Perforación de pozos petroleros y parámetros clave

Perforación de pozos petroleros y parámetros clave

Perforación: parámetros: Profundidad del pozo: entre 300 y 8,000 m (1000 a 26500 ft), Temperatura de superficie: entre -30 y 50°C (-22 a 122 °F) • Desviación de la vertical: entre 0 y 90° • Temperatura de fondo: entre 100 y 400°F (38 a 204 °C) • Salinidad del lodo: entre 1,000 y 200,000 ppm • Diámetro del pozo: entre 5 y 17” (pulgadas ó in) = 127 – 432 mm • Presión del fondo: entre 500 y 20,000 psi • Densidad del lodo: entre 9 y 17 lb/ga (1,08 – 2,04 g/cm3) • Profundidad de invasión: entre 1 y 100” (2,54 a 254 cm) • Espesor del revoque: entre 0.1 y 1” (0 a 2,54 cm).

Tipos de lodos: Lodo a base de agua: es el más comúnmente utilizado. Agua dulce: La densidad del agua dulce es muy próxima a 1.0 g/cm3. Su salinidad es baja, lo que dificulta el paso de la corriente eléctrica (resistividad muy alta) y por eso impide obtener registros representativos de potencial espontáneo (SP) y aquellos que envían corriente a la formación a través del lodo. Agua salada: El lodo a base de agua de mar tiene una salinidad de aproximadamente 30,000 partes por millón (ppm) y una densidad de aproximadamente 1.02 g/cm3. Es adecuada para la mayoría de los registros existentes. Agua saturada en sal: El lodo saturado en sal tiene una salinidad de aproximadamente 250,000 ppm y una densidad de 1.2 g/cm3. Su bajísima resistividad afecta los registros de inducción y hace con que, en general, el registro de SP no tenga definición y aparezca como una línea prácticamente recta.Lodo a base petróleo: El lodo a base de petróleo casi siempre contiene agua, pero el aceite constituye su fase continua. Una característica de este lodo es el menor daño causado a las formaciones, comparado con los lodos a base de agua. Es por naturaleza menos denso y mucho más resistivo que el lodo a base de agua, lo que dificulta obtener los registros de SP y aquellos que envían corriente a la formación a través del lodo.

Tipo y escalas de datos de Reservorio: MICRO: cortes delgados y microscopio electrónico, MACRO: coronas. ,MEGA: perfiles y ensayos de pozo. Giga: modelo geológico conceptual, datos de producción,.U2. Control geológico de boca de pozo: es la primera información geológica que se obtiene del pozo y permite ir evaluando si se cumplen los objetivos geológicos (posición de los topes de formación, litología esperada, fluidos, presiones de formación, etc.). Perfilaje: es la operación que se realiza antes de bajar el casing, su objetivo es obtener los registros o perfiles a pozo abierto. son datos de entrada críticos para la interpretación que permitirá evaluar el potencial del yacimiento. Técnica que permite la medición, a lo largo del pozo, de las características petrofísicas de las formaciones geológicas y de los fluidos contenidos en ellas, logrando mediante su interpretación un pronóstico sobre el potencial hidrocarburífero

Equipo: La unidad de registros es el camión de perfilaje, con equipos electrónicos (para control de las herramientas dentro del pozo) y unos 8,000 m de cable para registro (de acero con varios cables eléctricos en su interior), se ubica frente al pozo. El cable pasa por la primera roldana, fija a la parte baja de la estructura de la torre, y sube para pasar por la segunda roldana, colgada del aparejo o “travelling-block”; luego el cable es conectado a la(s) herramienta(s) a ser utilizadas en la primera bajada. Una vez verificado el correcto funcionamiento, la(s) herramienta(s) es (son) bajada(s) hasta el fondo del pozo tan rápido como sea posible sin arriesgar su seguridad ni la del pozo. Roca reservorio No convencional: son reservorios de muy baja permeabilidad, pero con porosidad, con espesores importantes, sistemas sobre-presurizados, gradientes “anómalos”, roca madre muy cercana a la roca reservorio o es la misma roca madre que los contiene. se definen como reservorios: Fracturados (Rocas ígneas, carbonatos) • Tight oil (Carbonaticos de muy baja permeabilidad) • Tight gas (alternancia de areniscas y pelitas) • Shale gas/oil (arcillas). Recuperación de muestras de cutting: La muestra es recuperada de la zaranda del equipo • Se lleva al interior de la cabina y se lava para sacarle el lodo que tiene la misma.• Una vez lavada se aparta una porción en un vidrio reloj para realizar la descripción de la misma en la lupa binocular.• El resto de la muestra se coloca en el horno de secado. Una vez secada la muestra se tamiza y se coloca en sobres de papel que están rotulados con el nombre del pozo y la profundidad. • Otra parte de la muestra se coloca en cajitas de plástico de 5 divisiones. Después de la recuperación de la muestra y una vez lavada, los cortes deber ser vistos en una bandeja bajo la lupa binocular usando una luz blanca. La muestra debe verse en húmedo para su descripción especialmente para definir el color. Existe un orden para la descripción de los mismos: 1-Tipo y clasificación de la roca • 2- Color • 3-Textura, incluyendo, tamaño, forma , redondez, selección • 4- Cemento • 5- Dureza • 6-Fósiles y minerales accesorios • 7-Estructuras sedimentarias • 8- Porosidad • 9- Rastros de Hc • 10- Fluorescencia. Rocas sedimentarias clásticas o Detríticas: se originan a partir de la destrucción química o mecánica de la roca pre-existentes y la posterior acumulación. Componentes texturales de las rocas clásticas: Es el conjunto de caracteres morfológicos, de tamaño y relaciones espaciales de los elementos individuales de un sedimento. En las sedimentitas clásticas se reconocen los siguientes componentes texturales: Clastos: fragmentos líticos de cualquier forma, tamaño o composición que componen la roca.

