Experiencia 2 Definitivo

PREPARACIÓN DE MUESTRAS

CÉSAR ANDRÉS BUITRAGO AYA. CÓD: 2010192856JUAN SEBASTIÁN PLAZAS VALDERRAMA. CÓD: 2010192364TATIANA ORTÍZ QUINTERO CÓD: 2010191630

UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANAFACULTAD INGENIERÍA

PROGRAMA, PETRÓLEOSNEIVA, Abril 4

2013

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PREPARACIÓN DE MUESTRAS

Experiencia No. 02 de 09

CÉSAR ANDRÉS BUITRAGO AYA. CÓD: 2010192856JUAN SEBASTIÁN PLAZAS VALDERRAMA. CÓD: 2010192364TATIANA ORTÍZ QUINTERO CÓD: 2010191630

TRABAJO PRESENTADO EN LA ASIGNATURADE ANÁLISIS DE NÚCLEOS

PROFESOR: LUIS ENRIQUE MANTILLAGRUPO 03 – SUBGRUPO 05

UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANAFACULTAD INGENIERÍA

PROGRAMA, PETRÓLEOSNEIVA, Abril 4

2013

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ÍNDICE

Pág.

INTRODUCCIÓN 4

1. OBJETIVOS 5

2. ELEMENTOS TEÓRICOS 6

3. PROCEDIMIENTO 16

4. TABLA DE DATOS

5. MUESTRA DE CÁLCULO

6. TABLA DE RESULTADOS

7. CUESTIONARIO DURANTE LA CLASE

8. CUESTIONARIO DE LA GUÍA DE LABORATORIO

9. ANÁLISIS DE RESULTADOS

10.FUENTES DE ERROR

11.CONCLUSIONES

12.RECOMENDACIONES

BIBLIOGRAFÍA

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INTRODUCCIÓN

A la hora de querer obtener análisis de nuestro yacimiento o de la zona productora del yacimiento, se debe realizar un análisis petrofísico de las muestras de este. El tipo de muestras que se toman para este caso, son los núcleos, los cuales se obtienen a través de un programa de corazonamiento.

Para realizar un programa de corazonamiento, se debe pasar por una fase de exploración de fuentes alternas de información como pruebas de pozos, registro de sucesos, núcleos anteriores y muestras o núcleos de paredes laterales.

Después de obtener la muestra rocosa de nuestro yacimiento, se obtiene un modelo más pequeño por medio de una cortadora de núcleos, ya teniendo el núcleo se analiza con pruebas de laboratorio las cuales nos darán información de nuestro yacimiento.

En nuestra practica de laboratorio, se aprendió a manejar tal cortadora y a cada grupo se le asignó un núcleo con el cual se trabajará durante todo el semestre y al cual se le realizarán las pruebas de laboratorio correspondientes.

En este informe de laboratorio, les expondremos los elementos teóricos, donde se encontrarán los conceptos generales de las diferentes muestras rocosas que se pueden obtener de un campo y todo lo correspondiente a un programa de corazonamiento; algunos cálculos respecto al agua del yacimiento de los cuales analizaremos los resultados, y por último le mostraremos las conclusiones de nuestro informe.

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1. OBJETIVOS

Objetivo General

Obtener una muestra a partir de núcleos de perforación o de rocas para con ella determinar algunas propiedades petrofísicas de un yacimiento.

Objetivos Específicos

Estudiar las diferentes aplicaciones que se le puede dar a la información obtenida en los núcleos de perforación

Analizar y relacionar con base en la información que se tiene, lo que se pueda deducir de las condiciones de yacimiento.

Medir y registrar las características dimensionales del tapón cortado, tomando el debido promedio de altura y diámetro.

Conocer el buen uso de los diferentes equipos a utilizar.

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2. ELEMENTOS TEÓRICOS

CORAZONAMIENTO:

Corazonamiento (Sistema de corazonamiento Convencional) El equipo de corazonamiento está diseñado para retirar muestras de roca del fondo de la Tierra para estudios geológicos y de ingeniería. Las herramientas hacen un excelente trabajo recuperando el Tapón y un equipo especializado mantiene los fluidos presentes en las muestras. El objetivo de las operaciones de corazonamiento es obtener información que permita tener mayor eficiencia en la producción de gas o aceite.El objetivo de cada operación de corazonamiento es recolectar información que resulte en una producción más eficiente de crudo y gas.

Objetivos geológicos Información litológica

Tipo de roca Ambiente deposicional Tipo de poros Mineralogía/ geoquímica

Mapas geológicos Orientación de fracturas

Ingeniería petrofísica y de yacimientos. Información de permeabilidad

Correlación de porosidad y permeabilidad Permeabilidad relativa

Datos de presión capilar Datos para refinar los cálculos en los registros de sucesos

Propiedades eléctricas Densidad de granos

Los sistemas de corazonamiento convencionales consisten en: un barril de corazonamiento interior suspendido en el Swivel, un barril de corazonamiento exterior atado a la sarta, una broca de corazonamiento que es atada al barril exterior, un retenedor de núcleos que es ajustado en el barril de corazonamiento interior, y un fluido de perforación que debe ser bombeado por todo el sistema.

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Las herramientas de corazonamiento convencional están estandarizadas con un OD que van desde 1.75” a 5.25”, la longitud de un corazón puede variar desde 1.5’ para aplicaciones en pozos horizontales de radio corto hasta más de 400’ para formaciones espesas homogéneas y consolidadas. El tamaño del hueco, el ángulo del hueco, la dureza de la roca y la litología son los factores más importantes que siempre van a determinar el diámetro y la longitud del corazón que podrá ser cortado en un viaje. La selección final de un sistema en particular dependerá de la formación, la localización y los objetivos del programa de corazonamiento. Entre las opciones del sistema de corazonamiento y dependiendo de algunos parámetros están:

Sistemas de corazonamiento convencional

Inner Barrel Core LengthMild steel 30 to 120 ft.Mild steel 1.5 ft.

High strength steel 120 to >400ft.Fiberglass 30 to 90 ft.Aluminum 30 to 90 ft.

Steel with a plastic liner 30 ft.Steel with a fiberglass liner 30 ft.

Steel with an aluminum liner 30 ft.

Pruebas especiales realizadas a los núcleos

Los sistemas de corazonamientos especiales han evolucionado para cumplir con necesidades específicas de extracción de Tapones. El corazonamiento de presión retenida y el sistema de corazonamiento Sponge-Lined son desarrollados para tener mayor precisión acerca de la saturación de petróleo, el sistema de corazonamiento Sponge-Lined es más económico que el de presión retenida pero este no es útil en yacimientos de gas.

Los sistemas Rubber-Sleeve y Full-Closure son desarrollados para obtener la mayor calidad del corazón cuando es retirado de una formación inconsolidada. Debido a que el sistema Rubber-Sleeve fue el primer sistema desarrollado para obtener muestras de formaciones inconsolidadas presenta muchas limitantes entre las que están: Solo existe un tamaño de barril de corazonamiento, no puede ser usado a temperatura mayor a 200°F y se recomienda no usar la herramienta en pozos con más de 45° de inclinación.

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Existen otros sistemas de corazonamiento especial con características y capacidades únicas haciéndolos de mucho uso por los ingenieros y geólogos, algunos de ellos están la siguiente tabla:

Sistemas de corazonamiento especial

Sistema de corazonamiento

Dimensión máxima de corazón

Uso especial

Pressure-retained

3.75 in. x 10 ft.(5000 psi)2.5 in. x 20 ft.(10000 psi)

Análisis de presión retenida, saturación de fluidos, volumen y

composición de gasSponge-lined 3.5 in. x 30 ft. Saturación de fluidosFull-closure 4 in. x 60 ft. Recuperación en formaciones

inconsolidadas

Rubber-sleeve3 in. x 20 ft. Recuperacion en formaciones

inconsolidadas, fracturadas o conglomeraticas

Wireline retrievable

2.75 in. x 30 ft. El corazon es posible sin tubería viajera

Wireline percusión sidewall

1 in. x 1.75 in.Las muestras pueden ser obtenidas después de la perforación y el logging.

Wireline drilled sidewall 0.94 in. x 1.75 in.

Las muestras pueden ser obtenidas después de la perforación y el logging.

Sidewall corer 2.5 in. x 10 ft. El corazon es obtenido después de la perforación y el logging

Refrigerantes utilizados en el laboratorio para la preparación de muestras

La necesidad de un fluido lubricante y refrigerante se genera para que durante la preparación de la muestra puedan ser removidos los recortes generados durante el procedimiento sin que esto cause daño a los aparatos y/o herramientas utilizadas en el proceso.Entre los fluidos utilizados en el proceso de corte de muestras están: Salmuera que puede ser de formación o puede ser simulada dependiendo de la salinidad del agua de formación en concentración p.p.m de NaCl, Aceite dependiendo de las condiciones de la muestra, Aire en algunos casos, y Nitrógeno líquido para muestras inconsolidadas.

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SISTEMAS CONVENCIONALES DE CORAZONAMIENTO

Sacanúcleos Convencional: El tamaño de la perforación, el ángulo de perforación, fuerza de la roca, y litología controlarán el diámetro y la longitud del núcleo que puede ser cortado en un solo recorrido. La selección final de un sistema particular dependerá de la formación, ubicación, y los objetivos del programa de corazonamiento.

Sacanúcleos Convencionales Reforzados: Se han desarrollado herramientas de corazonamiento especiales para trabajo pesado para trabajar en formaciones más duras que las normales, y cortar núcleos de longitud extendida. Los hilos reforzados permiten que se aplique más par de torsión en la broca, y mejora el margen de seguridad contra fallas en las herramientas. Estas herramientas son especialmente atractivas en situaciones donde el tiempo de montaje es el gasto más grande de corazonamiento. Se utilizan los sistemas de corazonamiento reforzados para mejor ventaja cuando se extraen muestras de longitudes más largas de formaciones homogéneas o cuando se anticipan cargas de par de torsión más altas que las normales.

