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CURSO TERMINACIN DE POZOSDESCRIPCIN Y OBJETIVOS DEL CURSO
Revisin de las tcnicas de completacin o terminacin de pozos.
El temario incluye desde la seleccin de los perfiles de pozoabierto, en funcin de las distintas formaciones y fluidos utilizadosdurante la perforacin, hasta la puesta en produccin del pozo.
El contenido del curso estar
basado en la publicaciones de lasmas importantes compaas de servicio y trabajos tcnicorecopilados por la Society of Petroleum Engineers.
Los participantes sern estimulados a presentar ejemplos
relacionados con los problemas que surgen en las distintas etapasde la terminacin de pozos.
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TEMARIO
PERFILES A POZO ABIERTO Y HERRAMIENTASDE MEDICIN DE PRESIN
Fluidos de perforacin
Perfiles Resistivos, Radioactivos, Acsticos, Buzamiento,Espectrales, Resonancia Magntica
Anlisis de perfiles para decidir la entubacin del pozo
Toma de muestra de testigos coronas y laterales
Herramientas de medicin de presin y toma de muestras de fluidosde formacin: DST y MDT
Clculo de la Sw, porosidad, deteccin de gas, permeabilidad
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TEMARIO
ENTUBACIN Y CEMENTACIN DEL POZO
Tipos de casing a utilizar en cada caso
Cementacin en una y dos etapas
Cementaciones auxiliares
Clculo de volmenes de cemento
PERFILES A POZO ENTUBADO
Rayos Gamma y otros perfiles de correlacin
Perfiles de cementacin
Perfiles de corrosin
Otros perfiles a pozo entubado
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TEMARIO
PERFILES DE PRODUCCIN
Temperatura
Medidores de flujo
Otros
PUNZADOS
Fluidos de completacin
Distintos tipos de can y de cargas
Tapones fijos y packers
Fluidos a utilizar entre caos
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TEMARIO
ENSAYOS DE POZO
Pozos petrolferos
Surgente
Con nivel
Pozos gasferos
Isocronales
Isocronal modificado
Contrapresin
Tomas de muestras y ensayos de presin
Tomas de muestra en fondo
Tomas de muestra en superficie
Build up
Draw down
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TEMARIO
ESTIMULACIONES
cidos
Fractura Hidrulica
SEGURIDAD Y MEDIO AMBIENTE
Regulaciones y leyes vigentes
ESTUDIO DE CASOS
Diferentes casos presentados por los participantes einstructores sern tratados para establecer las prcticasrecomendadas en cada caso.
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FLUIDOS DEPERFORACIN
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FLUIDOS DE PERFORACIN
Los equipos rotatorios requieren de los fluidos para:
Enfriar y lubricar el trepano
Circular y enviar a la superficie los cuttings
Mantener la presin ligeramente por arriba de la presin de formacinpara evitar posibles blow -
outs
Fluidos
Agua la columna hidrosttica provee el sobrebalance de presin
En determinadas circunstancias (presiones anormales) se requiere
aumentar el peso de la columna
Dao de formacin
La perforacin con sobrebalance de presin pude causar dao(hinchamiento de arcillas u otros problemas) a las propiedades delreservorio en las inmediaciones del pozo
Lodos a base de agua frecuentemente causan una reaccin qumicacon el material componente de arcillas diseminadas en la formacin(migracin de finos a travs de las gargantas porales)
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SISTEMA DE INYECCION
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FLUIDOS DE PERFORACIN
Cualquier circunstancia puede resultar en la reduccin de lapermeabilidad
Los slidos o partculas inyectadas en las gargantas porales con losfluidos inyectados causa similares efectos
Los daos de formacin en las cercanas del pozo puedeseveramente disminuir la habilidad de la formacin para producir alpozo
La reologa de los fluidos se ha convertido en una importanteespecialidad en la industria de los hidrocarburos
Existen especiales circunstancias donde el fluido es mantenido encondiciones de bajo balance de presin, particularmente enformaciones que pueden ser daadas por los fluidos de perforacin
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FLUIDOS DE PERFORACIN
La mayora de los daos de formacin ocurren cerca del pozo y creauna barrera permeable entre los hidrocarburos y las entradas por
las
perforaciones en el pozo
La perforacin en bajo balance para evitar el dao de formacinafecta la respuesta de los perfiles si el gas fluye de la formacin
Los medidas de los perfiles mas afectados son: SP, Neutron yAcsticos
Las propiedades de flujo de los fluidos de perforacin frecuentementeinfluyen en el xito de la operacin
Una pobre condiciones de flujo producen taponamiento, reduce latasa de penetracin, perdida de circulacin y posibles blow-out
Las condiciones de flujo estn gobernadas por la presin y lavelocidad
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FLUIDOS DE PERFORACIN
Los principales regimenes de flujo son laminar, donde aparece a bajasvelocidades y esta en funcin directa de la viscosidad
El flujo turbulento es gobernado por las propiedades internas del fluido y estainfluido indirectamente por la viscosidad
La presin crece con la velocidad mas rpidamente en flujo turbulento que
cuando es laminar
Viscosidad: es la medida de la resistencia a fluir
La viscosidad de los fluidos de perforacin figura en el encabezamiento de
los perfiles
Viscosidades tpicas: varan entre 40s y 50s
pH: mide la condicin cida o alcalina del fluido Agua pura: pH = 7 Solucin cida: pH < 7 Solucin alcalina: pH > 7
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FLUIDOS DE PERFORACIN
Perdida de fluido: se mide en cm3
juega un papel importante en la exactitudde la informacin brindada por el perfil
Una alta perdida de fluido tiende a una invasin profunda en la formacin yesto tiene influencia en las mediciones de las herramientas de perfilaje,utilizadas para evaluar los tipos de hidrocarburos presentes en la formacin
y su saturacin
Los fluidos de perforacin deben ser tratados para mantener lapermeabilidad del revoque tan baja como sea posible, con lo cual
se
mantiene estable el pozo minimizando la invasin del filtrado y el potencialdao de formacin
Una alta permeabilidad de la torta produce un denso espesor de revoque
que reduce el dimetro del pozo, causando serios problemas en laperforacin y adems enmascara muchos de las mediciones de perfilaje
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POROSIDAD
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SYGNUS Argentina y F&N Optimizacin de [email protected] DE LAS ROCAS RESERVORIOS
POROSIDAD ()
Una evaluacin econmica confiable del reservoriorequiere un razonable conocimiento de ciertaspropiedades
Si bien en las evaluaciones de formacin, la toma decoronas es importante, los datos proveniente delperfilaje es la operacin ms utilizada para determinar
las propiedades fundamentales del reservorio
Porosidad:Es la relacin entre el volumen poral y elvolumen total de la roca expresada comnmente enporcentaje
La porosidad se expresa matemticamente como
= (Volumen poral / Volumen total de la roca) x 100
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POROSIDAD ()
Generalmente hablamos de dos tipos de porosidad:
Porosidad total o absoluta: Relacin entre el volumentotal de poros dentro de la roca y el volumen de roca
Porosidad efectiva: Relacin entre el volumen total deporos interconectados y el volumen de roca
El valor de la porosidad viene dada principalmente por elempaquetamiento, la forma, el tamao de los granos dela roca y la cantidad de cemento presente
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EMPAQUETAMIENTO DE GRANOS
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PERMEABILIDAD
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PROPIEDADES DE LAS ROCAS RESERVORIOS
PERMEABILIDAD (k)
Permeabilidad: medida de la facilidad del fluido a fluirentre el espacio de los poros conectados
La permeabilidad depende fundamentalmente de:
Tamao de las gargantas porales
Cantidad de poros conectados
