porosidad
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6. PETROFÍSICA Y SUS PROPIEDADES
Estudio de las propiedades de las rocas y su relación
con los fluidos que contienen en estado estable o de flujo.
Entre sus propiedades básicas se encuentran:
6.1 PERMEABILIDAD (K)
Facultad de una roca para permitir que los fluidos se
muevan a través de la red de los poros interconectados.
6.2 SATURACIÓN (S)
Propiedad de la roca de estar impregnada de algún tipo
de fluido, con los espacios porosos llenos hasta la
capacidad.
Es así como:
SF (Saturación de fluido)
VF (Volumen de fluido)
VP (Volumen poroso)
So (Saturación del petróleo)
Vo (Volumen del petróleo)
Sg (Saturación del gas)
SF=V FV Px 100
So=V oV Px 100
Sg=V gV p
x 100
Vg (Volumen del gas)
Sw (Saturación del agua)
Vw (volumen del agua)
Si tenemos presentes los tres fluidos:
6.3 POROSIDAD ()
La porosidad es la característica física mas conocida de
un yacimiento de petróleo. Se define como la capacidad que
tiene la roca para almacenar fluido, o bien es la medida de
almacenamiento de una roca en el espacio intersticial
(espacio sin material entre grano y grano)
Figura Nº 13
La recuperación total de petróleo de un yacimiento es
una función directa de la porosidad, ya que ella determina
Sw=VwV Px 100
So+Sg+Sw =
la cantidad de petróleo presente para cualquier porcentaje
de saturación de petróleo dado.
Su formula matemática es la siguiente:
Donde:
VP = Volumen Poroso Entre los Granos
VT = Volumen Total
VS = Volumen Real de los Granos
La porosidad es expresada en porcentaje en vez de
fracción convencional, por esto se procede a multiplicar la
ecuación anterior por cien, obteniéndose las siguientes
ecuaciones:
6.3.1 TIPOS DE POROSIDAD
La porosidad se puede clasificar de dos formas:
6.3.1.1 De acuerdo a la comunicación de los poros:
Porosidad absoluta o total (T): se considera como
el porcentaje del espacio total con respecto al volumen
total de la roca sin tener en cuenta si los poros están
interconectados entre si o no, existen casos en los que
una roca de porosidad absoluta alta no presente una
conductividad o fluidos debido a la falta de
intercomunicación de los poros. Como ejemplo: la lava,
y otras rocas ígneas con porosidad vesicular.
Porosidad efectiva (E): es el porcentaje del espacio
poroso interconectados entre si con respecto al
volumen total de la roca, es decir, solo se considera los
poros intercomunicados para el calculo del volumen
poroso. Por consiguiente es una indicación de la
conductividad a fluidos aunque no una medida de ellos
necesariamente.
Realmente la porosidad que nos interesa es la
porosidad efectiva, ya que a partir de ella se podría estimar
la cantidad de gas y petróleo en sitio (GOES y POES). En
este caso la porosidad efectiva depende de muchos
factores, uno de los más importante son: empaque de los
granos, tamaño de los granos, cementación, meteorización,
lixiviación, cantidad y clases de arcillas y el estado de
hidratación de las mismas.
Solo los volúmenes de hidrocarburos almacenados en
los poros interconectados pueden ser extraídos
parcialmente del yacimiento, la diferencia entre la
porosidad efectiva y la porosidad absoluta se denomina
Porosidad residual o no efectiva.
6.3.1.2 De acuerdo al origen y el tiempo de
deposición de los estratos (geológicamente):
Porosidad Primaria (1): también llamada porosidad
intergranular es aquella que se desarrolla u origina en
el momento de la formación o deposición de los
estratos. Los poros formados de esta forma
constituyen simplemente espacios vacíos entre granos
individuales de sedimentos. Los granos de este tipo de
roca forman empaques de tipo cúbico u ortorrómbico,
ejemplo propio de ello son las rocas sedimentarias
como las areniscas (detríticas o clásticas) y calizas (no
detríticas).
Porosidad Secundaria (2): es aquella que se forma
posteriormente, debido a un proceso geológico
subsecuente a la deposición del material del estrato o
capa. Los empaques de grano que presentan las rocas
con porosidad secundaria, son generalmente de tipo
rombohedral, sin embargo en rocas calcáreas es
frecuente encontrar sistema poroso de configuración
compleja. Se le conoce también como porosidad
inducida.
Este tipo de porosidad a su vez puede clasificarse
en:
Porosidad en solución: se forma por
disolución del material sólido soluble que
esta presente en algunas rocas.
Porosidad por fractura: es la que se
origina en rocas sometidas a varias acciones
de diastrofismo.
Porosidad por dolomitización: proceso
mediante el cual las calizas se forman en
dolomitas, que son más porosas.
Se puede presentar el caso que un solo yacimiento
presente los dos tipo de porosidad, estos son llamados
“Yacimientos de Doble Porosidad”
6.3.1.2.1 Diferencias entre porosidad primaria y
secundaria
Al cotejar ciertas características genéticas se
observaron algunas de gran relevancia. En primer lugar se
dice que la porosidad de origen primaria, intergranular, es
posible observarlas en muestras de pequeños tamaños, esto
se debe a que este tipo de roca posee una distribución mas
o menos homogénea y un comportamiento isótropos, es
decir, que cualquier porción que se tome de la roca arroja la
misma tendencia en cuanto a volumen poroso se refiere.
Por su parte las rocas que presentan porosidad secundaria
suelen tener una distribución muy irregular que va a ser
determinada por el proceso que genero dicha porosidad, por
lo que puede existir bloques de gran tamaño absolutamente
carentes de poros separados entre sí por conductos de
mayor o menor envergadura, por lo tanto se infiere que
para el estudio de estas muestras es posible si se
consideran volúmenes grandes de roas, es decir, el
comportamiento genético de las rocas con este tipo de
porosidad es heterogéneo y anisótropos distintos en
diferentes direcciones.
6.3.2 Factores Que Afectan La Porosidad
6.3.2.1 Empaque de los granos
Dependiendo de la forma en que se agrupen los granos
en las arenas, dependerá el espacio poroso que hay en ellas
y para determinar los máximos valores de la porosidad en
arenas no consolidadas, se ha llegado a la convención de
usar sistemas ideales como granos perfectamente esféricos
y de igual diámetro en los que se puede señalar los
siguientes:
Empaque Cúbico: este tipo de empaque presenta un
arreglo de mínima compactación y por lo tanto máxima
porosidad. Los ejes de las esferas forman entre si
ángulos de 90º
El volumen del sólido (VS) lo representa las esferas y el
volumen total (VT) es representado por el volumen del cubo,
se tiene:
Sustituyendo en la ecuación de porosidad:
Empaque Rombico u Ortogonal: las esferas en este
tipo de empaque se distribuyen formando sus ejes
ángulos de 60º en un plano y de 90º en otro plano.