Forros de los Sacanúcleos: El uso de un forro en un cilindro interior de acero tiene dos funciones principales: mejorar la calidad del núcleo soportando el material de núcleo físicamente durante su manejo y servir como un sistema de preservación de núcleos. Se han usado plásticos PVC y ABS, fibra de vidrio, y aluminio como forros de cilindro interiores. Los forros se deslizan en un cilindro interior convencional y son agarrados por el montaje del colector de muestras y fricción. Los forros son apropiados a menudo cuando se hace corazonamiento en formaciones no consolidadas o fracturadas, cuando se corta roca dura en lugares remotos y mar adentro y cuando se requiere una preservación de núcleos inmediata. La desventaja de los forros de sacanúcleos es que ellos reducen el diámetro efectivo del cilindro interior por aproximadamente 0.5 pulgadas.

Cilindros Interiores Desechables: Los cilindros interiores desechables sirven para los mismos propósitos generales que los forros. Estos mejoran la calidad del núcleo soportando el material de núcleo físicamente durante el manejo y sirven como sistema de preservación de núcleos. Además, el diámetro exterior del núcleo no es reducido, como sería el caso con un forro de cilindro interior. Existen cilindros interiores desechables de aluminio, fibra de vidrio, y acero dulce, y son fabricados de varios tamaños para adaptarse a la mayoría de los sistemas convencionales de corazonamiento. Además, el cilindro interior de fibra de vidrio

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tiene un bajo coeficiente de fricción que permite que el núcleo se deslice más fácilmente en el sacanúcleos, reduciendo el riesgo de atascamiento.

SISTEMAS ESPECIALES DE CORAZONAMIENTO

Corazonamiento de Presión Retenida Los sacanúcleos de presión retenida son diseñados para recoger núcleos mantenidos en condiciones de presión de yacimiento, obtener datos de saturación de crudo y capturar gases de yacimientos. Es especialmente útil para estudiar la viabilidad de proyectos de recobro mejorado y para calcular el contenido de metano en carbón.

Sistema de Corazonamiento Forrado con Esponja Desarrollado para mejorar la precisión de los datos de saturación de crudo basados en núcleos. Un sistema de sondaje de esponja no atrapa los gases de un yacimiento. En lugar de esto, el sistema atrapa el crudo expulsado cuando se saca el núcleo a la superficie. La información de saturación es muy útil cuando se evalúan los proyectos mejorados de recobro de crudo. Es menos costoso para operar que un sistema de corazonamiento de presión retenida, mientras ofrece una oportunidad para mejorar la precisión de los datos de saturación de crudo basados en los núcleos.

Sistemas de Corazonamiento de Cierre Completo Fueron desarrollados para mejorar el recobro de formaciones no consolidadas; utilizan forros para sacanúcleos o cilindros interiores desechables, y un sistema especial de colección de muestras para recobrar las rocas dificultosas.La tecnología de cierre completo permite al cilindro interior deslizarse suavemente por encima del núcleo blando con un mínimo de perturbación, y luego sellar el núcleo dentro del sacanúcleos. El diámetro interior liso y la ausencia de un colector de muestras expuesto pueden resultar en núcleos perdidos si se levanta la herramienta del fondo antes de activar al colector de muestras de cierre completo.

Sacanúcleos de Manga de Caucho Fue el primer sistema desarrollado para mejorar las posibilidades de recobrar arenas no consolidadas, conglomerados, y formaciones duras fracturadas. El sacanúcleos de manga de caucho es único porque la parte superior del cilindro interior no se mueve con respecto al núcleo durante el corazonameinto. El cilindro exterior es perforado alrededor de una columna de roca que es encerrada

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progresivamente en una manga de caucho. La manga de caucho es más pequeña que el diámetro del núcleo. Esta se estira ajustadamente alrededor del núcleo, envolviéndolo firmemente y protegiendo de la fricción del fluido para perforación. El núcleo es soportado por la manga de caucho, así ayudando en el recobro de las formaciones blandas que no soportarían su propio peso.

No se recomienda la herramienta para uso en perforaciones de más de 45 grados de inclinación. Además, el corazonamiento debe pararse aproximadamente cada dos pies para permitir el reinicio de la herramienta.

Sacanúcleos Recobrable Wireline

Las herramientas de corazonamiento recobrable son operacionalmente similares a los sistemas convencionales de corazonamiento excepto que están diseñados para sacar el cilindro interior a la superficie por wireline. Esto acelera la operación de corazonamiento eliminando la necesidad de interrumpir toda la cadena del taladro para cada núcleo. Se bombea una nueva sección de cilindro interior por la cadena del taladro y esta es asegurada en su lugar para el corazonamiento adicional, o un tapón de taladro es bombeado para facilitar la perforación más adelante.

Las herramientas de corazonamiento recobrable son por lo general más pequeñas y más livianas que los sistemas convencionales de corazonamiento. Los diámetros de núcleos son limitados porque todo el montaje del cilindro interior debe pasar por la cadena del taladro.

CORAZONAMIENTO DE PAREDES LATERALES WIRELINE

Desarrollados para obtener muestras de núcleos de un pozo después de que este haya sido perforado y registrado, y antes de pasar el entubado. Estas herramientas pueden ubicarse en zonas de interés utilizando datos de los registros gamma o de potencial espontáneo como guías. Las muestras ofrecen pequeñas partes de material de formaciones, adecuados para estudios geológicos y de ingeniería.

Corazonamiento de Percusión de Paredes LateralesEstas herramientas disparan balas cilíndricas huecas y recobrables en la pared de una perforación sin entubado. La herramienta (pistola) es bajada a la profundidad

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deseada en un wireline, y luego es disparada por impulsos eléctricos controlados desde la superficie. Las balas permanecen conectadas a la pistola por medio de alambres, y el movimiento de la pistola saca las balas, que contienen las muestras, de la pared de la perforación. Las ventajas del corazonamiento de percusión de paredes laterales son velocidad, bajo costo, y la capacidad de sacar muestras en zonas de interés después de correr registros en perforaciones abiertas. La desventaja es que la bala usualmente altera la formación, fracturando la roca mas dura o comprimiendo los sedimentos más blandos. Esto reduce el valor cuantitativo de los datos de análisis de los núcleos de paredes laterales. El recobro por percusión de núcleos de paredes laterales tiende a ser bajo en roca muy dura o fracturada, y en arenas muy permeables sin consolidar.

Corazonamiento de Paredes Laterales por PerforaciónDiseñada para recobrar muestras de núcleos en paredes laterales wireline sin el impacto destructivo del sistema de percusión. Apropiada para roca dura-a-friable, la herramienta utiliza un taladro con punta de diamante para cortar muestras individuales. Una ventaja es que este produce muestras de roca dura adecuadas para el análisis cuantitativo de núcleos. Una de las desventajas es que es mas costoso que el corazonamiento de percusión en paredes laterales en cuanto a costos por el tiempo de instalación, y el recobro de muestras tiende a ser bajo en formaciones no consolidadas.

Sistemas de Corazonamiento de Paredes LateralesNuevos sistemas de corazonamiento de paredes laterales están entrando en el mercado, principalmente porque están diseñados para adquirir una muestra de núcleos más grande y más continua de un pozo perforado y registrado que lo posible con las herramientas existentes para el corazonamiento de paredes laterales y por la adquisición de muestras de núcleos de alta calidad y bajo costo.El primer sistema es similar al sacanúcleos convencional solo que un brazo integral empuja el sacanúcleos contra un costado del pozo. El segundo sistema utiliza un mango de látigo removible para guiar un sacanúcleos convencional en la formación.

BROCAS PARA CORAZONAMIENTOLa dureza (fuerza compresiva), abrasividad, y variabilidad de las rocas a sondear tendrá la influencia más grande sobre la selección de cortadores. Las pautas

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generales sugieren el uso de cortadores más pequeños, más resistentes a impactos entre más duras sean las formaciones.

Brocas de Diamantes NaturalesSe utilizan brocas de taladro de diamante natural cuando la formación es demasiado dura (alta resistencia compresiva) y/o abrasiva para otro tipo de elementos cortadores. Se pueden montar diamantes naturales grandes en una matriz de carburo de tungsteno, o se pueden dispersar recortes finos de diamantes en una matriz para formar lo que se llama una broca impregnada de diamantes. Las brocas impregnadas de diamantes naturales son para aplicaciones en formaciones ultra-duras.

Cortadores Compactos de Diamantes Policristalinos (PDC)Son materiales de diamantes artificiales que consisten de una capa de arenilla de diamantes del tamaño de un micrón sinterizada y adherida a espigas de carburo de tungsteno. Las brocas PDC se utilizan para corazonar formaciones que varían de muy blandas a medio duras, aunque son susceptibles a daños por impacto, y por lo tanto no son recomendados para formaciones muy duras, altamente fracturadas, o de cuarzos.

Diamantes Térmicamente Estables (PTE)Es un material de diamantes artificiales. La diferencia principal en el material PTE es que tiene un margen más alto de estabilidad térmica debido al filtrado del catalizador metálico utilizado en el proceso de sinterización de fabricación. Estos cortadores son apropiados para formaciones considerados por lo general demasiado duras y/o abrasivas para los cortadores CDP. Estos no son recomendados para formaciones blandas.

Brocas de Conos GiratoriosUtiliza cuatro conos giratorios montados con piezas insertadas de carburo de tungsteno o cortadores de diente triangular para propósitos de corazonamiento. Los cortadores en los conos giran y se incrustan en el fondo del pozo y rompen la formación en compresión con una acción cinceladora. Debido a la lenta acción cortadora y la cantidad de partes móviles, el uso de las brocas de taladro de conos giratorios no es común.

