funciones del mudlogging

FUNCIONES DEL MUDLOGGING

Presentar la información detallada de una manera bien precisa al geólogo del pozo.

Suministrar información detallada al ingeniero de perforación y al jefe de geología que inciden en tomas de decisiones.

La información obtenida durante la perforación es de suma importancia para tomar decisiones tales como: puntos de

revestimientos, intervalo a corazonar, continuar o parar la perforación, incrementar el peso del lodo, acondicionar hueco, cambiar

broca, etc..

Para el departamento de geología es de gran importancia que los datos registrados sean bien precisos, tales como lecturas de gas,

toma y análisis de muestras y análisis de hidrocarburos.

El resultado final del servicio de registro de hidrocarburos continuo se presenta en forma de un registro “master log” donde se

incluye información tales como. litología, rata de penetración, lectura de gas, manifestaciones de aceite y otra información

necesaria para interpretar la información geológica y correlacionarla con otros pozos del área.

En estas unidades también se monitorea todos los parámetros de perforación tales como: nivel del lodo, presión, torque, peso del

lodo, conductividad, arrastre de la sarta, galonaje, peso del gancho y sobre la broca, revoluciones de la mesa rotaria, densidad del

lodo, temperatura del lodo y gases presentes durante la perforación.

En general, las unidades de mudlogging consta de los siguientes equipos: trampa de gas, detector y analizador de gas, indicador de

profundidad, contador de strokes, sensores del nivel de lodo, microscopio binocular, fluoroscopio, bandejas para las muestras, sensor

de presión y peso sobre la broca, sensor de torque, sensor para la densidad y temperatura del lodo, y otros elementos necesarios para

la operación

LA FORMACION DEL PETRÓLEO

Para la ocurrencia de un yacimiento petrolífero deben cumplirse los siguientes requisitos:

Roca Fuente

Roca reservorio o almacenadora (roca porosa: arenisca)

Canales de migración

Roca sello (Roca impermeable)

Trampa (se determina por estructuras geológicas)

2.1 ROCA FUENTE

La roca fuente son rocas sedimentarias que contiene materia orgánica que genera apreciable cantidades de hidrocarburos después de un soterramiento a elevadas temperaturas.

Básicamente para la generación de hidrocarburos, a partir de una roca fuente, deben ser cumplidas tres condiciones:

1. Cantidad suficiente de materia orgánica

2. Buena calidad de dicha materia orgánica (composición química adecuada)

3. Maduración de la roca fuente.

El inicio del proceso lo constituye la acumulación de la materia orgánica. Los factores que influyen en la acumulación de la materia orgánica en los sedimentos son de dos tipos: Biológicos y Físicos.

Factores Biológicos: Productividad orgánica y degradación bioquímica de la materia orgánica por metazoos y bacterias.

Factores Físicos: Transporte hasta los sedimentos, tasa de sedimentación, tamaño de grano y cantidad de oxigeno disponible en el medio.

2.2 TRANSFORMACION DE LA MATERIA ORGANICA A HIDROCARBUROS

Solo menos del 1% de la masa orgánica sobrevive a la oxidación. La masa que subsiste consta de lípidos, ácidos húmicos y protokerógeno, que es materia orgánica insoluble y resistente a ácidos hallados en sedimentos recientes. Durante la diágenesis, pero antes de la maduración termal, este material es alterado para producir kerógeno.

2.2.1 Kerógeno: Esta compuesto por macerales (equivalentes a los minerales en la roca). Materia orgánica insoluble en solventes orgánicos comunes y diageneticamente alterada.

El kerógeno se clasifica según el porcentaje de carbono, hidrogeno y oxigeno.

Tipos de kerógeno:

Tipo I (facies sapropelicas): Alto contenido de hidrogeno. Rico en lípidos. Contiene muy poco oxigeno. Es derivado de algas y tiene un alto potencial genético de aceites.

Tipo II (facies sapropélicas): Alto contenido de hidrogeno pero menor que el anterior. Contiene carboxilos. Es derivado del fito y zooplacton en medio reductor marino. Es el más común de las rocas fuentes, llamado kerógeno normal.

Tipo III (facies húmicas): Bajo contenido de hidrogeno y alto contenido de oxígeno. Acumulados en ambientes parálicos, no marinos, deltaicos o de plataforma continental. Llamado kerógeno estructural. Potencia para aceite y alta para gas.

Tipo IV: Materia orgánica residual. Alto contenido de oxigeno y bajo en hidrogeno. Llamado carbón muerto. El material perdió hidrogeno por maduración termal excesiva

3.0 ROCAS EVAPORITICAS Cuando una porción de agua de mar separada de éste, o cuando las aguas de los lagos salados se evaporan, las sales disueltas precipitan formando depósitos sedimentarios llamados evaporitas. Por evaporación la secuencia general de precipitación es: parte de calcita (cuando el volumen del agua del mar se reduce por evaporación, aproximadamente a la mitad); yeso (con el volumen reducido a un quinto del original), halita (con el volumen reducido a un décimo del original) y finalmente los sulfatos y cloruros de Mg y K.

ROCAS IGNEAS Las rocas ígneas comprenden aproximadamente el 95% de los 16 Km. superiores de la corteza terrestre, pero su gran abundancia queda oculta a la superficie terrestre por su capa delgada, pero muy extensa de rocas sedimentarias y metamórficas Las rocas ígneas han cristalizados de un fundido de silicatos (a altas temperaturas: 900 - 1600°C) llamado magma.

.

ROCAS METAMORFICAS Las rocas metamórficas se derivan de rocas preexistentes (ígneas, sedimentarias o metamórficas) por cambios mineralógicos, de textura y estructurales. En general las rocas metamórficas pueden dividirse en dos grupos: las formadas por metamorfismo de contacto y las formadas por metamorfismo regional. Algunos tipos de rocas metamórficas son: mármol, cuarcita, pizarra, esquistos, gneis, etc...

POROSIDAD Y PERMEABILIDAD

La porosidad es una medida del volumen de los espacios vacíos en la roca mientras la permeabilidad es una medida de la capacidad de una roca para transmitir un fluido. La porosidad depende de la porosidad efectiva y el tamaño principal de los poros individuales. Generalmente a más pequeños el tamaño de los granos o cristales menor es la permeabilidad. La capacidad para estimar la porosidad resulta de la practica y experiencia en la examinación de las muestras. Una magnificación de 10x es normalmente usada para detectar la porosidad. Los poros son más fácil de reconocer en muestras secas que en muestras húmedas.

