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PETROFISICA YREGISTROS DE
POZOS
DOCENTE:ING. DANIEL CENTENO
TARIJA 1 DE JUNIO DE 2009
TEMA 1INTRODUCCION
CONOCER LAS GENERALIDADES DE LOS REGISTROS EN POZOS
1.- OBJETIVO Y PROGRAMA2.- DESARROLLO Y EVALUACION
DEL CURSO.3.- EVOLUCION DE LOS REGISTROS.4.- APLICACIÓN DE LOS
REGISTROS.5.- EVALUACION.
LOS REGISTROS DE POZOS DE PETROLEO SON TECNICAS GEOFISICAS IN SITU QUE SE UTILIZAN EN LAS OPERACIONES PETROLERAS PARA OBTENER UNA MAYOR INFORMACION DE LOS PARAMETROS FISICOS Y GEOLOGICOS DEL POZO TALES COMO: CANTIDAD DE PETROLEO MOVIL (AQUEL QUE SE PUEDE EXTRAER), SATURACION DE AGUA EN LA FORMACION, RESISTIVIDAD DE LAS ROCAS, POROSIDAD DE LAS MISMAS.
HACIENDO UNA CLASIFICACION FISICA TENEMOS QUE ESTAS TECNICAS SON DE NATURALEZA ELECTRICAS, NUCLEARES, ACUSTICAS Y ELECTROMAGNETICAS, CADA UNA DE LAS CUALES DA UNA INFORMACION ESPECIFICAS EN FUNCION DE SUS PROPIEDADES FISICAS. EL ANALISIS EN CONJUNTO DE VARIAS DE ELLAS, SUMADAS CON LA INFORMACION QUE SE TENGA DEL CAMPO PETROLERO (SISMICA, INFORMACION DE POZOS CERCANOS Y OTROS), PERMITIRA OBTENER UN PERFIL DE LA FORMACION ADYACENTE AL POZO DE PETROLEO.
ENTRE 1912 Y 1926 CONRARD SCHLUMBERGER FISICO FRANCES Y SU HERMANO MARCEL ING. MECANICO INVENTARON UNA TECNICA DE PROSPECCION MINERA BASADAS EN MEDICIONES ELECTRICAS TOMADAS EN LA SUPERFICIE DE LA TIERRA
EL 5 DE SEPTIEMBRE DE 1927 EN EL CAMPO DE PELCHEMBRONN SE REALIZARON LAS PRIMERAS MEDIDAS DE RESISTIVIDAD EN UN POZO.
EN SUDAMERICA SE REALIZA EL PRIMER PERFILAJE ELECTRICOS EN CABIMAS VENEZUELA EL 6 DE MARZO DE 1929.
EN 1931 SE HIZO OTRO DESCUBRIMIENTO LA MEDICION DE UN POTENCIAL ESPONTANEO (SP) EXISTENTE EN UN POZO. LA CURVA DE ESTA MEDICION REFLEJABA CADA UNA DE LAS CAPAS PERMEABLES.
EN LA DECADA DE 1930 SE PRODUJERON MUCHOS CAMBIOS EN EL PERFILAJE ELECTRICO CON EL OBJETO DE SUPERAR LOS EFECTOS NEGATIVOS DE LA INVASION DE BARRO QUE IMPEDIA UNA MEDICION PRECISA DE LA VERDADERA RESISTIVIDAD.
EN 1938 SE INTRODUJO UN SIGNIFICATIVO MEJORAMIENTO, CONSISTENTE EN UNA
SEGUNDA CURVA NORMAL. DESDE ENTONCES Y POR MUCHOS AÑOS EL EQUIPO STANDARD INCLUIA LA CURVA NORMAL CORTA LA NORMAL LARGA Y LA SP.
BOLIVIA TIENE UNA EXTENSION AREAL DE 1.098.581 KM2, DE LOS CUALES 535.000 KM2 SON CONSIDERADOS POR YPFB COMO POTENCIALMENTE PROSPECTABLES PARA LA BUSQUEDA DE HIDROCARBUROS..
DESDE MI PUNTO DE VISTA EL AREA POTENCIAL SERIA DE 200.00 0 KM2.