Tipo del material cementante entre los granos de la roca
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PERMEABILIDAD (k)
Basado en pruebas de laboratorio Henry d Arcy (1856) determino que lapermeabilidad (k) viene expresada por:
k = Q/A (P/L)
donde:K = permeabilidad (darcy)Q = flujo por unidad de tiempo (cm3/s)
= viscosidad del fluido (cp)
A = seccin transversal de roca (cm2)L = longitud de roca (cm)P (P1-P2)= presin diferencial
L
Q
P1 P2ROCAREA
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SATURACION DE FLUIDOS
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SATURACIN DE FLUIDOS
La saturacin de fluidos se define como el volumen de fluido dividido elvolumen de poros en el cual dicho fluido reside. La saturacin total essiempre 100% de esta forma:
So + Sg + Sw = 100%
Por ejemplo si en una roca de volumen total igual a 40 cm3, se encuentraque contiene 5 cm3
de agua, 2 cm3
de petrleo y 3 cm3
de gas libre, resulta
Volumen poral = 5+2+3 = 10 cm3
= 10/40 = 25%
y
Sw = 5/10 = 50%So = 2/10 = 20%Sg = 3/10 = 30%
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PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
AGUA DE FORMACIN
El agua de formacin proviene de distintas fuentes: ocanos, mares,lluvias, agua producida por reacciones diagenticas
El fluido inicial, en la mayora de las rocas sedimentarias, fue el agua demar
La composicin no se ha mantenido constante a travs de los tiemposgeolgicos
La salinidad del agua de formacin generalmente se incrementa con laprofundidad
La densidad del agua depende principalmente de su contenido de sales
Por otro lado la densidad disminuye con el incremento de la temperatura, yaumenta con el incremento de la presin y de slidos
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AGUA DE FORMACIN
Todos los poros de las rocas contienen agua deformacin
La resistividad del agua de formacin (Rw
) puedeser determinada midindola directamente de unamuestra, por anlisis qumico o por concertacinequivalente de NaCl (en ppm) a travs de perfiles
Es necesario corregir por efecto de la temperaturala medicin de resistividad realizada en superficie
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PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
PETRLEO Y GAS
La gravedad especifica del petrleo esta relacionadacon su gravedad API por la siguiente formula:
= 141,5/(
API + 131,5)
donde
es la gravedad especfica a 60
F
Cuando el petrleo contiene gas disuelto, la gravedadespecifica de la mezcla disminuye en funcin del
incremento de la relacin gas/petrleo
La densidad del gas seco es funcin de la presin ytemperatura
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REGIMEN DE PRESIONES
La presin hidrosttica viene dada por el peso y laprofundidad de la columna de fluido
PHy
=
x g x D
donde:
= densidad promediog = gravedadD = peso de la columna
El incremento de slidos (por ejemplo concentracin desales) tiende a aumentar el gradiente de presin
Un aumento de gas en solucin y temperaturadisminuira el gradiente de presin
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REGIMEN DE PRESIONES
PRESIN DE FORMACIN
La presin de la formacin (Pf
) es la presin resultante delos fluidos (agua de formacin, petrleo y gas) que llenan
el espacio poral de la roca
Las presiones normales de formacin son equivalentes ala presin hidrosttica
Las presiones de formacin que exceden la presinhidrosttica (Pf
> PHy
) se definen como presiones
anormales
En la mayora de los casos las presiones anormalesfueron causadas por barreras impermeables, antes de la
compactacin y consolidacin o por otros procesosgeolgicos y diagenticos
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TEMPERATURA
La temperatura normalmente aumenta con laprofundidad, la relacin de este incremento, se
denomina gradiente geotrmico
GG = 100 (Tf
Tm
) D
GG = gradiente geotrmico ( F/100 ft)Tf = temperatura de formacin ( F)Tm
= temperatura de superficieD = profundidad de la formacin de inters
de forma tal:
Tf
= Tm
+ GG (D/100)
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GRFICO PARA DETERMINAR EL
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GRADIENTE GEOTERMICO
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EJEMPLO DE CALCULO
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ESPESOR DEL RESERVORIO
La informacin bsica brindada por los perfiles son laprofundidad del pozo y la identificacin de la profundidadcorrespondiente al tope y base de las formaciones
Cuando los pozos estn desviados mas de 5
esnecesario corregir las profundidades
El perfilaje adems ofrece una fuente de informacingeolgica de todo el pozo y una de sus utilizaciones esla correlacin pozo a pozo de las formaciones quedichos pozos atraviesan
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S G US ge t a y & Opt ac de ecu [email protected]
CORRECCION POR DESVIACION
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GEOMETRA DEL RESERVORIO
Los ingenieros de reservorio deben conocer la forma y laextensin areal del reservorio adems de su espesor
Los perfiles y datos de coronas de un solo pozo nobrindan la informacin necesaria para conocer la
geometra del reservorio
Una combinacin de estos datos en varios pozos
permite inferir los lmites del reservorio
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REA DE DRENAJE Y PETRLEO IN SITU
Los datos de pozo pueden ser utilizados para calcular el petrleo insitu
En ese sentido el ingeniero de reservorios debe tener idea del reade drenaje que ese pozo puede aportar
Comnmente se utiliza la siguiente ecuacin para calcular losbarriles de petrleo in situ
BOIP = 7758 bbl/acre-ft x h (ft) x A (acres)
x Sh
h = espesor del reservorio (ft)A = rea de drenaje
= porosidad efectiva (%)Sh = Saturacin de hidrocarburo (%)
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REA DE DRENAJE Y PETRLEO IN SITU
Actualmente los ingenieros de reservorio requieren mas
informacin, tale como:
Permeabilidad, temperatura del reservorio, presiones, paradeterminar la productividad del pozo, volumtricos, procedimientos
para el mantenimiento de la presin
La gravedad API del petrleo, la presin de burbuja, tipo demecanismo de drenaje, son de suma importancia para conocer el
reservorio
Algunos de estos parmetros pueden obtenerse como veremos conherramientas especiales de perfilaje
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PERFILAJE EN POZO ABIERTO
DATOS DEL PERFIL ENCABEZAMIENTO-
Los perfiles son considerados documentos legales, por la mayorade los tribunales
El encabezamiento del perfil provee informacin til y en algunos
casos determina las razones de porque las mediciones soncuestionables
Algunos datos que figuran en el encabezamiento son adquiridos porlos operarios de la compaa de perfilaje, en superficie y revistensuma importancia en la evaluacin de formaciones
La habilidad para interpretar la relacin entre las propiedades de laroca, la de los fluidos y los datos emanados de los perfiles es tareadel petrofsico
Una de las mas importantes mediciones en el perfilaje es laprofundidad
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DATOS DEL PERFIL ENCABEZAMIENTO-
Figura en el encabezamiento las profundidades ytamao del pozo, medidas por el perforador, la
profundidad del casing y dimetro, la temperatura defondo
Otro dato importante es la elevacin del terreno paratener una referencia del cero de medicin
El responsable de llenar los datos del encabezamiento,como as
tambin de la exactitud de los mismos, es elingeniero de perfilaje, cuyo nombre debe aparecerimpreso en el encabezamiento
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DATOS DEL PERFIL ENCABEZAMIENTO-
Existe un lugar para las Observaciones, que debe sercompletada con las situaciones inusuales que aparecenen las operaciones de perfilaje
Se incluyen en esa seccin situaciones tales como:razones por las cuales no se corri
nuevamente un perfilde pobre calidad, porque no fue registrada la curva de
SP, etc.
