evaluacionhidrcarburos

Evaluación e interpretación de hidrocarburos

Elaborado por el departamento de capacitación de DATALOG

David P. Hawker

1997 DatalogEl presente manual es para uso exclusivo de los participantes del curso de entrenamiento de Datalog Interpretación y evaluación de hidrocarburos (Hidrocarburo Evaluation and Interpretation). No se podrá reproducir ninguna sección del presente manual sin la autorización expresa de Datalog.

Datalog, 3030 9th St SE, Calgary, Alberta, Canada T2G 3B9Tel (403) 243-2220; Facsimile (403) 243-2872; Web-site http://datalog.ab.ca

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DATALOG Evaluación e interpretación de hidrocarburos

INDICE

SECCIÓN 1 INTRODUCCION.............................................................................................................4

SECCIÓN 2 COMPOSICION Y CLASIFICACION DE HIDROCARBUROS..............................7

2.1 COMPOSICIÓN Y CLASIFICACIÓN DEL PETRÓLEO...................................................................72.2 HIDROCARBUROS SATURADOS O ALCANOS..........................................................................8

2.2.1 Parafina..............................................................................................................................82.2.2 Naftenos............................................................................................................................10

2.3 HIDROCARBUROS INSATURADOS O AROMÁTICOS..............................................................122.4 CLASIFICACIÓN DE ACUERDO CON LA GRAVEDAD API........................................................13

SECCIÓN 3.....................................................................MUESTREO, DETECCION Y MEDICION14

3.1 LA TRAMPA DE GAS.................................................................................................................143.2 DETECCIÓN Y REGISTRO DEL GAS..........................................................................................21

3.2.1 El detector de combustión catalítica o de alambre caliente.............................................213.2.2 Detector de conductividad térmica...................................................................................243.2.3 Detector por ionización de llama (DILL).........................................................................263.2.4 Detector infrarrojo...........................................................................................................283.2.5 Resumen de los detectores de gas total............................................................................293.2.6 Sistemas de detección de gas total....................................................................................31

3.3 CROMATOGRAFÍA DE GASES...................................................................................................333.3.1 Operación cromatográfica...............................................................................................333.3.2 Cromatógrafo de conductividad térmica de alta velocidad.............................................353.3.3 Cromatógrafo DCT versus DILL......................................................................................37

3.4 UNIDADES DE MEDIDA.............................................................................................................39

SECTION 4 EVALUACION DEL GAS DE SUPERFICIE...............................................................40

4.1 FUENTES DE GAS EN LA SUPERFICIE.......................................................................................414.2 CAMBIOS DE FASE....................................................................................................................44

4.2.1 Consideraciones de temperatura......................................................................................444.2.2. Puntos críticos..................................................................................................................474.2.3 Cambios de fase en mezclas de petróleo complejas.........................................................50

4.3 TERMINOLOGÍA........................................................................................................................53

SECCIÓN 5 ORÍGENES DEL GAS.....................................................................................................54

5.1 CLASIFICACIÓN DE LAS FUENTES DE GAS..............................................................................545.2 GAS LIBERADO.........................................................................................................................555.3 GAS PRODUCIDO......................................................................................................................58

5.3.1 Condiciones de subbalance ‘permanente’........................................................................585.3.2 Condiciones de subbalance temporal...............................................................................595.3.3 Gas producido desde las formaciones impermeables......................................................595.3.4 Mecanismos similares.......................................................................................................61

5.4 GAS RECICLADO.......................................................................................................................635.5 GAS DE CONTAMINACIÓN........................................................................................................68

SECCIÓN 6 CANTIDAD Y COMPOSICIÓN DEL GAS REGISTRADO.....................................71

6.1 CONSIDERACIONES SOBRE LA FORMACIÓN............................................................................716.1.1 Porosidad y saturación del gas........................................................................................716.1.2 Porosidad y permeabilidad efectivas...............................................................................72

DATALOG 1997 Evaluación e interpretación de hidrocarburos 1


6.2 PROFUNDIDAD DEL HOYO........................................................................................................746.3 CONSIDERACIONES EN TORNO A LA PERFORACIÓN...............................................................76

6.3.1 Velocidad de penetración y diámetro del hoyo................................................................766.3.2 Tipo de mecha y ripios de perforación resultantes..........................................................826.3.3 Extracción de núcleos.......................................................................................................836.3.4 Velocidad de flujo.............................................................................................................856.3.5 Presión diferencial............................................................................................................88

6.4 INVASIÓN DE FLUIDO Y FLUSHING..........................................................................................906.4.1 Invasión y filtración..........................................................................................................906.4.2 Flushing............................................................................................................................926.4.3 Influjos..............................................................................................................................95

6.5 TIPO Y REOLOGÍA DEL LODO................................................................................................1016.6 OBSERVACIONES ACERCA DE LA SUPERFICIE......................................................................102

6.6.1 Diseño, eficiencia y ubicación de la trampa de gas.......................................................1036.6.2 La tubería de muestra de gas..........................................................................................1056.6.3 Pérdidas de gas hacia la atmósfera................................................................................106

SECCIÓN 7 PRESENTACION E INTERPRETACION DE REGISTROS.................................109

7.1 DEFINICIONES BÁSICAS.........................................................................................................1097.2 GAS DE FONDO.......................................................................................................................109

7.2.1 Fondos estacionario y circulante...................................................................................1107.2.2 Fondo de formación........................................................................................................114

7.3 INTERPRETACIÓN DEL GAS DE FONDO..................................................................................1167.4 EVALUACIÓN DE VESTIGIOS..................................................................................................119

LITOLOGÍA.........................................................................................................................................122

7.5 EVALUACIÓN DE GAS PRODUCIDO........................................................................................1237.6 GAS DE CONEXIÓN.................................................................................................................126

7.6.1 Zona de creciente presión de formación debido a la subcompactación........................1297.6.2 Zonas permeables subbalanceadas................................................................................1307.6.3 Forma, duración y ritmo de los picos de gas de conexión.............................................1317.6.4 Informe de gases de conexión.........................................................................................132

7.7 GAS DE VIAJE.........................................................................................................................1377.7.1 Interpretación del gas de viaje.......................................................................................141

7.8 GAS DE CUADRANTE..............................................................................................................147

SECCIÓN 8 ANALISIS CROMATOGRAFICO.............................................................................149

8.1 NORMALIZACIÓN DEL GAS....................................................................................................1498.2 ANÁLISIS DE LAS RELACIONES DE GAS.................................................................................1598.3 TRAZADO GRÁFICO DE LAS RELACIONES DE GASES UTILIZANDO LOS VALORES CROMATOGRÁFICOS DEL METANO HASTA EL PENTANO................................................................159

8.3.1 Uso del gráfico de relaciones.........................................................................................1608.3.2 Predicción y evaluación de zonas petrolíferas...............................................................1628.3.3 Predicción y evaluación de zonas gasíferas...................................................................1638.3.4 Predicción de zonas de condensado...............................................................................1648.3.5 Comparación con los ripios perforados.........................................................................165

8.4 ANÁLISIS DE LAS RELACIONES DE HUMEDAD, EQUILIBRIO Y CARÁCTER..........................1678.4.1 Relación de humedad (Wh).............................................................................................1688.4.2 Relación de Equilibrio....................................................................................................1708.4.3 Uso de Bh con Wh...........................................................................................................1718.4.4 Relación de carácter.......................................................................................................172



8.5 INDICADOR DE PETRÓLEO.....................................................................................................176

SECCIÓN 9 ANALISIS DE LA FLUORESCENCIA.....................................................................178

9.1 LA FLUORESCENCIA CONVENCIONAL COMO PROCESO DE EVALUACIÓN DEL POZO.........1789.1.1 Preparación de la muestra.............................................................................................1799.1.2 Color de la fluorescencia y brillo...................................................................................1809.1.3 Distribución de la fluorescencia.....................................................................................1829.1.4 Corte de solvente............................................................................................................1839.1.5 Residuo...........................................................................................................................1849.1.6 Muestreo de l lodo..........................................................................................................184

9.2 TÉCNICA DE FLUORESCENCIA CUANTITATIVATM.................................................................1859.2.1 Limitaciones de la QFT..................................................................................................187

SECCIÓN 10 ESTUDIO DE CASOS Y APLICACIONES..............................................................189

10.1 ESTUDIO DE CASO 1 CONFIRMACIÓN DE YACIMIENTO NO PRODUCTIVO....................18910.2 ESTUDIO DE CASO 2 DETERMINACIÓN DE LOS CONTACTOS GAS/PETRÓLEO/AGUA. .19310.3 ESTUDIO DE CASO 3 IDENTIFICACIÓN DEL YACIMINENTO Y DEL FLUIDO A PARTIR DE LOS ANÁLISIS DE RELACIÓN DE GAS..............................................19710.4 ESTUDIO DE CASO 4 IDENTIFICACIÓN DE INYECCIÓN MISCIBLE................................20010.5 ESTUDIO DE CASO 5 EFECTO DEL FLUSHING SOBRE EL GAS Y LAS RELACIONES.......20310.6 ESTUDIO DE CASO 6 FACTORES QUE LIMITAN EL ANÁLISIS DE RELACIÓN................20610.7 ESTUDIO DE CASO 7 PREDICCIÓN DE UNA ZONA GASÍFERA COMPACTA IMPRODUCTIVA..................................................................................................................................20810.8 ESTUDIO DE CASO 8 GEODIRECCIONAMIENTO DE POZOS HORIZONTALES EN BASE A RELACIONES DE GAS.......................................................................20910.9 ESTUDIO DE CASO 9 IDENTIFICACIÓN DE FRACTURA..................................................21410.10 ESTUDIO DE CASO 10 DETERMINACIÓN DEL CAMBIO DE GRAVEDAD DEL CRUDO EN EL YACIMIENTO..................................................................................................................................21610.11 ESTUDIO DE CASO 11 PREDICCIÓN DEL ACERCAMIENTO A UN YACIMIENTO AGOTADO............................................................................................................................................218

APENDICE REFERENCIAS............................................................................................................218



EVALUACION E INTERPRETACION DE HIDORCARBUROS

Sección 1 INTRODUCCION

La técnica de los registros de lodo (mud logging) consiste en detectar, medir y evaluar los fluidos de hidrocarburos y otros gases presentes en el fluido de perforación (lodo) y en los ripios que regresan a la superficie provenientes del hoyo, y luego correlacionar esta información con una profundidad y litología específicas que han sido penetradas durante la perforación.

Partiendo de este principio básico, un técnico de registros (mud logger) experimentado puede recabar una serie de informaciones inestimables a medida que se perfora el pozo:

Reconocer las zonas que contienen hidrocarburos. Determinar el fluido que se encuentra en el yacimiento y las zonas de contacto. Evaluar el potencial productor del yacimiento. Predecir y evaluar la presión de la formación. Un componente esencial para la seguridad del pozo: detectar

arremetidas y evitar reventones.

La información proveniente del análisis de los fluidos de hidrocarburos, junto con otras técnicas de mud logging como la evaluación de datos de perforación y el análisis de ripios, resulta de gran ayuda para evaluar el pozo con fines diversos: -

Identificar zonas con hidrocarburos que ameritan pruebas más meticulosas.

Detectar zonas que las mediciones de guaya habrían dejado escapar Calcular el peso de lodo y la profundidad de la zapata durante la

planificación de pozos. Ser una alternativa del MWD en el geodireccionamiento de pozos. Identificar la inyección de miscibles. Establecer la porosidad de la fractura.



Ahora bien, para que la evaluación de la formación y de las zonas con hidrocarburo sea provechosa, hay que considerar varios aspectos: -

¿Cuáles son los mecanismos que permiten al gas entrar en el fluido de perforación?

¿Qué cantidad del hidrocarburo en el sitio proveniente de la formación puede detectarse en la superficie?

¿En qué medida la composición del hidrocarburo en la superficie es representativa de la composición en el yacimiento potential?

¿De qué manera diferentes condiciones y factores inciden en la cantidad de gas detectada?

La interpretación del gas, ¿se correlaciona con otros indicadores?

Teniendo siempre presente los posibles factores y variaciones mencionados, el análisis en la superficie de los hidrocarburos detectados se considera un método importante para obtener rápidamente información valiosa a partir de la cual es posible evaluar pozos en tiempo real.

Ahora bien, para que las interpretaciones del gas detectado en la superficie sean útiles, el técnico de registros debe, en primer lugar, establecer la fuente del gas y, luego, evaluar los factores que pudieran afectar la magnitud o la composición del gas observado.

Esta información debe presentarse de manera que pueda entenderse y evaluarse con facilidad, no sólo mientras se perfora el pozo sino también en cualquier momento en el futuro cuando se lleve a cabo la reevaluación o correlación de los pozos.

Antes de preparar un registro de hidrocarburo o de lodo, el técnico debe estar al tanto de los distintos mecanismos mediante los cuales el gas sale de la formación y penetra en el fluido de perforación: los diversos orígenes del gas deben poder identificarse con claridad en un registro. Asimismo, el gas que proviene de la formación debe diferenciarse del que proviene de otras fuentes.

Para que le usuario pueda hacer una evaluación ponderada de los registros es fundamental suministrarle datos o informaciones que le indiquen claramente las condiciones, o los cambios en las condiciones, que inciden en la cantidad de gas detectada.



El objetivo de este curso y del presente manual es: -

Identificar los mecanismos y factores que intervienen para hacer que los hidrocarburos penetren en el fluido de perforación.

Identificar y analizar las diversas condiciones que influyen al momento de realizar el registro final de gas en la unidad de perfilaje.

Describir el funcionamiento de varios tipos de detectores de gas total y comparar sus mediciones con la medición cromatográfica.

Ilustrar sobre la manera correcta de interpretar las tendencias de gas en tiempo real y en función de la profundidad.

Mostrar la forma de calcular la relación de gas y cómo esta información, correctamente utilizada, puede ayudar a obtener un perfil exacto de los yacimientos potenciales.

Indicar, a partir de casos concretos, de qué manera la interpretación y evaluación de hidrocarburos pueden ser de utilidad para múltiples aplicaciones.



EVALUACION E INTERPRETACION DE LOS HIDROCARBUROS

Sección 2 COMPOSICION Y CLASIFICACION DE LOS HIDROCARBUROS

2.1 Composición del petróleo y su clasificación

Petróleo es el término aplicado a cualquier hidrocarburo, ya sea gaseoso, líquido o sólido, que se encuentre de manera natural en la corteza terrestre. Al igual que los hidrocarburos, el petróleo también puede contener cantidades variables, aunque pequeñas, de dióxido de carbono, azufre y nitrógeno.

En su forma líquida, el petróleo es conocido por lo general bajo el nombre de crudo y puede estar compuesto de una mezcla compleja de hidrocarburos con pesos y tamaños moleculares variables. Cuando se recuperan en la superficie, es posible separar los compuestos de hidrocarburos mediante la refinación y la destilación y generar así una gran variedad de productos.

Por definición, los compuestos de hidrocarburo, de los cuales el más sencillo es el gas de hidrocarburo, están enteramente fomados de átomos de hidrógeno y de carbono y pueden clasificarse en dos tipos dependiendo del enlace molecular de los átomos de carbono.

1. Hidrocarburos saturados compuestos que poseen un solo enlace covalente entre los átomos de carbono

2. Hidrocarburos no saturados compuestos que poseen doble enlace entre los átomos de carbono

NB El enlace covalente se origina de la atracción simultánea de dos núcleos por un par compartido de electrones de enlace. Un enlace covalente doble se produce cuando dos pares de electrones son compartidos por dos átomos.



2.2 Hidrocarburos saturados o alcanos

Estos compuestos están formados de cadenas cortas de átomos de carbono saturados con átomos de hidrocarburo unidos a todas las posiciones de enlace disponibles.

Las cadenas de átomos de carbono pueden ser rectas, ramificadas o cíclicas y dan origen a tres series de alcanos. Las series rectas y ramificadas se conocen como parafinas y las cíclicas como naftenos.

2.2.1 Parafina

La parafina es la forma más común de hidrocarburo, ya sea en estado de crudo líquido o gaseoso. El grupo incluye dos de las series de alcanos: los átomos de carbono de cadena recta y ramificada.

Los alcanos de cadena recta, o normales, vienen dados por la siguiente fórmula general y se ilustran en la figura 2.1

Cn H2n + 2

Cuando el valor de n se sitúa entre 1 y 10, los miembros parafínicos son metano (C1), etano (C2), propano (C3), butano (C4), pentano (C5), hexano (C6), heptano (C7), octano (C8), nonano (C9) y decano (C10).

La cromatografía de gases en el pozo abarca por lo general del metano al pentano, ya que, a la presión superficial, los miembros más pesados de la serie permanecen normalmente en estado líquido por lo que no se pueden detectar como gas.

En efecto, a la temperatura y presión superficiales, los compuestos desde el metano hasta el butano existirán en forma gaseosa y se les podrá detectar con facilidad. A la presión ambiente, el pentano se condensa en estado líquido a un punto de ebullición de 36 C (Tabla 4.2), por lo que, dependiendo de la temperatura del lodo circulante, normalmente es detectable como gas.



Figura 2.1 Alcanos normales del grupo parafínico

La serie de cadena ramificada, o iso, de los alcanos dentro del grupo de parafinas viene dada por la misma fórmula general que la serie de cadena recta y se ilustra en la figura 2.2

Cn H2n + 2

Los alcanos ramificados contienen cuatro o más átomos de carbono y comienzan con el iso-butano hasta los hidrocarburos más pesados. Por lo general, sólo el iso-butano y el iso-pentano se detectarán en el pozo mediante cromatografía.


Estructura Nombre Abreviatura Fórmula

Metano C1 CH4

Etano C2 C2H6

Propano C3 C3H8

Normal Butano nC4 C4H10

Normal Pentano nC5 C5H12


Figura 2.2 Los alcanos ramificados o iso- del grupo parafínico

Otro isómero del pentano es el neo pentano. Desde el punto de vista molecular, cada uno de los cuatro átomos de carbono ocupa uno de los enlaces disponibles del 5° átomo de carbono del grupo. Al igual que con los otros alcanos, cada uno de los enlaces disponibles de los 4 átomos de carbono externos está ocupado por hidrógeno. Este isómero se ilustra en la figura 2.3

Figura 2.3 Isómero de neo pentano

2.2.2 Naftenos

Con el nombre de nafteno se conoce el tercer grupo de la serie alcano (figura 2.4). En este grupo, los átomos de carbono se encuentran en cadenas cerradas y una vez más están saturados con átomos de hidrógeno que ocupan todas las posiciones de enlace disponibles. Los nombres que ya vimos en la serie parafínica toman ahora el prefijo “ciclo” que caracteriza a la serie nafténica, i.e. ciclopropano, ciclobutano, y tienen la formula general: -


Neo Pentano NC5 C5H12

Estructura Nombre Abreviatura Fórmula

Iso Butano iC4 C4H10

Iso Pentano iC5 C5H12


Cn H2n

Figura 2.4 El grupo nafténico de los alcanos

Dado que poseen dos átomos de hidrógeno menos que los alcanos normales o ramificados, molecularmente los naftenos son ligeramente más livianos que las parafinas.

Sólo el ciclopropano y ciclobutano, generalmente asociados con crudos de mayor densidad, se quedan normalmente en estado gaseoso a la presión y temperatura superficiales. Desafortunadamente, dado que el peso molecular es tan parecido, los cromatógrafos los analizan como si fueran propano o butano de la serie parafínica. Para poder distinguir entre el nafteno y la parafina es necesario proceder a una lenta separación a baja temperatura, lo cual resulta impracticable en el sitio.


Estructura Nombre Fórmula

Ciclopropano C3H6

Ciclobutano C4H8

Ciclopentano C5H10


2.3 Hidrocarburos no saturados o aromáticos

Al igual que los ciclo-alcanos o naftenos, la serie de aromáticos incluye átomos de carbono de cadena cerrada. Pero, a diferencia de los alcanos, los aromáticos no están saturados por el hidrógeno, i.e. los átomos de hidrógeno no ocupan todos los enlaces disponibles. Esta serie es por lo general un componente menor de los crudos, aunque el aromático más común, el benceno (figura 2.5), está presente en la mayoría de los compuestos de petróleo.

La fórmula general de la serie es Cn H2n - 6, y la del benceno es C6H6

Figura 2.5 El grupo aromático

El benceno es el compuesto aromático más sencillo: una cadena cerrada o anillo con seis átomos de carbono donde se alternan enlaces covalentes simples y dobles que unen los átomos de carbono. El “anillo bencénico” constituye la base de otros componentes de la serie aromática. Puesto que los átomos de carbono no están saturados, los enlaces no ocupados por átomos de hidrógeno están libres para ser tomados por otros átomos de carbono. Es así como, fuera del anillo cerrado, como se ve en la figura 2.4, otros aromáticos como el tolueno (un anillo bencénico + un CH3) incluyen uno o más anillos bencénicos junto con uno o más ‘elementos’ CH3 que ocupan los enlaces libres.

Observe que el CH3 constituye también el último eslabón en los alcanos de cadena recta.


Estructura Nombre Fórmula

Benceno C6H6

Tolueno C6H5CH3


2.4 Clasificación de acuerdo con la gravedad API

El Instituto Americano del Petróleo (API según sus siglas en inglés) ha establecido una clasificación, ampliamente utilizada, basada en la densidad o gravedad (gm/cc) del crudo.

Los crudos con una alta gravedad API tienen un alto contenido de los hidrocarburos de la gasolina (C4 a C10).

La gravedad API se define, a 16°C y presión atmosférica, por la siguiente fórmula:-

API = 141,5 - 131,5 SG

Mientras mayor es el valor API más liviano es el crudo. Visualmente, la clasificación API puede establecerse de acuerdo con el color del crudo o el color de la fluorescencia bajo luz ultravioleta:-

Gravedad Tipo Color Fluorescencia

Bajo API petróleo pesado marrón oscuro a negro marrón rojizo a naranja

API medio petróleo medio marrón entre medio y verdoso amarillo, dorado, verde

Alto API petróleo liviano incoloro, claro blanco, azul

Observe que en los valores API más bajos, la intensidad de la fluorescencia puede ser tan tenue que puede resultar invisible. En cambio, en los valores API más altos, especialmente en el caso de los fluidos condensados, la fluorescencia puede situarse en el rango ultravioleta del espectro pero una vez más resultar invisible a simple vista. Estas limitaciones se discutirán en mayor detalle en la sección 9.




Sección 3 TOMA DE MUESTRAS, DETECCION Y MEDICION

Para que el análisis de gas en el pozo sea efectivo es fundamental que la medición del gas arrastrado dentro del fluido de perforación se haga de manera continua e ininterrumpida. Esto permite, desde el punto de vista de la seguridad del pozo, identificar rápidamente los cambios que se produzcan y actuar en consecuencia. Desde la perspectiva de la evaluación, es posible identificar de manera precisa los cambios de la formación o de los volúmenes y/o de la composición del gas y vincular esta información con la profundidad exacta a la cual se produjo la liberación. Asimismo, es muy útil en aplicaciones como identificación de los contactos gas/petróleo/agua, demarcación de zonas específicas para ser probadas y geodireccionamiento sobre la base del análisis de la relación de gas, opción que resulta más económica que las herramientas MWD que se utilizan en el fondo del hoyo.

Independientemente del método seleccionado para extraer el gas, las preguntas clave que nos debemos formular son:-

¿Cuán eficiente es la extracción del gas?

¿Cómo se relaciona la medición de ‘gas-en-aire’ con el volumen total de gas contenido en el lodo?

¿La medición de gas en la superficie guarda alguna relación con el volumen de gas en la formación?

3.1 La trampa de gas

La trampa, o desgasificador, se coloca en la corriente de retorno de lodo, por lo general en el colector (caja de cernidora o bolsillo) o en el tubo de canal, lo que permite disponer de un flujo continuo de lodo ‘recién’ retornado del cual extraer una muestra de gas tan adecuada como sea posible. Históricamente, la industria ha utilizado dos tipos principales de trampa.

Trampa con paredes deflectoras

Este diseño fue uno de los primeros en utilizarse (figura 3.1): el gas se extrae del lodo a medida que éste desciende a través de una serie de paredes deflectoras. El lodo se ‘golpea’ al chocar contra la pared y deja escapar el gas que arrastra. El aire es arrastrado dentro de la trampa desde el fondo y luego es sacado hacia la unidad de perfilaje por la parte superior donde se acumula el gas hidrocarburo liviano. Los hidrocarburos más pesados son



‘levantados’ por el aire a medida que éste fluye hacia arriba por la trampa. La desventaja de este tipo de trampa es su baja eficiencia para extraer gas, en especial de lodos de mayor viscosidad.

Figura 3.1 Trampa de gas con paredes deflectoras

Trampa con agitador

Las trampas con agitador se han usado y se siguen utilizando mucho en la industria particularmente porque son relativamente económicas, simples desde el punto de vista mecánico y requieren poco mantenimiento.

La trampa arrastra el lodo a través de un orificio ubicado en el fondo y lo somete a una fuerte agitación mediante un aspa rotatoria, o agitador, para extraer el gas arrastrado en el lodo. Esta forma de agitación es mucho más eficiente para extraer gas que los deflectores, especialmente cuando se trabaja con lodos muy viscosos. El gas se extrae y se eleva hacia la parte superior de la trampa donde es empujado por el aire hacia los detectores de la unidad de registros.

A pesar de su amplio uso en la industria esta trampa convencional presenta ciertas limitaciones que hacen temer que zonas productoras potenciales pasen desapercibidas:-


Lodo proveniente del tubo de canal

Muestra de gas/aire hacia la unidad de perfilaje

Lodo de retorno hacia el colector

Aire ambiente osuministrado


Variabilidad en la medición del gas por las condiciones operativas como la velocidad del flujo de lodo, velocidad y dirección del viento

Los cambios en la velocidad de flujo conllevan a cambios en la altura de lodo (en la caja colectora) y por ende en el volumen de lodo que se muestrea. Este aumento en el volumen de lodo no sólo crea las condiciones de que se extraiga más gas, sino que ejerce más carga contra el agitador disminuyendo así su eficiencia. Si bien este factor tiene su importancia, nunca debería plantear un problema operativo ya que, cada vez que se produce un cambio en la velocidad del flujo, la primera prioridad del técnico de registro debería ser reajustar la altura de la trampa de gas. En la sección 6.3.4 analizaremos otros efectos producidos por los cambios en la velocidad del flujo.

El viento, al penetrar por la toma de aire, aumentará la dilución de la muestra de gas/aire lo que conduce a una reducción en la medición del gas. De hecho, investigaciones llevadas a cabo por Texaco y el Instituto de Investigación sobre el Gas (SWPLA, junio de 1993) demostraron que un viento de una velocidad de apenas 8 mph, inyectado directamente en el respiradero, puede provocar una caída del 50% en el valor del gas. Una vez más, si bien es cierto que esta afirmación es bastante alarmante, el hecho es que el viento no plantea el riesgo que aquí se señala. En la mayoría de los taladros modernos, en especial costa afuera, el tubo de canal y las cernidoras están tapados o protegidos. Pero incluso cuando están abiertos, el nivel de lodo está por lo general lo suficientemente bajo en relación con el tope del colector como para proteger de manera adecuada la toma de aire.

Posibilidad de perder gas a consecuencia del proceso de agitación. Es normal que durante la agitación se produzcan burbujas y es posible que una proporción de éstas sea arrastrada fuera de la trampa con el lodo expelido. La importancia de esto dependerá de la velocidad de rotación del agitador, la profundidad de inmersión de la trampa y las propiedades del lodo, todo lo cual determina el patrón de flujo del lodo por la trampa.

La eficiencia en la extracción del gas depende, en gran medida, de la velocidad de rotación del agitador. Esto, naturalmente, preocupa al operador ya que los cambios en la velocidad (sin mencionar el diseño global de la trampa y los tipos de detectores usados) provocan alteraciones en las mediciones de gas realizadas por diferentes compañías de servicio, lo que sin duda dificulta la correlación entre los pozos.

Otro problema que plantea la velocidad de rotación es que, incluso con revoluciones fijas, la eficiencia de la extracción va depender de los componentes individuales del hidrocarburo. Resulta más difícil para los hidrocarburos pesados separarse de una solución, por lo que serán retenidos preferentemente por el lodo (esto también dependerá de la solubilidad relativa de los hidrocarburos, la viscosidad y el tipo de lodo).



Figura 3.2 Conjunto de trampa de gas de Datalog

La trampa con agitador de Datalog (figuras 3.2 y 3.3) está formada por una trampa cilíndrica con una toma de lodo proveniente del fondo y un orificio, ubicado a mitad de la trampa, de doble uso que permite salir el lodo y entrar el aire. La muestra de gas es arrastrada desde la parte superior de la trampa hacia la unidad de registro mediante aire que se bombea a una velocidad constante de 4 pceh (pie cúbico estándar por hora).

El agitador tiene forma de trípode lo que, en comparación con un aspa sencilla o cruzada, resulta más eficiente a bajos niveles de inmersión y hace que el nivel de lodo sea menos propenso a fluctuar. Está accionado por un motor eléctrico que genera 1725 rpm lo que permite tener una agitación y extracción de gas muy eficientes.

La ubicación y posición de la trampa es sin duda de suma importancia y en este sentido deben respetarse las siguientes normas (figura 3.3): -


Air ambiente

Muestra de aire/gas que se va a analizar

Salida de lodo

Agitador que extrae gas arrastrado

Motor eléctrico

Dirección del flujo de lodo que entra a la caja colectora proveniente del tubo de canal


La trampa debe ubicarse directamente en la entrada del lodo a la caja colectora, y no hacia un lado donde el lodo pudo haberse quedado estacionario por un rato perdiendo constantemente gas hacia la atmósfera con lo que ya no es representativo de la profundidad de retardo.

Para que la trampa pueda ubicarse a la profundidad adecuada y así obtener la mayor eficiencia, debe haber suficiente profundidad de lodo.

La trampa no puede estar obstruida por acumulación de ripios en la caja colectora.

Figura 3.3 Conjunto característico de trampa



El orificio de salida debe colocarse aguas debajo de manera que el lodo (agitado y sin gas) no vuelva a reciclarse dentro de la trampa.

Cuando las cernidoras no están cerradas debe hacerse todo lo necesario para garantizar que la toma de aire no esté expuesta a cambios en el viento circundante.

Dado que la medición de gas resultante representa el volumen de gas en aire, uno se pregunta cómo esto se coteja con el volumen de gas en el lodo. Dependiendo de las eficiencias y limitaciones analizadas con anterioridad, resulta claro que una proporción del gas arrastrado se quedará en el lodo y será reciclada. Diversos métodos han sido utilizados para tratrar de cuantificar la medición de gas en aire.

El más aceptable es probablemente el que consiste en calibrar el valor de gas en aire, o aplicar un factor de corrección, partiendo de un volumen real de gas en lodo. Esto puede obtenerse tomando una muestra de lodo del tubo de canal, luego retirando todos los hidrocarburos con un destilador de vapor o, como en el caso del sistema patentado Texaco/GRI QGM (Medición cuantitativa de gas), con un destilador de microondas y medir el volumen de gas.

El fundamento teórico es que una vez obtenida una medición cuantitativa del volumen de gas en el lodo, ésta puede cotejarse directamente con el volumen de gas en el yacimiento tomando en cuenta la relación de ripios en el volumen de lodo.

Si bien esta teoría tiene sentido y el objetivo final es justamente el deseado, el proceso de obtención de una conversión cuantitativa precisa presenta algunas dificultades:-

Si la muestra de lodo se toma en un lugar distinto al niple de campana, la medición de gas en lodo no será precisa ya que se habrán producido pérdidas hacia la atmósfera.

Si el lodo está cortado por gas y haciendo burbujas, es difícil obtener una muestra de buena calidad con una relación gas-lodo verdadera.

¿Cuán a menudo debería tomarse la muestra de lodo? Cada vez que se produzca un

cambio en el volumen y la composición del gas, en la reología o temperatura del lodo, en la velocidad de flujo, etc. se va a requerir, como mínimo, un nuevo factor de conversión

Incluso en circunstancias ideales, con una muestra de lodo tomada en el niple de campana para evitar las pérdidas atmosféricas y un factor de calibración determinado con frecuencia, la medición no dará cuenta de cambios en el volumen de gas (liberado por un volumen de roca dado) debido a: -



Invasión por inundación (flushing) de las formaciones, lo que provoca un desplazamiento de los fluidos de formación lejos de la roca que se va a perforar posteriormente.

La influencia de los influjos o socavamientos del hoyo que ocasiona cambios relativos en la relación gas/lodo.

Resulta pues muy difícil en la práctica relacionar las mediciones en la superficie con el volumen de gas en la formación, por lo que los cambios relativos en el volumen y tipo de fluido siguen siendo el componente más importante de las evaluaciones realizadas en el pozo.



3.2 Detección y registro del gas

Una vez que la muestra de gas ha sido pasada por distintas configuraciones de filtros y agentes secantes a fin de retirar la humedad y los contaminantes, se envía hacia los detectores de gas. Por lo general, éstos incluyen un instrumento para medir el gas total o el gas combustible total y un cromatógrafo que suministra un análisis preciso del gas.

Medición del gas total

Debemos empezar por admitir que no hay ningún tipo de detector que supere de manera absoluta a los demás: cada uno tiene sus propias ventajas y limitaciones. La respuesta del detector y su medición varían en función de las propiedades particulares del gas que se estén analizando ya sea su combustibilidad, conductividad térmica o energía de ionización.

Si se desea obtener una evaluación efectiva de las mediciones de gas total, el ususario debe conocer las capacidades y limitaciones de los detectores y las distintas respuestas que se pueden esperar cuando se producen cambios en la concentración o en la composición del gas.

3.2.1 El detector de combustión catalítica o de alambre caliente.

Este fue el primer detector de gas utilizado en la industria de los registros de lodo y el más sencillo, de hecho sigue siendo el más utilizado para medir gas total. El sensor contiene un filamento de platino muy fino embutido en un cordón de alúmina al cual se aplica una mezcla catalítica (figura 3.4). Se hace pasar una corriente a través de la bobina del detector para aumentar su temperatura hasta un valor al cual los hidrocarburos se oxidan. La muestra de gas es pasada a una velocidad constante a través de la cámara de combustión y la pequeña fracción de gas que entra en contacto con el filamento se quema despidiendo calor que sirve para calentar aún más el filamento, lo que aumenta su resistencia eléctrica. El filamento forma una de las ramas de un puente de Wheatstone de manera que el cambio de resistencia produce una diferencia de potential a través del circuito. Esto puede medirse y calibrarse en términos de la concentración de gas combustible.


Alambre de platino

Cordón de alumina y catalizador

Figura 3.4 Detector por combustión catalítica


El detector por combustión catalítica se calibra en términos de % de MEA (Metano equivalente en aire). La calibración se realiza en general a una concentración de entre 1 y 2% de metano. El detector resulta ser muy preciso para bajas concentraciones de metano.

Ahora bien, a medida que aumenta el peso molecular, los hidrocarburos más pesados hacen que el detector arroje resultados distintos a los que provoca el metano, estas variaciones son proporcionales al contenido de BTU (unidad térmica inglesa). Mientras más pesado es el hidrocarburo, mayor será la respuesta del detector. Las distintas respuestas pueden observarse en la tabla 3.1 donde se observa que la respuesta del butano, por ejemplo, será casi el doble de la que produce la misma concentración de metano.

La respuesta del detector también se ve afectada por las variaciones en la concentración de gas (figura 3.5). El metano responde linealmente a 6% (su menor límite explosivo (LEL)) pero, a concentraciones mayores no hay suficiente oxígeno para que se produzca una combustión completa lo que da como resultado una respuesta negativa.

A una concentración de 100% de metano, la respuesta sería cero. Este problema se agrava si la proporción de hidrocarburos más pesados es mayor, ya que mientras más pesada es la molécula, más oxígeno se requiere para que se produzca una combustión completa.

Gas Respuesta (relativa a C1)Metano 1,000Etano 1,478Propano 1,812i-Butano 1,938n-Butano 1,710Sulfuro de hidrógeno 2,456

Tabla 3.1 Respuestas de combustión catalítica relativa

Se pueden hacer modificaciones aumentando por ejemplo la dilución con una cantidad conocida de aire a fin de medir volúmenes mayores de gas. Esto garantiza que la mezcla de gas/aire se mantiene por debajo del L.E.L lo que permite conservar una respuesta tan lineal como sea posible y medir concentraciones de hasta 100% MEA.

Otra modificación que se puede hacer es reducir la temperatura del filamento, de manera que el metano no haga combustión. De esta forma el registrador sólo detectará los gases más pesados y puede así servir como un indicador de gas húmedo o de riqueza del gas. Ahora bien, nuevamente el peso molecular y diferentes respuestas de los gases más pesados provocan imprecisiones.



Figura 3.5 Combustión del hidrocarburo con el detector de combustión catalítica

Ventajas de la combustión catalítica

Respuesta lineal a bajas concentraciones. Muy confiable, resitente y económico Fácil de usar.

Desventajas de la combustión catalítica

La resistencia del filamento cambia con el tiempo por la constante combustión y desgaste.

El filamento puede dañarse y responder menos bien debido a gases corrosivos.

El sensor debe ajustarse a cero y calibrarse por lo menos diariamente. Las mediciones son propensas al error al cambiar la composición debido a

distintas velocidades de reacción, calor generado y cambios resultantes en la temperatura del filamento. Esto incidirá en las tasas de combustión y por ende en la respuesta del instrumento.

La mezcla de gas debe estar por debajo del L.E.L


Respuesta del detector

Concentración in el aire 5 10 15

C3 C2 C1


3.2.2 Detector de conductividad térmica

Al igual que el detector de combustión catalítica (DCC), el de conductividad térmica funciona con un filamento que forma un lado del puente de Wheatstone, cuya resistencia cambia en función de los cambios en la concentración del gas.

Ahora bien, a diferencia del detector CC que mide el aumento de temperatura debido a la combustión, el detector de conductividad térmica (DCT) funciona midiendo el efecto de enfriamiento sobre un elemento debido a la conductividad térmica del gas. El detector posee dos elementos sensores: uno encerrado en aire que sirve de ‘control’ y en función del cual se compara la respuesta generada por la muestra de gas en el otro sensor (figura 3.6).

La conductividad térmica de un gas depende de su energía cinética molecular. Por lo tanto, el efecto refrigerante de los gases varía lo que provoca distintas respuestas en el detector.

La respuesta del metano es positiva (1,25 veces la respuesta del aire a 0C) por lo que generalmente se utiliza como medio de calibración y la medición se expresa en términos de % de MEA (al igual que en el caso del detector CC). Una mezcla de metano/aire tendrá una respuesta lineal hasta llegar a 100% metano, razón por la cual es un detector ideal para medir grandes concentraciones de metano.

Figura 3.6 Esquema con los elementos del detector de conductividad térmica.

Sin embargo, la precisión total del DCT se pierde cuando se agregan otros gases a la mezcla. Todos los demás gases hidrocarburo, con excepción del metano, tienen una conductividad térmica inferior al aire, lo que produce una respuesta ‘negativa’ del detector (tabla 3.2). El margen de error dependerá entonces obviamente de la proporción de hidrocarburos más pesados en relación con la concentración de metano.

El etano, por ejemplo, a 0C, genera ¾ de la respuesta del aire (3/5 de la del metano) y provocará una disminución en la salida del sensor. Así pues, un descenso en el valor de gas total o en la tasa de aumento puede tener dos causas posibles: una baja en la concentración de metano o, un aumento en la proporción de hidrocarburos más pesados.


muestra

Referencia Activo


GAS Conductividad térmica (en relación con el aire) 0C 100C

Aire 1,00 1,00Metano 1,25 1,45Etano 0,75 0,90Propano 0,58 0,70Butano 0,55 0,66Pentano 0,52 0,58Nitrógeno 0,99 0,99Dióxido de carbonon

0,60 0,70

Acetileno 0,77 0,85Hidrógeno 7,0 6,8Helio 5,9 5,5

Tabla 3.2 Conductividad térmica de los gases en relación con el aire

De la misma manera, los gases no combustibles provocan una respuesta variable del detector. Por ejemplo, el dióxido de carbono y el sulfuro de hidrógeno tienen un efecto refrigerante menor que el aire o el metano, mientras que gases como el hidrógeno y el helio producen una respuesta muy positiva.

