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Núcleos de perforación (página 2)




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El análisis PVT realiza estudios detallados de los fluidos del yacimiento, estos se conducen en fluidos de hidrocarburos representativos del yacimiento adquiridos por muestreo de fondo o por recombinación de muestras de superficie del separador. Los datos generados por medio de estos servicios son esenciales para la predicción del comportamiento del yacimiento y de la mezcla del producto a través de la vida productiva del yacimiento.

Algunas pruebas que se realizan en el análisis PVT son las siguientes:

  • Las Pruebas de Desplazamiento Diferencial: simulan el proceso de depletamiento de la presión que ocurre durante la producción y predice los cambios en las propiedades del fluido asociadas a la evolución del gas en el aceite o de la condensación de líquidos en un sistema rico en gas.
  • Las Pruebas de Relación Presión-Volumen: documentan los cambios volumétricos al sistema de fluido a medida que la presión del yacimiento declina durante la producción.
  • Las Pruebas de Viscosidad de Aceite Vivo: evalúan los efectos sobre la viscosidad del fluido por encima y por debajo de la presión de saturación del sistema de hidrocarburos para predecir cualquier declinación en las tasas de producción.
  • Las Pruebas de Liberación Instantánea del Separador: se conducen para evaluar cambios en la mezcla del producto que resulta de cambios en las condiciones del equipo de procesamiento de superficie para permitir la optimización del valor económico de los hidrocarburos producidos

OBJETIVOS DE ANÁLISIS DE NÚCLEOS

       Los análisis de núcleos deben establecerse con tiempo en programa de perforación. Igualmente deben considerarse los requerimientos de perforación, geología e ingeniería, ya que algunas veces son contradictorios. Los objetivos incluyen el método de muestreo, en la sección del fluido de perforación, en el manejo de los núcleos, y en  el programa de las pruebas especiales que se practicarán en el análisis de núcleos.

A partir del análisis de los núcleos, se tienen un conjunto de datos muy valiosos para los diferentes especialistas relacionados con la ingeniería petrolera, geólogos ingenieros de perforación e ingenieros de yacimientos.

Los geólogos y los ingenieros de yacimientos obtienen información sobre:

Litología. 

Porosidad.

Permeabilidad.

Saturación aceite-gas y agua.

Interfaces aceite-agua, gas-aceite.

Rumbo y echado de las capas.

Para los ingenieros de perforación, la mecánica de la roca proporciona información más detallada a considerar en los futuros proyectos de perforación.

Selección de la profundidad de corte de núcleo.

La profundidad dónde corta un núcleo depende de varios factores entre ellos:

  1. Tipo de pozo:
    • Exploratorio.
    • Desarrollo.
    • Geológica.
    • Yacimientos.
    • Perforación.
  2. Tipo de información requerida:

Para casos de pozos exploratorios, se requieren evaluar los horizontes que por correlación tienen posibilidades de ser productores.

Se cortan de 1 a 2 núcleos por intervalo dependiendo del análisis de los primeros núcleos. Así mismo, se busca obtener información geológica adicional como:

§  Litología.

§  Textura.

§  Edad.

§  Depositación.

§  Planos de fractura.

§  Porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos.

Para casos de pozos en desarrollo, la información requerida depende de los antecedentes de producción de pozos de correlación.

§  Distribución de porosidades.

§  Distribución de permeabilidades.

§  Permeabilidades relativas.

§  Saturación residual de aceite.

§  Mojabilidad.

§  Contacto agua aceite.

§  Presión en el volumen poroso.

Por lo general se corta un núcleo en cada una de las formaciones que son productoras en los pozos de correlación.

Tipos de Núcleos.

Existen dos métodos para cortar núcleos:

§  Núcleos de fondo.

§  Núcleos laterales (Pared del pozo).

La selección del método depende de varios factores, entre ellos:

  • Profundidad del pozo.
  • Condiciones del agujero.
  • Costo de la operación.
  • Porcentaje de recuperación.

Las operaciones de fondo permiten la obtención de diferentes tipos de núcleos.

  1. Núcleos convencionales:

Este se realiza una vez que se ha llegado a la profundidad deseada.

1.1)       Se baja el barril muestrero con la sarta de perforación y se inicia el corte del       núcleo.