3
2
1
AREAS POTENCIALES HIDROCARBURÍFERAS DE BOLIVIA (1,2,3 Y 4)
4
Camisea
Perú Bolivia Brasil
Chile
Paraguay
Por: Ing. Daniel Centeno Sánchez
CUATERNARIO CUATERNARIO
FLORA
ESLABON
JURASICO BEU
PERMICO BOPI
COPACABANA
RETAMA
TOMACHI
TEQUEJE
SANTA ROSA
TARABUCO
KIRUSILLA
CANCAÑIRI
ORDOVICICO ORDOVICICO
TERCIARIO
SILURICO
DEVONICO
CARBONIFERO
CANCAÑIRI
KIRUSILLA
TARABUCO
SANTA ROSA
ICLA
HUAMAMPAMPA
LOS MONOS
IQUIRI
ITACUA
TUPAMBI
CHORRO
ESCARPMENT
SAN TELMO
CANGAPI
VITIACUA
IPAGUAZU
SAN DIEGO
BASALTO
DEVONICO
ORDOVICICO
SILURICO
TAPECUA
CASTELLON
ICHOA
PETACA
CUATERNARIO
ORDOVICICO
CARBONÍFERO
PERMICO
TRIASICO
JURASICO
TERCIARIO
CUATERNARIO
CUATERNARIO CUATERNARIO
POTOCO
SANTA LUCIA
EL MOLINO
AROIFILLA
MIRAFLORES
TARAPAYA
KOSMINA
BELEN
VILAVILA
VENTILLA
CATAVI
UNCIA
LLALLAGUA
CANCAÑIRI
ORDOVICICO ORDOVICICO
CRETACICO
DEVONICO
SILURICO
TERCIARIO
CUATERNARIO CUATERNARIO
TERCIARIO BALA
FLORA
ESLABON
JURASICO BEU
PERMICO BOPI
COPACABANA
RETAMA
TOMACHI
TEQUEJE
ORDOVICICO ORDOVICICO
DEVONICO
CARBONIFERO
CRETACICO
SUBANDINONORTE ALTIPLANO MADRE DE DIOS
SUBANDINO SUD
POZO INCAHUASI-X1.ST1Departamento: Santa CruzProvincia: CordilleraBloque: IpatiClasificación Inicial: A-3Inicio Perforación: 06/10/03Concluyo Perforación: 21/04/04Inicio Perforación ST1: 30/04/04Concluyo Perforación: 21/09/04Coordenadas: X = 426,783.00
Y = 7,806,595.00Z = 1,465.00
PRUEBA DST#1:Inició Prueba en Fecha: 29-09-2004 Agujero abierto de 6”Tramo: 4905 – 5150 mbbp.Formación Huamampampa
EVALUACION PROMEDIOS:Gas Cond. Agua Presión
(MMPCD) (BBL) (BBL) (PSI)Choke 40/64” 33,42 663,47 - 4,170Choke 44/64” 38,68 731,21 - 3,562Choke 24/64” 16,10 318,65 - 5,520Choke 28/64” 20,69 410,42 - 5,290Choke 32/64” 24,18 509,71 - 4,900Choke 36/64” 28,07 536,79 - 4,518Densidad de Condensado 51.0 ºAPI
EA= Espesor AtravesadoEA= Espesor Real
4906
4969
4995
5054
5070
PF. 5150
ER=26.62
ER=24.93
ER=33.81
EA=63
EA=59
EA=80
4900 m. Tope/Fm. Huamampampa
Ing. Daniel SarmientoFISCAL GCX-YPFB
EA= Espesor AtravesadoER= Espesor Real
REGISTROS NEUTRONICOS LOS PERFILES NEUTRONICOS SON
USADOS PRINCIPALMENTE PARA UBICAR FORMACIONES POROSAS, QUE SON ROCAS CON ESPACIOS VACIOS DENOMINADOS POROS.
ESTOS REGISTROS RESPONDEN A LA CANTIDAD DE HIDROGENO PRESENTE EN LA FORMACIÓN. EN FORMACIONES LIMPIAS, CON POCA ARCILLA, CUANDO LOS POROS ESTAN LLENOS DE AGUA O PETROLEO, EL PERFIL NEUTRONICO NOS DA EL VALOR DEL ESPACIO POROSO LLENO DE FLUIDO.
LOS HC LIQUIDOS TIENEN INDICES DE HIDROGENO CERCANOS AL DEL AGUA. EN CAMBIO EL GAS TIENE UNA COCENTRACION DE HIDROGENO MUCHO MENOR QUE VARIA CON LA T Y LA PRESION.
CUANDO EXISTE GAS DENTRO DE LA ZONA, EL PERFIL NEUTRONICO NOS DA UNA LECTURA DE POROSIDAD DAMASIADA BAJA.
REGISTRO DE DENSIDAD
SE USA PARA DETERMINAR LA POROSIDAD DE LA FORMACION LA MEDICION DE LA DENSIDAD DE LA FORMACION TAMBIEN SE APLICA EN LA IDENTIFICACION DE MINERALES, DETECCION DE GAS, EVALUACION DE ARENAS ARCILLOSAS Y LITOLOGIAS COMPLEJAS EN LA DETERMINACION DE ARCILLAS PETROLIFERAS..
PERFIL SONICO - ES UN REGISTRO DE PROFUNDIDAD
CONTRA DELTA T, EL TIEMPO REQUERIDO POR UNA ONDA COMPRESIONAL DE SONIDO PARA RECORRER UN PIE DE FORMACION.
