Registro De Hidrocarburos Mudg 52h5s

REGISTRO DE DETECCION HIDROCARBUROS

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El Registro de detección de Hidrocarburos es una técnica que se aplica, prácticamente, en toda la industria petrolera a nivel mundial utilizándose durante la perforación de pozos petroleros, principalmente de carácter exploratorio. En México, se tienen datos de su inicio de utilización a finales de la década de los cuarenta. 2

El Registro de Hidrocarburos proporciona evidencia física del contenido de estos, en la formación en el momento que se está perforando y se establece sobre una base continúa durante la perforación del pozo. El principio del método se basa en que los dientes de la barrena resquebrajan la formación en pequeños cortes dejando en libertad parte de los hidrocarburos contenidos en las formaciones porosas y permeables. La porción de los hidrocarburos liberada, ya sean líquidos o gaseosos, es transportada a la superficie por medio del lodo de perforación, en tiempo de atraso donde son detectados por el equipo que constituye una unidad detectora de hidrocarburos. 3

Unidad de registro detectora de hidrocarburos

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La información que proporciona el Registro de Hidrocarburos solo tiene un valor cualitativo, ya que los resultados obtenidos están sujetos a la intervención de varios factores que influyen en magnitud a las manifestaciones de gas y/o aceite. Algunos de estos factores son:

• Desgaste de la barrena • El volumen de lodo empleado • • •

para perforar el

intervalo Invasión del lodo y filtrado del mismo Influencia de la columna hidrostática en la magnitud de la manifestación Variación en las lecturas causadas por derrumbe

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Con esta técnica, mediante la utilización de una unidad detectora de hidrocarburos la cual está presurizada, computarizada e instalada junto al equipo de perforación cerca del área de las “temblorinas”, es posible obtener, a partir del lodo de perforación y de los cortes de roca recuperados así como, del mismo proceso de perforación, la siguiente información:

• • • • •

Gas total contenido en el lodo y su cromatografía Detección de gas y/o aceite contenido en los cortes Detección de presencia de gas sulfhídrico Variaciones en la velocidad de penetración Decremento o incremento del volumen de lodo en las presas 6

Recuperación de la muestra

¾La muestra se toma al tiempo de atraso aproximadamente a la mitad del metro que va a ser analizado. ¾Esta se toma en la temblorina del equipo, en un recipiente metálico. ¾La muestra se lavar con diesel cuando se está perforando con lodo de emulsión inversa y con agua cuando se está perforando con lodo base agua.

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Registro de detección Hidrocarburos

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Registro de Exponente “D”

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Unidad de Registro de Hidrocarburos

Unidad detectora de hidrocarburos en una plataforma marina

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Cromatógrafo convencional

Detector de CO2

Cromatógrafo FID

Detector de gas

Detector de H2S

La unidad cuenta con sistemas modulares de monitoreo

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GAS TOTAL EN LODO Y CROMATROGRAFIA

Este parámetro se obtiene en forma continua durante la perforación y representa el cúmulo de los diferentes tipos de gas que se incorporan al lodo. Es importante conocer esta información ya que permite identificar intervalos con impregnación de hidrocarburos y, a la vez, prever posibles situaciones de descontrol en al pozo. Mediante la cromatografía se realiza un diagnóstico cualitativo y cuantitativo del gas extraído del lodo de perforación, proporcionando un análisis detallado de todos sus componentes (metano, etano, propano, etc.). La detección de este gas se realiza en forma continua obteniéndose una evaluación inmediata de su potencial de hidrocarburos. 12

DETECCION DE GAS Y/O ACEITE CONTENIDO EN CORTES

Mediante este análisis, es posible identificar el aceite contenido dentro del espacio poroso de los cortes de roca o núcleos y que por razones de densidad del fluido de perforación o baja permeabilidad de la roca no se haya manifestado en la lectura de gas en el lodo. Lo anterior se logra mediante la trituración de la muestra liberándose el gas contenido en la misma. Este parámetro es importante ya que auxilia en la determinación de cuerpos potencialmente explotables mediante técnicas de fracturamiento.

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Indicios de hidrocarburos El reconocimiento y la evaluación de los hidrocarburos presentes en las muestras de canal es otra de las responsabilidades mas importantes del geólogo. Debe estar familiarizado con los diferentes métodos de prueba y detección de hidrocarburos y debe emplearlos frecuentemente durante el análisis y descripción habitual de las muestras. Los recortes con Buena porosidad siempre deben probarse para determinar la presencia de hidrocarburos.