1.2)       A  medida que la operación continúa, el núcleo cortado se mueve al barril interior.

1.3)         Cuando se tiene cortada la longitud programada, se reduce el peso sobre la corona, se aumentan las (rpm) y en algunas ocasiones, se detienen la circulación para desprender el núcleo. 

1.4)         Por este método, se obtienen muestras cilíndricas de 9 m de largo y con diámetros que van de 23/8" a 36/16".

1.5)         Una vez en la superficie, el núcleo se recupera en el piso de perforación y el geólogo se encarga de guardarlo en forma orientada.

Este método es adecuado cuando se tienen formaciones compactas. 

2.     Núcleos encamisados. 

      Si se desea cortar un núcleo en informaciones pobremente consolidadas utilizando la técnica convencional, la recuperación es inferior al 10% de longitud corta.

      Es preferible encamisar un núcleo en formaciones suaves, quebradizas o semiconsolidadas.

Ø  A medida que se corta, el método consiste en cubrir el núcleo, con una  camisa de neopreno o de fibra de vidrio.

Ø  La consolidación artificial del núcleo se lleva a cabo congelándolo o inyectándole gel plástico. Posteriormente se trasporta al laboratorio para su análisis.

3.     Núcleos orientados.

Una de las ventajas geológicas de los núcleos sobre los recortes es que pueden identificar estructuras diagenéticas y sedimentarias a gran escala.

El echado de lo  estratos, las fracturas y otras estructuras sedimentarias o diagenéticas pueden evaluarse.

En un núcleo convencional, tal estimación es posible con una exactitud controlada por la inclinación del agujero nucleado.

Cuando se desconoce la orientación horizontal del barril, el buzamiento, y los echados verdaderos no se pueden estimar.

Además, el buzamiento y los echados verdaderos de estructura en diferentes partes del núcleo peden desconocerse si el núcleo pueden desconocerse si el núcleo se rompe en esas partes.

Para conocer la orientación de la herramienta en el fondo del pozo, se instala un multishot en un lastrabarrena anti-magnético arriba del muestrero.

El multichot se fija al barril interior, lo cual permite que permanezca estacionario con el barril cuando se corta el núcleo. Se llevan a cabo las mediciones continuas de la instalación del agujero y de la orientación de la cara del barril.

Dentro del barril y después de la recuperación, la orientación del núcleo se realiza por medio de una zapata orientada fija al core catcher. Este dispositivo contiene tres cuchillas que marcan ranuras de referencia alrededor del núcleo, a medida que entra en el barril interior.

Con la combinación de las mediciones multishot, la velocidad de penetración y las marcas de orientación en el núcleo es posible orientar la muestra y obtener mediciones exactas de echado y buzamiento de las estructuras.

Además, se pueden realizar análisis de mineralogía y mecánica de la roca.   

4.     Núcleos Presuziados.

En las operaciones convencionales, las propiedades del núcleo cambian a medida que el núcleo viaja a la superficie.

La declinación en la presión y en algún grado en la temperatura, resultan en una liberación de los esfuerzos de la roca y con ello, la modificación de la permeabilidad y porosidad absoluta y efectivas.

La exudación y la expansión de gas modifican sustancialmente la saturación relativa de los fluidos. Un núcleo presurizado permite obtener muestras que mantengan, lo más cerca de las condiciones originales, la composición y las propiedades representativas del yacimiento.

Una vez cortado el núcleo, se presuriza el barril por medios mecánicos en la parte superior e inferior de la herramienta. Esto debe mantener las condiciones originales.

Para compensar los cambios de presión por enfriamiento, se tiene una cámara de N2 a presión regular.

Una vez en la superficie, el núcleo se congela por medio de hielo seco o nitrógeno líquido durante 12 horas. La desventaja de esta técnica es el costo.

Núcleos de pared.

Esta técnica se utiliza para recuperar pequeñas muestras tras las formaciones ya perforadas a una profundidad determinada. La pistola se baja con cable y se disparan las cámaras de recuperación.

Cada herramienta puede recuperar un promedio de 30 a 50 muestras a diferentes profundidades y paredes del agujero. Por lo general, esta técnica se aplica una vez analizados los registros.

El costo es bastante inferior. Las mediciones realizadas a los núcleos de fondo, también pueden efectuarse a las muestras de pared.

