrodos se ubican en un patín de hule que se apoya directamentesobre la pared del pozo. El arreglo microesférico reduce el efecto adverso del enjarredel fluido del pozo. De esta manera se mantiene una adecuada profundidad deinvestigación. La figura 19 muestra un ejemplo del registro.

    Principales aplicaciones

    •  Resistividad de la zona lavada•  Localización de poros y zonas permeables•  Indicador de hidrocarburo móvil•  Calibrador

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    Neutrón compensado

    La herramienta de neutrón compensado utiliza una fuente radiactiva (emisor deneutrones rápidos) y dos detectores. Su medición se basa en la relación de conteosde estos dos detectores. Esta relación refleja la forma en la cual la densidad de

    neutrones decrece con respecto a la distancia de la fuente y esto depende del fluido(índice de hidrógeno) contenido en los poros de la roca y por lo tanto, de laporosidad. La figura 20 muestra un ejemplo del registro.

    La herramienta es útil como indicador de gas. Esto es porque mide el índice dehidrógeno y el gas contiene un bajo índice, entonces la porosidad aparente medidaserá baja. Al comparar esta porosidad aparente con la determinada por otrasherramientas tales como el litodensidad o el sónico, es posible determinar la posiblepresencia de gas.

    Las principales aplicaciones de la herramienta son:

    •  Determinación de la porosidad•  Identificación de la litología•  Análisis del contenido de arcilla•  Detección de gas

    Litodensidad compensada

    El equipo de litodensidad es una herramienta que utiliza una fuente radiactivaemisora de rayos gamma de alta energía y se usa para obtener la densidad de laformación e inferir con base en esto la porosidad; así como efectuar una

    identificación de la litología. Para obtener la densidad, se mide el conteo de rayosgamma que llegan a los detectores después de interactuar con el material. Ya que elconteo obtenido es función del número de electrones por cm3 y éste se relaciona conla densidad real del material, lo que hace posible la determinación de la densidad. Laidentificación de la litología se hace por medio de la medición del "índice deabsorción fotoeléctrica". Éste representa una cuantificación de la capacidad delmaterial de la formación para absorber radiación electromagnética mediante elmecanismo de absorción fotoeléctrica. La figura 21 muestra un ejemplo del registro.

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    Figura 20 Neutron compensado Figura 21 Litodensidad compensada

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    Las principales aplicaciones de la herramienta son:

    •  Análisis de porosidad•  Determinación de litología•  Calibrador

    •  Identificación de presiones anormales

    Espectroscopia de rayos Gamma

    La respuesta de una herramienta de Rayos Gamma depende del contenido dearcilla de una formación. Sin embargo, la herramienta de Rayos Gamma Naturalesno tiene la capacidad de diferenciar el elemento radiactivo que produce la medida. Lamayor parte de la radiación gamma natural encontrada en la tierra es emitida porelementos radiactivos de la serie del uranio, torio y potasio. El análisis de lascantidades de torio y potasio en las arcillas ayudan a identificar el tipo de arcillas, Elanálisis del contenido de uranio puede facilitar el reconocimiento de rocas

    generadoras. La figura 22 muestra un ejemplo del registro.En rocas de carbonatos se puede obtener un buen indicador de arcillosidad si se

    resta de la curva de rayos gamma la contribución del uranio. Las principalesaplicaciones de la herramienta son:

    •  Análisis de! tipo de arcilla•  Detección de minerales pesados•  Contenido de potasio en evaporitas•  Correlación entre pozos

    Figura 22 Espectroscopia de Rayos Gama

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    Rayos Gamma naturales

    La herramienta de Rayos Gamma mide la radiactividad natural de las formacionesy es útil para detectar y evaluar depósitos de minerales radiactivos tales comopotasio y uranio. En formaciones sedimentarias el registro refleja normalmente el

    contenido de arcilla de la formación. Esto se debe a que los elementos radiactivostienden a concentrarse en las arcillas. Las formaciones limpias usualmente tienen unbajo nivel de contaminantes radiactivos, tales como cenizas volcánicas o granito deslavado o aguas de formación con sales disueltas de potasio. La figura 23 muestra unejemplo del registro. La herramienta se corre normalmente en combinación con otrosservicios y reemplaza a la medida del potencial espontáneo en pozos perforados conIodo salado, Iodo con base de aceite, o aire.