Si bien la detección de los siguientes gases resulta perjudicial para la evaluación de los hidrocarburos, es muy importante en cambio para la perforación de pozos: -

dióxido de carbono/sulfuro de hidrógeno seguridad personal y del pozo hidrógeno cuando se perfora cementohelio detección de fracturas

Ventajas del DCT

Medición hasta 100% de la concentración de metano Detección de gases no combustibles. Duradero, económico y confiable



Desventajas del DCT

Variabilidad en la respuesta por la presencia de otros gases. Mala sensibilidad por debajo de concentraciones de 0,1%. Mala sensibilidad al ‘cero’ ya que el detector es sensible al flujo.

3.2.3 Detector por ionización de llama (DILL)

El detector por ionización de llama, al igual que el de conducción catalítica, funciona mediante la combustión del gas. Pero, a diferencia de éste donde sólo se quema una fracción del gas, el DILL se basa en la combustión completa de la muestra de gas. Esto se logra pasando la muestra por una llama de hidrógeno proporcionalmente mayor, con la ventaja de que cualquier cantidad de calor que se genere por la combustión del gas es despreciable al compararla con el calor generado por la llama de hidrógeno. De esta manera se puede mantener una velocidad de combustión y una temperatura constantes, lo que garantiza una respuesta uniforme a todas las concentraciones.

El DILL responde al proceso de ionización que se produce cuando la alta temperatura de la llama descompone los enlaces de carbono e hidrógeno.

CH4 CH3- + H+

metano

CH3- CH3 + e-

electrón

El anión metilo (CH3-), producido durante la combustión inicial, es atraído hacia un ánodo que

rodea la llama. Al hacerlo, descarga un electrón volviéndose neutro y completa la combustión.

El catión de hidrógeno es atraído hacia el cátodo donde gana un electrón para volverse neutro y aumenta la combustión (figura 3.7).


tierra

A


Figura 3.7 Esquema del detector por ionización de llama

La transferencia iónica que se produce en la cámara de combustión y que representa el número de moléculas que arden, establece un circuito eléctrico a través del cual se aplica una alta tensión. El flujo de corriente resultante, que es proporcional a la concentración de vapor orgánico, puede medirse y calibrarse en términos de concentración de hidrocarburo.

Al igual que con los demás detectores, el metano es el medio de calibración por excelencia y el resultado se expresa en términos de % de MEA. Pero, a diferencia de otros detectores, la respuesta se debe al número de enlaces de carbono-hidrógeno que se rompe y por lo tanto es proporcional al contenido de carbono.

i.e. el etano y el propano producirán, respectivamente, una respuesta que es dos y tres veces mayor que la del metano.

Por lo tanto, el DILL genera una medición cuantitativa de la riqueza del gas pero, al igual que los demás detectores de gas total, no puede establecer si un cambio en la medición se debe a un cambio de volumen o a un cambio de composición.

Ventajas del DILL

Medición uniforme y lineal de la riqueza del gas. Excelente sensibilidad y rango que va de algunas partes por millón a 100%.

Desventajas del DILL

La fuente de hidrógeno comprimido hace que el sensor sea innecesariamente peligroso. Costoso

No hay respuesta con los no hidrocarburos. Electrónicamente complejo. Desviación de la línea de base en presencia de impurezas por lo que se requiere

reajuste en cero.


+

Aire Muestra

Hidrógeno

Celda de ionización (anode)

Cámara de combustión (cátodo)


3.2.4 Detector infrarrojo

Otro detector de gas total que no se utiliza muy comúnmente es el infrarrojo. La ondícula del espectro de absorción de los hidrocarburos (al igual que otros gases) está muy bien definida en la región infrarroja del espectro electromagnético. Este detector (figura 3.8) contiene una fuente infrarroja y un sensor piroeléctrico. La corriente infrarroja pasa, de manera independiente, por dos celdas: una contiene la muestra de gas y la otra el gas de referencia.

Figura 3.8 Esquema del detector infrarrojo

La energía infrarroja proveniente de ambas celdas pasa, alternativamente, a través de un filtro seleccionado para que retire todo menos la frecuencia de espectro específica que los hidrocarburos adsorben, y es llevada al detector infrarrojo. Al comparar los niveles de energía emitidos por ambas celdas, el detector puede determinar la absorción de energía de la muestra de gas la cual se calibra en términos de concentración de hidrocarburo.

Si se selecciona el filtro adecuado es posible tener un rango de metano de 0 a 100%. Sin embargo, la energía emitida es función del enlace molecular de manera que el resultado aumentará en presencia de hidrocarburos pesados. Este error puede reducirse significativamente con la selección del filtro, pero cada hidrocarburo tiene un espectro de absorción ligeramente diferente, de manera que debe seleccionarse un filtro con el rango de frecuencia mejor adaptado (figura 3.9).


Fuente infrarroja Detector

Filtro

Celda con la muestra de gas

Celda de referencia

Intensidad


Figura 3.9 Esquema idealizado del rango de frecuencia del hidrocarburo y del filtro

Ventajas del detector infrarrojo

Es posible obtener un rango de 0 a 100%. No hay desgaste o degradación por gases venenosos.

Desventajas del detector infrarrojo

El detector produce una salida no lineal. Interferencia de otros gases. Las diferencias en los enlaces carbono-carbono y carbono-hidrógeno generan bandas

continuas de longitudes de onda que se solapan, lo que impide una medición precisa de la concentración.

Costoso

3.2.5 Resumen de los detectores de gas total

Si partimos exclusivamente del criterio de la evaluación de los hidrocarburos, el detector de de gas total por ionización de llama (DILL) es el más efectivo ya que suministra una medición lineal y cuantitativa del contenido de hidrocarburo.

Sin embargo, al igual que TODOS los demás detectores de gas, el DILL no puede distinguir entre hidrocarburos específicos y el tipo de fluido. Si a esto agregamos la complejidad del instrumento y el requisito de utilizar hidrógeno comprimido, obviamente no es la opción automática para la detección del gas total. Cada tipo de detector tiene sus méritos y limitaciones.Con el análisis del gas total se obtiene básicamente un registro muy útil y continuo del volumen de gas aparente, además de un análisis cualitativo de la riqueza de dicho gas y de los


C1C2+

Frecuencia

Rango del filtro


cambios relativos en volúmen de gas entre distintas formaciones o yacimientos. Este sistema también constituye una valiosa herramienta para hacer seguimiento a la seguridad.

No obstante, resulta imposible hacer un análisis y una evaluación cuantitativos exactos del cambio en el tipo de fluido ya que el equipo no nos indica de manera absoluta cual es la composición real de la mezcla de gases: si son hidrocarburos y si son o no combustibles. Para obtener esto debemos orientarnos hacia la cromatografía de gases.

Cualquier medición de gas total depende del tipo de sensor y de la respuesta relativa a distintas concentraciones y composiciones. Sin la ayuda de un cromatógrafo que nos de mediciones absolutas, resulta imposible obtener una medición cuantitativa exacta.

Ventajas

La detección del gas total es efectiva cuando las zonas están bien documentadas o cuando se espera la presencia de un solo tipo de fluido (i.e. el análisis cromatográfico no se requiere para determinar los contactos). Por lo tanto, es ideal para los pozos de gas y de desarrollo.

Puede ayudar al geólogo en el sitio o al técnico de registros a seleccionar los puntos para la toma de núcleos y delimitar los topes de las formaciones.

La detección de gas total puede actuar como sistema independiente de supervisión del pozo (ver más abajo) cuando no se requiera una unidad completa de registros.

Constituye un componente esencial de la seguridad del pozo..

Sirve de complemento al análisis cromatográfico.

Limitaciones

No puede distinguir los compuestos de hidrocarburo ni identificar el tipo de fluido.

Cuando Datalog utiliza un cromatógrafo de gases recurre, a manera de respaldo, a un sistema de gas total que incorpore el detector de combustión catalítica y el de conductividad térmica.

Debido a su respuesta precisa y lineal a bajos niveles de gas, el detector de combustión catalítica se emplea para concentraciones menores que 4,0% MEA. Cuando el gas excede este nivel, el sistema automáticamente pasa a usar el detector de conductividad térmica ya que puede medir hasta 100% MEA y permite detectar de manera más segura la presencia de gases distintos a los gases hidrocarburo. Cuando el detector de conductividad térmica está realizando la medición, el de combustión catalítica se apaga automáticamente a fin de limitar el desgaste del filamento y prolongar su vida y precisión.



3.2.6 Sistemas de detección de gas total

Como se mencionó anteriormente, cuando no se requiere o justifica un sistema completo de registro, tal es el caso de los pozos de gas o de desarrollo, es posible incorporar una detección de gas total en un sistema de supervisión de pozo autónomo y fácil de utilizar. Esto constituye para el operador una opción más económica que la unidad totalmente equipada de mud logging y, en los casos en los que no lo prevé el presupuesto, le permite disponer de una herramienta efectiva de seguridad y evaluación.

Las ventajas de esta unidad que puede ser operada por el geólogo del pozo son:-

Ayuda a seleccionar puntos para toma de núcleos y demarcación de topes de formación. Puede automatizarse con datos de gas retardado y velocidades de penetración. Tiene capacidad para impresión continua y almacenamiento de datos Es una manera rentable de determinar la porosidad y la presión de la formación Valiosa herramienta para la seguridad del pozo. Es un seguro contra la posibilidad de que las herramientas de guaya no se puedan

correr o que la información E-log se vea afectada por una posterior invasión de la formación.

Un mínimo de entrenamiento bastará para sortear la única desventaja del sistema, en el sentido de que cuando los sistemas de gas total están bajo la responsabilidad del geólogo del pozo es posible que la experiencia en la operación de la unidad y en la interpretación de las mediciones no sea enteramente suficiente.

El sistema de supervisión de gas total de Datalog, el Geologger (figura 3.10) incluye un detector de combustión catalítica con dilución automatizada para mantener la muestra de gas por debajo del límite inferior de explosión (LEL), que suministra mediciones de gas total desde 0 a 100% MEA.



Figura 3.10 El Geologger, sistema de supervisión de gas total de Datalogs

El sistema es sumamente fácil de montar y su funcionamiento requiere muy poco mantenimiento por lo que es ideal como sistema de monitoreo en el pozo para el geólogo.

El sistema viene con una pantalla de despliegue en tiempo real y una impresora (figura 3.11). La información se almacena y está disponible en formato LAS por lo que es compatible para ser importado al software de registro geológico.



Figura 3.11 Impresión en tiempo real del Geologger



3.3 Cromatografía de gases

3.3.1 Operación cromatográfica

Los cromatógrafos de gas pueden funcionar sobre la base de cualquiera de los tipos de detectores ya descritos, pero tienen además la capacidad de separar físicamente componentes individuales de una mezcla de gas. En la actualidad se utilizan por lo general el DILL o el DCT.

Cuando se lograr establecer la concentración exacta de hidrocarburos individuales como también de otros gases, es posible: -

Determinar el tipo de fluido presente en el yacimiento. Identificar los contactos de gas, petróleo y agua. Identificar los cambios en la densidad del petróleo o gas.

Es por ello que el cromatógrafo es una herramienta invaluable a la hora de perforar pozos exploratorios donde se sabe muy poco acerca de la geología regional o las características del yacimiento.

Una vez inyectada la muestra, se produce la separación de los distintos componentes y gases individuales a medida que la muestra pasa por columnas que contienen un medio con distintas tasas de retención para compuestos con variadas propiedades químicas y físicas. Seguidamente, estos componentes individuales son pasados a través del detector donde se analizan y miden. Los picos de gas individuales se integran para determinar el área situada por debajo de la curva resultante. Este valor se expresa luego como una concentración absoluta que se compara con un valor calibrado (i.e. un área dada corresponde a un volumen determinado de gas).

El tipo de gas que se analice en el cromatógrafo dependerá de varios factores: -

El medio de separación utilizado en las columnas. El gas que arrastra la muestra por las columnas. La presión y temperatura de las columnas. La longitud de las columnas y el tiempo de separación permitido, i.e en

el caso de los alcanos, mientras más tiempo se dé para que cada muestra pase por las columnas, más pesados pueden ser los alcanos que se separen.



Con todos los cromatógrafos es necesario separar y analizar las muestras antes de dejar entrar una nueva. Si bien esto permite medir más hidrocarburos, la desventaja de un mayor tiempo de separación estriba en que el muestreo es menos frecuente. Esta es una desventaja muy significativa en algunos casos: -

Cuando las velocidades de perforación son altas Para detectar y analizar gas de fractura. Si se desea deslindar con precisión los topes de la formación o los contactos del

yacimiento. Para identificar vetas delgadas de formación.

3.3.2 Cromatógrafo de conductividad térmica de alta velocidad

Datalog utiliza un micro cromatógrafo de alta velocidad portátil que está a la vanguardia de la tecnología (figura 3.13), y que permite analizar de C1 a C5 en menos de 30 segundos. Esta velocidad de elución es inestimable para la detección exacta de las zonas de contacto en el yacimiento, topes de formación, vetas delgadas, vetas de carbón y fracturas, y es posible en parte porque el detector es pequeño y sólo se requiere inyectar una pequeña muestra. (figura 3.12).0

Figura 3.12 Componentes del cromatógrafo

El cromatógrafo funciona de acuerdo con el principio de la conductividad térmica de manera que las columnas estándar supervisan de forma precisa gases no combustibles como nitrógeno


0 13cm

micro-detector columna, micro-tubería de 4-5.5m

inyector 13cm0


y dióxido de carbono sin que esto interfiera en la evaluación del hidrocarburo. Esta es una gran ventaja con realación a los cromatógrafos de combustión (CC o DILL), especialmente en la perforación bajo balance (donde se utiliza el Nitrógeno) o en las aplicaciones geotérmicas.

Las columnas y el tipo de gas de arrastre se seleccionan según las exigencias particulares de la operación. En el caso de la detección de hidrocarburos se utiliza normalmente helio ya que es más seguro que el hidrógeno. Pero, en aplicaciones geotérmicas se recurre por ejemplo al argón como gas de arrastre y a columnas específicas para detectar helio y otros gases inertes.

Figura 3.13 El micro cromatógrafo de gas de alta velocidad portátil

El cromatógrafo utilizado en aplicaciones normales contiene dos columnas independientes que analizan metano, etano, nitrógeno, oxígeno y dióxido de carbono, y del propano hasta el pentano (figura 3.14).

Entre las principales características del cromatógrafo tenemos:-

Un tiempo de inyección corto (por lo general de 30 – 50 milisegundos) suministra una pequeña muestra que puede analizarse hasta el Pentano en menos de 30 segundos.

El software controla la temperatura de las columnas que es constante. La calibración se realiza para cada compuesto individual que se detecta, por lo

que las concentraciones calculadas son absolutas. Funciona desde alguna partes por millón hasta 100%. La puesta en cero de la línea de base se hace automáticamente al inyectar cada

muestra.



Figura 3.14 Análisis de la columna cromatográfica

3.3.3 Cromatógrafo DCT versus DILL

Existe la creencia generalizada que la calidad del cromatógrafo de conductividad térmica (DCT) es inferior al de ionización de llama (DILL). Sin embargo, el microcromatógrafo no tiene las limitaciones asociadas con el detector de gas total de conductividad térmica.

La variación en la respuesta con el flujo de aire no es un factor ya que la muestra de gas es llevada por las columnas por el helio a una presión o velocidad constante. Cada vez que se inyecta una muestra, la respuesta debida al gas portador se mide automáticamente suministrando así un cero en relación con el cual se puede medir las respuestas del gas. De manera que, cualquier variación en la lectura de base se anula.

Las respuestas variables debido a diferentes gases no son un factor, ya que los gases se separan y analizan individualmente.

La linealidad que ofrecen los micro-detectores es comparable a la de los cromatógrafos DILL. Lo que importa aquí es el tamaño de los detectores: mientras más pequeños más rápida será la repuesta y más lineal la medición.


10 20 Tiempo de elución en segundos

O2+N2

C1

CO2

C2

C3

iC4 nC4iC5 nC5

compuesto Columna AColumna B

3010 20 30


Uno de los problemas que tienen TODOS los tipos de cromatógrafos es la no linealidad y posibilidad de sobrecargar la columna debido a la viscosidad del gas y el tamaño de la muestra.

La viscosidad tiene un efecto evidente sobre la velocidad a la cual algunos gases fluyen dentro del inyector. Para un tiempo de inyección dado, si se duplica el volumen de gas es posible que no se duplique la medición registrada ya que quizá no todo el gas tuvo tiempo suficiente para fluir dentro del inyector. Se puede reducir esta falta de linealidad al mínimo o a cero incluso alargando el tiempo de inyección y dándole al gas más tiempo para fluir.

Ahora bien, esto puede acarrear otro tipo de problema en el sentido que al aumentar el tiempo y permitir que más gas entre en la columna, se agrava el riesgo de sobrecargarla o de alcanzar el límite máximo del amplificador.

La sobrecarga de la columna se produce cuando el volumen de gas es mayor que el que la columna puede retener, por lo que la respuesta no es direccionalmente proporcional a la concentración del gas.

Con el microcromatógrafo DCT es muy fácil para el operador detectar esta situación ya que se pueden ver los cromatogramas de la muestra. Es posible ajustar la sensibilidad del amplificador o el tiempo de inyección de manera que se mantenga la medición en todo el rango.

Si la linealidad es comparable, la única diferencia significativa entre el micromatógrafo DILL y DCT es que el DILL puede sin duda alguna detectar niveles de gas hasta partes por billón (ppb) y mantener la linealidad, mientras que con el DCT el límite detectable es menor (entre 1 y 10 partes por millón (ppm)). Ahora bien, este nivel de precisión es más que suficiente para la cromatografía de gas en el pozo.

Otros aspecto operacional que debemos tener presente es el aire portador empleado. El cromatógrafo DCT utiliza helio que es inerte y puede suministrarse a una presión constante. El DILL, en cambio, requiere aire como gas de arrastre así como suministro de hidrógeno para mantener una llama constante. Por lo general, el aire lo suministra el taladro y requiere filtrado y secado para que sea puro y seco. El hidrógeno proviene de generadores y no de bombonas comprimidas, que crean un problema de seguridad. Los generadores de hidrógeno exigen mucho mantenimiento para garantizar la seguridad y la producción de una velocidad de suministro constante. Cualquier pequeña variación en la velocidad y la presión del suministro del hidrógeno provoca cambios en el tamaño de la llama, lo que alterará la tasa de combustión del detector haciendo que la calibración sea imprecisa.



3.4 Unidades de medida

La tabla 3.2 muestra la conversión entre varias unidades generalmente utilizadas en la industria petrolera para las cantidades de gas.

Partes por millón (ppm) Porcentaje (%) Unidades de gas

(Canada)

Unidades de gas

(E.U.A)*

1 0,000110 0,001 0,1 0,250 0,005 0,5 1100 0,01 1 21000 0,1 10 2010.000 1,0 100 200100.000 10,0 1000 20001.000.000 100,0 10,000 20,000

Tabla 3.2 Tabla de conversión de las unidades de gas.

* NB muchas empresas adoptan su propio sistema de conversión.




Sección 4 EVALUACIÓN DEL GAS EN LA SUPERFICIE

Está claro que el objetivo fundamental del trabajo en el pozo es extraer todos los hidrocarburos arrastrados por el fluido de perforación desde el hoyo, tomar nota de los valores reales de gas total y descomponer la muestra en sus distintos compuestos de hidrocarburo individuales.

Ahora bien, antes de analizar estos valores “absolutos” y sacar conclusiones útiles en cuanto a la cantidad de hidrocarburo, tipo de fluido o productividad de cualquier yacimiento potencial, es necesario tomar en consideración varios factores vitales.

¿Los gases de hidrocarburo registrados en la superficie son representativos del fluido de petróleo presente en el yacimiento (sección 4)?

¿El gas que se registra en la superficie proviene exclusivamente de la formación que se acaba de perforar o existen otras fuentes de gas (sección 5)?

¿Qué factores intervienen en la cantidad y composición del gas registrado (sección 6)?

¿Se ha detectado realmente todo el gas de la formación? ¿Cuánto gas ha escapado, cuánto ha quedado en solución; cuánto gas ha quedado atrapado en los ripios, etc (secciones 4–6)?

¿Es posible utilizar las lecturas de gas para obtener información acerca de la porosidad, permeabilidad, movilidad del fluido y productividad potencial (secciones 5–8)?



4.1 Fuentes de gas en la superficie

Por lo general, gran parte del gas en el yacimiento suele estar presente en solución, aunque esto depende de la presión y de la temperatura. Es sólo cuando el fluido de la formación, petróleo y/o agua, está saturado por gas que se presentará una fase de gas libre.

A medida que el gas disuelto es arrastrado hacia la superficie en el fluido de perforación, parte de él saldrá de la solución a medida que disminuyen la temperatura y la presión, y se presentará como gas libre. Esto es parecido a cuando se retira la tapa de una botella de gaseosa: el dióxido de carbono sale de la solución y el fluido vuelve a estar a presión atmosférica. La magnitud de esta transición dependerá de factores como:-

Las condiciones de presión y temperatura.

Composicón original del hidrocarburo.

Tipo de fluido de perforación y solubilidad mutua. El petróleo, por ejemplo, tiene obviamente un alto potencial de solubilidad para todos los hidrocarburos mientras que el agua tiene una capacidad mucho menor.

La tabla 4.1 muestra el máximo volumen de gas que puede ser disuelto en agua. Según esto, sólo una pequeña cantidad de alcanos puede mantenerse en solución, mientras que gases como el sulfuro de hidrógeno y el dióxido de carbono saturarán el agua.

GAS Solubilidad del gas en agua (ml gas / 100ml agua)0C (32F) 20C (68F) 40C (104F) 60C (140F)

Metano 5,5 3,3 2,3 1,9Etano 9,8 4,7 2,9 2,1Propano 6,5Butano 15,0Dióxido de carbono 171,3 87,8 53,0 35,0Sulfuro de hidrógeno 467,0 258,0 166,0 119,0

Tabla 4.1 Solubilidad del gas en agua

Según la tabla 4.1, para una temperatura de lodo característica, unos 50C, cerca de 2% como máximo de metano puede mantenerse en solución. Este máximo disminuirá aún más a medida que aumente la temperatura del lodo. En una concentración mayor a ésta el metano estará presente en forma de burbujas discretas (denominado gas libre).

Con los lodos en agua salada, esta capacidad disminuye ya que la solubilidad de los gases de hidrocarburo disminuye al aumetar la salinidad. El factor de corrección en comparación con la solubilidad en agua dulce es analizado en el gráfico de la figura 4.1



Figura 4.1 Comparación de la solubilidad del hidrocarburo en salmuera y agua

La solubilidad de los gases de hidrocarburo en agua es insignificante en comparación con la solubilidad en aceite o diesel. Por ejemplo, a 2000 lppc, el máximo gas disuelto en agua es cercano a 12 epc/barril, mientras que en un crudo normal se acerca a 900 epc/barril.

Es posible entonces que cuando el gas hidrocarburo llegue a la superficie haya dos ‘estados’ gaseosos: gas libre o gas en solución.

1. Gas libre a) burbujas arrastradas dentro del fluido de perforación

parte de este gas escapará a la atmósfera; el gas retenido dentro del lodo será extraído por la trampa de gas.

b) burbujas atrapadas dentro del espacio de poro de los ripios

este gas, generalmente de menor cuantía cuando se le compara con el gas libre arrastrado en el lodo, puede extraerse y muestrearse analizando el gas en los ripios, en efecto éstos se muelen en una mezcladora y dejan escapar todos los fluidos que contienen.

2. Gas disuelto a) dentro del fluido de perforación

la agitación del impulsor favorece la salida del gas de la solución (como si se sacudiera la botella de gaseosa que mencionamos anteriormente creando así más burbujas) y el gas extraído es muestreado en la trampa. Sin embargo, parte del gas se quedará en solución (dependiendo de la composición del gas, el tipo de lodo y la solubilidad mutua, la viscosidad del lodo) y no se detectará.

b) dentro del petróleo de la formación suspendido como gotitas dentro del fluido de perforación

DATALOG 1997 Evaluación e interpretación de hidrocarburos

0.8

0.9

1.0

0 10 20 30 40

Sol’ en salmueraSol’ en agua

100F 150F

250F

Sólidos ppm x10-3

42


la extracción dependerá de las condiciones reseñadas anteriormente.

c) Dentro del fluido de la formación atrapado dentro de los ripios.

de nuevo, el análisis del gas de los ripios puede usarse para extraer este gas pero una parte puede quedar en solución y no ser detectado.

En cuanto a la cantidad de gas que efectivamente se extrae, muestrea y se envía al detector o cromatógrafo, debemos considerar que:-

Una proporción del gas libre arrastrado en el lodo puede perderse en la atmósfera cuando el lodo pase por el sistema de superficie antes de llegar a la trampa de gas.

La ubicación, colocación y eficiencia de la trampa de gas incidirá sobre la cantidad de gas que efectivamente se extrae para el análisis.



4.2 Cambios de fase

Tampoco podemos perder de vista que con condiciones de presión y temperatura en la superficie distintas a las que se tienen en el fondo del hoyo, los hidrocarburos pueden ser proclives a cambiar de estado o de fase durante el ascenso hacia la superficie.

En otras palabras, los hidrocarburos presentes en forma líquida en la formación pueden, al llegar a la superficie, estar sujetos a evaporación y presentarse en forma de gas. Por el contrario, hidrocarburos presentes en estado gaseoso en la formación pueden, al llegar a la superficie, condensarse en forma líquida. Asimismo, un compuesto dado puede perfectamente estar presente tanto en forma líquida como gaseosa.

Este es un proceso complejo si consideramos que el petróleo ‘in situ’ contiene distintos compuestos de hidrocarburo, todos con sus respectivas propiedades físicas y presentes en diferentes fases al mismo tiempo.

4.2.1 Consideraciones de temperatura

Consideremos primero la función de la temperatura y su incidencia sobre las fases de los fluidos: -

Temperatura crítica Temperatura por encima de la cual el fluido estará presente completamente en estado gaseoso, independientemente de los cambios de presión

Punto de ebullición Temperatura por debajo de la cual el fluido estará presente completamente en estado líquido. El punto de ebuillición varía sin embargo con los cambios de presión.

Si la temperatura se ubica por encima del punto de ebullición pero por debajo de la temperatura crítica entonces el fluido puede coexistir tanto en la fase líquida como en la gaseosa. Estas temperaturas difieren según el compuesto de hidrocarburo como se indica en la tabla 4.2.

HIDROCARBURO Temperatura crítica(grados centígrados)

Punto de ebullición (C)(a la presión atmosférica)

Metano (C1) -82,5 -161,5

Etano (C2) 32,3 (90F) -88,6

Propano (C3) 96,8 (206F) -42,1

Iso Butano (iC4) 135,0 -11,7 (11F)

Normal Butano (nC4) 152,0 -0,5 (32F)

Iso Pentano (iC5) 187,2 27,8 (82F)

Normal Pentano (nC5) 196,4 36,1 (100F)



Tabla 4.2 Temperaturas y puntos de ebullición críticos para el grupo de hidrocarburos parafínicos

Estas condiciones de temperatura para cada hidrocarburo se ilustran en la figura 4.2.

Si consideramos que el lodo de perforación que regresa del hoyo está a 50 C (122F), podemos observar la siguiente situación: -

El metano y el etano estarán presentes en forma de gas, ya sea libre o disuelto

El propano hasta el pentano pueden coexistir, en equilibrio, en forma líquida o gaseosa, o en ambas.

Si consideramos ahora que el lodo tiene una temperatura de 30 C (86F), veremos que la situación habrá cambiado:-

El metano seguirá estando presente como gas; de hecho, la temperatura tendría que caer a menos 82,5 C para que el metano coexista en fase líquida.

El etano podría ahora estar presente tanto en fase líquida como gaseosa

Del propano hasta el iso-pentano podrían todavía estar presentes en ambas fases.

El normal pentano estaría ahora presente únicamente en forma líquida.

Figura 4.2 Efectos de la temperatura sobre la fase de los hidrocarburos a presión atmosférica

Las ilustraciones para estas dos temperaturas del lodo son válidas únicamente a la presión atmosférica, y por lo tanto una manera viable de determinar la fase del hidrocarburo cuando el lodo retorna del hoyo.


LIQUIDO

GAS

Temperatura (C)

LIQUIDO + GAS

86 122 (F)

Punto de ebullición Temperatura crítica

-150 -100 -50 0 30 50 100 150 200C1

C2

C3

iC4

nC4

iC5

nC5

45


Otra consideración de peso desde el punto de vista operacional es la temperatura ambiente y su efecto sobre los gases de hidrocarburo pesados cuando éstos se encuentran en la tubería de muestreo, en camino hacia la unidad de registros. Es probable que la temperatura del lodo permita al C4, por ejemplo, estar presente entera o parcialmente en fase gaseosa. Si, una vez en la tubería de muestreo, se ve expuesto a temperaturas externas, no tiene que estar muy por debajo del punto de congelamiento para que comience a condensarse en estado líquido.

Cualquiera sea la proporción que se condense ésta pasará obviamente desapercibida como gas, lo que afectará la evaluación inicial. Seguidamente, la fracción líquida será bombeada por la tubería de muestreo pero será retenida por los filtros colocados para evitar que la humedad entre en el cromatógrafo. Ya que dentro de la unidad de registros la temperatura será más caliente, esta fracción puede evaporarse regresando a la fase gaseosa. Proseguirá así su periplo hacia el detector para ser medida y allí la respuesta corresponderá a un tiempo y profundidad ocurridos un poco después del momento en el cual la fracción llegó originalmente a la superficie.



4.2.2. Puntos críticos

En cuanto a las probables condiciones de los hidrocarburos cuando se hallan en el yacimiento, la situación es mucho más compleja.

Las temperaturas críticas que se muestran en la Tabla 4.2 siguen siendo verídicas ya que, por encima de estas temperaturas, el fluido existirá únicamente en fase gaseosa, independientemente de los cambios de presión.

Sin embargo, el punto de ebullición en el que una fase líquida se transforma en una fase líquida/gaseosa, también depende de la presión. En consecuencia, este límite de fase inferior cambiará dependiendo de la profundidad y de la presión de la formación.

Al igual que con la temperatura, también existe una presión crítica que es la presión de un vapor saturado que alcanza su temperatura crítica. Luego, el punto crítico es aquel por encima del cual no se produce una modificación en el fluido, independientemente de los cambios de presión o temperatura. El fluido consistirá en un líquido super calentado o un vapor super saturado. En el caso de un fluido puro, esta región crítica puede apreciarse en un diagrama de fase sencilla tal y como el que aparece en la figura 4.3.

Figura 4.3 Diagrama de fase sencilla correspondiente a un hidrocarburo puro

Del anterior diagrama de fase puede sacarse la siguiente información: -

En la región crítica, el fluido existirá como un líquido super calentado o un vapor super saturado.


Punto Crítico

LÍQUIDO

GAS

Región Crítica

Presión

Temperatura

Presión Crítica

TemperaturaCrítica

47


En el caso de temperaturas fijas por debajo de la temperatura crítica, un aumento en la presión producirá la licuefacción de un gas mientras que un descenso en la presión producirá la evaporación de un líquido.

En el caso de presiones fijas por debajo de la presión crítica, un aumento de la temperatura producirá la evaporación de líquidos, mientras que un descenso en la temperatura producirá la licuefacción de gases.

Estas relaciones de fases pueden determinarse en el caso de los hidrocarburos puros, livianos y pesados y utilizarse para determinar los cambios de fase que pueden sufrir los hidrocarburos cuando son extraídos del yacimiento hacia la superficie. La figura 4.4 ilustra las curvas de fase en el caso de los hidrocarburos livianos y pesados (puros) y los cambios de fase que experimentarían los hidrocarburos de dos yacimientos, R1 y R2, llevados a las condiciones de presión y temperatura de la superficie (S).

Figura 4.4 Relación de fases en el caso de hidrocarburos livianos y pesados

Yacimiento 1 (R1)

Tanto los hidrocarburos livianos como los pesados estarían presentes en forma de líquido en el yacimiento.

En la superficie, los hidrocarburos livianos estarían presentes en forma de gas mientras que los hidrocarburos pesados se mantendrían en estado líquido.

Yacimiento 2 (R2)

Tanto los hidrocarburos livianos como los pesados estarían en estado gaseoso en el yacimiento.


H/C Pesado

H/C Liviano

LÍQUIDO

GASS

R1

R2

Pc liviano

Tc liviano Tc pesado

Pc pesado

Puntos Críticos

Región Crítica H/C Liviano

Región CríticaH/C Pesado

48


En la superficie los hidrocarburos livianos permanecen en estado gaseoso, mientras que los hidrocarburos pesados se condensan y pasan a estado líquido.

Aquí cabe reflexionar acerca de la validez de los análisis de hidrocarburos en la superficie si ocurren dichos cambios de fase. Es decir, si los hidrocarburos medidos en la superficie no son los mismos que se hallan en el yacimiento, entonces, ¿Cuál es la efectividad del análisis de gas en la superficie?

Para responder a lo anterior, es menester considerar dos puntos principales.

Cuando el pozo está en producción, los hidrocarburos sufrirán el mismo cambio de fase cuando sean extraídos a la superficie, de tal modo que las condiciones de presión y temperatura superficiales determinarán cuál tipo de producto inicial tendremos.

La fase de hidrocarburo en el yacimiento puede determinarse por extrapolación con las curvas de las fases. Esto le permitirá al ingeniero de yacimientos conocer información importante sobre el producto que se halla en el sitio en cuanto a composición y viscosidad de fluido. Esto, además de la información ya conocida con respecto a la permeabilidad y movilidad general del fluido, permitirá determinar el potencial de producción, las velocidades de producción, etc.

Asimismo, en la sección 8 se mostrarán en diversos estudios de caso la forma como pueden utilizarse con éxito las proporciones calculadas a partir de los valores cromatográficos de gas con el fin de determinar el tipo de fluido petrolífero que se halla en el yacimiento.



4.2.3 Cambios de fase en mezclas de petróleo complejas

Lo que hemos visto aquí bien sirve para modelar el cambio de fase que ocurre cuando hidrocarburos individuales y puros sufren cambios de temperatura y presión. Sin embargo, debe recordarse que la mayoría de las acumulaciones de petróleo estarán compuestas de una mezcla compleja de hidrocarburos con composición variable. En consecuencia, la relación de fases no es tan sencilla como se ha ilustrado.

Si se consideran individualmente dos hidrocarburos, sufrirán un cambio de estado conforme lo define la curva de fase con respecto a ese hidrocarburo en particular y de las condiciones de presión y temperatura resultantes. No obstante, cuando los dos hidrocarburos se mezclan, el cambio de fase ocurrirá bajo condiciones diferentes a las previstas para el hidrocarburo sencillo y puro.

Por ejemplo, a una temperatura dada, un hidrocarburo sencillo y puro cambiaría de fase gaseosa a líquida cuando se aumenta la presión a un valor específico. Si dicho hidrocarburo estuviera presente en un compuesto con otros hidrocarburos, podría requerirse un aumento mayor o menor de presión para que ocurra el cambio de fase.

Dos curvas que coinciden en el punto crítico, en vez de una curva de fase sencilla dada para hidrocarburos puros, definen la relación. Estas curvas, la curva del punto de burbujeo y la curva del punto de rocío, se ilustran en la figura 4.5.

Curva de punto de rocío Define la temperatura y la presión a las que empezarán a aparecer las gotas de líquido en una fase gaseosa, es decir, el punto en el cual un gas comienza a condensarse y a pasar a la fase líquida.

Por debajo del punto de rocío, el fluido existe en forma de gas. Por encima del punto de rocío, el fluido puede existir tanto en forma de gas como de líquido.

Curva de punto de burbujeo La temperatura y presión a las cuales empezarán a aparecer las burbujas de gas en una fase líquida, es decir el punto en el cual un líquido comienza a evaporarse y a pasar a la fase gaseosa.

Por encima del punto de burbujeo, el fluido existe como líquido. Por debajo del punto de burbujeo, el fluido puede existir tanto en forma de líquido como de gas.

A partir de estas definiciones, puede observarse que, bajo las condiciones de presión y temperatura que están entre la curva del punto de rocío y la curva del punto de burbujeo, el fluido puede existir, en forma equilibrada, tanto en la fase gaseosa como en la líquida (figura 4.5)



Figura 4.5 Fases del fluido conforme a las curvas de punto de rocío y de burbujeo

Las curvas de punto de burbujeo y de rocío nos ayudan a comprender los cambios de fase por la reducción de presión y temperatura, que puede ocurrir cuando se extrae un compuesto petrolífero desde el yacimiento a la superficie.

Un factor adicional que tendrá una influencia importante en la detección de gas superficial es la solubilidad mutua de los hidrocarburos en fluidos distintos. Es por ello que las siguientes consideraciones son importantes:

El tipo de fluido de perforación ya que el agua y el aceite tienen capacidades de solubilidad distintas para los gases de hidrocarburos. El petróleo tiene una solubilidad muy alta para todos los hidrocarburos, mientras que el agua tiene una capacidad mucho más baja.

El fluido real en el yacimiento. Esto no sólo se refiere a la saturación de gas, sino también a las cantidades proporcionales de agua y petróleo de formación.

La composición del hidrocarburo porque compuestos distintos tendrán características de solubilidad variables. Una menor concentración de hidrocarburos livianos puede mantenerse en solución (tabla 4.1) pero se separan de la solución más expeditamente gracias al equipo de superficie.

Viscosidad del lodo. A mayor viscosidad, mayor es la dificultad de extraer el gas del lodo. De ahí la tendencia a registrar más gas liviano ya que es extraído con mayor facilidad por la trampa de gas. Sin embargo, es preciso equilibrarlo con las pérdidas de gas hacia la atmósfera a medida que fluye el lodo a través del equipo en la superficie. Aquí, una vez más, los gases más livianos “escaparán” más fácilmente de tal modo que hay un aumento proporcional en los gases más pesados que se quedan en el lodo que llega a la trampa de gas.


Punto críticoREGIÓN CRÍTICA

Curva de punto de burbujeo

Curva de punto de rocío

REGIÓN LÍQUIDA

REGIÓN GASEOSA

REGIÓN 2 FASES

Presión Pressure

Temperatura

51


Eficiencia de la trampa de gas. Al igual que con la viscosidad, la efectividad de la trampa tiene una influencia significativa sobre la cantidad y composición del gas que se libera. Se prefiere la extracción de hidrocarburos más livianos.



4.3 Terminología

Hidrocarburos livianos o pesados

Desde el punto de vista de la producción y la refinación, generalmente se entiende por hidrocarburos pesados aquellos hidrocarburos que tienen 12 ó más átomos de carbono (C12, C13...etc).

Sin embargo, la evaluación cromatográfica del sitio del pozo se restringe normalmente a los hidrocarburos comprendidos entre el metano y el pentano, (C1 a C5). En este caso, el término hidrocarburo pesado se aplica a los hidrocarburos comprendidos entre el propano y el pentano (C3 a C5), y el término hidrocarburo liviano se aplica al metano y al etano (C1 y C2).

Gas no asociado

El término se aplica a la existencia natural de gas sin que haya ningún petróleo líquido asociado. Las existencias conocidas han sido formadas por bacterias en profundidades someras o por el craqueo término del petróleo a altas temperaturas.

Gas seco

Es el término dado a gas compuesto fundamentalmente por metano y que contiene pequeñas cantidades de hidrocarburos condensables. Dadas las características de solubilidad del aceite y el agua, la presencia de gas seco también es un indicio de zonas acuíferas y de zonas geopresurizadas. Otra ocurrencia es la del gas de carbón.

Gas húmedo

Es el término con el que se conoce al gas que contiene proporciones de hidrocarburos más pesados, propano, butano, pentano, etc., en comparación con hidrocarburos más livianos como el metano y el etano.