Factores que afectan los núcleos.

Existen dos factores básicos que afectan los núcleos, estos son:

  1. El lavado de la roca por medio de los fluidos que penetran durante la perforación.

Durante la perforación, existe problema dado por la penetración en la roca. Ello provoca un desplazamiento de los fluidos originales (reducción del contenido de hidrocarburos e incremento del contenido de agua), lo que afecta agregando fluidos diferentes a los originales. (Fig. 1).

  1. los cambios de presión y temperatura instantáneos, a los que son expuestos.

La presión y la temperatura son cambiadas bruscamente provocando un efecto durante la medición de la permeabilidad, porosidad y resectividad de la formación, el factor de cementación y el exponente de saturación.

  1. ANÁLISIS CONVENCIONAL DE DATOS

       Las saturaciones de fluido del núcleo se determinan a partir de las muestras recibidas en el laboratorio. Una muestra de determinado volumen se calienta a alta temperatura para removerle todo el líquido por vaporización. Los volúmenes de agua condensada y de petróleo se miden y registran  el porcentaje del volumen de poros, usando el valor de porosidad determinado en una muestra adyacente.

       Estas saturaciones generalmente tiene poco o nada significado cuantitativo porque los núcleos han sido lavados violentamente por un filtrado de lodo y además están sujetos al descenso de la presión mientras que son traídos a la superficie. Sin embargo, los datos sobre saturación de fluidos pueden ser de valor bajo ciertas condiciones. Así por ejemplo las saturaciones del petróleo de núcleos que hayan sido cortados con lodo a base de agua no son representativas del petróleo residual por inyección de agua, pero con frecuencia pueden ayudar a determinar los contactos de los fluidos en el yacimiento.  

       A medida que se corta el núcleo, el lavado que ocasiona el filtrado del lodo reducirá la saturación del petróleo a la residual ocasionada por inyección de agua. Además a medida que el núcleo es subido a la superficie el gas que contiene en solución  escapará causando una contracción y pérdida del petróleo residual,  por inyección de agua. Las saturaciones de agua medida en núcleos cortados con lodos a base de petróleo pueden ser verdaderas saturaciones de agua de los yacimientos para porciones del yacimiento por encima de la zona de transición agua-petróleo.

Otros análisis convencionales que se realizan para un estudio más detallado son:

        Perfil de rayos Gamma de superficie.

Puede ser corrido tanto en sitio como en laboratorio, se utiliza para correlacionar con el perfil Rayos Gamma del pozo y ajustar las profundidades del núcleo. También ayudan a identificar los intervalos de núcleos y conocer litología en los casos de núcleos con mangas de goma o tubo plástico. 

        Perfil Rayos Gamma Espectral. 

Cumple el mismo objetivo de los Rayos Gamma se obtienen las radiaciones individuales a los elementos de Uranio, Thorio, y potasio, lo cual ayuda a identificar el tipo de arcilla existentes en la formación y Capacidad de Intercambio de Cationes.  

1.3. Estudio de fracturas.

      

Core Laboratorios ha desarrollado goniómetro electromagnético (EMG-200) operado con computadora para realizar análisis detallados de las características y orientación de las fracturas del núcleo.

Esta información se puede utilizar para planificar la exploración futura y la producción de yacimientos fracturados, así como la historia tectónica del núcleo.

El EMG-200 puede usarse en conjunto con estudios geológicos para determinar en forma precisa la dirección y ángulo del buzamiento de los planos tal como se muestra en los yacimientos. Utilizando este método se puede generar un informe inmediatamente después de examinado el núcleo.

1.4. Densidad de granos:  

La densidad de granos se obtiene mediante la medición directa del volumen de granos con el porosímetro de helio y posteriormente división con el peso de la muestra seca.

1.5. Análisis Granulométricos:

Este análisis se realiza en muestras de rocas no consolidadas o friables que pueden ser disgregadas, manteniendo la integridad de los granos.

La muestra disgregada, limpia y seca se pasa por una serie de tamices de diferentes tamaños, para obtener la distribución de los tamaños de los granos.

Esta información es muy importante en los diseños con empuje con grava.

