TEMA 1 : INTRODUCCION GENERAL 1.1. Introduccin a la aplicacin de los registros de pozos Desde la aparicin de los mtodos elctricos de medicin de parmetros fsicos de un pozo en 1920, se ha convertido en una practica general de la industria petrolera, el hacer uso de las herramientas de registro de pozos al terminar la perforacin de un pozo o en ciertos intervalos durante la perforacin. Estos registros aunque no reemplazan a lncleos de testigos, son ms baratos y rpidos de obtener; adecuados para correlaciones geolgicas de estratos; para la deteccin y evaluacin de horizontes posiblemente productores y posteriormente en el trabajo de anlisis y caracterizacin para el desarrollo de campos, as como en la definicin de programas posteriores de recuperacin secundaria. Se define bsicamente que el registro de pozos es el estudio y aplicacin de todas las mediciones efectuadas en el agujero del pozo, para determinar las propiedades de las formaciones geolgicas vecinas a las paredes del pozo

MATERIA: LOS REGISTROS DE POZOS

PARAMETROS BASICOS DE UN RESERVORIO CONCERNIENTES A LA ACUMULACION Y FLUJO DE HIDROCARBUROS

1 TODO EL PETRLEO O GAS QUE SE PRODUCE ACTUALMENTE PROVIENE DE ACUMULACIONES QUE TIENEN LUGAR EN EL ESPACIO PORAL DE LAS ROCAS DE UN RESERVORIO. EL VOLUMEN TOTAL DE PETRLEO Y/O GAS CONTENIDO EN UNA UNIDAD DE VOLUMEN DE UN RESERVORIO ES EL PRODUCTO DE LA POROSIDAD MULTIPLICADA POR LA SATURACIN DE HIDROCARBUROS. ADEMS DE ESTOS PARMETROS SE REQUIERE CONOCER EL ESPESOR Y REA DE LA FORMACIN PRODUCTORA PARA EVALUAR LA POSIBILIDAD DE QUE UN RESERVORIO PRODUZCA HIDROCARBUROS SE DEBE CONOCER LA PERMEABILIDAD2

Entonces, los siguientes tipos de datos son requeridos para la evaluacin de un reservorio y su potencial de produccin 1) Capacidad de la roca para contener fluidos 2) El volumen relativo de estos fluidos 3) La habilidad de estos fluidos para fluir a travs de la roca hacia el agujero del pozo.

3 La porosidad ( )refleja la parte no slida de una roca, se expresa en porcentaje de un volumen dado de la roca estudiada. Para establecer este porcentaje de porosidad, se divide el volumen de la parte no slida de la roca ( parte llena con fluidos) por el volumen total.

La porosidad desarrollada durante el proceso original de sedimentacin de la roca, es conocida como porosidad primaria Usualmente esta propiedad se presenta en formaciones granulares similares a la arenisca (sand). La porosidad denominada secundaria, es usualmente encontrada en rocas calizas o dolomitas, cuyos poros han sido disueltos por el agua contenida, creando cavernas o concavidades mayores que dan origen a la porosidad secundaria.

4Porosid444ad 47,69= 47,60 % Porosidad = 25,90 %POROSIDA = 47,60POROSIDAD = 27,90En la practica la porosidad de la roca, raramente llega a un valor de 40%, pues la estructura se compone de granos no esfricos y de diverso tamao, los cuales se colocan entremezclando los granos pequeos en las concavidades de los granos grandes. Este arreglo reduce en gran medida la porosidad, la cual puede variar desde valores comunes de 10% a un extremo muy raro de 30%. POROSIDAD = 47,60 %5

6VARIACIONES DE LA POROSIDAD Como se espera, en la profundidad, las rocas mas antiguas tienen una baja porosidad, debido al efecto Overbunden (el peso de los estratos de roca que se encuentran encima de las rocas estudiadas), el tiempo de tensionamiento de la roca y su grado de cementacion.

La porosidad varia tanto con el tipo de formacin como con la profundidad.

Las rocas arcillosas tienen muy baja porosidad, debido a la plasticidad natural de la arcilla, que es comprimida mas fcilmente a mayores profundidades.

La reduccin de la porosidad por efecto de altas profundidades (Overbunden) es similar tanto para areniscas como para rocas arcillosas 7

LA SATURACIONLa relacin entre el volumen de un fluido y el volumen total del espacio poral es el valor de la saturacin. Por ejemplo una saturacin de agua del 10 %, significa que 1/10 del espacio poral esta lleno con agua. La SATURACION es muy importante, pues determina la eficiencia de extraer los hidrocarburos. So = saturacin de petrleoSw = saturacin de aguaSg = saturacin de gasSo + Sw + Sg = 18 LA PERMEABILIDADPara un buen potencial de produccin; debe haber una roca reservorio con un buen volumen de petrleo y gas presente y estos hidrocarburos deben poder fluir de la roca reservorio hacia el agujero del pozo, a fin de ser recuperados en la superficie. Esta conductividad de la formacin rocosa para el fluido es denominada permeabilidad ( K ) de la formacin rocosa.

