Es la que se genera cuando la columna de barro de perforación fuerza el filtrado a penetrar en la formación permeable, debido a la diferencia de presión entre esta y la formación.
CÁTEDRA DE REGISTRO DE POZO
Ingeniería de Petróleo
Síguenos en nuestras Redes Sociales
lunes, 27 de mayo de 2013
Registro de Pozo
Un registro de pozo es una herramienta que permite capturar los datos de la formación que se esta estudiando dichos datos varían según el método utilizado y nos permite entre lo principal conocer la litologia de la formación, determinar el sello, etc.
*Partes d l Registro:
-Cabezal: Componente de todos los datos referentes al pozo.
-Sección principal: comienzan por la presentación de la data y las escalas a las que se perfila.+*Sección -----Sección Repetida: Es en donde se repiten los últimos 200 pies para verificar que la data obtenida es correcta , la 2 y 3 dividen en track o pisas.
*Solo algunas de las propiedades físicas se pueden leer o medir directamente en el registro.
*Pueden inferirse u obtenerse de la medición de otros parámetros físicos de la formación en el registro.
*Actualmente es posible medir una gran cantidad de parámetros que incluyen:
-Resistividad.
-Densidad.
-Tiempo de transito.
-Potencial Espontaneo
-Radiactividad natural.
-Contenido de hidrógeno de la Roca.
*La interpretación de registro es el proceso por el cual dichos parámetros mensurables se traducen a loa parámetros petrofisicos deseados de porosidad, saturación de hidrocarburos, permeabilidad, productividad, litologia, etc.
*La interpretación se complica por la perforación, al perforar a través de una formación , los fluidos dentro de los pros de la roca que rodea al agujero pueden verse desplazados o contaminados debido a la invasión por el liquido de perforación , algunas veces se puede alterar hasta la roca.
*Ya que se requiere los parámetros petrofisicos de la formación virgen y no contaminada la herramienta de registro de pozos debería de ser capaz de ver mas alta de la zona contaminada en la región virgen, como alternativa, las técnicas de interpretación deben ser capaces de compres-ar el problema de la contaminación.
*Cundo las propiedades físicas de la medición impidan una investigación a nivel profundo, las técnicas de interpretación deberá tomar en cuenta los problemas de invasión por el filtrado de lodo.
*El propósito de las diferentes herramientas de registro de pozos es proporcionar mediciones de las que sea posible obtener o inferir las caracteristicas petrofisicas de las rocas de yacimientos.
*La meta de la interpretación cuantitativa de registros es proporcional a las ecuaciones y técnicas para que dichos cálculos puedan llevarse acabo.
*En realidad , las premisas básicas de la interpretación de registros son pocas y de conceptos sencillos.
Propiedades Petrofisicas de las Rocas:
6. Resistividad de la formación: constituye una propiedad muy importante para indicar litologia y contenido de fluido.
*La mayoría de los minerales constituyen las rocas al igual que los hidrocarburos , no son conductores de la electricidad o sea que son resistivos.
*Las rocas sedimentarias , en su parte solida están formadas por minerales no conductores de electricidad tales como cuarzo, silicatos, carbonatos (calcita, dolomita, siderita, azurita, malaquita).
*Están rocas conducen electricidad solamente debido a la presencia de fluidos conductivos en los espacios porosos interconectados, como el agua de formación.
*El agua y el petroleo no son conductores de electricidad y están presentes en una roca porosa, conjuntamente con cierta cantidad de agua salina de formación.
*Cuan I= Indice de resistividad es 1, La formación esta saturada 100% de agua y Rt=Ro y la saturación de So va aumentando y Sw va disminuyendo.
7. Resistividad del agua de Formación:
*La mayoria de las rocas de los yacimientos, contienen siempre cantidad de agua de formación.
*El agua contenida en los poros de los estratos penetrados por la perforación , pueden variar considerablemente de acuerdo a la localización geografía, profundidad y edad geológica.
*Las aguas superficiales por lo general son dulces y de resistividad comparativamente alta,a medida que se perfora a mayor profundidad, el agua que se encuentra en las formaciones se hace mas salada.
*Son muchos factores que pueden influir en la salinidad de los acuíferos profundos:
-La salinidad del mar que estaba presente cuando se depositaron los sedimentos.