  1. ANÁLISI ESPECIALES DE NÚCLEOS.

Aunque los datos sobre porosidad; permeabilidad y contenido de fluido son importantes, se requieren también pruebas especiales de núcleos para calcular con exactitud el petróleo original en sitio y permitir calcular la eficiencia de la extracción de petróleo por varios mecanismos de empuje. Estas pruebas especiales y su aplicación general se describen seguidamente:

2.1. Permeabilidad y porosidad con presión de sobrecarga.

Para obtener datos más representativos de porosidad que permitan cálculos más exactos del volumen de hidrocarburos en sitio y de permeabilidad, para comparar con pruebas de restauración de presiones para mejor modelado y seguimiento del yacimiento.

Actualmente Core Laboratorios cuenta con un equipo automatizado CMS-200 instrumento diseñado para medir porosidad y permeabilidad a presión de sobrecarga. Los núcleos en la superficie son liberados de la sobrecarga a la formación y permitan la expansión de la roca. El CMS-200 reaplica esta presión de confinamiento y tanto la porosidad como la permeabilidad se determinan automáticamente  a una presión mínima de confinamiento; se pueden programar 7 presiones adicionales por encima de ésta, las cuales no sólo nos permiten preceder la reducción de permeabilidad y porosidad a las condiciones iniciales de presión del yacimiento, sino durante la  depleción (disminución de su campo de gravitación) del yacimiento.

Los rasgos de presión se pueden utilizar en el equipo van desde 800 hasta 10000 lbs/pulg

Los datos que se obtienen en el CMS-200 son: porosidad, permeabilidad, factor de deslizamiento del gas y factor de turbulencia del gas.

2.2. Compresibilidad:

Estos datos se utilizan para computar la reducción del volumen poroso durante la caída de presión de un yacimiento. Esta información es de vital importancia en yacimientos de petróleo.

2.3. Humectabilidad:

Proporciona una indicación de la preferencia de la roca por agua o por petróleo. Esta presencia controla la distribución de fluidos en un yacimiento.

La medidas de humectabilidad coadyuvan en la evaluación de resultados de estudios especiales en los planes de recuperación mejorada de petróleo.

2.4. Presión Capilar:  

Estas mediciones se usan para conocer la distribución de saturación de agua en el yacimiento.

El uso principal de estos datos es la de correlacionar las saturaciones de agua con permeabilidad o porosidad y altura por encima del contacto agua-petróleo. Esta información es subsecuentemente utilizada para calcular los hidrocarburos en sitio.

2.5. Propiedad Eléctrica.

Estas medidas definen para una formación dada, los parámetros usados en el cálculo de porosidad y saturación de agua de los perfiles eléctricos. Estas propiedades refinan los cálculos de los perfiles y evitan el uso de los constantes, existentes en la literatura, los cuales han presentado suficiente desviaciones como para ser necesarias las medidas de resectividad para validar dichos valores.

  1. ESTUDIOS DEL NÚCLEO.

        Permeabilidad al agua.

Esta prueba es el mejor indicador de sensibilidad de la formación diferentes salmueras. Se usa para evaluar el daño que causan la formación de diferentes filtrados de la perforación y/o aguas de inyección. Se puede, algunas veces, conocer el mecanismo la reducción de permeabilidad y a menudo y diferenciar entre bloqueo.

        Permeabilidad relativa agua-petróleo.

Estas pruebas son las que prefieren los ingenieros de yacimientos para evaluar para evaluar el comportamiento de un flujo de agua.

        Pruebas de presión Capilar.

Pueden hacerse dos tipos de prueba:

a.     Pruebas de presión capilar por drenaje tienden a duplicar la acumulación del petróleo en el yacimiento y se emplean para estimar las saturaciones iniciales de agua.

b.    Pruebas de presión capilar por imbibición se usan para predecir la extracción de petróleo por empuje de agua.

En la preparación de núcleo para hacer la prueba de presión capilar de drenaje, se extrae todo el fluido y la muestra se seca antes de saturarla con un fluido humectante bajo más alta presión. Para logara un contraste entre el fluido humectante y el no humectante, generalmente se emplea un líquido para la fase humectante y un gas para la no humectante.

Se han usado dos métodos para las pruebas de presión capilar La de drenaje y de centrifuga.

Pruebas de drenaje:  

Se usa más porque el tiempo y el costo son mucho menores. Pueden simularse presiones capilares más altas.