POROSIDAD : Es el porcentaje del volumen total de espacios vacíos de la roca.

La porosidad efectiva es una medida de los espacios vacíos que están llenados por aceite o gas recuperable, es decir que están intercomunicados.

Porcentaje de porosidad Evaluación cualitativa

0-5 Negligible

5-10 Pobre

10-15 Regular

15-20 Buena

>20 Muy buena

1.1 PRINCIPALES FACTORES QUE CONTROLAN LA POROSIDAD

Tamaño del grano o partícula

Forma del grano o partícula (redondez y esfericidad)

Método de depositación (selección y empaquetamiento)

Efectos de compactación.

La porosidad puede ser primaria o secundaria. Durante los eventos diageneticos la porosidad puede incrementar o disminuir ya sea

por disolución o precipitación de agentes cementantes.

PERMEABILIDAD La permeabilidad es la propiedad de un medio de permitir que los fluidos pasen a través de este sin cambios en

la estructura del medio o desplazamiento de sus partes.

PRINCIPALES FACTORES QUE CONTROLA LA PERMEABILIDAD

La fabrica de la roca (empaquetamiento y selección). Si la selección es pobre la permeabilidad es baja.

La geometría de los espacios porosos. La permeabilidad real esta determinada por las gargantas de los poros y no por el tamaño de

los poros.

Forma y tamaño de los granos.

Tanto la porosidad como la permeabilidad puede variar lateral y verticalmente en un reservorio.

TRANSPORTACION, RECOLECCION, Y PREPARACION DE MUESTRAS

La obtención de la muestra geológica mientras se perfora envuelve los siguientes procesos:

Cortes de la formación desarrollados por la broca

La remoción y transportación de los cortes en la columna de lodo

Separación y recolección de los cortes en las rumbas (zarandas)

Preparación de las muestras en una bandeja para la descripción.

La confiabilidad y representación de la muestra depende de la eficiencia con que se desarrolle los procesos mencionados arriba. Sin

embargo, la muestra recolectada en la bandeja para llevar a cabo la descripción, en los mejores casos representa aproximadamente un

70% de la verdadera muestra, y en algunos casos puede no ser representativa. Por lo tanto, es importante que el geólogo este

pendiente y sea capaz de reconocer las inexactitudes de la muestra para tomar medida preventiva. Esto se conseguí con la experiencia

del geólogo.

TRANSPORTE DE LOS CORTES PERFORADOS HASTA SUPERFICIE

Los cortes generados por las brocas de perforación son impulsados desde el fondo del hueco por la acción del fluido de perforación que emerge a alta velocidad a través de las boquillas de la broca. el lodo debe también tener las propiedades adecuadas para suspender los cortes (yield point, geles) cuando la circulación es parada, por ejemplo en una conexión.

Cada zaranda usualmente comprende dos mallas vibradoras inclinadas, las cuales separa los cortes perforados transportado por el

fluido de perforación. La malla superior es de tamaño grueso y retiene cortes grandes y derrumbe (cavings). La malla inferior es de

partículas finas y retiene cortes de tamaño mas pequeños y arenas sueltas. Las partículas tamaño lodo y arena suelta muy fina- limo

pasa a través de ambas mallas y va hacia el interior del tanque de lodo o trampa de arena, ubicado bajo las zarandas. Las partículas

finas son más tarde removidas del lodo por el dasander, desilter y otros equipos limpiadores del lodo. Los cortes perforados son

vibrados al borde de las mallas de las zarandas antes de caer en el balde recolector de muestra. El balde puede ser limpiado cada vez

que se recoja una muestra, lo cual evitara la contaminación de la muestra con cortes de secciones perforadas con anterioridad. Debido

a que la muestra debe ser representativa de la litología correspondiente al intervalo perforado, es importante que la recolección de los

cortes, se haga mezclando la cantidad recolectada en el balde.

En algunas ocasiones no es posible recoger muestras debido a:

Perdida total de circulación.

Perforación en formaciones evaporiticas (Halita) con lodo de agua fresca

Perforación con brocas PDC (los cortes son altamente triturados)

Material contaminante (Cemento, Carbonato de Calcio, LCM, Barita, etc..).

Arcilla totalmente lavada

En cualesquiera de estos casos, donde no se recoja muestra, debe reportarse al geólogo representante de la compañía operadora

(wellsite), y además marcar el sobre de la muestra con la profundidad respectiva y una anotación correspondiente al caso (No

retornos).

Las muestras no representativas pueden ser debido también por:

Abundante cavings

Nuevas partículas del lodo de perforación

Alteración de la muestra durante el secado o almacenamiento (calcita de microfosiles más pirita puede reaccionar para formar

yeso).

En algunas ocasiones es recomendable realizar muestreos mas denso:

La litología penetrada es muy variada

La formación va a ser corazonada

Intervalo prospectivo en hidrocarburos.

TIPOS DE MUESTRAS

2.1 MUESTRAS PARA EL MICROSCOPIO :Esta muestra es cuidadosamente preparada y lavada para la examinación en el

microscopio. Tanto el geólogo logger como el geólogo wellsite examina las muestras en el microscopio. Estas muestras se usan para

determinar la litología, su porcentaje e indicación de aceite. Es adecuado dejar la ultima muestra analizada para compararla con la

actual.

2.2 MUESTRAS DE CHEQUEO :Son recolectadas y preparadas siempre y cuando hay un cambio en la rata de penetración,

presencia de gas o cuando se aproxima un punto importante en el pozo, tales como punto de revestimiento o corazonamiento, o el

tope de las formaciones penetradas. Las muestras de chequeo son requeridas cuando hay un rompimiento en la rata de perforación

para identificar su causa. La muestra de chequeo no es compuesta sino puntual.