-La proximidad a las antiguas desembocaduras del rió y sus aguas dulces.
-Un aumento de concentración salina por percolación cuando los sedimentos serán aun mas jóvenes,etc.
*La resistividad de:
-Aguas superficiales: Entre 20 a 50 ohm-m
-Aguas mas salinas 0,04 ohm-m 75 °F.
*Las aguas de formación son conductoras de la electricidad debido a las sales ionizadas en solución que dichas aguas contienen.
*La temperatura afecta la capacidad conductora del agua de formación , debido a que influye en la movilidad de los iones, mayor temperatura, mayor movilidad, mayor capacidad conductora.
*R=1/C Y R=1/T
*El agua somera es altamente resistiva y bajamente conductiva, pero al tener alta temperatura se ve afectada y puede ser altamente conductiva.
*El hidrocarburo es todo lo contrario es latamente conductivo y bajamente resistivo.
Si las otras condiciones se mantienen estables, mientras mayor sea la concentración salina, menor sera la resistividad del agua de formación.
*Agua dulce=Resistividad alta, agua salina resistividad baja.
*Mientras mas grande sea la porosidad de la formación , mayor sera la cantidad de agua de formación.
Propiedades Petrofisicas de las Rocas:
4. Geometría de los Yacimientos:
* La orientación y forma física de un yacimiento puede influir seriamente en su productividad.
*Ansitropia: cuando las rocas que conforman en capas y sus caracteristicas físicas, tienden a ser muy diferentes y son direcciones distintas.
*Esta falta de uniformidad es una consideración muy importante en la ingeniería de yacimiento y en el diseño de la explotación.
*En lo general , la k de dichas formaciones es mucho mas alta en dirección paralela que la perpendicular a las capas , y las k de las diferentes capas varían en alto grado.
Los yacimientos que no se forman en forma de capas no se le aplican el modelo laminar de ansotropia.
5.Temperatura y Presión:
*Afectan de distintas maneras la producción de hidrocarburos.
*Controlan las viscosidades y las solubilidad mutua de los tres fluidos.
*La fase o/g puede verse sometida a muchas variaciones significativas en respuesta de los cambios de T y P.
*La presión baja, hace que el gas salga en solución, es decir, burbujas de gas que traen como consecuencia una baja en la Kefectiva de el petroleo.
*Las relaciones entre T y P , y las fases de las mezclas de hidrocarburos son muy variables, dependiendo de los tipos y proporciones especificas de los hidrocarburos presentes.
*Comúnmente , la temperatura de un yacimiento productivo no varia mucho, aunque las recuperaciones de inyección de vapor o combustibles son una gran excepción a la regla.
*Es inevitable una baja de presión entre yacimiento virgen y el pozo, esta caída de presión varia de una fuerza de algunas libras por pulgadas (Psi) hasta la presión total del yacimiento.
Notas de Permeabilidad:
*El Calculo de las permeabilidades efectivas es muy util en la ingeniería de yacimiento.
*Para que una roca sea permeable debe poseer poros interconectados o fracturas.
*Una mayor permeabilidad corresponde a una alta porosidad, pero esto no constituye una regla absoluta.
*Para evaluar la productividad del yacimiento es necesario saber con que facilidad puede fluir el liquido a través del sistema poroso, esta es la permeabilidad que depende de la manera que los poros están interconectados.
*Mas baja sea la permeabilidad mayor sera el intervalo de transición .
*Mas baja sea la permeabilidad mayor sera el intervalo de transición .
Propiedades Petrofisicas de las Rocas:
2. Permeabilidad: La permeabilidad se define como la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados. Si los poros de la roca no se encuentran interconectados no puede existir permeabilidad.
Un ingeniero hidráulico francés de nombre Henry Darcy fue el primero que realizó estudios relacionados con el flujo de fluidos a través de medios porosos. En 1856 Darcy publicó su trabajo, en el cual se describían estudios experimentales de flujo de agua a través de filtros de arena no consolidada, los cuales tenían como objetivo procesar los requerimientos diarios de agua potable del pueblo de Dijon (Francia).