Se debe registrar en el encabezamiento el nmero deserie de las herramientas, esto posibilita la deteccin dealgn problema de equipo
Las escalas correspondientes a cada perfil deben estar
perfectamente sealadas e identificada cada curva delregistro
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[email protected] NOMENCLATURA
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SYGNUS Argentina y F&N Optimizacin de Recursos@ i d d
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CALIPER
Diferentes tipos de caliper estn disponibles parautilizarlos con las distintas herramientas de perfilaje
La herramienta mide a travs de los puntos de contactoen funcin del nmero de brazos la geometra del pozo
Si se baja casing, el ingeniero de completacin puededeterminar a travs de esta herramienta, el espacio
anular disponible para ser ocupado por el cemento
El volumen integrado se presenta como marcadores en laparte izquierda del trak de profundidad
SYGNUS Argentina y F&N Optimizacin de Recursos@ i d d
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PERFILES EN POZO ABIERTO
RESISTIVIDAD
La resistencia elctrica, medida en ohm (), es lacaracterstica de un material o sustancia para obstruir el
flujo de la corriente elctrica
La corriente elctrica es generada por la fuerzaelectromagntica, llamada voltaje
La ley de Ohm viene expresada por:
V = I r
V = voltaje (volt)
I = corriente (Amper)
R = resistencia (ohm)
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RESISTIVIDAD
r = R (l/a) y K = (a/l)
R = r KR = resistividad (ohm m)
r = resistencia (ohm)
l = longitud (m)
a = rea (m2)
K = factor geomtrico
La resistividad vara con la temperatura, por lo tanto cuando secompara este parmetro es necesario tener en cuenta temperaturasiguales o convertirlas a una temperatura comn
SYGNUS Argentina y F&N Optimizacin de Recursossygnusarg@ciudad com arGRFICO RESISTIVIDAD SALINIDAD
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[email protected] RESISTIVIDAD - SALINIDAD
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EJEMPLO DE CALCULO
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EJEMPLO DE CALCULO
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HERRAMIENTAS MICRORESISTIVAS
Estas herramientas con distinta profundidad de medida y diferentesresolucin vertical, permiten calcular la resistividad de la zona lavada(Rxo
)
Minilog: Utilizada para determinar zonas permeables delgadas enbase a la separacin entre las lecturas de la micronormal y lamicroinversa
Microlaterolog: Posee una resolucin vertical mayor que el Minilog yse utiliza en pozos perforados con lodos salados y formaciones entremedia y alta resistividad
Proximity: Utilizado en pozos perforados con lodos a base de aguadulce. Su radio de investigacin permite obtener frecuentementevalores representativos de la resistividad correspondiente a la zonade invadida (Ri
)
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INDUCCION DOBLE INDUCCION
Las herramientas de conductividad (Induccin, y Doble Induccin) fueronconstruidas para utilizarlas en pozos con fluidos de perforacin a base depetrleo
Miden la reciproca de la resistividad
La herramienta de induccin utiliza varias bobinas para enfocar e inducircorrientes elctrica en la formacin y el perfil se corre en escala lineal
El perfil de Doble Induccin se presenta en escala logartmica, utilizando dossistemas de medicin la larga (deep) y medium (media)
Los dos sistemas pueden correrse en pozos perforados con lodos a
base depetrleo, y en lodos base agua
El SP y la medicin de electrodo corto son corridos con los dos sistemas demedicin de la Doble Induccin en pozos perforados con lodos base agua
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INDUCCIN
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ESCALN MODELO DE INVASIN-
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syg usa g@c udad co a
ANILLO BAJA RESISTIVIDAD
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yg g@
LATEROLOG
Las herramientas laterog estn compuestas por dispositivos deelectrodos focalizados para minimizar las influencias de los fluidosdel pozo y de las formaciones adyacentes
Proveen una mejor resolucin vertical en capas delgadas, que lasherramientas de Induccin
Adems minimizan la conductividad natural de la salinidad naturalde los fluidos de perforacin
Esta herramienta se recomienda correrla en lodos de perforacin
salados y en formaciones de baja porosidad as
como alta
resistividad
El perfil se presenta en escala logartmica
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DUAL LATEROLOG
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yg g@
DUAL LATEROLOG
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yg g@
CORRECCIONES
La mayora de las herramientas resistivas y microresistivas estninfluenciadas por los fluidos de perforacin
Por esa razn el tamao del pozo y la posicin de la herramientason importantes
El espesor de la capa juega un papel importante en este tipo de
mediciones
El dimetro de invasin puede afectar seriamente la respuesta deestas herramientas
Por lo tanto existen correcciones para disminuir los efectossealados y de este modo obtener mediciones aceptables deresistividad de la zona lavada (Rxo
) y de la zona no invadida (Rt
)
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GRFICO Rt (DIFL)
SYGNUS Argentina y F&N Optimizacin de [email protected] EJEMPLO DE CALCULO
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EJEMPLO DE CALCULO
SYGNUS Argentina y F&N Optimizacin de [email protected] GRFICO Rt (DLL)
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GRFICO Rt (DLL)
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EJEMPLO DE CALCULO
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EJEMPLO DE CALCULO
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POTENCIAL ESPONTNEO (SP)
Un potencial natural se produce espontneamente entela roca reservorio y los fluidos del pozo
La medicin de este potencial se denomina potencialespontneo (SP)
El SP se registra comnmente en combinacin con lasherramientas de resistividad o conductividad
Ayuda al analista a distinguir las capas permeables y suespesor
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ESQUEMA PERFIL SP
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CC S
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DEFLECCIN DEL SP
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POTENCIAL ESPONTNEO (SP)
El potencial electroqumico total puede ser calculadocomo sigue:
Ec
= K log (aw / amf
)donde:aw
= actividad qumica en el agua de formacin
amf = actividad qumica en el filtradoK = coeficiente o constante proporcional a la temperatura absoluta
Si la solucin contiene bsicamente NaCl, la ecuacinpuede ser expresada de la siguiente forma:
Ec
= -71 log (Rmf
/ Rw
)
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DEFLECIN DEL SP
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DEFLECIN DEL SP
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POTENCIAL ESPONTNEO (SP)
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POTENCIAL ESPONTNEO (SP)
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GRFICO SSP Rwe
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GRFICO SSP -
Rwe
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EJEMPLO DE CALCULO
SYGNUS Argentina y F&N Optimizacin de [email protected] GRFICO Rwe - Rw
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GRFICO Rwe -
Rw
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EJEMPLO DE CALCULO
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EJEMPLO PERFIL SP
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RAYOS GAMMA (GR)
Todas las rocas sedimentarias contienen radioactividad natural
La medida del GR es una combinacin de los elementos: potasio, thorio y/o
uranio presentes en la roca y fluidos
Lecturas altas de GR frecuentemente indican una capa arcillosa
Lecturas bajas de GR se dan frente a capas compuestas de otrossedimentos
La herramienta GR se corre casi siempre junto con las herramientasresistivas en pozos perforados con lodos a base agua y petrleo