De la misma manera que en el empaque cúbico
recurrimos a la formula de porosidad, en este caso el
volumen total viene dado por:
Finalmente sustituyendo:
Empaque Tretagonal Esferoidal: los ejes de las
esferas forman en todos los sentidos ángulos de 60º
Análogamente a los ejercicios anteriores tenemos:
Sustituyendo:
Empaque Rombohedral (Hexagonal): representa el
arreglo de mayor compactación y por esto proporciona
la mínima porosidad, la cual representa un 26,0 % de
la porosidad.
En el análisis del empaque de los granos es de
particular interés el hecho de que el radio (r) se cancela y la
porosidad del empaque de esferas uniformes es una función
del empaque solamente.
Es importante destacar que mientras los empaques
eviten una mayor compactación entre grano y grano la
porosidad por consiguiente va a ser mayor, es por esto que
los empaques cúbicos brindan una mayor porosidad,
alcanzando valores de 47,56%; cotejando este tipo de
empaque con el empaque rómbico se debe resaltar que
este tipo de empaque genera una mayor compactación
originando un déficit en los valores de porosidad,
análogamente se paso analizar la influencia de los
empaques tetragonales y los rombohedrales, estos
permiten una gran compactación entre los granos por lo que
los niveles de porosidad bajan significativamente.
Por otra parte el empaquetamiento de las gravas va a
depender de la homogeneidad del tamaño (el grano,
mientras esta sea más regular más regular será el
empaquetamiento y por lo tanto los poros serán mayores.
Pero si la formación presenta heterogeneidad del tamaño
del grano, el empaquetamiento será irregular estando
parcialmente ocupados los poros entre los elementos
gruesos por los elementos finos, la porosidad disminuirá.
6.3.2.2 Material cementante
Las rocas poseen elementos internos que les permiten
mantenerse como tal, uno de estos elementos lo constituye
el cemento que une los granos entre si, muchas veces este
reduce el número de poros haciendo disminuir la porosidad
efectiva. Los materiales cementantes más comunes son el
sílice, el carbonato de calcio y la arcilla. Del material
cementante depende la firmeza y compactación de la roca
sedimentaria; por ello los estratos se identifica como
consolidados, poco consolidados y no consolidados y esto es
muy importante porque ello determina el tipo de
terminación del pozo (a hueco entubado, hueco abierto,
empaque con grava, entre otros.)
6.3.2.3 Geometría y distribución de los granos
La porosidad depende de las dimensiones relativas de
los granos debido a que entre menos uniforme sea una
muestra más partículas finas habrá llenando los espacios
vacíos dejados por los granos gruesos y por lo tanto se
disminuye la porosidad. Investigaciones realizadas
reconocen que los materiales que están presentes en una
arena poseen una gran variedad en su tamaño y que no
solamente el empaque, sino la angularidad y la distribución
del tamaño de las partículas afecta la porosidad. Como
valores reales de porosidad se pueden indicar los
siguientes:
Areniscas: poseen una porosidad comprendida entre
10 y 40% dependiendo de la naturaleza del cemento y
su estado de consolidación.
Calizas y dolomitas: su porosidad se encuentra entre
los parámetros de 5 y 25%.
Arcillas: ubicadas entre 20 y 45% de porosidad.
En términos generales se dice que la porosidad es:
Despreciable si 5%
Baja si 5 10%
Buena si 10 20%
Excelente si 20%
6.3.2.4 Presencia de Capas Suprayacentes y
Confinantes
Se dice que la porosidad de las rocas sedimentarias
depende del grado de compactación de la roca. Cuando los
estratos superpuestos o capas suprayacentes ejercen a
través de su peso una presión de sobrecarga las fuerzas
compactantes aumentan, disminuyendo la porosidad de las
rocas que conforman el yacimiento. Este proceso también
va a depender del tipo de matriz que posean las rocas, ya
que este reacomodo de los granos producto de la
compactación va a afectar aún más a rocas de tipo arcillas
que a otras como areniscas, esto se debe a que las arcillas
poseen granos más finos que permiten aumentar la
compactación y consolidación de la roca reduciendo a s vez
los espacios vacíos, es decir la porosidad.
6.3.3 Volumen Poroso De Un Yacimiento
Conocida la porosidad y el volumen total (área y
espesor) de un yacimiento su volumen poroso viene dado
por:
Vp = 7758 bbls acrepieA acre h pies
fracción
Vp = 7758 A h
6.3.4 Interpretación De La Porosidad De La Roca
La porosidad no solo nos permite conocer la capacidad
de almacenamiento de una roca, sino también que
utilizando los valores de porosidad podemos conocer un
poco sobre la historia geológica de los yacimientos o rocas
que estamos estudiando (si la porosidad es primaria, los
espacios se formaron al mismo tiempo que los sedimentos
fueron depositados; mientras que si la porosidad es
secundaria, entonces estos se formaron por procesos
geológicos sub-consecuentes a la deposición del material,
movimientos telúricos).
De tal forma que si tenemos una roca de 100m3 de
volumen cuya = 23% podemos decir que en ella pueden
estar almacenados 23m3 de fluido extraíble del yacimiento.
Observación: Es importante recordar que aunque la
porosidad esta expresada en porcentajes (%), es necesario
dividir unidades iguales, tales como cm3 / cm3 ,m3 / m3,
otras.
6.3.5 TEORIA DE LA COMPACTACION
Generalmente, cuando ocurre la compactación de un
yacimiento se añade una fuente importante de energía para
la explotación de los hidrocarburos en sitio.
La reducción del espesor del yacimiento productor es
atribuible a la elasticidad de la roca porosa, en la cual por
compresibilidad se reduce el volumen de poros al disminuir
la presión de los fluidos remanentes allí existente.
También es importante apreciar que, dependiendo de
la resistencia de la roca recipiente, se puede causar la
disminución del espesor de la formación productora. Así que
compactación se denomina el fenómeno que reduce el
volumen de poros y a su vez reduce el espesor por
compresibilidad. Cuando la compactación es severa y la
profundidad del yacimiento no es muy grande, el fenómeno
que ocurre en el subsuelo esta acompañado del
hundimiento de la superficie del suelo sobre el yacimiento.
6.3.6 Determinacion De La Porosidad
La porosidad puede determinarse por:
Métodos directos en laboratorio.
Métodos indirectos en el campo.
6.3.6.1 Método Directo
En la determinación de la porosidad en el laboratorio,
es necesario conocer o evaluar los parámetros que lo
definen, es decir, el volumen total, el volumen sólido y el
volumen poroso. Para ello se usan muestras o núcleos
obtenidos en los pozos, previamente tratados y preparados.