El equipo utilizado por Darcy (figura 1) consistió en un gran cilindro que contenía un paquete de arena no consolidada de un metro de longitud, el cual estaba sostenido entre dos pantallas de gasa permeable. En cada extremo había un manómetro conectado, los cuales medían la presión en la entrada y la salida del filtro cuando se dejaba fluir agua a través del paquete de arena no consolidada. La ecuación 1 expresa los resultados de los experimentos desarrollados por Darcy.
Figura 1. Aparato experimental de Darcy
Ec. 1
Donde:
v = Velocidad aparente de flujo (cm/seg).
L = Longitud del empaque de arena (cm).
Δh = Diferencia de los niveles manométricos (cm).
K = Constante de proporcionalidad (permeabilidad).
La velocidad, v, de la ecuación de Darcy es una velocidad aparente de flujo. La velocidad real de flujo se determina dividiendo la velocidad aparente entre la porosidad.
La única variante que Darcy introdujo en este experimento fue la de cambiar el tipo de empaque de arena, lo que originaba una variación en la permeabilidad (K). Todos los experimentos fueron realizados con agua, los efectos de la densidad del fluido y su viscosidad sobre el flujo no fueron investigados por Darcy. Adicionalmente, el cilindro se mantuvo siempre en posición vertical. Estudios posteriores realizados por otros investigadores, repitieron el experimento de Darcy en condiciones menos restrictivas.
Una de las primeras modificaciones realizadas al experimento de Darcy fue orientar el paquete de arena a diferentes ángulos, como se muestra en la figura 2
Figura 2. Aparato experimental de Darcy modificado
Se encontró que independientemente de la orientación del paquete de arena, la diferencia Δh era siempre la misma para una determinada tasa de flujo.
La presión en cualquier punto en la trayectoria del flujo, que esta a una cierta altura Z, con relación a un cierto plano de referencia o datum, puede ser expresada como:
Ec. 2
La ecuación 2 puede reescribirse como:
Ec. 3
Si se escribe la ecuación 1 en forma diferencial se tiene:
Ec. 4
Diferenciando la ecuación 3 con respecto a L se tiene:
Ec. 5
Sustituyendo la ecuación 5 en la ecuación 1 nos queda:
Ec. 6
El término:
Corresponde a la energía potencial por unidad de masa, y se denomina Potencial de Fluido.
El potencial de un fluido se expresa usualmente con el símbolo Ф y se define como el trabajo requerido por un proceso, donde no hay fricción, para transportar una unidad de masa del fluido desde un estado de presión atmosférica y elevación cero, a un cierto punto de elevación Z.
El flujo de fluidos entre 2 puntos A y B, esta gobernado por la diferencia de potencial entre esos dos puntos, a saber:
Experimentos realizados con una variedad de líquidos diferentes indican que la Ley de Darcy puede ser generalizada como sigue:
Ec. 7
Se ha determinado que la constante K solo depende de la naturaleza de la roca y se ha definido como permeabilidad. Esta es la llamada permeabilidad absoluta de la roca, siempre que el medio poroso este completamente saturado con un solo fluido, y en teoría tendrá el mismo valor independientemente de la naturaleza de ese fluido.
La dirección de flujo se define como positiva en la dirección positiva de L, es decir si la distancia se toma positiva en la dirección de flujo, entonces el gradiente de potencial debe ser negativo en esa misma dirección, debido a que los fluidos se mueven desde niveles de alto potencial a niveles de bajo potencial, y entonces para que v sea positiva se tiene que:
Ec. 8
Si se asume que el fluido en el yacimiento es incompresible (esto implica que la densidad del fluido es constante) se tiene:
Ec. 9
La figura 3 muestra gráficamente la relación entre el ángulo de inclinación del estrato y Z.