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Análisis de la muestra Fluorescencia: se entiende por fluorescencia la particular luminiscencia que presenta ciertas sustancias que al ser afectadas por la luz ultravioleta, emiten radiaciones de longitud de onda mayor, comprendida en el espectro visible. La fluorescencia se determina colocando una muestra que se sospeche tenga aceite, dentro de un fluoroscopio

Procedimiento: Se coloca la muestra en una porcelana y se le agregan 2 gotas de acetona, posteriormente se mete la porcelana dentro del fluoroscopio 15

Los solventes mas comunes son el benceno, el éter y la acetona. Estos reactivos dan resultados satisfactorios. El color de la fluorescencia de los aceites crudos va desde el café a través del verde, dorado, azul, amarillo, hasta el blanco. El aceite mas pesado tiene una fluorescencia más oscura. Aceites pesados (asfalto y residual) no tienen fluorescencia residual, pero su fluorescencia de separación es café claro a muy oscuro por la acción de disolución en el solvente.

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DETECCION DE GAS Y/O ACEITE CONTENIDO EN CORTES

Asimismo, en los cortes y núcleos se analiza la fluorescencia la cual se determina mediante la longitud de onda del espectro óptico de los hidrocarburos observada al fluoroscopio y permite reconocer la presencia y tipo de hidrocarburos de acuerdo con el color del corte e intensidad del mismo así como, una cuantificación inicial del porcentaje de hidrocarburos en relación a la muestra. A la vez, en las rocas carbonatadas, mediante análisis químico se evalúa la solubilidad o sea el porciento de carbonato de calcio presente en las rocas, con el fin de clasificarlas en cuanto al contenido de arcillas presentes, lo que permite tener antecedentes para programas posteriores de estimulación 17

Análisis de la muestra Solubilidad: Es el porcentaje de CaCo3 de la muestra, es decir a mayor valor de solubilidad, más pura la roca en CaCo3. Procedimiento: Se determinara la solubilidad con la ayuda de un calcímetro previamente calibrado. Calibración: Se coloca un gramo de CaCo3 dentro del vaso del calcímetro, se miden 10 ml de HCL (10%) en una probeta, este se coloca dentro de un recipiente mas pequeño y se introduce dentro del vaso del calcímetro. 18

Posteriormente se cierra herméticamente sin desbordar el HCl; se ajusta el tornillo del manómetro en posición de cerrado, se agita el calcímetro con movimientos circulares, se notará un incremento en la lectura del manómetro esa lectura estará en psi, siendo esta su 100% de Caco3.

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Para determinar la solubilidad de la muestra: Procedimiento: Se coloca un gramo de muestra dentro del vaso del calcímetro previamente seca y molida en el mortero, se miden 10 ml de HCL (10%) en una probeta, este se coloca dentro del recipiente pequeño, y se introduce dentro del vaso del calcímetro. Posteriormente se cierra herméticamente sin desbordar el HCl; se ajusta el tornillo de manómetro en posición de cerrado, se agita el calcímetro con movimientos circulares, se notará un incremento en la lectura del manómetro, esa lectura es la que se tomará en cuenta. 20

Para determinar la solubilidad de la muestra: Supongamos que el 100% de solubilidad con Caco3 nos dio 21 psi y la muestra arrojo un resultado de 11 psi. Simplemente efectuamos una regla de 3 es decir:

Si

21 – 100% 11 X X= 52.38% de solubilidad

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Tabla de solubilidad:

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DETECCION DE PRESENCIA DE GAS SULFHIDRICO La presencia de gas sulfhídrico en el gas total provoca que este se manifieste como si fuera un hidrocarburo ya que, a 400°C, se inicia la disociación de sus componentes. Al separarse el azufre, este se adhiere al filamento del detector volviéndolo insensible. Su detección es de gran importancia por ser un gas letal para el ser humano y, además, su alto grado de corrosión afecta considerablemente la tubería y herramientas de perforación. La unidad registradora de hidrocarburos está equipada con alarmas sonoras y visibles calibradas a una variación de 10 ppm. 23

DETECCIÓN DE H2S DETECCION DE PRESENCIA DE GAS SULFHIDRICO Existen 4 sensores detectores de H2S, los cuales están ubicados En lugares estratégicos que son: 1.- Unidad de registro de hidrocarburos 2.- Piso de perforación 3.- Temblorina de salida de lodo 4.- Presa de succión. Existen 2 alarmas de H2S, de las cuales una es audible y visual y la otra solamente visual. Están calibradas para activarse en el rango mínimo de 10 ppm alarma en color ámbar y 20 ppm alarma en color rojo y audible simultáneamente a petición del cliente. En lugares estratégicos que son: 1.- Piso de perforación 2.- Presa de succión.