CONOCIDO TAMBIEN COMO TIEMPO DE TRANSITO, DELTA T ES EL VALOR RECIPROCO DE LA VELOCIDAD DE UNA ONDA COMPRESIONAL DE SONIDO.
EL TIEMPO DE TRANSITO EN UNA FORMACION DADA DEPENDE DE SU LITOLOGIA Y SU POROSIDAD.
RAYOS GAMMA . MIDE LA RADIACTIVIDAD NATURAL DE
LAS FORMACIONES. EN FORMACIONES SEDIMENTARIAS, EL
PERFIL DE R.G. REFLEJA EL CONTENIDO DE LUTITA DE LAS FORMACIONES. ESTO ES PORQUE LOS ELEMENTOS RADIACTIVOS TIENDEN A CONCENTRARSE EN ARCILLAS Y LUTITAS.
FORMACIONES LIMPIAS TIENEN UN NIVEL BAJO DE RADIACTIVIDAD AL MENOS QUE ESTEN CONTAMINADAS DE CENIZAS VOLCANICAS O GRANITOS RADIACTIVOS O AGUAS DE F. CON K.
POTENCIAL ESPONTANEO: - LA CURVA DEL POTENCIAL ESPONTANEO
(SP) ES UN REGISTRO DE LA DIFERENCIA DE POTENCIAL DE UN ELECTRODO MOVIL EN EL POZO Y UN POTENCIAL FIJO EN UN ELECTRODO DE SUPERFICIE, EN FUNCION DE LA PROFUNDIDAD..
EL SP ES UTIL EN LODOS DULCES PARA: DETECTAR CAPAS PERMEABLES. - UBICAR SUS LIMITES Y PERMITIR LA
CORRELACION ENTRE CAPAS. - VALORES CUALITATIVOS DE ARC.ILLA
DE UNA CAPA. VALORES DE RT DEL W. DE FORMACION.
EL SP SE REGISTRA EN LA PISTA 1, TRAMO DE LA ISQUIERDA DEL PERFIL, JUNTO CON CURVAS DE RESISITIVIDAD O CON EL SONICO.
FRENTE A LAS LUTITAS LAS LECTURAS DE LA CURVA DEL SP SON MAS O MENOS CONSTANTES Y TIENDEN A SEGUIR UNA LINEA RECTA EN EL PERFIL. LLAMADA LINEA BASE DE LAS LUTITAS.
FRENTE A LAS FORMACIONES PERMEABLES LA CURVA DEL SP SE APARTA DE LA LINEA BASE DE LUTITAS.
EN CAPAS DE SUFICIENTE ESPESOR TIENDE A ALCANZAR UNA DESVIACION CONSTANTE DEFINIENDO UNA LINEA DE ARENAS.
LA DESVIACION PUEDER SER HACIA LA ISQUIERDA (NEGATIVA) O HACIA LA DERECHA (POSITIVA) DE PENDIENDO DE LAS SALINIDADES RELATIVAS DE L AGUA DE FORMACION Y DEL FILTRADO DEL LODO.
EL SP NO SE PUEDE REGISTRAR EN POZOS LLENOS DE LODOS NO CONDUCTORES.
RESISTIVIDAD - LA RESISTIVIDAD DE UNA SUSTANCIA
ES SU HABILIDAD PARA IMPEDIR LA CIRCULACION DE UNA CORRIENTE ELECTRICA A TRAVES DE SI MISMA.
-LA UNIDAD DE RESISTIVIDAD USADA EN EL PERFILAJE ELECTRICO ES EL OHMIO-METRO2/M (ABREVIADO 0MH-M2/M O A VECES, OHM-M).
LA RESISTIVIDAD DE UNA FORMACION EN OHM-M, ES LA RESISTENCIA EN OHMIOS DE UN CUBO DE UN METRO DE LADO CUANDO LA CORRIENTE FLUYE ENTRE CARAS OPUESTAS DEL MISMO.
CONDUCTIVIDAD - ES LA RECIPROCA DE LA RESISTIVIDAD,
EXPRESADA EN mhos por metro. EN LA PRACTICA DEL PERFILAJE ELECTRICO, PARA EVITAR LAS FRACCIONES DECIMALES, SE EXPRESA LA CONDUCTIVIDAD EN MILESIMOS DE mho por metro o milimhos por metro (mmhos/m).
UNA RESISTIVIDAD DE UN ohm-m CORRESPONDE A UNA CONDUCTIVIDAD DE 1000 mmhos/m,.
-LAS RESISTIVIDADESDE LAS FORMACIONES GENERALMENTE ESTAN COMPRENDIDAS ENTRE 0,2 Y 1000 OHM-M
PERFILES DE ULTIMA GENERACION MEDIANTE LA UTILIZACION DE PERFILES
DE ULTIMA GENERACION , TALES COMO: - SONICO DIPOLAR, RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR,.
