Manual Mud Logging

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INTRODUCCIÓN Este manual es una recopilación de información ya existente, cuyo objetivo es presentar de una manera resumida las principales actividades del geólogo “mud logger” durante la perforación de pozos de hidrocarburos. Es de gran interés para las compañías operadoras que los datos registrados sean lo mas preciso posible, ya que en algunas ocasiones no se puede realizar los registros eléctricos planeados. Por lo tanto con la única información con la que se cuenta a parte de la sísmica del subsuelo, es la recolectada por la unidad de registros de hidrocarburos continuo. Las compañías encargadas de este servicio ofrece unidades con el personal adecuadamente capacitado, para desempeñar sus funciones y mostrar un trabajo bien hecho que resulta del profesionalismo del personal de la unidad combinado con un soporte técnico adecuado de la compañía. Durante la actividad de perforación se recomienda realizar constantemente un control de calidad de los equipos presentes en la unidad, el cual será supervisado por el geólogo de pozo (wellsite) representando la compañía operadora. FUNCIONES DEL MUDLOGGING Presentar la información detallada de una manera bien precisa al geólogo del pozo. 1

Transcript of Manual Mud Logging

INTRODUCCIN

PGINA 8

INTRODUCCIN

Este manual es una recopilacin de informacin ya existente, cuyo objetivo es presentar de una manera resumida las principales actividades del gelogo mud logger durante la perforacin de pozos de hidrocarburos. Es de gran inters para las compaas operadoras que los datos registrados sean lo mas preciso posible, ya que en algunas ocasiones no se puede realizar los registros elctricos planeados. Por lo tanto con la nica informacin con la que se cuenta a parte de la ssmica del subsuelo, es la recolectada por la unidad de registros de hidrocarburos continuo.

Las compaas encargadas de este servicio ofrece unidades con el personal adecuadamente capacitado, para desempear sus funciones y mostrar un trabajo bien hecho que resulta del profesionalismo del personal de la unidad combinado con un soporte tcnico adecuado de la compaa.

Durante la actividad de perforacin se recomienda realizar constantemente un control de calidad de los equipos presentes en la unidad, el cual ser supervisado por el gelogo de pozo (wellsite) representando la compaa operadora.

FUNCIONES DEL MUDLOGGING

Presentar la informacin detallada de una manera bien precisa al gelogo del pozo.

Suministrar informacin detallada al ingeniero de perforacin y al jefe de geologa que inciden en tomas de decisiones.

La informacin obtenida durante la perforacin es de suma importancia para tomar decisiones tales como: puntos de revestimientos, intervalo a corazonar, continuar o parar la perforacin, incrementar el peso del lodo, acondicionar hueco, cambiar broca, etc..

Para el departamento de geologa es de gran importancia que los datos registrados sean bien precisos, tales como lecturas de gas, toma y anlisis de muestras y anlisis de hidrocarburos.

El resultado final del servicio de registro de hidrocarburos continuo se presenta en forma de un registro master log donde se incluye informacin tales como. litologa, rata de penetracin, lectura de gas, manifestaciones de aceite y otra informacin necesaria para interpretar la informacin geolgica y correlacionarla con otros pozos del rea.

En estas unidades tambin se monitorea todos los parmetros de perforacin tales como: nivel del lodo, presin, torque, peso del lodo, conductividad, arrastre de la sarta, galonaje, peso del gancho y sobre la broca, revoluciones de la mesa rotaria, densidad del lodo, temperatura del lodo y gases presentes durante la perforacin.

En general, las unidades de mudlogging consta de los siguientes equipos: trampa de gas, detector y analizador de gas, indicador de profundidad, contador de strokes, sensores del nivel de lodo, microscopio binocular, fluoroscopio, bandejas para las muestras, sensor de presin y peso sobre la broca, sensor de torque, sensor para la densidad y temperatura del lodo, y otros elementos necesarios para la operacin.

I. GEOLOGIA GENERAL

1.0 ROCAS SEDIMENTARIAS

2.0 LA FORMACION DEL PETROLEO

3.0 ROCAS EVAPORITICAS

4.0 ROCAS IGNEAS5.0 ROCAS METAMORFICAS1.0 CLASIFICACION DE LAS ROCAS SEDIMENTARIAS

1.1 ROCAS SILICICLASTICAS

Las rocas siliciclasticas son rocas que estn formadas por partculas detritica de tamao arcilla hasta tamao grava que han sufrido transporte y depositacin. Los granos mas comunes son cuarzo y feldespatos.

1.1.1 Componentes:

Matriz: Material tamao lodo depositado al mismo tiempo que los granos.

Cemento: Precipitado que une granos y es formado despus de la depositacin de los sedimentos. Se origina durante la digenesis de los sedimentos.

1.1.2 Clasificacin de las Areniscas

A. Segn su composicinFigura 1. Clasificacin de las Areniscas, despus Dott (1964); Pettijohn, Potter y Siever (1973). El grupo Wacke contiene 15 - 75% matriz.

Figura 2. Clasificacin de Areniscas segn Folk, 1968.

B. Clasificacin de los sedimentos segn su tamao de grano.

Figura 3. Madurez textural de un sedimento, en el cual se relacionan los diferentes estadios con el contenido de la arcilla, calibrado y redondez. (tomado de Weller, 1960).

Figura 4. Madurez textural de un sedimento, segn Folk 1974.

1.2 ROCAS CARBONATADAS

Las rocas carbonatadas son rocas que estn compuesta por carbonato de calcio o Magnesio. Los carbonatos son formados de agua superficiales, generalmente en ambientes marinos, dominantemente en aguas tropicales clidas. Al igual que las rocas siliciclsticas, la mayora de los sedimentos carbonatados son partculas de tamao arcilla hasta tamao grava, que son generalmente depositados en aguas marinas.

1.2.1 Componentes de las Rocas Carbonatadas

Matriz: El material entre los granos puede ser principalmente tamao lodo, depositado al mismo tiempo que los granos. Si los granos forma la mayor parte de la roca se denomina grano soportada, mientras si el lodo forma la mayor parte de la roca se denomina lodo-soportada.

1.2.2 Estructuras Sedimentarias: Las estructuras deposicional son similares a las encontradas en rocas clsticas donde el movimiento del agua ha sido tan fuerte para mover las partculas carbonatadas. Se puede observar laminacin corriente o cruzada. Laminaciones estromatoitica y estructuras de algas son tambin comunes.

Estructuras Postdeposicional tales como madrigueras, bioturbaciones son comunes. Las estructuras de solucin tales como estilolitos son ms comunes en rocas carbonatadas que en las siliciclsticas. Ndulos y concreciones son formadas por precipitacin y reemplazamiento por minerales tales como chert, anhidrita, etc..

1.2.3 Clasificacin de las rocas carbonatadas

Figura 5. Clasificacin de las Rocas Carbonatadas segn Dunhams. (Los puntos finos representan matriz lodo)

Tabla 1. Clasificacin de las rocas carbonatadas de acuerdo a su textura depositacional, segn Dunham, 1962.

TEXTURA DEPOSITACIONAL RECONOCIBLENO RECONOCIBLE

CONTIENE LODO (Partcula del tamao limo fino y arcilla)Ausencia de lodoComponentes originales fueron ligados (bound)

LODO SOPORTADAGRANO SOPORTADAEs grano soportadajuntos durante la depositacin (insitu) por intercrecimiento de materia

Menos del 10% de granosMas del 10% de granos

esqueletica.

MUDSTONEWACKESTONEPACKSTONEGRAINSTONEBOUNDSTONECARBONATO CRISTALINO

Mudstone y Wackestone: Son rocas que representan un ambiente de baja energa (aguas quieta) de depositacin. No tiene relacin con aguas profundas. Pueden ocurrir en el centro de cuencas profundas, en lagos de aguas muy superficiales.

Packstone: En general representa un ambiente de baja energa de depositacin. Sin embargo en algunas ocasiones pueden representar un ambiente de alta energa de depositacin.

Grainstone. En general refleja un ambiente de alta energa de depositacin. Sin embargo, un Grainstone compuesto por pellets fecales o delgadas conchas de moluscos puede ser el resultado de un ambiente de baja energa de depositacin. Los oolitos son productos de ambientes de alta energa.

La energa de la corriente no esta en funcin de la profundidad del agua, por lo tanto no es un indicador de profundidad.

Figura 6. Clasificacin de las rocas carbonatadas segn Folks, 1962.

1.2.4 Otras Rocas Carbonatadas

DOLOMITA: La dolomita es un mineral digenetico en rocas carbonatadas. La dolomita reemplaza a la calcita o aragonito en depsitos calcreos. Una dolomita ideal ha sido definida como una dolomita la cual tiene una composicin de Mg1.0 Ca1.0 (CON3)2. (Figura 7).

% CALCITA

100

905010 0

C

A

L

I

Z

ACALIZA

MAGNESIANACALIZA DOLOMITICADOLOMITA CALCITICADOLOMITA

0

105090 100

% DOLOMITA

Figura 7. Clasificacin de Caliza - Dolomita.

TIZOSA (CHALKY): Trmino que cubre cualquier caliza friable que flota fcilmente dentro de partculas finas. Generalmente son hechas de algas plantonicas y restos esquelticos que no han sido cementado. Ellas tienen una porosidad primaria intergranular modificada solamente por compactacin. Las calizas tizosas son muy porosas pero poco permeables.

MARGA: Roca compuesta por una mezcla aproximadamente 50/50 de arcilla y material calcreo ( generalmente de grano fino).

2.0 LA FORMACION DEL PETRLEO

Para la ocurrencia de un yacimiento petrolfero deben cumplirse los siguientes requisitos:

Roca Fuente

Roca reservorio o almacenadora (roca porosa: arenisca)

Canales de migracin

Roca sello (Roca impermeable)

Trampa (se determina por estructuras geolgicas)2.1 ROCA FUENTE

La roca fuente son rocas sedimentarias que contiene materia orgnica que genera apreciable cantidades de hidrocarburos despus de un soterramiento a elevadas temperaturas.

Bsicamente para la generacin de hidrocarburos, a partir de una roca fuente, deben ser cumplidas tres condiciones:

1.Cantidad suficiente de materia orgnica

2.Buena calidad de dicha materia orgnica (composicin qumica adecuada)

3.Maduracin de la roca fuente.