2.3 MUESTRAS SIN LAVAR :Aquellas son llamadas también muestras húmedas. Son muestras grandes, generalmente pesa un

kilogramo o más y son recolectadas en una bolsa de tela o plástica (polietileno) directamente desde balde. Ellas no son limpiadas y

por lo tanto van con el fluido de perforación. Estas muestras son empacadas en cajas de madera o cajas plásticas para ser despachadas

al laboratorio. En el laboratorio son lavadas y preparadas para análisis micropaleontológicos.

2.4 MUESTRAS LAVADAS Y SECADAS: Son preparadas y lavadas de una manera similar a las muestras de microscopio.

Después del tamizado y lavado ellas son en un horno microondas o estufa para secado de muestras. Luego son empacadas en sobres

pequeños de papel o polietileno. Estas muestras se usan en caso de que exista alguna ambigüedad entre los registros eléctricos y el

master log.

2.5 MUESTRAS PARA GEOQUÍMICA: Son recolectadas en la misma manera que las muestras no lavadas, pero en bolsas de hoja

de estaño. Bacteriodicidas es agregado siempre antes que la bolsa de estaño sea sellada para prevenir la degradación bacterial de los

componentes orgánicos.

En general todas las muestras de cortes perforados recolectadas pueden ser marcadas con los siguientes parámetros:

Compañía operadora

Nombre o número del pozo

País o área de operación

Intervalo muestreado (profundidad en pies)

Hay que tener cuidado especial cuando se perfora con lodo base aceite y asegurar que la tinta del marcador no sea soluble en estos

lodos.

PREPARACION DE LAS MUESTRAS PARA EL ANÁLISIS EN EL MICROSCOPIO: Los cortes necesitan ser lavados y

tamizados para examinarlos en el microscopio. Generalmente se usa un juego de tres tamices, gradando desde muy fino a grueso. La

muestra húmeda es colocada en el tamiz superior (grueso). Un chorro de agua es colocado sobre la muestra, la cual es agitada y

lavada, quedando en este tamiz los cavings y partículas de tamaño grueso. Este procedimiento se repite con los siguientes tamiz

(colocado debajo del grueso) usando un movimiento giratorio.

LAGTIME: El lag time (o lag up) puede ser definido como el tiempo requerido (expresado en minutos o strokes) para que los cortes

sean transportado desde el fondo del hueco hasta las zarandas (superficie). El lagtime puede ser conocido en cualquier momento

durante la perforación de un hueco para asignar correctamente la profundidad de la muestra de los cortes que son muestreados en las

zarandas.

CALCULO TEÓRICO DEL LAGTIME

En este método es necesario calcular:

Volumen del anular (entre la sarta y la pared del hueco)

Volumen de la sarta (drill pipe + drill collar)

Rendimiento de las bombas en galones por minuto

Volumen del anular (barriles)= (D2-d2)* 0.0009714 * longitud de la sarta (en pies)

D= diámetro del hueco

d= diámetro externo de la sarta.

Rendimiento de la bomba= D2*0.000243*L

D=Diámetro del liner

L= Longitud del recorrido (pies)

Rendimiento * Strokes por minuto = Galonaje por minuto.

El volumen total de lodo (en el drill pipe+drill collar+volumen del anular) dividido por el rendimiento de las bombas nos da el tiempo

total de circulación.

Tiempo de circulación desde la base del hueco hasta superficie (lag time ó lag up)= volumen del anular dividido en el rendimiento de

las bombas.

Tiempo de bajada de circulación (Lag down)= Volumen de la sarta dividido en el rendimiento de las bombas.

LagTime total= Lag up + Lag down.

4.2 FORMAS PARA CHEQUEAR EL LAGTIME

4.2.1 Método del Carburo: Inserte pelles de carburo dentro de la tubería cuando se esta realizando una conexión. El gas acetileno

(C2) generado cuando los pelles se pone en contacto con el lodo es fácilmente detectado en la unidad de mud logging (por el

cromatografo). Se calcula el tiempo de bajada y se le resta al tiempo total gastado en recibir la señal de C2, obteniendo el verdadero

tiempo de subida (lag up). Es importante comparar el lag time obtenido con el lag teórico y en lo posible ajustar el lag time. El

chequeo con carburo es recomendable hacerlo antes de entrar a la zona de interés o en un intervalo donde la presencia de gas de

formación sea escaso.

4.2.2 Método del Arroz o Cortes Pintados: Se procede de la misma manera que con el método anterior.

Es indispensable chequear el lagtime cada 500’ pies o cada 8 horas de perforación.

4.2.3 Método usando Gas de Conexión: El tiempo que el gas de conexión es registrado en superficie puede ser comparado con el

lagtime teórico para ajustarlo. Esto permite chequear el lagtime cada conexión (30 pies). Hay que tener cuidado cuando el gas de

conexión no esta llegando desde el fondo del hueco sino que llega de una zona mas arriba soportada por gas. Este gas se puede

identificar si el gas de la conexión falsa llega a superficie en un tiempo constante después de cada conexión.

DESCRIPCIÓN DE MUESTRAS DE LOS CORTES

Para la descripción de las muestras, se usa primero las abreviatura estándar (ver Anexo 1), luego se estima los porcentajes de cada

litología según la carta visual.

La secuencia para la descripción de muestras es la siguiente:

ARENISCAS (SS):

1. Nombre de la roca

2. Color: algunas compañías usan la carta de colores.

3. Tamaño del grano: se utiliza la escala Wenworth

4. Selección

5. Redondez (esfericidad como opcional).

6. Dureza

7. Cemento y matriz

8. Minerales accesorios

9. Rasgos distinguibles: estructuras sedimentarias, estratificación, concreciones y nódulos, tipos de contacto, otros..)

10. Contenido fósil

11. Fractura

12. Porosidad

13. Indicación de hidrocarburos.

ROCAS CARBONATADAS (LS, DOL, CHK, MRL)

1. Tipo de roca: según Dunham.

2. Color

3. Tamaño de grano o cristal.

4. Textura

5. Dureza

6. Dolomitización o clasificación

7. Cementación (para carbonatos clásticos)

8. Contenido clástico



11. Fractura

12. Porosidad


LUTITA, ARCILLOLITA Y LIMOLITA (SH, CLST, SLTST)


2. Color

3. Textura

5. Lustre

6. Dureza

7. Contenido de carbonatos y clástico


9. Propiedades de hinchamiento y solubilidad


11. Fisibilidad

12. Fractura

ANHIDRITA Y HALITA (ANHY, HLT)


2. Color

3. Tamaño del cristal

4. Forma y arreglo del cristal

5. Textura

6. Dureza.


8. Contenido fósil

9. Fractura


Además, se debe tener en cuenta:

Los cortes son generalmente contaminados con una gran variedad de cavings y aditivos del lodo, cemento o fragmentos del equipo

de perforación. Por lo tanto es importante preguntarle al ingeniero de lodos, que aditivos le están agregando al lodo y que nos

permita algunas muestras de ellos.