Matriz: comprende la fracción lítica de granulometría mucho más fina que la de los clastos (valores de relación no mayores a 1/10). Cemento: es el compuesto químico de actúa como medio ligante entre los clastos y la matriz (en general, el cemento no es visible a simple vista). Tipos y clasificación de rocas mas comunes en nuestra cuencas • Areniscas – Limolitas – arcilitas• Carbonáticas: Calizas, dolomitas• Evaporíticas: Halita, Yeso, Anhidrita.• Igneas: Basalto, porfiritas, granitos. 2- Color • Esto puede describir el efecto de masa de todos losconstituyentes o describir componentes específicoscomo color del grano o del cristal, color del cemento, etc.• Para estandarizar se utilizan tablas de colores.• Se pueden utilizar calificativos como oscuro, claro, medio,translúcido, etc se debe usar de acuerdo a las tablas.• Los colores también se pueden describir de acuerdo a unpatrón específico como moteado, punteado, bandeado,. Textura: • Areniscas: tamaño del grano (fino, medio, grueso, muy grueso), redondez(redondeada, subredondeada, angulosa, muy angulosa), selección (buena,regular, mala). Para esto existen también tablas comparativas que se ponenbajo la lupa junto con el cutting y se determinan estos parámetros. (foto)• Arcilitas: fractura irregular, regular, blocosa, fisil, astillosa.• Carbonáticas, debería incluir tamaño y forma del cristal, junto con cualquierotra textura importante (muy gruesa, gruesa, media, fina, muy fina,microcristalina, criipto cristalina). La forma del cristal incluye: euhedral,subeuhedral, anhedral, fibroso.• Otras texturas incluyen cerosa, vítrea, amorfa, terrosa. 5- Cemento y matriz: • El cemento es un precipitado químico depositado alrededor de los granos,tales como intercrecimientos o granos. Los cementos puede ser silíceos,calcáreos, dolomíticos, yesíferos o piríticos y se pueden clasificar dependiendodel grado de cementación como inconsolidados, mal cementados,moderadamente bien cementado o bien cementado.• La matriz es de granos pequeños o rellenos que son mecánicamentedepositados entre granos. La matriz puede ser arcillosa, calcárea, dolomítica,yesífera, caolínitica o limosa. Dureza: • Describe la dureza total de una roca, mas que la dureza de granosindividuales, por ejemplo:blanda, firme, moderadamente dura, dura, muy dura.suelta, friable, frágil.plástica, pobre o moderadamente compacta. 7- Estructuras Sedimentarias: • Generalmente son difíciles de identificar en los recortes pero pueden serlaminaciones, microlaminaciones o bandas.