CARACTERISTICAS DE AGUAS DE FORMACIÓN.

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El agua de formación no está constituida por una sola materia. Sus propiedades fisicoquímicas varían bastante según la posición geográfica del campo. La formación geológica con la cual el agua de formación ha estado en contacto por miles de años dando un tipo de producto de hidrocarburo especifico, así como las propiedades del agua de producción y su volumen pueden variar hasta en los diferentes sitios de un mismo embalse.

COMPONENTES PRINCIPALES DE LAS AGUAS DE FORMACIÓN.El conocer los componentes específicos de las aguas de producción es necesario para regular y para seleccionar las diferentes operaciones como la recuperación secundaria. El agua y el petróleo son los componentes de las aguas de producción que deben recibir la mayor atención tanto en las operaciones en tierra como en las aguas costeras, donde interesa en especial el contenido de sal (expresado como salinidad), la conductividad, esto es uno de los problemas principales en las operaciones petroleras en tierra. Además debemos añadir las partículas que se encuentran en diferentes estados físicos como: soluciones, suspensiones y emulsiones.

A más de sus componentes naturales, las aguas de formación producidas en la Industria petrolera pueden también contener agua subterránea o agua de arena(Generalmente llamada agua de formación “de la fuente”), inyectado para mantener las presiones en el embalse, así como diversos sólidos y bacterias. Las aguas de Producción son más salinas que las aguas subterráneas ya que estas pueden incluir aditivos químicos utilizados en perforación y producción.

Al igual que las substancias químicas de depósito de incrustaciones, las bacterias potencialmente perjudiciales indudablemente han estado presentes en las aguas producidas y de inyección desde los comienzos de la industria. Sin embargo, las bacterias no fueron reconocidas como problema potencial hasta la década de los 50.Entonces se reconocieron dos aéreas de problemas significativos, y ambas podrían ser serias. Muchas aguas acarreaban lo que se clasifica como bacterias formadoras de lama. Bajo una amplia variedad de condiciones ambientales del agua, estas bacterias pueden multiplicarse rápidamente y constituir un grave problema de obstrucción en los pozos inyección de agua.

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El tratamiento por inyección de aguas producidas en campos petroleros, es una práctica común desde hace mucho tiempo por las empresas petroleras alrededor del mundo e inclusive es utilizada como un método de recuperación secundaria. Los pozos de inyección para proteger el medio ambiente, deben inyectar las aguas debajo de niveles de aguas subterráneas que se usen o potencialmente usables, así mismo el pozo debe estar completamente sellado por encima del punto de inyección de agua producida. Es factible convertir pozos de producción abandonados en pozos de inyección de agua, con el siguiente ahorro de perforación de nuevos pozos.

Con las técnicas y métodos realizaran el análisis de agua de manera rutinaria en el laboratorio. Ello permite efectuar mediciones extremadamente exactas de la muestra que se tome. Desafortunadamente, ciertas propiedades del agua pueden cambiar en forma muy rápida después del muestreo, siendo los más usuales pH, temperatura, contenido de gas disuelto, sólidos suspendidos, aceite en agua y población bacteriana.

Muchas de las propiedades que son de principal importancia pueden, por lo tanto, ser determinadas únicamente, a través de mediciones en el emplazamiento (en el campo). Es por esta razón que un análisis completo comprende tanto mediciones de laboratorio como de campo.

El agua es el principal producto residual de la industria del petróleo y gas durante la vida de todos los pozos productores. El agua que produce conjuntamente con el aceite es conocido como "salmuera", "agua salada", "agua producida", etc. cada día deben manipularse miles de barriles de agua. El agua de producción contiene sales disueltas, sólidos en suspensión, metales pesados e hidrocarburos dispersos y disueltos en el agua producida.

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3. PROCEDIMIENTO

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Dependiendo del grado de consolidación de la roca se selecciona la velocidad de

corte.

Se describe el grado de compactación de la roca,

ya sea consolidada, regularmente consolidada

o friable.

Se selecciona el diámetro de la broca y se ajusta al mandril

Después de tener todos los elementos dispuestos para

el trabajo se procede:

INICIO

FIN

Altas revoluciones para muestras más

consolidadas.

Bajas revoluciones para muestras poco

consolidadas

Se coloca el núcleo en la caja de corte sobre el soporte en

forma de M y se centra.

Se preparan 2 galones de fluido refrigerante.

Se enciende el taladro y se opera a velocidad constante

Se pulen los extremos del tapón y se marca cada uno, se anotan los datos respectivos.

4. TABLA DE DATOS

DATOS DEL POZO SAN FRANCISCO 25Presión original en el yacimiento 1100 psig

Temperatura del yacimiento 119°FTabla 1 – Datos generales del pozo San Francisco 22.

CATIONES p.p.m ANIONES p.p.mSodio, Na 4800 Cloro, Cl 10250Calcio, Ca 1868 Sulfato, SO4 0

Magnesio, Mg 88 Carbonato, CO3 0Hierro, Fe 2,8 Bicarbonato,HCO3 1220

Tabla 2 – Concentración de iones disueltos en el agua de producción del pozo SF-22 a la profundidad superior de 2600 pies, formación Caballos Superior

Cationes Fd Aniones Fd

Sodio, Na 1 Cloro, Cl 1Calcio, Ca 0,95 Sulfato, SO4 0,5

Magnesio, Mg 2 Carbonato, CO3 1,26Hierro, Fe 1 Bicarbonato, HCO3 0,27

Tabla 3 – Factores de conversión para reducir la salinidad en partes por millón, ppm, de diferentes iones a la salinidad equivalente NaCl

Cationes Fc Aniones Fc

Sodio, Na 0,0435 Cloro, Cl 0,0282Calcio, Ca 0,0499 Sulfato, SO4 0,0208

Magnesio, Mg 0,0822 Carbonato, CO3 0,0333Hierro, Fe 0,0358 Bicarbonato, HCO3 0,0164

Tabla 4 – Factor de conversación de los radicales encontrados en el agua (para los miliequivalentes por litro)

Número de medición Longitud (cm) Diámetro (cm) Peso (kg)1 5,71 3,72 -2 5,71 3,74 -3 5,66 3,76 -

Promedio 5,693 3,74 129,75Tabla 5 – Mediciones del Núcleo usado por el subgrupo 05 del grupo 03.

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5. MUESTRA DE CÁLCULOS

Para calcular el NaCl equivalente procedemos:

NaClequivalente=∑ ióni∗(Fdi)

NaClequivalente=4800 (1 )+1868 (0.95 )+88 (2 )+10250 (1 )+1220 (0.27 )

NaClequivalente=17330 ppm

Porcentaje Peso=17330 ppm10000 ppm

∗1%=1,733%

NaCl = 1.733 %

Para calcular la densidad de una samuera en g/cm3.

Usando la correlación de McCain para el cálculo de la densidad de la salmuera:

ρw st=62.368+0.438603∗NaCl+1.60074∗10−3∗NaCl2

ρw st=62.368+0.438603∗1.733+1.60074∗10−3∗1.7332

ρw st=63,1329 lb /PC

ρw st=63.1329 lb /PC∗1.6018∗10−2 lb / pcg /cm3

ρw st=1.01126 g /cm3

7. CUESTIONARIO DURANTE LA CLASE

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1. Diligenciar el formato para el reporte de análisis de agua.

2. Representar en el diagrama de Stiff la concentración de los iones disueltos en el agua.

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3. Calcular la relación gas en solución agua, Rsw, coeficiente isotérmico de comprensibilidad, Cw, la viscosidad del agua, µw, a las condiciones iniciales.

Relación gas en solución agua, R sw:

Se calcula la relación gas en solución agua por medio de la correlación de Numbere, Brigham y Standing:

R sw=( A+Bp+C p2 )∗C sal

Donde,

A=2.12+0.00345 (T )−0.0000359(T )2

A=2.12+0.00345 (106 ° F )−0.0000359¿A=2.0823276

B=0.0107−0.0000526 (T )+1.48 x10−7¿B=0.0107+0.0000526 (106 ° F )−1.48 x 10−7¿

B=6.787328 x 10−3

C=−8.75 x10−7+3.9x 10−9 (T )−1.02x 10−11(T2)C=−8.75 x10−7+3.9x 10−9 (106 ° F )−1.02 x10−11¿

C=−5.762072 x10−7

Teniendo,

T = 106 °F

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P = 1100 psig + 14.7 = 1114.7 psia

Para calcular el NaCl equivalente procedemos:





∗1%=1,733%

NaCl = 1.733 %C sal=1−[0.0753−0.000173 (T ) ]∗NaCl

Csal=1− [0.0753−0.000173 (106 ° F ) ]∗1 ,733

Csal=0.9012848

Se procede a calcular el Rsw

Rsw=(A+B∗P+C∗P2)∗CSal

Rsw=(2.0823276+6.787328 x10−3∗1114.7−5.762072x 10−7 .1114,72 )0.9012848

Rsw=8.05045 PCSBS

Coeficiente isotérmico de comprensibilidad, C w:

El coeficiente isotérmico por comprensibilidad se calcula por medio de la correlación de Meehan:

C℘=A+B (T )+C (T )2

106

Donde, A=3.8546−0.000134∗(P)

A=3.70523

B=−0.01052+4.77∗10−7 (P )

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B = -9.9882-3

C=3.9267∗10−5−8.8∗10−10(P)C=¿ 3.82861-5

A partir de:T = 106 °FP = 1114.7 psia

C℘=3.077∗10−6 psia−1

A continuación se corrige por solubilidad:

A partir de:Cwp = 3.077 *10-6 psia-1

Rsw = 8.05045 PCS/BS

Cw¿=C℘ [1+0.0088 (Rsw ) ]

Cw¿=3.29498∗10−6 psia−1

Finalmente se corrige por salinidad, utilizando la siguiente correlación de Numbere y Cols.