El inicio del proceso lo constituye la acumulacin de la materia orgnica. Los factores que influyen en la acumulacin de la materia orgnica en los sedimentos son de dos tipos: Biolgicos y Fsicos.

Factores Biolgicos: Productividad orgnica y degradacin bioqumica de la materia orgnica por metazoos y bacterias.

Factores Fsicos: Transporte hasta los sedimentos, tasa de sedimentacin, tamao de grano y cantidad de oxigeno disponible en el medio.

A continuacin trataremos cada uno de los factores:

Productividad Orgnica Primaria: La fuente de produccin de materia orgnica es la fotosntesis, la cual ocurre hasta una profundidad de 200 metros. La mayor fuente de materia orgnica es el fitoplankton, el cual esta compuesto de algas microscpicas unicelulares. Su produccin es controlada por factores tales como la luz, la temperatura y la concentracin de nitratos y fosfatos, los cuales son suministrados por corrientes provenientes de aguas profundas (upwelling), como por los ros.

La produccin marina es de mayor importancia, pues genera material rico en lpidos, los cuales son generadores de petrleo lquido mientras la mayora de materia orgnica terrestre, pobre en hidrogeno, genera principalmente gas.

Degradacin Bioqumica de la Materia Orgnica: Los principales procesos de destruccin de la materia orgnica son la oxidacin qumica y el consumo por parte de organismos hetertrofos. En un medio aerbico, la degradacin aerbica acta inmediatamente. Si el suministro de oxigeno es agotado, la accin de las bacterias se lleva a cabo usando los nitratos como fuente de oxigeno. Si el nitrato es agotado, es reemplazado por los sulfatos.

La materia orgnica depositada en medio xico (bioperturbacin), parece ser pobre parece ser pobre en hidrogeno y por tal, generadora de gas o no generadora. Los sedimentos depositados en un medio anxico - laminados y sin bioperturbacin favorecen la preservacin de la materia orgnica.

Los sedimentos en medios anxicos (menos de 0.5 ml de O2 / litro de agua) son ms ricos en materia orgnica abundante en lpidos e hidrogeno.

Transporte y acumulacin de restos orgnicos: La velocidad de cada de las partculas orgnicas es muy lenta,, fluctuando entre 0.1 y 5 metros por da segn su forma y tamao. La materia orgnica en medios acuticos se hallan en suspensin como partculas finas fcilmente transportadas por corrientes.

En medios anxicos, las tasas de sedimentacin deben oscilar entre los valores que permitan la depositacin de material principalmente de grano fino (arcilloso), adems de una alta depositacin de materia orgnica. El material arcilloso favorece la preservacin de las partculas orgnicas atrapadas en l, pues impide la difusin de agentes oxidantes.

Las condiciones anxicas se presentan donde la demanda sobrepasa el suministro. La causa ms comn de anoxia es la incapacidad del suministro de oxigeno en el agua de suplir la demanda bioqumica del mismo. Por tal, la falta de mezcla vertical y renovacin de oxgeno en aguas profundas, es tal vez el factor determinante en la localizacin de los lechos anxicos.

Segn la clasificacin de Demaison y Moore (1980) se tienen 4 tipos de ambientes anxicos:

1.Grandes lagos anxicos: Caracterizados por la abundancia de productividad orgnica debido al gran suministro de nitratos y sulfatos. Su contenido de O2 es menor en reas tropicales donde no hay cambios estacionales bruscos y la temperatura del agua es mayor.

2.Cuencas cerradas. Tpica presencia de barreras, las cuales junto con un suministro positivo de agua dulce provenientes de ros, causan un contraste entre el agua superficial, menos densa y la profunda ms salada, que acta como trampa de nutrientes, fomentando tanto la productividad orgnica en la zona superficial y permitiendo la preservacin de dicha materia orgnica al morir.

3.Lechos anxicos causados por Upwelling: Upwelling es un proceso de circulacin ascendente de aguas profundas, ricas en nitratos y fosfatos, lo cual provoca una alta productividad biolgica en la zona ftica, que crea una alta demanda de oxgeno. Cuando tal demanda sobrepasa al suministro de oxigeno se pueden provocar condiciones anxicas en los lechos subyacentes.

4.Ocano abierto anxico: Zonas con condiciones anxicas locales, asociados con una alta demanda de oxgeno.

Abundancia de Materia Orgnica en Sedimentos: Bajo las condiciones ms favorables (alto potencial y madurez) se toma un limite emprico arbitrario de 0.4% en peso de C orgnico (aproximadamente 0.5% en peso de materia orgnica) como concentracin mnima de kergeno necesario para que cualquier expulsin significativa de hidrocarburos pueda ser llevada a cabo (Tissot, 1974; Dow, 1978)2.2 TRANSFORMACION DE LA MATERIA ORGANICA A HIDROCARBUROS

Solo menos del 1% de la masa orgnica sobrevive a la oxidacin. La masa que subsiste consta de lpidos, cidos hmicos y protokergeno, que es materia orgnica insoluble y resistente a cidos hallados en sedimentos recientes. Durante la digenesis, pero antes de la maduracin termal, este material es alterado para producir kergeno.

2.2.1 Kergeno: Esta compuesto por macerales (equivalentes a los minerales en la roca). Materia orgnica insoluble en solventes orgnicos comunes y diageneticamente alterada.

El kergeno se clasifica segn el porcentaje de carbono, hidrogeno y oxigeno.

Tipos de kergeno:

Tipo I (facies sapropelicas): Alto contenido de hidrogeno. Rico en lpidos. Contiene muy poco oxigeno. Es derivado de algas y tiene un alto potencial gentico de aceites.

Tipo II (facies saproplicas): Alto contenido de hidrogeno pero menor que el anterior. Contiene carboxilos. Es derivado del fito y zooplacton en medio reductor marino. Es el ms comn de las rocas fuentes, llamado kergeno normal.

Tipo III (facies hmicas): Bajo contenido de hidrogeno y alto contenido de oxgeno. Acumulados en ambientes parlicos, no marinos, deltaicos o de plataforma continental. Llamado kergeno estructural. Potencia para aceite y alta para gas.

Tipo IV: Materia orgnica residual. Alto contenido de oxigeno y bajo en hidrogeno. Llamado carbn muerto. El material perdi hidrogeno por maduracin termal excesiva.

El carbn proveniente de restos de plantas da origen al metano.

La lutita bituminosas, caliza bituminosa son rocas fuentes para aceite y gas. La conversin de la materia orgnica tal como el kergeno en hidrocarburos es un crackeo de grandes molculas en molculas pequeas. Con el incremento de temperatura asociado con el soterramiento se produce el crackeo, incrementando el nmero total de molculas y resultando en un incremento en la presin del fluido de formacin. Este incremento en presin resulta en la migracin primaria de los hidrocarburos fuera de la roca fuente.

3.0 ROCAS EVAPORITICAS

Cuando una porcin de agua de mar separada de ste, o cuando las aguas de los lagos salados se evaporan, las sales disueltas precipitan formando depsitos sedimentarios llamados evaporitas. Por evaporacin la secuencia general de precipitacin es: parte de calcita (cuando el volumen del agua del mar se reduce por evaporacin, aproximadamente a la mitad); yeso (con el volumen reducido a un quinto del original), halita (con el volumen reducido a un dcimo del original) y finalmente los sulfatos y cloruros de Mg y K.

En los depsitos naturales, los minerales que precipitan primeramente en la secuencia, tienden a presentar una abundancia creciente. Por ello, el yeso y la anhidrita son, con mucha diferencia, los minerales de las evaporitas ms abundantes y forman corrientemente lechos masivos. El deposito del yeso o anhidrita depende de la temperatura y salinidad de la solucin; la anhidrita se forma a mayores concentraciones de sal y mayores temperaturas que el yeso.

4.0 ROCAS IGNEAS

Las rocas gneas comprenden aproximadamente el 95% de los 16 Km. superiores de la corteza terrestre, pero su gran abundancia queda oculta a la superficie terrestre por su capa delgada, pero muy extensa de rocas sedimentarias y metamrficas Las rocas gneas han cristalizados de un fundido de silicatos (a altas temperaturas: 900 - 1600C) llamado magma.

Existen dos tipos principales de rocas gneas, extrusivas (volcnicas) e intrusivas. El primer grupo incluye aquellas rocas gneas que alcanzaron la superficie de la tierra en estado fundido o parcialmente fundido.

Las rocas intrusivas o plutnicas son el resultado de la cristalizacin de un magma que no alcanz la superficie terrestre. Cuando la intrusin del magma se verifica en forma de cuerpos tabulares discordantes, la textura de estas rocas es generalmente, ms fina que la plutnica, pero ms basta que la volcnica; estas rocas de tamao de grano intermedio se llama hipobisales.

Ciertas rocas gneas presentan cristales incluidos en una matriz de grano mucho ms fino. A estos cristales grandes se le conoce con el nombre de fenocristales, y al material de grano fino pasta.

Cuando el magma contienen minerales bajo en slice como el olivino, el pirxeno, la hornblenda y la biotita y poco o nada SiO2 libre (cuarzo), las rocas resultantes se denominan mficas, que tienden a ser oscuras por su alto contenido de minerales ferromagnesianos. Cuando el fundido es rico en SiO2 da lugar a rocas con cuarzo abundante y feldespatos alcalinos y pequeas cantidades de minerales ferromagnesianos. Estas rocas se llaman flsicas (ricas en feldespatos alcalinos) o siliceas y son de color mas claro que las mficas.

Figura 8. Clasificacin general y nomenclatura de algunos tipos comunes de rocas plutnicas (a) y algunos tipos de rocas volcnicas (b). Esta clasificacin esta basada en los porcentajes relativos de cuarzo, plagioclasa y feldespatos alcalinos medidos en volumen.

5.0 ROCAS METAMORFICAS

Las rocas metamrficas se derivan de rocas preexistentes (gneas, sedimentarias o metamrficas) por cambios mineralgicos, de textura y estructurales. En general las rocas metamrficas pueden dividirse en dos grupos: las formadas por metamorfismo de contacto y las formadas por metamorfismo regional.