Se dice que el gas aumenta en humedad a medida que aumenta la proporción de hidrocarburos más pesados.

Condensado

Con este término se conoce al metano y a altas proporciones de hidrocarburos más pesados que aparecen como un gas en el yacimiento pero que se condensan y se transforman en líquido una vez en la superficie.

Se cree que los yacimientos de condensado de gas son producto de la maduración y destrucción parcial del crudo.



EVALUACIÓN E INTERPRETACIÓN DE LOS HIDROCARBUROS

Sección 5 ORÍGENES DEL GAS

5.1 Clasificación de las fuentes de gas

Con el gas estando bajo continuo monitoreo y registro a medida que avanza la perforación del pozo, el técnico de registros debe estar en la posibilidad de tomar decisiones fundamentadas en cuanto al origen del gas registrado con el fin de realizar interpretaciones precisas sobre la formación y el yacimiento.

El gas puede “originarse” desde la formación a través de una serie de mecanismos distintos. El técnico de registros debe conocer dichos mecanismos y poder distinguir entre, por ejemplo, el gas que puede atribuírsele directamente a la formación, el gas que puede atribuírsele indirectamente a la formación o que está bajo la influencia adicional de las operaciones de perforación; y el gas que se origina a raíz de fuentes artificiales.

Como ayuda en este procedimiento, R. Mercer en 1974(5) determinó cuatro clasificaciones de gas, modelo que ha sido adoptado ampliamente como la clasificación aceptada en toda la industria.

Las cuatro categorías de gas son las siguientes:

1. Gas liberado

2. Gas producido

3. Gas reciclado

4. Gas de contaminación



5.2 Gas liberado

Este es el término con el que se conoce al gas atribuible directamente al volumen de gas contenido originalmente dentro del volumen fracturado y cilíndrico de la roca que se produce con el proceso de perforación.

Se define como el gas que es mecánicamente liberado en el fluido de perforación por la acción de la mecha a medida que ésta penetra la formación.

El gas se libera mecánica e instantáneamente cuando la roca es fracturada y astillada por la mecha de perforación, creando los ripios perforados y exponiendo, en el proceso, una pared con una superficie mayor y un espacio vacío (mecanismo A).

El gas que no se libera durante este proceso inicial de perforación, sino que queda retenido en los ripios, se irá liberando paulatinamente hacia el fluido de perforación a medida que los ripios suben por el espacio anular y que la presión hidrostática en sentido opuesto disminuye por el peso de la columna de lodo (mecanismo B). Para que ocurra esta liberación “secundaria” del gas, la formación debe presentar cierto grado de permeabilidad con el fin de que el gas salga de los ripios.

Estos mecanismos de liberación de gas se ilustran en la figura 5.1.

La suma del gas liberado gracias a ambos mecanismos constituirá una equilibrada representación del volumen total de gas libre presente en el volumen dado de la formación y reflejará, con bastante aproximación, la composición de los fluidos que se hallan presentes en la roca al momento de la perforación.

Figura 5.1 Mecanismos de liberación de gas

Sin embargo, es menester recordar los siguientes puntos:

Parte del gas puede quedar retenido dentro de los ripios, bien sea atrapado como gas libre dentro de los espacios de poro de los ripios o bien sea como solución dentro del fluido del poro. Esta parte del gas no será detectada por un análisis de


A

B

55


gas en el fluido de perforación, pero puede determinarse con el análisis de gas de ripios (ver sección 6.1.2).

Parte del gas, en especial los hidrocarburos livianos, se perderá hacia la atmósfera cuando el lodo de regreso pase por el sistema superficial, es decir, el niple de campana, la línea de flujo.

Por lo tanto, normalmente, la cantidad de gas registrada en la superficie no se corresponde con el volumen de gas total que se halla presente en la formación.

Tal y como se ilustrará muchas veces en el presente manual, la cantidad total registrada tendrá menos importancia que los cambios relativos en la cantidad y composición. En consecuencia, el análisis de tendencia es crucial cuando se analiza gas de hidrocarburo.

El gas liberado por el mecanismo ‘A’ no brinda ninguna información sobre la permeabilidad o la movilidad del fluido, pero sí proporciona información con respecto a la porosidad y/o la saturación de gas de la formación. En otras palabras, un aumento en la porosidad, sin variación en la saturación del gas, conduciría a un aumento en el gas registrado debido a un mayor volumen total de fluido de formación. De igual modo, sin aumento en la porosidad, pero con aumento en la saturación de gas, se apreciaría un incremento en el gas ya que el volumen total de gas ha aumentado en proporción al mismo volumen total de fluido de formación. Esto se ilustra en la figura 6.2.

El mecanismo B en cambio sí nos ilustra en cuanto a las características de la formación y del fluido. Una explicación sencilla sería que a mayor cantidad de gas retenido por los ripios (según lo determine el análisis de gas de ripios) más dura es la formación.

Sin embargo, este indicador de permeabilidad tiene que considerarse conjuntamente con otros parámetros, tales como:

Tipo de fluido de formación y viscosidad Composición de hidrocarburo y solubilidad mutua Tamaño de la garganta de poro Densidad de lodo

Todos estos factores desempeñan un papel en la determinación de la movilidad total del fluido y la facilidad con la que puede liberarse el gas de los ripios hacia el fluido de perforación. Esto se presenta con mayor detalle en la sección 6.1.2.

Tal y como se verá en las secciones 6 y 7, uno de los fines primordiales que persigue la evaluación de gas superficial es el reconocimiento de las variaciones en la cantidad de gas liberado que puede indicar una variación en la porosidad, saturación de gas o tipo de fluido en una formación (figura 5.2).

Sin embargo, hay muchos otros factores distintos a las variaciones en la formación que pueden incidir sobre la cantidad y composición de gas detectado en la superficie, los cuales se tratarán en profundidad en la sección 6.



Figura 5.2 Gas liberado como se aprecia en un perfil de tiempo real


Gas cromatográfico %0.001 0.01 0.1 1.0 10.0

Profundidad de seguridad

1896

1897

1898

57


5.3 Gas producido

Este término se refiere al gas que llega al fluido de perforación, proveniente de una zona o formación dada, cuando la presión de la formación es mayor que la presión hidrostática creada por el fluido de perforación en el hoyo.

Este diferencial de presión puede ocurrir en el fondo del hoyo a medida que se perfora o puede existir en cualquier momento en cualesquiera formaciones abiertas o expuestas dentro del pozo.

Siempre que exista cierto grado de permeabilidad en la formación, el fluido irá de las zonas de alta presión hacia las de baja presión.

En la perforación ‘convencional’, el peso del lodo se selecciona de tal modo que produzca una presión hidrostática ligeramente superior a la presión de la formación. Esto se conoce como sobrebalance y evita que los fluidos de la formación fluyan libremente hacia el pozo.

Si, no obstante, la presión de la formación es mayor que la presión hidrostática, se produce una condición de bajo balance y los fluidos de la formación pueden fluir libremente hacia el hoyo. Este estado de bajo balance puede ser permanente o temporal a consecuencia de las siguientes circunstancias:

5.3.1 Condiciones de bajo balance ‘permanente’

Un fluido de perforación o una densidad de lodo seleccionados intencionalmente para producir un bajo balance. La perforación bajo balance permitirá que los fluidos de formación fluyan y, en efecto, pueden proporcionar una prueba de producción continua a medida que se perfora el hoyo. La perforación bajo balance también trae como consecuencia velocidades de perforación máximas, mínimo daño al yacimiento y una reducción al mínimo de la pérdida de circulación y de pega diferencial.

Selección de peso de lodo insuficiente

Aumento de la presión de formación que excede un peso de lodo que actualmente está equilibrado.

Una reducción en la presión hidrostática en caso de que el lodo se corte con gas. Este gas puede originarse de una condición ya subbalanceada; de velocidades de penetración excesivas a través de formaciones que contienen gas; de fracturas o hasta de equipos de superficie ineficientes.



5.3.2 Condiciones de bajo balance temporal

Reducción en la presión hidrostática cuando se detiene la circulación. Cuando se está perforando y circulando, la presión en el espacio anular aumenta a consecuencia de las pérdidas de presión anular debido a la fricción del fluido en movimiento (presión de circulación que se debe a la densidad de circulación equivalente). Cuando se detiene la circulación, la presión en el espacio anular regresa a la presión hidrostática que resulta del peso estático del lodo. Esta reducción, especialmente cuando se perforan zonas de transición con creciente presión de formación, puede ser suficiente para producir un subbalance.

Reducción en la presión hidrostática por suabeo. Cuando se eleva la sarta de perforación, el lodo, en razón de su viscosidad y esfuerzo de gel, será arrastrado junto con la tubería. Esto ocasiona pérdidas de presión de fricción que, a su vez, provocan una reducción en la presión hidrostática. Una vez más, esto podría bastar para crear un subbalance temporal que hará que los fluidos de formación fluyan hacia el hoyo (figuras 5.3 y 5.4).

Figura 5.4 Subbalance por suabeo

5.3.3 Gas producido desde formaciones impermeables

Las condiciones de subbalance que se ilustraron anteriormente claramente conducirán a la afluencia de fluido de formación, dado que la formación es permeable, trayendo como resultado el gas producido en caso de que la formación sea gaseosa.

El gas producido también puede originarse a partir de formaciones impermeables en caso de que en el hoyo exista una condición de subbalance por alguna de las situaciones descritas anteriormente. En este caso, sin embargo, el gas no puede fluir con libertad hacia el hoyo, sino que se le atribuye al socavamiento o derrumbe de la formación dentro del hoyo.



Figura 5.4 Ilustración de registro de tiempo real de un pico característico de

gas producido a raíz de una condición temporal de subbalance (en este caso, la reducción de la presión hidrostática durante una conexión).

Tal y como se describió anteriormente, los fluidos siempre tratarán de fluir en la dirección de un menor gradiente de presión. Pueden producirse derrumbes donde no pueda liberarse mayor presión de formación de las litologías impermeables, normalmente lutitas y arcillas. Como el fluido no puede escapar, la presión del fluido puede hacer que la formación falle o se fracture trayendo como consecuencia que los fragmentos se derrumben o colapsen hacia el hoyo (figura 5.5). El gas producido será liberado a medida que la formación “se rompa”, exponiendo volumen de poro (en forma muy parecida a la del gas que se libera a medida que la perforación rompe la formación). A medida que los ‘ripios derrumbados’ suben por el espacio anular, es posible que fluya más gas hacia el lodo de perforación porque los derrumbes se siguen fracturando. Esto se debe al cambio en la presión diferencial: los derrumbes retienen la presión más alta de la profundidad de origen, pero a medida que ascienden, la presión hidrostática se



reduce. Esta menor ‘resistencia’ hará que se sigan produciendo fracturas y que más gas se libere.

Figura 5.5 Mecanismos de gas producido a partir de formaciones permeables e impermeables

Los mecanismos de gas producido y vestigios específicos como gas de conexión y de viaje se presentarán en toda su extensión en las secciones comprendidas entre la sección 7.5 y la 7.7.

5.3.4 Mecanismos similares

Por definición, el gas producido se origina en formaciones que tienen una presión mayor que la presión hidrostática, bien sea debido a una presión de formación anormalmente alta, peso de lodo insuficiente o reducciones temporales que sufre la presión hidrostática.

Sin embargo, situaciones similares en un hoyo balanceado o sobrebalanceado también pueden hacer que el gas entre en el hoyo. Aunque no es gas producido en sentido estricto, este gas no se origina del volumen de roca liberada por medio de la perforación y, por lo tanto, no puede considerarse como una representación del volumen total de gas presente en la formación.

Normalmente, las fuentes que se describirán no producen cambios significativos en los niveles de gas registrado o picos o vestigios notorios, como ocurre con los ‘auténticos’ mecanismos de


Impermeable

Permeable FP > Phyd

61


gas producido. De hecho, pueden ser muy difíciles de reconocer o de diferenciar de los niveles normales.

1. Derrumbes de formación que hacen que los ripios aumenten (y, por ende, el gas si la formación contuviera gas) en el hoyo a consecuencia de efectos mecánicos tales como debilidades estructurales o de esfuerzo; buzamiento de la formación en relación con el hoyo; formaciones débiles y no consolidadas. En este punto, al igual que con las formaciones impermeables subbalanceadas, el gas será liberado hacia el fluido de perforación a medida que la formación se rompa y caiga hacia el hoyo. Además, la formación puede ser permeable, permitiendo una liberación normal de gas contenido en los ripios a medida que éstos asciendan por el espacio anular.

2. Otro mecanismo que puede ocurrir es el efecto venturi en las zonas permeables. A medida que el fluido de perforación en circulación pasa por las gargantas de los poros abiertos de la formación, se crea una presión diferencial (parecida a la que se crea cuando se sopla un tubo abierto y se produce un silbido por la caída de presión). Esta caída de presión en la pared del hoyo hará que el gas fluya desde la formación. A mayor velocidad de fluido, mayor caída en la presión.



5.4 Gas reciclado

Se define como el gas que no fue liberado ni retirado del fluido de perforación mientras se encontraba en la superficie y por ende, fue rebombeado hacia el hoyo donde se recircula y aparece una o más veces en la superficie.

Cuando no se retira el gas del fluido de perforación se pueden generar los efectos adversos que se presentan a continuación, por lo que la separación del gas es una función primordial del sistema de circulación que se encuentra en la superficie.

Operación ineficiente de las bombas que ocasiona presiones de circulación erráticas.

Reducción en la hidrostática del lodo que puede originar una condición de subbalance y la posibilidad de afluencias de fluido.

Comportamiento hidráulico diferente del lodo trayendo como consecuencia variaciones en la reología del lodo, particularmente en la densidad y viscosidad.

Posible falsa interpretación de los vestigios de gas.

Hay muchas condiciones y factores que pueden influir sobre el potencial de reciclaje de gas:

La eficiencia de los equipos de desgasificación que se hallan en la superficie.

El volumen de gas arrastrado que debe ser separado del lodo.

Tipo, peso, y características de viscosidad y solubilidad del lodo; todos influyen en que el gas pueda extraerse o no del lodo con facilidad.

Composición del gas (hidrocarburos livianos a pesados) y solubilidad mutua con el fluido de perforación, lo cual determina la facilidad con la que el lodo arrastra el gas.

La temperatura del lodo que permite la volatilidad y solubilidad de los gases, junto con la viscosidad y capacidad de solubilidad del lodo.

Las dimensiones volumétricas del sistema superficial que determina el tiempo que el lodo permanece en la superficie antes de ser devuelto al hoyo. Obviamente, mientras más tiempo pase el lodo en la superficie, mayor cantidad de gas puede escapar.

El grado de agitación, que facilita el escape del gas en la superficie, proporcionado por la longitud e inclinación de la línea de flujo, las agitadoras de lodo, el mezclado y la agitación en los tanques de lodo, etc.

Los lodos con base agua son más proclives al reciclaje de gas. Aunque los sistemas con base aceite pueden contener una mayor capacidad de gas de hidrocarburo en solución que los fluidos



con base agua, normalmente tienen mucha menor viscosidad y esfuerzo de gel por lo que tienen una menor capacidad de retención.

Los cambios en la química del lodo, o en la temperatura del lodo y ambiente pueden hacer que se libere gas que anteriormente se había retenido en solución. Este mecanismo en particular no es común y es poco probable que conduzca a vestigios anómalos. El efecto será un cambio menor y gradual en el nivel de gas de fondo.

Normalmente, es fácil identificar los vestigios de gas reciclado y saber que no provienen de las formaciones que se están perforando en el momento, comparando los cambios de parámetros de perforación y de litología.

El vestigio de gas reciclado será detectado en la superficie un tiempo de circulación completo (tiempo de circulación de superficie + parada + tiempo de retardo) después del vestigio inicial del gas. Por lo tanto, puede utilizarse como una forma de determinar el tiempo total de circulación y con ello el tiempo que se tarda el lodo en pasar por el sistema de tanque de lodo activo y por las tuberías. La composición y duración del vestigio reciclado serán diferentes debido a los siguientes factores:

1. El vestigio reciclado normalmente tardará más porque el volumen original de lodo cortado por gas se mezclará con un volumen de lodo mayor en la superficie y será sometido a agitación y turbulencia cuando sea rebombeado hacia la tubería de perforación. Esto hace que se produzca una difusión del gas y una significativa prolongación del vestigio (figura 5.6).

2. Inicialmente, la composición del gas reciclado puede mostrar una proporción aumentada de hidrocarburos más pesados ya que los hidrocarburos más livianos son más fáciles de extraer en la superficie y los hidrocarburos más pesados son más susceptibles de ser retenidos y reciclados (figura 5.6).

3. Cuando el lodo cortado por gas está regresando por el espacio anular, la reducción efectiva de la densidad del fluido de perforación y la hidrostática resultante pueden llegar a facilitar la difusión a partir de las formaciones que contienen gas. Dado que los hidrocarburos livianos se difunden con mayor facilidad, la difusión puede llevar a una proporción mayor de gases más livianos.


% Gas total 0.1 1.0 10 100 0.01 0.1 1.0 10

% Gas Cromatográfico

C1

C4

C3C2

Circulacióncompleta

64


Figura 5.6 Características de un pico de gas reciclado

Se concluirá que un vestigio de gas es gas reciclado si no puede atribuírsele a alguna de las siguientes situaciones:

Un cambio en la litología.

Una variación en la porosidad como lo indica el análisis de velocidad de penetración y/o de ripios.

Un aumento en la velocidad de penetración.

…y si la aparición del pico corresponde a un tiempo de circulación posterior a un pico registrado con anterioridad, ya sea un vestigio de gas de formación, un pico de gas producido, una prueba de retardo de carburo, etc.

En realidad, los picos de gas reciclado no son particularmente comunes porque todo el sistema de superficie actúa, al igual que los equipos específicos, como un desgasificador muy efectivo. Los vestigios más comunes provendrán de abundantes gases de viaje y de afluencias cuando todo el volumen de gas no pueda ser separado en un ‘solo paso’ por el sistema. Pero incluso en estos casos, la magnitud del pico reciclado será una fracción del tamaño del pico original. El gas de viaje reciclado se ilustra en la figura 5.7.


Pico de gas reciclado extendido

Hidrocarburos proporcionalmente más pesados

65


PICO DE GAS DE VIAJE PICO RECICLADO


Figura 5.7 Pico de gas de viaje reciclado. Nótese la

C3 C2 C1

C2 C1

Bh

Bh10min

A

66


Los picos de gas ilustrados en la figura 5.7 muestran ciertas observaciones características que se detallarán más adelante en el presente manual.

Adviértase que a medida que el gas de viaje se aproxima a la superficie (hasta el punto A), todos los gases de hidrocarburos, de C1 a C3, están aumentando a la misma tasa. Este gas proviene en buena medida de los ripios de perforación que no fueron circulados a la superficie antes del viaje (equiparándose al gas liberado) y presenta un aumento constante a medida que aumenta la temperatura del lodo. El aumento en la temperatura del lodo lleva a un descenso de la viscosidad y a un aumento en la volatilidad del gas. Por lo tanto, normalmente se observa un aumento gradual del gas al comenzar nuevas corridas de mecha en tanto se estabiliza el sistema de lodo.

Ahora, procedamos a considerar el pico real de gas de viaje debido, primordialmente, a los mecanismos ya descritos anteriormente, es decir, movimientos de fluido por afluencia y difusión (consultar también sección 7.7). Cuando ocurre dicho movimiento de fluido, los hidrocarburos más livianos, molecularmente más pequeños, se mueven con mayor facilidad. Esto trae consigo un aumento preferencial en gases livianos que es característico en los picos de gas producido. Esto puede apreciarse con claridad en las curvas cromatográficas de gas, pero también es ilustrado por la alta relación de equilibrio (Bh, ver sección 8.4.2) que aumenta con una mayor proporción de C1 y C2.

Si observamos el pico de gas reciclado, las dos características ya descritas son que el pico tiene una mayor duración y, normalmente, puede experimentar un aumento en la proporción de gas pesado. Aunque en este ejemplo los gases pesados son pequeños y fuera de escala, el hecho de que han aumentado en forma proporcional, en comparación con los hidrocarburos livianos, se demuestra por una relación de equilibrio mucho más baja.



5.5 Gas de contaminación

Con este término se define cualquier gas que haya sido introducido en forma artificial al fluido de perforación proveniente de cualquier fuente distinta a las formaciones perforadas. Hay muchos contaminantes externos que pueden provocar lecturas o vestigios anómalos de gas:

A consecuencia de la degradación o reacción térmica de aditivos del lodo.

Adición de productos petroleros al fluido de perforación.

A consecuencia de pruebas de retardo, por ejemplo, el uso de carburo de calcio para producir acetileno en los lodos de base agua. También se utiliza comúnmente gasolina normal (figura 5.8).

Producción de hidrógeno cuando se perfora a través de cemento.

La contaminación de los transportadores o de los tanques de lodo que anteriormente han contenido crudo.

El lodo de base aceite reutilizado que puede haber retenido fluidos de hidrocarburo de pozos perforados con anterioridad.

Los lodos de base aceite se producen normalmente a partir de productos refinados con una composición de hidrocarburo no natural y que, aun cuando es detectada por análisis cromatográficos, se identifica con facilidad y puede utilizarse como referencia o control, pudiendo deducirse razonablemente que cualquier desviación de dicha referencia o control es el resultado de gas de formación liberado o de vestigio de gas.

Si se utiliza aceite para perforar en la misma región en la que fue producido, entonces la composición puede ser muy similar, sin embargo, es posible diferenciar con claridad la ondícula cromatográfica de fondo generada por el aceite de perforación y utilizarla como referencia. El problema en este caso es que, al tener el aceite una mayor capacidad de solubilidad, los gases de formación pueden ser retenidos en el lodo produciendo variaciones continuas del contenido de gas en el lodo.

La adición de aceite nuevo puede ser malinterpretado como un vestigio de gas por parte del técnico de registros de lodo si éste no está enterado de que se ha realizado una adición. En este sentido, la comunicación entre el ingeniero de lodos, el encuellador y el técnico de registros es de importancia capital.

A menudo se utiliza diesel como la fase de aceite en los sistemas de lodo invertidos y, normalmente, no representa un problema para los análisis cromatográficos ya que los hidrocarburos livianos no están presentes en forma natural.



Figura 5.8 Prueba de retardo de gasolina donde se muestra la respuesta característica de gas de C3 a C5

Los hidrocarburos más pesados (por lo general C4 y C5) pueden ser detectables, pero, tal y como se describió anteriormente, la ondícula se aprecia fácilmente en caso de ser detectados. Normalmente, sólo se detectarán, si acaso, trazas provenientes de diesel nuevo.

Un fenómeno que ha logrado reconocerse aunque aún no se comprende a cabalidad es el entrampado y acumulación de microgotas en los secadores y en los filtros. Normalmente, esto no interfiere con el análisis de gas, pero, bien sea por un punto de saturación o por la temperatura más cálida en la unidad de perfilaje, después de un cierto período de tiempo estas gotas pasan a una fase gaseosa produciendo un lento aumento en los niveles de C4 y C5. La contaminación se remedia con facilidad con el reemplazo de los filtros, pero es un proceso que el personal de perfilaje de lodos debe conocer.

Los problemas de contaminación no implican tanto errores de interpretación como efectos adversos sobre la evaluación.

Al ser mutuamente solubles, el diesel y el aceite pueden retener hidrocarburos en solución, así que si se reutilizan lodos sin el debido reacondicionamiento, gases provenientes de otros pozos y formaciones se sumarán al lodo que se está utilizando en el pozo actual.

La deposición de aceites en el sistema de lodo para efectos de lubricación, por ejemplo, no sólo puede introducir nuevos hidrocarburos al sistema sino ocasionar variaciones en la solubilidad del lodo. El cambio en el contenido de gas del lodo complica la evaluación y, si se utiliza crudo nativo de la misma área, las variaciones en el nivel de gas de la formación pueden ser de difícil detección porque el lodo ya contiene esa composición.



EVALUACIÓN E INTERPRETACIÓN DE LOS HIDROCARBUROS

Sección 6 CANTIDAD Y COMPOSICIÓN DEL GAS REGISTRADO

6.1 Consideraciones sobre la formación

6.1.1 Porosidad y saturación del gas

La combinación de estas dos características de la formación determina el volumen total real de gas presente en una roca dada (figura 6.1).

La porosidad define el espacio vacío total presente dentro de una formación y, por lo tanto, determina el volumen posible máximo de cualquier fluido dentro de ese espacio, bien sea gas, petróleo o agua. La porosidad absoluta se reduce si los vacíos contienen cemento, arcillas, etc.

La saturación del gas define la proporción de gas, en relación con los demás fluidos de formación, que se haya presente dentro del espacio disponible del poro.Saturación de gas (%) x volumen de poro = volumen de gas aparente

Figura 6.1 Volumen de gas aparente

Si bien el análisis de guaya y de núcleos pueden conducir a la determinación precisa de estos parámetros, mientras el pozo esté siendo perforado los análisis sólo pueden ser cualitativos. La porosidad puede estimarse con una inspección visual de los ripios perforados, cuando cambios relativos provoquen variaciones en la velocidad de penetración, por ejemplo.

Las variaciones relativas, o tendencias, en la cantidad de gas registrada en la superficie son más importantes que la cantidad real. Esto se debe a que muchas condiciones influirán en la determinación de cuál cantidad real del volumen de gas total de la formación será liberada hacia el fluido de perforación, permanecerá en solución o escapará, etc.

Un aumento independiente, bien sea en la porosidad absoluta o en la saturación del gas, conducirá a un aumento en el volumen total real del gas en el sitio, tal y como se ilustra en la figura 6.2. Esto tendrá el efecto más inmediato sobre el gas que se libera en forma mecánica gracias a la perforación. También tendrá un efecto sobre el gas que está por liberarse de los ripios cuando éstos asciendan por el espacio anular.


fluido del poro gasmatriz

71


Figura 6.2 Efecto sobre el volumen de gas debido a cambios en la porosidad / saturación del gas

6.1.2 Porosidad y permeabilidad efectivas

El término porosidad efectiva se utiliza para describir la cantidad de poros interconectados. Si una formación tiene una baja porosidad efectiva, entonces el gas liberado estará considerabilemente confinado a la fracción de gas que se libera a partir de estos poros expuestos por el proceso de perforación. Los poros dentro de los ripios intactos retendrán el fluido del poro si la porosidad no es efectiva.

La permeabilidad de una formación es una medición (mili-Darcy) de la calidad de la comunicación o interconexión entre los espacios individuales de los poros y se relaciona, por ejemplo, con las líneas directas de comunicación (tortuosidad) y el tamaño de la garganta de poro. Si no hay conexión entre los poros, la formación tiene una permeabilidad de cero (así como una porosidad efectiva de cero) y no puede producirse el movimiento natural del fluido.

La permeabilidad de la formación es clave para determinar la cantidad de gas retenida por los ripios que es liberada hacia el lodo y la cantidad de gas que se queda atrapada dentro de los ripios perforados cuando éstos alcanzan la superficie.

Si la permeabilidad es baja o cero, cualquier gas que no sea liberado en forma mecánica por la acción de la perforación será arrastrado por los ripios cuando éstos asciendan a la superficie. Puede haber una cantidad pequeña que se libere mecánicamente en caso de que los ripios sean objeto de colisión o de erosión durante el tránsito, pero la hidráulica del lodo generalmente está diseñada para reducir esto al mínimo y proteger los ripios para su evaluación.


A. Igual volumen de poro B. Mayor volumen de poro Mayor saturación de gas Igual saturación de gas

72


Como regla general sencilla, a mayor permeabilidad, mayor cantidad de gas se libera hacia el fluido de perforación, y esto puede confirmarse, hasta cierto punto, mediante el análisis de gas de ripios.

Si la permeabilidad es buena, podemos esperar que cualquier gas retenido por los ripios intactos escape durante su tránsito hacia la superficie, trayendo como consecuencia que haya poco o nada de gas de ripios.

Si la permeabilidad es baja o cero, el gas será retenido por los ripios y el análisis de gas de ripios resultante será relativamente más alto.

Si la porosidad efectiva es buena pero la permeabilidad es baja, entonces es posible que el gas se libere pero a una velocidad menor. Parte del gas será retenido hasta la superficie y, una vez más, tendremos gas de ripios..

En general, estos son los supuestos razonables que se formulan aunque se trata de una visión muy simplificada. Al igual que la permeabilidad y la porosidad efectiva, otros factores influirán en la liberación de gas de los ripios a medida que ascienden.

Una consideración importante es que la permeabilidad es relativa, dependiendo de los fluidos presentes.

El gas libre escapará más fácilmente, en especial durante la expansión, que el gas en solución el cual está sometido a la movilidad general del fluido.

El tamaño de la garganta de los poros puede ser tal que permita una buena permeabilidad para el gas libre, pero cuando se combina o se disuelve con fluidos molecularmente más grandes, tales como el agua o el aceite, es posible que la permeabilidad no sea tan efectiva.


Buena porosidadBaja porosidad efectivaAusencia de permeabilidad

Buena porosidad Buena porosidad efectiva Baja permeabilidad

Buena porosidadBuena porosidad efectiva Buena permeabilidad

Figure 6.3 Porosidad vs. permeabilidad

73


La composición y la viscosidad del fluido en el poro de la formación afectarán la movilidad. He aquí una excepción a la regla del gas de ripios, los casos en que un análisis de gas más alto sea el resultado de crudo retenido por los ripios en vez de ser consecuencia de la baja permeabilidad.

También es preciso considerar los cambios de presión y temperatura. Dado que éstas disminuyen a medida que se llega a profundidades más someras (en relación con la ascensión de los ripios) harán que otros parámetros también varíen; por ejemplo, cambios en la fase de hidrocarburo, viscosidad y solubilidad del fluido; todos éstos asu vez incidirán en la permeabilidad relativa.

Otro factor que afecta la ‘relativa’ facilidad con la que el gas y el fluido se liberan de los ripios ascendentes es la presión de formación retenida por los ripios: mientras mayor es en comparación con la hidrostática, más fácil será que los fluidos escapen. De hecho, si la presión es suficientemente grande, los ripios mismos pueden fracturarse dejando abiertos nuevos vacíos.

El uso del análisis de gas de ripios se ha descrito como una forma aproximada para determinar el grado de permeabilidad en los ripios. Esto es particularmente cierto, pero es menester reconocer que hay varios inconvenientes e imprecisiones con el procedimiento; a saber:

El tiempo de realización que requiere en comparación con la velocidad de penetración y de muestreo. El análisis tiene que realizarse inmediatamente porque el gas se escapará y, a menudo, no es posible realizarlo en el caso de pequeños intervalos de profundidad.

Los ripios deben lavarse de tal modo que el gas remanente en el lodo no afecte el análisis. Esto hace que se requiera más tiempo antes de someter a prueba la muestra.

Una muestra típica contendrá derrumbes, así como ripios de perforación por lo que la lectura resultante no es representativa del intervalo perforado.

La dificultad para determinar un tamaño de muestra constante, bien sea por peso o por volumen.

Mezclar cada muestra hasta alcanzar un tamaño de fragmento homogéneo.

Otros efectos de la permeabilidad se detallarán en la sección 6.4 en la que se analizará su participación en el movimiento del fluido debido a los diferenciales de presión.

6.2 Profundidad del hoyo

El efecto de la profundidad del hoyo sobre el análisis e interpretación del gas es un aspecto fundamental. que ya hemos tratado parcialmente en secciones anteriores. La principal consideración en este sentido se refiere a los cambios de temperatura y presión, es decir la diferencia entre estas condiciones a la profundidad en cuestión y en la superficie y su incidencia sobre los gases.



El efecto sobre el volumen real de gas presente en la superficie. Sin ninguna otra variación ni ninguna otra influencia, si el mismo volumen de gas ‘en el sitio’ fuera liberado de formaciones que se encuentran a 2.000 metros y también a 4.000 metros, el volumen registrado en la superficie sería mucho mayor en el segundo caso debido a la expansión del gas. Tomando la ley de expansión del gas más básica, el gas se duplicará en tamaño por cada reducción a la mitad de la profundidad (y por ende al enfrentar la presión hidrostática). En el caso anterior, esto querría decir que aun cuando el volumen de gas en el sitio fuera inicialmente el mismo, el gas registrado en la superficie se duplicaría en el segundo caso. En la práctica, no es tan simple ya que la temperatura también es un factor a considerar, al igual que la solubilidad y los cambios de fase que pueden ocurrir.

Variaciones de solubilidad del gas.

Variaciones en la volatilidad del gas.

Variaciones en la viscosidad del lodo.



6.3 Consideraciones en torno a la perforación

6.3.1 Velocidad de penetración y diámetro del hoyo

Ya hemos visto la forma como el volumen total de gas presente en una determinada formación es controlado por la porosidad y la saturación del gas.

El volumen de fluido y gas que en efecto es liberado hacia el fluido de perforación depende del volumen de cilindro de roca que se crea a raíz de la perforación.

Es preciso recordar que la extracción y detección del gas en la superficie se hace basándose en un tiempo y que la medición final reflejará la magnitud de gas que se registra en dicho tiempo. Obviamente, esto refleja el volumen del ‘cilindro’ de roca producido en un tiempo dado.

El volumen del cilindro de roca se determina por lo siguiente:

1. El diámetro del hoyo (es decir, el diámetro de la mecha)

Para una sección dada del hoyo, el diámetro será virtualmente constante (pueden ocurrir cambios porque las mechas pierden calibre o debido a que el hoyo se agranda donde las formaciones son extremadamente frágiles), de manera que el volumen del cilindro depende principalmente de la velocidad de penetración. Sin embargo, es evidente que hay una diferencia importante en el volumen del cilindro entre hoyos de diámetros distintos, así que ésta es una consideración clave cuando se comparan pozos diferentes.

Puede ocurrir una variación importante en el volumen de gas al inicio de nuevas secciones de hoyo en un pozo dado porque parámetros, tales como el tipo, densidad y temperatura del lodo, tipo de mecha, parámetros de perforación, velocidad de perforación y velocidad de flujo, variarán al mismo tiempo (figura 6.4). Todo ello tiene un efecto sobre el gas registrado, tal y como se mostrará en la presente sección.

2. La altura vertical del cilindro

Ya que estamos tratando la velocidad a la cual se crea el cilindro en relación con un tiempo determinado, la altura del cilindro es determinada por la velocidad de penetración.



Figure 6.4 El gas disminuye con el cambio de tamaño del hoyo

Si una determinada formación es perforada a una velocidad de penetración constante, entonces el volumen de roca penetrada, cortada, fracturada y liberada hacia el hoyo es constante durante una unidad de tiempo dada. Si no hay variación en el volumen de gas (es decir, cambios en la porosidad y en la saturación del gas) durante su intervalo, entonces el volumen del gas liberado en forma mecánica hacia el fluido de perforación también será constante durante una unidad de tiempo dada. Esto, por ende, controla la saturación de gas resultante del fluido de perforación, lo cual se refleja en una lectura de gas constante por parte de los detectores que se encuentran en la superficie.

Si la misma formación se perfora a una velocidad de perforación más rápida, entonces, incluso si el contenido de gas en la formación es el mismo se liberará un volumen de roca y, por consiguiente, de gas mayor durante la misma unidad de tiempo. La saturación de gas del lodo aumenta lo cual se reflejará en los detectores ubicados en la superficie como un evidente aumento de gas.



De hecho, en vista de que puede suponerse que el diámetro del hoyo es constante durante un intervalo dado, el volumen de roca partida depende únicamente de la velocidad de penetración que es un parámetro lineal. Por lo tanto, si suponemos que no hay variaciones en el volumen de gas ‘en el sitio’ y que no hay ninguna otra variación en el volumen debido a otros parámetros, la relación entre la velocidad de perforación y el volumen de gas es directa, tal y como se ilustra en la figura 6.5.

Es decir, si la velocidad de penetración se duplica, el gas registrado también se duplicará.

Queda claro, pues, que una variación en la velocidad de penetración tendrá un efecto directo en el nivel de gas resultante que se haya registrado para la profundidad correspondiente. Por lo tanto, la interpretación de los cambios en el nivel de gas, o en los vestigios de gas, requiere una correlación o comparación con la velocidad de penetración a fin de calcular cualitativamente el volumen o la saturación de gas.

Figura 6.5 Efecto de la velocidad de penetración en el nivel de gas, suponiendo que no existen otras influencias

En el ejemplo que se presenta en la figura 6.5, suponiendo que no hay variación en el volumen total de gas en cada metro de la formación perforada, puede apreciarse fácilmente que el volumen de gas se representa en la superficie por el área que está debajo de la curva de gas. En el caso de ambos metros perforados, el volumen real de gas liberado hacia el fluido de perforación es el mismo; no obstante, a primera vista, el gas pareciera ser mayor en el caso del segundo metro perforado.


A=r2

Velocidad de penetración Volumen de gas

Tiempo

1m

1m

2 min/m

1 min/m

2 min

1 min

78


La siguiente es una pregunta que siempre debería formularse:

¿El aumento de la velocidad de penetración ha sido el resultado de un cambio en los parámetros de perforación o circulación, o es más bien indicio de un aumento en la porosidad y el volumen del gas?

Variaciones en cualesquiera de los siguientes parámetros pueden traer consigo un cambio en la velocidad de penetración. Por lo tanto, un cambio en el nivel del gas no necesariamente indica una variación en el volumen total del gas o en la saturación.

la velocidad de perforación cambiará positivamente con:

aumentos en.... el peso sobre la mecha, velocidad de la rotaria, presión de la formación, porosidad

reducciones en.... el peso del lodo

Las variaciones en la velocidad de perforación también serán causadas por variaciones en:

La litología, selección de mecha, desgaste de la mecha, hidráulica,

Naturalmente, la perforabilidad de una formación tiene una influencia primordial en la velocidad de penetración, así como parámetros tales como el tipo, la dureza, la resistencia de matriz y la cementación. La porosidad, por ejemplo, es un elemento importante para determinar la facilidad con la que se perfora una formación.

Un aumento en la porosidad conducirá a un aumento en la velocidad de penetración, de tal modo que la velocidad de penetración es una herramienta de inestimable valor para determinar los topes o las variaciones de la formación, siguiendo muy de cerca los tiempos de tránsito del perfil sónico, que también aumentan con una porosidad mayor.

Sin embargo, en cuanto al análisis preciso de gas, éste sí conlleva una ligera complicación. Si sabemos que ninguno de los parámetros anteriores constituye la razón de un aumento en la velocidad de penetración, entonces, el aumento es indicio de una mayor porosidad. Ya hemos visto la forma como un aumento en la porosidad conducirá a un aumento en el volumen de gas incluso si no hay variación en la saturación de gas, solamente por el aumento en el volumen del fluido del poro que se libera hacia el lodo de perforación. También hemos apreciado la forma como un aumento en la velocidad de penetración producirá un aumento evidente en el gas registrado, una vez más, a consecuencia de un aumento en el volumen de roca y, por ende, del fluido del poro que se libera hacia el lodo durante un tiempo dado.

Por consiguiente, cuando un aumento en el gas registrado está acompañado de un aumento en la velocidad de penetración, tiene que ser consecuencia de una mayor porosidad, de saturación de gas o de la velocidad de penetración, o una combinación de los tres.

Para saber si la velocidad de penetración o la porosidad/saturación es más responsable del aumento de gas, se puede hacer un cálculo cualitativo utilizando el principio que ya se ilustró en la figura 6.5.



Por ejemplo, si en un determinado intervalo la velocidad de penetración se duplica debido a un aumento en la porosidad y el gas registrado correspondiente también se duplica, entonces es razonable concluir que se ha producido una muy pequeña variación en la saturación de gas. Si, en cambio, para el mismo intervalo de formación, la duplicación de la velocidad de penetración estuviera acompañada de un correspondiente aumento de gas que fuera tres veces superior al nivel anterior, entonces puede pensarse con razón que se ha producido un aumento considerable en la saturación de gas. Esta consideración básica es importante para evaluar los vestigios de gas liberado (sección 7.4).