Según los siguientes parámetros:
6.3.6.2 Evaluación del volumen total
Medida directa.
Picnómetro de mercurio.
Volumen de Russell.
Método gravimétrico.
6.3.6.3 Evaluación del volumen sólido
Trituración de la muestra.
A partir de la densidad de los granos.
Método de inmersión.
Porosímetro de Stevens.
Usando la cámara de presión.
6.3.6.4 Evaluación del volumen poroso
Medición del volumen de aire contenido en los poros
mediante el porosímetro de E. Vellinger o el
porosímetro Washburn Bunting.
Peso del líquido que llene los poros o método de
saturación.
Inyección de mercurio.
Porosímetro de expansión de Burean of Mines.
6.3.6.2 Métodos Indirectos
A partir del factor de formación.
A partir de perfiles de macro resistividad.
A partir de registros de micro resistividad.
A partir del perfil neutrónico.
A partir de perfil sónico.
A partir del perfil de densidad.
Aquí se pueden nombrar algunos ejemplos de los métodos
directos:
Método de la pérdida de peso o inmersión: este
método consiste básicamente en observar la pérdida
de peso que ocurre cuando un núcleo es saturado por
un líquido. Este método nos permite determinar el
volumen total existente en dicho núcleo. El
procedimiento consta de varios pasos:
Se extraen los fluidos de la muestra; se seca la
muestra y se procede a saturarla con un líquido
especial.
Mediante una balanza obtenemos el peso de la
muestra seca, y el peso de la muestra saturada y
sumergida completamente dentro de una porción
del mismo líquido.
Se calcula la diferencia entre ambos pesos y se
divide entre la densidad del fluido saturante.
Ej.: muestra saturada con agua e inmersa en agua
A: peso de la muestra seca = 20,00grs.
D: peso de la muestra saturada con agua =22,50grs.
E: peso de la muestra saturada con agua, medido en el
mismo liquido a 40.0F = 12.60grs.
Al introducir la muestra en el líquido, éste aumenta
cierto nivel, y el peso de esta diferencia el volumen es la
diferencia entre el peso de la muestra saturada con agua
medida al aire y el peso de la muestra saturada medida con
agua.
Peso del (V2 – V1) = (22,50 –12,60)grs. =9,90 grs.
V2 – V1= 9.90 grs. (11,00)ccgrs.=9.90 grs.
Volumen de la roca = 9,90cc.
Método de la saturación de la muestra de un
líquido
Este método es muy parecido al anterior, solo que más
sencillo; el procedimiento es el siguiente:
Se registra el peso de la muestra sin ningún tipo
de fluido en su interior.
Se satura la muestra.
Se pesa con una balanza, teniendo en cuenta la
eliminación de excesos de líquidos que puedan
quedar en la superficie del núcleo.
Se calcula la diferencia entre ambos pesos.
Al calcular esta diferencia, se estará calculando el peso
del líquido inmerso en los poros. Luego se divide entre la
densidad del fluido para así finalmente obtener el volumen
poroso de la roca.
Ejm: pesando un líquido que llene los poros (método de
saturación)
A: peso de la muestra seca medida al aire =20,00grs.
B: peso de la muestra saturada con parafina medida al aire
= 20,90 grs.
C: densidad de la parafina = 0,90 grs.
Peso de la parafina contenida en los poros = B – A =
0.90grs.
Volumen ocupado por la parafina = volumen poroso.
Volumen poroso = 0,90grs (10,90)ccgrs. = 1 cc.
Método De La Inyección De Mercurio: Este método
suele utilizarse cuando se quiere calcular la porosidad
de una muestra que tiene baja permeabilidad, razón
por la cual no es factible aplicar los métodos antes
mencionados. El procedimiento consiste en extraer los
posibles fluidos presentes en la muestra, y secarla;
luego el volumen del núcleo se halla por medio del
desplazamiento de mercurio en un picnómetro, como
se muestra en la figura
Ej. :
A: peso de la muestra seca medida al aire =20,00 grs.
F: peso del picnómetro lleno con mercurio = 350,00 grs.
G: peso del picnómetro cuando contiene la muestra y el
mercurio a 20C = 235,90 grs.
Densidad del mercurio = 13,546 grs. cc
A + F =20,00 +350,00 = 370,00 grs.
Peso de la diferencia del nivel del mercurio = 370,00 –
235,90 = 134,10 grs.
Diferencia de volumen en el mercurio =134,10
grs.(113,546)ccgrs. = 9.90cc
VOLUMEN DE LA ROCA = 9,90 cc.
Figura Nº 14
Método de la expansión de gas contenido en los
poros: en este método se utiliza un instrumento
denominado “Porosímetro de Stevens”. El experimento
consiste en una cámara en la cual se encuentra cierto
gas al que se le realiza la medición de su volumen
inicial, luego se deja pasar al gas por el núcleo, y
cuando ya el mismo esté saturado, se realiza una
medición del gas en la cámara.
Ejm: Expansión de gas contenido en los poros.
A: volumen de la cámara del núcleo =15,00 cc
B: volumen total de aire extraído = 7,00 cc.
C: volumen de la muestra medido con un picnómetro =
10,00 cc
Volumen efectivo de los granos = A –B =8,00 cc
Porosidad efectiva = ( (10 –8)10) 100 = 20%
Método de la Retorta: Este es un método
práctico de laboratorio para medir porosidad por
sumatoria de fluidos, es decir, además mide la
saturación de agua y saturación de petróleo. Es
importante decir que solo se utiliza para núcleos
consolidados.
Procedimiento:
Simultáneamente con la toma de muestra tipo tapón,
se selecciona un trozo de núcleo fresco (con los fluidos
originales) bien preservados de 3in a 4in de longitud, se
pesa un trozo de núcleo entre (20-30) gramos, utilizando la
parte central del núcleo para evitar que influya la invasión
del lodo de perforación; este trozo debe ser lo más
redondeado posible y se coloca dentro de la bomba de
mercurio con la finalidad de medir el volumen total ocupado
por esta porción de núcleo. Seguidamente aplicando la
presión se debe medir el volumen poroso no ocupado por
petróleo o por el agua, supuestamente ocupado por gas.
Con los datos generados con la bomba mercurio se
determina:
Densidad natural de la roca.
Saturación de gas y de la roca ocupada por gas
(Sg)
Simultáneamente se toman 100 g de esta misma
muestra y se coloca en celdas cilíndricas dentro de la
retorta para medir la saturación del agua y la saturación de
petróleo.