Los cortes pueden ser triturados y pulverizados resultando en una descripción errónea de la muestra.

Los cortes pueden ser quemados y fundidos especialmete cuando se perforan lutitas/arcillas con brocas diamantinas. Además las

brocas de diamante producen estratificaciones falsas cuando se perforan arcillolitas.

Para distinguir los cavings de la litología autóctona es importante utilizar la prognosis, la geología regional, etc..

Si es necesario, se realizan algunas pruebas para la identificación de algunos minerales y rocas.

Cuando una litología cambia ligeramente no es necesario incluir un nuevo tipo de roca en el porcentaje (por ejemplo; caliza,

localmente arcillosa)

Para la descripción de porosidad en carbonatos se usa la descripción de Archie’s. (Tabla 3) La porosidad en rocas clástica puede ser

reportada en términos de pobre, regular y buena. La permeabilidad no puede ser establecida bajo microscopio, pero se puede dar una

calificación cualitativa

1.0 EQUIPOS RECOMENDADOS EN LA DESCRIPCIÓN DE LAS MUESTRAS

Microscopio binocular

Bandejas para la examinación de las muestras

Pinzas

Punzón

Vidrio de reloj

Porcelanas térmicas

Frasco fisher con agua

Botella goteadora con HCl al 10%

Carta comparadora de tamaño de grano y estimación visual de porcentaje (Tabla 5 y Figura 14)

Carta comparadora de redondez y esfericidad (Figura 15)

Carta comparadora de selección (Figura 16)

Carta de colores

Láminas para descripción de cortes e hidrocarburos.

MATERIALES CONTAMINANTES : Hay un gran número de contaminantes los cuales se encuentran en diferentes formas en las

muestras durante los procesos normales de perforación de un pozo.

3.1 CEMENTO: Provenientes del zapato del revestimiento o tapones. Estos fragmentos de cemento pueden ser confundidos por

fragmentos de rocas arenosa, limosa, arcillosa o carbonatada. Generalmente son de color claro, blanda, contiene puntos negros y

granos de arena flotando. El cemento generalmente reacciona ligeramente con HCl y llega a ser amarillento. La identificación del

cemento es con el uso de fenofltaleina, la cual se torna púrpura en la presencia de cemento.

3.2 ADITIVOS DEL LODO: Hay dos tipos de aditivos del lodo: aquellos que son compuestos del lodo y el material de pérdida de

circulación (LCM). Es prudente tener una muestra de todos los aditivos del lodo y mantenerla en la unidad para inspeccionarla bajo el

microscopio cuando es necesario. La muestras de los aditivos del lodo es recomendable observalas en estado seco y húmedo , ya que

la apariencia cambia.

3.2.1 Barita: Agente que incrementa el peso del lodo. Usualmente es una masa muy fina que no aparece en las muestras. Su

identificación se puede hacer por el color claro, vítreo, alta densidad y forma del cristal.

3.2.2 Bentonita: Agente que incrementa el peso del lodo. Cuando es dispersado no se encuentra en las muestras, pero cuando es

floculado puede ser confundido por arcilla blanda.

3.2.3 Gels y Fécula: Se presentan como masas coagulantes y no puede ser confundidos como roca.

3.2.4 Lignosulfonato: Comúnmente se describe como carbón debido a su color negro. Algunas veces son puntos y toma una

tonalidad parda con la temperatura. El método mas eficaz para distinguir el lignosulfonato del carbón es por su tamaño homogéneo,

mientras el carbón es variable en tamaño.

3.2.5 Asfaltos: Son hidrocarburos sólidos idénticos a los encontrados durante la perforación. Estos asfáltenos se presenta sin ninguna

indicación de gas. Cuando se presenta en la muestra generalmente son partículas sueltas mientras cuando esta en la formación bordea

granos de cuarzo.

3.2.6 Material de perdida de circulación (LCM): Normalmente es adicionado después de la perdida de circulación, por lo tanto hay

que estar alerta para su identificación en las muestras. Hay una variedad de material usado para control de perdida de circulación.

Algunos son: mica fina, colofana, conchas de nuez, cascara de cacahuate, plumas, sacos de tela burda, cascarilla de arroz, y muchos

otros. La mayoría flota y puede ser removidos durante el lavado de la muestra, a excepción del carbonato de calcio (quickseal), el cual

es usado para curar problemas en secuencia carbonatadas, y por lo tanto es muy similar a la secuencia perforada.

3.3 ACEITE-GRASA: La mayoría de los hidrocarburos contaminantes están en la tuberia,, colocado durante las conexiones. Sin

embargo hay otros aceites lubricantes que se pueden encontrar y ser confundidos con hidrocarburos. Aquellos pueden ser

identificados por su fluorescencia blanca a azul claro característica de aceite refinado.

3.4 METAL: El metal es un contaminante común en las muestras. La viruta de metal puede ser causada por la abrasión del

revestimiento o la sarta, o accesorios de la broca. La viruta de la sarta puede ser rojiza y confundida con hematita.

4.0 TEXTURAS EN LAS ROCAS PRODUCIDAS POR LAS BROCAS

polvo

arcilla

arena

metamórficas

laminaciones (placas) de pdc

TIPOS DE CAVINGS (DERRUMBES) :Los cavings son de gran importancia, por lo tanto es recomendable recolectar un poco de

cavings en cada muestra.

5.1 CORTES RECIRCULADOS: Los cortes recirculados son poco común. Estos cortes recirculados permanecen en el anular y son

de menor tamaño que los cavings de las paredes del hueco, pueden ser debido a una ineficiencia en el limpiamiento del hueco, y

generalmente son subredondeado o redondeado debido a que están expuesto al transporte en el anular.