ENSAYADOR DE FORMACIONES MODULAR RAYOS GAMMA ESPECTRAL.. IMÁGENES ACUSTICAS. IMÁGENES MICRORESISTIVAS. CONTROL GEOLOGICO. SE HAN PODIDO Y CARACTERIZAR MAS
EXACTAMENTE LITOLOGIAS COMPLEJAS, COMO: ROCAS CARBONATICAS, IGNEAS Y PIROCLASTICAS.
TIPOS DE RESERVORIOS
IGNEO FISURADO POROSIDAD POR ENFRIAMIENTO. POROSIDAD POR ENFRIAMIENTO Y
FRACTURACION. CLASTICOS Y CARBONATICOS..
TERMINOLOGIA UBD: PERFORACION EN BAJO BALANCE NMR: RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR MDT: ENSAYADOR DE FORMACIONES
MODULAR. DSI, XMAC: SONICOS DIPOLARES. FMI, UBI, CBIL: IMÁGENES DE POZO. FRACPRO: SIMULADOR DE FRACTURA.
CARACTERISTICAS DE LAS HERRAMIENTAS
EN EL PROCESO DE OPTIMIZACION SE CONFIGURA UN ARREGLO OPTIMO DE HERRAMIENTAS DE EVALUACION QUE PERMITE OBTENER MEJORAS DIRECTAS SOBRE LA TOMA DE DECISION.
ESTE ARREGLO SE BASA EN LA COMBINACION DE HERRAMIENTAS SONICAS DIPOLARES (DSI, XMAC), IMÁGENES DE POZO (FMI, UBI, CBIL), RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR (NMR), ENSAYADOR MODULAR (MDT).
POR ULTIMO CON LAS DE USO CONVENSIONAL: RESISTIVIDADES DE ALTA
RESOLUCION, - DENSIDAD – NEUTRON – SP – GR), CONTANDO SIEMPRE CON EL APOYO FUNDAMENTAL DE LA INFORMACION APORTADO POR EL CONTROL GEOLOGICO.
Hace más de medio siglo se introdujo el registro eléctrico de pozos en la industria petrolera. Desde entonces, se han desarrollado y utilizado, en forma general, mucho más y mejores dispositivos de registro.
A medida que la ciencia de los registros de pozos petroleros avanzaba, también lo hacia el arte de la interpretación de datos.
El registro de pozo es un registro que contiene la información obtenida de un pozo que indica datos tales como resistividad, radioactividad, potencial espontáneo y velocidad acústica como función de la profundidad.
El registro de pozo es importante para:
◦ La determinación de la litología (descripción de rocas a base de sus características físicas y químicas);
◦ La definición de intervalos de inyección eficaces;◦ La demostración sobre la integridad mecánica de un
pozo.
En términos generales, el registro de pozo tiene los siguientes usos:
Identificación de la formación; Identificación de las características de la
formación física, como porosidad, permeabilidad, fluidos, etc.;
Determinación del flujo de fluidos; Evaluar la construcción del pozo o
influenciar en la construcción del mismo.
En el año de 1927 se realizo el primer registro eléctrico en el pequeño campo petrolero de Pechelbronn, Alsacia, provincia del noreste de Francia. Este registro, una grafica única de la resistividad eléctrica de las formaciones rocosas atravesadas por el pozo, se realizó por el método de "estaciones". El instrumento de medición de fondo (llamado sonda),.
3.- HISTORIA.-
En el año de 1929, el registro de resistividad eléctrica se introdujo comercialmente en Venezuela, Estados Unidos y Rusia y, un poco mas tarde, en las Indias Orientales Holandesas. Rápidamente se reconoció en la industria petrolera la utilidad de la medición de la resistividad para propósitos de correlación y para la
En 1931, la medición del potencial espontaneo (SP) se incluyo con la curva de resistividad en el registro eléctrico. En ese mismo año, los hermanos Schlumberger, Marcel y Conrad, perfeccionaron un método de registro continuo y se desarrollo el primer trazador grafico.
BERMEJOX-44
Los principales parámetros que se estudian en la evaluación de la formación son:
PorosidadPermeabilidadResistividadLitología y MineralogíaSaturación
4.- PROPIEDADES DE LA FORMACION.-
Los perfiles de tipo físico son los que describen las rocas encontradas durante la perforación del pozo o proporcionan una descripción del historial de perforación del pozo. Pero este grupo no incluyen a las evaluaciones realizadas con sensores.
5.- PERFILES DE TIPO FISICO.-
6.- TIPO DE FORMACIONES.-
7.- PERFILAJE CON SENSORES O LOGGING.-
Una vez que el pozo a sido perforado una herramienta de medición es bajada dentro del pozo por medio de un cable. La herramienta hace las mediciones de la formación y las envía hacia la superficie para que la información sea analizada, luego la herramienta es extraída del pozo hacia la superficie.
Las lecturas tomadas por esta herramienta son grabadas en un papel largo conocido como perfil o registro. Estas lecturas son interpretadas para determinar las características de las formaciones que se perforaron y los fluidos que estas contienen.