Algunos tipos de rocas metamrficas son: mrmol, cuarcita, pizarra, esquistos, gneis, etc...

II. POROSIDAD Y PERMEABILIDAD

1.0 POROSIDAD

2.0 PERMEABILIDAD

3.0 CLASIFICACION DE LA POROSIDAD EN ROCAS CARBONATADAS SEGN ARCHIES

La porosidad es una medida del volumen de los espacios vacos en la roca mientras la permeabilidad es una medida de la capacidad de una roca para transmitir un fluido. La porosidad depende de la porosidad efectiva y el tamao principal de los poros individuales. Generalmente a ms pequeos el tamao de los granos o cristales menor es la permeabilidad.

La capacidad para estimar la porosidad resulta de la practica y experiencia en la examinacin de las muestras. Una magnificacin de 10x es normalmente usada para detectar la porosidad. Los poros son ms fcil de reconocer en muestras secas que en muestras hmedas.

1.0 POROSIDAD

Es el porcentaje del volumen total de espacios vacos de la roca.

La porosidad efectiva es una medida de los espacios vacos que estn llenados por aceite o gas recuperable, es decir que estn intercomunicados.

Tabla 2. Evaluacin cualitativa de la porisidad en la roca.Porcentaje de porosidadEvaluacin cualitativa

0-5Negligible

5-10Pobre

10-15Regular

15-20Buena

>20Muy buena

1.1 PRINCIPALES FACTORES QUE CONTROLAN LA POROSIDAD

Tamao del grano o partcula

Forma del grano o partcula (redondez y esfericidad)

Mtodo de depositacin (seleccin y empaquetamiento)

Efectos de compactacin.

La porosidad puede ser primaria o secundaria. Durante los eventos diageneticos la porosidad puede incrementar o disminuir ya sea por disolucin o precipitacin de agentes cementantes. (Figura 9.)

Figura 9. Porosidad contra profundidad por compactacin mecnica de areniscas y lutitas (despus Sclater and Christie, 1980).2.0 PERMEABILIDAD

La permeabilidad es la propiedad de un medio de permitir que los fluidos pasen a travs de este sin cambios en la estructura del medio o desplazamiento de sus partes.

2.1 PRINCIPALES FACTORES QUE CONTROLA LA PERMEABILIDAD

La fabrica de la roca (empaquetamiento y seleccin). Si la seleccin es pobre la permeabilidad es baja.

La geometra de los espacios porosos. La permeabilidad real esta determinada por las gargantas de los poros y no por el tamao de los poros.

Forma y tamao de los granos.

Tanto la porosidad como la permeabilidad puede variar lateral y verticalmente en un reservorio.

3.0 CLASIFICACION DE LA POROSIDAD EN ROCAS CARBONATADAS SEGN ARCHIES

La clasificacin Archies consiste de dos partes: una se refiere a la textura de la matriz, incluyendo el tamao de grano, y la otra al carcter ms la frecuencia de la estructura de poros visibles. La clasificacin de la matriz da informacin litolgica sobre la estructura de los poros (no visible bajo magnificacin 10x) entre los cristales o granos de carbonatos.

Clasificacin de la matriz:

Tabla 3. Clasificacin de la porosidad, segn Archie's.ClaseMuestra de manoBajo magnificacin 10xPorosidad

I. Compacta, cristalinaCristalina, dura, densa, bordes agudos y caras suaves sobre el fracturamiento. ResinosaMatriz hecha de cristales apretadamente entrelazados o granos completamente cementados, dejando espacio poroso no visible entre los cristales, frecuentemente produciendo apariencia concoidea sobre el fracturamiento. 0 - 5%

II. Tizosa (chalky), terrosa

Opaca, apariencia terrosa o tizosa, dura a blanda. Apariencia cristalina ausente debido a los pequeos cristales.

Cristales, menor efectivamente entrelazados que la anterior. Extremadamente textura fina puede an parecerse tizosa bajo esta magnificacin, pero otras puede comenzar a parecerse cristalinas. Tamao de grano para este tipo es menor de 0.02 mm.20 - 35%

III. Granular o sacarosaApariencia arenosa o sacarosaCristales menos efectivamente entrelazados, fractura generalmente a lo largo de las caras de los cristales individuales dando una apariencia arenosa. Generalmente mayor espacio entre los cristales. Algunos ejemplos son las texturas ooliticas.15 - 25%

En las muestras de zanjas es frecuente que se observa mas de un tipo de matriz de carbonatos. Por lo tanto, es importante estimar y reportar el porcentaje del total de la muestra representada por cada tipo de matriz.

III. TRANSPORTACION, RECOLECCION, Y PREPARACION DE MUESTRAS

1.0 TRANSPORTE DE LOS CORTES PERFORADOS HASTA SUPERFICIE2.0 TIPOS DE MUESTRAS3.0 PREPARACION DE LAS MUESTRAS PARA EL ANLISIS EN EL MICROSCOPIO4.0 LAGTIMELa obtencin de la muestra geolgica mientras se perfora envuelve los siguientes procesos:

Cortes de la formacin desarrollados por la broca

La remocin y transportacin de los cortes en la columna de lodo

Separacin y recoleccin de los cortes en las rumbas (zarandas)

Preparacin de las muestras en una bandeja para la descripcin.

La confiabilidad y representacin de la muestra depende de la eficiencia con que se desarrolle los procesos mencionados arriba. Sin embargo, la muestra recolectada en la bandeja para llevar a cabo la descripcin, en los mejores casos representa aproximadamente un 70% de la verdadera muestra, y en algunos casos puede no ser representativa. Por lo tanto, es importante que el gelogo este pendiente y sea capaz de reconocer las inexactitudes de la muestra para tomar medida preventiva. Esto se consegu con la experiencia del gelogo.

1.0 TRANSPORTE DE LOS CORTES PERFORADOS HASTA SUPERFICIE

Los cortes generados por las brocas de perforacin son impulsados desde el fondo del hueco por la accin del fluido de perforacin que emerge a alta velocidad a travs de las boquillas de la broca. La figura 10 ilustra las fuerzas que actan sobre los cortes en el anular. La fuerza de la gravedad tiende a colocar el corte hacia abajo de la base del hueco. Esto es denominado velocidad de deslizamiento. La fuerza hacia arriba (sentido contrario a la anterior) es suministrada por la circulacin del fluido de perforacin, medida en termino de la velocidad de flujo o velocidad anular. Para que los cortes sean removidos desde el fondo del hueco el promedio de la velocidad de flujo o anular debe ser mayor a la velocidad de deslizamiento. Adems, el lodo debe tambin tener las propiedades adecuadas para suspender los cortes (yield point, geles) cuando la circulacin es parada, por ejemplo en una conexin. Las variaciones en la velocidad anular a travs del dimetro del anular, la geometra del hueco, secciones derrumbadas, particularmente cerca del zapato del revestimiento, severos pata de perro, ojo de llave e irregularidades del hueco causan un significante grado de mezcla de cortes (cavings-derrumbes y cortes) perforados a medida que ellos son transportados por el anular a la superficie, resultando en la destruccin de la integridad de la muestra. Por lo tanto es importante distinguir los cortes de los cavings, lo cual nos ayuda a interpretar la verdadera litologa del hueco perforado.

La ineficiencia del limpiamiento del hueco se puede observar cuando la perforacin es parada y se circula por un largo tiempo. Tericamente los cortes no deben ser visto en la rumba despus de la circulacin de un lagtime. En la practica los cortes continan saliendo, circulando un gran periodo despus del lagtime, aquello puede ser atribuido a un ineficiente limpiado del hueco o a cavings.

La figura 11 ilustra el sistema de circulacin para el fluido de perforacin

La figura 12 ilustra una tpica zaranda-rumba (shaker) de lodo. Cada zaranda usualmente comprende dos mallas vibradoras inclinadas, las cuales separa los cortes perforados transportado por el fluido de perforacin. La malla superior es de tamao grueso y retiene cortes grandes y derrumbe (cavings). La malla inferior es de partculas finas y retiene cortes de tamao mas pequeos y arenas sueltas. Las partculas tamao lodo y arena suelta muy fina- limo pasa a travs de ambas mallas y va hacia el interior del tanque de lodo o trampa de arena, ubicado bajo las zarandas. Las partculas finas son ms tarde removidas del lodo por el dasander, desilter y otros equipos limpiadores del lodo. Los cortes perforados son vibrados al borde de las mallas de las zarandas antes de caer en el balde recolector de muestra. El balde puede ser limpiado cada vez que se recoja una muestra, lo cual evitara la contaminacin de la muestra con cortes de secciones perforadas con anterioridad. Debido a que la muestra debe ser representativa de la litologa correspondiente al intervalo perforado, es importante que la recoleccin de los cortes, se haga mezclando la cantidad recolectada en el balde.

Figura 10. Fuerzas que actan sobre los cortes perforados

Figura 11. Sistema de circulacin del fluido de perforacin

Figura 12. Rumbas o zarandas (shaker)

En ciertas circunstancias, es necesario cambiar la malla inferior a una malla mas fina, para asegurar que la arena ms fina no se pierda a travs de la zaranda.

El gelogo tiene que chequear con regularidad, si los cortes son adecuadamente recolectados y mirar si las mallas de las zarandas han sido limpiadas despus de la recoleccin de cada muestra, para asegurarse que la prxima acumulacin solamente contiene material fresco.

En algunas ocasiones no es posible recoger muestras debido a:

Perdida total de circulacin.

Perforacin en formaciones evaporiticas (Halita) con lodo de agua fresca

Perforacin con brocas PDC (los cortes son altamente triturados)

Material contaminante (Cemento, Carbonato de Calcio, LCM, Barita, etc..).

Arcilla totalmente lavada

En cualesquiera de estos casos, donde no se recoja muestra, debe reportarse al gelogo representante de la compaa operadora (wellsite), y adems marcar el sobre de la muestra con la profundidad respectiva y una anotacin correspondiente al caso (No retornos).

Las muestras no representativas pueden ser debido tambin por:

Abundante cavings

Nuevas partculas del lodo de perforacin

Alteracin de la muestra durante el secado o almacenamiento (calcita de microfosiles ms pirita puede reaccionar para formar yeso).