5.2 CAVINGS: Los cavings indican inestabilidad del hueco y son debido a un colapso de las paredes del hueco o efectos de

incremento en la presión de formación.

5.2.1 Cavings debido a presiones sobrebalanceadas: son cavings cuya forma es astillosa, como helites cóncavas, elongados y son

formados como productos de un sobrebalance entre la presión de la columna de lodo y la de la formación La lutita o arcillolitas están

relacionadas a estos tipos de cavings. La solución para estabilizar el hueco es incrementando el peso del lodo.

5.2.2 Cavings Tectónicos: Son debidos a un colapso en las paredes del hueco o esfuerzos tectónicos tales como fallas geológicas o a

un desbalance químico entre la litología y el fluido de perforación. La litología relacionada con este tipo de caving son areniscas

inconsolidadas o ligeramente consolidadas y en ocasiones arcillolitas. El desbalance químico se da entre las arcilla y el lodo base

agua. Las calizas también están relacionadas a este tipo de cavings debido a su fracturamiento. Estos cavings no tienen forma

particular, son irregulares, blocoso, redondeado y no se le observan huellas producidas por los dientes de la broca.

PAUTAS PARA IDENTIFICAR CAVINGS

Aunque los cavings están presentes en todas partes hay que evaluar la cantidad presente.

Durante periodos de circulación y lavado es importante recoger muestras especialmente la del tamiz grueso, con el fin de

identificar litologías de los cortes que no corresponden al intervalo que se esta perforando.

El aumento en el diámetro del hueco es un inicio de cavings.

Cuando la litología perforada es variada, la distinción de los cavings se facilita.

En periodos de baja rata de penetración se le facilita al geólogo estimar la cantidad de cavings en la muestra. Se puede calcular el

volumen de roca que esta siendo perforado y examinar las zarandas para ver si los cortes corresponden al intervalo perforado.

Otras señales que indica que el peso del lodo no es suficiente para balancear la formación de presión son: hueco apretado,

incremento en el arrastre cuando se realiza las conexiones e incremento en el torque. En algunas ocasiones los huecos apretados

pueden ser causa del incremento de espesor en la torta del filtrado o del desgaste de la broca.

Es recomendable adiestrar al recogemuestra para que nos notifique, cualquier cambio de tamaño de los cortes que salen por las

zarandas.

TIPOS DE GASES Y CROMATOGRAFIA

Hay varios tipos de gases registrados en un pozo:

1. Gases de Hidrocarburos

2. Gases de no Hidrocarburos

GASES DE HIDROCARBUROS

Los hidrocarburos pueden ser divididos en cuatro series:

Alcanos: Hidrocarburo con la formula general Cn H2n+2. Los alcanos son compuestos de cadena recta y ramificada. Los cuatro

primeros miembros de los alcanos son: metano, etano, propano y butano. Pasan de ser gases a líquidos y sólidos en los miembros

con un gran número de átomos de carbono. Son compuestos orgánicos saturados. El metano es un gas incoloro, inodoro e

inflamable. El etano tiene mayor densidad, pero es menos reactivo que el metano.

Alquenos: Los alquenos son compuesto de cadena recta o ramificada. Los cuatro primeros miembros de los alquenos son: eteno,

propeno, buteno y penteno. Son compuestos orgánicos insaturados. Pasan de ser gases a líquidos y sólidos en los miembros con un

gran número de átomos de carbono

Alquinos: Los alquinos son compuestos de cadena recta o ramificada. Los tres primeros miembros de los alquinos son. etino,

propino y butino. Son compuestos orgánicos insaturados.

Benceno: Hidrocarburo de formula C6H6. El benceno es un liquido incoloro de olor agradable (aromático), es inflamable.

2.0 GASES DE NO HIDROCARBUROS

2.1. SULFURO DE HIDROGENO (H2S)

El H2S es un gas tóxico. Por su alta densidad se acumula en las partes bajas del equipo de perforación. Es también altamente corrosivo y reacciona con acero de los equipos de perforación y producción causando grietas. Durante la operación de producción el H2S puede ser removido del gas asociado. Este gas junto con el dióxido de sulfuro es expulsado en erupciones volcánicas

10 PPM Olor a huevo podrido

20 PPM Seguro hasta 8 horas de exposición

100 - 200 PPM Pierde sentido del olfato, picazón en ojos y garganta

500 PPM Respiración dificultosa

700 PPM Pierde la conciencia. Prestarle atención medica inmediata.

1000 PPM Pierde la conciencia. Muerte a los pocos minutos.

2.2 DIOXIDO DE CARBONO (CO2)

Esta presente en la atmósfera a una concentración de 0.03%. El dióxido de carbono es expelido de sedimentos ricos en materia

orgánica por la maduración termal del kerógeno, previo a la formación de hidrocarburos.

2.3 OTROS GASES

Otros gases que se registran en superficie durante la perforación son: nitrógeno, hidrogeno y helio.

3.0 TIPOS DE GAS

3.1 GAS LIBERADO

Gas que esta en los poros de la roca y es liberado mecánicamente por la broca. (Figura 21).

3.2 GAS PRODUCIDO

Gas que es introducido en el pozo desde formaciones adyacentes, debido a que la presión del fluido de formación es mayor a la

presión hidrostática. Esta en función de la permeabilidad de la formación. En formaciones de baja permeabilidad tales como lutita, el

gas es filtrado lentamente pero continuamente al hueco, induciendo cavings.

3.3 GAS RECICLADO

Gas el cual ha sido retenido en el lodo de perforación en superficie y que puede ser distribuido en el volumen total de lodo, el cual

llega a ser visto como un background constante en la lectura o como curvas variadas en el detector de gas. Tiende a ser menos volátil,

componentes más pesado de la serie de hidrocarburos (Figura 21).

3.4 GAS DE CONTAMINACIÓN

Gas que ha sido artificialmente introducido dentro del lodo de perforación desde una fuente diferente al de la formación. Este es

usualmente derivado de los aditivos del lodo tales como lignosulfanato.

3.5 GAS BACKGROUND

Nivel constante de gas presente en la perforación del lodo proveniente del gas producido de la parte ya perforada y del gas reciclado.

Este gas puede restado al gas de formación para dar un verdadero valor de gas total.