En la figura 6.6 se presenta un ejemplo de tiempo real de un aumento de gas que es consecuencia de un cambio repentino en la velocidad de penetración. El comentario escrito en el registro por el técnico de registros (“No es lo suficientemente significativo”) al momento del aumento ¡es muy revelador¡. En este caso, una apreciación rápida del aumento relativo en la velocidad de penetración (de 18 a 5 min/m) con respecto al aumento en el nivel de gas (de 6 a 10%) muestra que, aunque un aumento en la porosidad produjo la aceleración repentina en la velocidad de penetración, no hay un aumento correspondiente en el volumen de gas. De hecho, es probable que incluso se hubiera producido una disminución en la saturación del gas.

Figura 6.6 Ejemplo en tiempo real de gas que se origina de un aumento repentino en la velocidad de penetración

Antes de terminar esta sección, bien vale la pena señalar una ‘relación’ entre el diámetro de la mecha y la velocidad de perforación, los dos factores que determinan el volumen de la roca producida durante la perforación.

Tal y como se estableció anteriormente, no habiendo otras influencias, el aumento en la velocidad de penetración viene acompañado de un aumento correspondiente en el gas registrado (es decir, si se duplica la velocidad de penetración, se duplica también el gas). Un aumento en el diámetro de la mecha conducirá a un aumento en el gas correspondiente al cuadrado del radio (es decir, el área de la cara del cilindro viene dada por ‘r2’).


Profundidad de retardo Gases cromatográficos

80


Ahora consideremos la situación que surge al iniciar la perforación de una sección del hoyo nueva y más pequeña. En primer lugar, el diámetro más pequeño del hoyo trae consigo un volumen de gas menor en vista de la relación explicada anteriormente. Esta reducción será ‘amplificada’ por el componente de ROP del cilindro, ya que, normalmente, las mechas más pequeñas no pueden soportar el peso que se aplica a una mecha más grande. Esta reducción en el peso sobre la mecha, junto con una mecha y dientes más pequeños, etc., ‘naturalmente’ llevará a una velocidad de penetración reducida en el caso de la nueva mecha, disminuyendo aún más el gas que se registra en la superficie. Un ejemplo típico de esto se ilustra en la figura 6.4.



6.3.2 Tipo de mecha y ripios de perforación resultantes

Obviamente, el tipo de mecha es un factor importante en la determinación de la velocidad de penetración, tal y como se describió anteriormente, de modo que incidirá en la cantidad de gas liberado durante un tiempo determinado.

El otro efecto importante sobre el análisis de gas es la acción de corte, el grado de aplastamiento y el tamaño de los ripios finales. Esto se controla no sólo con el tamaño de la mecha, sino también por el tipo de mecha.

Al referirnos a los procesos que participan en la ocurrencia de gas liberado, hemos visto cómo la acción de perforación, efectivamente, introducirá una ‘pseudopermeabilidad’ a medida que se fractura la roca, permitiendo la liberación mecánica del gas. Esto ocurre por la mayor cantidad de área de superficie y de vacíos que quedan expuestos a medida que se rompe, parte y aplasta la roca en ripios cada vez más pequeños.

La cantidad de gas liberada durante este proceso inicial dependerá del tamaño y del grado de aplastamiento de los ripios. Mientras más pequeños sean los ripios finales, mayor será la cantidad de gas liberada en forma mecánica. Si los ripios finales son grandes, entonces una mayor proporción de gas va a ser arrastrada por los ripios. Factores tales como la permeabilidad, solubilidad y movilidad del fluido se convierten en factores clave para determinar la cantidad de gas arrastrada por los ripios y que será liberada cuando los ripios asciendan por el espacio anular.

Los ripios producidos por las mechas de insertos, en especial las de diamante son mucho más pequeños que los producidos por mechas con dientes de acero. Con las mechas de dientes, el tamaño de éstos también es importante para determinar el tamaño de los ripios: a mayor tamaño de diete, mayores serán los ripios.

En los casos en los que hay un mayor número de ripios pequeños, se expondrá una superficie de área y vacíos mayores durante el proceso de perforación, trayendo como consecuencia que haya una mayor liberación de fluido de formación y un contenido de gas mayor.



6.3.3 Extracción de núcleos

La extracción de núcleos es un caso especial que a menudo descorazona a los geólogos. Después de haber visto una buena respuesta de gas y de haber tomado la decisión de tomar núcleos, se aprecia que los niveles de gas durante la operación descienden a una fracción de lo que fueron antes (figura 6.7). Esto se espera que ocurra y, en efecto, ocurre una vez más a consecuencia del volumen de roca desde el que puede desprenderse el gas.

Figura 6.7 Caída en el nivel de gas por extracción de núcleo

Hay cuatro factores principales que deben considerarse cuando se evalúa la caída en los niveles de gas a consecuencia de una operación de extracción de núcleo.

La variación más importante e influyente es que la cantidad de roca disponible para liberación de gas se reduzca considerablemente ya que, obviamente, el núcleo central sigue intacto dentro del portanúcleos y retiene todo el fluido de formación contenido en ese volumen de roca. Es evidente que esto conduce a una reducción significativa del gas liberado de un intervalo dado de la formación.

La mayoría de las operaciones de toma de núcleos normalmente producirá velocidads de penetración más lentas que si la misma formación fuera perforada en forma convencional, conduciendo a una evidente mayor reducción del gas liberado.

Estos dos factores provocan el cambio más importante, una gran reducción en el gas liberado y registrado, y superan con creces los siguientes dos factores que producen un aumento relativo:


Velocidad de penetración Gas cromatográfico % Proporciones de gas

Intervalomuestreado

83


Normalmente, del volumen ‘externo’ de la roca, que es molida y aplastada por la mecha de núcleo, se liberará un volumen de gas proporcionalmente mayor que el volumen equivalente de roca perforada por una mecha convencional. Esto es meramente el resultado de la acción de la mecha de núcleo de diamante que produce ripios más finos.

Asimismo, la velocidad de flujo se reduce para las operaciones de extracción de muestras de núcleos, de tal modo que cualquier gas liberado se concentrará dentro de un volumen de lodo menor (ver sección 6.3.4).



6.3.4 Velocidad de flujo

Al igual que la velocidad de penetración, los cambios en la velocidad de flujo del fluido de circulación también inciden de forma ‘evidente’ en el volumen de gas.

Para una velocidad de flujo dada, si el volumen total de gas que está siendo liberado hacia el fluido de perforación es constante durante el intervalo de una formación, la velocidad de penetración y los demás factores son constantes, el gas contenido en un determinado volumen de lodo será constante. Cuando este lodo sea arrastrado hacia la trampa y muestreado a dicha velocidad de flujo, se tendrá como resultado un registro de gas constante.

Un aumento en la velocidad de flujo conducirá a una dispersión, o dilución, mayor del gas dentro del lodo, es decir, los ripios junto con el gas liberado ahora se dispersan en un volumen de lodo mayor, reduciendo efectivamente su saturación de gas. Cuando se toman muestras de este lodo en la superficie se registrará una reducción en el volumen de gas.

A primera vista, este parece ser un concepto relativamente sencillo en el que una velocidad de flujo mayor reduce la saturación de gas del lodo, trayendo como consecuencia menores registros de gas en la superficie. Esta es en realidad la influencia más importante, porque al aumentar la velocidad de flujo se producen otros cambios que tienen un efecto menor sobre el gas registrado.

Un aumento en la velocidad de flujo produce velocidades anulares mayores que traen consigo ripios más pronunciados y gas más disperso. Sin embargo, la importancia de esto variará en distintas secciones del espacio anular en el que los volúmenes anulares y los aumentos relativos de velocidad cambian considerablemente. La dispersión será mayor en las secciones inferiores del hoyo donde la holgura del espacio anular es menor, pero será menos importante en las secciones superiores más anchas del hoyo, siendo especialmente así en el caso de los risers marinos utilizados costa afuera.

El aumento en la velocidad de flujo y en la velocidad anular produce una densidad de circulación equivalente mayor debido al aumento en las pérdidas por presión de fricción. Este aumento en el diferencial de presión puede tener importantes efectos en la liberación del gas.

1. Una presión contraria mayor que reducirá la cantidad de gas que es liberada de los ripios a medida que ascienden por el espacio anular. Sin embargo, cuando la permeabilidad es buena, esto incide poco ya que el gas será liberado en la superficie cuando la presión contraria sea atmosférica.

2. Mayor diferencial de presión en el fondo del hoyo que trae como consecuencia lo siguiente:

Una menor velocidad de penetración que trae consigo un menor volumen de roca producida y, por ende, una reducción en la cantidad de gas liberado por volumen de unidad de lodo.



Mayor riesgo de flushing de la formación (de ser permeable) delante de la mecha. Este desplazamiento del fluido de la formación conducirá a un menor contenido de gas en la formación cuando sea perforada. El efecto del flushing y de otras interacciones de fluido se detallarán en la sección 6.4.

La mayor velocidad de flujo provocará una mayor agitación del lodo a medida que pasa por el sistema superficial, conduciendo en consecuencia a la liberación de más gas hacia la atmósfera. Esto puede llevar a la preponderancia de los hidrocarburos pesados porque los livianos se liberan más fácilmente hacia la atmósfera.

El efecto más importante es uno sobre el que el técnico de registro de lodo tiene control. El aumento de la velocidad de flujo conducirá a un aumento en el nivel de lodo en la caja colectora, por lo que una mayor cantidad de muestra quedará en la trampa y aumentará obviamente el nivel de gas registrado. Generalmente, este factor tendrá una influencia más importante en el nivel de gas que cualquiera de los demás, pero será corregido cuando el técnico de registros vuelva a colocar la trampa a su altura anterior.

En la figura 6.8 se ilustran todas las influencias y cambios posibles en cuanto a la liberación de gas y niveles registrados a consecuencia de una variación en la velocidad de flujo.


aumento en el nivel de lodo y gas muestreadoAUMENTO

pérdidas mayores y preferenciales hacia la atmósfera debido a una mayor turbulencia en el flujo DISMINUCIÓN

mayor diferencial de presión debido a mayor ECD:-posibilidad de flushing por mayor sobrebalance REDUCCIÓN

Menor ROP debido a mayor diferencial REDUCCIÓN

aumentos relativos en las velocidades anulares que producen la dispersión de ripios y gas

>REDUCCIÓN

>>REDUCCIÓN

>>>REDUCCIÓN

mayor presión que se opone al escape anticipado de fluido de los ripios

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Figura 6.8 Esquema de la manera como el aumento en la velocidad de flujo puede incidir en los niveles de gas registrados



6.3.5 Presión diferencial

En el presente manual hemos visto numerosos ejemplos de cómo los fluidos fluyen preferentemente de las áreas de alta presión hacia las de baja presión por la vía de un gradiente de presión negativa. Por tener una influencia enorme en muchos aspectos vinculados a la liberación o generación de gas, cualquiera que trabaje en el análisis e interpretación de datos de gas debe conocer este principio.

La presión diferencial es la diferencia entre la presión del fluido de poro de la formación y la presión hidrostática en el hoyo debido a la columna vertical de lodo.

Presión hidrostática = Densidad de Lodo x Profundidad Vertical x constante gravedad/conversión

Phyd (lppc) = lpg x pie x 0,052 unidades imperiales, donde: lppc = libras por pulgada cuadrada ppg = libras por galón

Phyd (KPa) = kg/m3 x m x 0,00981 unidades métricas, donde:KPa = kilopascaleskg/m3 = kilogramo/metro cúbico

Si la presión de la formación > presión hidrostática el hoyo esta subbalanceado y los fluidos de formación pueden fluir fuera de la formación hacia el hoyo. A esto se le conoce con el término de influjo o afluencia.

Si la presión de la formación = presión hidrostática se dice que el hoyo está balanceado

Si la presión de la formación < presión hidrostática el hoyo está sobrebalanceado y el fluido de perforación puede fluir del hoyo hacia la formación. A esto se le conoce con el término flushing o invasión de fluido.

Por consiguiente, la condición de balance está determinada por la relación entre la presión del fluido de poro de la formación y la densidad de lodo. La presión hidrostática debida a la densidad del lodo aumentará aún más por las pérdidas de presión de circulación (para proporcionar una densidad de circulación equivalente o ECD) o por el movimiento descendente de la tubería (surgencia) y puede ser reducido por las pérdidas de presión causadas por el movimiento ascendente de la tubería (suabeo).

Presión de Circulación (debido a la ECD) = Presión Hidrostática + Pérdida de Presión Anular Para que el flujo del fluido se produzca, bien sea desde el hoyo hacia la formación o viceversa, la otra condición que debe existir es la permeabilidad: sin permeabilidad no hay flujo del fluido (aunque, tal y como hemos observado, el gas producido puede originarse inclusive desde formaciones impermeables con alta presión gracias a los derrumbes).



Antes de tratar la invasión del fluido y, en especial, la afluencia, hagamos un resumen de los efectos de la presión diferencial sobre la liberación normal de gas conforme se detalló anteriormente.

Velocidad de penetración

A mayor sobrebalance, más lenta es la velocidad de penetración. Ya hemos observado la forma como una variación en la ROP tiene un efecto directo sobre el nivel aparente de gas registrado en la superficie. Una duplicación en la ROP significa que se perforará dos veces más roca y, por lo tanto, se liberará dos veces más gas (dada la misma porosidad y saturación) hacia el mismo volumen de lodo, trayendo como consecuencia una duplicación del gas registrado en la superficie.

Efecto de fondo del hoyo

En una situación de subbalance, la mecha se limpiará de los ripios en forma más rápida gracias a una combinación de gas de formación en expansión y a la acción de chorro de las boquillas de la mecha. Por lo tanto, la liberación mecánica por la acción de la mecha se reducirá.

Ripios ascendentes

El gas arrastrado por los ripios aún se escapará, dada la permeabilidad, a medida que asciendan por el espacio anular y la presión de la formación ‘fósil’ o ‘residual’ retenida por los ripios se hará mayor que la presión hidrostática contraria. Este proceso se reducirá o retrasará si la presión hidrostática es mayor. La liberación podría proseguir en la superficie y se observará como drena el gas de los ripios. Si la formación es impermeable o si los poros están aislados, la expansión del gas y/o un creciente diferencial de presión (formación > hidrostática) puede hacer que los ripios se fracturen permitiendo más liberación de gas.



6.4 Invasión de fluido y flushing

6.4.1 Invasión y filtración

Si se perfora una formación permeable en un estado de sobrebalance y se deja expuesta al hoyo, ocurrirá algo normal: el fluido de perforación invadirá la formación. La gravedad de la situación, es decir, cuánto fluirá el lodo dentro de la formación o la invadirá, dependerá de cuán alto es el diferencial de presión y del grado de permeabilidad y de porosidad efectiva.

La invasión de fluido de perforación se reduce al mínimo cuando una capa impermeable de sólidos de lodo, o revoque, se acumula en el hoyo y evita que continúe la invasión. Esto ocurre a consecuencia de la filtración. A medida que el lodo de perforación fluye hacia la formación, con sólidos de arcilla de diámetro suficiente incorporados en el lodo, los sólidos se filtrarán abandonando el lodo para quedarse en la pared, haciéndose más densos y acumulándose para formar el revoque impermeable que evita más filtraciones. Este proceso es ‘eficiente’ para todas las formaciones excepto las extremadamente permeables donde los sólidos de arcilla pueden ser llevados hacia la formación junto con el fluido de perforación (produciendo pérdida de circulación).

El tiempo que se requiere para que el revoque sea suficientemente denso y suficientemente impermeable determinará la cantidad de invasión que puede ocurrir. Este es un proceso importante, porque si la invasión y la filtración son excesivas, se pueden dañar las características de la formación:

Una invasión más profunda obviamente significa que un mayor volumen de roca se verá afectado.

Mientras más profunda es la invasión, más se alejan los fluidos de la formación de la pared del hoyo. Esto puede falsear los datos del registro eléctrico. La situación puede ser tal que mientras que el análisis inicial del gas liberado y de los vestigios indica la existencia de un buen potencial de yacimiento, los resultados del análisis de guaya posteriores a la filtración pueden señalar que no hay potencial o que se trata de una formación con agua.

Pueden obtenerse núcleos de pared lateral deficientes con pocos niveles de fluido de formación y grandes cantidades de filtrado.

El filtrado puede dañar la formación y reducir su permeabilidad o porosidad. Una vez más, esto afectará los resultados de las pruebas de formación y puede inclusive afectar la productividad en forma permanente.

La filtración y el revoque son monitoreados cuidadosamente por el ingeniero de lodos, quien mide el grado de filtración por la pérdida de agua, la cual debe mantenerse al mínimo. El valor debería aparecer inmediatamente en el registro de lodo para que pueda ayudar a explicar cualquier falta de correlación que pueda suscitarse entre el análisis eléctrico y el registro de lodo, tal y como se ilustró en el ejemplo anterior.

Medir el revoque es importante para asegurar que la capa impermeable es suficientemente gruesa y que se está formando con suficiente rapidez.



Hay ciertas condiciones que pueden actuar en contra de la acumulación del revoque o que pueden desalojar los sólidos existentes.

El flujo de circulación del lodo, especialmente si es turbulento (de hecho, en la sección que se encuentra por encima de la mecha y alrededor de los portamecha donde se requiere la acumulación de revoque, la velocidad anular será la más rápida en todo el hoyo).

Movimiento y arrastre de la tubería (en especial en los hoyos desviados u horizontales).

También es importante que el revoque no se vuelva demasiado grueso porque obviamente reduciría el tamaño del hoyo y podría generar problemas de atascamiento de tubería. Esto es especialmente delicado cuando la pega diferencial es un problema: un revoque grueso y esponjoso no haría más que agravar la situación.



6.4.2 Flushing o lavado

Lo que anteriormente se describió como invasión y filtración, también se conoce técnicamente como flushing ya que los fluidos de la formación son empujados o desplazados lejos del hoyo. Sin embargo, la invasión ocurre después de que el gas ha sido liberado mecánicamente por la acción de la perforación y, por lo tanto, no afecta el vestigio inicial de gas de formación. El término invasión se utiliza para describir este proceso una vez que se ha perforado una formación y ha quedado expuesta en el hoyo.

En cambio, la palabra flushing, en el campo de los registros de lodo, puede ser más útil para describir la misma acción de los fluidos de formación que son desplazados, pero más especialmente refiriéndose al momento en que la mecha penetra o al momento antes de la penetración de la mecha. Aquí, el desplazamiento del fluido de formación afectará la cantidad de gas que será liberada posteriormente del volumen de roca producido por la perforación y, por ende, sí influirá sobre el vestigio inicial de gas.

Para el flushing o lavado las mismas condiciones son necesarias: presión diferencial o sobrebalance y una formación permeable: el valor de ambas determinará la gravedad del flushing. Lo que puede agravar aún más el lavado es una velocidad de penetración lenta (que da más tiempo para que se produzca), así como una cantidad excesiva de caballos de fuerza y de velocidad de chorro en la mecha (que literalmente acribillarán la formación con fluido de perforación).

La zona por debajo y alrededor de la mecha es extremadamente turbulenta y está sujeta a la acción de la mecha, lo que impide la acumulación de revoque. Esta capa únicamente comenzará a formarse una vez que la mecha haya pasado y quede un flujo de lodo más suave. La presencia de estabilizadores en el equipo del hoyo también constituye un factor ya que por su calibre completo eliminarán cualquier revoque que se haya acumulado en la pared.

Si las condiciones de sobrebalance y de permeabilidad de la formación son propicias, es casi seguro que se produzca cierto grado de lavado por delante (es decir, incluso antes de perforar la formación) y a los lados de la mecha (figura 6.9).


Zona lavadaFluido de formación desplazado

Figura 6.9 Mecanismos de flushing o lavado

92


La consecuencia de esto es que los fluidos de formación son desplazados y empujados lejos de la roca, hacia abajo y/o hacia los lados dependiendo de la línea de comunicación más fácil que la permeabilidad proporcione. Así, cuando se penetre la formación, el volumen de roca aplastada por la mecha liberará menos hidrocarburos hacia el lodo. Esto traerá como consecuencia menos vestigios de gas a pesar de que parámetros como la velocidad de penetración y los análisis de ripios muestren que pudo haberse esperado una mayor cantidad de vestigios.

A menudo ocurre que, si se tiene un adecuado espesor de formación, el fluido de formación desplazado se recicla en el hoyo hacia una zona menos turbulenta por encima de la mecha. Esto resultaría de un desplazamiento natural de los hidrocarburos hacia arriba contra el fluido de perforación de mayor densidad.

Para que esto ocurra, obviamente, la formación debe tener permeabilidad tanto vertical como horizontal.

Si el vestigio inicial se redujo debido a un flushing parcial o total de la zona penetrada, la ‘recuperación de la formación’ origina un vestigio de gas retardado.

En otras palabras, la velocidad de perforación y el análisis visual de los ripios pueden indicar el tope de una zona a una profundidad determinada, pero el vestigio de gas esperado o correspondiente indica una profundidad de uno o dos metros más (figura 6.10). Esto puede suscitar falsas interpretaciones por parte del técnico de registros quien podría entenderlo como una variación posterior en propiedades tales como porosidad, saturación de gas o permeabilidad.

¡Puede incluso ser interpretado como un tiempo de retraso incorrecto! Por lo tanto, es importante considerar todos los datos disponibles. Si no ha habido ningún cambio en la velocidad de penetración desde el tope de la zona a la profundidad del vestigio de gas, entonces es poco probable que se haya habido cambios en la porosidad.

Por el contrario, si el análisis del gas de ripios o la inspección de los ripios indica una buena permeabilidad, entonces debe sospecharse que hay flushing, de hecho debe esperarse.

Cuando el lavado es extremo, es posible que el reciclaje de los fluidos de formación no ocurra como se describió anteriormente. Sin embargo, con una buena permeabilidad, la formación podría ‘recuperarse’ a la larga y los fluidos de formación regresarían a la zona invadida. En consecuencia, esto puede originar una zona permeable que no arrojaría ningún vestigio de hidrocarburo cuando se perfora, pero que al ser probada con perfiles eléctricos da todos los indicios de ser una zona que con hidrocarburos.

En los casos en que las zonas permeables son delgadas y están acotadas por capas impermeables, puede presentarse una condición de lavado total donde los fluidos de formación han sido eliminados del área que va a penetrarse y no pueden ser reciclados hacia el hoyo. Esto puede significar que los ripios sólo contienen filtrado de lodo y que ningún gas se está liberando de la formación que se perfora.



Figura 6.10 Vestigios de gas de formaciones lavadas


Velocidad de penetración Gas total

Flushing parcial, respuesta retardada de gas

Flushing total, respuesta negativa

94


6.4.3 Influjos de fluidos

Hemos observado cómo el lodo invade el hoyo cuando hay un diferencial de presión positivo –sobrebalance– entre la presión del fluido de perforación y la presión del fluido de la formación. Cuando el diferencial de presión es negativo –subbalance, es decir, que la presión del fluido de la formación es mayor que la presión de la columna de lodo– el flujo de fluido ocurrirá en la dirección contraria, es decir, los fluidos de la formación ingresarán al hoyo.

El nivel de subbalance, permeabilidad y porosidad son factores que inciden en el nivel de limpieza y en el nivel de influjo o afluencia de fluidos. Se debe establecer una distinción entre subbalance permanente y subbalance temporal y las diferentes influencias de cada uno en los niveles de gas registrados.

Habrá subbalance permanente cuando la presión hidrostática del fluido de perforación sea inferior a –y permanezca menor que– la presión de la formación.

Esta es la situación ideal en la perforación bajo balance cuando fluidos como aire, gas, espuma, vapor, fluido mezclado con aire o sencillamente lodos de baja densidad a base de agua o aceite se utilizan específicamente para producir un subbalance. Esto brinda ventajas tales como una mayor velocidad de penetración, limitación de la pérdida de circulación, reducción de daños a la formación y, en particular, la disminución de los costos de perforación y el mejoramiento de la producción. En estas condiciones, la perforación bajo balance permite que los fluidos de formación fluyan libremente desde formaciones permeables hacia el hoyo, de manera que, en esencia, el pozo registrará un estado constante de producción o prueba durante la perforación.

En la perforación balanceada convencional, el peso del lodo se selecciona con el fin de producir un sobrebalance y evitar el influjo de la formación al hoyo. Habrá un subbalance permanente sólo cuando se perfore una formación cuya presión de poro sea mayor (superior al peso del lodo) y no se modifique el peso del lodo. Igualmente, puede producirse un subbalance permanente cuando se reduce el peso del lodo para que la presión hidrostática pueda bajar a un nivel que sea menor que la presión de poro de formaciones perforadas previamente: en ese caso el flujo desde la formación continuará hasta que el peso del lodo se incremente hasta el punto en el que exceda nuevamente la presión de la formación.

Las respuestas de gas que pueden esperarse durante la perforación de formaciones con mayor presión –lo que producirá un subbalance– variarán según las condiciones relativas de subbalance, permeabilidad y porosidad. Evidentemente, incidirá el tipo de fluido de la formación, pero, para los fines de este manual, se presume la presencia de gas.

La peor condición de influjo se presenta cuando el diferencial de presión es alto y la porosidad y la permeabilidad son favorables. En estas circunstancias, el influjo es suficientemente grande para causar una arremetida considerable o, lo que es peor, se vuelve incontrolable y resulta en un reventón. Durante la supervisión continua del gas total y otros parámetros como el flujo de lodo y los niveles de las fosas o tanques, uno de los deberes fundamentales del técnico de registro es detectar estas condiciones. Además, debe informar al perforador y al representante de la compañía, a fin de que se adopten las medidas adecuadas.



Cuando la permeabilidad se mantiene en niveles favorables, pero el diferencial de presión es menor, puede haber flujo de fluidos y producirse una arremetida, pero la velocidad y volumen del influjo serán menores. Esto puede provocar un influjo que se mantendrá durante más tiempo antes de ser detectado mediante los cambios en la superficie. El aumento de gas puede ser menos significativo, pero el resultado final será un influjo que debe ser controlado. Posteriormente, se debe aumentar el peso del lodo para impedir más influjo.

Si se restringe la permeabilidad, el flujo de fluidos no se producirá fácilmente y la velocidad de influjo variará según el diferencial de presión. En consecuencia, en lugar de un influjo rápido, habrá un influjo gradual más lento o ‘alimentación progresiva’. Esto se detecta porque se producen cambios en el gas de fondo en vez de un rápido aumento en los niveles de gas. Conforme más se penetra, se expone mayor área de formación de la cual emanará el fluido. Por lo tanto, a medida que prosigue la perforación, la cantidad de influjo aumenta, de manera que el nivel de gas de fondo de perforación registrará un aumento continuo y constante.

Si el diferencial de presión es producto de una reducción en el peso del lodo –lo que provoca un subbalance en una formación perforada previamente–, se observará un incremento inicial del gas de fondo de perforación cuando el influjo comience. Este aumento del nivel de fondo se mantendrá mientras las condiciones no cambien.

En ambos casos, si se detuvo la perforación, pero se mantuvo la circulación, se apreciará un mayor nivel de gas de fondo circulante, el cual se mantendrá como resultado del continuo influjo.

Estos casos se ilustran en la figura 6.11

Nota: los términos relativos al nivel de fondo mencionados anteriormente serán explicados con mayor detalle en la sección 7.2.



Figura 6.11 Tendencias características del gas como consecuencia de los influjos

Como se explicó en la sección 5.3.3, un influjo de la formación puede ocurrir incluso si no hay permeabilidad en la formación. Por ejemplo, en el caso de lutitas y arcillas, si la presión del fluido es mayor que la hidrostática de la columna de lodo, el fluido no puede fluir hacia el interior del hoyo como lo haría desde una formación permeable. La presión del fluido abrirá microfracturas, lo que provocará que la roca se fracture y se derrumbe dentro del hoyo. Simultáneamente a la ruptura de la roca, habrá liberación de gas (figura 5.5).

En una situación clásica en que la lutita está sometida a una presión anormal debido a la subcompactación durante el entierro, la roca contendrá mayor cantidad de fluido de formación (y, para los efectos de este manual, se supondrá que aumenta el contenido de gas). Si se perfora la formación con un lodo cuyo peso es inferior a la presión de la formación, se observará un aumento del gas de fondo como resultado de un incremento proporcional del gas liberado


Gas Total Gas Total Gas Total Gas Total

0 0 0 0

Altodiferencialde presión

Buena permeabilidad

Permeabilidad reducida

Reducir peso del lodo para dejar subbalanceada la formación expuesta

Perforación en formación con sobrepresión

penetrar formación

fondos arriba

pozo fluyendo/bombas apagadas/cierre

Nota: la reducción de presión y el aumento de los niveles de flujo y lodo debido al gas en expansión que desplaza el lodo del hoyo normalmente conllevarían al cierre del pozo antes de que el gas alcance la superficie

aumento constante conforme se perfora

fondo de perforación

aumento inicial porinflujo

detener perforación

circular

fondos arriba

fondo circulante sostenido

Menordiferencialde presión

Buenapermeabilidad

97


mecánicamente por la mecha. Sin embargo, no es probable que se produzca un influjo o arremetida debido a la ausencia de permeabilidad. Una vez que la formación ha sido penetrada y queda expuesta en el hoyo, puede haber más influjo, como resultado del mecanismo de derrumbe descrito anteriormente.

Para que se produzca este derrumbe de la formación no es necesario que halla una presión anormal. Si la hidrostática por el peso del lodo es inferior a una formación con presión normal, puede presentarse el mismo mecanismo de derrumbe. De igual modo, si una formación es débil, no está consolidada o si el buzamiento estructural es tal que la roca puede romperse y caer dentro del hoyo, entonces dicho derrumbe puede ocurrir en ‘circunstancias normales’.

El subbalance temporal se registra cuando la presión hidrostática, debida al peso de la columna de lodo, desciende y se ubica temporalmente por debajo de la presión de la formación. Esto ocurre mediante los dos mecanismos explicados en la sección 5.3.2.

Reducción de la presión hidrostática cuando se detiene la circulación.

Reducción de la presión hidrostática producto del suabeo que ocurre cuando se eleva la sarta de perforación (figura 5.3).

Cuando se detiene el bombeo, la presión hidrostática dentro del hoyo será la presión que ejerce la columna de lodo vertical estática, es decir, debido al peso del lodo. En casos de creciente presión de la formación, el aumento puede ser disimulado por la densidad circulante equivalente (ECD). Sin embargo, al detener el bombeo, la presión hidrostática estática puede ser menor que la presión de la formación, lo cual crea un subbalance y permite el influjo. En esta situación, mientras no haya bombeo, el fluido de la formación fluirá hacia el interior del hoyo. Esto se manifestará como un pico de gas producido (figura 5.4) cuando se reanude la circulación y se realice un fondos arriba.

La reducción de presión producto del suabeo se registrará en toda la sección de hoyo abierto conforme la tubería es izada. Por lo tanto, en cualquier punto del hoyo puede haber influjos. El nivel de reducción de presión dependerá de: -

La velocidad del movimiento de la tubería (a mayor velocidad, mayor pérdida de presión).

El espacio libre anular, es decir, la diferencia entre el diámetro del hoyo y el diámetro externo de la tubería (a menor diferencia, mayor pérdida de presión).

La reología del lodo.

El efecto de suabeo aumenta con la profundidad, debido a que la presión que se registra a cualquier profundidad es el resultado de la hidrostática del lodo y la reducción producto de las pérdidas de presión acumuladas que ocurren en todo el hoyo. En consecuencia, es más probable que el suabeo redunde en un subbalance cerca del fondo del hoyo, toda vez que la reducción es mayor.

Sin embargo, se debe recordar que el suabeo ocurre en todo el hoyo abierto y, por ende, en cualquier punto del hoyo puede haber un subbalance. Esto es particularmente importante para reconocer cuándo hay formaciones de menor presión expuestas en una profundidad más somera.



Los influjos pueden producirse desde más de una zona en el hoyo abierto. Por ejemplo, durante una conexión, pueden originarse picos de gas de conexión desde el fondo del hoyo, desde una formación más somera o desde más de una formación. El técnico de registros puede determinar la profundidad exacta de la formación que produce los picos de gas de conexión, comparando el tiempo de llegada de los picos de gas a la superficie con el tiempo de retardo y los volúmenes anulares.

En la sección 7.6, se presenta una explicación más detallada del gas de conexión y otros picos de gas producido.

Estos influjos pueden reducirse al mínimo manteniendo un margen de viaje sobre la presión de la formación. Por lo tanto, si se conoce la presión de la formación –o si se calcula con precisión–, es posible seleccionar el peso del lodo adecuado para producir una mayor presión en el fondo del hoyo. Esta presión, incluso al ser reducida por el suabeo, mantendrá un balance sobre la presión de la formación.

Con la ayuda de un programa de computadora, se puede elaborar un gráfico de la velocidad de corrida de la tubería con respecto a la pérdida de presión resultante debido al suabeo (figura 6.12). A partir de este gráfico, es posible determinar la velocidad de corrida máxima (X) que no excede la pérdida de presión (Y) que reduciría la presión hidrostática hasta un nivel menor que la presión de la formación (es decir, manteniendo el margen de viaje).

Otro factor relevante en lo que respecta a los influjos de fluido de la formación es la efectividad del revoque que se acumula en la pared del hoyo y si el revoque permanece en su lugar. Si el revoque es desprendido de la pared, entonces los influjos que ocurran tenderán a ser mayores. En consecuencia, es necesario considerar las siguientes condiciones:-

Un flujo de lodo turbulento o rápido evita la formación de un revoque efectivo.

El movimiento de la sarta de perforación desprende el revoque de la pared, en especial si la sarta incluye herramientas de calibre completo, como estabilizadores.

Las repeticiones de trabajos de la tubería o limpiezas del hoyo también eliminan el revoque.

La acumulación de revoque es menos eficiente en los pozos desviados u horizontales, dado que la sarta de perforación siempre se arrastrará a lo largo del costado inferior de la pared, retirando el revoque.

En el momento de las conexiones y viajes, el fondo del hoyo no habrá estado expuesto durante un período suficientemente largo para permitir la acumulación del revoque. Este es otro factor que, por lo general, hará que cualquier influjo desde el fondo del hoyo sea más significativo.



Reducción de presión

Y

X Velocidad de corrida de la tubería

Figura 6.12 Cálculo de la velocidad de corrida para disminuir el suabeo



6.5 Tipo y reología del lodo

Muchos de los efectos que tiene el fluido de perforación sobre el análisis de gas ya han sido explicados en este manual en relación con otras condiciones. A continuación, se presenta un resumen: -

La densidad del lodo determina la presión hidrostática presente en el hoyo y, por ende, incide en la liberación de gas de la formación: -

El diferencial de presión influye en la facilidad con la que se liberan los fluidos de los ripios ascendentes. Puede producir una separación de gases (en relación con el intervalo de profundidad retardado), donde los gases más livianos escapan antes que los componentes más pesados. Sin embargo, la liberación significativa de gas ocurrirá con la expansión del gas, cuando el lodo se aproxime o esté en la superficie.

El diferencial de presión es un factor fundamental para el flujo de fluidos entre el hoyo y la formación. Por lo tanto, afecta el nivel de limpieza y el nivel de influjo.

La densidad y viscosidad del lodo inciden en la extracción de gas en la superficie, en vista de que afectan la eficiencia de la trampa de gas. A mayor peso del lodo, más carga actúa contra la rotación del agitador.

La temperatura del lodo tiene diversos efectos: -

Junto con la presión, incide en los cambios de fase y solubilidad y en la forma que tienen los hidrocarburos al llegar a la superficie, ya sea gas libre, gas en solución o líquidos.

La temperatura afecta la volatilidad de los hidrocarburos y su facilidad de flujo y liberación. A mayor temperatura del lodo, mayor volatilidad del gas.

La temperatura afecta la viscosidad del lodo (consulte lo siguiente) y de los fluidos de la formación. En consecuencia, incide en el flujo de fluidos (por ejemplo, los fluidos que escapan de los ripios) y la retención de gases. A mayor temperatura, menor viscosidad y menor retención.

En las operaciones costa afuera, donde el lodo es enfriado mucho más cuando pasa por el riser marino o conductor, estas influencias tienen un efecto mucho mayor sobre el análisis de gas.Los distintos fluidos de perforación tienen diversos grados de solubilidad mutua con respecto a diferentes compuestos.

Los lodos a base de aceite tienen una alta capacidad de solubilidad para todos los hidrocarburos, mientras que el agua tiene una capacidad mucho menor. El nivel de salinidad en los lodos a base de agua reduce todavía más esta capacidad.



El factor solubilidad determina no sólo cuáles hidrocarburos pudieran mantenerse en solución, sino que es importante para la facilidad de separación de los hidrocarburos de la solución. Los hidrocarburos más livianos tienden a ser preferiblemente tomados en solución, pero se liberan con mayor facilidad. Sin embargo, los hidrocarburos más pesados –al ser más densos y tener puntos de ebullición y temperaturas críticas más elevados y menores presiones de vapor– pueden ser menos fáciles de entrar en solución, pero también es más complicado extraerlos del lodo.

Este principio también puede aplicarse al fluido de la formación. Por ejemplo, si el gas registrado es predominantemente metano, entonces es más posible que la zona contenga agua.

Comúnmente, los lodos a base de aceite tienen menor viscosidad y esfuerzo de gel, aunque pueden tomar un volumen mucho mayor de gas en solución. Sin embargo, tienen una capacidad de retención menor que los lodos a base de agua. Por lo tanto, es más probable que el gas sea extraído o escape en la superficie y es menos posible que sea retenido y reciclado.

La viscosidad y el esfuerzo de gel del lodo son también factores reológicos importantes.

Afectan la facilidad de liberación del gas. En consecuencia, no sólo inciden en la liberación de fluidos y gas de los ripios ascendentes, sino que también son importantes para la extracción efectiva del gas (especialmente cuando está en solución) en la superficie para su análisis.

Otro efecto importante de la viscosidad es que controla la dispersión de gas en el fluido de perforación y, por ende, ayuda a definir los vestigios de gas que pueden relacionarse con zonas específicas de interés o límites de la formación. El lodo de muy baja viscosidad, en especial el agua, permitirá que el gas se disperse con facilidad. Por lo tanto, cabe la posibilidad que un vestigio de gas no puede ser correlacionado con los aumentos repentinos en la velocidad de perforación ni con el análisis de ripios para determinar los cambios de la formación.

La pérdida de agua es un control de la filtración que puede ocurrir y, por lo tanto, es uno de los factores principales para evitar el flujo de fluidos entre el hoyo y la formación.

6.6 Observaciones acerca de la superficie

Hasta este punto, hemos observado que existen muchos factores y combinaciones de factores que pueden incidir en la cantidad y composición del gas conforme éste viaja desde la formación hasta la superficie.



Sin embargo, muchos de los factores más importantes tienen lugar mientras el gas viaja por el sistema superficial, antes de que llegue finalmente a los detectores de gas para su análisis.

6.6.1 Diseño, eficiencia y ubicación de la trampa de gas

La trampa de gas es probablemente uno de los equipos menos sofisticados que se utilizan en una unidad moderna de registro de lodo. Sin embargo, es uno de los equipos de mayor importancia, si acaso no el más importante. Si no hay medios que permitan la eficiente y efectiva extracción y toma de muestras del gas del fluido de perforación, se pierde la esencia de las operaciones de registro de lodo.

Evidentemente, las variaciones de tipo y diseño de las trampas de gas pueden producir diferencias en la eficiencia de la extracción del gas y pueden dificultar las comparaciones cuantitativas precisas entre pozos que han sido supervisados con diferentes equipos.

La ubicación de la trampa es un factor muy importante. Por lo general, las trampas tipo agitador sólo pueden ser ubicadas en la caja colectora, donde el lodo sale de la línea de flujo o tubo de canal (figura 6.13). La ubicación ideal de la trampa de gas es directamente encima de el tubo de canal, donde el flujo es mayor y el lodo fresco que retorna fluye constantemente por la trampa para la toma de muestras. Si la trampa se coloca lejos de esta zona, especialmente en los casos en que la caja colectora es grande, entonces el flujo es menor y es más probable que el lodo se mantenga en la caja colectora durante cierto tiempo antes de la toma de muestras. Esto no sólo da más tiempo para que el gas escape a la atmósfera, sino que también implica una correlación retardada menos precisa y, posiblemente, incluso la pérdida de horizontes, contactos y topes de la formación.