Puede correrse con la mayora de las herramientas de perfilaje tanto enpozos abiertos como entubados
La medida total de Rayos Gamma puede separarse en sus respectivas
proporciones de potasio, uranio y thorio a travs de un anlisis del espectroSpectralog-
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DENSIDAD
El perfil de densidad permite conocer la densidadvolumtrica (b
) la cual es muy sensible a la porosidad
efectiva de la formacin
La herramienta de densidad mide la densidad electrnica,muy cercana a la densidad volumtrica
El conocimiento de la litologa y la densidad del fluido esfundamental para calcular la porosidad a travs del valorde la densidad volumtrica
El caliper es una parte integral de los registros dedensidad
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DENSIDAD
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DENSIDAD
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DENSIDAD CALCULO
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DENSIDAD-
CALCULO -
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EJEMPLO DE CALCULO
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NEUTRN
Este perfil es utilizado para identificar rocas porosas ydeterminar su porosidad aparente
Si la formacin esta libre de arcilla, los poros llenos deliquido y se conoce la litologa de la matrix, es posibledeterminar la porosidad
Cuando existe presencia de gas en la formacin y/oarcilla, o si la litologa no esta bien identificada, laherramienta no puede determinar un calculo certero dela porosidad
Comparando la respuesta del Neutron con otros perfiles,
pueden detectarse la presencia de gas, como as
tambin los volmenes de arcilla y el tipo de matrix
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ESQUEMA CNL
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ESQUEMA CNL
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CORRECCION NEUTRON MATRIX-
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CORRECCION NEUTRON MATRIX-
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EJEMPLO DE CALCULO
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EJEMPLO DE CALCULO
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ACSTICO
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ACSTICO
Existen varios tipos de herramientas acsticas condistintos arreglos de transmisores y receptores
La herramienta mide el tiempo de transito (t
)
Este perfil permite calcular la porosidad, conociendo eltiempo de viaje de la seal acstica en el fluido y lalitologa
La comparacin de los arribos de las ondascompresionales y las de corte permite determinar laspropiedades mecnicas de la roca o estimarpermeabilidades
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ESQUEMA DE MEDICIN ACSTICO-
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ESQUEMA DE MEDICIN ACSTICO
SYGNUS Argentina y F&N Optimizacin de [email protected] ACUSTICO ( vs. t)
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CUS CO (
s t
)
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EJEMPLO DE CALCULO
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EJEMPLO DE CALCULO
SYGNUS Argentina y F&N Optimizacin de [email protected] EN DISTINTAS LITOLOGAS
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DIELCTRICO
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DIELCTRICO
El perfil dielctrico resuelve el problema deformaciones que contienen agua dulce y crudos
pesados
La medicin de la propagacin y la atenuacin
dielctrica permite diferenciar agua dulce ypetrleo pesado
La herramienta puede utilizarse para identificarcapas delgadas en pozos perforados con lodosa base de petrleo
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ENSAYADOR DE FORMACIN (FMT)
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ENSAYADOR DE FORMACIN (FMT)
El ensayador de formacin puede ubicarsecontra la pared de la formacin a la profundidad
requerida
Puede registrarse a diferentes profundidades: la
presin hidrosttica y el draw down
y buildup
Permite obtener fluidos de formacin
Las presiones medidas y las muestras de fluidospueden utilizarse para estimar permeabilidades
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PERFIL DE BUZAMIENTO
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PERFIL DE BUZAMIENTO
El perfil de buzamiento es el registro de un conjunto de curvas delas cuales puede determinarse el ngulo y la direccin de
buzamiento de un plano de estratificacin
A travs de la correcta interpretacin del perfil puede determinarsela presencia o ausencia de cambios estructurales
Provee informacin que hace posible la identificacin de fallas,discordancias, deformacin alrededor de domos salinos, as
comode otras anomalas estructurales
La herramienta consta de brazos equipados con electrodos capaces
de detectar cambios elctricos en las formaciones atravesadas porel pozo
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TESTIGOS LATERALES
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TESTIGOS LATERALES
La roca puede ser obtenida durante el proceso deperforacin del pozo o por herramientas bajadas por
cable
Testigos convencionales: recuperados a travs de un
can por el mtodo de percusin, se utilizan solamentepara analizar porosidad y permeabilidad
Testigos rotados: se recuperan testigos de similarescaractersticas que los obtenidos en el laboratorio,proveyendo mediciones confiables
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RESONANCIA MAGNTICA NUCLEAR
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RESONANCIA MAGNTICA NUCLEAR
(RMN)
Existen dos mtodos para obtener lapermeabilidad:
1. Kenyon (1988)
K (md) = a 4
(T2
, log)2
= porosidad expresada en fraccinT2
, log es el promedio logartmico de T2
en msa es una constante que depende del tipo de roca
a = 4,6 para areniscas ; a = 0,4 para calizas
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RESONANCIA MAGNTICA NUCLEAR
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RESONANCIA MAGNTICA NUCLEAR(RMN)
2. Timur -
Coates
K (md) = a
4
(FFI/BVI)2
= porosidad expresada en fraccin
FFI es el volumen de fluido libre
BVI es el volumen de agua irreducible
(FFI + BVI) = porosidad efectiva NMR
a
es una constante que depende del tipo de roca, usualmente a
=
10.000 para areniscas
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CALCULO DE SATURACIN DE AGUA (SW)
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ECUACIONES DE ARCHIE
Factor de formacin
F = Ro / Rw
Ro es la resistividad de la roca saturada en un 100% con agua deresistividad igual a Rw
F = a / m
a: constante determinada empricamente y esta relacionada con:compactacion, estructura poral y distribucin del tamao de granos
m: exponente de cementacion, determinado por el tipo y grado de
cementacin entre los granos de la roca
F = 1/2
comunmente utilizado en calizasF = 0, 62/2,15 utilizado en areniscasF = 0,81/2 tambin usado en areniscas
SYGNUS Argentina y F&N Optimizacin de [email protected] FACTOR DE FORMACIN - POROSIDAD
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EJEMPLO DE CALCULO
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ECUACIONES DE ARCHIE
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ECUACIONES DE ARCHIE
La ecuacin de Archie correspondiente a la Saturacin de agua, en su forma generales la siguiente:
Swn = a Rw /m Rt
n: exponente de saturacin
Ejemplo 1
La porosidad por perfiles en el intervalo de interes indica 18%
La resitividad leda del perfil de Induccin Rt
= 22 m en el intervalo considerado
Rw
se conoce y es igual a 0,025 m a la temperatura de formacin
La experiencia en el rea indica que a = 0,81 y m = n = 2 para la arenisca evaluada
Entonces:
Sw
= (0,81 x 0,025/((0,18)2
x 22))0,5
=0,17
Sw = 17%
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ECUACIONES DE ARCHIE
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ECUACIONES DE ARCHIE
EJEMPLOS DE CALCULO
Ejemplo 2
La lectura de la herramienta en la capa considerada, aparentementeacufera, es igual 2 m
La resistividad del agua de formacin es igual a 0,05 m