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DETECCIÓN DE H2S DETECCION DE PRESENCIA DE GAS SULFHIDRICO

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DETECCIÓN DE H2S DETECCION DE PRESENCIA DE GAS SULFHIDRICO

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DETECCIÓN DE H2S

SENSOR H2S

DETECTOR DE H2S 27

VARIACIONES EN LA VELOCIDAD DE PENETRACION

La velocidad de penetración se define como el tiempo en minutos que tarda la barrena en perforar un metro y se reporta en minutos/metro o en metro/hora. Llevar un control continuo de la velocidad de penetración es de gran importancia puesto que, al perforarse una secuencia litológica con las mismas condiciones de perforación, la variación en la velocidad de penetración es indicativa de un cambio de porosidad y/o de la litología penetrada. Determinar con oportunidad una variación en la velocidad de penetración permite, en su momento, tomar las precauciones necesarias ante la posibilidad de un reventón (Blow out) o de una perdida de fluido. 28

VARIACIONES EN LA VELOCIDAD DE PENETRACION

Siendo la velocidad de penetración una variable que depende tanto de las condiciones de operación como de las del subsuelo, se ve afectada por diferentes causas, entre las cuales están: Condiciones de perforación:

• • • • • • •

Condiciones del subsuelo:

Diámetro de la barrena Peso aplicado a la barrena Velocidad de rotación Condiciones del lodo

• • • •

Porosidad de la roca Dureza de la formación Profundidad Presión de la formación

Limpieza del fondo del agujero Tipo de barrena Presión diferencial

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VARIACIONES EN LA VELOCIDAD DE PENETRACION

Asimismo, la velocidad de penetración decrecerá a mayor profundidad por las siguientes causas:

• Las

formaciones se hacen mas consolidadas por la influencia de la presión de sobrecarga, aumento en la temperatura de la formación y pérdida de fluidos contenidos en los poros por el proceso de compactación.

• Debido al peso del lodo de perforación que es mayor conforme se profundiza el agujero.

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VARIACIONES EN LA VELOCIDAD DE PENETRACION

La curva de velocidad de penetración es la curva maestra del Registro de Hidrocarburos, ya que sirve de base para correlacionarla con otras curvas, además de las aplicaciones siguientes:

• • • • •

Indica formaciones suaves, porosas o de alta presión de formación Indica zonas fracturadas Indica cambios de formación Es indicativa para determinar la vida de la barrena Muestra zonas de baja presión

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32

VOLUMEN DE LODO DE PERFORACIÓN

Como todos los anteriores, este parámetro es muy importante por su significado. El decremento en el volumen de lodo significa la presencia de una zona de pérdida de fluido la que, en caso de ser total, puede originar la pegadura de la sarta de perforación. El incremento del volumen significa que se está teniendo ganancia de fluido o sea, que se está incorporando al fluido (aceite, gas o agua) procedente de la formación lo que originará, en el caso de hidrocarburo, un descontrol de pozo y, en el caso de agua, que se descomponga el lodo de perforación y se atrape la tubería de perforación. 33

BIOXIDO DE CARBONO

La determinación de este gas se realiza de manera cualitativa ya que, en la mezcla de gases totales que se encuentran en el lodo, su presencia provoca que la temperatura del filamento detector baje, haciendo variar notablemente las lecturas de gas o anulándolas por completo.

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CLASIFICACION DE LAS MANIFESTACIONES DE GAS

Las características de las manifestaciones de gas, de acuerdo a como son detectadas en la superficie en el lodo de perforación, están íntimamente relacionadas con la barrena. Un cuidadoso análisis permite diferenciar cuatro tipos diferentes de gas:

• Gas liberado • Gas producido • Gas recirculado • Gas de contaminación

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CLASIFICACION DE LAS MANIFESTACIONES DE GAS

Se define como gas recirculado o reciclado aquel que no se liberó completamente de las presas durante una manifestación y es bombeado nuevamente al pozo. En este caso, la manifestación es menor a la original y, a menudo, los hidrocarburos mas volátiles son liberados a la atmósfera, dando como resultado una mayor proporción de hidrocarburos en la cromatografía. Para conocer la cantidad de gas recirculado se determina el gas succión, que consiste en tomar un litro de lodo en la presa de succión, agitarlo en la licuadora durante 10 a 15 segundos y detectar el gas desprendido a 2.2 volts. Dicha lectura se asienta en el registro en el metro que corresponde una vez transcurrido el tiempo de bajada del lodo. 36

CLASIFICACION DE LAS MANIFESTACIONES DE GAS

Se define como gas de contaminación aquel que se introduce artificialmente en el sistema de lodos de perforación y que, proviene de una fuente diferente a la formación. Las operaciones de perforación requieren, en ocasiones, de agregar diversas formas de aceite para producir lubricación adicional a la tubería. En los lodos de emulsión inversa se utiliza diesel. Aunque el diesel en su estado natural no contiene hidrocarburos volátiles y por lo tanto no afecta al equipo de detección de gas, frecuentemente es transportado en pipas que anteriormente pudieron estar cargadas con crudos volátiles y, por consecuencia, pueden tener algunos gases.