9 Para determinar la permeabilidad de una formacin rocosa, se consideran varios factores:

* el tamao y forma de los granos de la roca

La geometra de la estructura rocosa

* las propiedades de los fluidos (viscosidad, densidad)

* las presiones ejercidas sobre los fluidos

* el volumen de los fluidos que fluyen al pozo10 LA ECUACION DE DARCY

La unidad de medida para la permeabilidad es el darcy(en homenaje al cientfico francs que estableci la Ley de Darcy que regula el flujo de un fluido a travs de una roca).

Un Darcy es definido en trminos prcticos, como la unidad de permeabilidad que permite el flujo de un fluido con un centiposise de viscosidad, con un caudal de un barril por dia a travs de un espesor de un pie de formacin, cuando la diferencial de presin es de una libra por pulgada cuadrada(1 psi). El milidarcy es la milsima parte de un darcy.11 K (permeabilidad) x A (rea) Q (caudal) = ----------------------------------------------- (P1 P2) (viscosidad) x L (longitud) A LAP1 P2 LONGITUD L Q12 Permeabilidad Absoluta

La permeabilidad absoluta, se determina con solo un fluido presente con un 100% de saturacin. Las permeabilidades al aire y al agua son ejemplos.

Permeabilidad Efectiva

Cuando mas de un fluido esta presente, la permeabilidad se conoce como efectiva. Es mucho menor a la permeabilidad absoluta, porque la presencia de otro fluido reduce el espacio poral disponible. Como ejemplo, si agua y petrleo estn presentes, el agua reducir el dimetro efectivo de los poros a travs de los cuales el petrleo esta fluyendo.

Permeabilidad Relativa

Es la relacin entre la permeabilidad efectiva de un fluido especifico y la permeabilidad absoluta. Esta relacin se ilustra en curvas tpicas de permeabilidad relativa.A una baja saturacin de agua, el petrleo puede fluir, pero si la saturacin se incrementa, la permeabilidad relativa del petrleo decrece hasta un nivel critico en el cual fluyen conjuntamente agua y petrleo. Luego si la saturacin se incrementa, solo fluir agua.13 Presin capilar Las rocas reservorios se componen de infinidad de conductos capilares o vias de diverso dimetro. Se podran comparar con un arreglo de laboratorio de varios tubos de diverso dimetro. En los tubos mas delgados el liquido sube mas alto. En alguna manera en el reservorio en los conductos mas delgados, el fluido tambin avanza mas alto.

Debido a esta variedad de dimetros capilares, la saturacin de agua existente varia por encima de los valores medios. Consecuentemente la permeabilidad de la roca es determinada por la dimensin de la capilaridad en la roca

14 Este factor de capilaridad define la saturacin irreducible de agua, que es la saturacin existente por encima de la zona de transicin. La zona de transicin es el rea de cambios en la saturacin de agua y considerada como la zona donde se desplaza agua y petrleo Si el numero de conductos capilares de mnimo dimetro, aumenta, la saturacin de agua aumenta y la transicin de saturacin irreducible de agua a agua total es mas grande.

Si el dimetro de los poros de roca aumenta, la capilaridad disminuye y la zona de transicin se hace menor. La saturacin irreducible de agua, esta relacionada con la porosidad y permeabilidad en los sistemas granulares de formacin.Conociendo la saturacin irreducible de agua y con una buena porosidad, la permeabilidad puede ser estimada.15 Porosidad (%)SaturacIon

permeabilidadPOROSIDADSATURACIONPERMEABILIDAD16Propiedades del sistema: fluidos - roca reservorio Mojabilidad Fluido mojante: fuerzas de adhesin fuerzas de cohesin del lquido al slido > en el lquido.

fluido no mojante fuerzas de adhesin fuerzas de cohesin del lquido al slido < en el lquido. Tensin superficial: pelcula superficial formada por una o varias capas de molculas que actan como membrana elstica, originada por fuerzas de atraccin en el lquido ==> tensin interfacial.