3.6 GAS DE VIAJE

Gas que se infiltra en el hueco mientras se realiza el viaje. Este puede ser el resultado del swabbing mientras se saca la tubería; debido

a una reducción de la presión hidrostática (APD) o debido a un lento flujo desde una formación soportada por gas. También es

influenciado por la velocidad a la que se saca la tubería. La cantidad de gas de viaje indica el estado del hueco y generalmente no es

trazado en el masterlog pero si es reportado numéricamente.

FACTORES QUE AFECTAN LA LECTURA DE GAS

Presión Diferencial (Figura 25): Los pozos generalmente son perforados con cierta presión diferencial, la presión de la columna

hidrostática excederá a la presión de poros. Bajo circunstancias normales de perforación los valores de presión diferencial siempre

son positivos y la presión hidrostática excede a la presión de formación, generalmente por unos pocos psi. El gas liberado durante

la perforación con una presión diferencial positiva, es debido al gas liberado

Porosidad: Controla el grado de desalojo del gas contenido en la formación (Figura 23).

Rata de penetración: Controla la concentración de gas en el lodo. A mayor rata de penetración mayor concentración de gas en un

corto intervalo de tiempo. A menor rata de penetración, la concentración de gas es mucho menor en magnitud pero mas grande

en duración (Figura 24).

La profundidad: Los shows de gas se incrementan con la profundidad, puesto que la expansión se incrementa con esta.

La eficiencia de la trampa de gas. Los gases más livianos, son más fáciles de separar del lodo que los gases más pesados, por lo

tanto los gases livianos se pueden perder a través del nipple de la campana y de la línea de flujo.

La rata de flujo: A mayor rata de flujo mayor concentración de gas

Composición del lodo: En lodo base agua la cantidad de gas liberado es inversamente proporcional al agua utilizada. Cuando el

peso del lodo y la salinidad se incrementan, la habilidad del lodo para disolver gas decrece y la cantidad de gas liberado se

incrementa.

DETECCION Y ANÁLISIS DE HIDROCARBUROS

Factores que complica la evaluación de los hidrocarburos:

La fluorescencia natural además de ser un rasgo característico del aceite también es un rasgo de varias sustancias encontradas

durante las operaciones de perforación.

Los lodos base aceite, la grasa de la sarta y algunos aditivos del lodo muestran fluorescencia natural.

Algunos hidrocarburos livianos se evaporan durante su trayecto desde el fondo del hueco hasta superficie, siendo difícil su

evaluación.

El lavado de la muestra por parte del recogemuestra puede dispersar algo del contenido de hidrocarburos.

1.0 DETECCION DE HIDROCARBUROS

1.1 OLOR: El olor puede variar desde pesado (característico de aceite de baja gravedad) hasta ligero y penetrante (condensado). La

intensidad del olor depende del tamaño de la muestra. Durante los procesos de secado de la muestra, se puede percibir mejor el olor

de los hidrocarburos.

1.2 MANCHAMIENTO Y SANGRAMIENTO VISIBLE: La cantidad de aceite de los cortes que se lava en su trayecto hasta

superficie, esta en función de la permeabilidad. En rocas muy permeables solamente cantidad muy pequeñas de aceite es retenidas en

los cortes. Con frecuencia el sangrado de aceite y gas puede ser observado en corazones, y algunas veces en los cortes perforados de

formaciones apretadas. La presencia de sangramiento y gas en los cortes indica una formación de baja permeabilidad.

1.3 PRUEBA CON ACIDO (HCl): El HCl diluido puede ser usado para detectar show de aceite en cortes. La presencia de aceite

en rocas calcáreas puede ser detectado por gotas de HCl (10%). La reacción del ácido sobre los cortes, formará grandes burbujas, las

cuales se adhiere al corte de tal manera que este flote hasta superficie. Algunas veces las burbujas estallan y el corte cae otra vez al

fondo. En fragmentos que no contienen aceite las burbujas no llegan a ser tan grande y por lo tanto el corte permanece en el fondo.

1.4 FLUORESCENCIA NATURAL (LUZ ULTRAVIOLETA): El color de la fluorescencia es índice de la gravedad del aceite.

Todas las muestras debe ser examinadas bajo el fluoroscopio. El proceso para llevar a cabo la fluorescencia es el siguiente: Se coloca

la bandeja de la muestra lavada o un fragmento del núcleo o muestra de pared bajo la luz ultravioleta. La parte de la muestra que

exhibe fluorescencia es recogida y se coloca en una porcelana blanca para luego realizarle la prueba de la fluorescencia del corte. La

fluorescencia natural se debe realizar sobre muestras que no han sido secas debido a que en muchos casos los aceites muy livianos o

condensados no fluoresce después que la muestra ha sido seca.

Algunos materiales da una fluorescencia que no corresponden a hidrocarburos, como:

La presencia de material resinoso en la formación.

Porcelanas contaminadas por grasa o sudor de los dedos de la piel. Por lo tanto las porcelanas deben ser lavadas

cuidadosamente.

Cemento Gilsonite, el cual da color al reaccionar con algún solvente.

Contaminación de los cortes por grasa que ha sido usada en el revestimiento, en la mesa rotaria o en las uniones de la tubería de

perforación.

Fluorescencia debido a los tipos de lodo base aceite o lodos emulsionados. Esto ocurre cuando el aceite no ha sido

eficientemente emulsificado o cuando la muestra no ha sido limpiada adecuadamente.

Fluorescencia mineral: La calcita, dolomita, marga, caliza tizosa (chalk), anhidrita dan fluorescencia. La fluorescencia mineral

no da corte al adicionarle solvente.

1.5 CORTE DEL SOLVENTE: El corte es la coloración observada con el ojo desnudo (EN; luz natural) cuando se agrega un solvente a la muestra que contiene hidrocarburos (aceite crudo). Los aceites pesados generalmente da un corte fuerte mientras los aceites livianos da un corte menos fuerte. Los aceites de igual gravedad muestran apreciables diferencias de acuerdo a su composición química. Aceites naftanicos (asfalticos) generan cortes mas oscuro que los aceites alcalinos (parafinicos). El condensado da un corte muy ligero. Un corte positivo dejará color mientras un corte negativo no deja color.