El uso de la palabra perfil se refiere a una curva o grupo de curvas particulares. Los nombres de los perfiles se refieren a la fuente usada para obtener las mediciones. Todas estas fuentes ayudan a crear registros (perfiles), los cuales contienen una o mas curvas relacionada con alguna de las propiedades de la roca los perfilajes disponibles en la industria petrolera se la puede clasificar en:
8.- CLASES DE PERFILES.-
En 1931 accidentalmente se descubre el Potencial Espontaneo (SP) producido de forma natural por el lodo de perforación en la vecindad del pozo.
El potencial espontaneo indica principalmente la litología de la formación.
El SP tiene la habilidad de identificar zonas permeables (areniscas) e impermeables (lutitas, esquistos).
También el SP es utilizado para correlacionar zonas entre diferentes pozos y es medido en mili voltios (mV).
El potencial espontaneo es generalmente grabado en el lado izquierdo del perfil.
9.- PERFIL DE INDUCCION ELECTRICA, POTENCIAL ESPONTANEO (SP).-
Las herramientas para medir la resistividad de las formaciones se dividen en dos tipos, estos son:
Laterolog Inducción
10.- PERFIL DE RESISTIVIDAD.-
Los perfiles de radiación dieron inicio en 1940 con la medición de los rayos gamma emitidos por las rocas a través de la formación hacia el pozo.
El perfil de rayos gamma mide la radioactividad natural de las formaciones y puedes ser utilizado para identificar litologías y correlacionar estratos.
11.- PERFILES DE RAYOS GAMMA.-
El perfil de calibración proporciona una medición continua del diámetro del pozo versus su profundidad.
Estos perfiles en su mayoría son realizados en pozo no terminados (sin tubería de revestimiento).
Las mediciones se realizaran utilizando una herramienta con tres brazos, esta herramienta se baja en el pozo para luego extender los brazos que van midiendo el diámetro del pozo a medida que la herramienta es extraída del pozo. Los cambios en la geometría del pozo están relacionados a fracturas, cambios en litología, integridad de la pared del pozo, etc.
12.- PERFIL DE CALIBRACION.-
Los siguientes perfiles de pozos son considerados perfiles de porosidad por que todos ayudan a calcular la porosidad, sin embargo ninguno de estas evaluaciones mide la porosidad de forma directa.
Los perfiles que ayudan el cálculo de la porosidad son:
13.- PERFILES DE POROSIDAD.-
En 1946 se produjo el primer perfil sónico, en sus inicios esta tecnología permitió la mejor determinación de la profundidad y mejor localización de las perforaciones en las formaciones productoras.
Los perfiles sónicos generalmente trabajan emitiendo señales de 20 kHz a 30 kHz, pero pueden encontrarse equipos que trabajen a rangos mayores.
Las herramientas miden le intervalo de tiempo que requiere una onda compresional de sonido para recorrer un pie de distancia y se mide en micro segundos por pie (µseg/ft).
13.1.- Perfiles Sónico.-
Los perfiles sónicos además de permitir la evaluación de la porosidad de la formación sirve para:
◦ Evaluación de la adhesión del cemento.◦ Detección de fracturas.◦ Determinación de la litología de la formación.◦ Medición de las propiedades mecánicas de las
rocas.◦ Inspección de la pared del pozo y la integridad
de la tubería de revestimiento.◦ Detección de formaciones con presión anormal.◦ Identificación de formaciones gasíferas.
El perfil de densidad fue introducido en 1962 y pertenece al tipo de perfiles de radiación.
En este tipo de perfilaje se bombardea la formación con rayos gamma y un lector mide las reflexiones de los rayos gamma.
El número de rayos gamma que son reflejados y que retornan al equipo de medición versus los rayos que no retornan se relacionan con la densidad de la formación.
Puede medir la densidad total (parte solida de la roca y fluidos) y la densidad de la matriz (parte solida de la roca).
13.2.- Perfiles de Densidad.-
El perfil de neutrón tiene sus inicios en los 60`s y pertenece al tipo de perfiles de radiación.
El perfil del neutrón también mide los rayos gamma que retornan a la formación. Este puede medir la concentración de hidrogeno en la formación, con esto se puede determinar la porosidad y el contenido de la formación.
13.3.- Perfil de Neutrón.-
La tecnología de los perfiles de neutrón ha ido mejorando y ahora se tiene:
Perfil de neutrón de pulso Perfil de neutrón electroscopico
El perfil de resonancia magnética nuclear detecta los fluidos en la vecindad del pozo pero la parte solida de la formación es prácticamente invisible.
Este tipo de perfil trabaja enviando pulsos que polarizan los hidrógenos que contiene el agua, petróleo y gas natural de los poros.
A medida que los hidrógenos polarizados se reordenan a su estado natural inducen señales que son medidas por las herramientas de NMR la amplitud de estas señales se relaciona directamente con la porosidad de la formación.