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

Tiempo de bajada – Standpipe – Swivel – Kelly



Sarta perf. – TP – DC – Bna

Tiempo de atraso - Espacio anular - Línea de flote - Temblorinas



Objetivo

38

39

40

TIEMPO DE ATRASO Se entiende como tiempo de atraso el

tiempo que los cortes tardan en salir del fondo del pozo a la superficie por el espacio anular. El tener buen control de dicho tiempo es primordial en un pozo petrolero ya que, el correcto control en la colección de las muestras, permitirá tener mejor apoyo en los estudios geológicos que se derivan de las mismas y que son indispensables para conocer la edad de las rocas, su porosidad, su permeabilidad, su ambiente de depósito, etc. 41

TIEMPO DE ATRASO

Existen diferentes maneras de conocer el tiempo de atraso, algunas de ellas prácticas, como son:

• Poniendo un pedazo papel celofán en la entrada del lodo y tomando el tiempo que tarda en salir a la temblorina

• Colocando

un bache de gas en la entrada del lodo y este se detectará a su salida

• Matemáticamente • Emboladas de atraso

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ESTADO MECANICO DEL POZO

T.R. 9 ⅝”, 32.3 lb/ft A 2350 m

Prof. De fondo 3500 m

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HIDRÁULICA BÁSICA Formula para determinar el gasto en galones por embolada en una bomba triplex de simple acción, considerando un 90 % de eficiencia T.R. 9 ⅝”, 32.3 lb/ft 2350 m

DESPLAZAMIENTO DE LA BOMBA (G)

G = D2 x L x 0.0102 x E en donde: G = Desplazamiento de la bomba D = Diámetro del pistón L = Longitud de carrera 0.0102 = Factor E = Eficiencia de la bomba Entonces: G = 62 x 12 x 0.0102 x 0.90 = 3.9657 gals/embolada Prof. 3500 m

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HIDRÁULICA BÁSICA Formula para determinar el gasto en litros por embolada en una bomba triplex de simple acción, considerando un 90 % de eficiencia DESPLAZAMIENTO DE LA BOMBA (G) T.R. 9 ⅝”, 32.3 lb/ft 2350 m

Prof. 3500 m

G = D2 x L x 0.0386 x E en donde: G = Desplazamiento de la bomba D = Diámetro del pistón L = Longitud de carrera 0.0386 = Factor E = Eficiencia de la bomba Entonces: G = 62 x 12 x 0.0386 x 0.90 = 15.00786 Lts/embolada

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VA1

T.R. 9 ⅝”, 32.3 lb/ft D int. 9.001” 2350 m

Prof. 3500 m

VOLUMEN ANULAR VA = 0.5067 (D2- d2) L en donde: VA = Volumen Anular D2 = Diámetro Mayor d2 = Diámetro Menor L = Longitud de la Sección Entonces: VA1 = 0.5067 [(9.001)2 – (4)2] (2350) VA1 = 77,419.86 LTS

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VOLUMEN ANULAR

VA1

T.R. 9 ⅝”, 32.3 lb/ft D int. 9.001” 2350 m VA2

VA2 = 0.5067 [(8.5)2 – (4)2] (880.08) VA2 = 25083.93 LTS

Prof. 3500 m

Barrena PDC 8 ½”

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VOLUMEN ANULAR

VA1

T.R. 9 ⅝”, 32.3 lb/ft D int. 9.001” 2350 m VA2

VA3

Prof. 3500 m

VA3 = 0.5067 [(8.5)2 – (5)2] (166.4) = 3,983.87 LTS

Barrena PDC 8 ½”

48

VOLUMEN ANULAR

VA1

T.R. 9 ⅝”, 32.3 lb/ft D int. 9.001” 2350 m VA2

VA3

VA4 = 0.5067 [(8.5)2 – (6.5)2] (99.52) = 1,512.80 LTS VA4

Prof. 3500 m

Barrena PDC 8 ½”

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VOLUMEN ANULAR

VA1

VAt = = VA1+VA2+VA3+VA4

T.R. 9 ⅝”, 32.3 lb/ft D int. 9.001” 2350 m VA2

VAt = = 108,000.46 Lts VA3

VA4

Prof. 3500 m

Barrena PDC 8 ½”

50

VA1

T.R. 9 ⅝”, 32.3 lb/ft D int. 9.001” 2350 m VA2

VA3

VA4

Prof. 3500 m

Barrena PDC 8 ½”