A partir de:Cw

* = 3.29498∗10−6 psia−1

NaCl = 1.733 %T = 106 °F

Cw=Cw¿ {1+NaCl0.7 [−0.052+0.00027 (T )−1.14∗10−6(T )2+1.21∗10−9(T )3 ] }

Cw=3,126735∗10−6 psia−1

Viscosidad del agua, µ w:

Para la viscosidad del agua se utilizó la correlación de Van Wingen:

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µw=e[1.003−1.479∗10−2 (T )+1.982∗10−5 (T)2 ]

µw=e[1.003−1.479∗10−2 (106 ) +1.982∗10−5(106)2]

µw=0,710318 Cp

4). Calcular la concentración en miligramos por litro de cloruro de sodio equivalente por el método de Dunlap y por el método de schlumberger y elaborar los cálculos para preparar 10 galones de agua refrigerante (estimar costos).

Se tiene que a condiciones iniciales del yacimiento P = 1114.7 psig y T = 106°F.

Método de Dunlap:

Se calcula el cloruro de sodio equivalente:

Catión ppm FdSodio 3208 1Calcio 352 0,95Magnesio 28 2Hierro 2,1 1

Anión ppm FdCloro 4850 1Sulfato 0 0,5Carbonato 0 1,26Bicarbonato

1390 0,27


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∗1%=1,733%


ρw st=62.368+0.438603∗NaCl+1.60074∗10−3∗NaCl2

ρw st=62.368+0.438603∗1.733+1.60074∗10−3∗1.7332


ρw st=63.1329 lb /PC∗1.6018∗10−2 lb / pcg /cm3

ρw st=1.01126 g /cm3

Para el cálculo de la concentración en mg/L

mgL

=ppmi∗ρwst

mgL

=17330 ppm∗1.01126 gcm3

NaCleq−Dunlap=17525.1358mgL

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Método de Schlumberger:

Para este método se utiliza la tabla de valores de conversión para cada ion, después se multiplica por las partes por millón de cada ion presente y al final se hace la sumatoria de todos los productos:

Catión ppm Fd

Sodio 3208 1

Calcio 352 0,95

Magnesio 28 1,1

Hierro 2,1 1

Anión ppm Fd

Cloro 4850 1

Sulfato 0 0,95

Carbonato 0 0,5

Bicarbonato

1390 0,25

NaClequivalente=4800 (1 )+1868 (0.95 )+88 (1.1 )+10250 (1 )+1220 (0.25 )

NaClequivalente = 17226.4 ppmmgL

=17226.4 ppm∗1,0052gr /cm3

mgL

=17315.98

NaCleq−Schlumberger=17315.98mgL

Para preparar 10 galones de refrigerante con el método de Dunlap:

10 galones de agua destilada.

gsal=17525.14mgL

∗3,785412 Lgal

∗10 gal∗1 g1000mg

gsal=663,39 g

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Para preparar 10 galones de refrigerante con el método de Schlumberger:

10 galones de agua destilada.

gsal=17315.98mgL

∗3,785412 Lgal

∗10 gal∗1g1000mg

gsal=655,48

ESTIMACIÓN DE COSTOS:

El costo se calcula con base al precio actual de salmuera:El costo de la sal es de aproximadamente según la información que se tiene en el taller realizado en la práctica de laboratorio es de $ 67.280 por kilogramo, entonces:

PrecioDunlap=663,39

g∗1kg1000 g

∗$67.280

1kg salPrecioDunlap=$44.630

PrecioSchlumberger=655,48

g∗1kg1000 g

∗$67.280

1kgsalPrecioSchlumberger=$ 44.100

Es más económico preparar dicha salmuera con el método de Schlumberger.

ESTIMACION DEL PRECIO AGUA DESTILADA:

Según una cotización realizada por la Ingeniera Haydee Morales, 20 litros de agua destilada cuestan $80.500 de lo que se obtiene

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10

gln∗3,785 l1gln

∗$ 80.500

20 l=$ 152.340

Precio total:$44100+$152.340=$ 196.440

5. Investigar la temperatura promedio de superficie del Campo San Francisco y a la profundidad del intervalo productor calcular el gradiente geotérmico del Campo.

EL agua proviene de un intervalo productor a 2600 ft del pozo San Francisco, asumiendo una temperatura promedio de superficie del campo San francisco (SF-22) de T=80°F, con una temperatura de la formación de 106°F, obtenemos el gradiente geotérmico del campo:

∇G=(T form−T¿)

prof .

∇G=(106−80 )° F2600 ft

∇G=1.0 ° F100 ft

6. Calcular la resistividad del agua de formación del intervalo productor y a la temperatura promedio de superficie.

Ty= 106°FTs= 80°FNaCl eq=17330 ppm(mediante elmetodo de Dunlap)

Se utiliza la gráfica 7.19 “Comportamiento de la resistividad del agua vs temperatura” del libro guía “Propiedades de los fluidos de yacimiento” y utilizando el NaCleq en ppm, se observa la resistividad del agua a Ty y Ts:

Rw (106 ° F)=0,24(Ω−m)

Rw (80° F )=0,3(Ω−m)

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7. En el informe presentar la información teórica de corazonamiento y de pruebas especiales realizadas a los núcleos y que otros refrigerantes que son utilizados en la preparación de muestras.

CORAZONAMIENTO

Definición

Es la operación a través de la cual se obtiene un cilindro continuo de roca de la formación (corazón) del pozo. El corazón proporciona una de las fuentes de información más valiosa, sobre las características litológicas y contenido de fluidos de un yacimiento.

Un corazón es una muestra representativa de roca de la formación de interés, de mayor tamaño que aquellas obtenidas en los recortes de perforación. La obtención de un núcleo de formación es el único método para poder realizar medidas directas y características de las propiedades de la roca y/o de los fluidos.

Principales objetivos del corazonamiento

Obtener las características físicas del yacimiento (porosidad, permeabilidad, saturación de fluidos, etc).

Definir los cambios de las características físicas del yacimiento para cálculos de reservas.

Obtener muestras de aceite, gas y/o minerales. Definir los contactos agua-aceite. Determinar buzamientos de los diferentes estratos. Estudios de métodos de recuperación primaria y secundaria. Análisis de posibles tratamientos remediales, fracturamientos, etc. Estudios del yacimiento. Determinación de presencia de gas, agua y/o aceite.

Requerimientos y técnicas en el análisis de corazones

Para una mayor seguridad con respecto a la información recogida en un programa de análisis de corazones es necesario tomar en cuenta:

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El núcleo debe representar una sección del pozo. Se debe tomar en cuenta si el fluido de perforación es base aceite o agua. Para la determinación del grado de estabilidad de la roca, se deben

recolectar varios pies de núcleos del pozo. Los núcleos deben ser analizados minuciosamente para recolectar

información básica y datos especiales. El núcleo deber ser preservado y/o almacenado para futuros análisis.

EQUIPO DE CORAZONAMIENTO

Para la operación de corazonamiento convencional, básicamente son utilizadas dos herramientas que permiten el corte y obtención del corazón, éstas son: el barril y la broca corazonadora.

Barril corazonador

Es una herramienta que permite extraer del fondo del pozo, muestras continuas de diferente longitud durante la perforación. Consta principalmente de un barril externo, un barril interno y de una serie de accesorios que en conjunto permiten el desarrollo de la operación de corazonamiento.

Las partes de un barril corazonador son:

Barril externo: Tubo de acero similar a los collares utilizados en perforación, el cual trasmite el torque y el peso a la broca.

Estabilizadores: Son tubos cortos con aletas de diámetro igual al de la broca, pueden ser lisas o en forma de espiral. Están colocados en el tope del barril externo y sobre la broca. Influyen en el mejoramiento de la tasa de penetración y el porcentaje de recuperación de la muestra, porque minimizan el desplazamiento lateral de la broca, evitando que se parta el corazón.

Barril interno: Tubo liso que facilita la entrada del corazón, almacenándolo y aislándolo del fluido de perforación, el cual pasa a través del espacio anular entre el barril externo y el barril interno. Se encuentra unido al barril externo por una tuerca y separado del mismo por una balinera. Puede ser de diferentes materiales: acero, P.V.C., aluminio, fibra de vidrio, caucho y

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aluminio; su utilización dependerá del tipo de formación a corazonar, de la profundidad y temperatura a la que se encuentra el punto de interés.

Junta de seguridad: Permite que se pueda extraer el tubo interno, colocarlo sobre el piso de taladro de perforación y recuperar el corazón en caso que el tubo externo se pegue o se atore en el hueco.

Válvula de asiento: Permite cambiar de dirección al fluido en dos secuencias distintas. Durante el viaje al fondo la válvula está abierta y el fluido de perforación pasa a través de ella y limpia los cortes atrapados. Cuando se ha limpiado adecuadamente se lanza desde superficie la esfera, cerrando el orificio y reorientando el flujo hacia el anular de los barriles, evitando que el corazón sea barrido por el fluido.

Receptor del corazón: Accesorio que consta de unas uñas que permiten el paso del corazón sólo hacia dentro del barril interno, impidiendo que éste caiga después de ser almacenado, al levantar la tubería de perforación.

Balinera: Separan el movimiento rotatorio del barril externo con el barril interno. Esto permite que el barril interno permanezca estacionario mientras que el barril externo gira.

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Broca corazonadora

Las hay de gran variedad de acuerdo con los tamaños de los barriles y tipos de formaciones. Sus diseños tienen como objeto mejorar la rata de penetración y cortar un buen diámetro de corazón. Los diseños de corte son similares al de las brocas de perforación PDC, para formaciones blandas los insertos son grandes y separados, mientras que para formaciones duras son pequeños y muy juntos.