13.4.- Perfil de Resonancia Magnética Nuclear (NMR).-
Además de la determinación de la porosidad, también el NMR permite determinar permeabilidad y saturación inicial del agua.
En general la permeabilidad determinada por mediciones del NMR es más precisa que las obtenidas de correlaciones entre porosidad y permeabilidad. Es importante recordar que este tipo de perfil no hace uso de la radiación para lograr sus mediciones (el equipo de NMR no contiene ninguna fuente de radiación).
Las tecnologías para medir la precisión del pozo perforado (y poder realizar las correcciones necesarias sobre la marcha) datan desde principios del siglo pasado cuando Elmer Sperry y Joseph Newton Pew desarrollaron el SurWell, una unidad giroscópica que podía medir la inclinación y la dirección dentro del hueco. No fue sino hasta los años 80 que Sperry Drilling Services incorporó servicios de MWD (Measurement While Drilling) y LWD (Logging While Drilling) que revolucionaron la industria y permitieron el desarrollo de perforaciones horizontales y direccionales.
14.- MWD Y LWD, MEDIR Y REGISTRAR MIENTRAS SE PERFORA
MWD: MEDICIONES DURANTE LA PERFORACIONES
. LWD: REGISTRO DURANTE LA PERFORACION.
Esto ha permitido que las compañías de gas y petróleo lleguen más rápido, de manera más precisa y con unos costos más efectivos a los yacimientos buscados. Los servicios MWD se usan para determinar la trayectoria y la posición, del pozo siendo perforado, en el espacio tri-dimensional. MWD es una herramienta valiosa que puede establecer la profundidad vertical verdadera, la localización del fondo del pozo, y la orientación de los sistemas de perforación direccional.
La tecnología MWD ha evolucionado y hoy existen varios tipos de sensores entre los cuales se pueden mencionar los que obtienen medidas en tiempo real del calibre el hueco del pozo, la inclinación y profundidad del trépano, las aceleraciones torsionales, laterales y axiales de la sarta de perforación, la presión del espacio anular y el posicionamiento del hueco del pozo.
Los sistemas de MWD tradicionales funcionan con sistemas de ondas y pulsos transmitidos por una columna continua de fluido.
Los sistemas de toma de registro mientras se perfora (LDW) ayudan a obtener información en tiempo real sobre ángulos pronunciados en perforación horizontal con lo cual se asegura un uso eficiente de las tecnologías avanzadas de perforación.
La medición de parámetros de perforación en “tiempo real” o al mismo tiempo que la perforación rotativa es llevada a cabo constituye una nueva técnica dentro de la industria de las investigaciones de terreno. Sin embargo, esta técnica permite incorporar un considerable valor agregado a las investigaciones de perforaciones rotativas.
14.1.- Registro de Parámetros de Perforación en Tiempo Real (MWD)
Desde hace algunas décadas, las compañías buscaron la manera de registrar las formaciones durante la perforación, aunque tecnológicamente era muy difícil fabricar herramientas que pudieran contrarrestar las difíciles condiciones de fondo y trasmitir información confiable.
Diferentes métodos de transmisión fueron utilizados: electromagnéticos, acústicos, de pulsos, de modulación de pulsos. Los sistemas MWD más comunes son el sistema de pulsos de presión y el de transmisión de pulsos modulados de presión.
14.2.- Descripción del Equipo de Medición MWD - LWD
Las herramientas utilizadas actualmente para realizar mediciones durante la perforación (MWD-LWD) son capaces de registrar y proporcionar datos sobre la perforación al momento de ir perforando. A continuación se describen:
◦ 1.-El registro de desviación o survey en tiempo real,
en el cual se incluye la inclinación ( Drift ), el azimuth ( Rumbo ), así como la cara de la herramienta ( Toolface ) permitiendo al perforador direccional dirigir el pozo a través de los registros obtenidos por medio del survey registrado.
◦ 2.- En las diversas herramientas MWD-LWD incluyen registros como lo son: resistividad, porosidad, densidad de las diversas formaciones existentes.
Las mediciones y registros de cada una de las herramientas MWD son trasmitidas hacia la superficie a través de los pulsos que son originados cuando la herramienta de medición registra estos pulsos por medio del lodo de perforación.
Las Propiedades del Lodo de Perforación y el Caudal deben de mantenerse estables para no tener cambios en los pulsos.
Transmisión de mediciones por medio de pulsos
1.- Sensores de superficie para medición de parámetros de perforación, como la profundidad del pozo.
2.- Transductor de presión en la superficie que recibe la señal de medición de la herramienta MWD.
3.- Una computadora en la superficie la cual se utiliza para decodificar los datos enviados por medio de la herramienta.