En algunas ocasiones es recomendable realizar muestreos mas denso:

La litologa penetrada es muy variada

La formacin va a ser corazonada

Intervalo prospectivo en hidrocarburos.

2.0 TIPOS DE MUESTRAS

2.1 MUESTRAS PARA EL MICROSCOPIO

Esta muestra es cuidadosamente preparada y lavada para la examinacin en el microscopio. Tanto el gelogo logger como el gelogo wellsite examina las muestras en el microscopio. Estas muestras se usan para determinar la litologa, su porcentaje e indicacin de aceite. Es adecuado dejar la ultima muestra analizada para compararla con la actual.

2.2 MUESTRAS DE CHEQUEO

Son recolectadas y preparadas siempre y cuando hay un cambio en la rata de penetracin, presencia de gas o cuando se aproxima un punto importante en el pozo, tales como punto de revestimiento o corazonamiento, o el tope de las formaciones penetradas. Las muestras de chequeo son requeridas cuando hay un rompimiento en la rata de perforacin para identificar su causa. La muestra de chequeo no es compuesta sino puntual.

2.3 MUESTRAS SIN LAVAR

Aquellas son llamadas tambin muestras hmedas. Son muestras grandes, generalmente pesa un kilogramo o ms y son recolectadas en una bolsa de tela o plstica (polietileno) directamente desde balde. Ellas no son limpiadas y por lo tanto van con el fluido de perforacin. Estas muestras son empacadas en cajas de madera o cajas plsticas para ser despachadas al laboratorio. En el laboratorio son lavadas y preparadas para anlisis micropaleontolgicos.

2.4 MUESTRAS LAVADAS Y SECADAS

Son preparadas y lavadas de una manera similar a las muestras de microscopio. Despus del tamizado y lavado ellas son en un horno microondas o estufa para secado de muestras. Luego son empacadas en sobres pequeos de papel o polietileno. Estas muestras se usan en caso de que exista alguna ambigedad entre los registros elctricos y el master log.

2.5 MUESTRAS PARA GEOQUMICA

Son recolectadas en la misma manera que las muestras no lavadas, pero en bolsas de hoja de estao. Bacteriodicidas es agregado siempre antes que la bolsa de estao sea sellada para prevenir la degradacin bacterial de los componentes orgnicos.

En general todas las muestras de cortes perforados recolectadas pueden ser marcadas con los siguientes parmetros:

Compaa operadora

Nombre o nmero del pozo

Pas o rea de operacin

Intervalo muestreado (profundidad en pies)

Hay que tener cuidado especial cuando se perfora con lodo base aceite y asegurar que la tinta del marcador no sea soluble en estos lodos.

3.0 PREPARACION DE LAS MUESTRAS PARA EL ANLISIS EN EL MICROSCOPIO

Los cortes necesitan ser lavados y tamizados para examinarlos en el microscopio. Generalmente se usa un juego de tres tamices, gradando desde muy fino a grueso. La muestra hmeda es colocada en el tamiz superior (grueso). Un chorro de agua es colocado sobre la muestra, la cual es agitada y lavada, quedando en este tamiz los cavings y partculas de tamao grueso. Este procedimiento se repite con los siguientes tamiz (colocado debajo del grueso) usando un movimiento giratorio.

Tabla 4. Tamices utilizados para la preparacin de muestras.Tamiz- Apertura-Malla #

Superior- 2mm - # 8Contiene principalmente cavings y cortes perforados grandes. Los cortes grandes puede ser til para observar rasgos sedimentarios tales como laminacin. Sin embargo siempre no es posible diferenciar los cortes grandes de los cavings.

Medio - 250 micrones - # 80Contiene principalmente cortes perforados y arenas sueltas de tamao grueso a medio.

Inferior - 90 micrones - # 170Contiene cortes perforados finos y arena suelta de grano fino a muy fino.

El objetivo del proceso de lavado es remover el lodo y los aditivos del lodo de la muestra, causando el menor dao posible a los cortes perforados. En litologas que contiene abundante minerales evaporiticos que son soluble al agua tales como Halita (NaCl), Carnalita (KCl.MgCl2.6H2O) y Bischofita (MgCl2.6H2O) hay que tener cuidado al lavar la, de tal manera que no se pierda informacin litolgica de gran de inters.

Tambin hay que tener cuidado cuando se perforan formaciones blandas como arcillas con menor cantidad de arena suelta. Al lavar la muestra, la arcilla se puede lavar y el porcentaje es distorsionado, estimando un 100% de arena. Al lavar la muestra sucia se puede obtener mucha informacin acerca de la litologa, por eso es conveniente entrenar al recogemuestra para que lave la muestra correctamente y que avise cualquier cambio en el color del lodo, o el color del agua mientras lava la muestra. Tambin es conveniente, en secuencias altamente arcillosa realizar el mtodo de solubilidad, para as tener una idea de cuanta arcilla en realidad se esta perdiendo al lavar la muestra.

Algunos recogemuestras usan un excesivo chorro de agua con fuerte presin o un excesivo amansamiento de la muestra con las manos, perdiendo parte de la muestra representativa. En el caso de las areniscas inconsolidadas, puede resultar en un fracturamiento de los cortes de areniscas perdiendo valiosa informacin tales como porosidad, matriz, cementacin , etc. Adems el excesivo lavado de las muestras puede resultar en una severa reduccin de los indicadores de hidrocarburos.

En general hay que estar pendiente de los cambios en las propiedades del lodo y en el cambio del tamao de las mallas de las zarandas debido a que ellos pueden influir en la recoleccin de la muestra.

Una vez que los cortes han sido recolectados y lavados, se toma una pequea cantidad del tamiz medio e inferior y se coloca en las bandejas para ser luego analizadas bajo el microscopio. La cantidad de muestra, colocada en las bandejas depende de la preferencia del gelogo logger. Lo importante es tener cuidado de que la muestra que se toma sea una fraccin representativa de toda el rea de los tamices. La fraccin gruesa (cavings o cortes grandes) tambin es importante analizarla, ya sea para ver estructuras sedimentarias o mirar el comportamiento del hueco durante los viajes o conexiones.

En caso que se sospeche la presencia de un show de aceite, es recomendable analizar la muestra bajo el fluoroscopio antes de ser lavada. Luego la muestra es lavada para remover los aditivos del lodo tales como lignisulfanato, micas, etc.

Cuando todas las impurezas son removidas, se puede adicionar un poco de agua con movimiento circular para esparcir la muestra a travs de toda la bandeja, dejndola drenar unos pocos segundos sobre un plano inclinado, con el fin de que los materiales ms densos se depositen en la base, mientras los menos denso se deposita en el tope de la bandeja (Figura 13). La inclusin de gran cantidad de muestra en la bandeja, hace difcil la descripcin y puede oscurecer la verdadera distribucin del porcentaje. A pesar que la muestra cuando esta seca se observa las principales cualidades de textura y color, nosotros analizamos todas las muestras en estado hmedo con el fin de unificar criterios.

Figura 13. Bandeja usada para el anlisis de la muestra bajo el microscopio.

Cuando se perfora con lodo base aceite las tcnicas de preparacin de la muestra es casi similar que cuando se usa lodos base agua. La lavada inicial es llevada a cabo usando una caneca de aceite diesel limpio. Este remueve el lodo base aceite presente en la muestra. Luego se lava la muestra en una caneca con diesel y detergente, pasndola por ltimo a una caneca con agua y detergente. El diesel tiene la ventaja de no hinchar las arcillas pero enmascara un poco el color y textura de la muestra.

La muestra para llegar hasta superficie tarda cierto tiempo que es calculado teniendo en cuenta parmetros tales como el galonaje, geometra del pozo, eficiencia de las bombas, y volumen del hueco. A continuacin se explicara en que consiste y como se calcula el tiempo que demora la muestra en llegar a superficie (lagtime).

4.0 LAGTIME

El lag time (o lag up) puede ser definido como el tiempo requerido (expresado en minutos o strokes) para que los cortes sean transportado desde el fondo del hueco hasta las zarandas (superficie). El lagtime puede ser conocido en cualquier momento durante la perforacin de un hueco para asignar correctamente la profundidad de la muestra de los cortes que son muestreados en las zarandas.

4.1 CALCULO TERICO DEL LAGTIME

En este mtodo es necesario calcular:

Volumen del anular (entre la sarta y la pared del hueco)

Volumen de la sarta (drill pipe + drill collar)

Rendimiento de las bombas en galones por minuto

Volumen del anular (barriles)= (D2-d2)* 0.0009714 * longitud de la sarta (en pies)

D= dimetro del hueco

d= dimetro externo de la sarta.

Rendimiento de la bomba= D2*0.000243*L

D=Dimetro del liner

L= Longitud del recorrido (pies)

Rendimiento * Strokes por minuto = Galonaje por minuto.

El volumen total de lodo (en el drill pipe+drill collar+volumen del anular) dividido por el rendimiento de las bombas nos da el tiempo total de circulacin.

Tiempo de circulacin desde la base del hueco hasta superficie (lag time lag up)= volumen del anular dividido en el rendimiento de las bombas.

Tiempo de bajada de circulacin (Lag down)= Volumen de la sarta dividido en el rendimiento de las bombas.

LagTime total= Lag up + Lag down.

4.2 FORMAS PARA CHEQUEAR EL LAGTIME

4.2.1 Mtodo del Carburo: Inserte pelles de carburo dentro de la tubera cuando se esta realizando una conexin. El gas acetileno (C2) generado cuando los pelles se pone en contacto con el lodo es fcilmente detectado en la unidad de mud logging (por el cromatografo). Se calcula el tiempo de bajada y se le resta al tiempo total gastado en recibir la seal de C2, obteniendo el verdadero tiempo de subida (lag up). Es importante comparar el lag time obtenido con el lag terico y en lo posible ajustar el lag time. El chequeo con carburo es recomendable hacerlo antes de entrar a la zona de inters o en un intervalo donde la presencia de gas de formacin sea escaso.

4.2.2 Mtodo del Arroz o Cortes Pintados: Se procede de la misma manera que con el mtodo anterior.

Es indispensable chequear el lagtime cada 500 pies o cada 8 horas de perforacin.