1.5.1 Tipos de solventes

Cloroetano: Es el solvente recomendado (especialmente para hidrocarburos pesados) debido a que este no es inflamable y relativamente no tóxico. Este solvente dura más tiempo sin contaminarse, mientras cuando se usa eter como solvente, tiende a contaminarse con mayor facilidad, por lo tanto es menos usado.

Eter: Es el solvente más fuerte y es peligroso al fuego.

Cloroformo: Es también un buen solvente (para hidrocarburos pesados) pero es peligroso en sitios cerrados.

1.6 FLUORESCENCIA DEL CORTE DEL SOLVENTE: Es la prueba más confiable para observar la presencia de hidrocarburos en la muestra. Se observa bajo luz ultravioleta, siguiendo el mismo proceso del corte del solvente. La muestra debe estar seca (temperatura ambiente) para realizar esta prueba. Si la muestra contiene hidrocarburo, se observara unos hilillos o corrientes fluorescentes al reaccionar con el solvente. Entonces se evalúa la intensidad y la velocidad de los hilillos. A veces, la fluorescencia del corte no es observable, pero al evaporarse se observa un anillo residual.

1.7 MOJABILIDAD (WETTABILITY): La tendencia de la muestra a flotar sobre el agua, cuando es sumergida, es frecuentemente una indicación de la presencia de aceite.

1.8. PRUEBA DE AGUA- ACETONA: La acetona es un solvente pobre, especialmente para los hidrocarburos pesados pero bueno para materiales bituminosos y aceites livianos.

1.9 IRIDISCENCIA: La iridiscencia puede ocurrir con aceite de cualquier color o gravedad pero es más probable ser observable con aceites livianos, menos coloreados, donde el manchamiento de aceite esta ausente. La iridiscencia puede ser observada en muestra húmeda o en el lodo.

2.0 CALIFICACION DEL SHOW DE HIDROCARBUROS2.1 DISTRIBUCIÓN DEL MANCHAMIENTO DE ACEITE

Even (90-100%-parejo): Manchamiento de aceite sobre toda la superficie de la muestra.

Mottled (50-90%-Manchas): Manchamiento de aceite en áreas relativamente grandes y frecuentemente se interconecta debido al tamaño de las áreas manchadas (gran parte de la muestra)

Patchy (30-50%-Parche): El manchamiento de aceite esta sobre arreas aisladas. Es menor que el anterior.

Spotty (10-20%-Moteado): El manchamiento de aceite visible se observa como pequeñas concentraciones aisladas. Es menor que el anterior. Generalmente el manchamiento de aceite cubre grupos aislados de granos.

Speckled (5-10%-Puntos) Término que puede ser usado si el porcentaje de manchamiento se restringe solamente a granos aislados o espacios porosos aislados.

2.2 DISTRIBUCIÓN DE FLUORESCENCIA NATURAL

Los términos son los mismos que para el manchamiento de aceite.

2.3 INTENSIDAD DE FLUORESCENCIA NATURAL Y FLUORESCENCIA DEL CORTE

Bright (strong/good): Un color vivo observado

Dull (fair): Un color opaco observado.

Pale (weak/faint): Un color escasamente observado.

None: Ningún color observado.

2.4 VELOCIDAD DEL CORTE

Fast/flash (rápido): Inmediatamente el corte fluoresce.

Slow (lento): 5 segundos o más para producir el corte.

Crush (triturar): Se necesita triturar la muestra para producir corte.

2.5 FORMA DEL CORTE

Blooming (floreciente): Forma nubes

Streaming (corrientes): Forma hilos o corrientes.

2.6 RESIDUO

Al evaporarse el solvente (dicloretano), se forma un anillo residual que puede ser visible bajo el fluoroscopio y bajo la luz natural. A medida, que el hidrocarburo es más pesado, el anillo residual es más oscuro, haciéndose más notorio.

Si el color de la fluorescencia no es uniforme en toda la muestra, es necesario describir la variación y porcentaje de los colores. Por ejemplo: 30% patchy natural fluorescence, varyng dull gold (70%) and bright yellow (30%), etc..

SENSORES Y PARAMETROS DE PERFORACION

RATA DE PENETRACION (ROP): Es definida como el tiempo requerido para perforar una longitud de perforación durante un

tiempo. Se puede expresar en: Minutos/pies (Min/ft); minutos/metros (min/m); pies/hora (Ft/hr); metros/hora (m/hr).La curva de la

rata de penetración es graficada instantáneamente a medida que la broca avanza.

La ROP es afectada por varios factores:

Litología y tipo de matriz de la roca.

Peso sobre la broca (WOB)

Revoluciones por minuto (RPM)

Broca (tamaño, tipo y condición)

Hidráulica (eficiencia para remover los cortes por el fluido de perforación).

Presión diferencial (presión hidrostática menos presión de formación)

Operación de deslizamiento (direccional).

Presión de las bombas.

La gráfica de ROP generalmente suministra información muy útil sobre los cambios litológicos. Los incrementos o disminuciones en

la ROP coincide generalmente con un cambio en la litología, sin embargo en algunas litologías no se producen cambios en la ROP.

Por lo general para definir un tope litológico o cambio de litología siempre se chequea la ROP acompañada con la información de los

cortes analizados, registro de gas, torque, etc..

CORRELACIÓN DE LA ROP

La ROP generalmente indica cambios litológicos, por lo tanto la ROP es un instrumento importante para la correlación de pozos.

Generalmente para correlacionar la curva de ROP con otros pozos, se usa la tendencia de la ROP en un intervalo, más no puntual.

Por lo tanto los pies individuales con altas ratas de penetración se recomienda no usarlos como correlación, debido a que pueden

ser pies falsos o influenciados por la falta de experiencia del perforador.

SENSOR DE PROFUNDIDAD

En algunas ocasiones, se utiliza un sistema similar o igual al geolograph, que es un aparato para medir la profundidad de

perforación. Este consiste, en un cable metálico, el cual es sujetado a un punto sobre la kelly, y a su vez, es enhebrado a través de

una polea colocada en la corona de la torre de perforación. El cable, llega a una caja, que incluye un tambor, el cual enreda el

cable en respuesta, al movimiento de la kelly.