La profundidad de colocación de la trampa en el lodo determina la cantidad de lodo de la muestra y, en consecuencia, la cantidad de gas que puede extraerse. El técnico de registro debe asegurarse que la trampa esté ubicada a la profundidad correcta y que esta profundidad se mantenga durante toda la duración del pozo, de manera que la cantidad de lodo de las muestras sea constante. Esto requerirá la reubicación de la trampa si llegara a cambiarse la velocidad de flujo del lodo o en el caso de que el conjunto de cernidora/compuerta sea modificado (figura 6.14). Si esto no se realiza efectivamente, el cambio en el volumen de la muestra de lodo afecta no sólo la cantidad de gas, sino que cambia la carga que actúa contra el agitador, lo cual incide en su eficiencia.



Figura 6.13 Ubicación de la trampa

El técnico de registro debe asegurarse de que el flujo que pase por la trampa no sea obstruido por la acumulación de ripios alrededor de la trampa. También se debe evitar la acumulación de revoque en la abertura de entrada, el agitador o toma de aire, a fin de garantizar una operación lo más uniforme posible.

El agitador es el componente más importante de la trampa en lo que respecta a la extracción de gas del lodo. Por lo tanto, debe ser revisado frecuentemente para comprobar que funcione correctamente. Las aspas dañadas o gastadas (como consecuencia de la erosión causada por los ripios perforados que contiene el lodo), las aspas con revoque de lodo, la disminución de la velocidad de rotación debido a fallas de rodamiento afectarán considerablemente la eficiencia de la trampa.

Incluso si la trampa y el agitador son sometidos a un mantenimiento correcto y funcionan debidamente, hay otros factores que pueden incidir en la extracción de gas y, por lo tanto, alteran la eficiencia del sistema.

Los cambios en las propiedades del lodo (viscosidad, esfuerzo de gel), la temperatura del lodo y la composición del gas pueden causar alteraciones en la extracción de gas general o preferencial, como se explicó en la sección 6.5.


Reubicación de la trampa

104


Figura 6.14 Caída del nivel de lodo en la caja de la cernidora; es necesario cambiar la altura de la trampa

6.6.2 La línea de muestra de gas

Después que se ha extraído el gas del lodo, debe ser recogido y transportado a los detectores de gas. Una vez allí, se presentan otras condiciones o factores que pueden afectar el análisis final del gas.

Cuando hay variaciones en la velocidad de flujo a lo largo de la tubería de muestra, se analiza una cantidad de gas/mezcla de aire diferente por unidad de tiempo. Por lo tanto, habrá una diferencia en la magnitud del registro de gas. Esto es relevante en la detección de gas total, donde la muestra pasa directamente a través del detector. Sin embargo, no es tan importante en la cromatografía, donde la muestra es entregada e inyectada independientemente.

Datalog utiliza una bomba neumática que funciona a una velocidad de flujo de 4,0 pceh (pies cúbicos estándar por hora), pero las variaciones en la velocidad de flujo real pueden ser causadas por: -

La longitud de la línea de muestra. A mayor longitud de la línea, se aplica más ‘carga’ en la bomba, lo cual reduce la velocidad de flujo. Si bien esto será una constante para un pozo dado, puede haber diferencias al momento de comparar datos de pozos diferentes.


Caídas del nivel de lodo

105


El bloqueo causado por la entrada de lodo en la línea. Esto debe ser rectificado de inmediato por el técnico de registros, a fin de evitar la generación de datos incorrectos.

La temperatura ambiente tiene un efecto significativo. Las bajas temperaturas pueden hacer que los gases se condensen en un líquido. Esto no sólo reduce la cantidad de gas libre, sino que también representa una carga adicional para la bomba de muestras y limita el flujo en la tubería de muestras. Esto es relevante desde el punto de vista de la detección de gases de hidrocarburos y desde el punto de vista de la humedad normal de la línea de muestras. En áreas de clima frío, las bajas temperaturas pueden provocar el congelamiento de la humedad en la línea de muestras, lo cual limita el flujo y pudiera bloquearlo por completo. En estos casos, se requiere una supervisión y mantenimiento continuos.

Los secantes y filtros se colocan en la tubería de muestras no sólo para mantener el flujo en la línea libre de restricciones, sino para evitar que la humedad ingrese en los detectores de gas. Estos deben ser supervisados periódicamente y reemplazados para evitar que limiten el flujo de muestras y también para prevenir su contaminación y los posteriores posibles errores en las lecturas de gas.

6.6.3 Pérdidas de gas hacia la atmósfera

Desafortunadamente, desde el punto de vista del análisis de gas, los equipos de la superficie pueden –y en la mayoría de los casos lo hacen– actuar como un desgasificador muy eficiente antes de que el lodo y el gas lleguen siquiera a la trampa de gas.

Como se muestra en la figura 6.15, las pérdidas de gas hacia la atmósfera se producen en la campana y a lo largo de la línea de flujo. La gravedad de la pérdida de gas depende de la velocidad de flujo y los puntos de turbulencia en el sistema.

Las siguientes características de la línea de flujo generarán turbulencia en el retorno de flujo de lodo, lo cual redunda en una mayor pérdida de gas: -

Inclinación Cambios de ángulo Modificaciones abruptas de la dirección Punto de entrada en la caja colectora.

Otros factores son la longitud de la línea de flujo, si está abierta o cerrada, o si el lodo llena la línea o sólo una porción de la misma. Por ejemplo, si la línea de flujo es larga en el área de la sección transversal y el nivel de lodo resultante es bajo, se incrementará el efecto de turbulencia debido a los cambios de ángulo o dirección.



Figura 6.15 Pérdidas de gas en el sistema de superficie

Analicemos un ejemplo real de una distribución de taladro con un diseño pésimo (requería una línea de flujo extraordinariamente larga). En esta distribución se aprecian numerosos elementos que hacen que la línea de flujo o tubo de canal sea desfavorable para la retención de gas. Estos son los siguientes:-

Un área de sección transversal muy grande con un fondo plano. Esto resultaba en un nivel de lodo de sólo unos pocos centímetros.

Cambios considerables en el ángulo de inclinación. Giros de 90 grados. Apertura total a la atmósfera. El extremo abierto ubicado aproximadamente ½ metro por encima del nivel de lodo en

la caja colectora. El único sitio disponible para la trampa de gas era en el extremo de la caja colectora,

opuesto a la línea de flujo, donde prácticamente no había flujo de lodo.

Evidentemente, en este caso no se confirió mucha importancia al análisis de gas porque todo lo que podía hacerse mal, se hizo.


Pérdidas a lo largo de la línea de flujo, donde hay inclinación o cambios de ángulo

Pérdidas si la línea de flujo termina por encima del nivel del lodo en la caja colectora

Pérdidas en la campana

107



Sección 7 PRESENTACION E INTERPRETACION DE REGISTROS

Hemos analizados las diferentes fuentes de gas y los distintos factores que pueden incidir en la cantidad y composición definitivas del gas registrado en la superficie. En la sección 7 se aborda el procedimiento de supervisión y evaluación del gas en tiempo real. Además, se explica cómo se presenta esta información en un registro de lodo basado en la profundidad.

Este registro se utilizará en la evaluación final de un pozo y en futuras correlaciones del pozo. Por lo tanto, los datos deben ser presentados de forma que puedan entenderse con facilidad y de manera que puedan aportar la mayor cantidad de información posible.

7.1 Definiciones básicas

1. Gas de fondo Nivel razonablemente constante de gas que se establece cuando se perfora un intervalo de litología constante.

2. Vestigio de gas Cualquier respuesta de gas, sea en cantidad o composición, que supere el nivel de fondo establecido.

3. Arremetida de gas Si bien los vestigios de gas significativos pudieran denominarse arremetidas de gas, este término debe utilizarse específicamente para un influjo de la formación en el hoyo que desplaza el fluido de perforación del espacio libre anular y requiere una acción de control de pozo. Los fluidos de formación distintos del gas pueden provocar este tipo de situación de control de pozo.

7.2 Gas de fondo

El gas presente en el lodo de perforación puede ser el resultado de una liberación a partir de litologías recién penetradas, dado que se ‘produce’ dentro del hoyo, por efecto del reciclaje o debido a la contaminación. El gas medido a tiempo en cualquier punto puede, por lo tanto, ser el resultado de todas estas causas o una combinación de las mismas.

El objetivo de la determinación del nivel de fondo del gas es obtener lo que puede considerarse como valor de gas normal –o control. Este valor de gas normal sirve de referencia para comparar las variaciones, a fin de evaluar el potencial del yacimiento.

Hay diferentes interpretaciones en cuanto al concepto exacto de nivel de fondo y su determinación. Sin embargo, como se demostrará más adelante, existe una clara distinción entre la teoría y la práctica en el campo.



El primer requisito obvio y esencial es la correcta calibración y ajuste a cero de los detectores. Para esto es necesario que los detectores de gas total sean puestos a cero con respecto al aire ambiental que fluye por el detector a la misma velocidad de suministro de la muestra de gas. El técnico de registros de lodo debe asegurarse de que la muestra de aire ambiental sea tomada de un área donde no haya posibilidad de presencia de diesel u otros vapores, ya que esto resultaría en un cero falso.

Estas complicaciones no se presentan con los cromatógrafos, dado que están calibrados para determinar gases específicos (en lugar de una respuesta total). Los cromatógrafos se colocarán automáticamente en cero ante la respuesta debida al gas portador cada vez que se inyecte una muestra.

En cuanto a la toma de muestras de fluido de perforación para detectar el gas que arrastra en su interior, los encargados del registro de lodo saben que: -

Una proporción del gas será retenida por el lodo y detectada incluso si permanece estacionaria en la caja colectora.

Durante la circulación del lodo o durante la perforación se aprecian diferentes niveles de gas (figura 7.1).

Por lo tanto, ¿qué representan estos diferentes niveles (el fondo estacionario, el fondo circulante y el fondo de formación) y cuál ofrece el mejor control o nivel de fondo?

7.2.1 Fondos estacionario y circulante

En todo momento, el lodo de perforación contiene cierta cantidad de gas que no ha sido extraída en la superficie. Este gas es el resultado de fuentes recicladas o contaminadas. Normalmente, en el caso del lodo estacionario, hay un sesgo hacia los alcanos más pesados que son preferiblemente retenidos por el lodo.



Figura 7.1 Terminología relativa al gas de fondo

Por lo tanto, esta es la cantidad de gas que se bombea al interior del hoyo. El gas liberado de la formación estará por encima de este nivel. El problema al tratar de establecer un nivel de fondo a partir de esto es que mientras más tiempo se asienta el lodo en la superficie más se enfría, con lo cual aumenta la viscosidad debido a la acción gelificante del lodo.

Esto afecta la volatilidad y facilidad de extracción del gas del lodo por la agitación de la trampa. En consecuencia, puede generar valores registrados diferentes, dependiendo del tiempo transcurrido entre la perforación/circulación previa y la medición.

El único momento adecuado es durante un viaje fuera del hoyo, pero antes de que la tubería sea corrida nuevamente hacia dentro, cuando el lodo más caliente, que contiene más gas volátil, junto con el gas producido durante el viaje fuera del hoyo, será desplazado del espacio anular. Para algunas corridas de mecha que pueden durar 12 horas, 24 horas e incluso varios días, este


Cero calibradoSensores de gas total calibrados según el flujo de

Fondo estacionarioGas reciclado y/o contaminado que es retenido por el lodo en la

Fondo circulanteCon gas inicial liberado y producido de corrida/viaje previo. Período de estabilización prolongado mientras se estabiliza la temperatura del lodo

Fondo de formaciónIncorpora gas recién liberado

TIEMPO

111


no es un método confiable ni aceptable para establecer el nivel de fondo que se utilizará como referencia para evaluar los posteriores vestigios.

Un momento más razonable para establecer un nivel de fondo sería durante una circulación continuada. Sin embargo, reiteramos que hay considerables dificultades operacionales para determinar esto con el fin de tomarlo como fondo de referencia confiable.

La finalidad de un nivel de fondo es proporcionar un valor de referencia para evaluar satisfactoriamente los gases, ya sean liberados o producidos desde las formaciones durante la perforación. Por lo tanto, un nivel de fondo circulante debe estar libre de gases recién introducidos en el fluido de perforación.

Al inicio de las corridas de mecha de perforación, esto requeriría un largo período de circulación, sin perforar, a fin de garantizar que todo el gas liberado previamente haya sido extraído del lodo y permitir que la temperatura y las características del lodo (densidad y viscosidad) se hagan uniformes. También sería necesario que no hubiera movimiento de tubería durante este lapso, de forma que el gas producido no sea introducido en el lodo.

Por lo tanto, el fondo circulante inicial debe ser únicamente una medida del gas contaminado o reciclado que está presente en el fluido de perforación antes de que el gas sea liberado de las formaciones perforadas. El gas reciclado podría ser el resultado del gas reciclado o liberado, producido o contaminado, de manera que el fondo circulante puede en efecto estar conformado por todos los tipos de gas.

Algunas consideraciones acerca del gas que se registraría después de un viaje dentro del hoyo, pero antes de perforar una formación nueva, son las siguientes: -

Se observaría un incremento constante conforme el gas –liberado del intervalo perforado previamente y todavía presente en el espacio anular– llega a la superficie.

Además, estaría el gas producido de la formación durante el viaje previo fuera del hoyo.

Incluso después de la circulación fondos arriba, cuando estos gases habrán sido circulados fuera del hoyo, pueden requerirse varias circulaciones para que la temperatura y reología del lodo se estabilicen.

En vista de los actuales costos de operación de un taladro de perforación, obviamente éste es un uso inaceptable del tiempo de taladro, ya que no se está haciendo un hoyo nuevo.

Antes de que transcurra el tiempo necesario para establecer un fondo circulante estable, hay gas adicional en el lodo que se libera de la perforación. En su mayoría, este gas será retirado en la superficie, pero cierta cantidad puede ser retenida dentro del lodo, lo que incrementa el nivel de fondo.



Por lo tanto, es difícil establecer un nivel de fondo circulante cuando efectivamente siempre hay un nivel mayor debido al gas liberado de la perforación. Para establecer un fondo circulante durante la perforación se requiere la cooperación frecuente del contratista (y el operador) de perforación, dado que amerita tiempo. En cualquier momento, si se detiene la perforación durante un par de minutos, pero se mantiene la circulación, durante esos dos minutos la formación perforada no liberará más gas hacia el lodo de perforación. La perforación puede ser reanudada de inmediato. Cuando esta ‘operación’ es retornada a la superficie, el nivel de gas baja del nivel del gas perforado y liberado hasta el nivel de fondo circulante.

Para que este nivel de fondo represente sólo el gas retenido en el lodo, en esta operación se requiere, además, mantener la mecha estacionaria cuando se detiene la perforación. Si la mecha es elevada, se producirá una entrada de gas por suabeo desde la formación, que se sumará al nivel de fondo. Si bien esto sólo toma un par de minutos, en realidad genera ‘conflictos’ entre los departamentos de ingeniería y geología.

Un nivel circulante puede ser beneficioso en la identificación de un subbalance, cuando se produce gas continuamente hacia el interior del hoyo. Esto puede deberse al incremento de presión de la formación y al aumento de la permeabilidad de una zona recién penetrada, lo cual puede hacer que se mantengan los niveles de gas durante la circulación, después que se ha detenido la perforación y se ha llegado al fondo (figura 7.2). Después de este punto, el gas liberado mecánicamente habrá llegado a la superficie y habrá sido retirado del lodo. Si no se produce gas, el nivel baja después de circular desde el fondo y cae a un nivel que sería el fondo circulante normal. Si hay un nivel mayor y sostenido de gas, sólo puede deberse al gas que se produce hacia el interior del hoyo.



Figura 7.2 Balance del pozo indicado por el nivel de gas circulante

7.2.2 Gas de fondo de formación

Una práctica más aceptada es la determinación del nivel de fondo a partir de las formaciones mientras se realiza la perforación. Obviamente, este valor de fondo de referencia incluye gas recién liberado y contenido de gas ‘residual’ dentro del lodo y está sujeto a los cambios descritos previamente.

Sin embargo, debe tenerse en cuenta que se trata de la evaluación de posibles zonas de yacimiento. Si se perfora una litología impermeable, no productora, como arcilla o lutita, al mantener constantes la velocidad de penetración, la velocidad de flujo y la densidad del lodo, la cantidad de gas liberado hacia el fluido de perforación desde la formación será constante. Para lograr esa liberación constante, es necesario mantener constantes la porosidad, la presión de la formación y la saturación de gas.


Detener perforación y circular fondos arriba

Fondos arriba

La alimentación continua de gas después de circular fondos arriba indica que el pozo está subbalanceado y que continúa produciendo hacia el hoyo

Una fuerte caída del nivel de gas después de circular fondos arriba indica que el pozo está sobrebalanceado

Retiro de gas liberado durante circulación fondos arriba

GFF

Fondo circulante

Tiempo

Gas total

114


Figura 7.3 Gas de fondo de la formación (GFF) con respecto al vestigio de gas

Este nivel de fondo puede determinarse para cualquier litología. Si una zona productora potencial es penetrada, el resultante aumento o vestigio de gas puede evaluarse utilizando como referencia el nivel de fondo establecido para una litología que sabemos que no es productiva (figura 7.3). En otras palabras, el potencial de producción de la zona nueva se representa mediante el cambio en el nivel de gas o, dicho de manera más sencilla, el valor por encima del fondo de formación no productora establecido previamente (figura 7.4).

La ventaja fundamental del gas de fondo de formación es que elimina cualquier complicación o confusión originada por los fondos estacionario y circulante, ya que éstos son componentes del fondo de formación y el vestigio de gas. Sólo se evalúa o compara el gas liberado y, por lo tanto, se determina cuánto más gas es liberado de la potencial zona de yacimiento con respecto a la litología no productora que se encuentra inmediatamente encima de la misma.


limolita

arcilla

arenisca

GFF 2

Vestigios de gas

% Gas total

GFF 1

115


Figura 7.4 Fondo con respecto a vestigio de gas de formación

7.3 Interpretación del gas de fondo

El nivel de fondo de formación está sujeto a los cambios ya descritos en las secciones 5.2 y 5.3 en lo que respecta al gas liberado y producido. Estas variaciones son los cambios de la formación tales como porosidad, saturación, permeabilidad y presión de la formación, al igual que incidencias ‘externas’, por ejemplo, velocidad de penetración, velocidad de flujo y densidad del lodo.

En un intervalo de profundidad dado, la velocidad de flujo y la densidad del lodo tienen pocas posibilidades de cambiar significativamente –lo cual acarrearía evaluaciones incorrectas. Sin embargo, ambos factores deben tenerse en consideración al momento de determinar las posibles causas de las alteraciones del nivel de fondo.

Si se modifica la velocidad de flujo, habrá una respuesta inmediata y pertinente en el nivel de gas (sección 6.3.4) de manera que la correlación es clara.

Si el peso del lodo es objeto de aumentos o descensos graduales, entonces se producirá el correspondiente incremento o decremento en el nivel de gas.

Pueden presentarse complicaciones si un cambio de la formación ocurre durante el mismo período, dado que las alteraciones del nivel de gas que resultan de un cambio de porosidad o saturación pueden ser disimuladas por la presión diferencial cambiante.

Sin embargo, un cambio en el nivel de gas debido a una alteración de la formación será inmediato. Por lo tanto, la variante densidad del lodo resultará en un cambio gradual, cuya tendencia ya habría sido observada. Una vez que se estabiliza el peso del lodo, el nuevo fondo de formación puede ser establecido con facilidad. Estos cambios deben ser notificados en el registro de lodo, para evitar cualquier confusión o interpretación incorrecta (figura 7.5).

Cuando no hay modificación de los factores ‘externos’ que inciden en el nivel de fondo –velocidad de penetración, densidad de lodo y velocidad de flujo–, todo cambio en el nivel de


Fondo

Tiempo

Vestigio

116


gas debe atribuirse a alguna alteración en las propiedades de la formación –porosidad, fluido de la formación, saturación o presión. Esto puede imputarse a un cambio en una formación dada o a una alteración completa en la litología, donde pueden variar todos o una combinación de los factores arriba mencionados.

Los cambios en la presión de la formación pueden conducir a un cambio inmediato o gradual del nivel de gas, según la situación. Si el aumento de presión corresponde a la penetración de un cuerpo sellado, con sobrepresión (como un yacimiento), la respuesta será inmediata; el resultado será un vestigio de gas o incluso una arremetida.

Si el incremento de presión se debe, por ejemplo, a una subcompactación transicional de lutitas, el nivel de gas de fondo aumentará conforme se eleve el diferencial de presión. En este caso, el técnico de registros deberá observar otros indicadores de presión, como los picos de gas producido, ripios (tamaño, forma, volumen), exponente de perforación, temperatura del lodo, salinidad, etc., a fin de confirmar la variación en la presión de la formación.

El cambio del nivel de gas en estas circunstancias puede atribuirse a una combinación de gas liberado y producido. Las variaciones de presión descritas anteriormente se asociarán con un incremento de porosidad. Un volumen de roca dado contendrá más fluido de formación, lo cual resulta en un aumento del gas liberado. Este ascenso será más significativo si también sube la saturación de gas.

Además del gas liberado, si el aumento de presión provoca un subbalance, también se producirá gas hacia el interior del hoyo conforme se realiza la perforación. Asimismo, se presentarán gases de conexión (sección 7.6) cuando las bombas estén apagadas y/o cuando halla una entrada de gas al hoyo por el suabeo que se produce al elevar la sarta de perforación.



Figura 7.5 Tendencia del gas de fondo ante cambios simultáneos en la densidad de lodo y la formación


1000

1002

1004

1006

1008

1010

1012

1014

1016

1018

1020

1010

1000

1020

Gas de fondo inicial

El aumento del peso del lodo reduce el gas de fondo

Aumento del gas de fondo en presencia de cambio en la formación

Mayor descenso del gas de fondo conforme aumenta el peso del lodo

Nuevo gas de fondo con peso de lodo estable

GRAFICO DE TIEMPO REAL

Profundidad Peso de lodo Gas totalretardada

REGISTRO DE LODO CORRESPONDIENTE

Litología Gas total

Peso de lodo 1020

Aumento del peso del lodo

Peso de lodo 1035

118


7.4 Evaluación de vestigios

La evaluación de gas –ya sea de vestigios, un aumento del nivel de fondo o cuando un cambio de la porosidad resulta en un incremento del volumen de gas– es complicada, ya que normalmente habrá un ascenso en la velocidad de penetración (ROP). De por sí, esto origina un registro de gas más elevado, como se explicó en la sección 6.3.1 (figuras 6.5 y 6.6). El aumento de la velocidad de penetración se produce, sencillamente, porque la roca se vuelve más fácil de perforar debido al aumento de la porosidad. En realidad, la velocidad de penetración se utiliza –además del análisis de ripios y el nivel de gas– como un indicador confiable de los cambios de porosidad. Esto se ilustra en la figura 7.6, donde cada vez que la velocidad de penetración y el nivel de gas caen es una buena señal de que este intervalo de limolita tiene menor porosidad (intervalos sombreados).

Figura 7.6 Efecto de la porosidad sobre la velocidad de penetración y el nivel de gas

Por lo tanto, el problema es que la velocidad de penetración debe tenerse en cuenta al evaluar el vestigio de gas. Como se muestra en la figura 6.5, una mayor velocidad de penetración resulta en un mayor nivel de gas registrado, incluso si no hay cambios en el volumen de gas real en la formación. Por ejemplo, un vestigio de gas procedente de arenas porosas será el resultado de un incremento de la porosidad y el volumen de gas, pero también del efecto del aumento de la velocidad de perforación. La significación o importancia comparable de ambos factores debe determinarse a fin de evaluar un vestigio.


ROP min/m % de gas en cromatógrafo

0 25 0,001 100

119


Figura 7.7 Vestigio de gas en comparación la velocidad de penetraciónGFR= Gas de fondo real

Observe los dos cuerpos de arena que se muestran en la figura 7.7. Ambos contienen el mismo volumen de gas in situ. Sin embargo, en el registro de lodo, la arena 2 parece haber resultado en una respuesta de gas más significativa.

En realidad, el valor de gas real es tres veces el gas registrado para la arena 1 (observe que los valores de gas indicados son los que están por encima del fondo de formación establecido previamente). Sin la ventaja que representa la comparación con la curva de la velocidad de penetración, parecería que la arena 2 tiene un potencial de yacimiento mucho mejor que la arena 1.

Sin embargo, cuando se observa la velocidad de penetración, se puede apreciar que la arena 2 se perforó tres veces más rápido que la arena 1 y, al utilizar la regla general indicada en la sección 6.3.1, se puede deducir que debió liberarse tres veces la cantidad de gas.

En consecuencia, el volumen de gas total en cada una de las arenas es, en realidad, muy similar. Sin la información adicional que proporciona la curva de la velocidad de penetración, no podríamos deducir esto de un registro de lodo basado en la profundidad.


1000

1010

1020

1030

1

2

EMA % 1, 0 10

0,7 GFR

2,1 GFR

Gas de fondo

1 ROP min/m

Gas total % MEA

120


Figura 7.8 Evaluación en tiempo real de los vestigios de gas

Esta deducción se confirma consultando el correspondiente gráfico en tiempo real que se muestra en la figura 7.8. Si bien la Arena 1 sólo produjo un máximo de 0,7% MEA por encima del nivel de fondo, este nivel se mantuvo durante los 36 minutos necesarios para perforar la unidad de arena (arena de 6 metros de espesor, perforada a una velocidad de 6 min/m). Si se compara esto con la segunda unidad de arena perforada a la velocidad de 2 min/m, 2,1% MEA se mantuvo sólo durante los 12 minutos necesarios para penetrar la unidad. Al comparar el área debajo de las dos curvas, se evidencia que ambas arenas contienen cantidades totales similares de gas.

Sin embargo, en realidad esto no es todo lo que debe tenerse en cuenta. En primer lugar, se debe observar la razón de las diferentes velocidades de penetración. La arena 2 pudiera tener mejor porosidad (y posiblemente permeabilidad) o mayor presión y, por ende, bien pudiera tener mejores posibilidades de producción. De igual forma, la arena 1 pudiera ser más dura, más consolidada o cementada. En consecuencia, el vestigio de gas debe ser evaluado no sólo junto con la velocidad de penetración, sino también con los ripios perforados, la fluorescencia y los registros de guaya.

Evidentemente, la comparación con el gráfico de tiempo real del gas y la mencionada ‘área debajo de la curva’ es una herramienta de evaluación válida cuando se trata de una curva de gas total continua. Sin embargo, en el caso de un análisis cromatográfico, se analizan muestras


10,00

11,00

12,00

13,00

14,00

0,5 1,0 1,5 2,0 2,5

ARENA 1

ARENA 2

121


individuales. Por lo tanto, se evidenciará la misma ‘distorsión’ en el registro de lodo basado en la profundidad, como se apreció en el anterior ejemplo de gas total.

La mayoría de las curvas cromatográficas de tiempo real no tienen la misma validez en tanto que curvas de gas total, dado que la curva no es una medida continua. Sin embargo, es una medición actualizada después de cada inyección de muestra. Por lo tanto, la precisión o utilidad del ‘área debajo de la curva’ depende de la frecuencia de la toma de muestras del cromatógrafo.

Muchos cromatógrafos pueden tardar de 2 a 5 minutos entre muestras. Por lo tanto, el área debajo de la curva no tiene validez alguna. El cromatógrafo Datalog toma muestras y actualiza cada hidrocarburo (C1 hasta C5) cada 30 segundos. En consecuencia, la curva se asemeja más a una curva continua, lo cual proporciona una buena comparación de ‘área’ en tiempo real. Estas diferencias se ilustran en la figura 7.9.

Figura 7.9 Tendencias de los cromatógrafos de tiempo real

Por lo general, los ingenieros y geólogos de registro están familiarizados con la significación del efecto que tiene la velocidad de penetración sobre los vestigios de gas individuales. Además, normalmente se muestran bastante satisfechos de evaluar visualmente los valores de gas junto con la velocidad de penetración, con el fin de analizar los vestigios individuales. Sin embargo, se ha intentado eliminar los errores humanos y corregir matemáticamente o normalizar los vestigios de gas para las diferentes velocidades de penetración. La validez de esto se discutirá en la sección 8.1.

No obstante, cuando los vestigios de gas son anotados y tabulados en los informes, siempre se debe incluir el valor de cada compuesto de hidrocarburo que exceda el fondo de formación –de forma que también sea posible identificar los cambios relativos en la composición. Además, se debe incluir las variaciones en la velocidad de penetración, como se muestra en la Tabla 7.1.


Intervalos de 30 segundos

Sensor de gas total

Cromatógrafo de 30 seg.

Cromatógrafo de 5 min.

122


Durante las evaluaciones de pozo finales y posteriores, esto permite establecer comparaciones inmediatas y utilizar cualquier cálculo de normalización preferido.

Profundidad Litología Cambio de ROP

Min/m

Fondo de gas total

%

Pico de gas total

%

C1Gas de fondo /

Pico

%

C2Gas de fondo /

Pico

%

C3Gas de fondo /

Pico

%

C4Gas de fondo /

Pico

%

C5Gas de fondo /

Pico

%1200 – 1203 Arenisca 15 / 2,3 1,250 7,395 1,0500 /

6,57630,0250 /0,3654

0,0030 /0,0658

------- /0,0231

------- /0,0195

1275 – 1279 Arenisca 21 / 1,5 0,950 13,823 0,8750 /12,2681

0,0035 /1,1050

------- /0,2045

------- /0,1265

------ /0,0873

Tabla 7.1 Informe característico de vestigios de gas

7.5 Evaluación de gas producido

En la sección 5.3, se explicaron los distintos mecanismos que propician la aparición de gas producido. A continuación, estudiaremos las situaciones precisas en las cuales pueden presentarse vestigios de gas producido. Además, examinaremos los principales mecanismos responsables, cómo aparece el gas en gráficos de tiempo real y cómo debe ser evaluado y representado en registros e informes.

El gas producido se define como el gas que se produce hacia el interior del fluido de perforación desde una zona o formación específica cuando la presión de formación excede la presión hidrostática.

Si hay tal subbalance durante la perforación, el nivel del gas de fondo evidenciará los efectos combinados del gas liberado y el gas producido. Este será siempre el caso cuando un pozo sea perforado intencionalmente bajo balance. Si el pozo es perforado con el sobrebalance convencional, entonces esta situación se presentará si hay un aumento de la presión de la formación hasta el punto en que exceda la presión hidrostática en el espacio anular. A continuación, se ilustran dos situaciones comunes: -

1. Un cuerpo de arena ‘sellado’ con sobrepresión que conlleva a un vestigio de gas y, posiblemente, a una arremetida de gas:


GAS DE FONDOliberado

producido

PF<ECD

PF>ECD

ROP min/m % de gas

123


Figura 7.10 Gas producido como resultado de un cuerpo con sobrepresión

Con el ejemplo de la figura 7.10, el nivel de fondo de la formación se establece en la lutita impermeable que se encuentra encima del cuerpo de arena. Al penetrar la arena, el vestigio de gas se produce debido a: -

Un incremento del gas liberado, producto del aumento de la porosidad y el volumen de gas.

Un posible ascenso en la saturación de gas.

El efecto del aumento de la velocidad de penetración.

El gas producido como resultado del diferencial de presión y el incremento de la permeabilidad.

Después de perforar la arena, si no se presentó gas producido, el nivel de fondo debería regresar al nivel de fondo previo establecido en la lutita. Sin embargo, en este punto, si no hay cambios en el peso del lodo, el cuerpo de arena producirá hacia el interior del lodo, lo cual redunda en un aumento del nivel de fondo. Este nivel de fondo más alto indica qué proporción del vestigio de gas proveniente de la arena es producto del gas liberado y qué parte se debe al gas producido.

Incluso cuando un cuerpo de arena tiene una presión y balance normales por el lodo circulante, deben ejecutarse las prácticas de perforación correctas al perforar cuerpos espesos que contengan gas. Si una formación con las mencionadas características es perforada demasiado rápido, puede liberarse una gran cantidad de gas al fluido de perforación. Este lodo con contenido de gas puede ser suficiente para reducir la presión hidrostática de la columna de lodo. Con dicha reducción, la presión hidrostática de la columna de lodo puede alcanzar un nivel inferior a la presión de la formación, lo cual permitiría un influjo.

2. Un incremento transicional de la presión de la formación en la lutita subcompactada, que conlleva a un aumento del gas de fondo.

En el ejemplo de aumento transicional de la presión que se muestra en la figura 7.11, el nivel de fondo de la formación se establece, una vez más, en la lutita antes de ingresar a la zona de transición. Conforme aumenta la presión de la formación (pero todavía está por debajo de ECD, de manera que el pozo se mantiene sobrebalanceado), este nivel aumentará ante el ascenso de la cantidad de gas liberado como consecuencia de que: -

La creciente subcompactación está acompañada de un aumento de la porosidad y, por ende, del volumen de gas. También puede haber un cambio asociado en la composición o saturación del gas.

A medida que la compactación y la porosidad suben, se incrementa la velocidad de penetración.


PF<ECD

124


Si la presión de la formación continúa en ascenso, hasta un punto en que excede la hidrostática debido a la ECD, es poco probable que ocurra una arremetida como consecuencia de la falta de permeabilidad. Sin embargo, el nivel de fondo seguirá en aumento, esta vez debido a: -

El incremento continuo del gas liberado, como se indicó anteriormente.

La presencia de gas producido. Una pequeña cantidad puede ser el resultado del flujo de fluidos producto del diferencial de presión. Sin embargo, dado que la lutita es esencialmente impermeable, el contenido de gas producido se debe fundamentalmente a que la presión de la formación abre y debilita microfracturas, trayendo como consecuencia que la formación se derrumbe hacia el interior del hoyo y libere gas.

Figura 7.11 Gas producido que resulta de una zona con sobrepresión transicional

En las dos situaciones anteriores, hemos observado la respuesta de gas que se presenta como resultado de los cambios de presión durante la perforación. El ingeniero de registro debe entonces estar atento a los picos de gas producido para confirmar estos presuntos cambios de presión.


GAS DE FONDO

liberado

producido

ECD

PF

ROP Presiones Gas total

125


7.6 Gas de conexión

El gas de conexión resulta de un influjo que ocurre durante una conexión debido a un subbalance temporal. Si la formación productora se encuentra en el fondo del hoyo, el pico de gas tendrá lugar en la superficie, cuando el tiempo de retardo haya pasado, después de restablecer la circulación luego de la conexión.

Hay dos circunstancias que pueden causar un subbalance, el cual resulta en la aparición de gas de conexión producido: -

1. Debido a la reducción de la presión anular cuando se detiene el bombeo.

Normalmente, la ‘nueva’ aparición de gas de conexión que resulta sólo de esta circunstancia se origina cuando se penetra por primera vez la formación en el fondo del hoyo. Las formaciones perforadas previamente deben haber sido balanceadas por el peso del lodo existente. De no ser así, el gas de conexión se registraría antes. Evidentemente, estas formaciones permanecen balanceadas, a menos que se reduzca el peso del lodo.

2. Debido al suabeo

Esto sucede cuando hay una disminución de la presión anular como resultado de las pérdidas de presión por fricción que ocurren cuando se levanta la tubería. Estas pérdidas de presión son calculables. Por lo tanto, es posible determinar con precisión el descenso del peso equivalente de lodo cuando se eleva la tubería. Uno de los resultados del movimiento de la tubería –que está presente, pero no se puede calcular– es el efecto de pistón y el ‘espacio vacío’ temporal que puede presentarse debajo de la mecha al elevar la tubería. En este caso, inciden factores como la velocidad de izado de la tubería, la reología del lodo, las características del flujo (con qué rapidez puede caer para llenar el espacio), el diámetro de la boquilla (a menor área, mayor dificultad tendrá el lodo para caer de la tubería y llenar el espacio que queda bajo la mecha). Este proceso es menos significativo que las pérdidas de presión descritas con anterioridad, debido a que ocurre muy rápidamente (y sólo afecta una pequeña sección). Por su parte, las pérdidas de presión ocurren durante todo el tiempo que tarda el levantamiento de la tubería y se acumulan en todo el hoyo. Sin embargo, si la velocidad de la tubería es alta, el lodo es viscoso y las boquillas son pequeñas, el ‘vacío’ resultante puede permitir el influjo de la formación antes de que el lodo se desplace para llenarla. La reducción de presión que se produce como consecuencia del suabeo afecta toda la sección de hoyo abierto. Esto no ocurre con la disminución de presión circulante a presión hidrostática estática que se presenta al detener las bombas. Este descenso de presión, como se explicó antes, es principalmente una señal de que hay cambios de presión en el fondo del hoyo.



La disminución de presión será mayor en el fondo del hoyo. En este punto, el espacio libre anular (diámetro del hoyo con respecto al portamechas del taladro) es menor. Esto genera la mayor caída de presión para un intervalo dado. Sin embargo, también en el fondo del hoyo, la reducción de la presión es un efecto acumulativo de todas las pérdidas de presión en todo el hoyo. Asimismo, en el fondo del hoyo, el revoque no habrá tenido tiempo suficiente para formar una barrera contra el movimiento del fluido. Por lo tanto, en realidad es más probable que el fluido ingrese desde formaciones permeables en el fondo del hoyo. Sin embargo, no hay ninguna razón para pensar que no habrá influjo desde formaciones permeables ubicadas más arriba en el hoyo (figura 7.12).

Gas cromatográfico Gas total

Figura 7.12 Doble pico de gas de conexión



Este ejemplo muestra una magnitud menor en el segundo pico. Esto podría deberse a diversas razones, tales como una caída de la presión de la formación, un descenso del gas ‘in situ’, una menor reducción de la presión por suabeo (profundidad más somera) o una mayor acumulación de revoque.

Adicionalmente, si la sección de fondo del pozo es impermeable, pero hay una formación permeable a una profundidad más somera, el gas de conexión se generará a partir de la formación más superficial y no desde el fondo del hoyo. Esto se debe a que la reducción de presión es suficiente para causar un subbalance a esa profundidad.

En consecuencia, es muy importante conocer con precisión el tiempo de retardo. De esta manera, al presentarse el gas de conexión, la formación productora puede ser identificada correctamente. En el ejemplo que se muestra en la figura 7.13, la arena de alta presión ubicada más arriba en el hoyo y la arena de presión normal que se halla en el fondo del hoyo están correctamente balanceadas por el peso del lodo existente. Sin embargo, el efecto de suabeo durante la conexión redujo la hidrostática del lodo hasta tal punto que ambas formaciones se han subbalanceado. Como resultado, aparecen dos gases de conexión durante la siguiente circulación fondos arriba.

Figura 7.13 Gas de conexión como resultado del suabeo


% de gas total

PF HID

Gas de conexión

Gas de fondo

Reducción de presión por el suabeo

Gas de conexión

128


Puesto que las condiciones permiten la aparición de gas de conexión, el tamaño del pico resultante depende del grado de subbalance, el nivel de permeabilidad y la duración del subbalance.

El influjo –o flujo de fluidos de la formación– no será sostenido en estas circunstancias, porque el pozo se balanceará tan pronto como la tubería esté estacionaria o se inicie la circulación (dependiendo de la situación o combinación de situaciones que hayan suscitado el influjo). Sin embargo, todavía puede presentarse una arremetida. Si las condiciones favorecen la entrada de un gran volumen de gas en el hoyo, cuando éste ascienda por el espacio anular y se aproxime a la superficie, se expandirá y puede traer como resultado el desplazamiento del fluido de perforación del hoyo. Además, la rápida expansión del volumen de gas puede provocar una reducción de la presión hidrostática suficiente para generar un estado ‘permanente’ de subbalance. Esto permite que las formaciones comiencen a fluir nuevamente.