. 8- Porosidad: • incluye una estimación del porcentaje de porosidad y tipos de porosidadpresente. Por ej: Areniscas, en estas la porosidad puede serIntergranular: sin porosidad (apretada), pobre, regular, buena, excelente.Por disolución de granosPor fracturas.Inter-cristalinas (Rocas carbonáticas)intra partícula, intra oolítica, inter granular (Rocas carbonáticas).  9- Rastros de H: son vistos en el cutting bajo la lupa y dependerá del gradodel Hc el color que tengan, como así también se debe describir la cantidad(abundantes, pobres, aislados, impregnaciones) el aspecto, si son frescos, semi-frescos o secos y color. U31. Sensor de Peso: permite conocer el peso que se le está ejerciendo al trépano durante la perforación, consiste en un transductor que se conecta a la celda de carga del equipo que está en el cable del aparejo entre la corona y el ancla del cable conocido como muerto. Sensor de Peso WOB (peso sobre el trépano): es  cuando el trépano está en el fondo la carga en el ganchodisminuye, parte del peso de la sarta se apoyará en el fondo del pozo. Peso de la sarta = carga del gancho + peso sobre el trépano. El peso transferido desde el gancho al fondo del pozo, es controlado por el perforador quién opera la palanca de freno y le permite dosificar el peso aplicado sobre el trépano. Recordemos que esto nos va influir sobre la ROP. Conociendo el peso del gancho, y por consiguiente el WOB, permite que el perforador pueda controlar la cantidad de peso que se ejerce sobre el trépano y que debe ser constante. Sensores RPM (vueltas de la mesa rotary): mide las vueltas de la mesa rotary, es un sensor de proximidad que detecta un objetivo metálico el cual está adosado a la mesa rótary. Un pulso o señal es producido cuando cada objetivo pasa por el sensor. Sensores Torque de la mesa: Torque es la medida de la fuerza necesaria para producir una rotación en el trépano y sarta de perforación. Hay una relación directa con la velocidad de rotación si esta aumenta el torque aumenta. De igual forma una velocidad lenta causará un torque bajo. El torque de la rotaria se incrementa con la profundidad desde el aumento de la sarta de perforación y por consiguiente el aumento de la fricción con las paredes del pozo. Los incrementos en el torque pueden ser el resultado de: - Aumento en el WOB. -Aumento de las RPM. -Desgaste del trépano. -Pérdidas de conos. -Mala limpieza del pozo. -Problemas de estabilidad de las paredes del pozo, pozo cerrado que puede llegar a producir pegado de cañería. -Incremento en la presión de formación. -Desviación del pozo.

Presión de Bombas: las Bombas proporcionan una fuerza, las cuales generan el desplazamiento del lodo a través de todo el circuito hasta llegar al trépano y retornar por el espacio anular, refrigerando el trépano y limpiando los recortes de perforación. Esto genera una pérdida de presión en todo el sistema que ocurren como resultado de la fricción. Regulador de presión: El regulador tiene la misión de mantener la presión de trabajo (secundaria) lo másconstante posible, independientemente de las variaciones que sufra la presión de red(primaria) y del consumo de aire. La presión primaria siempre ha de ser mayor que lasecundaria. Es regulada por la membrana, que es sometida, por un lado, a lapresión de trabajo, y por el otro a la fuerza de un resorte , ajustable por medio deun tornillo. Detección de gas: Cuando las formaciones atravesadas contienen gas y la presión ejercida por el lodo no es suficiente para evitar el flujo de gas, entonces se incorpora al lodo y se mantiene en suspensión coloidal. Esta incorporación se origina por las siguientes causas: • Condiciones de desbalance • Gas que se desprende de los recortes a medida que se perfora. • El efecto émbolo que se origina cuando se hacen las conexiones. • Aire que queda en el cuadrante (Kelly) o en la tubería cuando se hace una conexión. Los gases se dividen en cuatro categorías: Gas de formación Gas de circulación Gas de conexión Gas de viaje. Gas de formación: Es el gas total transportado por el lodo desde el fondo y es una medida de lacantidad relativa de gas en el lodo proveniente de la perforación normal. Si hayhidrocarburos contenidos en la roca, las lecturas de gas serán altas. Gas de viaje: Representa la acción de embolo y el período cuando se hace viaje para cambio detrépano o viaje corto de reconocimiento u otras causas. También se considera comobalance estático en el pozo. Se observa como un incremento en la lectura de gastotal y debe reportarse por arriba de la lectura de gas de formación norma. cromatografía: Es la separación de una mezcla de gases dentro de una columna en función de sus propiedades físicas (peso molecular) y químicas (ionización) en presencia de una llama dehidrógeno , de acuerdo a esto se producirá una combustión de los gases separados de acuerdo a su velocidad de difusión  este calor liberado se traducirá en la formación de un plasma (gas ionizado) que provocará una variación en la conductividad del dieléctrico por el cual circula una corriente constante.