TORQUE

El torque es la resistencia que opone la tubería al movimiento de la broca. Es monitoreado por un sensor, colocado en el cable

eléctrico, el cual suministra la fuerza a la mesa rotaria o al motor del top drive.

Varias formaciones tienen un característico patrón de torque. Las arcillolitas y lutitas generalmente muestran torque bajo durante

la perforación. Las areniscas pueden mostrar altos valores de torque.

7. WOB/WOH

El sensor utilizado para medir el peso sobre la broca (WOB) y el peso sobre el gancho (WOH) es el mismo sensor que mide el peso

sobre el gancho. El peso sobre la broca es calculado mediante restando el WOH mientras se está perforando al peso de la tubería de

perforación. Por lo tanto, es necesario, entrar como dato inicial al molitek o computadora, el peso total de la sarta de perforación, para

así obtener el peso sobre la broca. La precisión del peso sobre la broca, depende de lo preciso del peso de la sarta de perforación.

El peso sobre el gancho (WOH) es medido desde la unidad de mudlogging, por un transducer de presión, utilizando el sensor del

equipo de perforación, el cual tiene una manguera con fluido hidráulico que alimenta a la unidad de Martín Decker. El transducer

puede ser unido en esta línea.

Actualmente, las unidades de mudlogging suministran su propio sistema independiente para medir el WOH. Este consiste, en un

sensor separado sobre la línea de perforación. Este sistema independiente, suministra un chequeo a los valores registrados por el

sensor del equipo de perforación, el cual, no es siempre 100% correcto. El inconveniente para colocar este sensor independiente, es

encontrar un sitio adecuado en la línea de perforación para instalarlo, y mantener este operando, cuando se corre y se corta el cable de

perforación. Por lo general, este sensor es grande y pesado (denominado garrapata) es instalado en un sitio incomodo, normalmente

debajo de la mesa de perforación. Entonces, mientras se corta el cable de perforación, se debe retirar el sensor, con mucho cuidado.

No se debe, olvidar instalar el sensor cuando se termine de cortar cable.

La tensión en la línea de perforación, es medido a través del WOH, por un diafragma mediante un transducer de presión. Hay una

cámara, la cual es llenada con fluido hidráulico, y en el caso del martín decker, un fluido hidráulico llena la manguera que va desde el

sensor a la consola del perforador.

En las unidades de mudlogging, se encuentra un potenciometro donde se puede rectificar el peso sobre la broca.

12. SENSOR DE H2S

Aquellos sensores son colocados en la unidad de mudlogging y en la trampa de gas el cual mide la cantidad de H2S. Se recomienda chequearlo cada semana con el gas de prueba

2. TORQUE

El torque es la resistencia que opone la tubería al movimiento de la broca. Es monitoreado por un sensor, colocado en el cable

eléctrico, el cual suministra la fuerza a la mesa rotaria o al motor del top drive.

Varias formaciones tienen un característico patrón de torque. Las arcillolitas y lutitas generalmente muestran torque bajo durante la

perforación. Las areniscas pueden mostrar altos valores de torque.

3. PRESIÓN STAND PIPE

Es monitoreado por un transducer de presión el cual es localizado en el stand pipe. Este sensor debe ser calibrado con alta precisión,

ya que cualquier cambio en la lectura puede indicar un WASHOUT en la tubería de perforación o problemas en las bombas. La

disminución de la presión y/o incremento en el bombeo es indicativo de un washout en la tubería de perforación.

La unidad de martín decker del perforados también marca la presión.

La presión del standpipe puede ser utilizada también para monitorear el desgaste de brocas tipo PDC (stratapax) o diamante y puede

también mostrar información sobre un posible flujo de fluidos de formación al hueco.

4. PRESIÓN DEL CASING

Es monitoreado por un tipo similar de transducer al anterior y es colocado en el choke manifold. Es usado para monitorear la presión

del casing durante operaciones de control de pozo.

5. REVOLUCIONES POR MINUTO (RPM)

Las revoluciones por minuto (RPM) son medidas por un sensor de proximidad, el cual debe ser posicionado a 1/2" de distancia, del

objeto señal. El sensor, tiene que ser firmemente posicionado, es decir, capaz de resistir el movimiento de la rotaria y las vibraciones,

al igual que los cambios de temperaturas debido a que esta expuesto al agua y al lodo perdido durante las conexiones. Si el sensor se

corre del alineamiento o fuera de la distancia requerida, el sensor cesa de registrar la señal. Para reparar este sensor, se debe realizar

en tiempo de no perforación, debido al difícil acceso. El sensor, es montado sobre el árbol (eje) conductor entre la mesa rotaria y el

motor conductor de la mesa rotaria.

A medida que el árbol rota, la señal es recibida en la unidad de mudlogging, de lo contrario, hay que revisar el sensor de proximidad.

El sensor de RPM, es calibrado por el conteo de las revoluciones por minuto de la kelly, calculando el factor de calibración. La

calibración es lineal. Cuando el torque es irregular, la fluctuación en las rpm es mayor. Cuando las variaciones en los valores de

RPM, son muy grandes e irregulares, puede ser indicativo de un problema del sensor.

6. CONTADORES DE STROKES (GOLPES)

Los strokes o golpes de bomba son monitoreados por un microswitch colocado en cada bomba del equipo. Si el sensor no es bien

colocado en las bombas del equipo, la señal no es recibida. En algunas ocasiones el sensor no esta bien colocado en las bombas,

resultando en una doble señal recibida, lo cual altera el galonaje y al mismo tiempo el lagtime. En ocasiones cuando se recibe doble

señal de golpes de bombas es posible colocar un divisor (2) en el computador el cual corrige la señal, mientras se revisa el sensor y se

situa adecuadamente.

Cuando esta llegando pulsos extras, se debe posiblemente a daños eléctricos en el cable. Además se debe evitar, que no le entre agua

al sensor, lo cual perjudica la detección de la señal adecuadamente.

Una manera de chequear el sensor de golpes de bomba, es cuando se realiza una conexión, donde el contador de golpes de bomba

debe marcar cero, ya que durante la conexión las bombas son apagadas (Figura 32).

Se recomienda chequear periódicamente el sensor ya que esto influye en la recolección de la muestra y por lo tanto en la interpretación

litológica.

funciones del mudlogging

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