Para que esta situación se presente en formaciones perforadas previamente, debe haber cambios significativos en el peso del lodo y/o la velocidad de la tubería. Por lo tanto, es muy poco probable en la práctica. En estos casos, es más importante el gas de conexión que se genera, ya que identifica la permeabilidad.

En consecuencia, la aparición de gas de conexión es muy significativa, no sólo porque es una señal inmediata de permeabilidad, sino porque –si no ha habido cambio en el peso del lodo o en el proceso de conexión– indica un cambio de presión. Por lo tanto, la aparición de gas de conexión debe ser anotada, notificada y registrada correctamente. Además, debe ser supervisada con cuidado para detectar cualquier variación.

El gas de conexión que se origina del fondo del hoyo siempre debe ser supervisado con atención. A continuación, se presentan dos situaciones comunes en que las conexiones posteriores producen crecientes volúmenes de gas sin que halla un cambio significativo en el peso del lodo, la velocidad o duración de la conexión, lo cual significa que hay cambios hoyo abajo.

7.6.1 Zona de creciente presión de formación debido a la subcompactación

Normalmente, estas zonas de transición ocurren dentro de lutitas o arcillas impermeables que no pueden sostener una entrada de fluidos continua. El gas de fondo registra un incremento conforme se penetra la zona. Esto trae como resultado un aumento de la porosidad y el volumen de gas. Esta tendencia puede continuar a medida que el pozo se acerca al nivel de balance o incluso mientras se subbalancea y se producirá más gas debido al derrumbe de lutitas que ocurre por el diferencial de presión. Sin embargo, si no hay permeabilidad, es poco probable que se presente un influjo o arremetida, a menos que el gas no sea eliminado del lodo en la superficie. La aparición de gas de conexión confirma el estado de balance del pozo. Además, significa que hay un mayor derrumbe en la formación y más liberación de gas durante la conexión. En este punto, un aumento de los gases de conexión indicaría que hay un ascenso de la presión de la formación, conforme se penetra más la zona de transición.

Sin embargo, de haber permeabilidad –lo cual permite que fluyan los fluidos de la formación–, evidentemente existirá el peligro de una arremetida, porque el pozo ya se encuentra subbalanceado, como lo indican los gases de conexión. Esta permeabilidad puede ser producto



de cierta debilidad en la lutita o –lo que es más significativo– pudiera deberse a una fractura o arena intercalada que quizás está cargada por la lutita sobrepresionada.

Por lo tanto, es posible que el peligro no sea inminente cuando se perfora una formación subbalanceada pero impermeable. Sin embargo, es necesario tomar todas las medidas necesarias para incrementar el peso del lodo y volver a balancear el pozo, a fin de evitar que la presencia de permeabilidad permita el flujo de fluidos. Desde el punto de vista de la perforación, esto sería una práctica normal para impedir que los derrumbes excesivos carguen el espacio anular, con el fin de evitar así problemas de hoyo estrecho, torque de la rotaria y tubería atascada.

7.6.2 Zonas permeables subbalanceadas

Si una arremetida no ocurre de inmediato al entrar en una formación permeable, entonces puede observarse una situación similar –desde el punto de vista de la respuesta de gas– a la descrita anteriormente. En este caso, habrá un incremento del gas de fondo, que resulta del aumento de la alimentación conforme se penetra más la formación. Ante las primeras señales, esto debe interpretarse justificadamente como un incremento del gas debido al aumento de la porosidad y/o saturación del gas. Sin embargo, si dicho incremento está acompañado por la presencia de gas de conexión, entonces se trata de una formación subbalanceada. Una vez más, el incremento de los gases de conexión indicaría que se está penetrando más la formación y ésta queda expuesta a los influjos de fluidos durante las conexiones (figura 7.14). Para los ingenieros de registro, éstas serían las clásicas señales de advertencia previas a una arremetida. Por lo tanto, deben ser notificadas de inmediato al supervisor de perforación, a fin de que emprenda las medidas necesarias. Posteriormente, será necesario elevar el peso del lodo para aliviar el problema. De lo contrario, si bien la formación registrará un ingreso lento de fluidos y no una arremetida, habrá una constante entrada de gas en el lodo. Esto reducirá la presión hidrostática y, tarde o temprano, el pozo fluirá.

En consecuencia, las tendencias de los gases de conexión y su correlación con los cambios del nivel de fondo pueden utilizarse para determinar con exactitud lo que ocurre hoyo abajo.

De igual forma, si el peso del lodo se aumenta para volver a balancear el pozo, la presión de la formación se puede calcular con bastante precisión. Esto se logra comparando el peso actual del lodo con el descenso del gas de fondo y la desaparición de los gases de conexión. En este punto, sabemos que la presión de la formación tiene un valor que se encuentra entre la hidrostática del lodo y la densidad de circulación equivalente.


Gas de fondo

Gas liberado

Alimentación y conexión de gas producido

bombas apagadas para conexión

Gas de conexión

130


Figura 7.14 Gases producidos que preceden a una arremetida

7.6.3 Forma, duración y ritmo de los picos de gas de conexión

Siempre y cuando se conozca exactamente el tiempo de retardo, las características de los picos de gas de conexión pueden ser un indicador muy confiable de la presión de la formación, si se comparan con la operación adecuada durante la conexión.

Observe el ejemplo de la figura 7.15

Figura 7.15 Operación de conexión con respecto a respuesta de gas producido

Gas de conexión 1 Un pico de corta duración. El período de influjo corresponde sólo al lapso durante el cual la tubería es sacada del fondo con las bombas apagadas.

hidrostática de lodo – suabeo < Presión de formación < hidrostática de lodo


Bombas apagadas, Izar tubería

Gas de conexión

Gas de conexión

Pozo fluyendo

Movimiento de bloque Presión Gas de conexión anular

Continuar perforación

Cuadrante abajo

Hacer conexión

Bombas encendidas Reanudar perforación

ECD

HID - Suabeo

HID

1

2

3

Mesa Coronarotaria

131


Gas de conexión 2 Pico de mayor duración. El influjo corresponde a todo el período de conexión, es decir, cuando la tubería es halada y cuando la tubería está en las cuñas y la columna de lodo está estacionaria.

hidrostática de lodo < Presión de formación < Densidad circulante equivalente

Gas de conexión 3 Este pico corresponde al pico 2. Por lo tanto, sabemos que la presión de la formación es mayor que la presión hidrostática del lodo. Sin embargo, en este caso, el pico se extiende, lo cual indica que la producción continúa después del reinicio de la circulación. Esto evidencia que el pozo se está aproximando al balance incluso durante la circulación y que la densidad circulante equivalente está balanceando el pozo.

Densidad circulante equivalente Presión de formación >> Hidrostática del lodo

En la práctica, hoy día la mayoría de los perforadores conocen bien las causas y resultados del suabeo. Por lo tanto, normalmente, siguen un procedimiento seguro al realizar una conexión. El método consiste en halar la tubería con una velocidad razonable, a fin de reducir al mínimo la pérdida de presión. La circulación de lodo es detenida sólo cuando todo está listo para colocar la sarta en las cuñas. Este procedimiento garantiza que la presión anular por encima de una conexión nunca descenderá a un nivel inferior a la presión hidrostática del lodo (figura 7.16).

Además, cabe mencionar que cuando la tubería se trabaja encima de una conexión para limpieza y estabilidad del hoyo, la tubería también se vuelve a correr hasta el fondo con una velocidad segura. Esto se realiza con la finalidad de reducir al mínimo las bruscas variaciones de presión y la posibilidad de que se fracturen las formaciones más débiles.


Perforar hasta cuadrante abajo

Trabajar tubería antes de la conexión

Halar tubería de vuelta a las cuñasBombas apagadas

Realizar conexión

Bombas encendidas Continuar perforación

ECD

ECD- suabeo

ECD+ suabeo

ECD

ECD- suabeo

Hidrostática del lodo

ECD

OPERACION PRESION RESULTANTE

132


Figura 7.16 Presiones que resultan de una conexión típica

7.6.4 Informe de gases de conexión

Como se indicó anteriormente, la presencia de gas de conexión es muy significativa. No sólo debe ser notificada de inmediato y supervisada en el sitio del pozo durante toda la operación de perforación, sino que también debe especificarse claramente en el registro de lodo y los informes.

Para determinar la significación de un pico de gas en particular, se debe registrar la siguiente información: -

Valor de pico / valor de fondo si el nivel de fondo es 0,5%, un gas de conexión de 2,5% es evidentemente más significativo que uno de 2,2%.

Tiempo de apagado de las bombas los posteriores incrementos deben compararse con el tiempo en que pudiera estar ocurriendo el influjo. Si el gas de conexión se duplicó, pero también se duplicó el tiempo de conexión, no debería haber cambios significativos en el subbalance. Sin embargo, sí sería significativo que no hubiera cambios en el tiempo de conexión.

Peso de lodo / ECD por lo general, se asientan por separado en el registro, lo cual permite comparar los gases de conexión con las presiones de balance.

En un informe escrito, para registrar el gas normalmente se utiliza el siguiente formato: -

valor de pico / valor de fondo / tiempo de apagado de las bombas

Por lo general, los gases que tienen el mismo origen, por ejemplo, que resultan durante un sondeo, una verificación de flujo o cualquier tipo de cierre, se identifican por separado, como se indica en la tabla 7.2

Es necesario proporcionar explicaciones adicionales cuando sea posible determinar la causa/tiempo del pico (por ejemplo, si ocurrió como resultado de una reducción del suabeo o presión hidrostática normal). Esto ayuda a determinar la presión de la formación, como se explicó en la sección 7.6.3.



Tipo de gas producido

Profundidad (m)

Valor de pico (%)

Valor de gas de fondo (%)

Tiempo de apagado de las bombas (min)

Conexión 1.050 4,135 3,500 5Conexión 1.060 4,568 3,610 5Sondeo 1.069 5,993 3,860 15Conexión 1.078 5,625 4,250 5Verificación de flujo 1.085 7,475 4,980 10

Tabla 7.2 Informe de vestigios de gas producido

La anotación de los picos de gas producido en el registro de lodo debe realizarse por separado, además de las curvas de gas registrado. Si el pico se deja como parte de la curva de gas de la formación, puede confundirse fácilmente con un vestigio de gas resultante de un aumento de gas liberado de una formación (figura 7.17). No sólo esto, sino que el incremento común en la proporción de hidrocarburos más livianos en los picos de gas producido distorsiona por completo las relaciones de gas. Esto complica la evaluación y también puede hacer que las curvas de relación sean extremadamente confusas.

Gas cromatográfico Relaciones de gas

Figura 7.17 Anotación incorrecta de los gases producidos en el registro

Los gases producidos que se indican en la tabla 7.2 se presentan en un formato de registro típico en la figura 7.18. Cada pico de gas producido se representa mediante una línea tipo ‘gráfico de barras’ que se extiende hasta el valor del pico que supera el nivel de fondo, en lugar de colocar el valor total real. Además, cada pico se identifica según la operación particular durante la cual se produjo.


0,1 1,0 % de gas total 10

134


Figura 7.18 Anotación en registro de los vestigios de gas producido


1050

1060

1070

1080

GAS DE SONDEO

GAS DE CONEXION

GAS DE VERIFICACION DE FLUJO

GAS DE CONEXION

GAS DE CONEXION

135


Como alternativa, un segundo tipo de presentación de registro se muestra en la figura 7.19. En este caso, también se especifican los picos producidos, además de la curva de gas normal. Esto se realiza con el fin de evitar confusiones en cuanto al origen. Los picos se representan numéricamente con el mismo formato que el informe tabulado (es decir, tipo, valor de pico, valor de fondo, tiempo de apagado de las bombas).



Figura 7.19 Presentación de registro

7.7 Gas de viaje

Gas de viaje es el término que se utiliza para un vestigio de gas que ocurre luego de completar una circulación fondos arriba inmediatamente después de un viaje de regreso al interior del hoyo. Por lo general, los vestigios posteriores a un viaje a la superficie (para realizar un cambio de mecha o ensamblaje de fondo, profundidad total de la sección, viajes de pesca, etc.) se denominan gas de viaje (GV). Los vestigios posteriores a los viajes parciales fuera del hoyo para fines de limpieza y estabilización del hoyo se denominan gases de viaje falso o de limpieza (GVL).

Los mecanismos de producción de gases de conexión anteriormente descritos también tienen gran incidencia en la duración y tamaño de los picos de gas de viaje. Sin embargo, no necesariamente debe haber un subbalance para que éstos ocurran. Si se ha registrado gas durante la perforación, un vestigio después de un viaje es algo normal. Se produce como resultado de las condiciones siguientes (figura 7.20): -

La acumulación de ripios procedentes de las formaciones perforadas más recientemente (producto del asentamiento durante el viaje) hacia y en el fondo del hoyo. El gas que no se liberó cuando la formación fue perforada será retenido hasta que se reanude la circulación. Los posteriores cambios de presión y temperatura, conforme los ripios ascienden, resultan en variaciones de fase y solubilidad que permiten la liberación del gas.

La difusión normal de fluidos desde formaciones permeables mientras la


Gas cromatográfico QFT Relaciones de gas

difusión

137


columna de lodo se halla estática durante el viaje.

El gas que pudiera haber sido desplazado –como resultado de la limpieza– cuando la formación fue perforada reingresa al hoyo durante el viaje.

Figura 7.20 Condiciones ‘normales’ que propician la aparición de gas de viaje

Sólo teniendo en cuenta que estos procesos ‘normales’ propician la aparición de gas de viaje, si hay un pico será producto del gas que se ha acumulado en el fondo del hoyo (figura 7.21), incluso si no entran en juego otros factores, ya que: -

Los ripios perforados y el gas estarán presentes en todo el espacio anular (a menos que sean circulados hacia fuera antes del viaje). Sin embargo, no propiciarán más de un nivel de fondo de gas al ser circulados hacia fuera. El asentamiento de los ripios hacia el fondo del hoyo resulta en una concentración de ripios anormalmente alta en el espacio anular. Como consecuencia, cuando los ripios sean circulados hoyo arriba después del viaje el gas retenido se liberará. Esto traerá como resultado un ‘vestigio’ de gas. El nivel de asentamiento que ocurre depende de la duración del viaje, las densidades relativas de los ripios, el lodo y la viscosidad del lodo y el esfuerzo de gel.

El efecto de la difusión de fluidos será mayor en el fondo del hoyo, donde el revoque no ha tenido el tiempo para crear una barrera suficiente contra dicho movimiento de fluidos.

El gas previamente lavado, que retorna al hoyo, procederá sólo de las formaciones permeables perforadas más recientemente. Por lo tanto, propiciará una concentración de gas en el fondo del hoyo.

El primer proceso no es más que una acumulación de ripios perforados que, posteriormente, liberan gas. Los dos últimos procesos implican movimiento de fluido desde el hoyo y, por ende, se clasifican como gas producido, sujeto a presión diferencial. Incluso en condiciones de sobrebalance, todos estos procesos pueden conducir al registro de un pico de gas de viaje. Sin embargo, su


Limpiado previamente

difusión

Ripios asentados

Nivel de fondo

Liberado cuando los ripios acumulados suben y liberan gas

GAS DE VIAJE

Producido mediante difusión y retorno de cualquier gas lavado y suabeo

138


importancia es menor en comparación con las circunstancias en las que ocurre gas producido en un estado de subbalance inducido permanente o temporal.

Figura 7.21 Condiciones ‘normales’ que propician la aparición de gas de viaje

En la producción de gas de viaje hay dos procesos fundamentales. Son muy similares a los mecanismos que intervienen en la producción de gas de conexión. Estos procesos son la reducción de la presión hidrostática que se presenta al detener la circulación y, más importante aún, el considerable efecto de suabeo durante del viaje. Este factor incide enormemente en la cantidad de gas que se produce dentro del hoyo. Por lo tanto, la evaluación de los gases de viaje es un aspecto importante para el balance de pozo y la supervisión de la seguridad.

Las prácticas normales de perforación señalan que se debe utilizar una densidad de lodo que proporcione un sobrebalance durante todo el viaje, con la finalidad de evitar influjos de fluido. Sin embargo, si la presión hidrostática no genera un sobrebalance, se registrarán mayores cantidades de gas de viaje, como resultado de: -

Un mayor nivel de difusión de fluidos.

Alimentación o influjo de formación provenientes de las formaciones permeables.

Los derrumbes procedentes de las formaciones impermeables, los cuales se suman a los ripios que ya se encuentran en el espacio anular.

El aumento del suabeo, que redunda en incursiones de fluidos.

Evidentemente, el peor escenario es que el pozo en realidad fluya durante el viaje o cuando la tubería esté fuera del hoyo. Ante estas circunstancias, las operaciones de control de pozo son mucho más complicadas. Esto se evita si nos aseguramos de que haya un sobrebalance. Sin embargo, si se penetra una zona de mayor presión al final de la sección perforada, quizás no pueda ser reconocida antes de que el viaje comience.

Las zonas de transición (zonas de creciente presión de formación) que suscitan un descenso del sobrebalance (y posiblemente del subbalance) pueden reconocerse por el nivel de vestigio de gas registrado en viajes sucesivos fuera del hoyo. Si el peso del lodo y la duración del viaje se mantienen relativamente constantes, el incremento de las cantidades de gas de viaje indica que la presión de formación está en aumento.

Este indicador se utilizaría junto con los incrementos de los gases de fondo y conexión mientras se perfora la zona.

El suabeo influye considerablemente en la producción de gas de viaje, puesto que tiene lugar en toda la sección de hoyo abierto. Por lo tanto, hay pérdidas de presión en todo el hoyo. Sin embargo, estas pérdidas tienen un efecto más significativo en las formaciones permeables



ubicadas en el fondo del hoyo. Esto se debe a la acumulación de pérdidas de presión en el espacio anular y la menor acumulación de revoque. El efecto de pistón de la sarta de perforación también debe tenerse en consideración durante los viajes. Cuando el ensamblaje de fondo y las herramientas de calibre completo son halados y pasan zonas permeables, el efecto de pistón provocará la entrada de fluidos al hoyo debido al suabeo, además de la ‘inducción’ causada por la reducción de presión. En consecuencia, todas las zonas permeables en el hoyo abierto estarán sujetas a dicho suabeo conforme se realiza el viaje fuera del hoyo.

Indudablemente, el efecto de suabeo debe tenerse en cuenta al evaluar diferentes niveles de gas de viaje en viajes sucesivos. Si ningún otro factor (es decir, peso de lodo, presión de formación, profundidad del hoyo) registra cambios significativos, sólo con el hecho de que otra cuadrilla de taladro se encargue de las operaciones y hale la tubería a una mayor velocidad, se registrará un aumento del suabeo y se producirá más gas dentro del hoyo.

El peligro de que el suabeo suscite una entrada excesiva de gas durante un viaje es que el aumento del volumen de gas de baja densidad reducirá la hidrostática normal del lodo. Este descenso en la presión diferencial provocará un aumento de la alimentación y el suabeo, lo cual reducirá más la hidrostática y así consecutivamente. En definitiva, esto puede hacer que el pozo se subbalancee en una condición estática normal, lo cual permitirá que el pozo fluya.



7.7.1 Interpretación del gas de viaje

Para una sección de hoyo dada, normalmente el gas de viaje aumentará con la profundidad, debido a las razones siguientes: -

A mayor longitud de hoyo abierto, mayor exposición al suabeo.

A mayor duración de los viajes, mayor difusión y mayor asentamiento de ripios en el fondo. Con esto se incrementa la concentración que resulta en un vestigio de gas.

El gas de viaje también depende de los cambios en el nivel de fondo de gas, ya que éste no sólo es un componente del gas de viaje, sino que, además, afecta la cantidad de gas retenido por los ripios que se asientan en el fondo durante el viaje.

Si las desviaciones con respecto a esta tendencia no pueden ser explicadas mediante un incremento observado en el gas de fondo, entonces se deben considerar otras explicaciones posibles: -

¿Ha habido un incremento en la presión de formación que provoque un ascenso de la producción?

¿Se debe el aumento de la alimentación a la presencia de una zona más permeable?

¿Ha aumentado la velocidad de viaje y, como consecuencia, se ha incrementado el suabeo?

¿Ha cambiado la reología del lodo (densidad, viscosidad) trayendo como resultado un descenso de la hidrostática o un ascenso del suabeo?

Como sucede con los gases de conexión, el tiempo de llegada del pico de gas de viaje y la forma del pico (figura 7.22) pueden aportar datos relevantes sobre lo que ocurre hoyo abajo: -

1. El pico es de corta duración y llega en el tiempo de retardo calculado.

El peso del lodo balancea el pozo y el suabeo es mínimo.

El gas se origina del fondo del hoyo.

Hidrostática – suabeo > Presión de formación2. El pico se anticipa al tiempo de retardo estimado.

La zona productora se encuentra a una profundidad más somera en el pozo.



Figura 7.22 Significado de la llegada, duración y forma del gas de viaje

3. Picos múltiples

El suabeo ha provocado el ingreso de gas desde más de una zona; las zonas están suficientemente separadas, de manera que los influjos de fluidos se mantienen diferenciados.

4. Pico extendido con inicio anticipado

Podría indicar que hay zonas productoras sobre un intervalo mayor. Por lo tanto, es una señal del nivel de suabeo que ocurre durante el viaje.

Presión de formación > Hidrostática – Suabeo

O, podría ser una indicación de migración de gas fuera del hoyo durante un período extenso; el gas sigue ingresando desde la zona productora.

Presión de formación > Hidrostática de lodo con contenido de gas

O, podría indicar trastornos en el lodo y gas debido a la elevación de la tubería.

Si el pico cae inmediatamente después de la circulación fondos arriba, el aumento de la densidad circulante (que incluso permite un descenso de la hidrostática del gas) balancea el pozo.


Tiempo

Fondosarriba

GAS DE FONDO2. Pico anticipado – zona somera

1. Gas del fondo del hoyo, pozo balanceado, suabeo mínimo

2

14

5a

5b

4. Inicio anticipado – suabeo y/o migración

de gas extensa durante largo período de viaje

5a. El pozo continúa produciendo, debido al descenso de la hidrostática conforme el lodo con contenido de gas se circula fuera del hoyo

5b. Pozo no balanceado por la ECD y continúa produciendo

142


ECD de lodo con contenido de gas > Presión de formación

5a. Caída lenta del pico después de la circulación fondos arriba.

La hidrostática reducida por el gas suabeado no balancea el pozo ni siquiera cuando se inicia la circulación.

ECD de lodo con contenido de gas Presión de formación

La caída lenta ocurre conforme el lodo con contenido de gas se circula hacia fuera y es gradualmente reemplazado por lodo acondicionado, lo cual devuelve al pozo una hidrostática normal. En esta situación, el pozo se encuentra apenas balanceado.

5b. En caso de que el nivel no se ubique nuevamente en el fondo previo o presente un incremento, significa que la ECD ya no logra balancear el aumento de presión de la formación y sigue ocurriendo una alimentación de fluidos.

Presión de formación > ECD

Esta situación puede presentarse cuando un gas de viaje de gran magnitud no es eliminado eficientemente en la superficie y es reciclado hoyo abajo. Esto no sólo resultará en un segundo pico, sino que el lodo que todavía tiene contenido de gas pudiera permitir un mayor influjo según se recicla. Esta situación se muestra en las figuras 7.23 y 7.24, donde un gas de viaje de más de 90%, con una duración de 60 minutos, prácticamente se tropieza con el gas reciclado conforme éste reaparece en la superficie.



Figura 7.23 Pico significativo de gas de viaje



Figura 7.24 Pico de gas de viaje reciclado

En los registros, el gas de viaje se indica y explica exactamente igual que el gas de conexión o cualquier otro tipo de gas producido. Es decir, el pico se identifica aparte de la curva de gas real y se indica como el nivel que excede la lectura del gas de fondo para el momento del viaje. También debe proporcionarse información relevante como el peso del lodo y la duración del viaje.

La figura 7.25 muestra un método muy útil para especificar en los informes todos los gases producidos. Se utiliza un formato de gráfico de barras, con el nivel de gas de fondo, a fin de crear una imagen de los cambios que resultan en incrementos de gas y gases producidos.




GAS PRODUCIDO (%)

0,1 1,0 10,01900

2050

2200

2350

2500

DL=1100 kg/m3

Gas de fondo

Gas de conexión

Gas de sondeo

Gas de viaje

Gas de viaje de limpieza

DL=1105 kg/m3

DL=1200 kg/m3

Figura 7.25 Representación en gráfico de barras de los gases producidos

PROFUNDIDAD

146


7.8 Gas de cuadrante

Otra manifestación de gas que debe ser mencionada es la denominada ‘gas cortado en el cuadrante’ ya que puede conducir a “vestigios falsos”o interpretaciones erradas del lodo cortado por gas.

Esta manifestación ocurre cuando la tubería no está completamente llena al final de un viaje en el hoyo o después de una conexión, de manera que una burbuja de aire queda atrapada cuando se une al cuadrante y se inicia la circulación del lodo de perforación.

El aire es bombeado hacia abajo por la sarta, queda comprimido en el proceso y airea el lodo circundante. Una vez que llega al espacio anular y retorna a la superficie, este lodo con aire más ligero tiene más posibilidades de quedar sometido a la difusión del fluido desde la formación, especialmente de hidrocarburos más livianos y en particular desde zonas permeables donde el revoque puede haberse raspado de la pared del hoyo durante el viaje. (Figura 7.26).

Una vez en la superficie, el lodo con aire, junto con los hidrocarburos “arrastrados” por el camino, resultará en un vestigio de gas. Aun cuando su aparición indica claramente la presencia de zonas permeables de hidrocarburos, el vestigio es anómalo y no es posible cuantificarlo. Puede ser reconocido por el tiempo que tarda en llegar a la superficie – siempre será un tiempo de parada y un tiempo de retardo una vez que comienza la circulación después de un viaje.

Figura 7.26 Caso de gas cortado en el cuadrante

Un aumento de gas también puede ser resultado del efecto del gas cortado en el cuadrante sobre la trampa de gas. El lodo tiene aire y más ligero y, por tanto, conllevará a un incremento de la eficiencia de la trampa. Este aumento de eficiencia conduce a una mayor concentración del gas que está siendo extraído. Aun cuando no haya hidrocarburos en el lodo con aire, una vez que éste vuelve a la superficie, tendrá la apariencia de lodo cortado por gas (dado que en realidad el lodo es cortado por ¡aire!) y ello puede causar confusión. Nuevamente, el tiempo de su aparición junto con el hecho de que los detectores de gas no registrarán la presencia de ningún hidrocarburo, debe llevar a reconocer de inmediato al gas cortado en el cuadrante. (Figura 7.27).


El lodo cortado por gas llega a la surperficie

Aire atrapado bombeado sarta abajo

El aire se comprime, aireando el lodo

El lodo más ligero y aireado sube de vuelta por la zona

difusión

147


Figura 7.27 Aparición del gas después de un viaje


Tiempo

Fondos arriba(Tiempo de retardo)

Tiempo de retardo +Tiempo de parada

GAS DE VIAJE

GAS DEL CUADRANTE O KELLY

148



Sección 8 ANALISIS CROMATOGRAFICO

8.1 Normalización del gas

En la Sección 6 se demuestra que, debido a los distintos parámetros y condiciones (indicados seguidamente) que tienen influencia directa o indirecta en la cantidad de gas que se registra en la superficie, los cambios relativos en las tendencias del gas son mucho más significativos que el valor real.

Presión y temperatura Porosidad Saturación del gas Permeabilidad Profundidad del hoyo Velocidad de penetración Diámetro del hoyo Tipo de mecha Velocidad de flujo Diferencia de presión Tipo y reología del lodo Eficiencia de la trampa

El valor de gas registrado también puede resultar modificado por otras condiciones tales como:

Desplazamientos del fluido en términos de lavado (flushing) e influjos Cambios de fase y solubilidad Pérdidas de gas hacia la atmósfera Gas retenido por los ripios

La normalización del gas es un intento por cuantificar una medición cualitativa a fin de mejorar la información que permita una mejor

Determinación de la importancia o la calidad de un vestigio de gas en particular

Comparación de vestigios provenientes de distintas zonas de un mismo pozo

Correlación de vestigios de distintos pozos

Es evidente que no todas las variables pueden ser calculadas directamente y, por tanto, no pueden ser normalizadas. Sin embargo, algunos parámetros son puramente geométricos por lo que su influencia puede determinarse matemáticamente.



1. Velocidad de penetración

En la Sección 6.3.1 se describe el efecto directo que la velocidad de penetración (ROP) tiene sobre la cantidad de gas al controlar la cantidad de roca liberada en el fluido de perforación por un determinado período de tiempo. Un aumento en la ROP conlleva a un incremento directo del gas.

2. Diámetro del hoyo

Al igual que sucede con la ROP, el diámetro del hoyo también determina el volumen de roca liberado en el fluido de perforación.

3. Velocidad de flujo

Un cambio en la velocidad de flujo tiene un efecto directo ya que controla la dilución del gas en el lodo de perforación. Un aumento en la velocidad de flujo provocará que el gas liberado durante un determinado tiempo, se diluya en un mayor volumen de lodo y, en consecuencia, conllevará a un descenso en el valor de gas registrado.

Aun cuando esta corrección en sí es válida, la misma no da ocasión a que puedan ocurrir los demás cambios cuando se altera la velocidad de flujo. (Ver Sección 6.4).

La normalización de estos parámetros es un intento por eliminarlos como factores variables de manera que los vestigios de gas puedan ser comparados directamente. Sin embargo, hay que recordar que, aunque esta puede ser una corrección para el posible volumen de gas liberado en el fluido de perforación junto con la dilución subsiguiente, no constituye una corrección completa.

La normalización no puede dar cuenta de todas las demás variables que intevienen en el total de gas registrado final, de manera que, en verdad, no constituye una corrección absoluta para el volumen de gas en el sitio.

Muchos geólogos e ingenieros consideran que una curva de gas adicional en el registro del lodo solo contribuye a una mayor confusión y, en muchos casos, no brinda más información de la ya existente.

La normalización del gas no resulta adecuada para los valores totales del detector de gases debido a las variables respuestas que se obtienen de los cambios en la composición y la concentración.

Lo que puede ser normalizado es un valor de gas total tomado de la suma de los valores cromatográficos de gas dado que éstos constituyen una medida absoluta de la concentración de cada compuesto de hidrocarburo.

Este valor cromatográfico total de gas puede ser normalizado para eliminar los efectos del diámetro, de la ROP y la velocidad de flujo.

Se han formulado muchas ecuaciones para la normalización del gas y varían desde los procedimientos más básicos hasta los extremadamente complicados.

Datalog emplea una ecuación de normalización que corrige solamente las variables geométricas antes señaladas:



donde N = gas normalizado (%)a = salida de bomba (m3/min)b = ROP (min/m)c = diámetro del hoyo (mm)d = total de gas (cromat) (%)

Ejemplo 1 Comparación de vestigios en la misma sección del hoyo

Por lo general, en esta situación, la normalización del gas resulta innecesaria ya que no proporciona más información de la ya conocida.

Por ejemplo, si en la misma sección del hoyo, mientras circula con la misma velocidad de flujo, la única variable “externa” es la velocidad de penetración que controla el volumen de roca y el gas liberado hacia el hoyo del pozo durante un determinado período de tiempo.

Para los vestigios de gas provenientes de dos zonas potenciales, se puede aplicar el principio de la regla empírico (Sección 6.3.1) con la misma efectividad que la normalización para comparar los dos vestigios o comparar los vestigios hasta el nivel de fondo establecido.

La arena 1 fue taladrada a una velocidad de 3 min/m y dió como resultado 10% de gas total.

Sin cambios en los parámetros de perforación, la arena 2 está siendo taladrada a una velocidad de 1 min/m (o sea, 3 veces más rápido). Cuando el gas alcance la superficie el vestigio equivalente sería de 30%.

Suponiendo un gas de fondo constante de 1% proveniente de la lutita, perforando a una ROP promedio de 10 min/m, queda claro que ambas arenas tienen potencial de producción. Ver Figura 8.1

d


ROP min/m Cromatografía Total %

0 5 10 15 0.1 1.0 10 100

151


Figura 8.1 Comparación de vestigios, ejemplo 1

Tomando como base la ROP solamente, es razonable suponer que la Arena 2 presenta una mayor porosidad que la Arena 1, lo cual puede confirmarse mediante una inspección de los ripios y, posteriormente, por la información de los trabajos de guaya..

Si el gas registrado real para la Arena 2, al llegar a la superficie, fue inferior al 30% (se calcula 20%), puede deducirse que se ha liberado un menor volumen de gas equivalente .



Las posibles razones para esto son:

Menor porosidad y, por tanto, un volumen aparente – poco probable en este caso si se considera que la velocidad de penetración es más rápida.

Menor saturación de gas.

Menor permeabilidad – lo cual puede confirmarse con los volúmenes relacionados de gas en los ripios.

Mayor permeabilidad – la cual resulta en el lavado (flushing) de la formación de manera que se dispone de menos fluido de formación para la liberación. Poco probable en este caso dado que no hay retardo en el tiempo registrado por el vestigio de gas.

En este contexto, una curva de normalización no nos diría nada más ya que la velocidad de penetración es la única variable.



Ejemplo 2 Comparación de vestigios en diferentes secciones de hoyo o en distintos pozos.

Supongamos una situación en la que la arena 2 fuera penetrada en la siguiente sección de hoyo de manera que ahora no sólo la ROP sino también la velocidad de flujo y el diámetro del hoyo serían muy distintos.

La arena 1 todavía produciría 10% con una ROP de 3 min/m, una velocidad de flujo de 2 m3/min, en un hoyo de 12 ¼” de diámetro.

El gas de fondo proveniente de la lutita sería 1% perforado a un promedio de 10 min/m.

La arena 2 produciría 20% con una ROP de 1 min/m, una velocidad de flujo de 1.4 m3/min, y un hoyo de 8 ½” de diámetro.


¿Cuál de las dos arenas tendría ahora el mejor potencial de producción?

Utilizando el principio empírico de la ROP y la comparación de cada tendencia con el fondo resultante de la lutita improductiva:

La arena 1 se perfora unas 3 veces más rápido que la lutita, por lo que se requeriría un vestigio de gas superior al 3% para provocar una excitación. El hecho de que se registre 10% revela que hay un buen vestigio que vale la pena seguir evaluando.

La arena 2 se perfora 10 veces más rápido que la lutita, de manera que sería necesario registrar, por lo menos, 10% para proseguir la investigación. El gas liberado de 20% indica cierto potencial pero podría ser inferior al de la arena 1.

Ahora bien, si se toman en cuenta las otras condiciones distintas que presentan la velocidad de flujo y el tamaño del hoyo, ¿conduce a otra conclusión un gas normalizado?

Arena 1 fondo normalizado = 0,84%

vestigio normalizado = 24,8%



Luego de la normalización, el vestigio de la arena 1 es de 24% por encima del fondo, en tanto que el de la arena 2 es solamente de 16,8%.



Matemáticamente lo que tenemos es la conclusión de que el vestigio de gas de la arena 1 es aproximadamente 1 ½ times ‘mejor que el de la arena 2.

Comparando esto con la determinación empírica, la arena 1 produjo un vestigio que es 3,3 veces mayor que la lutita improductiva, mientras que la arena 2 fue sólo dos veces mejor. Esto equivale a un factor de diferencia de 1 ½ aproximadamente.

Este fenómeno ha ocurrido porque los vestigios de gas han sido comparados con los niveles del fondo, los cuales obviamente resultan afectados en la misma medida por los cambios en la velocidad de flujo y el diámetro del hoyo. La única variable real, debido a la litología y al cambio de porosidad, es la ROP y esto es lo que se estaba evaluando en el primer ejemplo.

Lo que la curva de gas normalizado permite es una valoración más fácil y la eliminación de la matemática simple. (Figura 8.2).

Figura 8.2 Vestigio de gas con curva de gas normalizado

Ejemplo 2 Comparación de vestigios en diferentes secciones de hoyo o en distintos pozos.


Vel. de flujo m3/min Gas normalizado %

ROP min/m Cromatografía total %

0 5 10 15 0.1 1.0 10 100

0 312 ¼ “

8 ½ “

155


Supongamos que tenemos una situación en la que la arena 2 fuera penetrada en la siguiente sección de hoyo de manera que ahora no sólo la ROP sino también la velocidad de flujo y el diámetro del hoyo serían muy distintos.

La arena 1 todavía produciría 10% con una ROP de 3 min/m, una velocidad de lujo de 2 m3/min, en un hoyo de 12 ¼” de diámetro.


La arena 2 produciría 20% con una ROP de 1 min/m, una velocidad de flujo de 1.4 m3/min, y un hoyo de 8 ½” de diámetro.


¿Cuál de las dos arenas tendría ahora el mejor potencial de producción?

Utilizando el principio de criterio empírico de la ROP y la comparación de cada tendencia con el fondo resultante de la lutita improductiva:

La arena 1 se perfora unas 3 veces más rápido que la lutita, por lo que se requeriría un vestigio de gas superior al 3% para provocar una excitación. El hecho de que se registre 10% revela que hay un buen vestigio que vale la pena seguir evaluando.

La arena 2 se perfora 10 veces más rápido que la lutita, de manera que sería necesario registrar, por lo menos, 10% para proseguir la investigación. El gas liberado de 20% indica cierto potencial pero podría ser inferior al de la arena 1.

Ahora bien, si se toman en cuenta las otras condiciones distintas que presentan la velocidad de flujo y el tamaño del hoyo, ¿conduce a otra conclusión un gas normalizado?





Luego de la normalización, el vestigio de la arena 1 es de 24% por encima del fondo, en tanto que el de la arena 2 es solamente de 16,8%.

Matemáticamente lo que tenemos es la conclusión de que el vestigio de gas de la arena 1 es aproximadamente 1 ½ times ‘mejor que el de la arena 2.



Comparando esto con la determinación empírica, la arena 1 produjo un vestigio que es 3,3 veces mayor que la lutita improductiva, mientras que la arena 2 fue sólo dos veces mejor. Esto equivale a un factor de diferencia de 1 ½ aproximadamente.

Este fenómeno ha ocurrido porque los vestigios de gas han sido comparados con los niveles del fondo, los cuales obviamente resultan afectados en la misma medida por los cambios en la velocidad de flujo y el diámetro del hoyo. La única variable real, debido a la litología y al cambio de porosidad, es la ROP y esto es lo que se estaba evaluando en el primer ejemplo.

Lo que la curva de gas normalizado permite es una valoración más fácil y la eliminación de la matemática simple. (Figura 8.2).

Figura 8.2 Vestigio de gas con curva de gas normalizado


Vel. de flujo m3/min Gas normalizado %

ROP min/m Cromatografía total %

0 5 10 15 0.1 1.0 10 100

0 312 ¼ “

8 ½ “

157


Un proceso de normalización de gas puede resultar provechoso en pozos individuales cuando éstos son perforados direccionalmente con un motor hoyo abajo. El deslizamiento alternado (cuando la rotación sólo se debe al motor de fondo) y la rotación (cuando la rotación se debe tanto al motor como a la rotación en la superficie) a menudo puede producir cambios evidentes en el gas registrado (Figura 8.3).

El proceso de normalización clásico explica los cambios relativos en la velocidad de penetración pero no tolera el efecto de rotación en la liberación de gas proveniente de los ripios. La rotación adicional, mientras se aplica rotación desde la superficie, conllevará a la producción de ripios más pequeños, lo que, a su vez, conducirá a un incremento del gas liberado inicialmente.

Figura 8.3 El efecto de la perforación direccional en los niveles de gas

La Figura 8.3 muestra los niveles más bajos de gas relacionados con el deslizamiento alternado (sombreado) y la rotación de la mecha mientras se guía direccionalmente un pozo.

Como puede apreciarse, los niveles superiores ocurren cuando se hace girar la mecha. Las dos causas principales son:

Mayor velocidad de penetración debido a una rotación más rápidaAumento de peso sobre la mechaRipios más pequeños como resultado de una rotación más rápida.