Estas brocas cortan por abrasión o corte continuo y destrucción de la formación por compresión, rotación de la herramienta y limpieza. Los insertos pueden ser de: diamante natural, diamante policristalino (P.D.C.) y diamante policristalino termo-estable (T.S.P).

Las brocas corazonadoras tienen tres partes básicas: la corona, el cuerpo y el vástago

PROCEDIMIENTO PARA PREPACION DEL NUCLEO:

Después de que el núcleo ha sido extraído del pozo con el equipo adecuado, las muestras de corazón son encapsuladas en tubos de acero y congeladas en hielo seco, siempre y cuando esta muestra no contenga arcillas, las muestras que tengan arcillas y que son poco consolidadas se preservan con resina en el anular hasta que lleguen al laboratorio.

Cuando las muestras ya están en el laboratorio se lleva cada capsula a una máquina de corte (imagen 1), a lo largo del núcleo se hacen dos cortes diametralmente opuestos a profundidad menor a la del tubo; se utiliza nitrógeno líquido en el punto de corte para asegurar la temperatura del tubo y el corazón.

Se separa el tubo en dos mitades y se retira la muestra. Se examina visualmente la muestra Se retira el gel depositado en los anulares, según sea el caso. Los segmentos cortados de núcleo congelado se envuelven en plástico

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PRUEBAS ESPECIALES PARA NÚCLEOS:

Prueba De Presión Capilar:Los datos de las pruebas de presión capilar se usan para relacionar saturaciones de agua con permeabilidad o porosidad y altura por encima de un contacto de agua – petróleo en el yacimiento. Posteriormente esta información se utiliza en los cálculos del petróleo original in situ. Un uso secundario de los datos de presión capilar es el cálculo de la distribución del tamaño poroso y las características de permeabilidad relativa.

Permeabilidad Del Agua:Esta prueba es usada para evaluar el daño ocurrido en la formación por efecto del filtrado del fluido de perforación o del agua de inyección y es el mejor indicador de la sensibilidad de la formación al agua salada de diferentes concentraciones. La reducción de la permeabilidad puede ser debida al hinchamiento de las arcillas como la montmorillonita o al movimiento de las partículas y consiguiente bloqueo de los poros por partículas finas o arcillas tales como kaolinita.

Resistividad De La Formación:Estas medidas definen, para una formación determinada, los parámetros usados en los cálculos de porosidad y saturación de agua mediante registros eléctricos, con lo que se refinan los cálculos y consiste en medir directamente la resistividad de un núcleo 100% saturado o parcialmente saturado por salmuera.

Velocidad Acústica:Estas pruebas evalúan la relación entre porosidad y velocidad acústica y por tanto refinan los valores de porosidad calculados a partir de los perfiles acústicos. El método consiste en la medición del tiempo de tránsito acústico bajo condiciones de sobrecarga; a través de una muestra vertical completamente (o parcialmente) saturada con salmuera (o petróleo liviano)

Pruebas De Desplazamiento De Agua:En yacimientos de petróleo, estas pruebas son diseñadas para determinar la permeabilidad efectiva al petróleo delante del frente, la saturación residual del petróleo después del desplazamiento, y la permeabilidad efectiva al agua detrás del frente. Las pruebas de desplazamiento con agua en yacimientos de gas suministran la saturación de gas, después de la intrusión de agua en la zona saturada con gas. Estos datos se necesitan para yacimientos de gas natural con empuje de agua y para proyectos de almacenamiento de gas en acuíferos donde

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una porción del gas inyectado en el yacimiento queda atrapado y no se recupera a medida que ocurre la producción y las burbujas de gas se encogen.

Pruebas Básicas De Flujo:Los datos de estas pruebas pueden ser usados en cálculos del tipo Stiles y Dykstra – Parsons que requiere valores de permeabilidad del petróleo a la saturación de agua connata y permeabilidad del agua a la saturación residual del petróleo.

Permeabilidad Relativa Agua – Petróleo:Estos datos son utilizados para evaluar el comportamiento del desplazamiento con agua. El comportamiento del yacimiento con relación al recobro de petróleo como una función del corte de agua y de los volúmenes porosos de agua inyectada pueden ser calculadas las ecuaciones de flujo fraccional para cualquier conjunto de condiciones de viscosidad agua-petróleo.

Flujo De Agua En Núcleos Con Gas Atrapado:Estas pruebas se realizan para simular el desplazamiento con agua es zonas agotadas donde las presiones de flujo son tan bajas que el gas libre originado por caída de presión no se disolverá nuevamente en el petróleo, por lo que los valores de permeabilidad relativa y petróleo residual se verán afectados.La prueba utiliza muestras sometidas a extracción y secamiento saturadas con agua, que son saturadas a sus saturaciones iniciales de agua y petróleo, como se describió en las pruebas básicas de flujo, y desplazadas con gas hasta la saturación presente en el yacimiento. Posteriormente los núcleos se desplazan con petróleo para simular la formación de un banco y establecer una saturación de gas atrapado.

Gas Residual:Estas pruebas suministran valores de la saturación de gas atrapado después del desplazamiento con agua. Estos datos requieren para proyectos de almacenamientos de gas en acuíferos y para yacimientos de gas limitados por agua, en estos casos el gas atrapado puede representar una porción apreciable del espacio poroso, que debería ser tomado en cuanta en los cálculos de yacimientos.

Permeabilidad Relativa Gas-Petróleo (Kg/Ko) Estos datos se utilizan, conjuntamente con las propiedades de los fluidos y la ecuación de balance de

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materiales, para predicciones del comportamiento de la presión, relación gas-petróleo y producción, en yacimientos con empuje de gas en solución.

Permeabilidad Relativa Gas – Agua (Kg/Kw) Estos datos se usan para cálculos de burbujeo de gas en proyectos de almacenaje de gas, donde el gas desplaza agua del acuífero en una zona 100% saturada de agua.

Permeabilidad Relativa A Partir De La Distribución Del Tamaño PorosoLos datos de presión capilar se pueden usar para el cálculo de la distribución del tamaño poroso y la permeabilidad relativa.

Desplazamiento Con Agua CalienteEstos datos se utilizan para predecir el recobro del petróleo por inyección de agua caliente, el cual es mejorado en este caso por la reducción de la viscosidad del crudo y por la expansión térmica del petróleo, Se dispone de la permeabilidad efectiva del petróleo en presencia de agua connata. Se dispone de la permeabilidad efectiva del petróleo en presencia de agua connata y de la permeabilidad al agua a la saturación residual de petróleo, junto con otra información.

Desplazamiento Con Vapor:Estas pruebas suministran datos tales como la susceptibilidad de la formación a la inyección de vapor. Las pruebas de laboratorio simulan un mecanismo de desplazamiento frontal y no la técnica de inyección alternada donde se inyecta vapor en el mismo pozo productor, en ciclos.

Remojo Con Vapor (SteamSoak)Estos datos se usan para evaluar los cambios en permeabilidad y porosidad en núcleos expuestos a la acción del vapor por periodos extensos de tiempo. Se pueden agregar aditivos químicos al sistema de manera que los efectos sobre la roca puedan ser evaluados, como en el caso de ciertas formaciones que se someten a inyección de vapor con amoniaco, que inhibe el hinchamiento de las arcillas resultando en una mejor inyectabilidad en la formación.

Destilación Del Crudo Con Vapor:Estos datos ayudan a la evaluación del recobro adicional de petróleo en un proyecto de inyección de vapor, mediante el mecanismo de destilación de crudo con vapor, también dan indicación de la textura del crudo pesado remanente

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después que son removidas las fracciones livianas durante la destilación con vapor.

Estudios Petrográficos:La prueba consiste en preparar secciones delgadas de cada muestra de roca y estudiarla bajo un microscópico petrográfico.

Estudios De Humectabilidad:Dan una indicación de las características humectantes de la roca del yacimiento al momento de la prueba en el laboratorio, lo cual puede ser representativo o no de la humectabilidad actual del yacimiento. Las rocas humectadas con petróleo generalmente se caracterizan por el bajo contenido de agua connata

Porosidad Y Permeabilidad Con Sobrecarga (Overbuden)Las pruebas de porosidad usan núcleos preparados de la misma forma que para las pruebas de permeabilidad. Se inyecta helio en el espacio poroso a la presión a la presión de sobrecarga seleccionada; y el volumen poroso se lee del medidor del porosímetro de helio. Se incrementa la presión de sobrecarga y se lee nuevamente el volumen poroso. La presión de sobrecarga nunca se libera de la muestra durante la prueba y se incrementa hasta obtener la presión máxima.

Compresibilidad De La Roca:Estos datos se usan para calcular la reducción en volumen poroso que ocurre dentro del espacio poroso del yacimiento durante el agotamiento de la presión, la cual es el resultado de un cambio en el balance entre la presión de sobrecarga y la presión interna del yacimiento establecida por el gradiente hidrostático. Esta diferencia de presión se conoce como presión efectiva de sobrecarga.

FLUIDOS O REFRIGERANTES UTILIZADOS EN LA PREPARACIÓN DE MUESTRAS

El fluido se selecciona de acuerdo con la formación y los objetivos del corazonamiento. El lodo base aceite ha dado los mejores resultados en cuanto a recobro y preservación de las propiedades del yacimiento. Fluidos de perforación con altos contenidos de arena y de material de pérdida de circulación pueden ocasionar taponamientos en el barril interno. Cuando se usa gas o aire como fluido de perforación, el volumen necesario debe ser calculado a partir de la rata de flujo

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requerida para el tamaño del pozo. Para corazonamientos con aire, el volumen recomendado es de 10 pies3/min.

Se debe tener en cuenta el tipo de fluido de perforación seleccionado para el corte, de acuerdo con las pruebas programadas para el análisis del corazón.