El volumen de agua se determina colocando la retorta
a 400º F o 500ºF (dependiendo si es una arenisca o una
caliza), y el volumen de petróleo se determina colocando la
retorta a 1200ºF. Con los resultados obtenidos en la retorta
se determina la porosidad de la roca ocupada por agua (w)
petróleo (o) y las saturaciones de petróleo y gas los datos
(bomba de mercurio y retorta), se determina la porosidad
total de la muestra de esta forma:
6.3.7 Valores Promedio De La Porosidad
Cuando hacemos el estudio de un yacimiento, notamos
que estos ocupan un espacio considerable en el cual,
generalmente, se obtienen valores de porosidad diferentes
en distintos puntos del volumen poroso.
Sin embargo, existe la necesidad de asignar un valor
de porosidad a todo yacimiento, un valor que represente el
promedio de todos los valores contenidos en el espacio
poroso; es por esto que recurrimos a métodos estadísticos
para calcular el promedio o media aritmética del
yacimiento.
La media aritmética se basa fundamentalmente en el
número de datos que dispongamos al momento de calcular
la porosidad. Ésta se calcula con las n muestras extraídas
=o + w +
g
del yacimiento, para luego obtener un promedio de las
mismas. Las variantes son las siguientes.
Método por espesor de arena: se aplica en caso de
tener diferentes capas de arenas de espesor
desconocidos, o bien para valores tomados en
diferentes pozos del yacimiento, cuyo espesor de
arena neta petrolífera es conocida.
hi: espesor de arena
Método por área de arena: Se aplica tomando en
cuenta el área de drenaje de cada pozo del yacimiento.
Ai: área
Método por volumen de la arena: El cual produce
un valor promedio de porosidad de mayor
confiabilidad.
6.3.8 Importancia De La Porosidad
Φ=ΣΦ iXhiΣ hi
Φ=ΣΦ iXAiΣ Ai
Φ=ΣΦ iXAiXhiΣ AiXhi
La importancia de la porosidad viene dada debido a
que es considerada una de las propiedades de las rocas mas
determinantes dentro de la industria petrolera porque por
medio de ella podemos determinar cuantitativamente el
volumen de petróleo o gas presente en las rocas, esto es
esencial para la cuantificación y maximización de la
producción del yacimiento y a su vez para realizar
operaciones de recuperación del crudo, minimizando los
costos de producción, y de esta manera realizar una
gerencia eficaz del yacimiento.
7. Toma De Núcleos
Es una muestra rocosa de un yacimiento, que es
tomada de un pozo petrolífero a una profundidad especifica,
por medio de métodos especiales, preservando su
estructura geológica y sus características físico-químicas de
la mejor forma posible, con la finalidad de hacer posteriores
análisis petrofisicos y geológicos. En la Industria del Petróleo
la toma de núcleo consiste en la toma de una muestra
cilíndrica representativa de roca en el fondo del pozo.
Figura Nº 15: Esquema de muestra de núcleo.
Las muestras de núcleo presentan las siguientes ventajas:
Se le puede asignar una profundidad.
Si se toma adecuadamente, está casi completamente
libre de contaminación por los fluidos de perforación.
En la mayoría de los casos es de absoluta
representatividad.
Por su volumen y características es de gran
versatilidad, siendo adecuada para realizar análisis
petrofisicos, sedimentológico microtectónicos,
micropaleontológico, etc., que con muestras de menor
volumen no pueden ser realizadas.
Usado adecuadamente brinda resultados bastantes
confiables.
Se pueden tomar en formaciones de cualquier litología.
Sirven para correlacionar registros eléctricos.
7.1 Finalidad De La Toma De Núcleo
Se toman con la finalidad de llevar a cabo con algún
programa específico que ayuden a resolver problemas de
perforación y producción. Los datos aportados por los
núcleos recuperados por un intervalo de una formación de
un pozo petrolífero, juegan un papel importante en los
programas de exploración, completación de pozos,
operaciones de reparación de pozos y evaluación de
formaciones.
Los núcleos también aportan resultados sobre la
capacidad de almacenamiento de fluidos (porosidad), así
como el flujo de fluidos a través del medio poroso
(permeabilidad) y mediante el contenido residual de
petróleo, se puede interpretar la producción probable de
petróleo, gas y agua.
El estudio de los datos generados por el análisis de
núcleos acompañados por pruebas complementarias
desarrolladas en las muestras de estos núcleos,
proporcionan una buena respuesta al tratamiento de futuros
pozos, provee una base sólida para estimación de reservas
y modelaje de yacimientos. Además hace más fácil la
interpretación de los registros mediante el sistema de
correlación, también suministra orientación en programas
de recuperación secundaria y terciaria.
7.2 Selección Del Intervalo Para Tomar Núcleos
Una toma de núcleos puede ser realizada en pozos de
cualquier tipo: Pozos exploratorios, pozos de desarrollo y
pozos de avanzada.
La toma de núcleos pude efectuarse en una forma
continua deteniéndose solamente para repasar el hoyo o en
una forma alterna, es decir seleccionando los intervalos de
interés en base a los criterios siguientes:
Costo: Una toma de núcleos incrementan los costos
de perforación, en función del área donde se encuentra
el pozo, la profundidad elegida para realizar la toma y
la cantidad de núcleos a ser tomados, de tal forma que
aunque lo ideal seria tomar núcleos de todos los pozos,
esto no es posible, ya que los gastos adicionales que
ocasionan deben tomarse en consideración a la hora
de tomar una decisión.
Datos De La Traza Sísmica: Los resultados
aportados por la sísmica constituye una valiosa ayuda
para la seleccionar los horizontes prospectivos y
realizar no sólo una perforación sino para elegir el
intervalo de una toma de núcleos.
En pozos exploratorios generalmente constituye una
buena base de apoyo para seleccionar la perforación
de un pozo y el intervalo para tomar núcleo.
Correlaciones: Algunas veces se tienen
conocimientos de la estratigrafía de un área, y lo
referente a los fluidos del yacimiento, mediante
información de pozos vecinos ver figura Nº 16 esto
ocurre cuando se decide realizar una toma de núcleos
en un campo conocido (pozo de desarrollo), con la
finalidad de llevar a cabo algún programa especifico
que ayude a resolver problemas de producción.
SE
Pozo Estratigráfico
SECCION ESTRUCTURAL
JOA 371 JOA 370
NW
TOPE MIEMBRO JOBO
TOPE MIEMBRO YABO
TOPE MIEMBRO MORICHAL
JOA 24
CORTE DE NUCLEO
690 pies
N
Figura Nº 16: Correlación estratigráfica de pozos.
7.2.1 Tipos De Núcleos
Considerando el tipo de herramienta empleada para
recuperar los núcleos desde los diferentes estratos del
subsuelo, estos se clasifican en:
Convencionales.
Convencionales con tubo P.V.C.
Manga de goma (“Rubber Sleeve”).
Presurizados.
Orientados.