    Las aplicaciones principales de la herramienta son:

    •  Indicador de arcillosidad•

      Correlación•  Detección de marcas o trazadores radiactivos

    Figura 23 Rayos Gama naturales

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    Registros acústicos

    El equipo sónico utiliza una señal con una frecuencia audible para el oídohumano. El sonido es una forma de energía radiante de naturaleza puramentemecánica. Es una fuerza que se transmite desde la fuente de sonido como un

    movimiento molecular del medio. Este movimiento es vibratorio debido a que lasmoléculas conservan una posición promedio. Cada molécula transfiere su energía(empuja) a la siguiente molécula antes de regresar a su posición original.

    Cuando una molécula transfiere su energía a otra, la distancia entre ellas esmínima, mientras que entre la primera y la anterior a ella, la distancia es mayor quela normal. Las áreas de distancia mínima entre moléculas se llaman "áreas decompresión" y las de mayor distancia se llaman "áreas de rarefacción". Un impulsode sonido aparecerá como un área de compresión seguida por un área derarefacción. En el equipo sónico los impulsos son repetitivos y el sonido aparecerácomo áreas alternadas de compresiones y rarefacciones llamadas ondas. Ésta es la

    forma en que la energía acústica se transmite en el medio. La figura 24 muestra lasdiferentes ondas y trayectorias.

    Figura 24 Transmisión de la energía acústica

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    Sónico digital

    La energía sónica emitida desde el transmisor impacta la pared del pozo. Estoorigina una serie de ondas en la formación y en su superficie. El análisis del tren deondas complejo, proporciona la información concerniente a la disipación de la

    energía de sonido en el medio. La herramienta Sónico Digital permite la digitación deltren de ondas completo en el fondo, de tal manera que se elimina la distorsión delcable. La mayor capacidad de obtención y procesamiento de datos permite el análisisde todos los componentes de la onda de sonido (ondas compresionales,transversales y Stoneley). La figura 25 muestra un ejemplo del registro.

    Las aplicaciones principales de la herramienta son:

    •  Correlación de datos sísmicos•  Sismogramas sintéticos•

      Determinación de porosidad primaria y secundaria•  Detección de gas•  Detección de fracturas•  Características mecánicas de la roca•  Estabilidad del agujero•  Registro sónico de cemento

    Figura 25 Sóníco Digital

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    Otros registros

    Medición continúa de echados

    La herramienta de medición continua de echados mide la conductividad de la

    formación por medio de electrodos montados en cuatro patines. Mediante larespuesta obtenida en estos electrodos, es posible determinar la inclinación delechado. Además la herramienta cuenta con un cartucho mecánico que permiteobtener la desviación, el azimut y el rumbo relativo del pozo.Otra información obtenida es el calibre del pozo.

    La herramienta requiere de un medio conductivo para la medición, sin embargomediante el uso de un equipo especial para Iodos no conductivos, es posible realizarel registro. La figura 26 muestra un ejemplo del registro. Las aplicaciones principalesde la herramienta son:

      Determinación de echados estructurales•  Identificación de fracturas•  Geometría del pozo

    Figura 26 Medición Continua de Echados Estratigráficos

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    Geometría de pozo

    La herramienta geometría de pozo cuenta con cuatro brazos. Éstos midensimultáneamente dos calibres de pozo independientes. También se miden el azimutde la herramienta, la desviación del pozo y el rumbo relativo. La figura 27 muestra un

    ejemplo del registro. En la computadora en superficie, es posible obtener laintegración del volumen del pozo y el volumen necesario de cemento para cementarla próxima TR.