Adecuados

Porosidad, litología y permeabilidad

Cualquier fluido.

Porosidad, litología y productividad estimada de la saturación de fluidos residuales en la superficie

Lodo base agua, gas y emulsión

Agua intersticial Base aceite, emulsión de aceite invertido (no adecuado para alta permeabilidad), petróleo crudo no oxidado.

Humectabilidad no alterada Agua fresca y sal (ningún otro aditivio y Ph neutro), petróleo crudo no oxidado, gas

Tabla – Tipos de Fluidos que se deben usar según la propiedad a analizar

8. Investigar sobre la litoteca nacional de Colombia, BERNARDO TABORDA ARANGO.

Cerca de Piedecuesta (Santander) existe la Litoteca Nacional “Bernardo Taborda Arango”, un gigantesco edificio ubicado en la sede del Instituto Colombiano del Petróleo (ICP). Allí, en dos niveles y tres grandes bodegas están almacenadas más de 135.000 cajas que contienen rocas.

La Litoteca Nacional de Colombia es el Centro de Información e Investigación en Ciencias de la Tierra que administra y preserva las colecciones de muestras de roca del país y promueve su estudio sistemático orientado a la exploración y aprovechamiento sostenible de los recursos minero energéticos y a la investigación de los procesos geológicos naturales.

Su funcionamiento está reglamentado mediante Resolución 82336 del 23 de noviembre de 1994, en donde se faculta a ECOPETROL, a través del Instituto Colombiano del Petróleo, ICP, para recibir y preservar las muestras de roca

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provenientes de la perforación de pozos estratigráficos, exploratorios y de desarrollo en busca de hidrocarburos.

Sus colecciones comprenden muestras de 4900 pozos petroleros, 257 perforaciones no petroleras y cerca de 60000 muestras de afloramiento de las diferentes unidades del subsuelo colombiano. La Litoteca Nacional inició operaciones informales a partir de 1988 contando para esa fecha con un área física de 50 metros cuadrados. En Mayo 9 de 1997, ECOPETROL oficializa la inauguración de la Litoteca Nacional Bernardo Taborda Arango, entregando al servicio de la industria petrolera una moderna y cómoda área física de 2.700 metros cuadrados, dotada de áreas de almacenamiento, procesamiento y consulta que alberga corazones, ripios y otras muestras de 4.900 pozos explorados por ECOPETROL, y sus asociados privados.

Historia

La Litoteca Nacional comenzó operaciones informales en 1988. Para esa fecha contaba con un área física de 50 metros cuadrados. En mayo 9 de 1997, Ecopetrol oficializó la inauguración de la Litoteca Nacional Bernardo Taborda Arango. Entregó al servicio de la industria petrolera una moderna área física de 2 mil 700 metros cuadrados, dotada de áreas de almacenamiento, procesamiento y consulta que alberga corazones, ripios y otras muestras de 4 mil 900 pozos explorados por Ecopetrol y sus asociados privados.

Función y administración

La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) administra la Litoteca Nacional de Colombia, Centro de Información e Investigación en Ciencias de la Tierra, que administra y preserva las colecciones de muestras de roca del país.La entidad, que además promueve el estudio de las rocas, orientado a la exploración y aprovechamiento sostenible de los recursos minero-energéticos y a la investigación de los procesos geológicos naturales, es administrada actualmente por Ecopetrol.

Así lo establece la Ley 1213 del 16 de julio de 2008, sancionada por el Presidente de la República, Álvaro Uribe Vélez.

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La norma establece además un plazo de seis meses, contados a partir de su expedición, para que se lleve a cabo la transferencia de la administración de la Litoteca Nacional, de Ecopetrol a la Agencia Nacional de Hidrocarburos.

9. Reportar el número de la muestra, peso seco y las medidas promedio de longitud y diámetro de la muestra asiganada por subgrupo, para las pruebas de porosidad y permeabilidad.

N ° de lamuestra=183Peso seco=129.75g

Diametro promedio=3.74cmLongitud promedio=5,7 cm

8. CUESTIONARIO DE LA GUÍA DE LABORATORIO

1. Determinar la resistividad del agua de formación a condiciones de laboratorio, por el método de Dunlap y por el método de Slchlumberger.

Método de DunlapSodio equivalente:



ρw st=62.368+0.438603∗NaCl+1.60074∗10−3∗NaCl2

ρw st=62.368+0.438603∗1.733+1.60074∗10−3∗1.7332


ρ salmuera=(63,1329 lbft3 )( 453,5924 gr1 lb )( 1 ft3

28316,85cm3 )ρ salmuera=1,0113

gr

cm3

Se calcula los miligramos por litro:

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mgL

=ppm∗ρwst

mgL

=17330 ppm∗1.0113 gcm 3

NaCleq−Dunlap=17525.1358mgL

[80° F ]

Según la tabla que correlaciona la concentración y temperatura (figura 7.19) hallamos la resistividad:

Rw=0,30Ω−metro

Método de Schlumberger:Para este método se utiliza la tabla de valores de conversión para cada ion, después se multiplica por las partes por millón de cada ion presente y al final se hace la sumatoria de todos los productos:

NaClequivalente=4800 (1 )+1868 (0.95 )+88 (1.1 )+10250 (1 )+1220 (0.25 )

NaClequivalente = 17226.4 ppm

ρw st=1,0052gr /cm3

mgL

=17226.4 ppm∗1,0052gr /cm3

mgL

=17315.98

NaCleq−Schlumberger=17315,98mg /L @80ºf

Según la tabla que correlaciona la concentración y temperatura (figura 7.19) hallamos la resistividad:

Rw=0,31Ω−metro

2. Si el agua de formación proviene de un pozo que tiene un gradiente geotérmico aproximado de 1.85 °F / 100 Ft, determinar la resistividad de la muestra.

Temperatura promedio del intervalo productor con el gradiente geotérmico:

Tf= (H∗∇G )+Tsup

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Tf=2600 ft∗( 1.85° F100 ft )+80Tf=128,1 ° F

De acuerdo a la siguiente ecuación se calcula la nueva resistividad a partir de la obtenida por el método Dunlap a una temperatura de superficie de 80°F

Rw 2=Rw 1(T 1+6.77T 2+6.77 )

Rw 2=0,30( 80+6.77128,1+6.77 )

Rw2=0,193Ω−metro

3. ¿Qué factores afectan la resistividad de la roca?

La mayoría de las rocas no son buenas conductoras de electricidad porque tienen alta resistividad. Pero en muchos lugares hay suficiente cantidad de agua que se filtra a través de los poros o pequeñas aberturas, que se encuentran en la roca. A menudo esta agua contiene sal disuelta en ella, que es una buena conductora de la electricidad. Las rocas porosas que están embebidas en agua salada, conducirán la electricidad fácilmente ya que el líquido en sus poros tiene baja resistividad.

Muchos factores afectan la resistividad de la roca. Las rocas densas, como el cuarzo, no contienen mucho líquido y por lo tanto presentan alta resistividad. Las rocas pueden ser porosas, pero si contienen petróleo o gas natural en los poros en lugar de agua, presentarán una alta resistividad debido a que los hidrocarburos son malos conductores de electricidad. Ésta es una de las razones por la cual los sondeos eléctricos son de interés para las personas que buscan petróleo.

Los principales Factores que afectan la Resistividad de las Rocas son:

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Porosidad: es el cociente entre el Volumen de Poros y el Volumen total. En ambientes someros cerca de la superficie terrestre, la porosidad de las rocas está ocupada por soluciones acuosas que facilitan la conducción iónica. La resistividad eléctrica disminuye con mayor interconexión entre poros, y en general se tiene que a mayor porosidad efectiva menor es la resistividad.

Salinidad de las soluciones acuosas: a mayor salinidad de las soluciones, mayor es el contenido de iones que pueden conducir corriente eléctrica.

Porcentaje de Saturación: es el porcentaje del Volumen de Poros ocupado por soluciones Acuosas. Si los poros no están ocupados por soluciones acuosas, el medio tendrá una mayor resistividad.

Temperatura: a mayor temperatura, disminuye la viscosidad de las soluciones acuosas, facilitando la movilidad de los iones y por lo tanto, disminuye la resistividad.

Presión: Para rocas sedimentarias, a mayor Presión, aumenta el grado de compactación, disminuyendo la porosidad y aumentando potencialmente la resistividad. Mientras que para rocas muy compactas (rocas ígneas y metamórficas) la presión provoca fracturamiento, disminuyendo potencialmente la resistividad de las rocas.

Además depende de otros factores como:

Geometría del poro Esfuerzos de formación Composición de la roca Litología

La mayoría de las rocas no son buenas conductoras de electricidad porque tienen alta resistividad. Pero en muchos lugares hay suficiente cantidad de agua que se filtra a través de los poros o pequeñas aberturas, que se encuentran en la roca. A menudo esta agua contiene sal disuelta en ella, que es una buena conductora de la electricidad. Las rocas porosas que están embebidas en agua salada, conducirán la electricidad fácilmente ya que el líquido en sus poros tiene baja resistividad.

4. ¿Cuáles son las nuevas tecnologías de corazonamiento?

Corazonamiento Mientras se Perfora (Coredrill System):

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El sistema de Corazonamiento usa tuberías estándar de 30 ft, un barril interno de 6 ¼ x 2, y un diseño especial de cortadores PDC. Puede operar en huecos de 7 ⅞ a 8 ¾ y puede ser corrido en longitudes de quince 15 ft y 30 ft para obtener corazones de 2". El sistema de Corazonamiento puede producir continuamente muestras de corazones de calidad superior comparadas con las muestras de pared.

Este sistema de Corazonamiento ahorra tiempo porque:

- El cambio de Corazonamiento a perforación es llevado a cabo sin sacada de sarta.