El valor apropiado en la zona para a, es igual a 1 y m = 2
De acuerdo a la ecuacin para determinar la porosidad tenemos:
m
= a Rw / Ro
= 0,05 / 2
La porosidad resulta entonces:
= (0,025)0,5
= 0,16 equivalente a una porosidad
= 16%
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EJEMPLOS DE CALCULO
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EJEMPLOS DE CALCULO
Ejemplo 3
El perfil de Densidad indica una porosidad de 27%, en una arenalimpia y acufera
El perfil de Induccin lee en esa arena una resistividad de 0,35 m
Como el intervalo considerado es una areniscas, podemos utilizar
lasrelaciones entre el factor de formacin y resistividades
Rw = Ro
/ F = Ro
x 2
/0,81
Rw
= 0,35 x (0,27)2
/ 0,81
Rw
= 0,03 m
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EJEMPLOS DE CALCULO
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EJEMPLOS DE CALCULOEjemplo 4
Si la resistividad del agua es reemplazada en la ecuacin de saturacin por laresistividad del filtrado y la resistividad de la formacin por Rxo
, es decir por la
resistividad de la zona lavada, la saturacin de fluido calculada, correspondera a lasaturacin del filtrado en la zona lavada
Sw
n
= Ro
/ Rt
= F Rw
/ Rt
Sxo
n
= F Rmf
/ Rxo
Cuando a travs de las herramientas microresistivas o las focalizadas cortas,
podemos determinar Rxo
, el calculo de Sxo
nos permite conocer la saturacin residualde hidrocarburos ya que
Sxo
= 1-RHS
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ANLISIS DE PERFILES BSICO
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ANLISIS DE PERFILES BSICO
El inters que revisten las operaciones de perfilaje reside en el hecho, quequien contrata dichas operaciones necesita responder las siguientespreguntas:
El pozo ser
productivo?
En ese caso extraeremos petrleo, gas o ambos?
La produccin incluir
agua?
Podemos determinar el volumen de produccin?
Cual es la profundidad de las capas productivas?
Cual es el espesor de dichas capas?
Cual es la porosidad y saturacin de esas capas?
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PERMEABILIDAD DE LA CAPA
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PERMEABILIDAD DE LA CAPA
La permeabilidad aunque mnima debe encontrarse en la formacin oesta no ser
productiva
La permeabilidad puede ser aumentada por medio de fracturas oacidificacin, pero una mnima cantidad debe estar presenteinicialmente
Las capas permeables pueden ser identificadas rpidamente poralguno de estos indicadores:
Potencial Espontneo (SP)
Invasin, evidenciada mediante las distintas medidas de resistividadcon diferentes radio de investigacin
Existencia del revoque, indicado por el caliper o el Minilog
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RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACIN (Rw)
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( w)
La resistividad del agua de formacin es uno de los parmetros masimportantes en el anlisis de perfiles en pozo abierto, ya que necesitamosconocer el valor de Rw
para calcular la saturacin de petrleo y gas en elespacio poral de la roca reservorio
La Rw
puede obtenerse de distintas fuentes o mtodos de determinacin talescomo:
Listado de resistividad de aguas de distintas zonas
Midiendo la resistividad y temperatura de una muestra de agua producida
Calculo de Rw
del perfil SP
Calculo de Rw
conociendo los valores de Ro
y
correspondientes a unhorizonte acufero
Las presiones obtenidas del FMT pueden ser transformada en valores dedensidad y esta convertida en ppm equivalente de ClNa, y de esta
formaobtener el valor de Rw
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RESISTIVAD DE LA FORMACIN (R R )
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RESISTIVAD DE LA FORMACIN (Rt
Ro
)
Para determinar valores petrofsicos aceptables de la zona no invadida,se requiere conocer la resistividad de esa zona
Si se trata de una formacin limpia de arcilla y saturada 100% con aguade formacin la medida de resistividad profunda se define como Ro
Tratndose de capas cuyos poros estn parcialmente ocupados porpetrleo o gas, la resistividad se denomina Rt
Adems de los efectos producidos por el tamao del pozo, los fluidosde perforacin, el espesor de capas, etc., la resistividad de la zona noinvadida se encuentra siempre afectada fundamentalmente por:
La cantidad de agua en el espacio poral
El tipo de agua que ocupa dicho espacio
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PORCENTAJE DE ARCILLA
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UTILZANDO EL PERFIL DE RAYOS GAMMA
Esta evaluacin del contenido de arcilla a travs de la respuesta del GR,asume que estn ausentes otros minerales radiactivos
El ndice de arcilla dado por el GR se define de la siguiente forma:
IGR
= (GR GRcn
) / (GRsh
GRcn
)
GR: respuesta del perfil en la zona de inters (API)
GRcn
: respuesta del perfil en una zona considerada limpia de arcilla
(API)
GRsh
: respuesta del perfil en una zona arcillosa (API)
Con el IGR
mediante el baco correspondiente se obtiene el % de arcillacontenido en la zona de inters
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PORCENTAJE DE ARCILLA (GR)
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EJEMPLO DE CALCULO
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VOLUMEN DE ARCILLA
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UTILIZANDO EL SP
La relacin entre el valor de PSP y el esperado SSP se denominafactor alfa
= PSP / SSP = 1
Vsh
PSP: es el valor mximo registrado en la deflexin del SP en arenasarcillosas
SSP: se define como la mxima diferencia entre una capa arcillosay la capa permeable
El mtodo convencional para calcular el volumen de arcilla
utilizando el perfil SP es el siguiente:
Vsh(SP)
= 1-
(SP SPsh
) / (SPcn
SPsh
)
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EFECTO DE LAS ARCILLAS EN LAS LECTURAS DE
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POROSIDAD REGISTRADAS POR EL NEUTRN
La porosidad aparente leda por el perfil neutrnico es optimstica cuando laformacin contiene arcilla
Si se asume que las capas arcillosas adyacentes poseen similares
caractersticas a las arcillas que se encuentran en la roca reservorio, laecuacin para una formacin acufera es la siguiente:
N
=
+ Vsh
x NshVsh
: volumen de arcillaNsh
: respuesta del Neutrn en capas arcillosas adyacentes
La respuesta del Neutrn en formaciones arcillosas con hidrocarburos es
aproximadamente:
N
=
-
Nhi
-
Nex
+ Vsh
x Nsh
Nhi
: efecto debido al ndice de hidrgeno
Nex
: efecto excavacin
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POROSIDAD OBTENIDA DEL PERFIL ACSTICO
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01 01 Temario y Perfiles de PozoAbierto
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POROSIDAD OBTENIDA DEL PERFIL ACSTICO
La relacin entre la porosidad y las velocidad de la seal acstica en losdistintos medios viene dada por la formula de Wyllie
1 / v =
/ vf + (1
) /vma
: porosidad de la roca en fraccinv: velocidad en la formacin (ft / seg)vf: velocidad en el fluido (ft / seg)v
ma
: velocidad en el matrix de la roca (ft / seg)
La ecuacin puede ser expresada empleando los siguientes trminos
t =
tf
+ (1
) t ma de modo que:
=(t
t ma
) / (
tf
t ma
)
t: tiempo de transito medido por el perfil acstico (seg /ft)
tma
: tiempo de transito en la matrix de la roca (seg /ft)
tf
: tiempo de transito en los fluidos (seg /ft)
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CORRECCIN POR COMPACTACIN EN
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01 01 Temario y Perfiles de PozoAbierto
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ARENISCAS NO CONSOLIDADAS
La medida de t aumenta desproporcionadamente enformaciones no consolidadas. La siguiente ecuacin
emperica puede utilizarse para calcular porosidades enareniscas no consolidadas
=(t
tma
) / (tf
tma
) x (1 /Cp
)
Donde el factor de correccin Cp es igual a:
Cp
= t sh
(C) / 100
tsh
:
tiempo de transito en las arcillas adyacentes (seg /ft)100: tiempo de trnsito en arcillas compactadas (seg /ft)