Figura 3. Relación entre la orientación del estrato y la altura
De la figura 3 se tiene:
Ec. 10
Si además se asume la condición de flujo estacionario o estado estable, en la cual la presión no depende del tiempo sino de la posición, se tiene que:
Ec. 11
Sustituyendo las ecuaciones 9, 10 y 11 en la ecuación 8 se tiene:
Ec. 12
Si la sección transversal de flujo es constante, la ecuación 12 puede integrarse entre 2 puntos cualesquiera para obtener:
Ec. 13
Para flujo horizontal (Senθ = 0) se puede obtener la ecuación de Darcy en su forma más simple:
Ec. 14
Donde:
q = Tasa de flujo. (cc/seg)
K = Permeabilidad. (darcys)
A = Área de la sección transversal total (cm2)
μ = Viscosidad del fluido. (centipoises)
ΔP/ΔL = Gradiente de presión. (atm/cm)
La ecuación 14 puede ser expresada en unidades de campo: q en barriles por día, A en pie2 y ΔP/ΔL en lpc/pie, manteniendo K en darcys y μ en centipoises. La ecuación queda de la siguiente forma:
Ec. 15
Algunos autores emplean la unidad de permeabilidad denominada permio. El propósito de esta definición es eliminar la constante 1.127 de la ecuación 15.
Factores que afectan a la Permeabilidad:
*Presion de Sobre carga.
*Grado de compactación.
*Tamaño y distribución de los granos.
*Deslizamiento en las paredes " Efecto de Klinkenbert": Que afirma que la permeabilidad a un gas es una función del camino libre promedio de paso a las moléculas de gas y por lo tanto depende de factores que afectan tal como la presión y la temperatura, ejemplo una lata temperatura la K de los sólidos se aproximan a a de los líquidos.*Presencia de líquidos reactivos.
Propiedades Petrofisicas de las Rocas:
1. Porosidad: La porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de fluidos que posee una roca y se define como la fracción del volumen total de la roca que corresponde a espacios que pueden almacenar fluidos.
Ec. 1
Como el volumen de espacios disponibles para almacenar fluidos no puede ser mayor que el volumen total de la roca, la porosidad es una fracción y el máximo valor teórico que puede alcanzar es 1 (asumiendo que no existiese matriz, lo que no es físicamente posible). Muchas veces la porosidad es expresada como un porcentaje, esta cantidad resulta de multiplicar la ecuación 1 por 100.
Matemáticamente se puede explicar el concepto de porosidad con el siguiente ejemplo. Supongamos que un medio poroso se encuentra compuesto por esferas de radio R del mismo tamaño (estas esferas representan los granos o matriz de la roca), si las esferas se encontrasen dispuestas espacialmente de forma tal que los centros de cualquier grupo de esferas adyacentes corresponden a las cuatro esquinas de un cubo de lados iguales al diámetro de las esferas, como se puede ver en la figura 1, entonces el sistema total se encontraría formado por la repetición del espacio dentro del cubo y la porosidad de este sistema podría ser calculada obteniendo el volumen total de esferas (Ec. 2) y el volumen total del cubo (Ec. 3).
Ec. 2
Figura 1. Arreglo Cubico
Ec. 3
Como el volumen poroso (espacio que puede almacenar fluidos) es igual al volumen total del cubo menos el volumen de las esferas tenemos:
Ec. 4
Si se divide el volumen poroso por el volumen total del cubo, se obtendría el valor de la porosidad del sistema.
Ec. 5
Este tipo de arreglo o disposición de los granos se conoce como arreglo cúbico y la porosidad de este arreglo es la máxima porosidad teórica que se puede obtener (47.64%).
Factores que afectan de la Porosidad:
Existen varios factores que afectan la porosidad de la roca, entre estos podemos mencionar los siguientes:
- Tipo de empaque.
- Presencia de material cementante.
- Geometría y distribución del tamaño de los granos.
- Presión de las capas suprayacentes.
- Presencia de material cementante.
- Geometría y distribución del tamaño de los granos.
- Presión de las capas suprayacentes.
1.3.1. Tipo de empaque
Si se tiene un medio poroso compuesto por esferas de igual tamaño, las cuales se encuentran dispuestas formando un arreglo cúbico (figura 1.1), la porosidad obtenida es de 47.64%. Si modificamos la disposición espacial de las esferas manteniendo el tamaño de las mismas, podemos obtener diversos tipos de arreglos, cada uno de los cuales presentará una porosidad diferente. Algunos de los arreglos que se pueden obtener son el arreglo ortorrómbico (figura 1.3) y el arreglo romboédrico (figura 1.4).