EMBOLADAS DE ATRASO EA = VA/G en donde: VA = Volumen Anular G = Gasto de la bomba Entonces: EA = 108,000.46 Lts/ 15.00786 lts/embolada EA = 7,196 emboladas

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VA1

T.R. 9 ⅝”, 32.3 lb/ft D int. 9.001” 2350 m VA2

VA3

VA4

Prof. 3500 m

Barrena PDC 8 ½”

TIEMPO DE ATRASO TA = EA/E.P.M en donde: EA = Emboladas de Atraso E.P.M = Emboladas por Minuto Entonces: TA = 7,196 emboladas / 120 emboladas/minuto TA = 60 minutos

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TIEMPO DE BAJADA

Se entiende como tiempo de bajada el tiempo que

tarda bajar el lodo, de superficie hasta el fondo del pozo por el interior de la sarta de perforación. El tener buen control de dicho tiempo es primordial en un pozo exploratorio ya que ayuda para la colocación de baches de lodo, obturante, en la cementación etc.

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EMBOLADAS DE BAJADA EB = Vol. int. / G en donde: Vol. int. = Volumen interior Lts G = Desplazamiento de la bomba Lts/Emb

Prof. 3500 m

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EMBOLADAS DE BAJADA V int 1

Vol. int. = (D.I)2 *0.5067*PROF Entonces: Vol. int1 = (3.34)2*0.5067*3234.08m Vol. int1 = 18,280.775 Lts V int 2

V int 13

Prof. 3500 m

Vol. int2 = (3.0)2*0.5067*166.4m Vol. int2 = 758.83 Lts Vol. int3 = (2.75)2*0.5067*99.52m Vol. int3 = 381.35 Lts 55

Vol. int. = Vol. Int1 + Vol. Int2 + Vol. Int3 V int 1

Vol. int. = 19,420.955 Lts G = 15.00786 Lts/embolada V int 2

EB = 19420.855 Lts/15.00786 Lts/embolada V int 13

EB = 1294 emboladas Prof. 3500 m

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TIEMPO DE BAJADA V int 1

TB = EB/ EPM (emboladas/minuto)

TB = 1294 EB/ 120 EPM V int 2

TB = 10.78 min. V int 13

Prof. 3500 m

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CORTE DE NÚCLEOS CONVENCIONALES

Es esencial el geólogo de pozo para la determinación del punto de corte de los núcleos convencionales. Además de realizar los análisis a las esquirlas para un reporte de campo, se marca y se etiqueta cada metro recuperado. Los cortes de núcleo convencional es el único método para realizar mediciones directas de las propiedades de la roca y de los fluidos contenidos en ella. A partir del análisis de los núcleos, se tiene un conjunto de datos muy valiosos. Toma de información de: a) Litología b) Porosidad c) Permeabilidad d) Saturación de aceite, gas y agua e) Interfaces Aceite-Agua, Gas-Aceite f) Rumbo y echados de las capas 58

NÚCLEOS Marcado de Núcleo

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NÚCLEOS Reporte de Núcleo

60

NÚCLEOS Núcleos de Fondo

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PRESIÓN DE PORO Es la presión generada por fluidos, tales como: gas, aceite, agua o mezcla de ellos que quedan atrapados dentro de los espacios porosos de las formaciones al irse compactando los estratos en forma rápida y que se detectan al perforar el pozo, la cual es ejercida en toda dirección; y puede ser: Presión Normal.- Presión hidrostática ejercida por una columna de agua ( 80 000 ppm de NaCl. ) desde la superficie hasta la profundidad de la formación en estudio. Por lo cual es de 0.465 psi/pie (1.07 gr/cm ³). Presión Anormal.- Se define como aquella presión mayor a la presión hidrostática del fluido de formación; se caracteriza por apartarse de la tendencia normal, por lo tanto, se pueden tener presiones anormales altas y bajas, siendo las primeras más frecuentes. 62

Presión de formación. La presión de formación es aquella a la que se le encuentran confinados los fluidos dentro de la formación, también se le conoce como presión de poro. Las presiones de formación o de poro que se encuentran en un pozo pueden ser normales, anormales (altas) o subnormales (bajas). Generalmente, los pozos con presión normal no crean problemas para su planeación. Las densidades del lodo requeridas para perforar estos pozos varían entre 1.02 y 1.14 gr/cm³. Los pozos con presiones subnormales pueden requerir TR´s adicionales para cubrir las zonas débiles o de baja presión cuyo origen pueden ser: factores geológicos, técnicos o yacimientos depresionados para

su explotación.

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Presión hidrostática. Es la ejercida por el peso de una columna de fluido sobre una unidad de área. No importa cuál sea el área de la sección de la columna y se expresa de la siguiente manera.

D x Profundidad Ph = 10

La presión hidrostática es afectada por: •Contenido de sólidos. •Gases disueltos.