    Las aplicaciones principales de la herramienta son:

    •  Geometría del agujero•  Información direccional•  Volumen de agujero y de cemento

    Figura 27 Herramienta de Geometría del pozo

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    Herramientas de imágenes

    Inducción de imágenes

    La herramienta de imágenes provee de una imagen de la resistividad de la

    formación que refleja las capas, contenido de hidrocarburo y proceso de invasión. Laresolución vertical hasta de 1 pie muestra las laminaciones y otras estructuras deformación con un mínimo de efectos ambientales.

    La herramienta mide las señales R y X de ocho arreglos, seis de ellos operados ados frecuencias simultáneamente. Estas medidas en bruto son convertidas en cincocurvas, cada una con una resolución vertical compatible y con profundidadesmedianas de investigación que van desde 10 hasta 90 pulgadas. Estasprofundidades de investigación cambian muy poco en el rango entero deconductividades de formación. Cada juego de cinco curvas está disponible enresoluciones de 4,2 Y 1 pie. Las cuatro curvas son procesadas para obtener un perfil

    de invasión y proveer de una determinación exacta de Rt, junto con una descripciónde la zona de transición de invasión y el volumen de filtrado del Iodo en cadaprofundidad. La figura 28 muestra un ejemplo del registro.

    Figura 28 Inducción de Arreglo de Imágenes

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    Aplicaciones principales:

    •  Registros de Resistividad e Imágenes con resolución vertical de 1 pie enpozos uniformes o con un contraste moderado de Rt/Rm

    •  La resistividad verdadera y una descripción detallada de la resistividad de

    invasión Determinación de la saturación de hidrocarburos e imágenes.La figura 29 muestra un ejemplo del registro.

    Sónico dipolar de imágenes

    La figura 30 muestra un ejemplo del registro.

    Imágenes microrresistivas de formaciónLa figura 31 muestra un ejemplo del registro

    Herramientas de registros de las diferentes compañíasLas tablas 1 y la resumen las diferentes herramientas de registros disponibles

    entre las compañías de servicio y sus siglas que la identifican:

    Otros tipos de servicios:

    Características, limitaciones y condiciones de uso de los equipos de registros.

    Las herramientas de registros se diseñan para obtener algunas características dela formación bajo ciertas condiciones de uso. Algunos datos a considerar en una

    herramienta de registros son:Diámetro externo máximo y longitud de la herramienta.

    Estos datos se refieren a las dimensiones del equipo de registros y se obtienendel fabricante o de la compañía de servicio. Para los registros en pozo abierto, losdiámetros más comunes son, 3-3/8", 3-5/8" Y la longitud varía entre las diferentesherramientas. .Rango de presión y temperatura máxima. La presión máxima en laherramienta estándar es de 15,000 a 20,000 (psi) libras / pulgada cuadrada y latemperatura máxima estándar es de 350 °F (175 °C). Hay equipos especiales paraambientes hostiles de 25,000 psi y 500 °F.

    Diámetro mínimo y máximo de pozo.

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    Figura 29 Doble laterolog Azimutal de Imágenes

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    Figura 30 Sónico Dipolar de Imágenes

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    Figura 31 Imágenes Microrresistivas de Formación

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    Tabla 4

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    Tabla 4

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    El diámetro mínimo del pozo es aquél en el que se puede introducir de manerasegura la herramienta. Bajo ninguna circunstancia se deberá usar la herramienta enun pozo con un diámetro menor. Normalmente, una herramienta estándar de 3-3/8"puede usarse en pozos con un diámetro mínimo de 5". En caso de que se tenga unagujero menor, existen herramientas esbeltas de 2-3/4", para ambientes hostiles.