14.3.- Componentes del Sistema MWD
Herramientas de Medición y Registros MWD
15.- NUEVAS TECNICAS DE REGISTROS DE POZOS
Pemex Exploración y Producción (PEP), a través de su Gerencia de Productividad de Pozos de la Subdirección de Tecnología y Desarrollo Profesional (GTDP) y de su Activo Luna, encaró la problemática de efectuar registros simultáneos de temperatura y presión en pozos fluyentes de alta temperatura.
El sistema SLIMETRE, enfocado a efectuar registros simultáneos de temperatura, presión y coples en pozos petroleros fluyentes de alta temperatura.
15.1.- El Sistema SLIMETRE: Registros en Pozos Petroleros de Alta Temperatura
La temperatura máxima de trabajo del Sistema es 220°C, esto es 50°C mayor que la temperatura máxima de trabajo de las herramientas similares estándar. Con este tope se cubren adecuadamente las temperaturas máximas esperadas a aproximadamente 6.5 km de profundidad en los pozos.
La presión máxima de trabajo es 12,000 psi, que cuenta con un apropiado factor de seguridad para las presiones esperadas a la profundidad mencionada.
Las herramientas tienen un diámetro exterior de 1 11/16 pulgadas, lo que permite su utilización en pozos fluyentes.
Su construcción en titanio provee alta resistencia mecánica y protección contra ambientes químicos hostiles.
No hay limitación para el tiempo que las herramientas pueden permanecer a fondo de pozo.
El moderno Subsistema de Adquisición de Datos despliega las mediciones en forma tabular y gráfica, en tiempo real.
También permite detectar posibles fallas instantáneamente; esto constituye una enorme ventaja sobre sistemas que tienen memoria en la herramienta y que requieren la recuperación de la misma antes de que se pueda saber si tuvieron alguna falla durante el registro.
El sistema SLIMETRE fue utilizado exitosamente para correr una serie de registros en pozos del Activo Luna.
Algunos resultados destacables obtenidos con estos registros:
Máximas temperatura y presión registradas 188°C y 8,650 psi, respectivamente;
Máxima profundidad de registro 5,500 m; El tiempo máximo en que una
herramienta estuvo registrando a fondo de pozo fue de 53 horas.
Los registros direccionales son de gran utilidad para: • Permitir los cálculos de las
coordenadas del pozo a diferentes profundidades, especificando con precisión la trayectoria del pozo y la posición actual.
• Medir la inclinación y la dirección en el fondo del pozo y determinar por tanto hacia donde se dirige el pozo.
• Localizar “patas de perro” (dog leg) y permitir calcular los valores de la severidad del dog leg (curvatura total del pozo).
15.2.- Registros Direccionales
La medición de la “Dirección” de un pozo se puede expresar en varios formatos. Los dos más usados en perforación y registros direccionales son:
1. Cuadrante2. Azimut
Por ejemplo, el método del Cuadrante
expresa la dirección de la siguiente forma: N 45° O ó S 38° O ó N 63° O etc.
Y el método del Azimut expresa las direcciones como:
45° ó 142° ó 297° etc.
El EMS es lo último en tecnología de registros direccionales magnético electrónicos de multitomas para pozos, alcanzando nuevos estándares de precisión en registros direccionales magnético usando acelerómetros y magnetómetros triaxiales para medir una variedad de parámetros dentro del pozo.
Además de la inclinación y la dirección del pozo, calcula el ángulo de inclinación magnética y la fuerza del campo en cada estación de registro direccional.
Además, el EMS mide la temperatura y está diseñado para un rango entre 0 y 125° C.
Puede guardar datos hasta para 1.023 puntos de registros direccionales.
15.2.1.- Herramienta de Survey Electrónico Magnético (EMS)
El equipo de superficie incluye un computador portátil resistente, el cual procesa los resultados, y una impresora para el sistema.
Después de tomar los registros direccionales, la herramienta se reconecta al computador del sistema, el cual procesa los datos e imprime un reporte en el lugar del pozo.
Como usa una memoria electrónica para guardar los datos, el sistema elimina muchas de las fuentes de error asociadas con lo sistemas de cámaras, como el error en la introducción de los datos o malas interpretaciones.
El equipo de superficie incluye un computador portátil resistente, el cual procesa los resultados, y una impresora para el sistema.
Después de tomar los registros direccionales, la herramienta se reconecta al computador del sistema, el cual procesa los datos e imprime un reporte en el lugar del pozo.
Como usa una memoria electrónica para guardar los datos, el sistema elimina muchas de las fuentes de error asociadas con lo sistemas de cámaras, como el error en la introducción de los datos o malas interpretaciones.
Es una herramienta de registro direccional que se usa para dar lecturas continuas a la superficie de los datos de registros direccionales mientras se perfora el pozo con un sistema de navegación.
Se corre una sonda electrónica en una línea conductora y va sentado en un sustituto orientador puesto sobre el motor o sobre el MWD. En la sonda están los sensores electrónicos que miden la inclinación, el azimuth y el toolface del pozo.