7.2.1.1 Núcleos Convencionales.
Se denominan núcleos convencionales, al muestreo
que se realiza en formaciones consolidadas y donde el
núcleo no posee ningún tipo de recubrimiento; la
herramienta usada consiste de:
Un tubo externo, un tubo interno, en el cual recibe el
núcleo, un retenedor (Core Catcher) y una mecha de
diamante con un hueco en su parte central por donde
penetra el núcleo para alojarse dentro del tubo interno.
El tubo interno queda suspendido dentro del tubo
externo, mediante un sistema de giro libre con rolineras. En
su parte superior, se asienta la válvula de flujo en un solo
sentido, y en su parte inferior va conectado el retenedor.
Gracias al sistema de suspensión del tubo interno (Inner
Barrel), durante el corte de los núcleos, este permanece
inmóvil, mientras el tubo externo (Outer Barrel), gira junto
con la mecha y toda la sarta de perforación.
El tubo interno es acoplable con otros de su misma
característica, el externo también se acopla con otros de
sus mismas especificaciones de tal forma que con este tipo
de herramienta pueden cortarse 30 pies, 60 pies, o 90 pies
de núcleos por viaje, según se acoplen 1, 2, ó 3 tubos en la
herramienta.
El diámetro de los núcleos cortados puede variar entre
1 ¾ de pulgadas y 6 pulgadas, dependiendo del tipo de
mecha y muestrario empleado.
Figura Nº 17 Herramientas para Toma de Núcleos Convencionales
7.2.1.2. Núcleos Convencionales Con Tubo P.V.C
Esta herramienta es similar a la descrita
anteriormente, con la diferencia de que el tubo interno
contiene en su interior un tubo P.V.C, tubo P.V.C. (Cloruro de
Polivinilo), dentro del cual queda contenido el núcleo, a
medida que la herramienta va penetrando en la formación.
Este tipo de herramienta encuentra su mejor empleo
en formaciones fracturadas, quebradizas o friables, ya que
al quedar recubierto el núcleo por el tubo plástico, éste
puede manejarse fácilmente sin riesgo a que la muestra se
disgregue.
En Venezuela, ha sido usada esta herramienta en
formaciones semi-consolidadas con bastante éxito; su uso
en formaciones no consolidadas no ha sido del todo
satisfactorio debido a lo siguiente:
Con frecuencia el porcentaje de recuperación es bajo
motivado a que el interior del tubo es liso, luego es
incapaz de sujetar el núcleo en su interior.
Los retenedores usados en este tipo de núcleos
tampoco logran sujetar el núcleo, debido al carácter
friable que presenta.
Se ha notado que esta situación se hace más crítica
cuando la toma de núcleos se lleva a cabo a altas tasas
de penetración y/o cuando se emplean presiones de
bombeo o tasas de circulación del lodo altas.
Se ha observado, que cuando esta herramienta se usa
en arenas no consolidadas impregnadas de petróleo
pesado, como en la Faja Petrolífera del Orinoco, a
causa de alto grado de saturación de petróleo, la alta
porosidad, y su pobre consolidación, estas arenas no
se comportan como materiales rígidos sino como un
material plástico-viscoso y entonces tienden a fluir.
La mayoría de las veces al seleccionar el núcleo en
segmentos, se observan que éste no estaba
completamente lleno, porque parte del núcleo al no ser
retenido cae al pozo.
Tratando de mejorara el porcentaje de recuperación se
ha utilizado retenedores tipo “Full Closed” (Cierre
Total), sin embargo al recobrarse el núcleo se ha
notado, que efectivamente la recuperación se
incrementa, pero hay un problema de compactación en
la base del núcleo, mostrando una saturación de
petróleo inferior en la base, que las observadas en el
tope del núcleo, esto tiene su explicación y es que
debido al peso de las muestras superiores las inferiores
se compactan y desalojan los fluidos de su espacio
poroso.
Con este tipo de herramienta, es posible cortar núcleos
de 3 pulgadas hasta 5 ¾ pulgadas de diámetro,
generalmente se usa un retenedor doble y la longitud
máxima por núcleo es de 31 pies.
7.2.1.3. Núcleos En Mangas De Goma
Esta herramienta esta diseñada especialmente para
ser usada en formaciones no consolidadas, su
funcionamiento mecánico de trabajo es diferente al de las
herramientas de tomar núcleos. Figura Nº 18
Figura Nº 18
La herramienta usada consta de: Un tubo externo, un
tubo interno dentro del cual se encuentra una junta de
expansión, que posee una capacidad de estirarse cada 2
pies, un gato mecánico, una válvula con flujo en un solo
sentido, una manga de goma, un retenedor de núcleos y
una mecha de diamante con un hueco en su parte central
que permite la entrada del núcleo al muestrario.
El sistema cuenta también con un sistema de molinera
superior e inferior que permite que la barra del gato y la
manga de goma permanezcan estáticas mientras el tubo
externo y la mecha gire junto con su sarta de perforación.
La manga de goma es elástica y tiene un diámetro
ligeramente menor al diámetro del núcleo esto permite que
el núcleo quede sostenido con firmeza. Pero no
apretadamente, por la manga de goma, pudiéndose decir
que funciona como un gran retenedor.
Con este equipo es posible cortar hasta un máximo de
20 pies de núcleo, siendo el diámetro de éstos de 3
pulgadas.
7.2.6. Control De Los Parámetros De Perforación
Una toma de núcleos no debe ser considerada de la
misma manera que se lleva a cabo la perforación del pozo.
Uno de los objetivos principales en la perforación, es
avanzar tan rápido como se pueda, dentro de un rango de
optimización, sin embargo, una vez que se alcanza la
profundidad deseada para tomar núcleos es necesario
controlar los principales parámetros que intervienen el
programa de perforación.
No existe una regla exacta para ser aplicada, pero si
hay un rango de valores confiables para cada parámetro de
perforación, el buen uso que se haga de estos redundará en
una buena recuperación y en la toma de un buen núcleo
que mantenga lo mejor que se pueda las condiciones
originales de la roca y los fluidos contenidos en ésta.
El control de los parámetros de perforación dependerá
del tipo de formación: Consolidada, semi-consolidada, no
consolidada, de la profundidad que se realice la toma, del
equipo de perforación disponible: en lo referente a
instrumentación como la parte humana.
Los parámetros de perforación que deben ser controlados
son los siguientes:
Peso sobre la mecha: Se comienza con bajo peso
más o menos a 6.000 lbs, hasta llegar a 10.000-
15.000 lbs. En núcleos consolidados; en núcleos
no consolidados, con manga de goma entre 4.000
y 8.000 lbs.
Rotaria: 60-100 R.P.M en formaciones
consolidadas.
Presión de bombeo: 800-1.000 psia en
formaciones consolidadas.
Tasa de penetración: No alta depende de la
litología.
Caudal: No mayor a 200 gal/min.
Torque: 60-100 lbs-pie y 200-400 amp.