- El barril interno corazonador es llevado del fondo hasta superficie.- Las brocas corazonadoras de PDC anti giros, minimizan

atascamientos o pegas.- El barril interno y el corazón son recuperados rápida y eficazmente.

Corazonamiento de Baja Invasión (Coregard Low InvasionCoring):

El Corazonamiento de baja invasión Core Gard minimiza la invasión de fluidos debido a un comportamiento de filtración dinámica. El diseño del diámetro interno de la broca corazonadora protege la torta del daño causado por la rotación de la broca. Los fluidos de Corazonamiento especialmente formulados y diseñados con el sistema CoreGard pueden minimizar la invasión dinámica del fluido, debido a ciertas partículas adicionales que hacen puente entre ellas permitiendo que la torta se forme rápidamente.

Corazonamiento con Gel (Gel Coring) :

El sistema de Corazonamiento con gel proporciona un Corazonamiento más económico, el corazón es encapsulado en un viscoso, no invasor y protector. Diseñado para evitar la invasión en la broca saca - núcleos durante el corte, protege el núcleo de la contaminación durante su corte hasta su transporte hasta superficie. Mejora la integridad física de núcleo después de su descompresión. La muestra resultante es mucho más representativa de la mojabilidad y la saturación de agua de la formación in - situ.

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Las ventajas que ofrece éste sistema de Corazonamiento, son:

- Mejora la integridad del núcleo.- Aumenta la información geológica.- Mejora los datos del yacimiento.- Apropiado para un gran rango de aplicaciones.- Ventajoso para complejas litologías.- Aprovechable para evaluación de yacimientos avanzados.- Puede usarse en equipo de Corazonamiento convencional (estándar)

Tecnología Anti - Giros (Anti - Whirl Technology):

A la nueva generación de brocas PDC corazonadoras, se les aplica la tecnología anti -giros para reducir la rotación dinámica de la broca. La rotación exagerada de la broca, es la causa de daño de los cortadores PDC en formaciones duras. Como consecuencia del daño a los cortadores estos pueden causar pobres ratas de penetración, reduce la vida útil de la broca y atascamiento del barril corazonador. La rotación dinámica de la broca también puede tener efectos negativos sobre el mismo núcleo, los cuales pueden resultar en corazones sobredimensionados o fragmentados.

La combinación de brocas anti-giros de baja invasión, el corazonamiento con gel y el fluido de corazonamiento pueden reducir efectivamente la invasión de filtrado hacia el corazón

5. ¿Cuáles son los fluidos utilizados en la operación de corazonamiento? ¿Cuál es su importancia?

Qué es un Fluído de Perforación?

Es una mezcla de un solvente (base) con aditivos ó productos, que cumplen funciones físico-químicas específicas, de acuerdo a las necesidades operativas de una formación a perforar. En el lenguaje de campo, también es llamado Barro o Lodo de Perforación, según la terminología más común en el lugar.

Existen varios tipos de sistemas:

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Lodos de aceite: contienen menos del 5% en agua y contiene mezclas de álcalis, ácidos orgánicos, agentes estabilizantes, asfaltos oxidados y diesel de alto punto de llama o aceites minerales no tóxicos. Uno de sus principales usos es eliminar el riesgo de contaminación de las zonas productoras. Los contaminantes como la sal o la anhidrita no pueden afectarlos y tiene gran aplicación en profundidad y altas temperaturas, también son especiales para las operaciones de corazonamiento.

Emulsiones invertidas: contiene más del 50% en agua, que se encuentra contenida dentro del aceite mediante emulsificantes especiales; este lodo es estable a diferentes temperaturas.

Filtrado relajado: contienen bajas concentraciones de emulsificantes y de agentes controladores de filtrado, al aumentar el filtrado aumenta la rata de perforación. Son estables a temperaturas menores a 325F.

De alto contenido de agua: su máximo contenido e agua es del 50%, es aplicable a temperaturas menores de 250 oF.

Emulsión firme: Aplicado a formaciones de temperaturas menores a 500oF, es decir a formaciones que tengan presiones de poros subnormales.

El uso de estos dos tipos de lodos requiere cuidados ambientales debido a su elevado poder contaminante. Pueden pesar 7.5 ppg sin el uso de materiales pesantes. Estos lodos han sido empleados con éxito para muchas tareas de perforación con: pozos profundos con condiciones extremas de presión y temperatura; problemas de pega de tubería y de estabilidad de pozo; necesidad de atravesar zonas que contienen sales, yeso o anhidrita; presencia de sulfuro de hidrógeno hallazgo de formaciones potencialmente productoras; gran necesidad de minimizar la fricción y los torques (en pozos altamente desviados). Lastimosamente su carácter contaminante ha restringido su uso.

Ventajas

No hay interacción entre la formación, lo que garantiza estabilidad al hueco. Tolerancia a la corrosión. Resisten temperaturas hasta de 500F. Lubricidad más elevada y efectiva. Por la no conductividad de los aceites, no hay corrosión. Posee un menor gradiente hidrostático el agua, lo que mejora la perforación

en campos depletados.

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Permite la recuperación de núcleos sin mayor alteración en comparación con los lodos base agua.

Desventajas

Altos costos iníciales por barril. Reduce las posibilidades de detección de un amago o reventón. Tienden a mantener menores ratas de perforación que los de base agua.

Importancia

Evacuar los recortes de Perforación: La remoción de los recortes (limpieza del pozo) depende del tamaño, forma y densidad de los recortes, unidos a la Velocidad de Penetración (ROP); de la rotación de la columna de perforación; y de la viscosidad, densidad y velocidad anular del fluido de perforación.

Controlar las Presiones de la Formación: A medida que la presión de la formación aumenta, se aumenta la densidad del fluido de perforación para equilibrar las presiones y mantener la estabilidad de las paredes. Esto impide además, que los fluidos de formación fluyan hacia el pozo.

Suspender y descargar los recortes: Los recortes de perforación que se sedimentan durante condiciones estáticas pueden causar puentes y rellenos, los cuales, por su parte, pueden producir el atascamiento de la tubería o la pérdida de circulación

Obturar las formaciones permeables: Los sistemas de fluido de perforación deben estar diseñados para depositar sobre la formación un delgado revoque de baja permeabilidad con el fin de limitar la invasión de filtrado. Esto mejora la estabilidad del pozo y evita numerosos problemas de perforación. Si una formación está fracturada y/o fisurada, deben usarse materiales puente antes.

Mantener la estabilidad del pozo: La estabilidad del pozo constituye un equilibrio complejo de factores mecánicos (presión y esfuerzo) y químicos. La composición química y las propiedades del lodo deben combinarse para

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proporcionar un pozo estable hasta que se pueda introducir y cementar la tubería de revestimiento.

Minimizar daños a la formación: La protección del yacimiento contra daños que podrían perjudicar la producción es muy importante. Cualquier reducción de la porosidad o permeabilidad natural de una formación productiva es considerada como daño a la formación. Estos daños pueden producirse como resultado dela obturación causada por el lodo o los sólidos de perforación, o de las interacciones químicas (lodo) y mecánicas (conjunto de perforación) con la formación.

Enfriar, lubricar y alivianar la columna de perforación: La circulación del fluido de perforación enfría la barrena y el conjunto de perforación, alejando el calor de la fuente (fricción) y distribuyéndolo en todo el pozo. La circulación del fluido de perforación enfría la columna de perforación hasta temperaturas más bajas que la temperatura de fondo. Además de enfriar, el fluido de perforación lubrica la columna de perforación, reduciendo aún más el calor generado por fricción. A mayor densidad del lodo, menor será el peso de la sarta en el gancho.

Transmitir energía hidráulica a herramientas y trépano: La energía hidráulica puede ser usada para maximizar la velocidad de penetración y/o alimentar los motores de fondo que hacen girar el trépano. Los programas de hidráulica se basan en el dimensionamiento correcto de las boquillas del trépano para utilizar la potencia disponible (presión o energía) de la bomba a fin de maximizar la caída de presión en el trépano u optimizar la fuerza de impacto del jet sobre el fondo del pozo. Esto se limita por la potencia disponible de la bomba, las pérdidas de presión dentro de la columna de perforación, la presión superficial máxima permisible y el caudal óptimo.

Asegurar una evaluación adecuada de la formación: La evaluación correcta de la formación es esencial para el éxito de la operación de perforación, especialmente durante la perforación exploratoria.

Controlar la corrosión: Los componentes de la sarta de perforación y casings en contacto con el fluido de perforación están propensos a varias formas de corrosión. Los gases disueltos tales como el O2, CO2 y H2S pueden causar graves problemas de corrosión, tanto en la superficie como en el fondo del pozo. En general, un pH bajo agrava la corrosión. Por lo

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tanto, una función importante del fluido de perforación es mantener la corrosión a un nivel aceptable. El fluido de perforación además no debería dañar los componentes de caucho o elastómeros. Cuando los fluidos de la formación y/o otras condiciones de fondo lo justifican, metales y elastómeros especiales deberían ser usados.

Facilitar La Cementación y Completación: El fluido de perforación debe producir un pozo dentro del cual la tubería de revestimiento pueda ser introducida y cementada eficazmente, y que no dificulte las operaciones de Completación. La cementación es crítica para el aislamiento eficaz de la zona y la Completación exitosa del pozo. Durante la introducción de la tubería de revestimiento, el lodo debe permanecer fluido y minimizar el suabeo y pistoneo, de manera que no se produzca ninguna pérdida de circulación inducida.

