miércoles, 15 de septiembre de 2021

MUD LOGGING - Profundidad y Rata de Penetración - El Geolograph

 En el taladro se registra la profundidad midiendo el movimiento vertical del bloque viajero. Usualmente es un cable delgado conectado entre el bloque viajero y el Geolograph, el cual es un tambor que va rotando a una rata conocida. A medida que se mueve el bloque viajero una distancia específica ( 1/5 de metro o un pié) una pluma marcadora se libera y hace un trazo identificable sobre la carta del Geolograph.

Aunque simple y robusto, el Geolograph funciona únicamente durante la perforación. El movimiento de los bloques durante los viajes es demasiado rápido y el Geolograph debe estar desconectado. El perforador tiene que reconectarlo cada vez que la broca llega a fondo. El perforador determina el momento exacto en que la broca ‘toca’ fondo por un cambio en el indicador del peso. Esto ocurre cada vez que una parte del peso de la tubería alcanza a ser soportado por el fondo del pozo,y opuesto así a apoyarse totalmente en el bloque viajero y en el gancho. Un lígero incremento en la presión de bombas también sera notado cuando la broca toque el fondo del pozo.

Hasta aquí el perforador normalmente espera que la broca este levemente ‘fuera’ de fondo, rotando lentamente, y en cero el indicador de peso sobre la broca (de esta forma el peso completo de la tuberías es conocido y soportado por el gancho, sin restarle nada en el fondo) como también engranando el geolograph. Antes de que la perforación se alcance con el WOB completo, el WOB es en general incrementado gradualmente de tal forma que el perfilaje para la nueva broca pueda ser penetrado dentro del fondo del hueco.



jueves, 26 de agosto de 2021

MUD LOGGING - Profundidad y Rata de Penetración

Saber la profundidad actual de la broca en todo momento durante la perforación y otras maniobras es obviamente de la mayor importancia. Esta información es contra la cual todos los otros valores y datos están referenciados.

Durante la perforación, esto permite determinar precisamente los cambios en el pozo y en la formación, permite también llevar a cabo precisamente los cálculos de presión, el cambio en la rata de perforación(ROP) permite identificar cambios litológicos y en las condiciones de perforación.

Durante las maniobras de viaje, el saber la profundidad y la velocidad de movimiento permite determinar y monitorear precisamente los volúmenes de desplazamiento y las presiones inducidas. Esto permite también sentar revestimientos en puntos especificados previamente y localizar y probar precisamente las zonas productivas.

viernes, 20 de agosto de 2021

MUD LOGGING - INSTRUMENTACIÓN E INTERPRETACIÓN

 Esta sección tiene como fin proporcionar una guía sobre las principales herramientas del Mudlogging y los parámetros, que debe buscar el ingeniero de mudlogging, y como deben ser interpretadas las lecturas respecto a los cambios en las condiciones geológicas y de perforación.

Para mayores detalles sobre los sensores y equipo de mudlogging consulte el manual de Datalog de ENTRENAMIENTO EN CAMPO.

domingo, 15 de agosto de 2021

Características de los Reservorios - Zonas de un Reservorio, Contactos y Terminología - Gas seco

 Gas seco, es un término que se le da al gas, el cual está compuesto predominantemente con  etano. Está generalmente asociado con la descomposición bacterial, fraccionamiento por las altas temperaturas de fondo o kerogeno, o aún generado por la presión, entonces puede ser una acumulación no productiva.

Si una zona potencialmente productora de hidrocarburos, al ser probada, produce suficiente agua en tal cantidad que la zona se haga improductiva, se conoce como húmeda.

Esto no debe ser confundido con el término gas húmedo, el cual se refiere a gas consistente de significantes proporciones de los hidrocarburos pesados, C3, C4 y C5.

jueves, 12 de agosto de 2021

Características de los Reservorios - Zonas de un Reservorio, Contactos y Terminología - Condensado

Describe la condición de los hidrocarburos que están presentes como gas dentro del reservorio, pero que pasan a estado líquido al ser llevados a superficie. Esto es evidente con los gases de hidrocarburos más pesados, C4 en adelante.

lunes, 2 de agosto de 2021

Características de los Reservorios - Zonas de un Reservorio, Contactos y Terminología

 La separación durante la migración secundaria, como resultado de las gravedades específicas y el efecto de flotación, crea las zonas de gas ( la más superior), aceite y agua (siguiente e inferior.)

Los contactos entre estas zonas son graduales, no inmediatos, de forma que las zonas se refieren a su componente mayoritario y del cual se espera producir. Siempre habrá una mezcla de los diferentes fluidos.

Ejemplo. En general, habrá cierta cantidad de agua de poro en todas las partes del reservorio.

Habrá gas en solución dentro del aceite y del agua.

Es muy probable que haya gotas de aceite en el gas y en el agua.

.Al gas acumulado en la cima del reservorio, se le llama la capa de gas. 

Si existe la capa de gas, el aceite inmediatamente debajo generalmente estará saturado con gas. Se dice entonces que tiene un alto GOR, (gas oil ratio.

Si el aceite tiene la capacidad de absorber más gas, se dice que es insaturado. 

La cantidad de gas en una solución depende de las condiciones de presión y temperatura.

Cando el aceite es traído a superficie, con descenso de presión, el gas se sale de la solución y estará presente como gas.

jueves, 8 de julio de 2021

Características de los Reservorios - Porosidad - Saturación de Agua

 Se ha visto como sedimentos marinos originales, cuando se depositan, están saturados con agua del ambiente deposicional y que durante el soterramiento y la compactación, esta agua original se ve desplazada a medida que los sedimentos se deshidratan.

Durante la migración primaria, cualquier hidrocarburo generado se moverá con esta agua, siguiendo un gradiente decreciente de presión, dentro de una roca reservorio. La migración secundaria dentro del reservorio separará el aceite, gas y agua, debido a las fuerzas de flotación entre ellos, desplazando el fluido original de los poros de la roca reservorio.

La saturación de agua es una medida de la cantidad de agua contenida dentro de los poros de una roca reservorio y se expresa como el porcentaje del total de volumen accesible de poro. Si los poros estuvieran completamente llenos de agua, la saturación (Sw) sería del 100 %.

Obviamente, entre menor sea la saturación de agua, mayor será el volumen de hidrocarburos.