Es conveniente medir pie a pie la tasa de penetración,
durante el corte de núcleo, esto da una idea de la litología
del núcleo y también permite correlacionar profundidad con
litología en casos donde la recuperación no es 100 % y/o
donde el núcleo éste recubierto por un tubo P.V.C., o manga
de goma.
En núcleos consolidados la tasa de penetración debe
ser baja, una tasa de penetración alta lo que hace es
perforar, y el problema se agrava si utilizamos tubo P.V.C.
7.2.6. Control Del Fluido De Perforación
El lodo de perforación durante los efectos del corte de
núcleo, reviste singular importancia de tal forma que
merece un capitulo aparte. Aún cuando se trate de
minimizar el contacto del lodo de perforación con el núcleo
que se esta cortando, esto no puede evitarse por lo tanto es
importante controlar el lodo de perforación en todo sus
detalles, ver Figura Nº 19, a fin de reducir los efectos
causados por la invasión de filtrado, teniendo presente los
futuros análisis que serán efectuados al núcleo en el
laboratorio.
Figura Nº 19: Supervisión del equipo de control de sólidos
del lodo de perforación.
7.2.6. Operaciones De Extracción De Núcleos
Cuando la capacidad total del mostrario ha sido
cortada, se decide comenzar con las operaciones de sacar
la tubería de perforación, antes de efectuar el viaje de
retorno a la superficie del pozo es conveniente rotar la
tubería contra el fondo del pozo tratando de seguir un
efecto de sello con la base del núcleo, tomando en
consideración el efecto de la gravedad al cual estará
sometido el núcleo mientras dure la tarea de sacar la
tubería, esta fase de la toma es muy importante y deben
extremarse las precauciones en lo referente de evitar
paradas bruscas y golpes que hagan vibrar la tubería,
porque el núcleo puede caerse al fondo del pozo.
Es recomendable siempre que se pueda utilizar el
“sistema de cadenas” para sacar la tubería. Cuando el
muestrario esta sobre la planchada del taladro Figura Nº 20,
las operaciones de extracción del núcleo se llevan a cabo de
diferentes formas, dependiendo del tipo de núcleo y la
herramienta utilizada. Como regla general se puede decir la
importancia que tiene de no perder de vista jamás el tope y
la base del núcleo o de cualquier segmento perteneciente a
éste.
Figura Nº 20: Extracción del núcleo en la planchada.
7.2.5. Ensamblaje, Orientación Y Medición De
Núcleos
Si la toma de núcleos se realiza con una herramienta
convencional con tubo P.V.C., herramientas convencionales
con manga de goma o herramientas para núcleos
presurizados, no es necesario ensamblar el núcleo; pero si
se utiliza una herramienta convencional, el núcleo es
colocado desnudo dentro de las bandejas y necesita un
ensamblaje o reajuste de aquellas partes que se
fragmentaron durante la toma o durante la extracción del
muestrario, esto hay que realizarlo con sumo cuidado, para
darle la orientación natural del núcleo y para que no afecte
la longitud verdadera del intervalo recuperado.
A continuación, utilizando un trapo ligeramente
húmedo, se limpia una parte del núcleo longitudinalmente,
para permitir trazar con creyones especiales dos líneas
paralelas de diferentes colores, estas tienen la finalidad de
establecer, de una manera que no deje dudas hacia donde
están la base y el tope de todo el núcleo o de cualquier
segmento perteneciente a éste. Colocándose
imaginariamente en la base de núcleo, se usa el creyón con
color más oscuro hacia la derecha y el más claro a la
izquierda; los colores comúnmente usados son amarillo-
anaranjados, amarillo-rojos. Figura Nº 21.
Figura Nº 21. Núcleos orientados. A la derecha núcleo
consolidados, colores amarillo-anaranjados; a la izquierda,
núcleo no consolidado con colores Rojo y Negro.
Cuando se toma una porción del núcleo, para hacer
análisis de campo, es necesario conocer su orientación una
vez que se devuelve a su bandeja original para su
preservación posterior.
Seguidamente el núcleo es medido pie a pie a lo largo
de toda su longitud identificando con un creyón especial
cual es la profundidad de cada pie.
Finalmente el núcleo es medido, para conocer con
exactitud el porcentaje de recuperación.
Antes de orientar y medir el núcleo, es necesario
limpiar en superficie, esta labor debe hacerse con sumo
cuidado, no usando ningún tipo de material absorbente,
esto debe ser efectuado tratando siempre de no alterar la
saturación de los fluidos.
El tiempo de exposición del núcleo a las condiciones
ambientales (sin preservar), debe ser lo más corto que se
pueda, para evitar perdidas de fluido por evaporación. El
tipo de película usada para preservar, debe ser inerte, ya
que otra clase de ésta puede reaccionar con los minerales
y/o crudo de la roca y permitir que los fluidos se evaporen.
7.2.6.Manejo De Núcleos En El Taladro Y Su
Exposición.
Una vez que el núcleo se encuentra en la superficie, el
núcleo debe ser rápidamente retirado de la mesa rotatoria
para permitir llevar a cabo las operaciones sin retrasos
costosos. Los portanúcleos internos son ideales para este
propósito. Sin embargo, manejo de superficie y
procesamiento de núcleo de cualquier naturaleza
encerrado en líneas (enmangado) exige técnicas y equipos
especiales figura Nº 22, si se pretende evitar daños de
núcleos por flexión e impacto del portanúcleos (core barrel),
esta sección describe los procedimientos claves y
requerimientos de equipos.
Figura Nº 22
7.2.7 Análisis de Extracción del Núcleo.
Una vez que el núcleo ha sido capturado se debe
proceder a extraerlo a superficie. Un núcleo no consolidado
genera muchos problemas sino se extrae con el cuidado
que amerita, porque aún cuando el sistema de la
herramienta de corte es de cierre total, se corre el riesgo de
que no cierren las conchas completamente o bien, que si la
arena es poco compacta y muy friable, los granos escapen y
ocurra pérdida del núcleo sobre todo si las velocidades de
subida del núcleo son muy altas, producen vibraciones en la
herramienta que contribuyen a la perdidas del núcleo.
Otra de la importancia de que el núcleo se extraiga
desde el fondo hasta superficie con mucho cuidado y con
una velocidad baja, es que el mismo se va a someter a
muchos cambios de presiones en el fondo a medida que se
esté subiendo a superficie, debido a que las presiones en el
fondo son mayores a la presión en superficie que es igual a
la presión atmosférica. Las presiones de fondo pueden
hacer que el núcleo se particione, se dañe y si contiene gas,
este se expanda dentro de el. Es por esto que la velocidad
de subida debe ser lenta para que el núcleo a medida que
se extrae se vaya aclimatizando con la temperatura
correspondiente a la profundidad que esté atravesando.