Minimizar el Impacto sobre el Medio Ambiente: Con el tiempo, el fluido de perforación se convierte en un desecho y debe ser eliminado de conformidad con los reglamentos ambientales locales. Los fluidos de bajo impacto ambiental que pueden ser eliminados en la cercanía del pozo son los más deseables. La mayoría de los países han establecido reglamentos ambientales locales para los desechos de fluidos de perforación. Los fluidos a base de agua, a base de petróleo, anhidros y sintéticos están sujetos a diferentes consideraciones ambientales y no existe ningún conjunto único de características ambientales que sea aceptable para todas las ubicaciones. Esto se debe principalmente a las condiciones complejas y cambiantes que existen por todo el mundo, la ubicación y densidad de las poblaciones humanas, la situación geográfica local (costa afuera o en tierra), altos o bajos niveles de precipitación, la proximidad del sitio de eliminación respecto a las fuentes de agua superficiales y subterráneas, la fauna y flora local, y otras condiciones.

6 ¿Existe alguna diferencia entre extraer un núcleo de manera horizontal a extraerlo de manera vertical? ¿Si existe dicha diferencia, cuál es su importancia en la industria petrolera?

La diferencia fundamental está presente en el momento de ser extraídos los fluidos, debido a que las características del flujo, el análisis de la permeabilidad, la saturación de los fluidos y la movilidad de los fluidos no será la misma cuando se trate de perforación vertical a que se trate de perforación vertical. La orientación

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del saca núcleos se logra utilizando instrumentos electrónicos de disparos múltiples y equipos especializados de trazado de núcleos. Es de mucha importancia tener clara la orientación, debido a que se debe preservar la secuencia correcta de los pedazos de núcleo, es de suma importancia clasificar el núcleo y marcar el mismo de tal manera que el intervalo total de núcleo pueda volverse a ensamblar en el futuro. La signatura de roca paleomagnética puede utilizarse para propósitos de orientación de núcleos. Se deben seguir procedimientos estrictos de manejo para asegurar que los datos de orientación son correlacionados positivamente con la profundidad y apareados con la sección apropiada de material de núcleo. Esto es particularmente crítico en unidades de roca fracturadas donde comúnmente se utilizan cilindros interiores y forros desechables. No es fácil mantener el hoyo en rigurosa verticalidad desde la superficie hasta la profundidad final, mientras más profundo esté el yacimiento petrolífero, más control exigirá la trayectoria de la mecha para mantener el hoyo recto. Esta verticalidad se ve afectada por factores mecánicos y geológicos.

Factores Mecánicos:−Características, diámetros y pesos de la sarta de perforación. −Tipo de mecha.−Velocidad de rotación de la sarta.−Peso sobre la mecha.−Tipo y propiedades del fluido de perforación.

−La hidráulica para garantizar la limpieza del fondo del hoyo y el transporte del ripio hasta la superficie.

Factores Geológicos:

Tienen que ver con la clase y constitución del material de las rocas, grado de dureza; el buzamiento o inclinación. Por tanto, es necesario verificar cada cierto tiempo y a intervalos determinados la verticalidad convencional del hoyo, mediante registros y análisis de los factores mencionados. En la práctica se acepta una cierta desviación del hoyo. Desde los comienzos de la perforación rotatoria se ha tolerado que un hoyo es razonable y convencionalmente vertical cuando su trayectoria no rebasa los límites del perímetro de un cilindro imaginario, que se extiende desde la superficie hasta la profundidad total y cuyo radio, desde el centro de la mesa rotatoria, toca las cuatro patas de la cabria.

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7- ¿La broca corazonadora es la misma broca que se usa para la operación de perforación? ¿Si no es la misma, cual se utiliza?

No es la misma ya que el proceso de corazonamiento es distinto. Utilizaremos un tipo de broca denominado barrena, que es una herramienta que se encarga del corte de roca localizada en el extremo inferior de la sarta de perforación, utilizada para cortar o triturar la formación durante el proceso de la perforación rotaria.Su función es perforar los estratos de la roca mediante el vencimiento de su esfuerzo de compresión y de la rotación de la barrena. En general las barrenas se rigen por dos principios básicos:

Trituración de la roca excediendo la resistencia al corte. Trituración de la roca exced iendo la fuerza compresiva.

Para la selección del tipo de barrena a utilizar va a depender de diferentes factores, tales como:

Características de la formación. Composición y propiedades de los fluidos de perforación. Capacidad de la bomba del equipo. Tamaño y cantidad del corazón a recuperar. Diámetro y problemas en el pozo.

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9. ANÁLISIS DE RESULTADOS.

Diagrama de Sitff:

Según el Diagrama de Stiff podemos observar que hay una concentración similar de cationes como de aniones, pues observamos las líneas al parecer a una distancia equidistante desde el punto inicial. También se comprueba que la sal que más abunda es el cloruro de sodio NaCl.

Relación gas en solución agua, Compresibilidad y Viscosidad

Hallamos estas 3 propiedades a condiciones iniciales, y no analizamos el comportamiento de estas; pero sabemos que van ligadas a la variación de la presión y la temperatura, por ejemplo, que la compresibilidad va aumentando respecto a la disminución de presión y la relación gas en solución agua junto con la viscosidad, van disminuyendo mientras se disminuya la presión.

Concentración de Sólidos

El porcentaje de sólidos se determinó por los métodos de Dunlap y de Schlumberger, dando resultados bastante similares, lo que nos da a pensar que los dos métodos son confiables para cálculos y análisis del agua.

Resistividad:

La resistividad del agua de formación a condiciones de yacimiento es de 0.24 Ω-m la cual es relativamente baja en comparación a la resistividad del agua pura, que tiene un valor aproximado de 4.0 Ω-m. También se concluye que el agua posee una resistividad menor a la que normalmente posee el agua de mar que es aproximadamente 0.2 Ω-m, es decir que el agua de formación del pozo San Francisco, posee mayor cantidad de iones que los que tiene el agua de mar promedio, lo que lo que aumenta su conductividad. La resistividad del agua de formación a condiciones de superficie es de 0.3 Ω-m, mayor que a condiciones de yacimiento, lo que indica que manteniendo una concentración constante, la resistividad aumentará con una disminución de temperatura debido a que a mayor temperatura hay mayor solubilizacion de los iones presentes en el agua, lo que ocasiona que la conductividad del agua aumente, y disminuya su resistividad.

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10. FUENTES DE ERROR

Se pueden haber incurrido a errores en el posicionamiento de las muestras en la cortadora de núcleos, haciendo que el tapón obtenido no sea totalmente regular, lo cual se identifica en una muestra que no presente longitudes y diámetros similares en las diferentes mediciones.

La medida del peso seco del núcleo difiere un poco del valor real, puesto que el núcleo al ser manipulado y permanecer a la intemperie se expone a la humedad del aire, la cual hará que la muestra se sature levemente cambiando su peso.

Se pueden presentan algunos errores en las medidas de diámetro y longitud, debido a la falta de precisión del instrumento, y/o error humano en la toma de su lectura.

Al consultar datos de temperatura de superficie sobre yacimientos en este caso SF-22, se presenta un error, puesto que la temperatura varía dependiendo del tipo de clima presente en la región, y este factor es muy importante al momento de determinar la resistividad, luego dependiendo de una mala consulta o una suposición errónea podemos alterar el resultado.

Para obtener los valores de resistividad del agua, es necesario el uso de graficas, para las cuales se requiere una gran precisión en las lecturas y el ojo humano no tiene la suficiente exactitud ya que la escala no es lo suficientemente amplia para obtener los valores exactos, por lo tanto afecta de esta manera los resultados.

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11. CONCLUSIONES

El proceso de corazonamiento es la forma más precisa para la determinación y conocimiento de las propiedades de los fluidos contenidos en los yacimientos del subsuelo en conjunto con el reconocimiento de los diferentes estratos rocosos.

El procedimiento de corazonamiento requiere de fluidos lubricantes afines a las propiedades físico-químicas de las rocas y fluidos del yacimiento que garanticen la estabilidad del pozo en complemento con bajos costos y menor tiempo.

La resistividad es la capacidad para impedir la circulación de una corriente eléctrica a través de algún material, no obstante, en los yacimientos de gas – petróleo y salmuera, esta propiedad tiende a aumentar por efecto de la conductividad generado por las sales. En efecto, aunque el gas y petróleo son aislantes eléctricos, la resistividad no depende solamente de las características del agua de formación y otros, sino también de la saturación del agua de formación.

Existen diferentes métodos para la determinación de la resistividad de las rocas que cuanto más porosa mayor es la capacidad de absorción eléctrica de las mismas. Schlumberger y Dunlap, proponen dos métodos semejantes.

Cuando la formación está limpia la resistividad es proporcional a la resistividad de la solución salina con la cual está saturada totalmente.

En la industria el análisis de núcleos es un procedimiento muy utilizado para la evaluación previa de las condiciones del pozo, es decir, que estas muestras pasan por extenuantes pruebas como lo son la selección, corte, preparación, petrografía sedimentaria, análisis de fracturamiento, etc.

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12. RECOMENDACIONES

Se recomienda guardar las muestras en lugares donde no se encuentren expuestas a una gran humedad, que pueda saturar la muestra, y además fuera del alcance de golpes físicos que puedan afectar su litología, puesto que de esta manera puede afectar propiedades como porosidad y permeabilidad.

Asegurarse de que las partes de la cortadora de núcleos estén en buenas condiciones de operación, y posicionar de manera correcta la cortadora, para una buena extracción de núcleos.

Tomar como mínimo 3 mediciones del diámetro y la longitud del núcleo, y hacer un promedio entre estas, para disminuir errores.

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BIBLIOGRAFIA

Escobar, Freddy H. FUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOS. Editorial Guadalupe Ltda. Primera Edición.

PARRA, Ricardo. PROPIEDADES FISICAS DE LOS FLUIDOS DE YACIMIENTO. Editorial Universidad Surcolombiana. Segunda Edición. 2011

J. S Archer & C.G Wall, Petroleum Engineering: principles and practice, 1a. ed. (London: British Library Cataloguing, 1986).

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Experiencia 2 Definitivo

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