Centrifugación:

Una centrífuga es una máquina que pone en rotación una muestra para poder separar sus fases (generalmente una fase sólida de una líquida) a través de la fuerza centrífuga que se genera. Hay diversos tipos de centrífugas, comúnmente para objetivos específicos.

Centrífuga.

La muestra saturada con un solo liquido se pone en la centrifugadora cuya velocidad determina la presión capilar El liquido que es generalmente es un aceite de baja viscosidad, como el kerosene, es extraído del núcleo por la fuerza centrifuga. La centrifuga se hace girar a baja velocidad constante hasta que el liquido deje de fluir. El líquido producido acumulado se anota para cada velocidad. La prueba termina cuando se obtiene un aumento de velocidad de la centrifuga.

MéTODOS Y TéCNICAS EMPLEADAS EN LA CARACTERIZACIÓN GEOLÓGICA DE NÚCLEOS

 

Se toma en cuenta el número de especímenes considerados en la propuesta técnica y el tipo de estudio requerido.

Una vez llevado a cabo el registro de las muestras, se selecciona el material que será destinado a los distintos estudios. Esto es, dado el estudio, se toman fragmentos con fracturas, con oquedades significativas, material que muestre la presencia de minerales arcillosos; en lo posible, material con características contrastantes. La descripción macroscópica general de los núcleos se realiza considerando: color, lustre, reacción al HCl, textura, tamaño de fragmentos, tamaño de granos (si son macroscópicos), tipo de matriz, descripción de aspectos relevantes como pueden ser la presencia de estilolitos, macrofósiles, fallas, fracturas etc.

Corte y preparación de muestras.

Cortes longitudinales. Estos cortes se realizan a un tercio del diámetro del núcleo. De este corte se obtienen rebanadas gruesas, de ellas se preparan láminas delgadas y superficies pulidas para llevar a cabo las observaciones en el microscopio petrográfico. La parte restante del núcleo (2/3) se pule para ser escaneada y emplearla para la descripción granulométrica, descripción megascópica y cuantificación de fracturas. Los recortes sobrantes de los cilindros completos y demás fragmentos se seleccionan para los estudios por difracción de rayos-X y microscopía electrónica.

Petrografía sedimentaria.

La petrografía sedimentaria es al análisis microscópico de ambientes diagenéticos y de depositación; incluye la composición mineralógica, el origen de sedimentos y de clastos; así como la secuencia de eventos diagenéticos ocurridos.

El estudio petrográfico de láminas delgadas constituye la base de la investigación

de rocas sedimentarias, siliciclásticas, volcánicas, carbonatadas y evaporíticas. La información obtenida de un análisis petrográfico proporciona un gran soporte a las observaciones de campo y en el caso de rocas sedimentarias es la fuente de información que será complementada con los resultados obtenidos al aplicar otras técnicas de estudio como son: la difracción de rayos-X, microscopía electrónica de barrido y el análisis químico elemental cuantitativo de minerales presentes en la roca, o bien, de la roca en general.

Las muestras se preparan de acuerdo con los procedimientos institucionales

P-UG-009 y P-UG-010. La petrografía se lleva a cabo en un microscopio óptico Carl Zeiss y la mineragrafía se realiza en un microscopio convencional de luz reflejada.

Difracción de rayos X.

La difracción de rayos-X es un método instrumental particularmente útil en el análisis de material cristalino de grano muy fino (Hardy y Tucker, 1991). Existe una variedad de aplicaciones para caracterizar los componentes de los sedimentos. Entre ellas se puede mencionar el análisis de roca total (donde es posible no detectar la presencia de minerales que están en muy baja proporción y que pueden encontrarse debajo del límite de detección para ese mineral). También se puede realizar el análisis de la fracción arcillosa presente en la roca total, determinar el grado de cristalinidad en illitas (Eberl, 1993; Ma et al., 1992); al igual que el contenido de Fe y Mg en cloritas.

Cuando la cantidad de illita lo permite, se estima el K presente en la estructura de la mica. Cada determinación tiene siempre un objetivo específico.

Como parte de la caracterización geológica de los núcleos únicamente se analiza la fracción arcillosa de los mismos. La preparación de muestras se lleva a cabo de acuerdo con el procedimiento P-UG-007 de la Gerencia de Geotermia.