Relaciones de gasCromatografía de gas

ROP

158


8.2 Análisis de las relaciones de gas

Quedan aún los problemas inherentes a la cantidad y composición de gas realmente detectado en la superficie y su relación con el tipo de composición del hidrocarburo que se encuentra en el yacimiento. El análisis de los valores de gas absolutos mediante cromatografía ha demostrado ser de gran utilidad en el diagnóstico de la calidad y composición de zonas de producción potenciales. Igualmente, en aplicaciones más especializadas, tales como el geodireccionamiento de pozos y la identificación de extensiones de inyección miscibles, el análisis de los índices de gas ha demostrado ser una alternativa precisa y más económica para las herramientas de medición durante la perforación o MWD (por sus siglas en inglés, Measuring While Drilling).

No hay duda de que los cambios en la composición son evidentes desde una perspectiva visual mediante las curvas de gas cromatográficas normales, pero el análisis de las relaciones de los cambios en la composición representa una herramienta de interpretación adicional muy provechosa ya que al determinar los vestigios de gas proporciona una información más exacta, la cual posiblemente no sea apreciable de inmediato a través del registro del lodo.

Dado que existen numerosos factores que influyen en la cantidad de gas que finalmente se detecta en la superficie, la verdadera magnitud de un vestigio de gas tiene poca importancia a los efectos de predecir el potencial de productividad de un yacimiento. Antes bien, es la comparación del vestigio de gas con el nivel precedente de gas de fondo y el análisis y la comparación de los compuestos de hidrocarburos individuales lo que permite evaluar la composición y el potencial de productividad de un yacimiento.

No obstante no se debe emplear un único parámetro como evidencia de diagnóstico concluyente. Siempre que sea posible, se debe utilizar la evidencia de las relaciones conjuntamente con otras evidencias en tiempo real como son los parámetros de perforación, el análisis de los ripios, las muestras de fluorescencia, etc., y posteriormente, la evidencia proporcionada por los trabajos de guaya a fin de obtener une evaluación completa de las zonas con potencial.

8.3 Trazado gráfico de las relaciones de gases utilizando los valores cromatográficos del metano hasta el pentano

Conocido mayormente en la industria como trazado de relaciones Pixler (en honor de B.O. Pixler), este análisis proporciona la siguiente información:

Tipo de fluido petrolífero, ya sea gas, crudo o condensado. Gravedad del crudo y humedad del gas. Potencial de producción del yacimiento. Permeabilidad del yacimiento. Presencia de agua en la formación.

El gráfico de relaciones compara la cantidad de cada compuesto hidrocarburo (etano, propano, butanos y pentanos) con la cantidad de metano presente en la muestra de gas que se analiza. La relación de metano con respecto a otros hidrocarburos más pesados ha demostrado ser un indicio razonable del potencial de producción de gas, crudo o agua, aunque no hay duda alguna de que la “calibración” regional comparada con la producción o con los resultados de las pruebas mejora su confiabilidad.



Idealmente, se puede seguir utilizando una corriente para obtener la muestra de gas y así poder separar y analizar todos los hidrocarburos presentes (con seguridad C1 a C5) en una determinada muestra de lodo.

Si se utiliza una muestra de gas de tubería somera, es necesario recordar que las trampas de gas no son 100% eficientes en la remoción de todo el gas proveniente del lodo y que la muestra se diluye después con el aire. Sin embargo, esta limitación obviamente está presente a lo largo de todo el muestreo continuo de manera que el error es reducido o eliminado al comparar los valores de gas relativos desde el vestigio de gas hasta el nivel de fondo. Será este cambio relativo el que proporcionará la información sobre el potencial de producción.

Donde puede haber cierto margen de error es cuando se utilizan lodos de mayor viscosidad, lo cual reduce la cantidad de hidrocarburos más pesados que son liberados por la trampa desde el lodo. Esta retención preferencial de gas por parte del lodo no sería tan notoria con los hidrocarburos más livianos, de modo que la relación de hidrocarburos livianos con respecto a los pesados sería errónea.

El destilador de vapor por lo tanto eliminará el error producido por los lodos de mayor viscosidad, pero aún hay que reconocer que éste también solamente está midiendo el gas presente en la muestra real de lodo. En las secciones 5 y 6 se demostró que esto no brinda una medición del contenido total de gas debido a la enorme pérdida de gas hacia la atmósfera que ocurre cuando el lodo llega a la superficie y al gas retenido por los ripios.

En general se acepta que los cambios relativos en los valores de gas somero suministran información precisa sin el uso adicional del destilador de vapor

8.3.1 Uso del gráfico de relaciones

De una serie de pozos probados o en producción, se comparó el petróleo que se estaba produciendo realmente con los datos de los gases registrados y se determinó la relación del metano con respecto a otros hidrocarburos pesados. Partiendo de estas relaciones, se determinaron probables límites para las zonas productoras de crudo y gas y las zonas no productoras. (Figura 8.4).

Las relaciones provenientes de la información del gas retardado pueden ser trazadas en este gráfico para obtener una predicción inmediata del fluido del yacimiento y de su potencial de producción. La ubicación de la curva determinará el probable producto de petróleo; igualmente se ha demostrado que con este trazado gráfico se puede señalar las zonas acuíferas y la permeabilidad.

La evidente ventaja de dicha información es que permite disponer de una valoración de la zona de interés tan sólo un tiempo de retardo después de que ésta ha sido penetrada, es decir, el tiempo que le toma al gas subir por el espacio anular hasta la cromatografía de gases.


GAS NO PRODUCTIVO

1000

160


Figura 8.4 Gráfico de la relación de gases

Aunque las zonas en el gráfico han demostrado que, en general, brindan predicciones bastante exactas, los valores de relación que definen a las zonas no deben ser tomados como absolutamente precisos para cada pozo o cada yacimiento. Si también se dispone de los datos de producción, se puede determinar estos valores regionalmente. Mientras mejor sea la calibración, más efectiva será la relación Pixler en la evaluación del yacimiento.

De las zonas representadas en la Figura 8.4, la relación C1/C2 es la relación fundamental para determinar la composición del petróleo de la zona, sea crudo o gas, o indicar si ésta no es productiva.

C1/C2 Tipo de fluido y gravedad relación

< 2 gravedad muy baja, alta densidad, alta viscosidad, crudo residual no productivo

2 – 4 crudo de baja gravedad, API 10 – 15

4 – 8 crudo de gravedad media, API 15 – 35

8 – 15 crudo de alta gravedad, API > 35

10 – 20 condensado de gas

15 – 65 gas

> 65 gas ligero, principalmente metano, no productivo debido a la baja


GAS PRODUCTIVO

CRUDO PRODUCTIVO

CRUDO RESIDUAL NO PRODUCTIVO

C1/C2 C1/C3 C1/C4 C1/C5

1

10

100

161


permeabilidad

La pendiente de la línea producida por las relaciones restantes de hidrocarburos es un indicio de si la zona producirá hidrocarburos o hidrocarburos y agua, y también puede dar una idea de la permeabilidad de la formación.

Una pendiente completamente positiva indica hidrocarburos productivos.

Una pendiente negativa o un intervalo negativo indica una zona acuífera.

Un gradiente similar a las líneas de la zona indica buena permeabilidad.

Una pendiente más pronunciada pendiente (más grande que las líneas de la zona) indica una reducida permeabilidad; una pendiente muy pronunciada puede indicar formaciones apretadas.

Si la relación C1/C2 es baja en la sección del crudo y la relación C1/C4 es alta en la sección el gas, la zona probablemente es no productiva.

8.3.2 Predicción y evaluación de zonas petrolíferas

La Figura 8.5 muestra 5 gráficos de relaciones de gas para probables zonas petrolíferas.


GAS

CRUDO

NO PRODUCTIVO

C1/C2 C1/C3 C1/C4 C1/C5

1

10

100

1000

NO PRODUCTIVO

1

2

3

4

5

162


Figura 8.5 Ejemplo de gráficos para crudo

Con una relación de C1/C2 entre 3 y 4, los trazados 1 y 2 indican un crudo de baja gravedad.

El trazado 1 indica crudo productivo y buena permeabilidad como se observa gracias a la pendiente positiva y poco profunda de la curva.

El trazado 2 indica una formación acuífera, señalada por la pendiente negativa entre la relación de C1/C3 y la relación de C1/C4. Por lo tanto, esta zona puede ser húmeda y no productiva o puede producir crudo y agua.

Con una relación de C1/C2 entre 7 y 8, los trazados 3 y 4 indican un crudo de gravedad media.

El trazado 3 muestra un crudo productivo con indicio de una muy buena permeabilidad señalado por la pendiente de la curva que es muy similar a la línea de la zona.

Sin embargo, el trazado 4 tiene una pendiente muy marcada, lo cual es indicio de que la formación puede ser demasiado apretada para ser comercialmente productiva.

El trazado 5, con una relación de C1/C2 inferior a 2 es no productiva. Puede tratarse de crudo residual o crudo muy viscoso en una formación acuífera según lo demuestra la pendiente negativa entre la relación de C1/C3 y la relación de C1/C4.

8.3.3 Predicción y evaluación de zonas gasíferas

La Figura 8.6 muestra 4 trazados de relaciones de gas para potenciales zonas gasíferas.

El trazado 1 muestra claramente el predominio del metano (lo que sería evidente en el registro del lodo) que produce una relación muy alta de C1/C2. Probablemente la zona es no productiva. La pendiente pronunciada respalda esta predicción al mostrar que la formación es apretada.

El trazado 2 muestra una zona gasífera productiva con muy buena permeabilidad, la cual es indicada por la pendiente positiva constante en un gradiente similar a la línea de la zona

El trazado 3 también muestra gas y buena permeabilidad, como lo indica la pendiente de la curva. Sin embargo, es muy probable que esta zona sea húmeda según lo indica la pendiente negativa entre la relación de C1/C3 y la relación de C1/C4.

El trazado 4 muestra gas pero la pendiente muy pronunciada sugiere que probablemente la formación es demasiado apretada para ser productiva comercialmente.

Es posible que se requiera de n mayor grado de interpretación para predecir los yacimientos de condensados de gas ya que es obvio que existe una superposición con las predicciones realizadas mediante la relación de C1/C2.



Se supone que existe gas si la relación de C1/C2 es superior a 15 y que hay crudo si la relación de C1/C2 es inferior a 15. Sin embargo, se sugiere la presencia de condensado de gas si la relación de C1/C2 oscila entre 10 y 20. Por lo tanto, si la relación de C1/C2 arroja un valor de relación de 17, la zona puede contener gas o condensado de gas.

Figura 8.6 Ejemplo de trazados gráficos para gas

8.3.4 Predicción de zonas de condensado

La Figura 8.7 ilustra cómo el trazado gráfico puede señalar la presencia de condensado de gas; no obstante, comúnmente se requiere compararlo con otros datos y con los resultados de las pruebas para determinar y diferenciar de manera definitiva las zonas gasíferas y petrolíferas que pueden producir un trazado de relaciones muy similar.

Hay menos confusión entre la predicción del condensado de gas y la predicción de gas dado que las zonas gasíferas generalmente producen una relación de C1/C2 mayor y más definitiva. Es más probable que haya confusión o duda entre las predicciones del condensado de gas y del crudo ligero puesto que la relación de C1/C2 puede ser muy similar y la pendiente del resto del trazado de relaciones puede indicar la presencia de gas en el caso del condensado o una formación apretada en el caso del crudo.


GAS

CRUDO

NO PRODUCTIVO

C1/C2 C1/C3 C1/C4 C1/C5

1

10

100

1000

NO PRODUCTIVO

1

2

3

4

164


Figura 8.7 Ejemplo de trazados de relaciones para condensado de gas

Los trazados 1 y 2 siguen una curva similar hasta la línea superior de la zona gasífera. Sin embargo, el bajo valor de la relación de C1/C2, 13 – 15, puede sugerir que existe una mayor proporción de hidrocarburos líquidos, lo cual constituye un buen indicio de condensado de gas..

Los trazados 3 y 4, con una relación de C1/C2 de 11 – 13, quedan comprendidos en la categoría de crudo o de gas y, con esta sola evidencia, resulta difícil especificar su verdadera naturaleza.

El trazado 3, considerando la pendiente positiva y poco profunda de la curva, muestra Buena permeabilidad y potencial de producción.

El trazado 4 pareciera ser húmedo en vista de la pendiente negativa que se observa entre las relaciones de C1/C3 y C1/C4.

8.3.5 Comparación con los ripios perforados

Una vez más, hay que hacer hincapié en que el trazado gráfico de las relaciones, al igual que cualquier otro parámetro o cálculo de registro, es tan sólo una trozo de información. Siempre el técnico de registro utilizará cada elemento de evidencia del cual disponga antes de hacer una evaluación fundamentada. Más importante aún, no debe olvidarse la más básica de las evidencias que es la que proporcionan los ripios perforados.


GAS

CRUDO

NO PRODUCTIVO

C1/C2 C1/C3 C1/C4 C1/C5

1

10

100

1000

NO PRODUCTIVO

1

2

3

4

165


Si el trazado de relaciones indica baja permeabilidad, entonces la cantidad de gas en los ripios puede ser empleada para confirmar o refutar esta predicción.

Si el trazado de relaciones predice crudo de una gravedad en particular o si hay dudas acerca de si el trazado indica condensado o crudo ligero, entonces hay que examinar los ripios en busca de señales del líquido. El color natural y el color de la fluorescencia bajo luz ultravioleta brindarán una idea acerca del producto de petróleo presente (ver Tabla 8.1).

Por ejemplo, si la relación de C1/C2 fuera 13, indicando un crudo de alta gravedad o un condensado, una fluorescencia violeta sería indicio de condensado en tanto que una fluorescencia blanco azulosa indicaría crudo. Sin embargo, si una muestra no presenta fluorescencia visible, ello podría indicar una zona gasífera o un fluido condensado que muestra fluorescencia en la gama ultravioleta del espectro.

Relación C1/C2

Gravedad API

Tipo de fluido Color natural Color de lafluorescencia

2 – 4 10 – 15 Crudo de baja gravedad

Marrón oscuro a negro

Marrón rojizo a naranja

4 – 8 15 – 35 Crudo de gravedad media

Marrón claro a medio

Crema a amarillo, oro, verde

8 – 15 > 35 Crudo de alta gravedad

Claro Blanco azuloso, azul

10 – 20 > 45 Condensado de gas

‘Gasolina’ Violeta / ninguno

Tabla 8.1 Guía de colores y fluorescencias de líquidos del petróleo

En resumen, el gráfico de las relaciones de gas ha demostrado proporcionar predicciones válidas del tipo de petróleo, gravedad del crudo, potencial de producción, permeabilidad y contenido de agua, especialmente cuando es posible la calibración regional.

En efecto, ésta es una forma de normalización del gas ya que solamente se utiliza la diferencia del vestigio de gas por encima del nivel del fondo, de manera que las influencias externas son minimizadas.

A pesar de todo ello, el trazado gráfico presenta algunos pequeños inconvenientes:

El número de trazados que puede obtenerse por cada zona potencial es limitado.

Los trazados son “fuera de línea”, aparte del registro de lodo, de modo que la información no es evidente de inmediato.



La Figura 8.8 muestra un resumen del uso del gráfico.

Figura 8.8 Resumen del uso del trazado de relaciones

Se pueden hacer otros análisis de relaciones, nuevamente comparando las cantidades relativas de gases de hidrocarburo detectados en la superficie, con el fin de determinar la naturaleza o el carácter del fluido del yacimiento en el sitio.

8.4 Análisis de las relaciones de humedad, equilibrio y carácter

Al comparar la proporción de gas ligero con la de gas pesado registrado en la superficie, estas relaciones desarrolladas por Exlog, pueden utilizarse para determinar el tipo de fluido (si es gas seco o húmedo, si es crudo seco ligero o pesado) presente en el yacimiento..

Una ventaja de la utilización de estas relaciones es que pueden ser calculadas de inmediato, a medida que avanza la perforación y se penetra en el yacimiento, pudiendo ser representadas gráficamente en papel o en gráficos en pantalla en tiempo real. Esto permite una evaluación inmediata y permite que sean identificadas diferentes zonas y contactos al tiempo que se perfora el yacimiento.

Asimismo, las relaciones pueden ser trazadas gráficamente tomando como base el registro de lodo de profundidad. Las tendencias son fáciles de entender y proporcional los análisis de pozo


Gas productivoHumedad en aumento

Crudo productivoDensidad en aumento

Crudo pesado, viscoso no productivoCrudo residual, breas, ceras

C1/C2 C1/C3 C1/C4 C1/C5

1

10

100

1000

Gas no productivoMetano geopresurizado

Alta gravedad

Baja gravedad

Gas seco

Gas húmedo Condensado de gas

167


final y futuros de las curvas al lado de cualquier otro parámetro del registro de lodo o del trabajo de guaya. Permitiendo evaluar sin mayor esfuerzo el carácter general de un yacimiento.

8.4.1 Relación de humedad (Wh)

Esta relación muestra un creciente aumento a medida que se incrementa la densidad del gas y del crudo, es decir, a medida que la cantidad de gas pesado aumenta en proporción a los gases livianos.

Sencillamente, a medida que la relación aumenta, se va indicando el gas seco (principalmente metano) hasta el gas húmedo (mayor concentración de gases pesados), aumentando aún más desde crudo de densidad ligera, pasando a densidad medio y alta (con gravedad API alta a baja) hasta llegar finalmente al depósito de crudo residual.



Wh Tipo de fluido

< 0.5 gas seco no productivo, no asociadometano geopresurizado

0.5 – 17.5 gas, aumentando en humedad a medida que aumenta Wh

17.5 – 40 crudo, aumentando en densidad (disminuyendo en gravedad)a medida que aumenta Wh

> 40 crudo residual crudo no productivo, de gravedad muy baja

Estas predicciones, basadas en la relación de humedad, aparecen reflejadas en la Figura 8.9.

Figura 8.9 Fluido del yacimiento en base a la relación de humedad


1 10 100

CRUDO RESIDUAL NO PRODUCTIVO

POTENCIAL PRODUCCION DE CRUDO

POTENCIALPRODUCTION DE GAS

GAS SECONO PRODUCTIVO

Densidad o humedad en aumento

Densidad en aumento

169


8.4.2 Relación de Equilibrio

La Relación de Equilibrio (Bh) es una comparación directa de hidrocarburos livianos y pesados y, para fines interpretativos, se le emplea conjuntamente con la relación de humedad.

Figura 8.10 Fluido del yacimiento utilizando las relaciones de humedad y equilibrio

Bh reacciona en sentido inverso a Wh, de manera que disminuye cuando la densidad del fluido aumenta. Esto significa que la relación de equilibrio decrece a medida que aumenta la humedad del gas, disminuyendo aún más cuando pasa a la fase del crudo. Se le emplea para determinar o confirmar el potencial de producción de gas. Por ejemplo, el valor del metano geopresurizado será muy alto y descenderá rápidamente en cuanto haya aunque sea una pequeña cantidad de hidrocarburo pesado.


0.1 0.5 1.0 10 17.5 40 100

GAS NO PRODUCTIVO

GAS POSIBLEMENTE PRODUCTIVO

GAS PRODUCTIVO

GAS, CONDENSADO o CRUDO

CRUDOPRODUCTIVO

CRUDO / AGUA NO PRODUCTIVO

WhBh

Humedad enaumento

Gravedaddecreciente

170


8.4.3 Uso de Bh con Wh

La Figura 8.10 muestra una representación típica de las dos relaciones y de cómo ambas reaccionan de manera inversa entre sí. Se puede considerar que este gráfico está basado en la profundidad, así que es evidente como estas curvas de relaciones pueden ser ventajosas a la hora de determinar la naturaleza del fluido del yacimiento y como contacta con una sección vertical de litología.

La Tabla 8.2 muestra exactamente la forma en que se utilizan numéricamente las dos relaciones para determinar estas zonas.

Relación de Equilibrio

Relación de Humedad

Fluido del yacimiento y potencial de producción

> 100 Gas seco, muy ligeroComúnmente no asociado y no productivo como el caso de metano geopresurizado

< 100 < 0.5 Posible producción de gas seco y ligero

Wh < Bh < 100 0.5 – 17.5 Gas productivo, aumentando en humedad a medida que las curves convergen

< Wh 0.5 – 17.5 Gas o condensado muy húmedo y productivo o crudo de alta gravedad con GOR alta

< Wh 17.5 – 40 Crudo productivo con gravedad decreciente a medida que las curves divergen

<< Wh 17.5 – 40 Menor potencial de producción de crudo de baja gravedad y con baja saturación de gas

> 40 Crudo residual de gravedad muy baja, no productivo, comúnmente contiene agua

Tabla 8.2 Predicciones de fluido y producción a partir de las relaciones de humedad y equilibrio

Tanto en el gráfico como en la tabla puede apreciarse claramente que cuando las dos curvas se juntan cerca del punto de intersección, resulta muy difícil determinar la naturaleza exacta del fluido.

Dicho de otra manera:

Cuando Wh indica gas pero Bh es apenas un poco mayor que Wh, el yacimiento podría contener gas muy húmedo o condensado.



Cuando Wh indica gas pero Bh es menor que Wh, el yacimiento podría contener gas muy húmedo o condensado o crudo muy ligero con una alta relación gas-crudo (GOR).

Aun después del punto de intersección, cuando Wh ya indica crudo, si las dos líneas todavía están cerca, resulta difícil predecir si se tiene un fluido condensado o un crudo muy ligero con una GOR muy alta.

Ante esta situación se puede recurrir a una tercera relación conocida como Relación de Carácter (Ch) para ayudar en la evaluación.

8.4.4 Relación de carácter

Omitiendo los compuestos hidrocarburos más livianos (metano y etano) y comparando solo los compuestos más pesados, se puede confirmar la presencia de un fluido de hidrocarburo denso lo cual debe ayudar a diferenciar un gas muy húmedo de un crudo con gravedad muy alta.

La importancia de comparar estos tres compuestos radica en que C3 puede aparecer como cantidades de traza en un yacimiento de gas, pero será un componente importante del gas húmedo o del crudo de baja gravedad. Por otra parte, es posible que C4 y C5 no aparezcan en una zona gasífera, pero si estarán presentes en cierta medida en gases densos o más húmedos y mucho más en crudos livianos.

Si Ch < 0.5 Se confirma la presencia de una fase de gas productivo, bien sea gas húmedo o condensado de gas.

Si Ch > 0.5, Se confirma la presencia de una fase líquida productiva, de manera que el gas indicado por la relación de humedad está asociado al crudo ligero.


1 10 17.5 40 1000 3

Gas seco

Relación de humedadRelación de equilibrio

Relación decarácter

172


Figura 8.11 Análisis de yacimiento utilizando las relaciones de humedad, equilibrio y carácter

En la práctica con frecuencia la evaluación de las curves de relación se fundamenta inicialmente en las curves de equilibrio y humedad y donde éstas se entrecruzan se considera como el contacto del gas con el crudo. Esta premisa básica no tiene nada de malo, pero podría resultar errada si la intersección ocurre cuando Wh aún es inferior a 17,5 indicando gas. Aquí es cuando el uso de la relación de carácter puede ser empleada para lograr una mayor precisión, tal como se observa en la Figura 8.11.


Humedad en aumento

Gas o condensado

Crudo de alta gravedad con GOR alta

Gravedaddecreciente

Crudo residual +/o agua

173


Figura 8.12 Determinación del fluido del yacimiento mediante un trazado vertical de relaciones de gas.

La Figura 8.12 muestra un ejemplo real de cómo las relaciones pueden ser graficadas y utilizadas para determinar el fluido del yacimiento a través de una sección vertical.

Naturalmente, como ya se dijo repetidas veces, estas relaciones proporcionan tan solo un trozo más de información a partir de la cual se hacen predicciones fundamentadas. Nunca se les debe tomar como incuestionables, antes bien, hay que considerarlas junto con toda otra información disponible.

Las situaciones en las relaciones de gas normales han resultado ser menos eficaces ocurren cuando la ‘escala’ de hidrocarburos livianos a pesados no se encuentra presente.

Los fluidos de yacimiento característicos que han conducido a esta situación son los siguientes:

Los fluidos condensados cuando, en la superficie, los componentes más pesados de C3 y C4 están presentes en cantidades proporcionalmente mayores que las de los componentes más livianos.

Crudos muy viscosos que, una vez más, arrojan grandes proporciones de hidrocarburos más pesados.

Otra situación que limita la eficacia de los análisis de relaciones es la que se plantea cuando el gas que se está produciendo de la formación también es liberado. La razón de ello es que, en este caso, el gas que se está midiendo no se relaciona en forma pura con el fluido y el volumen de gas liberado crea un determinado volumen de formación. Las relaciones resultan distorsionadas ya que está entrando gas de más (comúnmente una mayor proporción de hidrocarburos más livianos) en el lodo de perforación a causa del influjo.



De manera similar a las relaciones Pixler, la “calibración” regional de los valores de relaciones o límites, pueden ser determinados si se dispone de información sobre la producción o de las pruebas.

En el caso del área ambigua antes descrita, el geólogo de registro también debe tomar en cuenta las relaciones Pixler, los ripios, los indicadores de porosidad y el tipo de fluorescencia.

En conjunto toda esta información puede proporcionar información muy valiosa a partir de la cual se puede determinar sobre una base razonable los contactos del yacimiento y su potencial de producción. No solamente se obtiene información esencial que permite que las zonas que han de ser probadas puedan ser localizadas con precisión y confirmadas con el trabajo de guaya, sino que en muchos casos, ha hecho resaltar zonas que posteriormente no han sido detectadas por el trabajo de guaya.



8.5 Indicador de petróleo

El indicador de petróleo compara el contenido de metano del gas retornado con el contenido de hidrocarburo pesado.

En este sentido es muy parecido a la relación de equilibrio (omitiendo el C2) y la tendencia resultante refleja el cambio de densidad del fluido de hidrocarburo.

El indicador de petróleo oscilará entre 0 y 1, pero graficado a la inversa facilita el trabajo con los números los cuales siguen una tendencia similar a la relación de equilibrio.

El Indicador inverso de petróleo fluctuará entre 0 y 100, aumentando a medida que disminuye la densidad del fluido (figura 8.13).

Indicador de petróleo Evaluación Indicador inverso de petróleo

0.01 – 0.07 gas seco, agua cargada con gas 100 – 14.3

0.07 – 0.10 condensado, crudo liviano 14.3 – 10 con alta GOR

0.10 – 0.40 crudo (subsaturado) 10 – 2.5

0.40 – 1.0 petróleo residual 2.5 – 1



Figura 8.13 Utilización del indicador de petróleo inverso


1 10 100

Gas seco

Condensado, o crudo liviano/altaGOR

Petróleo

Petróleo residual

177



Sección 9 ANALISIS DE LA FLUORESCENCIA

La fluorescencia cuantitativa (QFTTM TEXACO) fue creada con el fin de poner término a la subjetividad que caracterizaba a las técnicas de fluorescencia convencionales que se venían utilizando, de manera casi inalterable, desde el inicio de los análisis en el lugar del pozo y los registros de lodo.

Usualmente, el color y la intensidad de la fluorescencia de los hidrocarburos se evalúan exponiendo los ripios a la luz ultravioleta; esto excita las moléculas de los hidrocarburos y provoca una emisión de fluorescencia fácilmente observable a simple vista

Mediante esta prueba y el uso de solventes se puede obtener información inestimable en cuanto al tipo de fluido, densidad del crudo, probabilidad de presencia de agua, permeabilidad y movilidad del petróleo. En el pasado, esta información ha resultado útil para identificar y evaluar formaciones con hidrocarburos y para cotejar con datos obtenidos por otros medios como el análisis de la relación de gas descrito previamente. Ahora bien, debemos admitir que estos resultados son claramente subjetivos, no sólo en lo relativo a la solidez y exactitud de las pruebas sino también en cuanto a las deficiencias que pueda tener el geólogo para percibir los colores.

Se ha podido determinar asimismo que sólo una muy pequeña proporción de las emisiones provocadas por la exposición a la luz ultravioleta puede en realidad ser observada a simple vista. En efecto, muchas emisiones caen en el intervalo ultravioleta del espectro por lo que pasan desapercibidas para las técnicas convencionales, lo que no hace sino corroborar la subjetividad de las pruebas.

Con la QFTTM es posible medir de manera precisa la fluorescencia y la relación existente entre su intensidad y la cantidad de petróleo presente en los ripios perforados. No sólo permite realizar una evaluación más exacta y definitiva de la intensidad de la fluorescencia, y por ende del contenido de crudo que puede colocarse en la base de datos y cotejarse con otros parámetros, sino que puede identificar zonas petrolíferas indetectables por la fluorescencia convencional.

Esto no significa en absoluto que no debamos seguir considerando la fluorescencia ultravioleta como una valiosa herramienta de evaluación en el pozo: sigue siendo una de esas herramientas. Antes de examinar la QFTTM vamos a analizar en detalle las técnicas convencionales de fluorescencia y análisis de ripios.

9.1 La fluorescencia convencional como proceso de evaluación del pozo.

Vimos anteriormente la manera como el análisis de gas total y la cromatografía nos daban indicaciones inmediatas acerca de la presencia de hidrocarburos y como análisis más detallados de diversas relaciones de gas pueden utilizarse a fin de predecir de forma más precisa el tipo de fluido presente y el potencial de productividad.



En las técnicas convencionales de registro de lodo en el pozo, esta información y la del análisis de la fluorescencia sirven para confirmar el tipo de hidrocarburo y la presencia de agua, y el análisis de ripios para establecer manchas de petróleo y grado de porosidad, de esta manera se obtiene una imagen global del yacimiento que se está evaluando.

La presencia de fluorescencia indica que hay hidrocarburos pero no necesariamente que se puedan explotar comercialmente, ya que también el petróleo y el gas residuales, o las formaciones con petróleo en agua producen fluorescencia.

9.1.1 Preparación de la muestra

Es necesario lavar los ripios y verlos de inmediato ya que los componentes volátiles se perderán si la muestra se queda esperando; la fluorescencia es lo primero que debe analizarse en una muestra nueva.

Las bandejas de muestras deben estar limpias y sin contaminantes. Incluso algunos papeles utilizados para secar tienen fluorescencia, lo que dificulta aún más la tarea del geólogo.

Se retirará de los ripios todo el fluido de perforación que todavía envuelva los granos.

Si se está utilizando lodo a base de aceite, se recogerán regularmente muestras del fluido de base, ya sea aceite o diesel, junto con la muestra del lodo a fin de comparar su fluorescencia de fondo con la que emana de la muestra. Por lo general, el diesel y otros productos de base muestran, cuando la tienen, una fluorescencia marrón opaca; el aceite, en cambio, es obviamente muy soluble con los hidrocarburos provenientes de la formación. El petróleo se mantendrá disuelto en el fluido de perforación a diferencia de los gases que se liberarán de inmediato o posteriormente. Este componente adicional agregará fluorescencia a la del fluido de perforación durante todo el trabajo en el pozo, e incluso se trasladará hacia otros pozos en caso de que se vuelva a utilizar el mismo lodo. Es por ello que la fluorescencia de fondo del lodo puede cambiar lo que hace imperioso ver muestras normales a fin de identificar nuevos vestigios.

Rápidamente, examine la muestra bajo el microscopio para buscar indicaciones de manchas de petróleo, depósitos residuales o incluso burbujas de gas. Cualquier ripio que contenga manchas claras de petróleo debe separarse y verse bajo el fluoroscopio UV.

El petróleo vivo suele caracterizarse por un brillo marrón grasoso; el petróleo volátil echará humo y olerá cuando se le aproxime a la llama y ésta se tornará normalmente azul.

La cantidad de manchas de petróleo debe caracterizarse en términos de ninguna, pocas, normal, abundante etc. y se describirá la forma de ocurrencia como moteado, por zonas, uniforme; también se analizará el color y otras características de la fluorescencia.

El petróleo muerto o residual suele caracterizarse por un residuo oscuro o asfáltico negro.



Se tomará nota asimismo de la presencia de hidrocarburos sólidos como alquitrán y parafinas. Estos depósitos bituminosos, reconocidos por su apariencia negra y a menudo opaca, su ocurrencia en nódulos o puntos, su apariencia quebradiza pero de textura plástica, pueden indicar presencia de depósitos de petróleo residual o de una roca productiva potencial. Cualquiera sea el caso su presencia es importante y debe anotarse.

Seguidamente, observe los ripios bajo luz ultravioleta para determinar la presencia de material fluorescente.

Además de los hidrocarburos, hay otros contaminantes o minerales que producen fluorescencia. Es por ello que el geólogo debe estar muy atento para identificar sólo la fluorescencia relevante y separar los ripios que merecen un análisis más minucioso. Debería ser fácil identificar la fluorescencia de los minerales analizando los ripios bajo el microscópio, pero si se comete un error los minerales no darán corte de solvente.

Minerales Los carbonatos como la dolomita, caliza, y la marga muestran por lo general una fluorescencia entre amarilla y marrón.

La anhidrita o el yeso tienen una fluorescencia gris azulada.

Contaminantes grasa de tubería (dorado, blanco azulado, dependiedo de la composición)

diesel o aceite de base l aditivos de lodoalgunos cauchos y plásticos

Una vez que haya identificado los ripios con hidrocarburos, sepárelos y colóquelos en platos especiales para un examen más minucioso y pruebas bajo luz ultravioleta.

Durante esta separación no debe tocar los ripios con las manos para evitar la contaminación.

Antes de realizar las pruebas con solventes es preferible secar los ripios ya que el agua evita que el solvente penetre de manera efectiva la litología. Si la muestra se prueba húmeda, se puede utilizar alcohol con el solvente para que retire el agua y el solvente pueda entonces trabajar.

9.1.2 Color de la fluorescencia y brillo

Lo más importante que se debe destacar en la fluorescencia es el color y el brillo además de la cantidad y la distribución.

El color permite analizar la gravedad del crudo mientras que la reducción u opacamiento del brillo puede ser una indicación de presencia de agua.

Una fluorescencia menos brillante u opaca puede ser evidencia de una formación acuífera. Si, por ejemplo, se ha observado una fluorescencia brillante azulosa en la sección del yacimiento que luego se torna muy mate, es probable que el pozo haya pasado por el contacto petróleo/agua.



A través del color de la fluorescencia es posible analizar la gravedad del crudo.

Mientras menor es la gravedad API (mayor densidad), más oscura y menos intensa será la fluorescencia.

Es posible que petróleos y condensados de alta gravedad no provoquen fluorescencia alguna en el espectro visible, de ahí que la QFTTM pueda resultar sumamente beneficiosa.



Fluorescencia característica (figura 9.1): -

Petróleo Fluorescencia brillante, colores que varían en función de la gravedad APIMuy baja gravedad marrón rojizo, baja intensidad, por lo general no visible

Baja gravedad API marrón rojizo a marrón naranja, no siempre visible

Gravedad media API dorado, amarillo a crema, verde

Gravedad alta API blanco azuloso, algunas veces azul pero siempre visible

Condensado Fluorescencia brillante (cuando está visible), a menudo manchada, violeta

Pequeño corte de solvente que indica la presencia de hidrocarburos líquidos.

API 10 15 35 45 50

Color

Gravedad baja media alta condensado

Figura 9.1 Fluorescencia versus gravedad del fluido

9.1.3 Distribución de la fluorescencia

Es necesario estimar el porcentaje de fluorescencia observado tanto en toda la muestra como en la roca de yacimiento sola y analizar el tipo de distribución.

En primer lugar, la distribución debe describirse en términos de escasa, normal o abundante y luego calificarse con adjetivos como pareja, uniforme, irregular, puntiforme (característico de la grasa de tubería) etc.

El geólogo debe tratar de estimar el porcentaje de ripios que fluoresce en la muestra completa pero también el porcentaje de ripios del propio yacimiento que muestra fluorescencia.

Esta es una distinción capital, en especial cuando se penetra una zona por primera vez. No tiene ningún sentido y resulta engañoso decir que la muestra tiene 10% de fluorescencia si sólo 20% de la muestra está formada de roca de yacimiento. En el caso que nos ocupa, 50% de la roca de yacimiento tiene fluorescencia, ¡esta información es mucho más emocionante que el escuálido 10% mencionado¡



9.1.4 Corte de solvente

Solventes, como el I-I-I ID Orange sirven para obtener información acerca de la movilidad y permeabilidad del fluido.

La prueba es muy sencilla, consiste en agregar algunas gotas de solvente directamente sobre el ripio aislado mientras se observa la muestra bajo el fluoroscopio UV.

El solvente lixivia de manera efectiva el ripio colocando el petróleo en solución y retirándolo del ripio. Esto puede ayudar a establecer mejor el color de la fluorescencia sin obstrucción o interferencia por parte del ripio. La velocidad y carácter del corte refleja la solubilidad del crudo, la permeabilidad y la movilidad general del fluido.

Velocidad del corte

Una regla práctica indica que mientras más rápido es el corte más liviano es el crudo ya que se le coloca en solución y se le retira más fácilmente: es evidente que un crudo denso y viscoso se movera más lentamente.

Corte instantáneo Crudos de alta gravedad

Corte lento Crudos de baja gravedad

La permeabilidad también incide mucho en la velocidad del corte: a menor permeabilidad mayor lentitud en el corte. Otros factores interrelacionados como la calidad de la permeabilidad, la viscosidad y solubilidad del crudo que afectan en general la movilidad también contribuirán a la velocidad del corte.

Para describir la velocidad del corte se utilizarán adjetivos como lento, moderadamente rápido, rápido, instantáneo. . Naturaleza del corte

Cuando hablamos de naturaleza del corte nos referimos a la manera como el crudo es lixiviado del ripio y puede observarse por el patrón del solvente decolorado (del petróleo) saliendo del ripio.

Luminosidad uniforme Buena permeabilidad y movilidad del petróleo.

Correntoso Baja movilidad por limitada permeabilidad y/o alta viscosidad.

Si al agregar el solvente no se observa corte alguno, se puede recurrir a varios procedimientos para ‘forzar’ el corte:-

Si utilizó una muestra húmeda: Utilice una combinación de solvente / alcohol si el agua estuviese obstruyendo el solvente.

Repita la prueba utilizando esta vez una muestra seca.



Agregue ácido clorhídrico.

Triture el ripio para ayudar a liberar el petróleo, el corte triturado debe describirse de la misma manera que el corte de solvente.

9.1.5 Residuo

La observación de residuos después de realizar las pruebas con el solvente es una importante conclusión del procedimiento. En efecto, el solvente se ha evaporado rápidamente, cualquier cantidad de crudo que haya sido lixiviada del ripio se quedará en forma de residuo en la placa de la muestra, lo que sin duda alguna constituye una oportunidad de conocer el verdadero color natural del crudo sin el color de fondo del ripio.

Informaciones como el color natural, es decir el que se observa a la luz natural, el color de la fluorescencia, la intensidad y cantidad (mala, regular, buena) deben incluirse en el informe sobre la muestra ya que éste será una evaluación final de la densidad y cantidad del crudo contenido en el ripio.

9.1.6 Muestreo de l lodo

Como ya se explicó anteriormente, el motivo y las ventajas de verificar continuamente la fluorescencia de los lodos a base de aceite es que el fluido de perforación, al tener una solubilidad muy compatible con otros aceites, retendrá crudo desprendido del yacimiento lo que aumentará y modificará la fluorescencia.

Vale la pena mencionar también que los lodos a base de agua y de otras sustancias también deben examinarse para establecer la presencia de crudo emanado de los ripios debido a mecanismos normales de difusión. En este caso, el petróleo del yacimiento no se disolverá en el lodo sino que se quedará ‘separado’, por lo que pueden tomarse muestras y someterlas a estudio de fluorescencia como se hace con el petróleo retenido en los ripios perforados.

Podría ayudar si se mezcla el lodo con agua limpia para separar y levantar el petróleo el cual se puede luego recoger de la superficie y analizar en función del color natural y la fluorescencia.



9.2 Técnica de fluorescencia cuantitativaTM

Como ya se indicó, la QFTTM es un procedimiento que se realiza en el lugar del pozo y permite obtener una medición exacta de la fluorescencia de cualquier cantidad de crudo presente en una muestra. Si bien no deben descartarse las técnicas de fluorescencia convencionales como herramienta de evaluación, la QFTTM elimina errores potenciales: -

En primer lugar, el error producto del carácter subjetivo y descriptivo del proceso convencional que ha hecho que, no pocas veces, a partir de la misma muestra dos geólogos presenten informes muy distintos.