D

P

A Presión Hidrostática

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Resumiendo, las presiones de formación pueden ser: Sobrecarga.- Es el peso de la columna de la roca más los fluidos contenidos en el espacio poroso que soporta una formación a una determinada profundidad.

Subnormales.- Cuando son menores a la normal, es decir a la presión hidrostática de la columna de fluidos de formación extendida hasta la superficie. Normales.- Cuando son iguales a la presión hidrostática ejercida por una columna de fluidos de formación extendida hasta la superficie. El gradiente de presión normal es igual a 1.07 gr/cm³ (8.91 lb/gal) en zonas costa fuera y 1.00 gr/cm³ (8.33 lb/gal) en áreas terrestres. Anormales.- Cuando son mayores a la presión hidrostática. 65

CONCEPTOS FUNDAMENTALES 0

gradiente de sobrecarga DE A N RG IÓ CA ES E DE R PR OB SIÓN IÓN E C PSR RMA FO

1000 3280

gradiente Normal gradiente Subnormal t I/f PS

gradiente Anormal

Profundidad en metros y pies

2000 6560 ANORM

3000 9840

BN SU

O

RM

AL

AL

NO RM AL

0.4 65 PS I / ft

4000 13120 200 2845

400 5690

600 8530

800 11380

Presión estimada de la Formación en psi y Kg/cm2

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Exponente “D” y “Dc” El exponente “D” evalúa la perforabilidad de una formación dada: a medida que disminuye la porosidad con la profundidad la perforación se hará mas difícil generando un incremento en el exponente “D”. Por lo tanto es posible establecer una Tendencia Normal de Compactación con la profundidad y los cambios en la presión diferencial se indicaran por una disminución en el Exponente “D”. La presión diferencial es la relación entre la presión de poro y la presión Hidrostática a una profundidad dada. Un cambio en la densidad del lodo alteraría la presión hidrostática y en consecuencia cambiaría la presión diferencial lo cual afectaría al exponente “D” de la misma forma que lo haría un incremento en la presión de poro. Entonces el exponente “D” debe corregirse en función de los cambios en la densidad del lodo de manera que solo refleje cambios en la presión de la formación Exponente “D” = [ LOG ( 0.30488 X RPM X ROP ) / ( LOG ( 37.8788 X (Db/Pb ) ) ]

Donde: RPM = revoluciones de la rotaria ROP = velocidad de penetración Db = diámetro de la barrena Pb = peso sobre la barrena d1 = gradiente de presión normal para el área. d2 = densidad del lodo que se esta utilizando. 67

Limitantes: Solo funciona en secciones amplias de lutita limpia. El Exponente “D” no funciona en calizas Solo funciona para barrenas tricónicas. Con las barrenas PDC se incrementa la perforabilidad de la roca dando valores de alta presión donde no existe. En perforaciones con motor de fondo los cálculos no son representativos. En pozos direccionales el peso sobre la barrena no es el mismo que se registra en superficie. Una excesiva acumulación de recortes en el anular produce una baja transferencia de peso a la barrena. 68

PARAMETROS DE PERFORACION

En ocasiones y previa estipulación en el contrato, en la Unidad Registradora de Hidrocarburos se obtienen parámetros de perforación en tiempo real. Lo anterior se logra mediante un sistema de cómputo. La información permite determinar y optimizar, con mayor precisión, la hidráulica del pozo, economía de la barrena, densidad del lodo, asentamiento de tuberías de revestimiento, etc. El conocimiento e interpretación de estos parámetros permite la prevención y control de brotes evitando con esto, pérdidas de vidas humanas, económicas, de tiempo. 69

PARAMETROS DE PERFORACION

Los parámetros monitoreados son, entre otros:

• Profundidad total • Profundidad de la barrena • Velocidad de penetración • Carga en el gancho • Peso sobre barrena • Presión de bomba • Torque de la rotaria • Revoluciones de la rotaria

• Emboladas totales • Gasto de la bomba • Gas total • Flujo de salida • Volumen total en presas • Temperatura de entrada

salida

• Conductividad

salida

y

de entrada y

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INTERPRETACION DEL REGISTRO DE HIDROCARBUROS

En la descripción del método se han mencionado los factores mas importantes que afectan y, hasta que punto, controlan la magnitud de las manifestaciones de hidrocarburos, mencionándose que no hay relación entre los valores registrados y el volumen de gas y/o aceite que contienen. Sin embargo, haciendo una interpretación apropiada del registro, es posible determinar si una formación tiene las características necesarias para producir hidrocarburos en cantidad comercial.