El coeficiente (C) de compctacin en arcillas vara entre 0,8 y 1,3 y se aplica cuando t sh
es mayor quela unidad
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CORRECCION EN EL ACSTICO
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01 01 Temario y Perfiles de PozoAbierto
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POR EFECTO DE ARCILLAS
El perfil acstico esta afectado por la cantidad y distribucin de lasarcillas
Arcillas laminar presente en formaciones de areniscas compactadas
=(t
t ma
) / (tf
t ma
)
Vsh
(t sh
t ma
) / (
tf
t ma
)
En forma simplificada:
= ac
Vsh
ac (sh)ac (sh)
: porosidad calculada en la arcilla
En formaciones con arcilla dispersa
=(t
t ma
) / (tf
t ma
)
Vsh
En forma simplificada:
= ac
Vsh
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POROSIDAD OBTENIDA DEL PERFIL DENSIDAD
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01 01 Temario y Perfiles de PozoAbierto
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POROSIDAD OBTENIDA DEL PERFIL DENSIDAD
La densidad total medida por el perfil Densidad resulta de lacontribucin de la matrix y los fluidos que llenan los poros de la roca
b
=
f
+ (1
)
ma
b
: densidad de la formacin
f
: densidad promedio de los fluidos
ma
: densidad del matrix
De esta forma:
= (
ma
b
) / (
ma
f
)
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METODOS PARA DETERMINAR
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01 01 Temario y Perfiles de PozoAbierto
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POROSIDAD, LITOLOGA Y GAS
Los perfiles Acstico, Neutrn y Densidad son indicadores de porosidad
No obstante es necesario conocer los valores de fluidos y de matrix para
resolver las respectivas ecuaciones
Cada uno de los tres perfiles responden a las arenas y arcillas encontradasen los clastos, en la siguiente forma
b
= porosidad efectiva
efecto de arcillas + hidrocaburo liviano (efecto gas)
N
= porosidad efectiva
efecto de arcillas -
hidrocaburo liviano (efecto gas)+ efecto debido al petrleo pesado
t = porosidad efectiva
efecto de arcillas + compactacion + hidrocaburoliviano (efecto gas)
Los grficos (dual-mineral crossplot) asumen que solamente dos
minerales/rocas estan presentes en la formacin o que estas dos rocasvirtualmente son las predominantes
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METODOS PARA DETERMINAR
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01 01 Temario y Perfiles de PozoAbierto
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POROSIDAD, LITOLOGA Y GAS
El gas afecta las lecturas de los perfiles Acstico, Neutrn yDensidad en magnitudes diferentes y esa diferencia depende de la
invasin
El Acstico se ve raras veces afectado por la presencia de gas,cuando esto ocurre se producen saltos de ciclos
El Neutrn en general se ve muy afectado por la presencia de gas
La lectura del perfil de Densidad se encuentra afectada por lapresencia de gas si la invasin es poco profunda, como la queocurren en areniscas de alta porosidad y permeabilidad
Los grficos Densidad-Neutrn es un buen mtodo para indicarpresencia de gas en el reservorio
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LITOLOGIA (DENSIDAD vs. NEUTRN
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EJEMPLO DE CALCULO
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SYGNUS Argentina y F&N Optimizacin de [email protected] DEL TIPO DE MATRIX
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EJEMPLO DE CALCULO
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EJEMPLO DE CALCULO
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SATURACIN DE FLUIDOS
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01 01 Temario y Perfiles de PozoAbierto
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SATURACIN DE FLUIDOS
Uno de los objetivos principales del anlisis de perfiles es determinar elporcentaje de saturacin de petrleo , gas y/o agua que ocupan losespacios porales de las rocas reservorios
La saturacin de fluidos depende de: Poros conectados, Cantidad deespacio poral, Tamao y constitucin de los granos, Heterogeneidad uhomogeneidad de la matrix, Relacin entre la permeabilidad vertical y
horizontal, Presiones y temperaturas, Capilaridad, Mojabilidad
de la matrix,Tipo del mecanismo de drenaje del reservorio, Trampas estratigrficas yestructurales presentes
Existen distintos mtodos para determinar la saturacin de fluidos, que atravs de ecuaciones, grficos, resuelven para las distintas zonas elproblema de encontrar valores de saturaciones de fluidos confiables
SYGNUS Argentina y F&N Optimizacin de [email protected] GRFICO HINGLE-
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CONSTRUCCIN DEL GRFICO HINGLE
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01 01 Temario y Perfiles de PozoAbierto
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La lnea de valores constantes de Sw
se origina en elpunto de matrix donde
= 0 y Rt
=
La lnea de Sw
= 1 se grafica desde el punto de matrixhacia los valores que se encuentran ubicados ms
alnor-
oeste del grfico
La pendiente de esa recta define Rw
, la cual puede sercalculada: Rw
= R0
/ F
Distintos valores de Sw
se determinan mediante:
Rt
= R0 / Sw2
Por ejemplo 4 x R0 corresponde a Sw
= 0,5, 25 x R0
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01 02 Herramientas de Medicin y
Toma de Muestras
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HERRAMIENTAS
DEMEDICIN DE PRESIN
Y
DETOMA DE MUESTRAS
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INTRODUCCIN AL ENSAYO DE POZOS
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01 02 Herramientas de Medicin y
Toma de Muestras
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INTRODUCCIN AL ENSAYO DE POZOS
El ensayo de un pozo es un perodo de tiempo en el cual seregistra el caudal y/o la presin del pozo
Los objetivos del ensayo son:
Determinar las propiedades del reservorio
La productividad del reservorio
El control del reservorio
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INTRODUCCIN AL ENSAYO DE POZOS
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01 02 Herramientas de Medicin y
Toma de Muestras
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INTRODUCCIN AL ENSAYO DE POZOS
Mediante el perfilaje de pozos y la obtencin de testigos
(coronas, laterales, etc.) se tiene datos de la saturacin defluidos, porosidad y permeabil idad de un reservorio
Las fallas pueden detectarse por ssmica o por correlacin deperfiles, pero es imposible discernir si las mismas son o nosellantes
Estos datos son insuficientes para caracterizar completamenteal reservorio
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INTRODUCCIN AL ENSAYO DE POZOS
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01 02 Herramientas de Medicin y
Toma de Muestras
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INTRODUCCIN AL ENSAYO DE POZOS
Es necesario conocer la variacin de la presin con el tiempopara complementar el conocimiento del reservorio
Por ltimo, la toma de muestras de fluidos del reservorio
complementa el entendimiento de ste
Las herramientas utilizadas en la industria para toma de
muestras de fluidos y registrar presiones de formacin son elDST y el MDT (nombres comerciales)
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Toma de Muestras
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01 02 Herramientas de Medicin y
Toma de Muestras
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DRILL STEM TESTER
(DST)
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INTRODUCCIN
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01 02 Herramientas de Medicin y
Toma de Muestras
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INTRODUCCIN
Inicialmente el DST era slo un indicador del t ipo de produccin defluido del reservorio cuando apareci en la industria en 1926
El inters de esta herramienta se acento al proporcionarse las
ecuaciones tericas para los clculos que permitieron determinardistintos parmetros del reservorio (permeabil idad, presin, dao deformacin, lmites del reservorio, etc.)