En segundo lugar, el error inherente a la fluorescencia convencional ya que muchas de las emisiones provenientes de los hidrocarburos caen fuera del rango detectable por el ojo humano. Esto no sólo significa que la fluorescencia visible no constituye sino una fracción de la emisión real y por tanto no es enteramente representativa, sino que ciertas ocurrencias de hidrocarburos pueden pasar completamente desapercibidas.

La QFTTM se realiza con un fluorómetro portátil que mide de forma exacta la intensidad de la fluorescencia producida por el petróleo en una muestra dada. Esta intensidad es proporcional a la cantidad de petróleo en la muestra, y puede graficarse en un registro de lodo a fin de mostrar un perfil basado en la profundidad de concentración de petróleo.

Esto, además de otros parámetros como gas, relaciones, litología, porosidad, fluorescencia convencional, etc constituirá una excelente fuente de información a partir de la cual se puede realizar una evaluación y un perfil completos de un pozo.

Una muestra lavada y secada al aire de ripio perforado o núcleo se muele hasta hacerla polvo. Se toma una cantidad fija (ya sea por peso o volumen) y se agrega un solvente orgánico para extraer el petróleo. Se hace la mezcla, se agita y filtra y se coloca en el fluorómetro para establecer la intesidad de la fluorescencia la cual será indicativa del contenido de crudo de la muestra.



En la figura 9.2 vemos un análisis comparativo de QFTTM, vestigios de gas total y fluorescencia de ripios. En este caso en particular, con un crudo de gravedad media, los vestigios de gas y la fluorescencia fueron por sí solos buenos indicadores, pero el ejemplo muestra la correlación entre ambas técnicas.

Figura 9.2 Correlación de la QFT con los parámetros convencionales de registro


Fluorescencia

Unidades QFT y PPM de gas total 1 10 100 1000 10000 100000 1000000

2500

3000

PROFUNDIDAD (m)

Base del yacimiento

QFTTMGas total

Tope del yacimiento

186


9.2.1 Limitaciones de la QFT

¿Cuán representativos son los ripios de la formación del yacimiento?

¿Cuánto crudo ha sido retenido por los ripios (i.e. ¿el lavado ha desplazado los hidrocarburos de la formación; qué proporción ha sido liberada hacia el fluido de perforación?)

Un lavado excesivo de las muestras puede hacer que se lixivie completamente el petróleo de los ripios.

Observe que estas limitacions son igualmente válidas para la fluorescencia convencional.

La intensidad de la fluorescencia no es lineal en todo el ‘espectro líquido’. Una cantidad dada de crudo de bajo API arrojará una intensidad significativamente mayor que la misma concentración de crudo o condensado pero de alto API. Por lo tanto, puede surgir la duda de si un cambio en intensidad se debe a un aumento en la cantidad de crudo o más bien es producto de un cambio en la composición. Sin embargo, por lo general resulta lógico pensar que un pico en la intensidad de la fluorescencia corresponde a la concentración máxima de petróleo.

La técnica no puede emplearse en pozos productores de gas.

QFTTM mide la cantidad pero no suministra ninguna información acerca del potencial de producción.

No obstante, la QFTTM es una medida precisa de la cantidad de crudo presente en una muestra dada y en tal sentido constituye otra herramienta para la evaluación completa del yacimiento

Se ha demostrado además que la QFTTM funciona cuando se perfora con lodo a base de aceite. Generalmente, diesels y aceites de base muestran una fluorescencia de muy baja intensidad, de manera que la presencia de crudos de alta intensidad se aprecia con facilidad.

La QFT puede emplearse para probar nuevamente ripios almacenados provenientes de viejos pozos.

Si la concentración de crudo en una muestra es demasiado alta puede ocurrir un fenómeno denominado quenching o extinción por el cual la muestra reabsorbe la luz emitida lo que provoca una intensidad anormalmente baja si se le compara con la tendencia anterior. Esto puede solventarse diluyendo la muestra, es decir un volumen menor de ripios mezclado con la misma cantidad de solvente, y ajustando el valor de intensidad resultante.

Si bien la QFT ofrece una comparación cuantitativa del contenido de crudo en una yacimiento dado, no determina los cambios en el tipo de crudo.

La intensidad de la fluorescencia variará al cambiar el tipo de crudo y la composición así como la cantidad. Claro está que si se probara una cantidad de petróleo conocida con una gravedad dada, la medición de intensidad resultante podría cuantificarse o calibrarse. Sin embargo, esto, obviamente, no es posible en el terreno ya que aunque se conoce el volumen de la muestra el contenido real de petróleo se ignora.

Otra técnica creada por Texaco es la Total Scanning Fluorescence (TSF) que mide la fluorescencia en todo el rango espectral. Por lo tanto, si un crudo contiene varios componentes



es posible determinar la fluorescencia debida a cada uno de éstos y obtener así un patrón espectral único de longitudes de onda de emisión en un rango de longitudes de onda de excitación ultravioleta (figura 9.3).

Figura 9.3 Esquema del gráfico espectral de la TSF

De esta manera se obtiene una ‘caracterización’ de un crudo en particular, y, en un gráfico de longitudes de onda de emisión versus de excitación, la intensidad de fluorescencia máxima se produce donde se obtiene la máxima respuesta del petróleo. La longitud de onda de excitación que genera esta respuesta máxima puede luego usarse en mediciones QFT más selectivas de una misma zona o yacimiento, es decir que se pueden seleccionar filtros de manera que las mediciones de QFT se realicen a la longitud de onda de excitación dada. Los incrementos mostrarán entonces de forma precisa aumentos en la concentración de petróleo.


Longitud de onda de excitación

Longitud de onda de emisión Wavelength

188



Sección 10 ESTUDIO DE CASOS Y APLICACIONES

10.1 Estudio de caso 1 Confirmación de yacimiento no productivo

Se llegó a una buena arena blanco produciendo un buen cambio en la velocidad de perforación y buenos vestigios de gas de C1 a C5. Los valores relativamente bajos carecen de importancia ya que se estaba utilizando lodo con polímero de gel de alta densidad para controlar las lutitas frágiles. La respuesta del gas por encima del gas de fondo es significativa. Vea el registro de lodo en la figura 10.1

Descripción de la arenisca

Cuarzosa, translúcida, entre incolora y marrón amarilloso pálido, grano predominantemente fino, muy fino en algunos lugares, rara vez entre mediano y grueso, desde subredondeado a redondeado, parcialmente subangular, escasamente seleccionado, generalmente no consolidado y soportado por el grano, cemento silíceo en cantidades menores, friable, cantidad regular a menor de buena porosidad intergranular.

Vestigios de los ripios

Fuerte olor a petróleo, mancha ocasional de petróleo y poco drenaje. 60 – 80 % de los granos de arena muestran buena fluorescencia, moderadamente brillante uniformemente amarilla. Corte correntoso de moderado a rápido amarillo pálido.Residuo de fluorescencia blanco amarilloso brillante; residuo visible marrón pálido.

Vestigios de gas

Cambios en la velocidad de perforación asociados desde 13 a 5 min/m

Componente Valor pico / Valor ABG (%)

Metano 0,2867 0,2311Etano 0,0730 0,0631Propano 0,0641 0,0633I-Butano 0,0226 0,0223N-Butano 0,0530 0,0503I-Pentano 0,0296 0,0290N-Pentano 0,0271 0,0266

La apariencia es la de una arena de yacimiento con una porosidad estimada razonablemente buena y buen potencial. Se esperaba que el análisis de los registros de guaya confirmara esta impresión con camisa de producción instalada y otras pruebas de la zona.

Desafortunadamente, resultó imposible correr las herramientas finales de registro hasta el fondo debido a derrumbes de lutitas más arriba en el pozo. La zona, de sólo un par de metros de espesor, resultó ser más delgada de lo esperado por lo que se hizo la siguiente pregunta a los mud loggers:-



‘Sin la confirmación de la guaya, ¿la información suministrada por los registros de lodo justifican que se siga gastando en hacer más pruebas o es mejor abandonar el pozo?’

Evaluación de los ripios y de los vestigios

La fluorescencia no es concluyente, el color amarillo brillante sugiere un petróleo de gravedad media. El corte correntoso amarillo más pálido puede sugerir la presencia de agua, y el carácter correntoso puede indicar una movilidad reducida debido a un petróleo de baja permeabilidad o de alta viscosidad.

Evaluación del vestigio de gas

A primera vista el vestigio luce muy significativo con un alto nivel por encima del valor de fondo establecido. Al analizar los componentes, el aumento de los gases pesados es proporcionalmente mayor que el de los componentes más livianos, lo que sugiere sin lugar a dudas un petróleo de muy baja gravedad.

Esto, aunado a la sugerencia de baja movilidad de fluido desde el corte correntoso, nos está indicando quizá que el potencial no es tan bueno como se creyó inicialmente.

Relación de equilibrio y humedad

Una relación de humedad de 48,4 indica, ciertamente, un crudo de muy baja gravedad, probablemente residual. La amplia separación de las dos relaciones es una sólida indicación de que la arenisca está humectada con agua.

Indicador de petróleo

No se muestra en el registro pero un valor de 0,8 también apunta hacia petróleo residual.

Relación Pixler

El gráfico de la figura 10.2 indica un petróleo de baja gravedad (aunque en la fase productiva) pero la caída en la relación C1/C4 es indicativa de agua.



Figura 10.1 Registro de lodo que muestra arena potencial para el estudio de caso 1


C1C2C4C3C5 Wh Bh Grain Size

ROPmin/m0 20

0.0001 Chrom Gas % 1.0 Wh+Bh1 100 1 Ch 10

C5C4 Bh

Wh

C2C3 C1

FlorescencenceGrain Size

191


Fig 10.2 Gráfico de relación de gas para la arena a 1090m, caso 1

La mayor parte del análisis está mostrando que el petróleo es de muy baja gravedad, casi con certeza residual, con una alta probabilidad de que además la zona sea húmeda.

La decisión, o más bien consejo, de los técnicos de registro fue abandonar el pozo ya que no valía la pena seguir realizando pruebas en la zona.

Luego de repasar un poco más en un último intento, las herramientas de guaya tocaron fondo; el rayo gamma confirmó el poco espesor de la arena y el registro de resistividad indicó que no había respuesta de hidrocarburos, lo que venía a confirmar las conclusiones del análisis de relación de gas (ver figura 10.3).

Decisión final: taponar y abandonar


GAS

PETROLEO

NO PRODUCTIVO

C1/C2 C1/C3 C1/C4 C1/C5

1

10

1000

NO PRODUCTIVO

100

192


Figura 10.3 Registro de guaya para la arenisca en el caso 1

10.2 Estudio de caso 2 Determinación de los contactos gas/petróleo/agua


Top Sand 1189.5mBase Sand 1192mGammaGammaGamma Top Sand 1189.5mBase Sand 1192.5m Resistivity Curves

Gamma

Top Sand 1189.5m

Resistivity Curves

Base Sand 1192.5m

193


Un ejemplo de buena correlación entre el registro de lodo y el registro de guaya

Aquí, cambios en la velocidad de penetración y el carácter y relación de gas ilustran alteraciones en la porosidad del yacimiento y determinan con precisión las profundidades del contacto gas/petróleo y petróleo/agua (figura 10.4).

Figura 10.4 Registro del caso 2 que muestra cambios de fluido y contactos de gas/petróleo/agua


Increased ROP/PorosityIncreasing WetnessOWC

Figura 10.4 Registro de lodo para el caso 2 que muestra los cambios de fluido y los contactos gas/petróleo/agua.

Wh Bh

Metano

GOC

Increasing Wetness

IncreasedROP/Porosity

OWC

0.001 Chromat Gas % 100 0 Ch 5 1 100

194


Por encima de 1750m sólo se consigue alto contenido de etano y no mucho más lo cual se ilustra por la alta relación de equilibrio.

A 1750-51m, un cambio en la velocidad de penetración indica una arena de mayor porosidad. Esto viene acompañado de un cambio en el fluido de hidrocarburo con un aumento en la humedad del gas (mayor proporción de gases pesados), hasta que las relaciones de humedad y de equilibrio se cruzan a 1754m, definiendo el contacto gas/petróleo.

Las curvas constantes que se observan de ahí en adelante sugieren que el yacimiento tiene potencial productivo de petróleo de gravedad moderadamente alta (relación de humedad de 18-20, y la relación de equilibrio inferior a la de humedad).

El contacto petróleo/agua se detecta a 1764m sobre la base de la caída en los niveles de gas y una ligera separación en las relaciones de humedad y equilibrio.

Figura 10.5 Registro de resistividad y porosidad neutrónica para el caso 2

La guaya (figura 10.5) confirma el cambio en la porosidad y fluido del yacimiento a partir de 1752m. Se indica buena porosidad entre 1754 y 1759m pero la respuesta de resistividad es bastante baja como para ser concluyente.

La resistividad se nivela en su extremo más alto a 1754m, el contacto gas/petróleo determinado a partir de las relaciones de gas.


gamma resistivity Neutron porosity/density

Change in reservoir fluid Increase in

porosity

Good porosity

Oil/water contact

Gas/Oil contact

195


El análisis de la relación Pixler confirma la fase productora de petróleo y distingue claramente el contacto gas/petróleo (figura 10.6); el gráfico de los 1752m muestra gas y los de 1754m y 1764m muestran petróleo productivo de alta gravedad.

El contacto petróleo/agua, a partir de la guaya, se detecta a 1762m donde la resistividad regresa a la tendencia de base y la porosidad disminuye.

Figura 10.6 Gráficos de relación de gas para el caso 2


GAS

PETROLEO

NO PRODUCTIVO

C1/C2 C1/C3 C1/C4 C1/C5

1

10

100

1000

NO-PRODUCTIVO1752m

1754m

1764m

196


10.3 Estudio de caso 3 Identificación del yaciminento y del fluido a partir de los análisis de relación de gas.

Un ejemplo de cuando las respuestas de los registros de lodo permiten realizar una excelente evaluación en comparación con respuestas mediocres obtenidas de los parámetros de guaya.

Las zonas de interés en este pozo eran una serie de arenas de canal fluvial discretas que se sabían eran exclusivas entre sí. Había la posibilidad de que pudieran contener distintos fluidos de petróleo e incluso podía haber arenas acuíferas por encima de las arenas petrolíferas. El contenido de hidrocarburo, perfectamente ilustrado por cruces repetidos de las relaciones de humedad y de equilibrio, identifica esto y muestra que existen zonas productoras de gas y de petróleo de gravedad media y alta.

En el sistema de lodo se retuvo una alta concentración de hidrocarburos, manteniendo un fuerte nivel de fondo y tendencias confusas, pero los vestigios de gas son categóricos y permiten un análisis de relación efectivo.

Los gráficos de la relación de Pixler de este pozo no fueron efectivos ya que indicaron a todo lo largo arenas gasíferas y acuíferas.

La figura 10.7 muestra el registro de lodo y otros registros de guaya posteriores se encuentran en la figura 10.8.

Analizando las principales zonas de interés: -

Arena a 2167m hasta 2171m

Las relaciones de humedad y equilibrio muestran petróleo de gravedad media y alta con una probable buena porosidad indicada por la rápida velocidad de perforación.

El registro de rayo gamma confirma una buena arena entre 2167m y 2170.5m, y el registro de porosidad neutrónico muestra que hay buena porosidad y permeabilidad. Sin embargo, la respuesta de la resistividad es muy baja lo que demuestra que no es una buena herramienta de evaluación para este pozo. La invasión de lodo podría ser una posible explicación para la falta de respuesta, pero en este caso luce improbable ya que, como lo indica el registro caliper, el revoque está bien formado.

Arenas entre 2184 y 2189m

Nuevamente, estas arenas produjeron buenos vestigios de gas con curvas de relación que indicaban petróleo productivo de gravedad moderadamente alta. Las buenas velocidades de penetración sugerirían buena porosidad.

Los registros de rayo gamma indican buena arena limpia, con una acumulación razonable de revoque entre 2185 y 2189m. La permeabilidad es buena, especialmente en la parte central de la zona (cercanía de las curvas de porosidad y de densidad; acumulación de revoque). Nuevamente, estas indicaciones no son respaldadas por ninguna respuesta significativa de la resistividad.



0 min/m 20 0.001 Chromatograph Gas % 100 0 Ch 5 1 100 Figura 10.7 Identificación del yacimiento a partir de las curvas de humedad y equilibrio


OIL

GAS

OIL

OIL

Bh Wh

198


Arenas a 2197-2199m

Esta arena provocó una arremetida masiva (gas 500 veces el nivel de fondo) y el petróleo fluyó por las cernidoras. Las curvas de relación indicaron un petróleo de gravedad menor que en las arenas anteriores. El registro gamma no indica una arena tan limpia como las que se encuentran en la zona previa. El registro de guaya también muestra que la arena está compacta (separación de las curvas de porosidad/densidad; no hay formación de revoque) y, una vez más, no hay respuesta en la resistividad que indique la presencia de hidrocarburos.

Figura 10.8 Registros de guaya para el caso 3


Cake Gamma Resistivity Neutron porosity/density

199


10.4 Estudio de caso 4 Identificación de inyección miscible

Un objetivo importante de producir un yacimiento es, obviamente, sacar tanto petróleo como se puede, cuando no todo.

Una vez concluida la producción primaria, los yacimientos agotados pueden ser sometidos a una producción secundaria inyectándoles otro fluido que desplace el petróleo remanente hacia los pozos de producción donde se puede recuperar. Históricamente, esto se había hecho de manera exitosa inyectando agua en el yacimiento a través de pozos perforados especialmente con ese fin. El agua se introduce a la fuerza en la roca del yacimiento y como es inmiscible (no se mezcla) con el petróleo, lo empuja por delante hacia los pozos de producción.

Aunque este proceso ha permitido realizar la recuperación mejorada de los yacimientos, es bien sabido que pudo haber dejado atrás una cantidad considerable de crudo. Esto se debe a gotitas de petróleo que se forman, cuando la cantidad o la saturación es baja, debido a la presión capilar. Estas gotitas son más grandes que la garganta de poro y no pueden deformarse lo suficiente como para pasar por ellas (la presión dentro de la gota es mayor que la que sobre ella ejerce el agua). Esta proporción del crudo va quedando atrás a medida que el flujo avanza (todavía empujando el petróleo por delante del frente de inyección). Ver figura 10.9.

Figura 10.9 Crudo dejado atrás luego del empuje hidrostático

Si se utilizara un fluido que se mezclara con el crudo no se formarían estas gotas por lo que, en teoría, se podría extraer todo el petróleo. En los dos ejemplos que mostramos se utilizó como fluido miscible un solvente de hidrocarburo compuesto principalmente de butano. Como es normal en estos casos, dado el alto costo de estos fluidos, se bombea primero un tarugo de solvente dentro del yacimiento y luego se le empuja con gas.

Caso 4.1

En este caso, se ha hecho recuperación secundaria en un yacimiento agotado utilizando inyección de agua. A fin de mejorar la recuperación, se ha inyectado un solvente a base de butano el cual fue empujado luego por gas.

El pozo en cuestión fue perforado horizontalmente (figura 10.10) a fin de determinar la extensión del banco de inyección e identificar los contactos de fluido (es decir, gas/solvente/crudo).


Garganta de poroEmpuje de agua crudo

grano

grano

200


Siguiendo las indicaciones que describimos a continuación fue posible establecer el contacto gas/solvente:-

Un aumento en C4 (y C5) por encima de los demás hidrocarburos que disminuyen ligeramente. Esto se confirma por los cambios en las distintas relaciones que se calculan.

Disminución significativa en la relación C1/C4 que revela el aumento en C4 al penetrar el solvente.

Una ligera divergencia de las curvas de humedad y equilibrio con el aumento en la relación de humedad que muestra la mayor proporción de C4 y C5 al penetrar el solvente.

Aumento de la relación de carácter de 0,2 – 0,25 (lo que indica gas) a 0,4. Esto muestra un aumento en los C4 y C5 sobre C3, el cual exhibe una ligera disminución, pero como el valor se mantiene por debajo de 0,5, el carácter nos dice que todavía no estamos en el banco de crudo.

El contacto solvente/crudo se determinó a partir de lo siguiente: -

Todos los hidrocarburos revelan un aumento al entrar en la zona de crudo, pero el incremento más significativo lo tienen los hidrocarburos más pesados, C3 a C5. Esto es confirmado por los cambios asociados en relaciones de gas.

Una caída adicional en la relación C1/C4 lo que evidencia el aumento relativo de C4 al penetrar el crudo.

Un aumento en la relación de carácter la cual, al exceder 0,5, indica claramente la presencia de crudo.

Divergencia significativa de las curvas de las relaciones de humedad y de equilibrio, lo que manifiesta una menor gravedad a medida que se penetra la zona de crudo.



Figura 10.10 Identificación de la inyección de flujo miscible para el caso 4.1


SOLVENT/OIL contact

0 Ch 2

WhBb

TVD PROFILE C1/C4

GAS/SOLVENT contactC3 C2 C1

C4’sC5’s

SOLVENT/OIL contact

202


Caso 4.2

Figura 10.11 Identificación de la inyección de fluido miscible para el caso 4.2

Al igual que en el 4.1, en este caso se ha inyectado un solvente a base de butano en un yacimiento agotado. Con el pozo horizontal se buscaba determinar los contactos y la extensión de la inyección de fluido miscible. (Figura 10.11).

El contacto solvente crudo se pudo establecer partiendo de la siguiente evidencia:-

Aumento de los hidrocarburos más pesados (C4 y C5) y ningún cambio (C3) o disminución (C1 and C2) en los más livianos.

Divergencia de las relaciones de humedad y equilibrio revelando presencia de crudo, con Wh en 30 – 35, lo que indica un petróleo de gravedad media a baja.

Aumento en la relación de carácter de casi 0,5 a 1, lo que evidencia mayor proporción de hidrocarburos pesados al pasar del solvente hacia el crudo.


TDV PROFILE 0.01 Chrom Gas % 100 0 Ch 3 1 100

WhBh

SOLVENT/OIL contact

203


10.5 Estudio de caso 5 Efecto del flushing sobre el gas y las relaciones

En este ejemplo (figura 10.12), una mala planificación del pozo hizo que se perforaran areniscas permeables lo que creo un fuerte sobrebalance. Esto provocó una fuerte invasión de fluidos (flushing) lo que deterioró las respuestas de gas e hizo que no se pudiera confiar en el análisis de relaciones.

Se utilizó una densidad de lodo de 1175 kg/m3 (el gradiente de presión de la formación normal era de 1035 kg/m3 peso equivalente de lodo) para tratar de controlar las lutitas y evitar que se siguieran derrumbando más arriba en el hoyo. En lugar de colocar resvestimiento, aislar la lutita y reducir el peso del lodo, se siguió perforando una larga sección del pozo con el enorme sobrebalance.

Las dos primeras areniscas (2183m y 2190,5m) muestran un retardo en la respuesta de gas, en efecto se perforan de 2 a 3 metros antes de que el gas exhiba un aumento correspondiente. El análisis de relaciones resultante tendría que ser visto con cautela pero, en este caso, dio una predicción acertada. Con una relación de humedad superior a 60 y una relación de equilibrio inferior a 1, la única conclusión era que se trataba de petróleo residual y agua. De hecho, esto fue confirmado con registros de guaya que dieron como resultado agua.

La tercera arenisca (2199.5m) revela por qué cualquier análisis de relación realizado cuando es claro que se está produciendo una invasión de fluido debe tomarse con pinzas. Esta arenisca produjo exactamente la misma respuesta en los registros de guaya, es decir petróleo residual y agua. En cambio, la respuesta de gas sugiere que se está agravando la invasión de fluido, al arrojar valores menores y sólo componentes más livianos produciendo algo más que trazas. El análisis de relación resultante, con curvas de humedad y equilibro convergentes, sugiere un cambio en el fluido del yacimiento. La relación de humedad entre 30 y 40 sugiere un petróleo de gravedad media a baja, mientras que la relación de equilibrio, 1 a 3, sigue prediciendo un fluido más residual.



Figura 10.12 Evidencia de lavado (flushing) en el caso 5


Partial Flushing

Bh

0.001 Chrcorato graph Gas % 100 0 Ch 3 1 100

ROP

Wh

Bh

Extreme Flushing

Extreme Flushing

205


10.6 Estudio de caso 6 Factores que limitan el análisis de relación

En este caso, la arenisca a 2107m (figura 10.13) produjo una respuesta de gas significativa de todos los hidrocarburos desde C1 hasta C5. Esto hizo que se probara la zona a pesar de que los registros de guaya no mostraban zonas con ningún potencial.

Figura 10.13 Respuesta de gas para el caso 6

Partiendo de la siguiente evidencia, la arenisca exhibió buena permeabilidad y apoyo de presión:-

Gases de conexión a 2108m 14,4% sobre un gas de fondo de 0,8%2137m 9,44% sobre un gas de fondo de 0,9%

Alimentación continua de gas como se observa por la caída lenta de los niveles de gas luego de pasar por la arena.

Estos factores hicieron que se probara la zona y, aunque la prueba reveló que el petróleo era viscoso con poca movilidad, resultó que produjo cerca de 600bpd de crudo de API 35

De haberse utilizado únicamente el análisis de relación estándar se hubiera obtenido una evaluación errónea, pero no hay que olvidar tampoco que esta zona fue probada únicamente en base a la respuesta de gas y un análisis de guaya la hubiera pasado por alto.

En este ejemplo, la separación de las curvas de relación de humedad (>100) y de equilibrio (<1) hubiera llevado normalmente a concluir que se trataba de petróleo residual no productivo.

Sin embargo, la evaluación de la relación de carácter es correcta en el sentido que, con un valor superior a 0,5, está indicando que el gas detectado está asociado a un crudo liviano. Ahora bien, normalmente para hacer una evaluación esta relación no se habría utilizado sola ya que se emplea de manera específica cuando la cercanía entre las curvas de humedad y de equilibrio dan lugar a ambigüedad.


Partial flushingExtreme flushing

0.001 Chromatograph Gas % 100 0 Ch 3 1 100

Bh Wh

206


En este caso no hay ambigüedad puesto que las curvas de humedad y de equilibrio revelan claramente la presencia de petróleo residual.

La primera razón posible de esta diferencia es la movilidad. Por lo general, el petróleo residual está asociado con un residuo viscoso, por lo que la predicción de que se trataba de petróleo residual se debía más a su viscosidad y poca movilidad que al tipo de fluido y a la productividad.

En muchos casos con crudos muy viscosos, el análisis de relación ha conducido a altas relaciones de humedad y bajas relaciones de equilibrio sugiriendo así que se trataba de petróleo residual, aunque posteriormente se lograra establecer flujo y producir. La calibración regional de las relaciones, como ya se indicó, beneficiaría obviamente el análisis de relación en tales casos.

El segundo factor limitante en este caso en particular es que la presión del yacimiento ha producido gas y también lo ha liberado cuando se le ha penetrado. De manera que la respuesta inicial de gas es el resultado de ambos mecanismos y no está directamente relacionada con el volumen de gas liberado del volumen de roca dado.



10.7 Estudio de caso 7 Predicción de una zona gasífera compacta improductiva.

Este caso ilustra las bondades del análisis con cromatografía de gases en comparación con el análisis de gas total cuando se trata de evaluar vestigios y determinar tipos de fluidos.

La arenisca a 1641m (figura 10,14) estaba marcada por un cambio brusco en la velocidad de perforación, la cual pasó de 14-16 min/m a 6 min/m. Sin embargo, el aumento en hidrocarburos totales (totalizados de los componentes cromatográficos) superó en más de 15 veces el gas de fondo con un pico de 7,8% sobre el nivel de fondo de 0,4-0,5%. Esto ciertamente indica un cambio significativo en porosidad o saturación de gas.

Figura 10.14 Zona gasífera seca improductiva para el caso 7

A primera vista, el geólogo del pozo analizó el vestigio en base al cambio en la perforación y a la respuesta del detector de gas total, la cual, al igual que la cromatográfica, era significativa. Partiendo de esa información decidió que la zona debía ser probada. Sin embargo, al investigar el vestigio de gas cromatográfico, el aumento principal ocurre en el contenido de C1. Apenas si se produce un pequeño aumento en C2 y C3 y prácticamente no hay cambio en el nivel de fondo de C4 y C5 arrastrado por el lodo.

Esto se confirma con las relaciones de humedad y equilibro. La relación de equilibrio (> 200) y de humedad (< 2) indican gas muy liviano, seco e improductivo.

El gráfico de relación de pixler (figura 10.15) confirma esto con una relación C1/C2 de 111 (i.e. superior a 65 y por lo tanto dentro de la zona de gas improductiva) y luego el gráfico se sale de la escala en un ángulo de fuerte pendiente que sugiere una baja permeabilidad.

Los mudloggers sugirieron por lo tanto que la zona no justificaba las pruebas.


0.001 Chrom Gas % 100 0 Ch 3 1 100ROPmin/m0 20

Bh WhBG 0.45%

Peak 7.8%

208


Figura 10.15 Predicción de gas improductivo para el caso 7

Estas predicciones fueron confirmadas posteriormente con los registros de guaya pero la zona fue probada, a pesar de todo, a solicitud del geólogo. ¡Lo único que se obtuvo fue una limitada producción de agua¡

10.8 Estudio de caso 8 Geodireccionamiento de pozos horizontales en base a relaciones de gas.

Si bien no es un requerimiento, si se registran gases cromatográficos para el hoyo piloto vertical cuando se penetra el yacimiento por primera vez, es posible determinar la ondícula de relación de gas para los fluidos del yacimiento y posteriormente utilizarla para orientar la sección lateral del pozo (figura 10.16). Los puntos de contacto de fluido pueden establecerse y verificarse con la guaya.

La ventaja de los pozos horizontales es, sin lugar a dudas, que dan acceso a una mayor zona productora, y la ventaja de utilizar la relación de gas para la orientación es el costo:-

Se elimina o reduce la necesidad de usar MWD.

Corrección de trayectoria más rápida. El geodireccionamiento basado en las relaciones de gas significa que sólo tiene que pasar el tiempo de retardo de gas antes de que se vea que es necesario corregir la trayectoria. Con el MWD el tiempo es mayor dependiendo


GAS

PETROLEO

NO PRODUCTIVO

C1/C2 C1/C3 C1/C4 C1/C5

1

10

100

1000

NO-PRODUCTIVO

209


de cuán atrás de la mecha se encuentre ubicada la herramienta. Este retraso significa que la corrección va a tener que ser mayor y va tomar aún más tiempo.

Figura 10.16 Establecimiento de relaciones para el geodireccionamiento

Caso 8.1

Las figuras 10.17 y 10.18 muestran la sección lateral de un pozo geodireccionado. Luego de tomar los registros de la sección vertical del pozo, se determinaron los contactos sobre la base de los vestigios y relaciones de gas.


GasCrudoAgua

Gas cromat total WhBh

210


La figura 10.17 muestra la entrada dentro del yacimiento y el inicio de la sección lateral del pozo.

Figura 10.17 Relaciones de gas contra perfil vertical del pozo para el caso 8.1

El tope del yacimiento se establece a 1710m (1659 TVD) donde se produce un aumento en todos los gases y se cruzan las relaciones de humedad y equilibrio. Esto marca el contacto gas/petróleo, por encima del cual se encuentra una zona de gas húmedo o petróleo con una alta relación gas/petróleo.

Se orienta el pozo hacia la horizontal con el objeto de perforar lateralmente a través de la zona de petróleo. A medida que el pozo pasa verticalmente por el yacimiento, la separación gradual de las relaciones de humedad y de equilibrio revela la existencia de petróleo con una decreciente gravedad API.

A 1739m (1662,1m TVD), los niveles de gas bajan, las relaciones de humedad y equilibrio divergen aún más (indicando agua) y la velocidad de penetración se desacelera, todo lo cual revela que el pozo ha pasado por la base del yacimiento.

La figura 10.18 muestra el regreso hacia el yacimiento. Los niveles de gas comienzan a aumentar y las relaciones de humedad y equilibrio se cruzan a 1800m (MD). Durante el primer 1/5 metro, profundidad vertical verdadera, la trayectoria del hoyo costea la base del yacimiento. La buena separación entre las curvas de humedad y de equilibrio a 1817m (MD), evidencia la penetración dentro de la buena arena petrolífera. Los niveles de gas y la separación entre las curvas se mantienen mientras se perfora horizontalmente a través de la zona productora.


Reservoir Top

Exit Reservoir

Vertical Profile

Chrom Gas %

Wh Bh

ROP

211


Figura 10.18 Sección lateral continua para el caso 8.1

Caso 8.2

La figura 10.19. ilustra un pozo también con geodireccionamiento.

En este caso, las relaciones de gas permiten distinguir con toda claridad el tope y la base de un yacimiento de areniscas buzante lo que facilita un geodireccionamiento efectivo.


Entry into reservoir

Sweet spot

212


Figura 10.19 Sección lateral para el caso 8.2

El punto de entrada del yacimiento, o tope, es evidente en el lugar donde las relaciones de humedad y de equilibrio hacen contacto (contacto gas/petróleo) y se separan para evidenciar un petróleo entre mediano y liviano. La separación de las curvas se mantiene a través de la sección lateral hasta que se penetra la base a 1906m (MD), lo cual queda ilustrado por la amplia separación de las curvas que indica presencia de agua.


Wh Bh

Chrom Gas %

Reservoir Top

ROP

Reservoir Base

Vertical Profile

213


10.9 Estudio de caso 9 Identificación de fractura

A menudo las fracturas vienen acompañadas de aumentos de gas, ya sea que suministren ‘porosidad de fractura’ para los fluidos del yacimiento o se trate de fracturas alimentadas por gases de alta presión y bajo volumen como los que se encuentran en las estribaciones de Alberta, Canadá.

Resulta muy difícil identificar las fracturas a partir de los registros de guaya, en cambio es muy fácil reconocerlas con las respuestas de gas. A fin de establecer la correlación exacta de profundidad, es fundamental contar con un sensor de gas total continuo o un cromatógrafo de alta velocidad (figura 10.20) de manera que el pico se muestre de manera precisa y sea rápidamente correlacionado con la profundidad de retardo.

Figura 10.20 Identificación de fracturas con gas a partir de registros de tiempo real

La penetración de una fractura se reconoce generalmente por una velocidad de penetración mayor y en ocasiones errática y más claramente por un torque de rotación errático. Normalmente el aumento de gas se asociará con un aumento proporcionalmente mayor de los gases más livianos, en especial el etano. Esto provocará una reducción en la relación de humedad y un aumento en la relación de equilibrio.


F

F

F10 minutes

F

F

F

F

214


Figura 10.21 Ejemplo de gas de fractura

En el ejemplo que se muestra en la figura 10.21, un aumento moderado en la velocidad de penetración (de 35 min/m a 25min/m) mientras se perforaba caliza estuvo acompañado de un incremento en el torque errático. Esto se observó en la planchada y se le comunicó al técnico de registro. En el registro de tiempo real se anotó debidamente la posibilidad de fractura. El gas resultante alcanzó un pico de casi 10% en comparación con el nivel de fondo que era de 0,1%, y estaba compuesto principalmente de etano con pequeñas cantidades de etano y propano. Esto se ilustra por la caída en la relación de humedad a cerca de cero y el aumento significativo de la relación de equilibrio por encima de 2000.


C1Wh

Bh

C1

C2

C3C2

C1

Increased ROP Erratic Torque

215


10.10 Estudio de caso 10 Determinación del cambio de gravedad del crudo en el yacimiento

En este ejemplo, se sabe que la gravedad del crudo disminuye con la profundidad. Sin embargo, los puntos de contacto son a menudo difíciles de establecer a partir de los registros de guaya debido a la invasión de la formación y a la mala calidad de la información.

Las curvas de relaciones permiten ver con claridad los cambios de gravedad y los puntos de contacto. (Figura 10.22).

Figura 10.22 Cambio de la gravedad API con la profundidad, caso 10

La zona de interés para este cambio gradual se ubica entre 14540pies y 15490pies.

Entre 14540 y 14547pies, las curvas están muy cerca lo cual es un diagnóstico del crudo de 28 API. Esta zona productora de 7 metros produce 7500 bpd. A 14547 pies, las curvas divergen mostrando una disminución en la gravedad. La zona de 26 metros que va de 14547 hasta 14573 pies contiene crudo entre 15 y 20 API.


Contact for medium to medium low API

wet

28 API

15-20 API

8-15 API

216


A 14573 pies, las curvas divergen aún más indicando el punto de contacto con una nueva disminución de la gravedad. En efecto, la base del yacimiento, desde 14573 hasta 14590 pies contiene un crudo de 8 API.



10.11 Estudio de caso 11 Predicción del acercamiento a un yacimiento agotado

Este yacimiento agotado es proclive a perder circulación y por consiguiente a una mala evaluación de guaya debido a la invasión de fluido. Las curvas de relación de gas muestran un leve cambio a medida que nos acercamos al yacimiento lo que da tiempo de bajar el peso del lodo antes de entrar en él (figura 10.23). Sin duda que esta medida reduce al mínimo el riesgo de perder circulación y de dañar la formación a consecuencia de la invasión y permite obtener posteriormente información de guaya. Las relaciones de humedad y de equilibrio se cruzan antes de penetrar en la arena donde exhiben una marcada separación que indica la presencia de un crudo de gravedad media. Las curvas de gas muestran una excelente correlación con los registros de guaya (observe la respuesta de gas y de resistividad cuando aparece el crudo)

El yacimiento produce 500 bpd inicialmente los cuales pasan a 2000 bpd luego de la estimulación de fractura.

Figura 10.23 Correlación de gas y guaya en un yacimiento petrolíero agotado.


Approach

Oil Shows

Entry

Bh

ChWhGas

ROP Gamma Resist’

218


APENDICE Referencias

1 Mud Logging Handbook , Alun Whittaker, Prentice-Hall 1991

2 Mud Logging Principles and Interpretations, Exlog, IHRDC 1985

3 Mud Logging, J.G. Bond, IHRDC 1986

4 Petroleum Development Geology, Parke A. Dickey, Pennwell Books 1986

5 Liberated, Produced, Recycled or Contamination?, Richard.F. Mercer, SPWLA 15th

Annual Logging Symposium, June 2-5, 1974

6 Surface Techniques to Measure Oil Concentration while Drilling, Patrick L. Delaune, Texaco EPTD, SPWLA 33rd Annual Logging Symposium, June 14-17, 1992

7 The Application of Fluorescence Techniques for Mudlogging Analysis of Oil Drilled with Oil-Based Muds, M.V. Reyes, Texaco EPTD, SPE 25355, 1993

8 A New Quantitative Technique for Surface Gas Measurements, Alan C. Wright, Scott A. Hanson, Patrick L. Delaune, Texaco EPTD, SPWLA 34th Annual Logging Symposium, June 13-16, 1993

9 Interpretation of Hydrocarbon Shows using Light (C1-C5) Hydrocarbon Gases from Mud Log Data, J.H. Haworth, M. Sellens, A. Whittaker, AAPG V69 No8, August 1985

10 Reservoir Characterization by Analysis of Light Hydrocarbon Shows, J.H. Haworth, M.P. Sellens, R.L. Gurvis, SPE 12914, 1984

11 Well-Site Formation Evaluation by Analysis of Hydrocarbon Ratios, Gregg H. Ferrie, B.O. Pixler, Stuart Allen, Petroleum Society of CIM, No 81-32-20, 1981

12 Formation Evaluation by Analysis of Hydrocarbon Ratios, B.O. Pixler, SPE 2254, 1969

13 Estimation of Gas/Oil Ratios and Detection of Unusual Formation Fluids from Mud Logging Gas Data, Alan C. Wright, Texaco EPTD, SPWLA 37th Annual Logging Symposium, June 16-19, 1996

14 Properties of Petroleum Reservoir Fluids, Emil J. Burcik

15 Lange’s Handbook of Chemistry, 14th Edition, John A. Dean, 1992


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