    El diámetro máximo está determinado por la capacidad de la herramienta paraemitir una señal hacia la formación y recibir una "respuesta" de la misma que puedaser confiablemente detectada por los sensores del equipo. En el caso de lasherramientas de patín, el diámetro máximo se relaciona con la apertura máxima delbrazo que porta el patín. Usar una herramienta en un diámetro mayor, nos puedeocasionar información poco confiable o muy afectada por el agujero. Los valorescomunes de diámetro máximo oscilan entre 14" a 22" y dependen de cadaherramienta.

    Fluido en el pozo

    El fluido en el pozo puede permitir o impedir el funcionamiento de unaherramienta. Algunos equipos pueden usarse en pozos vacíos (sin Iodo deperforación) y otros requieren de la presencia de fluido en el agujero. Laconductividad eléctrica del Iodo puede también limitar el funcionamiento de unaherramienta. Por ejemplo las herramientas que emiten una corriente eléctrica paraforzar una respuesta de la formación, requieren de un medio conductivo entre laherramienta y la pared de! pozo. Por esto no pueden ser usadas en Iodos noconductivos como es el caso de los Iodos a base de aceite.

    Profundidad de investigación y resolución vertical

    La herramienta de registros sólo puede "ver" una porción de la formación. Estaporción está definida por dos características:

    Profundidad de Investigación: Esta característica nos indica qué tanprofundamente "lee" una herramienta en particular y varía con las características dela formación y el medio ambiente. Como ejemplo, un equipo de Doble Laterolog tieneuna profundidad de investigación de cerca de 2.5 metros, mientras que uno deNeutrón Compensado es de aproximadamente 30 cm.

    La resolución vertical indica la capacidad de una herramienta de ver capasdelgadas y se puede definir como el mínimo espesor de capa para el cual el censormide, posiblemente en una porción limitada de la capa, un parámetro relacionadocon el valor real de la formación. La resolución vertical depende de la separaciónentre transmisor /fuente y receptor /detector. Como ejemplo, un equipo de DobleLaterolog tiene una resolución vertical de cerca de 0.6 metros mientras que en unode Neutrón Compensado es de aproximadamente 0.3 metros. Como ejemplo, en latabla 2 se detallan las características y limitaciones de dos herramientas de registros:

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    Comentarios:

    De acuerdo a la tabla dos, esta herramienta se puede usar en diámetros depozo que van desde 4-1/2" hasta 22". Su diámetro máximo es de 3-5/8" con unpeso de 201.9 kg. y una longitud de 9.6 metros. Esta herramienta mide la

    conductividad de la formación y su resolución vertical es de alrededor de 246cm. (profunda), la profundidad de investigación es de cerca de 158 cm.Herramienta Halliburton Herramienta de Inducción de Alta Resolución. En lafigura 21 se

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     CAPITULO 3

    PLANEACIÓN Y PROGRAMA DE LA PERFORACIÓN DEL POZO

    3.1 FACTORES PARA LA PLANEACIÓN DE LA PERFORACIÓN DEL POZO

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     3.2 CONCEPTO Y FILOSOFIA DE LA OPTIMIZACIÓN DE LA PERFORACIÓN

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     3.3 FACTORES PARA LA ELAVORACIÓN DEL PROGRAMA

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     3.4 APLICACIONES

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     CAPITULO 4 FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN DE POZOS

    Fluido de control: es el fluido circulatorio que se utiliza en un equipo de

    perforación o terminación de pozos, formado por una mezcla de aditivos químicosque proporcionan propiedades físico – químicas idóneas a las condiciones operativasy a las características de la formación litológica a perforar. La estabilización de susparámetros físico - -químicos, así como la variación de los mismos al contacto conlos contaminantes liberados en la formación perforada son controlados medianteanálisis continuos.

    4.1 PROGRAMA Y CONTROL DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN

    Para el diseño de un fluido, se debe contemplar si se trata de un pozoexploratorio o de desarrollo a fin de pode r seleccionar los datos correlativos que

    faciliten la obtención de parámetros óptimos en los fluidos