El ensayo de capas por medio de barras de sondeo ha sidoaceptado como el mejor y ms econmico medio de completacin temporaria de un pozo
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INTRODUCCIN
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01 02 Herramientas de Medicin y
Toma de Muestras
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INTRODUCCIN
Al evaluar el potencial del reservorio sin necesidad de laterminacin del pozo (a veces sin entubar el casing) reduce loscostos finales del mismo
Proporciona informacin facilitando la forma adecuada en laterminacin de un pozo
La herramienta puede operar en pozos abiertos y entubados,
on shore y off shore
Se utiliza principalmente en pozos de exploracin y/o de
avanzada
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DEFINICIN
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01 02 Herramientas de Medicin y
Toma de Muestras
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DEFINICIN
Es un mtodo que determina el potencial productivo de unaformacin, el cual se realiza removiendo la presin hidrosttica
de la columna de perforacin, para permitir que los fluidos de laformacin fluyan en la columna vaca
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OBJETIVOS
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Toma de Muestras
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OBJETIVOS
Determinar el potencial productivo de un reservorio, a pozoabierto o entubado, mediante:
Registro de la presin esttica estabilizada
Medicin del caudal estabil izado del fluido producido
Recoleccin de muestras de fluidos
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HERRAMIENTA BSICA
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Toma de Muestras
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ZONA AENSAYAR
FILTROS
REGISTRO INFERIOR
PACKER
REGISTRO SUPERIOR
CUPLA
BARRAS DE SONDEO
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METODOLOGA
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Toma de Muestras
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METODOLOGA
La herramienta se baja con packers para aislar la formacin aensayar
Durante el descenso se registra la presin hidrosttica hastallegar a la profundidad deseada
El tubing puede bajar vaco o lleno con agua (colchn)
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METODOLOGA
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Toma de Muestras
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METODOLOGA
Al llegar a la profundidad determinada se asientan los packersaislando la formacin a ensayar del resto del pozo
Una vlvula es abierta y permite el ingreso de fluido a presinatmosfrica (si no existe colchn de agua) a la herramienta. En estaetapa se consigue un caudal estabil izado y una muestra del f luido
Se cierra la vlvula y comienza la recuperacin de presin
Se repiten los 2 puntos anteriores (2 flujo y 2 recuperacin depresin)
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METODOLOGA
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Toma de Muestras
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METODOLOGA
Se registra la presin en funcin del tiempo, lo que permite
obtener:
Permeabilidad efectiva, k fl
Dao de la formacin, S
ndice de productividad, IP
Transmisibil idad, k fl h / fl
Radio de investigacin, ri
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Toma de Muestras
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OPE
RA
CI
N
DE
L
DS
T
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DRILL STEM TESTER (DST)
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PERMEABILIDAD EFECTIVA
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La permeabilidad calculada por un ensayo de formacin es lapermeabil idad efectiva promedio de la formacin al f luido actualproducido
El ensayo de formacin es la nica herramienta de evaluacinque da un medio directo de clculo de la permeabil idad efectiva
Los anlisis completos de testigos dan la permeabilidadabsoluta, mediciones costosas y no siempre obtenibles
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DAO DE FORMACIN
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Toma de Muestras
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Mediante anlisis del registro de presin se determina si ha
existido dao en el pozo por los fluidos de la perforacin
El dao del pozo impide total o parcialmente el flujo de fluidosde la formacin hacia el pozo
La baja produccin de un pozo puede deberse a un dao antesque a caractersticas pobres de produccin
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AGOTAMIENTO
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Toma de Muestras
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AGOTAMIENTO
Si un reservorio es lo suficientemente pequeo que su rea deextensin total es afectada por la accin del DST, ocurrir unagotamiento de presin que ser detectada por la herramienta
Esto ocurre porque el volumen de fluido removido causa unadepletacin muy grande de la presin
Un reservorio de estas caractersticas no ser comercial
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RADIO DE INVESTIGACIN
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Toma de Muestras
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RADIO DE INVESTIGACIN
La remocin fsica de un volumen de fluido provoca unaperturbacin en la presin de la formacin
Esta perturbacin se propaga hasta una distancia determinadadonde es imperceptible
Esa distancia est definida como radio de investigacin
Este radio permite realizar clculos volumtricos y de
espaciamiento de pozos
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LMITES DEL RESERVORIO
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Toma de Muestras
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LMITES DEL RESERVORIO
Si existe dentro del radio de investigacin del ensayo algntipo de obstculo (contacto de fluidos, fallas, cambio depermeabilidades, etc.) el mismo ser detectado durante elregistro de la presin
Por medio de datos de otras evaluaciones y experiencia en lainterpretacin de ensayos es posible determinar que tipo deanomala est presente
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OBSERVACIONES
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OBSERVACIONES
A pozo abierto el DST debe usarse en formaciones consolidadas
Debe realizarse una serie de comprobaciones para comparar laspresiones registradas con una informacin conocida:
Se registra, a la profundidad de ensayo, la presin hidrostticapara determinar si coincide con el peso de la inyeccin
La presin de fluencia indica el llenado del sondeo y, por lotanto, la presin final ser igual a la columna hidrosttica de lorecuperado en el sondeo
La presin de fluencia inicial indicar si hubo colchn de agua
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OBSERVACIONES
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OBSERVACIONES
Las lneas horizontales, al bajar el sondeo, significan una
demora y pueden indicar que se estuvo introduciendo elcolchn de agua en ese momento
La lnea base es el origen de todas las mediciones de presin
en la carta de la prueba de formacin
La lnea de presin en la carta deber ser cero antes ydespus de bajar la herramienta
La lnea base y las ceros debern coincidir, cualquierdiferencia entre estas lneas ser el error que se incurri en la
lectura de la lnea base
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OBSERVACIONES
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OBSERVACIONES
PR. 1 FLUJO
TIEMPO
PRESIN PR. HIDROSTTICA
LNEA BASE = LNEA CERO
PR. 2 FLUJO
1 REC. de PR. 2 REC. de PR.
SACA HTA.BAJA HTA.
