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:
- Tipo de pozo:
- Exploratorio.
- Desarrollo.
- Geológica.
- Yacimientos.
- Perforación.
- 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.
- 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:
- 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).
- 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.
- 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.
- 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.
- 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.
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.
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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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