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INTERPRETACION DEL REGISTRO DE HIDROCARBUROS Cada una de las curvas del registro presenta un perfil cualitativo de los cambios de características de las formaciones penetradas por la barrena, siendo las principales curvas:

Columna litológica.- Se interpreta el tipo de roca potencialmente

almacenadora y la profundidad de los cambios litológicos.

Velocidad de perforación.- Permite interpretar porosidad y

cambios de formación.

Gas en el lodo.- Se interpreta permeabilidad y/o presión de formación

Gas en los cortes.- Se interpreta saturación de gas y porosidad Fluorescencia.- Se interpreta saturación de aceite y porosidad Conductividad.- Permite interpretar saturación de aceite, agua salada y agua dulce.

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INTERPRETACION DEL REGISTRO DE HIDROCARBUROS

Para interpretar el registro hay que considerar lo siguiente:

• • • • •

Que haya un aumento en el porcentaje del tipo de roca conocida como potencialmente almacenadora Si lo anterior se puede correlacionar con un incremento en la velocidad de penetración y/o con las lecturas de gas detectadas, se deduce que la roca es porosa y contiene hidrocarburos. Si las lecturas de gas en el lodo superan la las de gas en cortes, es evidencia de permeabilidad y/o presión de formación Un aumento en el porcentaje de muestra con fluorescencia o cambio de color de la misma, que correlacione con los puntos anteriores, indica saturación de aceite Si correlacionando con lo anterior, se observa disminución en la conductividad, es confirmación de saturación de hidrocarburos. 73

SERVICIO DE TELEMEDICIÓN DE PARAMETROS EN TIEMPO REAL, TRANSMISIÓN Y VISUALIZACIÓN

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Generación del Tiempo Real, Transmisión y Monitoreo Remoto REDES

Web Server Rig 2 Web

(INTERNET) e INTRANET

Telepuerto Comsat en la Cd de Mèxico

Centro de Visualización

“n” s remotos

Satelite Satmex 5

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IMPORTANCIA Y ALCANCE DE LA INTREPRETACIÓN DE LOS PARÁMETROS DE PERFORACIÓN EN TIEMPO REAL

Objetivo: Contar con una herramienta que nos permita identificar y evaluar los problemas que se puedan generar en la perforación de un pozo, con la ayuda de la interpretación oportuna de los parámetros de perforación, por medio de los datos generados en tiempo real en pozo, tanto de manera gráfica y numérica tales como: profundidad total del agujero, profundidad de la barrena, TVD, carga en gancho, peso de la barrena, RPM, flujo, torque, presión de bomba, gasto, EPM, densidades y temperaturas del lodo, volúmenes de presas, ROP, gas, entre otros, que nos ayudan a tomar la mejor decisión y evitar tiempos perdidos que a su vez generan costos. 76

Instalación de Sensores y Mantenimiento de Equipo

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Instalación de Sensores y Mantenimiento de Equipo

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Carga en gancho: Es un sensor que nos permite detectar pesos anormales en la sarta de perforación. La interpretación correcta de la presencia de arrastre y pérdida de peso, nos puede ayudar a evitar una pegadura de la herramienta, dejar un pez o una pegadura por presión diferencial, derrumbe o mal acarreo del recorte o cierre del agujero. Peso de la barrena: Es útil para la interpretación de los cambios litológicos, además que de está forma se lleva el control del peso que se tiene que aplicar considerando las especificaciones nominales de acuerdo al tipo y clase de ellas. El buen uso nos permite optimizar tiempos y un desgaste inapropiado de la barrena, evitando con esto perdidas de avance en la perforación. Presión de Bomba: Es un sensor muy útil para la detección de perdidas de fluido de perforación, atrapamiento y ruptura de la tubería de perforación. Ocasionando estos problemas aumentos y decrementos en la presión de la tubería de perforación sin variar gasto. 79

Rotaria: Es un sensor muy útil para la interpretación de la presencia de una pegadura, que a su vez nos puede ayudar a evitar un atrapamiento de la sarta y pescado, ya sea por derrumbe, mal acarreo del recorte o cierre del agujero. Se observaría con la disminución drástica o el paro total de la rotaria.

Torque: Este sensor tiene una correlación directa e inversa con respecto a la Rotaria, es decir, cuando la rotaria disminuye a causa de un atrapamiento o pegadura, el torque aumente su amperaje. Una buena interpretación en este sensor, nos puede evitar una pegadura, que a su vez nos puede ayudar a evitar un atrapamiento de la sarta y pescado, ya sea por derrumbe, mal acarreo del recorte o cierre del agujero.