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OBSERVACIONES
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OBSERVACIONES
La sobrecarga de presin consiste en una invasin de fluido a
la formacin durante la perforacin o la completacin. Estapresin anormal es aliviada sbitamente durante el primerperodo de fluencia
Si la presin a pozo cerrado se toma antes de disipar esasobrepresin, la curva de recuperacin no ser de inters
A veces es difcil distinguir una curva de recuperacin depresin falsa de una real, por eso es que se registran 2 pruebasde presin a pozo cerrado
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OBSERVACIONES
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Toma de Muestras
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OBSERVACIONES
Una carta de presin debe ser evaluada por comparacin en elanlisis final
Por eso se bajan 2 medidores, una en la corriente de flujo y otroapartado de la misma
Por comparacin de ambas cartas se puede asumir una razonablevalidez de las mismas
Un problema comn es valorar ensayos como secos
Comparando ambas cartas se puede evidenciar taponamientos
de los fi ltros o cualquier otro inconveniente (ver 2 lt imas cartas)
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CARTAS
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Toma de Muestras
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Lnea Base (No Coincide con Presin Cero)
Presin Hidrosttica
1 Fluencia
2 Fluencia
1 R. de Presin
2 R. de Presin
Baja Hta.Saca Hta.
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28Prdida en una Barra de Sondeo
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CARTAS
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29
Formacin de Baja Permeabilidad y Baja Presin
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CARTAS
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Toma de Muestras
30Formacin de Baja Permeabilidad y Alta Presin
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31Taponamiento en el Perodo de Flujo
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CARTAS
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Toma de Muestras
32
Reservorio Agotado (Petrolfero)
La Curva de la 2 R.de Presin es Menor que la 1
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CARTAS
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Toma de Muestras
33
Reservorio Agotado (Gasfero)
La Curva de la 2 R.de Presin es Menor que la 1
Colchn de Agua
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CARTAS
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34
Taponamiento de los Punzados (Ver Carta Siguiente)
Hay Presin en los Perodos de Fluencia
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CARTAS
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Toma de Muestras
35
Taponamiento de los Punzados (Ver Carta Anterior)
No Hay Presin en los Perodos de Fluencia
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MEDIDAS DE SEGURIDAD
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Toma de Muestras
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El supervisor de la compaa de servicio debe dar a conocer a susoperarios y dems personal presentes (perforadores, supervisor dela compaa operadora del yacimiento, etc.) antes del inicio de la
operacin los riesgos de la misma, la adopcin de las medidas deseguridad y el plan de emergencia (lugar de reunin ante lapresencia de peligros, evacuacin, etc.)
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MEDIDAS DE SEGURIDAD
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Toma de Muestras
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Algunos posibles riesgos son:
Surgencia a altas presiones (descontrol del pozo)
Emanacin de gases con contenido de SH2 que excedan losniveles estndar de salud
Propagacin de fuego por quema de gases
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Toma de Muestras
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39
MODULAR FORMATION DYNAMIC
TESTER(MDT)
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INTRODUCCIN
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Toma de Muestras
40
Es una herramienta a cable desarrollada por Schlumberger en ladcada del 90, que reemplaz al RFT (Repeat Formation Tester)
El ingeniero puede seleccionar los intervalos productivos (conperfiles a pozo abierto) y determinar en ellos la presin y lamovil idad de fluidos
Adems puede realizar tomas de muestras de fluido delreservorio
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INTRODUCCIN
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Toma de Muestras
41
La herramienta consiste en mdulos individualesintercambiables que pueden ser configurados para casi todas las
necesidades de registro de presin y toma de muestras de fluidos
Un medidor de cuarzo de alta resolucin permite determinar conalta precisin la presin hidrosttica y de la formacin enmltiples puntos (gradientes estticos)
Tiene 1 mdulo de prueba y 3 cmaras de distintos volmenes
(1, 2 y 6 galones) para alojar las muestras, lo que permiterealizar numerosas recuperaciones de muestras de fluidos
Adems, el mdulo mltiple de muestras permite retirar 6muestras de 450 cm3 cada una para anlisis PVT
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INTRODUCCIN
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Los sensores montados en la lnea de flujo realizanmediciones de la resistividad del fluido ingresante al mdulo deprueba y de la temperatura, para diferenciar el fluido de
inyeccin del de formacin, mientras el caudal es controladodesde superficie
Hay un sensor ptico como ltima verificacin de que el f luido
a entrampar es el de formacin (deteccin de metano)
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INTRODUCCIN
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En base a la toma de registros de presin y el control delcaudal que ingresa a las cmaras se puede evaluar laspermeabil idades efectivas del fluido
Mediante distintas configuraciones de los mdulos es posibledeterminar las permeabilidades vertical y horizontal de laformacin y sus heterogeneidades
Pueden realizarse pruebas de interferencia bajando MDT en 2 oms pozos
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DEFINICIN
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Es una herramienta de ensayo de formacin a cable
conformada por diferentes mdulos cuyas funciones son:
Mediciones precisas de presin
Anlisis de resistividad y ptico del fluido de formacin
Obtencin de mltiples muestras de fluidos de
formacin en una sola carrera para sus anlisis PVT
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OBJETIVO
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Programar una ptima terminacin con una cantidadreducida de operaciones en el pozo
Minimizar, por lo tanto, tiempo y costos en la completacin
del pozo (al determinar el mejor intervalo a disparar)
Caracterizar con mayor precisin al reservorio para una
eventual simulacin y/o clculo de reservas
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METODOLOGA
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Conocer el dimetro del pozo mediante un perfil de calibracin
La herramienta se pone en profundidad, uti lizando un perfi l SP oGR para correlacionar
Se expanden los packers para fi jar la herramienta a la formacin
Se expande la punta de prueba y se abre la vlvula de filtro
Se inician las operaciones de toma de muestras y de presin
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PRESIN
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En pozos exploratorios la presin registrada ser la inicial delreservorio
En pozos en explotacin se determinar la depletacin de losdistintos niveles ensayados
En estos lt imos pozos se decidir la conveniencia de explotar enconjunto los distintos niveles productivos o si se justificaeconmicamente su explotacin
Presin hidrosttica: corresponde a la columna de inyeccin hastaesa profundidad. A veces un gradiente de presin mayor cerca delfondo puede ocurrir por decantacin del lodo o al tapn desplazado
al sacar el sondeo
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Presin de cierre: la curva de presin al finalizar el ciclo de pre
ensayo tiende hacia la presin esttica real de la formacin. Sino l leg al valor final puede obtenerse por extrapolacin
Presin durante el pre ensayo: las disminuciones de presinrespecto a la esttica son proporcionales a la viscosidad delfluido e inversamente proporcionales a la permeabil idad
Incremento de la presin durante el build up: la curva depresin es funcin de la viscosidad y compresibilidad del fluido,de la permeabilidad y porosidad de la formacin y de lasdistancias a las barreras de permeabilidad
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