U23: Parte diario:El geólogo operador de la cabina debe hacer un reporte diario a las 06:00 de la mañana de cada día donde se ve reflejado en forma resumida toda la operación del día. Se reporta la profundidad del pozo y la maniobra que se está realizando a la hora del cierre. Los datos de perforación y del lodo. La descripción del cutting en forma resumida. Esta es la forma en la cual se vuelcan todos los datos monitoreados durante la perforación de un pozo: - Cronometrajes – ROP – Profundidad - Detección de gas y Cromatografía - Rastros y Fluorescencia. - Porosidad visual y granulometría - Litología porcentual - Litología interpretada - Descripción de muestras (síntesis) – Estratigrafía - Trépano. Para la confección del Con todos los datos recolectados por la cabina de Control Geológico durante la perforación del pozo se elabora un informe final del mismo que es donde se reportan todos los eventos producidos, o sea podemos decir que es la historia de la perforación del pozo. Se ven los terrenos atravesados, las manifestaciones de hidrocarburos detectadas, los parámetros de trabajo, los datos de perfiles, testigos coronas en caso de que se hallan sacado. PDDP Son las siglas de Pre Drilling Data Package Es un documento en el cual se vuelcan todos los requerimientos e información que Geología le entrega al Ingeniero de perforación y a Operaciones de Perforación para que puedan diseñar el pozo. Información a obtener por perfiles: Zonas Porosas• Litología Básica • Porosidad • Saturación • Contactos de fluidos • Presiones de Formación • Tipos de Fluido • Tipos de Arcilla • Contenido de Arcilla (Vcl) • Otros Minerales • Permeabilidad. .  La porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de fluidos que posee una roca y se define como la fracción del volumen total de la roca que corresponde a espacios que pueden almacenar fluidos; es un número sin unidades con valores entre 0 y 1, y así se lo debe utilizar en los cálculos. En lapráctica se lo multiplica por 100 para expresar la porosidad en unidades de porosidad o pu (“porosity-units”).

Factores que afectan la porosidad: la porosidad depende más de la distribución del tamaño de grano que del tamaño absoluto del grano. La porosidad será alta (en el rango de 0.35 a 0.40) si todos los granos son de tamaño similar; será menor (alrededor de 0.25) si hay una gran variedad de tamaños de grano, ya que los granos pequeños ocuparán el espacio poral entre los granos mayores. Valores de porosidad menores (llegando virtualmente a cero) ocurren cuando las partículas están cementadas entre sí con material silíceo o calcáreo, resultando en formaciones consolidadas •Químicos: Disolución. Cementación. Reemplazo de arcillas Bitumen Recristalización • Mecánicos: Fracturación. Compactación por aumento de carga. • Geológicos:  Ambiente de depositación. Grado de uniformidad o selección del tamaño de los granos. La naturaleza de los componentes que forman las rocas. Tipos de porosidad: Primaria: Es aquella que se produce al depositarse in situ el sedimento. Secundaria: Es la que se genera después de la sedimentación de la roca por diversos eventos diastróficos o diagenéticos. Porosidad total: representada por φt, es la relación entre el volumen de todo el espacio poral existente en la roca (poros, fisuras, fracturas, vúgulos) y el volumen total de la roca φ t= φ1 + φ 2. Porosidad conectada: representada por φcon, es la porosidad de los poros interconectados en el volumen de la roca. Puede ser mucho menor que la porosidad total, si parte de los poros no están conectados; en el caso de la piedra-pómez o “pumice”, φt es de aproximadamente 0.50, mientas que φ con es cero. Porosidad potencial: representada por φpot, es la porosidad conectada por gargantas de sección mayor que un valor límite, debajo . Porosidad efectiva: representada por φe, es la porosidad accesible a los fluidos libres para desplazarse, excluyendo la porosidad no-conectada y el espacio ocupado por el agua adsorbida e inmovilizada en las lutitas o “shales”. Esta definición es específica para los intérpretes.  .  Diagenesis: Una vez depositada la roca y al comenzar el soterramiento de la misma comienzan a producirse cambios, que en general disminuyen la porosidad, aunque algunos eventos generan porosidad adicional.  Arcillosidad: Dispersa La arcilla dispersa es la más perjudicial desde el punto de vista de la perdida de porosidad, ya que rellena parcialmente los poros y obstruye las gargantas porales. Laminada La arcilla laminada no produce perdida de porosidad sin embargo puede actuar como barrera de permeabilidad si su distribución es muy extendida y continua. Estructural: La arcilla estructural no tiene ningún efecto sobre la porosidad ya que está presente como granos.

Permeabilidad: es la capacidad que tiene un material de permitirle a un líquido que lo atraviese sin alterar su estructura interna. Se afirma que un material es permeable si deja pasar a través de él una cantidad apreciable de fluido en un tiempo dado, e impermeable si la cantidad de fluido es despreciable. La velocidad con la que el fluido atraviesa el material depende de tres factores básicos: •la porosidad del material • la densidad del fluido considerado, afectada por su temperatura; • la presión a que está sometido el fluido. Un medio poroso embebido con un fluido monofásico, posee una Permeabilidad de un DARCY cuando el mismo es atravesado en condiciones de flujo laminar a una velocidad de 1 cm x segundo x cm2 y bajo una presión o gradiente hidráulico equivalente a una atmósfera x cm. Permeabilidad efectiva: Es cuando un fluido, que pasa a través de una roca, va dejando atrás a los otros fluidos que la misma contiene. Permeabilidad relativa: El cociente entre la Permeabilidad efectiva a cierto fluido dentro de un ambiente parcialmente saturado. Permeabilidad Absoluta: Cuando la saturación es del 100%. La saturación de agua (SW) se define como el porcentaje del volumen poral ocupado por agua en el espacio poral.