El análisis mineralógico de la fracción arcillosa se lleva a cabo en un difractómetro Siemens D500 con radiación filtrada de cobre. La identificación de minerales se realiza por medio del archivo de identificación de Powder diffraction file del International Centre for Diffraction Data (1980).

 

Microscopio electrónico de barrido. (MEB).

El Microscopio electrónico de barrido (o SEM, de Scanning Electron Microscopy), es aquel que usa electrones en lugar de luz para formar una imagen. Tiene una gran profundidad de campo, la cual permite que se enfoque a la vez una gran parte de la muestra. También produce imágenes de alta resolución, que significa que características espacialmente cercanas en la muestra pueden ser examinadas a una alta magnificación. La preparación de las muestras es relativamente fácil pues la mayoría de SEMs sólo requieren que estas sean conductoras.

En el microscopio electrónico de barrido la muestra es recubierta con una capa de metal delgado, y es barrida con electrones enviados desde un cañón. Un detector mide la cantidad de electrones enviados que arroja la intensidad de la zona de muestra, siendo capaz de mostrar figuras en tres dimensiones, proyectados en una imagen de TV. Su resolución está entre 3 y 20 nm, dependiendo del microscopio. Inventado en 1931 por Ernst Ruska, Heinrich Rohrer, permite una aproximación profunda al mundo atómico. Permite obtener imágenes de gran resolución en materiales pétreos, metálicos y orgánicos. La luz se sustituye por un haz de electrones, las lentes por electroimanes y las muestras se hacen conductoras metalizando su superficie. Los electrones secundarios se asocian a una señal de TV.

Microscopio electrónico de barrido.

Utilización.

Son ampliamente utilizados en la biología celular. Aunque permite una menor capacidad de aumento que el microscopio electrónico de transmisión, este permite apreciar con mayor facilidad texturas y objetos en tres dimensiones que hayan sido pulverizados metálicamente antes de su observación. Por esta razón solamente pueden ser observados organismos muertos, y no se puede ir más allá de la textura externa que se quiera ver. Los microscopios electrónicos sólo pueden ofrecer imágenes en blanco y negro puesto que no utilizan la luz.

Este instrumento permite la observación y caracterización superficial de materiales inorgánicos y orgánicos, entregando información morfológica del material analizado. A partir de él se producen distintos tipos de señal que se generan desde la muestra y se utilizan para examinar muchas de sus características. Con él se pueden realizar estudios de los aspectos morfológicos de zonas microscópicas de diversos materiales, además del procesamiento y análisis de las imágenes obtenidas.

Análisis de fracturas.

El análisis de fracturamiento constituye una valiosa herramienta desarrollada en la Gerencia de

Geotermia para el análisis y cuantificación de oquedades y microfracturas en los núcleos proporcionados por Pemex.

El estudio se realiza en cortes longitudinales de los núcleos con un grosor de 1/3 del diámetro total del núcleo, éstos son pulidos con abrasivos muy finos. Finalmente, se realiza un pulido a espejo con cada muestra.

El procesamiento digital consiste en reproducir la superficie pulida de cada muestra con un scanner a 1400 dpi,  (puntos por pulgada, ppp) del inglés dots per inch (DPI) es una unidad de medida para resoluciones de impresión, concretamente, el número de puntos individuales de tinta que una impresora o toner puede producir en un espacio lineal de una pulgada.

A color.  Se calibra la imagen de cada muestra. Se aplica un filtrado de bordes y ecualización de imagen. Se sectorizan las oquedades, fracturas y áreas de las muestras. Finalmente, se cuantifican áreas, longitudes e intersecciones mediante el programa elaborado para tal fin.

El resultado se presenta en un formato digital que incluye datos de identificación de la muestra y un resumen que incluye: área de la muestra, área de oquedades, área de fracturas, número total de fracturas, número de intersecciones, número de fracturas por área, número de intersecciones por fractura y número de intersecciones por área.

Más adelante se muestra un ejemplo de la forma de presentación del análisis de microfracturamiento en cortes longitudinales de núcleos.

Resultados.

Con el objeto de ejemplificar la aplicación de la metodología empleada en la caracterización geológica de núcleos obtenidos en la perforación de pozos petroleros.