17 Propiedades de los hidrocarburos Los hidrocarburos petrleo y gas, son comnmente considerados como elementos separados y muy diferentes uno de otro. En la realidad en un yacimiento , ellos tienen los mismos componentes (metano, propano ,butano y pentano). La forma de separacin con que se presentan en el pozo, determinar el corte entre la fase liquida y fase gaseosa. El sistema de conformacin de los hidrocarburos en un reservorio, puede ser conocida usando el diagrama presin temperatura para dos fases. La composicin del hidrocarburo a ser estudiado determina la forma del diagrama P T de dos fases, el cual puede mostrar la condicin del material en el reservorio a una determinada presin y temperatura 18temperatura R E PUNTO DE EQUILIBRIO S INTERFASE LIQUIDO-GAS I O N PFASE GASEOSA FASE LIQUIDA19Salinidad del agua. La sal mas comn disuelta en agua es el cloruro de sodio (Na Cl). La mayor parte del agua salada que ha sido encontrada asociada con yacimientos de hidrocarburos ha sido entrampada en formaciones sedimentarias formadas en millones de aos en el fondo de antiguos mares. Normalmente el agua que esta mas cerca de la superficie tiene baja concentracin de sal, pero esta concentracin se incrementa con la profundidad hasta alcanzar un valor mximo, luego la salinidad tiende a bajar hasta alcanzar valores cercanos al del agua potable. La salinidad es expresada en partes por milln en peso (ppm). A una temperatura normal ambiente (22C o 72F) la saturacin mxima de salinidad del agua es de 250 000 ppm. Pero a mas alta temperatura la saturacin de sal tiende a subir, por ejemplo a 300F una solucin saturada de sal puede tener 300 000 ppm.20 La temperatura de la formacin A menudo es necesario conocer la resistividad del agua de formacin y del lodo en la profundidad de una formacin rocosa. Como la resistividad del agua de formacin es funcin de la temperatura, se determina la temperatura aproximada a una cierta profundidad.En general se asume que el cambio de temperatura entre la superficie y el fondo del pozo, sigue una tendencia lineal.En la practica se estima el valor de temperatura con esta gradiente lineal, pero se definen los valores reales con el uso del termmetro de fondo bajado con la sonda de registro o con wire line.Esta variacin de la temperatura con la profundidad es el gradiente geotrmico 21LA INVASION DEL LODO DE PERFORACIONDURANTE LA PERFORACION DEL POZO, LA PRESION HIDROSTATICA DE LA COLUMNA DE LODO ES USUALMENTE MAS GRANDE QUE LA PRESION PORAL DE LA FORMACION. ESTO PREVIENE QUE NO OCURRA UN DESCONTROL O BLOWING OUT. LA PRESION DIFERENCIAL RESULTANTE EMPUJA AL FILTRADO DE LODO DENTRO DE LA FORMACION PERMEABLE Y LAS PARTICULAS DE LODO FORMAN UNA PELICULA PROTECTORA EN LAS PAREDES DEL POZO.

LA PENETRACION DE LA INVASION DEL FILTRADO DE LODO DEPENDERA DE LA MAGNITUD DE LA DIFERENCIAL DE PRESION, DEL TIPO DE FILTRADO Y DE LA PERMEABILIDAD DE LA FORMACION22DAO DE FORMACIONSe define como dao de formacin al cambio de permeabilidad (k) y porosidad (f) en las zonas aledaas al pozo, existiendo una zona daada, que en la bibliografa se la conoce como piel (skin), que puede tener unos pocos milmetros hasta varios centmetros de profundidad. La permeabilidad y la porosidad de la zona daada, se denotan como k(skin) y f(skin) respectivamente. El dao, como se mencion anteriormente, tiene una causa artificial, que reduce la produccin de una capa productiva, no es posible de evitar, por lo tanto debe ser minimizado 23DAO DE FORMACION- Perforacin: El principal motivo de dao en la formacin, por la infiltracin del filtrado de lodo de perforacin, de slidos de los cutting y del revoque. Para minimizarlo es conveniente atravesar las formaciones productivas en el menor tiempo posible, para evitar el prolongado contacto del lodo con la formacin; que el lodo contenga la menor cantidad de slidos posibles, tanto agregados como del cutting; que los fluidos de perforacin no interaccionen ni qumica ni fsicamente con la roca reservorio Y SOBRE TODO QUE LA PRESION HIDROSTATICA NO SEA MUY ALTA CON RELACION A LA PRESION DEL YACIMIENTO24DAO DE FORMACION - Cementacin: La buena cementacin de los niveles productivos es importante al poner en produccin un pozo. El cemento no debe infiltrarse en la formacin pues causa dao, adems, el revoque debe haber sido totalmente removido antes de iniciar la cementacin, para asegurar un buen lavado y una buena adherencia entre el cemento y la caera asimismo entre el cemento y formacin.-Baleo: Las cpsulas o residuos de los baleos deben ser minimas y facilmente removibles de lo contrario, quedaran obstruyendo los conductos de acceso al pozo, generando el dao 25DAO DE FORMACIONLa solucin para pozos en donde existe dao de formacin, es crear un sistema de canales tipo by-pass, es decir, un sistema canalizado alternativo (wormholes). El mtodo consiste en la estimulacin por acidificacin de la matriz (Matrix Acidizing), mediante la cual se inyecta en la formacin un volumen controlado de fluidos cidos a una presin y un caudal por debajo del lmite de fractura de la roca reservorio, de modo que la estimulacin no se salga de control y afecte slo a una parte del reservorio. Existen en el mercado algunos cidos como el HCL y el HF cuyo costo no es excesivo y son capaces de disolver algunos componentes de la roca, aumentando la porosidad y permeabilidad 26DAO DE FORMACIONEl dao de formacin se representa mediante el coeficiente S de skin o efecto skin. Este dao puede tener diversos valores, que pueden llegar a ser muy grandes.

-S>0: Pozo daado. En este caso, existen restricciones adicionales al flujo hacia el pozo. Se asume que el pozo esta produciendo con un dimetro menor al perforado.

-S=0: Pozo sin dao. El dao es nulo, no existen restricciones de flujo hacia el pozo. El pozo est produciendo con un dimetro igual al real. -S