4.2.3 Mtodo usando Gas de Conexin: El tiempo que el gas de conexin es registrado en superficie puede ser comparado con el lagtime terico para ajustarlo. Esto permite chequear el lagtime cada conexin (30 pies). Hay que tener cuidado cuando el gas de conexin no esta llegando desde el fondo del hueco sino que llega de una zona mas arriba soportada por gas. Este gas se puede identificar si el gas de la conexin falsa llega a superficie en un tiempo constante despus de cada conexin.

IV. DESCRIPCIN DE MUESTRAS DE LOS CORTES

1.0 EQUIPOS RECOMENDADOS EN LA DESCRIPCIN DE LAS MUESTRAS2.0 ENSAYO Y CARACTERISTICAS PARA LA IDENTIFICACIN DE MINERALES Y ROCAS3.0 MATERIALES CONTAMINANTES4.0 TEXTURAS EN LAS ROCAS PRODUCIDAS POR LAS BROCAS5.0 TIPOS DE CAVINGS (DERRUMBES)6.0 PAUTAS PARA LA IDENTIFICACIN DE CAVINGSPara la descripcin de las muestras, se usa primero las abreviatura estndar (ver Anexo 1), luego se estima los porcentajes de cada litologa segn la carta visual.

La secuencia para la descripcin de muestras es la siguiente:

ARENISCAS (SS):

1.Nombre de la roca

2.Color: algunas compaas usan la carta de colores.

3.Tamao del grano: se utiliza la escala Wenworth

4.Seleccin

5.Redondez (esfericidad como opcional).

6.Dureza

7.Cemento y matriz

8.Minerales accesorios

9.Rasgos distinguibles: estructuras sedimentarias, estratificacin, concreciones y ndulos, tipos de contacto, otros..)

10.Contenido fsil

11.Fractura

12.Porosidad

13.Indicacin de hidrocarburos.

ROCAS CARBONATADAS (LS, DOL, CHK, MRL)

1.Tipo de roca: segn Dunham.

2.Color

3.Tamao de grano o cristal.

4.Textura

5.Dureza

6.Dolomitizacin o clasificacin

7.Cementacin (para carbonatos clsticos)

8.Contenido clstico

9.Minerales accesorios

10.Contenido fsil

11.Fractura

12.Porosidad

13.Indicacin de hidrocarburos.

LUTITA, ARCILLOLITA Y LIMOLITA (SH, CLST, SLTST)

1.Nombre de la roca

2.Color

3.Textura

5.Lustre

6.Dureza

7.Contenido de carbonatos y clstico

8.Minerales accesorios

9.Propiedades de hinchamiento y solubilidad

10.Contenido fsil

11.Fisibilidad

12.Fractura

ANHIDRITA Y HALITA (ANHY, HLT)

1.Nombre de la roca

2.Color

3.Tamao del cristal

4.Forma y arreglo del cristal

5.Textura

6.Dureza.

7.Minerales accesorios

8.Contenido fsil

9.Fractura

10.Indicacin de hidrocarburos.

Para la descripcin litolgica que va en el master log se usa abreviaturas establecidas por las compaas petroleras (ver apndice). Algunas reglas para tener en cuenta en las descripciones son:

Los nombres comienza con la primera letra en mayscula, mientras los adjetivos y adverbios con minscula. No hay distincin entre las abreviaturas de los nombres en singular y plural. El punto (.) no es usado despus de las abreviaciones, excepto donde puede haber confusin. La coma (,) es usada despus de un grupo de abreviaciones para indicar el fin del grupo. Punto y coma (;) se usa para separar varios tipos de rocas en una descripcin, por ejemplo cuando la roca principal es intercalada con otros componentes: shale, brown, soft, with sand layers, fine grained glauconitic: Sh, brn soft; S Lyr, f, glc. Guion (-) usado para indicar el rango de una caracterstica: fine to medium, grey to dark grey: f - m, gy- dk gy. Signo ms (+) es usado como una abreviacin para and: Shale and sandstone: Sh+Sst. Signo ms-menos (() es usado como una abreviacin para ms o menos o aproximadamente: shale with approximately 25% sand: Sh, ( 25% S. Subrayado de una abreviatura es usado para dar enfasis, very sandy: s; well sorted: srt. Parntesis es usado para indicar adjetivos diminutivos, o adverbios y colores indefinidos: bluish grey: (bl) gy.

Adems, se debe tener en cuenta:

Los cortes son generalmente contaminados con una gran variedad de cavings y aditivos del lodo, cemento o fragmentos del equipo de perforacin. Por lo tanto es importante preguntarle al ingeniero de lodos, que aditivos le estn agregando al lodo y que nos permita algunas muestras de ellos.

Los cortes pueden ser triturados y pulverizados resultando en una descripcin errnea de la muestra.

Los cortes pueden ser quemados y fundidos especialmete cuando se perforan lutitas/arcillas con brocas diamantinas. Adems las brocas de diamante producen estratificaciones falsas cuando se perforan arcillolitas.

Para distinguir los cavings de la litologa autctona es importante utilizar la prognosis, la geologa regional, etc..

Si es necesario, se realizan algunas pruebas para la identificacin de algunos minerales y rocas.

Cuando una litologa cambia ligeramente no es necesario incluir un nuevo tipo de roca en el porcentaje (por ejemplo; caliza, localmente arcillosa)

Para la descripcin de porosidad en carbonatos se usa la descripcin de Archies. (Tabla 3) La porosidad en rocas clstica puede ser reportada en trminos de pobre, regular y buena. La permeabilidad no puede ser establecida bajo microscopio, pero se puede dar una calificacin cualitativa

1.0 EQUIPOS RECOMENDADOS EN LA DESCRIPCIN DE LAS MUESTRAS

Microscopio binocular

Bandejas para la examinacin de las muestras

Pinzas

Punzn

Vidrio de reloj

Porcelanas trmicas

Frasco fisher con agua

Botella goteadora con HCl al 10%

Carta comparadora de tamao de grano y estimacin visual de porcentaje (Tabla 5 y Figura 14)

Carta comparadora de redondez y esfericidad (Figura 15)

Carta comparadora de seleccin (Figura 16)

Carta de colores

Lminas para descripcin de cortes e hidrocarburos.

Tabla 5. Clasificacin del tamao de grano de los sedimentos.

Sise in mm of class boundaryClass termGrain size terms for rock

256

bouldersrudite

64

cobblesrudaceous rock

4

pebblesconglomerate

2

granulesbreccia

1

very coarse sand

0.5

coarse sandarenite

0.25

medium sandarenaceous rock

0.125

fine sandsandstone

0.0625

very fine sand

0.0312

coarse silt

argillite

0.0156

medium silt

argillaceous rock

0.0078

fine siltsiltstonemudstone

0.0039

very fine silt

mudrock

clay

claystoneshale

Figura 14. Comparacin de carta para la estimacin del porcentaje visual (despus de Terry and Chilingar, 1955)

Figura 15. a. Categoras de redondez para granos de baja y alta esfericidad (despus de Pettijohn et al; 1973). b. Grado de redondez segn Powers, 1953.

Figura 16. Carta comparadora para seleccin (de Pettijohn, Potter and Siever, 1972).

2.0 ENSAYOS Y CARACTERISTICAS PARA LA IDENTIFICACION DE MINERALES Y ROCAS

2.1 CALCITA O CALIZA

Si se cubre el mineral o la roca con unas gotas de HCl diluido al 10% reacciona inmediatamente y fuertemente. A veces es necesario triturarla debido a que puede estar cubierta con algn aditivo que impide que reaccione con el HCl. La dolomita reacciona muy lentamente al igual que la siderita. Para identificar el contenido de carbonato se recomienda realizar la prueba de calcimetria. Las rocas carbonatadas pueden contener significante porcentaje de Chert, Anhidrita, Arena, Limo o minerales de Arcilla.

Cuando en un fragmento de roca esta manchado con aceite, se forman grandes burbujas al ser sumergido en HCl.

La dolomita y la siderita efervece inmeditamente al agregarle HCl caliente.

2.2 ANHIDRITA (CaSO4)- YESO (CaSO4.2H2O)

Se coloca la muestra en una porcelana trmica y se cubre con una o dos gotas de HCl diluido al 10%. Se calienta hasta que el cido se evapore (cerca a 150F) sin ebullir. Cuando el cido se evapore, un nata residual quedara en la porcelana trmica. Luego se examina la muestra bajo el microscopio. Si se forma un racimo de cristales aciculares sobre la muestra, indica que es anhidrita (pura o impura). Si se forma un tapete continuo de cristales aciculares alrededor del borde de la porcelana trmica, indica una muestra muy anhidritico. Si no se forma cristales visibles, se coloca una gota de agua fra sobre la muestra y la nata residual. Los cloruros de calcio, magnesio presentes se disolvera, dejando cristales aciculares de sulfato de calcio.

La anhidrita se hunde en el bromoformo mientras el yeso flota (se recomienda usar una parte de la muestra limpia la cual ha sido seca sobre un filtro de papel)

Otra prueba que se puede realizar es calentar la muestra; la anhidrita permanecer de color clara mientras el yeso da una tonalidad opaca.

2.3 LIMONITA (FeOHnH2O)

Color pardo amarillento. Frecuentemente se presenta como un revestimiento sobre los granos de cuarzo.

2.4 SIDERITA (CO3Fe)

Color pardo claro. Ocurre como concreciones o pellets en arcillolitas.

2.5 PIRITA (S2Fe)

Ocurre como cristales aislados o finamente diseminados o como pellets. Color amarillo bronce, duro. Es muy comn en rocas siliciclsticas, carbonatos y carbn.

2.6 ARCILLOLITA

Partcula menor de 0.02 mm (no visible en microscopios con baja magnificacin). Mancha la piel.

2.7 LUTITA

Igual a la anterior, pero presenta laminacin fina. Astillosa.

2.8 CARBN

Frecuentemente lustre pulido, brillante. Color negro a pardo oscuro.

2.9 GLAUCONITA

Color verde brillante a oscuro. Agregados redondeados en sedimentos marinos.