Gasto: Es útil para darle seguimiento a la eficiencia de acarreo del recorte, ya que una deficiencia de este, podría repercutir en una pegadura o hasta el atrapamiento de la sarta. 80

Emboladas: Es útil para darle seguimiento a la eficiencia de acarreo, para llevar un control en la recuperación correcta de las muestras, colocación de baches a profundidades deseadas y llevar un control en los ciclos de circulación. Flujo: Este sensor nos permite detectar aportes de fluidos de formación, pérdidas parciales y totales de circulación y algo muy importante, nos puede alertar de un posible descontrol del pozo por una manifestación de gas; observándose de la siguiente forma: la disminución del porcentaje nos indicaría la pérdida del fluido parcial o total y el aumento del porcentaje nos indicaría la manifestación o brote. Volúmen Total: Este volúmen nos permite saber si gana o pierde el pozo en cuanto a su fluido, para la interpretación correcta hay que llevar un control de ganancia/pérdida tanto perforando como efectuando viajes de reconocimiento. En una manifestación de gas o fluido nos aumenta el volúmen, en una pérdida parcial o total nos disminuye el volúmen. 81

Densidad del Lodo (entrada y salida): Es un parámetro muy útil para determinar alguna variación de la densidad una con respecto a la otra, que nos ayuda a determinar cuando el lodo a sido afectado por la incorporación no inducida de algún compuesto líquido o gaseoso, el cual se refleja en la densidad de salida.

Temperatura del Lodo (entrada y salida): Este es otro parámetro muy importante, el cual se relaciona con las propiedades físicas del lodo de perforación, donde su variación nos permite utilizarla, como una herramienta de algún cambio en las propiedades físicas del lodo, ya sea por la incorporación inducida o no inducida del algún compuesto líquido y/o gaseoso, en el caso de un aporte de gas o agua la temperatura de salida disminuirá.

A continuación se mencionan algunos de los ejemplos más importantes, así como la correlación de los parámetros de 82 perforación que se involucran.

Flujo del 52% bajo a 37%

Presión de 1650 a 1450 psi.

Velocidad de Perforación De 9.5 bajo a 7 min/m

Se observa primero con un quiebre en la velocidad de perforación, indicándonos un cambio en las propiedades físicas de la roca, enseguida una disminución en la presión de bombeo indicativo de presentarse una pérdida de fluido y posteriormente se observa una disminución del flujo de salida, parámetro que nos confirma la pérdida de fluido y finalmente una disminución del lodo en los niveles de presas.

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Flujo se incrementa de 38 a 50%

El gas se incrementa de 7 a 124 unidades

Se registró manifestación No. 1, en el intervalo de 2745 a 2748 m, con 124 unidades máximas de gas, como se muestra en la curva del gas, misma que también afectó la curva del flujo de retorno incrementándose de 38 a 50 %.

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Intentó levantar sarta Incrementó Torque de 300 a 420 amps.

Incrementó Presión de Bomba de 1800 a 2515 psi.

Se observó un intentó de atrapamiento de sarta, como se registró con el incrementó del Torque de 300 a 420 amps y de la Presión de Bomba de 1800 a 2515 psi. Posteriormente liberó sarta, como se observa en la curva de posición del Top Drive (Block Heigh) el cual se ve reflejado al ser levantado, así como el torque y la presión de bomba, con lecturas normales.

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Gasto de 210 gpm Presión de bomba De 1850 a 1500 psi

Flujo disminuye de 12 a 2 %

Perfora con constante perdida de fluido, sin alcanzar una circulación normal, la cual generalmente tiene una variación de 10 a 15 % en flujo de retorno. Al perforar el metro 2905, se observó pérdida de circulación, registrando solo el 2 % en el flujo de retorno, de la misma forma se disminuye la presión de bomba así como el volumen total.

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Observó tensión al rotar sarta, sin éxito, registrando aumento del torque, sin poder rotar, quedando sarta atrapada y tensionada. Se prosiguió a liberar sarta, tensionándola con 360 toneladas, liberando misma.

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EN FORMA NUMÉRICA

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EN FORMA NUMÉRICA.

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PERFORA

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PERFORA NORMAL

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PERFORA Y REGISTRA GAS CONEXIÓN

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PERFORA Y REGISTRA GAS CONEXIÓN

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LEVANTA BARRENA.

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BAJAN BARRENA Y LLENAN T.P

Conclusiones: Monitoreo continuo de comportamiento de parámetros de perforación. Muestra gráfica y numérica de los parámetros en tiempo real. Es configurable por parámetros, pistas, y curvas. Programa Drilling View

Como se observó en los ejemplos anteriores, cada parámetro de perforación, está ligado a otro, el cual nos ayuda a efectuar un diagnostico eficaz de la operación que está sucediendo en el pozo.

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REGISTRO DE HIDROCARBUROS ES: • Monitoreo continuo perforación

de

parámetros

de

• Registro de hidrocarburos • Transmisión satelital • Control Geológico

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