7.2.8 Análisis de Preservación de Núcleos.
Existen diferentes maneras de realizar preservación de
los núcleos no consolidados. La preservación del núcleo
tiene inicio desde la culminación de la fase de extracción en
planchada, hasta su congelamiento permanente en
laboratorio por el tiempo necesario hasta realizar los
diferentes análisis requeridos.
Siguiendo con el estudio del análisis de preservación
de los núcleos no consolidados los clasificamos en:
Según la Sustancia Utilizada.
Hielo Seco.
Nitrógeno Líquido.
Inyección de Resina Epóxica.
Según la Posición del Núcleo.
Horizontal.
Vertical.
La preservación según su posición y sustancia están
intrínsecamente relacionadas, debido a que cada empresa
realiza las diferentes preservaciones según posición y
sustancia, todo va a depender del tipo de preservación que
desee la empresa que contrata este servicio, en este
estudio se realizó una evaluación detallada de todos estos
tipos de preservaciones para analizar las ventajas y
desventajas que tienen cada una y que van a reflejarse en
el núcleo en las perturbaciones causadas, daños mecánicos,
particiones, golpes, mala manipulación, entre otros factores.
En este segmento se explicará el procedimiento para
realizar cada tipo de preservación según la sustancia y
posición para posteriormente seleccionar la técnica
adecuada y optima que se utilizarían en los futuros núcleos
para causando el menor daño para que este sea de alta
calidad.
7.2.8.1 Preservación Horizontal y con Nitrógeno
Líquido.
El operador de la compañía cortadora de núcleos
sacará el Liner con el núcleo, desde el portanúcleos, con
mucho cuidado lo elevará en la planchada sujetándolo por
uno de sus extremos (tope), luego se le introduce una
varilla medidora el tope del núcleo dentro del barril. Un
obrero de la operadora sujetará el Liner con el núcleo por el
otro extremo para evitar golpes involuntarios. Un técnico
del Laboratorio que va a realizar la preservación en el
mismo, trazará las líneas paralelas de orientación con
marcadores indelebles (negro y rojo). Sobre la superficie
exterior del Liner con el núcleo, visto desde la base del
núcleo, la línea roja estará a la derecha y la línea negra a la
izquierda. Luego se verificará la posición del tope del núcleo
dentro del liner, se hará un orificio a un pie
aproximadamente por encima del tope para permitir la
salida del lodo de perforación, entonces un segundo orificio
se hará justo en el tope del núcleo y se permitirá el drenaje
total del lodo que estaba dentro del Liner en contacto con el
núcleo. Seguidamente en ese mismo orificio se procede a
congelar el tope rociando nitrógeno líquido para pre-
congelarlo creando un tapón de hielo, previo a esto se
colocará en el hueco de ratón un tubo vacío de mayor
diámetro que el diámetro exterior del Liner con el núcleo,
para que éste penetre dentro del tubo que esta en el hueco
de ratón. Ambos, tubo y Liner con el núcleo se terminan de
extraer, se baja de la planchada a través de un riel y se
coloca de forma horizontal, serán izados con una grúa y
transportados a la cesta de congelamiento, Luego de ubicar
el núcleo horizontalmente, en la zona inferior de la
planchada, con un montacargas se procede a trasladarlo
desde la planchada hasta las cavas de 30 pies de largo para
congelar el núcleo haciendo uso del hielo seco para
mantener el Liner con el núcleo congelado, en esta fase se
hará un monitoreo de la temperatura de congelamiento con
una termocupla que deberá alcanzar –70ºC ó se dejará el
Liner con el núcleo en el hielo seco por espacio de cinco (5)
horas. Finalmente se trasladará el Liner con el núcleo a la
cesta con rodillos para seccionarlo cada 2.5 pies ó 3 pies,
según lo disponga la operadora. En cada extremo
seccionado se colocará una tapa de goma sujetándola con
abrazadera. La identificación de la compañía operadora,
nombre del pozo, número del núcleo, intervalo de
profundidad de la sección y número de la sección se
colocarán en una etiqueta en cada sección sujetándola con
cinta adhesiva especial. Las secciones congeladas serán
colocadas en una cava con hielo seco para mantener la
temperatura de congelamiento durante la transportación al
laboratorio.
Figura Nº 23 Esquemas de los procedimientos para la
preservación Horizontal y con Nitrógeno Liquido.
7.2.8.2. Preservación Vertical y con Hielo Seco.
La preservación vertical se lleva a cabo de forma
totalmente diferente a la horizontal, excepto en el
laboratorio donde los núcleos están obligados a permanecer
de forma horizontal.
La operadora de la compañía cortadora de núcleos sacará
el Liner con el núcleo, desde el portanúcleos con mucho
cuidado elevándolo en la planchada y sujetándolo por uno
de sus extremos (tope), un obrero de la operadora sujetará
el Liner con el núcleo por el otro extremo para evitar golpes
involuntarios. Previamente se desarma la herramienta
cortanúcleos y se extrae la manga de 30 pies con guayas
izándolas con una grúa para ser seccionado cada 3 pies de
abajo hacia arriba en la planchada, asegurando el tope con
una tapa plástica y una abrazadera y la base con una
herramienta especial que se utiliza para facilitar el corte en
planchada. Luego cada sección de 3 pies van a ser
trasladadas con guayas desde la planchada hasta el suelo
en forma vertical y con mucho cuidado ubicándolas al lado
de la cava, donde la manga con el núcleo es colocado, En
cada extremo seccionado se colocará una tapa de goma
sujetándola con abrazadera, limpiado de residuos de lodo
de perforación, orientado con líneas paralelas (negro y rojo)
usando marcadores indelebles, visto desde la base del
núcleo, la línea roja estará a la derecha y la línea negra a la
izquierda. También se colocará el nombre de la compañía
operadora, nombre del pozo, número del núcleo, intervalo
de profundidad de la sección y número de la sección.
Seguidamente le colocan las abrazaderas de la base y son
colocados en contenedores especiales de transporte donde
permanecen aún en forma vertical y para mantener el Liner
con el núcleo congelado, en esta fase se hará un monitoreo
de la temperatura de congelamiento con una termocupla
que deberá alcanzar –70 ºC ,para ser trasladados hasta el
laboratorio.
Es muy importante llenar todos los formatos requeridos
en el informe de campo.
Se recomienda tener una copia del programa del corte del
núcleo y estar atento sobre cualquier modificación del
Se secciona cada 3’Se baja por guaya al sueloEl obrero recibe y traslada al lugar de preservación
Se identifica el núcleoSe introduce en la cava de congelamientoDebe permanecer en el hielo seco hasta su traslado al laboratorio
mismo, el cual debe ser manejado por el geólogo de campo
de la operadora.