El arreglo ortorrómbico y el arreglo romboédrico presentan una porosidad inferior a la del arreglo cúbico, 39.54% y 25.9% respectivamente. Esta disminución en la porosidad se debe a una reducción en el volumen poroso del sistema, ya que parte de las esferas ocupan un volumen que anteriormente se encontraba vacío.
A continuación vamos a realizar el cálculo de la porosidad para un arreglo ortorrómbico y para un arreglo romboédrico, de forma similar a como lo hicimos para el caso de un arreglo cúbico.
Figura 1.3 Arreglo ortorrómbico
 | Ec. 1.7 |
 | Ec. 1.8 |
Donde:
 | Ec. 1.9 |
Donde:
 | Ec. 1.10 |
Por lo tanto:
 | Ec. 1.11 |
 | Ec. 1.12 |
 | Ec. 1.13 |
Para un sistema romboédrico como el mostrado en la figura 1.4 se tiene que el volumen de las esferas es igual al calculado en la ecuación 1.7.
Figura 1.4 Arreglo romboédrico
Para el cálculo del volumen total se debe utilizar la ecuación 1.8, donde se tiene:
 | Ec. 1.14 |
Como B y C son iguales a los calculados en la ecuación 1.10 se tiene:
 | Ec. 1.15 |
 | Ec. 1.16 |
 | Ec. 1.17 |
Al calcular la porosidad de una roca que presenta un empaque cúbico como el mostrado en la figura 1.1 se obtuvo un valor de porosidad de 47.64%. Si se mantiene el tipo de empaque y se reduce el tamaño de las esferas a la mitad, la porosidad puede ser calculada como se muestra a continuación:
 | Ec. 1.18 |
Como se puede apreciar la porosidad continua siendo 47.64%, esto se debe a que la variación en el tamaño de los granos no afecta la porosidad de la roca, siempre y cuando se mantenga el tipo de arreglo o empaque de los granos.
1.3.2. Presencia de material cementante
Los granos que conforman la matriz de la roca se encuentran unidos entre sí por material cementante, el cual se encuentra compuesto principalmente por sílice, carbonato de calcio y arcilla. La presencia de material cementante afecta la firmeza y compactación de la roca, por lo tanto afecta la porosidad de la misma. A medida que aumenta la cantidad de material cementante, la porosidad del sistema disminuye, debido a que este material se aloja en los espacios disponibles para la acumulación de fluidos. Por esta razón, la porosidad de arenas no consolidadas (las cuales presentan poca cantidad de material cementante) es mucho mayor que la porosidad de arenas altamente consolidadas o compactadas.
1.3.3. Geometría y distribución del tamaño de los granos
Figura 1.5 Distribución del tamaño de los granos
Dependiendo del ambiente depositacional en el cual se originó la roca, los granos que la conforman presentarán una determinada distribución en su tamaño. Esta variación en el tamaño de los granos se conoce como escogimiento y es un factor que afecta la porosidad de la roca.
Como se puede apreciar en la figura 1.5, cuando la distribución del tamaño de los granos de una roca es homogénea (buen escogimiento), la porosidad de la roca es alta. A medida que aumenta la heterogeneidad en el tamaño de los granos, la porosidad de la roca diminuye.
La forma de los granos también afecta la porosidad de la roca. Un sistema compuesto por granos perfectamente redondeados presentará una porosidad mayor que un sistema formado por granos alargado, como se aprecia en la figura 1.6.
Figura 1.6 Variación en la forma de los granos
1.3.4. Presión de las capas suprayacentes
Otro factor que afecta la porosidad es la compactación originada por la presión de sobrecarga, la cual es ejercida por el peso de las capas suprayacentes de la roca. A medida que aumenta la profundidad, la presión ejercida por la columna de sedimentos aumenta, esto genera una fuerza que tiende a deformar los granos y reducir el volumen de espacios vacíos, por lo tanto se origina una reducción en la porosidad.
Cuando los fluidos contenidos en el espacio poroso son producidos, la presión interna disminuye, pero la presión externa (presión de sobrecarga) permanece constante, con esto se crea un desequilibrio que origina esfuerzos que tienden a disminuir el volumen bruto y el volumen poroso de la roca, lo que se traduce en una reducción en la porosidad.
Suscribirse a:
Entradas (Atom)