3.0 MATERIALES CONTAMINANTES

Hay un gran nmero de contaminantes los cuales se encuentran en diferentes formas en las muestras durante los procesos normales de perforacin de un pozo.

3.1 CEMENTO

Provenientes del zapato del revestimiento o tapones. Estos fragmentos de cemento pueden ser confundidos por fragmentos de rocas arenosa, limosa, arcillosa o carbonatada. Generalmente son de color claro, blanda, contiene puntos negros y granos de arena flotando. El cemento generalmente reacciona ligeramente con HCl y llega a ser amarillento. La identificacin del cemento es con el uso de fenofltaleina, la cual se torna prpura en la presencia de cemento. Esta prueba se recomienda hacerla a granos individuales, debido a la reaccin de algunos residuos del lodo. Cuando se ha perforado cemento, este sigue saliendo en las muestras por un tiempo debido a que la limpieza del hueco no es muy eficiente. Dependiendo del tipo de cemento el olor a H2S puede ser observado.

3.2 ADITIVOS DEL LODO

Hay dos tipos de aditivos del lodo: aquellos que son compuestos del lodo y el material de prdida de circulacin (LCM). Es prudente tener una muestra de todos los aditivos del lodo y mantenerla en la unidad para inspeccionarla bajo el microscopio cuando es necesario. La muestras de los aditivos del lodo es recomendable observalas en estado seco y hmedo , ya que la apariencia cambia. Adems la temperatura y las presiones a las cuales estn expuestas en el fondo del hueco cambia su apariencia. La mayora de los aditivos del lodo y material de perdida de circulacin son ms livianos que la muestra geolgica, por lo tanto es fcil su remocin al lavar la muestra.

3.2.1 Barita: Agente que incrementa el peso del lodo. Usualmente es una masa muy fina que no aparece en las muestras. Su identificacin se puede hacer por el color claro, vtreo, alta densidad y forma del cristal.

3.2.2 Bentonita: Agente que incrementa el peso del lodo. Cuando es dispersado no se encuentra en las muestras, pero cuando es floculado puede ser confundido por arcilla blanda.

3.2.3 Gels y Fcula: Se presentan como masas coagulantes y no puede ser confundidos como roca.

3.2.4 Lignosulfonato: Comnmente se describe como carbn debido a su color negro. Algunas veces son puntos y toma una tonalidad parda con la temperatura. El mtodo mas eficaz para distinguir el lignosulfonato del carbn es por su tamao homogneo, mientras el carbn es variable en tamao.

3.2.5 Asfaltos: Son hidrocarburos slidos idnticos a los encontrados durante la perforacin. Estos asfltenos se presenta sin ninguna indicacin de gas. Cuando se presenta en la muestra generalmente son partculas sueltas mientras cuando esta en la formacin bordea granos de cuarzo.

3.2.6 Material de perdida de circulacin (LCM): Normalmente es adicionado despus de la perdida de circulacin, por lo tanto hay que estar alerta para su identificacin en las muestras. Hay una variedad de material usado para control de perdida de circulacin. Algunos son: mica fina, colofana, conchas de nuez, cascara de cacahuate, plumas, sacos de tela burda, cascarilla de arroz, y muchos otros. La mayora flota y puede ser removidos durante el lavado de la muestra, a excepcin del carbonato de calcio (quickseal), el cual es usado para curar problemas en secuencia carbonatadas, y por lo tanto es muy similar a la secuencia perforada.

3.3 ACEITE-GRASA

La mayora de los hidrocarburos contaminantes estn en la tuberia,, colocado durante las conexiones. Sin embargo hay otros aceites lubricantes que se pueden encontrar y ser confundidos con hidrocarburos. Aquellos pueden ser identificados por su fluorescencia blanca a azul claro caracterstica de aceite refinado.

3.4 METAL

El metal es un contaminante comn en las muestras. La viruta de metal puede ser causada por la abrasin del revestimiento o la sarta, o accesorios de la broca. La viruta de la sarta puede ser rojiza y confundida con hematita.

Otros materiales que pueden ser encontrados son: caucho (proveniente del collar flotador y zapato del revestimiento) y plsticos, etc.

Se recomienda que el recogemuestra este pendiente cuando estn limpiando el bolsillo de la trampa, para que la muestra no se contamine con partculas y cortes retrabajados que se acumulan en el bolsillo de la trampa.

4.0 TEXTURAS EN LAS ROCAS PRODUCIDAS POR LAS BROCAS

Las brocas pueden producir texturas diferentes de aquellas observadas en los fragmentos de roca in situ. Bajo ciertas condiciones, la broca puede pulverizar toda o parte de la roca para producir roca triturada, arcillosa o arenosa. La generacin de texturas de las brocas afecta la evaluacin cuantitativa y cualitativa de las muestras. Aquellas texturas puede ser identificadas para la interpretacin correcta de las muestras en cuanto a litologa, porosidad y manifestaciones de hidrocarburos. La naturaleza de los cortes tambin depende de la presin ejercida por el fluido de perforacin, dureza y textura de la roca.

Algunas texturas generadas por las brocas son (Figura 17).:

4.1 POLVO

El polvo de la broca es producido por un trituramiento directo o fallamiento seudoplstico de rocas no arcillosas o por una combinacin de ambos procesos. Ambos procesos pulveriza la roca. Ese polvo es generalmente tizoso o amorfo, blanco o plido del color de la roca no alterada. La firmeza del polvo depende de la composicin de la roca. Estas texturas se pueden confundir con caolinita o caliza tizosa. Las rocas que son afectadas por esta textura muestra una superficie cncava, quemada.

4.2 ARCILLA

Es producida por la hidratacin del polvo de la broca de rocas arcillosas. El polvo o harina generado por la broca tiene una gran rea superficial, y en la presencia de agua, la arcilla expuesta se hidrata para producir una arcilla blanda.

4.3 ARENA

Es producida por un fallamiento seudoplstico del cemento intergranular o matriz en rocas granulares. La arena generada por la broca consiste de granos sueltos. La arenisca puede ser disgregada en arena. Esto ocurre preferencialmente en grano grueso y texturas porosas. Por lo tanto las manifestaciones de aceite pueden ser lavadas.

4.4 METAMRFICAS

Son producidas cuando el calor generado en areniscas perforadas con brocas de diamante o PDC vitrifica la slice pulverizada. Verdadero flujo plstico puede ocurrir. En la presencia de lodos base aceite, el calor y la presin involucradas en el proceso de corte parece crackear el diesel, generando gas y dando una textura vesicular negra.

4.5 LAMINACIONES (PLACAS) DE PDCSon producidas por la accin de cortamiento de las brocas PDC.

Se recomienda reportar cualesquiera de estas texturas observadas en la muestra. La litologa resultante, la porosidad y las descripciones de hidrocarburos, suministran unos datos bsicos para tomar decisiones durante la fase de perforacin.

Figura 17. Texturas en las rocas producidas por las brocas. a. Harina debido a la broca en calizas: blanca, neomorfoseada a microespar, densa, abundante pirita diseminada, porosidad no visible. (A) Textura insitu, (B) textura tizosa (Chalky) tpica producido por fallamiento seudoplstico. (C) Superficie quemada por contacto de los dientes de la broca. b.Harina debido a la broca en areniscas, grano muy fino, dura, cemento siliceo, material carbonaceo diseminado, baja porosidad. (A) Textura insitu (B) Roca pierde su lustre vitreo. (C, D) Textura triturada y patrones del cortamiento de la broca. (E) Chip quemado por la broca, residuo negro es metal de los dientes de la broca. c. Arcilla debido a la broca, subfisil, dura, limosa. (A, B). Textura insitu; note fisibilidad incipiente y superficies de friccin, a lo largo del cual ocurre fracturamiento. (C, D) Arcilla blanda. d. Arenisca, textura insitu, blanca, grano fino a medio, medio dura a friable (A). Arena debido a la broca en Arenisca (B). e. Textura metamrfica debido a la broca en Areniscas, dura. (A) Textura insitu. La formacin fue perforada con broca tipo diamante. A la izquierda s eobserva elmaterial vitrificado con flujo plstico debido a la broca. f. Laminaciones debido a broca PDC en arcillolitas, firme, subfisil. (A) Textura insitu. (B, C) Texturas originadas por la broca PDC. (Tomado de Graves William, 1986). 5.0 TIPOS DE CAVINGS (DERRUMBES)

Los cavings son de gran importancia, por lo tanto es recomendable recolectar un poco de cavings en cada muestra. Los cavings y cortes recirculados son bastantes comn y pueden alcanzar un 50% o mas del promedio de la muestra (Figura 18)..

5.1 CORTES RECIRCULADOS

Los cortes recirculados son poco comn. Estos cortes recirculados permanecen en el anular y son de menor tamao que los cavings de las paredes del hueco, pueden ser debido a una ineficiencia en el limpiamiento del hueco, y generalmente son subredondeado o redondeado debido a que estn expuesto al transporte en el anular.

5.2 CAVINGS

Los cavings indican inestabilidad del hueco y son debido a un colapso de las paredes del hueco o efectos de incremento en la presin de formacin.

5.2.1 Cavings debido a presiones sobrebalanceadas: son cavings cuya forma es astillosa, como helites cncavas, elongados y son formados como productos de un sobrebalance entre la presin de la columna de lodo y la de la formacin La lutita o arcillolitas estn relacionadas a estos tipos de cavings. La solucin para estabilizar el hueco es incrementando el peso del lodo.

5.2.2 Cavings Tectnicos: Son debidos a un colapso en las paredes del hueco o esfuerzos tectnicos tales como fallas geolgicas o a un desbalance qumico entre la litologa y el fluido de perforacin. La litologa relacionada con este tipo de caving son areniscas inconsolidadas o ligeramente consolidadas y en ocasiones arcillolitas. El desbalance qumico se da entre las arcilla y el lodo base agua. Las calizas tambin estn relacionadas a este tipo de cavings debido a su fracturamiento. Estos cavings no tienen forma particular, son irregulares, blocoso, redondeado y no se le observan huellas producidas por los dientes de la broca.