Los resultados de los registros direccionales son transmitidos desde la sonda vía el conductor hacia la superficie, donde un computador analiza la señal y da una lectura digital de los ángulos medidos.
15.2.2.-Herramienta Dirigible de Cable (Wireline)
Dentro de estas herramientas se tienen los siguientes:
Seeker (Buscador) Giroscopio Multitomas (multishot) Giroscopio de Toma Unica (single shot)
15.2.3.- Herramientas Giroscópicas
Las herramientas de registros direccionales que utilizan brújulas magnéticas para medir la dirección no se pueden usar en pozos revestidos ya que la presencia del revestimiento de acero originará lecturas erróneas.
Esto puede ocurrir también cuando se hacen registros direccionales en un pozo abierto donde hay cerca pozos revestidos.
Bajo estas circunstancias, se reemplaza la brújula magnética por una brújula giroscópica que no está afectada por la presencia de campos magnéticos.
Esta configuración de herramienta se conoce como un giroscopio de toma única.
15.2.3.1.- Giroscopio de Toma Unica (single shot).-
Una vez que se corre una sarta de revestimiento, la trayectoria del pozo revestido se puede obtener con un giroscopio multitomas.
El giroscopio multitomas se corre con wireline y los registros direccionales se hacen mientras se baja la herramienta en el pozo.
Esto se hace para reducir el error causado por la variación de giro del giroscopio, la cual es significativa sobre períodos de tiempo largos.
El giroscopio se mantiene estacionario por unos minutos, tomando una serie de fotografías del mismo punto.
15.2.3.2.- Giroscopio Multitomas (multishot)
En el seeker, se monta un giroscopio de niveles en un montaje giratorio con un único acelerómetro.
El giroscopio mide el nivel de rotación de la tierra en cada estación de registros direccionales y el acelerómetro mide la fuerza de gravedad.
Esta información se transmite a la superficie vía wireline donde el computador del sistema determina la dirección del pozo independientemente para cada estación.
EL seeker permite registros direccionales en tubería de perforación, pozos profundos y tubería de producción, convirtiéndolo en una de las herramientas de registro más precisas y versátiles disponibles.
15.2.3.3.- Seeker (Buscador)
El Ring Laser Inertial Guidance Surveyor (RIGSTM) (Localizador Anular con Guía Inercial por Laser) es un sistema de registros direccionales de alta velocidad y alta precisión que obtiene datos continuamente mientras el sensor se mueve en el pozo.
El RIGS es un sistema de navegación inercial de tres ejes. Con la ayuda de técnicas avanzadas de medición por wireline, su precisión es de 1 a 2 pies / 1.000 pies de pozo registrado, con un máximo error horizontal de 2,6 pies / 1.000 pies.
15.2.4.- RIGS
Los resultados son tres veces más precisos y se completan en la mitad del tiempo de los registros direccionales convencionales con giroscopio de niveles.
El sistema RIGS alcanza su mayor nivel de precisión combinando tecnología de navegación inercial con un sofisticado modelo matemático con técnicas avanzadas de medición por cable fino.
El sensor RIGS INS mide los cambios en su posición en el espacio en 3 dimensiones, generando coordenadas norte / sur, este / oeste y hacia abajo a lo largo de la trayectoria del pozo.
El RIGS no es sólo extremadamente preciso, sino que también es la manera más rápida de sondear un pozo revestido con revestimiento de 7 pulgadas como mínimo.
Por ejemplo, el tiempo de alineamiento promedio para el sensor del RIGS es de unos 12 minutos. Se hace un chequeo de desviación de 3 minutos para verificar los parámetros iniciales.
Es muy importante el estudio de la Petrofísica y Registros de Pozos dentro de la industria petrolera, ya que con los parámetros que se obtienen de todos los diferentes registros se puede analizar a la formación, el tipo de roca y los fluidos que se encuentran en estos, y así poder determinar la existencia de hidrocarburos para luego ser explotados si es conveniente comercialmente.
La evolución de los registros a través de estos años y con la ayuda de la tecnología se puede tener una mayor apreciación y exactitud de los parámetros que se obtienen.
16.- CONCLUSIONES
Los registros de pozos por ser técnicas que evalúan las formaciones in situ, brindan mayor información de los parámetros físicos y geológicos del pozo.
Para realizar la interpretación óptima de los registros de pozos es necesario utilizar un conjunto de ellos.
Los modernos softwares presentan registros finales que facilitan en gran medida la interpretación de los registros de pozos.
Las técnicas de registros en LWD Y MWD se basan todo en los registros de sónico, gamma ray, densidad, etc.
REGISTROS GEOVISION
Datos Comparativos sobre Herramientas y
Competencia de Registros Direccionales
Sistema de adquisicion de Registros en Condiciones
Dificiles TLC
IMÁGENES DE LA PARED DEL POZO EN TIEMPO REAL
GENERACION DE IMÁGENES DURANTE LA PERFORACION
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