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7/25/2019 Curso Term de Poz (DST).pdf

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01 01 Temario y Perfiles de PozoAbierto

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SYGNUS Argentina y F&N Optimizacin de [email protected]

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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SYGNUS Argentina y F&N Optimizacin de [email protected] DE PERFORACIN

SISTEMA DE INYECCION


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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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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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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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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

SYGNUS A ti F&N O ti i i d R


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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

SYGNUS Argentina y F&N Optimizacin de Recursos


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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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SYGNUS Argentina y F&N Optimizacin de [email protected] GRADIENTE DE PRESIONES



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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)


GRFICO PARA DETERMINAR EL


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SYGNUS Argentina y F&N Optimizacin de [email protected] PARA DETERMINAR EL

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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g y [email protected]

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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[email protected]

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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[email protected]


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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[email protected]


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

SYGNUS Argentina y F&N Optimizacin de RecursosNOMENCLATURA


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[email protected] NOMENCLATURA

SYGNUS Argentina y F&N Optimizacin de Recursos@ i d d


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[email protected]

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



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[email protected]

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)

SYGNUS Argentina y F&N Optimizacin de Recursossygnusarg@ciudad com ar


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[email protected]

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


EJEMPLO DE CALCULO


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[email protected]

EJEMPLO DE CALCULO



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[email protected]

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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[email protected]

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


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

)

SYGNUS Argentina y F&N Optimizacin de [email protected] GRFICO R (DIFL)


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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)


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


CC S


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DEFLECCIN DEL SP



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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

)


DEFLECIN DEL SP


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DEFLECIN DEL 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


DENSIDAD


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DENSIDAD


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


ESQUEMA CNL


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ESQUEMA CNL


CORRECCION NEUTRON MATRIX-


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CORRECCION NEUTRON MATRIX-


EJEMPLO DE CALCULO


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EJEMPLO DE CALCULO


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


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

)


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


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


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


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


RESONANCIA MAGNTICA NUCLEAR


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(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(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


CALCULO DE SATURACIN DE AGUA (SW)


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90

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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91


EJEMPLO DE CALCULO


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92




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93


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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94


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%


EJEMPLOS DE CALCULO


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95

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


EJEMPLOS DE CALCULO


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96

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


ANLISIS DE PERFILES BSICO


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97

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?


PERMEABILIDAD DE LA CAPA


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98

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


RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACIN (Rw)


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99

( 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


RESISTIVAD DE LA FORMACIN (R R )


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100

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


PORCENTAJE DE ARCILLA


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101

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


PORCENTAJE DE ARCILLA (GR)


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102


EJEMPLO DE CALCULO


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103


VOLUMEN DE ARCILLA


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104

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

)


EFECTO DE LAS ARCILLAS EN LAS LECTURAS DE


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105

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


POROSIDAD OBTENIDA DEL PERFIL ACSTICO


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106

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)


CORRECCIN POR COMPACTACIN EN


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107

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


CORRECCION EN EL ACSTICO


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108

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


POROSIDAD OBTENIDA DEL PERFIL DENSIDAD


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109

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

)


METODOS PARA DETERMINAR


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110

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


METODOS PARA DETERMINAR


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111

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


LITOLOGIA (DENSIDAD vs. NEUTRN


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112


EJEMPLO DE CALCULO


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113

SYGNUS Argentina y F&N Optimizacin de [email protected] DEL TIPO DE MATRIX


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114


EJEMPLO DE CALCULO


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115

EJEMPLO DE CALCULO




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116


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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117


CONSTRUCCIN DEL GRFICO HINGLE


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118

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

1

HERRAMIENTAS

DEMEDICIN DE PRESIN

Y

DETOMA DE MUESTRAS


INTRODUCCIN AL ENSAYO DE POZOS


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Toma de Muestras

2


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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Toma de Muestras

3


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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Toma de Muestras

4


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

5



124/342


Toma de Muestras

6

DRILL STEM TESTER

(DST)


INTRODUCCIN


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Toma de Muestras

7

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


INTRODUCCIN


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Toma de Muestras

8

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


DEFINICIN


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Toma de Muestras

9

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


OBJETIVOS


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Toma de Muestras

10

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


HERRAMIENTA BSICA


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Toma de Muestras

11

ZONA AENSAYAR

FILTROS

REGISTRO INFERIOR

PACKER

REGISTRO SUPERIOR

CUPLA

BARRAS DE SONDEO


METODOLOGA


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Toma de Muestras

12

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)


METODOLOGA


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Toma de Muestras

13

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)


METODOLOGA


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Toma de Muestras

14

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

15

OPE

RA

CI

N

DE

L

DS

T


DRILL STEM TESTER (DST)


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Toma de Muestras

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PERMEABILIDAD EFECTIVA


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Toma de Muestras

17

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


DAO DE FORMACIN


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Toma de Muestras

18

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


AGOTAMIENTO


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Toma de Muestras

19

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


RADIO DE INVESTIGACIN


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Toma de Muestras

20

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


LMITES DEL RESERVORIO


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Toma de Muestras

21

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


OBSERVACIONES


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Toma de Muestras

22

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


OBSERVACIONES


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Toma de Muestras

23

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


OBSERVACIONES


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Toma de Muestras

24

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.


OBSERVACIONES


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Toma de Muestras

25

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


OBSERVACIONES


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Toma de Muestras

26

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)


CARTAS


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Toma de Muestras

27

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.


CARTAS


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Toma de Muestras

28Prdida en una Barra de Sondeo


CARTAS


147/342


Toma de Muestras

29

Formacin de Baja Permeabilidad y Baja Presin


CARTAS


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Toma de Muestras

30Formacin de Baja Permeabilidad y Alta Presin


CARTAS


149/342


Toma de Muestras

31Taponamiento en el Perodo de Flujo


CARTAS


150/342


Toma de Muestras

32

Reservorio Agotado (Petrolfero)

La Curva de la 2 R.de Presin es Menor que la 1


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


CARTAS


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Toma de Muestras

34

Taponamiento de los Punzados (Ver Carta Siguiente)

Hay Presin en los Perodos de Fluencia


CARTAS


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Toma de Muestras

35

Taponamiento de los Punzados (Ver Carta Anterior)

No Hay Presin en los Perodos de Fluencia


MEDIDAS DE SEGURIDAD


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Toma de Muestras

36

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.)


MEDIDAS DE SEGURIDAD


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Toma de Muestras

37

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



156/342


Toma de Muestras

38



157/342


Toma de Muestras

39

MODULAR FORMATION DYNAMIC

TESTER(MDT)


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


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


INTRODUCCIN


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Toma de Muestras

42

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)


INTRODUCCIN


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Toma de Muestras

43

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



162/342


Toma de Muestras

44


DEFINICIN


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Toma de Muestras

45

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


OBJETIVO


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Toma de Muestras

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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


METODOLOGA


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Toma de Muestras

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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


PRESIN


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Toma de Muestras

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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


PRESIN


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Toma de Muestras

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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


PRESIN

7/25/2019 Curso Term de

curso term de poz (dst).pdf

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