Figura 18. Diferentes tipos de derrumbes (Cavings). a. Recirculados, observe los bordes redondeados. b. Cavings debido a presiones sobrebalanceadas. c. Derrumbes debido a esfuerzos tectnicos o desbalance qumico entre las arcillas y el lodo base agua.6.0 PAUTAS PARA IDENTIFICAR CAVINGS

Aunque los cavings estn presentes en todas partes hay que evaluar la cantidad presente.

Durante periodos de circulacin y lavado es importante recoger muestras especialmente la del tamiz grueso, con el fin de identificar litologas de los cortes que no corresponden al intervalo que se esta perforando.

El aumento en el dimetro del hueco es un inicio de cavings.

Cuando la litologa perforada es variada, la distincin de los cavings se facilita.

En periodos de baja rata de penetracin se le facilita al gelogo estimar la cantidad de cavings en la muestra. Se puede calcular el volumen de roca que esta siendo perforado y examinar las zarandas para ver si los cortes corresponden al intervalo perforado.

Otras seales que indica que el peso del lodo no es suficiente para balancear la formacin de presin son: hueco apretado, incremento en el arrastre cuando se realiza las conexiones e incremento en el torque. En algunas ocasiones los huecos apretados pueden ser causa del incremento de espesor en la torta del filtrado o del desgaste de la broca.

Es recomendable adiestrar al recogemuestra para que nos notifique, cualquier cambio de tamao de los cortes que salen por las zarandas.

V. TIPOS DE GASES Y CROMATOGRAFIA

1.0 GASES DE HIDROCARBUROS2.0 GASES DE NO HIDROCARBUROS3.0 TIPOS DE GAS4.0 FACTORES QUE AFECTAN LA LECTURA DE GAS5.0 GAS TOTAL Y CROMATOGRAFIAHay varios tipos de gases registrados en un pozo:

1.Gases de Hidrocarburos

2.Gases de no Hidrocarburos

1.GASES DE HIDROCARBUROS

Los hidrocarburos pueden ser divididos en cuatro series:

Alcanos: Hidrocarburo con la formula general Cn H2n+2. Los alcanos son compuestos de cadena recta y ramificada. Los cuatro primeros miembros de los alcanos son: metano, etano, propano y butano. Pasan de ser gases a lquidos y slidos en los miembros con un gran nmero de tomos de carbono. Son compuestos orgnicos saturados. El metano es un gas incoloro, inodoro e inflamable. El etano tiene mayor densidad, pero es menos reactivo que el metano.

Alquenos: Los alquenos son compuesto de cadena recta o ramificada. Los cuatro primeros miembros de los alquenos son: eteno, propeno, buteno y penteno. Son compuestos orgnicos insaturados. Pasan de ser gases a lquidos y slidos en los miembros con un gran nmero de tomos de carbono

Alquinos: Los alquinos son compuestos de cadena recta o ramificada. Los tres primeros miembros de los alquinos son. etino, propino y butino. Son compuestos orgnicos insaturados.

Benceno: Hidrocarburo de formula C6H6. El benceno es un liquido incoloro de olor agradable (aromtico), es inflamable.

La relativa proporcin de los gases alcanos da una indicacin de la composicin de los fluidos del reservorio. Una alta proporcin de los componentes pesados (propano - pentano) indica acumulacin de aceite, mientras una baja proporcin generalmente indica una formacin soportada por gas.

2.0 GASES DE NO HIDROCARBUROS

2.1. SULFURO DE HIDROGENO (H2S)

Esta presente en la superficie como gas libre y tambin debido a su alta solubilidad se encuentra en solucin en formaciones que contenga aceite o agua. El H2S es un gas txico. Por su alta densidad se acumula en las partes bajas del equipo de perforacin. Es tambin altamente corrosivo y reacciona con acero de los equipos de perforacin y produccin causando grietas. Durante la operacin de produccin el H2S puede ser removido del gas asociado. Este gas junto con el dixido de sulfuro es expulsado en erupciones volcnicas.

La accin bacteriana de reduccin de sulfatos en ambientes anaerobicos sobre sulfatos metlicos como sulfato de hierro (pirita), junto con carbn, producen dixido de carbono y H2S. En algunas secuencias evaporiticas tambin es comn el H2S. La anhidrita (CaSO4) reacciona con materia orgnica para formar carbonato de calcio, agua y H2S. Este es tambin asociado con arrecifes.

Debido a su peligrosidad, este gas se monitorea desde la cabina de mudlogging mediante sensores colocados en la rumba, en la lnea de flujo y en la mesa rotaria. Adicionalmente se coloca un sensor en la unidad de mudlogging con una lnea proveniente de la trampa de gas. El sensor tiene una precisin de 0.01 ppm.

Efectos Fisiolgicos del H2S:

Tabla 6. Efectos fisiolgicos del H2S.CONCENTRACINEFECTOS

10 PPMOlor a huevo podrido

20 PPMSeguro hasta 8 horas de exposicin

100 - 200 PPMPierde sentido del olfato, picazn en ojos y garganta

500 PPMRespiracin dificultosa

700 PPMPierde la conciencia. Prestarle atencin medica inmediata.

1000 PPMPierde la conciencia. Muerte a los pocos minutos.

2.2 DIOXIDO DE CARBONO (CO2)

Esta presente en la atmsfera a una concentracin de 0.03%. El dixido de carbono es expelido de sedimentos ricos en materia orgnica por la maduracin termal del kergeno, previo a la formacin de hidrocarburos.

2.3 OTROS GASES

Otros gases que se registran en superficie durante la perforacin son: nitrgeno, hidrogeno y helio.

3.0 TIPOS DE GASEl gas encontrado durante la perforacin puede ser de varios tipos (Figura 19 y 20):

3.1 GAS LIBERADO

Gas que esta en los poros de la roca y es liberado mecnicamente por la broca. (Figura 21).

3.2 GAS PRODUCIDO

Gas que es introducido en el pozo desde formaciones adyacentes, debido a que la presin del fluido de formacin es mayor a la presin hidrosttica. Esta en funcin de la permeabilidad de la formacin. En formaciones de baja permeabilidad tales como lutita, el gas es filtrado lentamente pero continuamente al hueco, induciendo cavings.

3.3 GAS RECICLADO

Gas el cual ha sido retenido en el lodo de perforacin en superficie y que puede ser distribuido en el volumen total de lodo, el cual llega a ser visto como un background constante en la lectura o como curvas variadas en el detector de gas. Tiende a ser menos voltil, componentes ms pesado de la serie de hidrocarburos (Figura 21).

3.4 GAS DE CONTAMINACIN

Gas que ha sido artificialmente introducido dentro del lodo de perforacin desde una fuente diferente al de la formacin. Este es usualmente derivado de los aditivos del lodo tales como lignosulfanato.

3.5 GAS BACKGROUND

Nivel constante de gas presente en la perforacin del lodo proveniente del gas producido de la parte ya perforada y del gas reciclado. Este gas puede restado al gas de formacin para dar un verdadero valor de gas total.

3.6 GAS DE VIAJE

Gas que se infiltra en el hueco mientras se realiza el viaje. Este puede ser el resultado del swabbing mientras se saca la tubera; debido a una reduccin de la presin hidrosttica (APD) o debido a un lento flujo desde una formacin soportada por gas. Tambin es influenciado por la velocidad a la que se saca la tubera. La cantidad de gas de viaje indica el estado del hueco y generalmente no es trazado en el masterlog pero si es reportado numricamente. Este gas es observado en superficie despus de iniciar la circulacin al finalizar un viaje. Generalmente para evitar consecuencias graves durante el viaje, se bombea una pldora pesada antes de comenzar el viaje. El gas de viaje tambin puede comenzar a aparecer antes de un lagtime debido a que proviene de una zona soportada por gas que esta mas cerca a la superficie puede ser debido al gas de swab producido por la tubera al ser sacada.

Un gas de viaje, el cual no es reducido al background normal, indica que el pozo no esta en estado balanceado. El gas de viaje puede reaparecer a la superficie dos o ms veces (Figura 22).

Figura 22. Tipos de gas de viaje.3.7 GAS DE CONEXIN

Resulta de las mismas causas del gas de viaje, pero debido a que una conexin es mas corta que un viaje, la cantidad de gas de conexin es menor. Este gas es debido a la perdida de presin anular y al swabbing de la formacin.

Durante una conexin las bombas del equipo son paradas y la tubera se mueve hacia arriba. Durante este corto intervalo de tiempo la presin hidrosttica es reducida. (La densidad del lodo cuando no hay circulacin es ligeramente menor que cuando hay circulacin)

La introduccin de los fluidos de formacin dentro del anular por el movimiento de la tubera es denominado Swabbing.

3.8 GAS SWAB

Gas producido por el levantamiento de la tubera. Puede ser tratado como un gas de conexin.

3.9 GAS DE KELLY

Gas producido por una bolsa de aire la cual resulta en la sarta de la desconexin y conexin de la kelly. Esta bolsa de aire es bombeada tubera abajo y devuelta a travs del anular. La bolsa de aire puede atrapar gas del lodo de una zona soportada por gas, causando un incremento en la eficiencia de la trampa.. Este pico de gas aparece en superficie enseguidamente despus del gas de conexin, el cual puede ser confundido por este ltimo.

3.10 GAS DE CAMPANA

Durante las conexiones es posible que el gas se almacene en la boquilla de la campana y en la lnea de flujo, donde el lodo esta estacionario y liberando gas. Este puede ser circulado cuando pasa por la trampa y causa una respuesta de gas de conexin a nivel del tope.

En las conexiones debido a que el lodo no esta en movimiento en la campana y el motor de la trampa junto con el dagaser continua funcionando, la eficiencia de extraer el gas del lodo es incrementada dando un pequeo pico de gas.

3.11 GAS DE RIPIOS

El gas retenido en los ripios despus de haber sido removidos por la broca es liberado a profundidades menores en el pozo. Esto puede ensanchar el verdadero show de gas liberado de la formacin.

Figura 19. Diferentes tipos de gas encontrados durante los procesos de perforacin.

Figura 20. Definicin y terminologa de los diferentes tipos de gas (carta total de gas),

Figura 21. Modelo que muestra el gas liberado y recirculado.