Figura Nº 24: Esquemas de los procedimientos de la
preservación vertical y con Hielo seco.
7.2.8.3. Preservación Vertical y con Resina Epóxica.
La operadora de la compañía cortadora de núcleos
sacará el Liner con el núcleo, desde el portanúcleos con
mucho cuidado elevándolo en la planchada y sujetándolo
por uno de sus extremos (tope), un obrero de la operadora
sujetará el Liner con el núcleo por el otro extremo para
evitar golpes involuntarios. Previamente se desarma la
herramienta cortanúcleos y se extrae la manga de 30 pies
con guayas izándola con una grúa para ser seccionado cada
3 pies de abajo hacia arriba en la planchada. Luego cada
sección de 3 pies van a ser trasladadas con guayas hasta el
suelo en forma vertical y con mucho cuidado ubicándolas al
lado de la cava, donde la manga con el núcleo es colocado,
En cada extremo seccionado se colocará una tapa de goma
sujetándola con abrazadera, limpiado de residuos de lodo
de perforación, orientado con líneas paralelas (negro y rojo)
usando marcadores indelebles, visto desde la base del
núcleo, la línea roja estará a la derecha y la línea negra a la
izquierda. También se colocará el nombre de la compañía
operadora, nombre del pozo, número del núcleo, intervalo
de profundidad de la sección y número de la sección.
El método de inyección de resina consiste en posicionar
el núcleo dentro de su camisa de manera vertical y verter en
el espacio anular entre el núcleo y la manga de 3 pies ya
seccionada una resina epóxica que endurece con el tiempo.
Esta resina penetra todos los espacios vacíos y al
endurecerse inmoviliza el núcleo y no permite que el mismo
se perturbe. Esta resina puede permanecer dura por varios
años y por lo tanto puede usarse para preservar el núcleo
para viajes y períodos de tiempo largos.
A cada uno de estos tramos de núcleos se les colocará
una tapa con conector de inyección por resina en el extremo
inferior. Estos pedazos de núcleos serán colocados en forma
vertical y se comenzará a inyectar resina muy lentamente de
abajo hacia arriba hasta que la misma penetre todos los
espacios libres entre la manga y el núcleo. Una vez que la
resina desplazada llegue a la superficie superior se colocará
otra tapa de PVC para mantener el núcleo totalmente sellado.
En caso que no se pueda desplazar la resina de abajo hacia
arriba, se verterá la misma desde la parte superior hasta
llenar todo el tramo de la camisa con el núcleo.
7.2.9. Evaluación Manejo de Núcleos.
El manejo de los núcleos involucra el trato que se le
da al núcleo desde que esta en superficie, durante la
preservación y traslado y los estudio realizados pre y post
Seccionamiento. Esta etapa esta interrelacionada con otras
etapas del núcleo (traslado y preservación).
El núcleo debe ser trabajado con sutileza, para evitar
causarle daños que puedan particionarlo y no cumplir con el
objetivo para el cual es destinado: obtener datos confiables
de la formación. Dentro de los principales factores que
afectan al núcleo tenemos:
Exposición: el núcleo no debe exponerse por
tiempo prolongado al aire libre, ya que
ocasiona evaporación de los fluidos en el
contenido.
Golpes: se debe evitar someter al núcleo a
acciones de fuerzas en la manga que lo
contiene, porque pueden generar daños,
principalmente particionarlo.
Estudio de Imágenes: la práctica de
tomografía es de vital importancia para
contribuir en la toma de decisiones en la etapa
de Seccionamiento. Luego de seccionado, se
debe practicar la adquisición de fotografías Luz
Blanca y Luz Ultravioleta, que pueden ser
utilizados para estudios posteriores, ya que los
núcleos sufren deterioro el cual no permite
hacerlos perdurables en el tiempo para
estudios.
El manejo no solo involucra tener cuidados sino también
aplicar ciertas herramientas, que permiten hacer una
preevaluación del núcleo entre las cuales están: realizar el
Spectral Core Gamma del núcleo en el campo, tomografías,
recolectar muestras en topes y bases para identificación de
los núcleos, etc. Antes de llegar al laboratorio se deben
practicar los siguientes análisis:
Realización Del Spectral Core Gamma (SCG): es
un registro que se le toma directamente al núcleo, una
vez que es extraído del pozo. Este puede ser tomado
en el campo o bien cuando llega el núcleo al
laboratorio. Permite realizar un estudio mas profundo
del tipo de arcillas que se encuentra en toda la
columna, esto por medio del análisis de las
concentraciones de Torio, Potasio y Uranio que son los
isótopos utilizados para medir radiaciones y definir el
tipo de litología encontrada, además, sus valores
permiten clasificar el tipo de arcillas que se encuentra
en cada litología.
Realización de las Tomografías: tradicionalmente el
núcleo es traslado, a una clínica donde se le realizan
los estudios de tomografías axiales computarizada
sobre los tubos seccionados cada 3 pies, estas
medidas de barrido lateral son hechas a lo largo del
núcleo para identificar zonas dañadas, perturbadas o
vacías, las cuales no se deben ensayar.
Adicionalmente, otra de las grandes ventajas de este
método de imágenes es que es una técnica no invasiva
la cual permite ensayar internamente y con mucha
presición ciertas características cuando se le realizan
en la misma clínica a estas tomografías cortes
imaginarios a cada tubo de los núcleos que sirven para
determinar zonas de arenas y arcillas, así como
también la orientación de los planos de estratificación,
particiones, evaluación de estructuras geológicas
internas, nódulos, cambios litológicos y densidad. Esta
información puede ser usada para marcar los tubos
con una línea de orientación antes del seccionamiento
para identificar las zonas de interés y para que el plano
de la cara de seccionamiento sea normal al plano de
estratificación. Lentes y fracturas tan pequeñas como
de 0.2 mm pueden ser reconocidas por el tomógrafo.
Gamma Ray: Es el registro que se le toma al pozo,
este registro se le puede tomar al pozo piloto previo al
corte de núcleo o bien puede provenir de pozos
vecinos a los que se les haya correlacionado con el
pozo candidato para el corte de núcleos
7.2.10. Estudio de Transporte de Núcleos.
El medio de transporte utilizado para trasladar los
núcleos deben cumplir con ciertas normas de seguridad de
tal manera que evite causarle daños al núcleo. Uno de los
principales factores que puede influir sobre la estabilidad
del núcleo es la velocidad de transporte la cual debe ser
baja, dependiendo del vehículo utilizado como transporte y
la carga contenida.
Bibliografía
DE FERRER PARIS, Magdalena. Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos
ESSENFELD, Martín. Yacimiento de hidrocarburos. Editorial FONCIED 2000.
PARRA JONES, Juan. Elementos de la ingeniería de yacimiento.
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BARERI, Efraín. Lexico de la industria venezolana de los
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