Figura Nº1. Corte longitudinal de un núcleo.

Información sobre la muestra.

§   Pozo

§   Núcleo.

§   Fragmento.

§   Profundidad.

§   Fracturas.

§   Longitud de la muestras.

 

a) Muestra total.

 

d) Magnificación de los cristales de dolomita.  

 

c) Hosquedad rellena de dolomita.  

 

b) Dolomita en hosquedad. 

 
                       

OBTENCIÓN DE LA MUESTRAS DE NÚCLEOS

ONRAM 1000 CCD

La ONRAM 1000 CCD es la versión computarizada de la perforadora hidráulica ONRAM 1000.

Componentes ampliamente probados y de buena prestancia han sido adaptados para ser utilizada junto con la perforadora completamente computarizada ONRAM 1000/4CCd.

La tecnología más reciente y disponible, probada en ambiente subterráneos difíciles, ha sido combinada con los componentes de la ONRAM 1000 obteniéndose un excelente récord de funciones mecánicas y disponibilidad.

La ONRAM 1000 CCD está operado por un sistema de cómputo que controla la operación de perforado. Este sistema se ha instalado en una computadora e integrado en un ambiente Windows. El sistema es muy flexible, tanto en los requerimientos individuales del operador y a las nuevas aplicaciones.

El operador establecerá los límites y parámetros apropiados en la maquinaria e iniciará la operación. Colocará la máquina en la función de "AUTO" y luego sólo observará la ejecución de un ciclo completo de perforación, incluyendo uno o más agarres de las barras.

Durante toda la operación la ONRAM 1000/4CCD compensará automáticamente los cambios en las condiciones de perforación a manera de que ésta se optimice sin que se preestablezcan los rangos de parámetros.

El operador tiene la posibilidad de interferir durante cualquier fase de perforado, haciendo los cambios en los parámetros antes establecidos o tomando el mando de la operación a la manera manual por completo.

§   El sistema ACR (Auto Core Retrieval o Recuperación automática del núcleo) en combinación con el sistema ampliamente probado de Pared delgada (Thin Wall) de Hagby, realizará automaticamente el ciclo de bombeo en el pescador (overshot) recuperando el tubo interior.

§   El parámetro de registro (The Parameter Logging) y la presentación del sistema permitirá al geólogo o al perforista realizar análisis múltiples de secuencias de perforado y la influencia de la variación de la condición de la roca en el pozo.

§   Telecomunicación integrada (The Integrated Tele Communication). Esta opción puede utilizarse para transmitir información, recibir asistencia durante la búsqueda de fallas, reparar la operación o hacer alguna consulta acerca del perforado. Se pueden agregar al sistema lista de repuestos, manuales o cualquier otra información. La orden de pedido de repuestos puede ser hecha directamente desde el Panel de Control.

§   El Panel de Control tiene una pantalla sensible al tacto, en donde todos los comandos de operación en el modo AUTO pueden ser ejecutados. La información en el panel es fácil de entender y presenta los mandos para perforar tanto análogos como digitales, lógicos y visuales, muy claramente. El operador tiene la opción de perforar totalmente de la manera manual con la palanca de mando (joystick) de un modo que de alguna forma hace recordar la forma tradicional de perforar. Esta característica puede ayudar al operador a que se familiarice con el proceso rápidamente.

CONCLUSIÓN

La metodología para llevar a cabo estudios geológicos en núcleos obtenidos en la perforación de pozos petroleros se ha aplicado a través de varios contratos con diferentes activos de Petróleos.

Los estudios integrados han sido de utilidad para proporcionan información detallada sobre los procesos, condiciones de depositación y diagénesis que ocurren en rocas sedimentarias.

Esta metodología es flexible y puede ampliarse, en el ámbito geológico, para cubrir las demandas del sector petrolero.



 

 

Autor:


Prof. Fernando Escalante

Julio A. Rolong C.

Johana Urbina

Kimberly Pacheco

Robert Glocester Mariangel

Omar Suarez

República Bolivariana de Venezuela.

Ministerio de Educación Superior.

Instituto Universitario de Nuevas Profesiones.

Cátedra: Métodos del Subsuelo.

Caracas. Dto. Capital

Caracas, Agosto de 2.008


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