Ilustra la situacin bajo condiciones normales de perforacin. La presin hidrostatica (HP) es mayor que la presin del fluido de formacin (FP). Note como el filtrado del lodo de perforacin (mudcake) ha invadido la zona permeable soportada por hidrocarburo. Un drilling break positivo, define el tope de la arenisca soportada por hidrocarburo, y un drilling break negativo, define la base. Debido a que el degaser no remueve todo el gas contenido en el lodo, despus de un tiempo total de circulacin reaparece este gas recirculado en la superficie. El tiempo total de circulacin = Lag time(Lag up)+lag down+ tiempo del lodo de perforacin, a travs del sistema de circulacin (tanques). El gas recirculado, siempre es menor y es rico en gases pesados. APD=Annular pressure drop o ECD= Lost Effective circulation density.4.0 FACTORES QUE AFECTAN LA LECTURA DE GAS

Presin Diferencial (Figura 25): Los pozos generalmente son perforados con cierta presin diferencial, la presin de la columna hidrosttica exceder a la presin de poros. Bajo circunstancias normales de perforacin los valores de presin diferencial siempre son positivos y la presin hidrosttica excede a la presin de formacin, generalmente por unos pocos psi. El gas liberado durante la perforacin con una presin diferencial positiva, es debido al gas liberado.

Si la perforacin ocurre en una zona donde la presin hidrosttica es menor a la presin ejercida por los fluidos de la formacin, la presin diferencial es negativa resultando en un sobrebalanceo de la columna. Si la formacin tiene una buena permeabilidad y porosidad habr un gran influjo desde la formacin al pozo resultando probablemente en una patada de pozo donde se entra a controlar el pozo. Si la formacin es menos permeable y menos porosa, los fluidos de la formacin incluyendo gas fluye a una rata lenta. Esto permitir tomar las respectivas acciones correctivas (es posible que se incremente el peso del lodo). En ambos casos, el gas que llega a superficie es debido al gas liberado y al gas producido. Durante condiciones normales de perforacin el gas en superficie es debido solamente al gas liberado.

Porosidad: Controla el grado de desalojo del gas contenido en la formacin (Figura 23).

Rata de penetracin: Controla la concentracin de gas en el lodo. A mayor rata de penetracin mayor concentracin de gas en un corto intervalo de tiempo. A menor rata de penetracin, la concentracin de gas es mucho menor en magnitud pero mas grande en duracin (Figura 24).

La profundidad: Los shows de gas se incrementan con la profundidad, puesto que la expansin se incrementa con esta.

La eficiencia de la trampa de gas. Los gases ms livianos, son ms fciles de separar del lodo que los gases ms pesados, por lo tanto los gases livianos se pueden perder a travs del nipple de la campana y de la lnea de flujo.

La rata de flujo: A mayor rata de flujo mayor concentracin de gas

Composicin del lodo: En lodo base agua la cantidad de gas liberado es inversamente proporcional al agua utilizada. Cuando el peso del lodo y la salinidad se incrementan, la habilidad del lodo para disolver gas decrece y la cantidad de gas liberado se incrementa.

En lodos base aceite, el solvente del gas es la fase aceitosa, la cual tiene mayor capacidad de disolucin que el agua, resultando en un show de gas ms pobre.

Entre mas baja la viscosidad, mayor eficiencia presenta la trampa de gas. A mayor peso del lodo decrece la eficiencia de la trampa y decrece la solubilidad del gas.

El show de gas reduce el peso y la viscosidad del lodo. Cuando el peso del lodo es muy alto (mayor que la presin de la formacin) la presencia de gas es muy baja a nula.

Otras propiedades del lodo tambin influye en el show de gas: filtrado, propiedades reolgicas.

Tamao del hueco

Lnea que va desde la trampa al detector en la unidad de mudlogging.

Figura 23. Modelo que ilustra un "show" de gas afectado por la porosidad.

Ilustra la misma situacin de la figura 21, pero el show de gas no se extiende a travs de todo el intervalo arenoso. Esto se debe posiblemente a: (A) El intervalo poroso soportado por gas subyace un intervalo arenoso no poroso. (B) Todo el intervalo de arenisca es poroso, pero solamente la parte superior contiene gas.

Figura 24. Efecto de la rata de penetracin (ROP) sobre los show de gas.

Ilustra el mismo intervalo de arenisca de la figura 23. En este caso, la ROP es mucho ms lenta. Cuando la rata de penetracin es baja, el show de gas es ms amplio en duracin.

Figura 25. Presin del fluido de formacin excede a la presin hidrosttica del lodo.

Ilustra una situacin de presin anormal (TBP < FP). TBP= HP+APD. El show de gas en este caso,, es debido al gas liberado ms el gas producido. Cuando se entra a perforar arcillolita, la componente del gas liberado desaparece. El gas producido, continua fluyendo, siendo controlado por la porosidad y permeabilidad de la arenisca.5.0 GAS TOTAL Y CROMATOGRAFIA

La relacin entre el gas total y la cromatrografia generalmente no es contante. El registro del gas total no coincide extactamente con la cromatografia de gases (C1 a C6). Esto no necesariamente implica un mal funcionamiento del detector de gas o del cromatografo de gas.

La desigualdad en los valores entre el gas total y la cromatografia de gas se debe principalmente a:

El gas total es una lectura constante de gas, la cual es proveniente del lodo a travs de la lnea de gas que llega a la unidad de mudlogging mientras el anlisis de cromatografia utiliza una muestra de gas que es tomada cada cinco minutos segn la respuesta del cromatogrfo. Por lo tanto, para que el cromatogrfo tome una lectura en el pico ms alto de gas es remota. A veces es recomendable que el anlisis de cromatografia se realice manualmente, con el fin de realizar la cromatografia en el pico ms alto de gas total.

El anlisis de cromatografa de gas puede ser usado solamente para determinar los radios de los gases de hidrocarburos presentes en la muestra mientras el gas total es usado para determinar la concentracin de gas total en la muestra.

5.1 MTODOS DE CHEQUEO DEL SISTEMA DE GAS

Es importante que cada cinco das se calibre el cromatogrfo de gas con un gas de calibracin especialmente que contenga los gases livianos y pesados presentes en los hidrocarburos (C1 hasta C6).

Comprobar que el detector este respondiendo adecuadamente a la muestra que es tomada de la trampa de gas.

Drenar cada ocho horas la lnea de gas, la cual puede estar sucia con lodo o puede estar hmeda impidiendo una adecuada lectura de gas. Revisar toda la lnea de gas (todos los equipos que se usan). Chequear que la dina pump (bomba de vacio) este funcionando adecuadamente.

Revisar peridicamente (cada vez que se recoja una muestra) que la trampa de gas este funcionando, no solamente el motor sino estar pendiente que el agitador (elite) este en movimiento de manera que este separando el gas del lodo de perforacin. En algunas ocasiones el agitador se puede desprender de la trampa, quedando funcionando solamente el motor sin cumplir la funcin de separar y tomar la muestra de gas.

Limpiar la trampa de gas cada tres horas debido a que se puede formar una torta de lodo y taponar la abertura de la lnea de gas.

Llevar simultneamente la carta de gas total y la cromatografia de gases. La carta de gas (Cheessel) debe estar marcada con la atenuacin que se esta trabajando y cada pico de gas debe estar marcado con su profundidad.

La carta de calibracin de cromatografia de gas debe estar visible con su respectivo tiempo de retencin de cada gas con el fin de determinar ms fcilmente los picos de gas, especialmente el C1 y C2 que generalmente estn muy unidos.

El tiempo de duracin de las lecturas de los diferentes tipos de gases debe de ser el adecuado con el fin de que se pueda detectar los ltimos picos de gases (C4 - C6).

En algunas ocasiones se apaga alguna zaranda, es oportuno que tanto el recogemuestra como el logger este pendiente de dicha situacin con el fin de colocar la trampa de gas en la zaranda que este funcionando.

Revisar constantemente que la trampa de gas no este ahogada con el nivel del lodo.

Estar pendiente de la perdida de sensibilidad (debido a taponamiento de la lnea de gas, mal funcionamiento en los equipos del sistema de gas), la cual ser observable por una declinacin en el gas total en la carta. Esto se puede observar cuando se hace una conexin o se para la circulacin y la curva de gas total no vara. (Figura 26).

Chequear el sistema de gas, el detector y el cromatogrfo con carburo o inyectndole gas desde la trampa cada 12 horas.

Purgar con aire la lnea de gas y ajustar el cero. Revisar la botella que se coloca en el sistema de gas y que ayuda a capturar fluidos, con el fin de observar que tanta cantidad de vapor agua esta obstruyendo la lnea de gas resultando en baja de sensibilidad en la lectura del gas total y la cromatografia. La botella nos dar una idea con que frecuencia se debe purgar la lnea de gas.

Cuando la cromatografia de una zona de gas cambia, es decir si la cromatografia esta registrando picos desde C1 hasta C5, y desaparece cualquier de estos picos puede indicar que el cromatogrfo esta fallando. Esto siempre y cuando las condiciones de perforacin tales como el peso del lodo no ha cambiado drsticamente.

Se recomienda que despus de cada viaje o en un periodo de no circulacin se apague la bomba de vaco y el motor de la trampa.

Si se ha venido registrando gas durante la perforacin y de repente la lectura de gas cae bruscamente o despus de un viaje no se vuelve a registrar gas se recomienda chequear el sistema de gas como se ha descrito en los puntos anteriores.

En zonas donde la deteccin de gas ha sido nula, es recomendable chequear la trampa gas e inyectar gas para estar seguro que este funcionando adecuadamente.

La manguera que se usa, para transportar la muestra de gas desde la trampa de gas hasta la unidad de mudlogging debe ser lo ms corta posible, sin tener catenaria (curvatura), ni quiebres bruscos que impida llevar la muestra rpidamente al totalizador de gas que se encuentra en la unidad de mudlogging.

Figura 26. Curva de gas durante la perforacin.5.2 ANLISIS E INTERPRETACION DE CROMATOGRAFIA DE GAS

El cromatogrfo es el instrumento que muestra los componentes que representa la concentracin de los gases en los hidrocarburos: metano, etano, propano, i-butano, n-butano, pentano y hexano. La proporcin de los gases da una indicacin de la composicin de los fluidos del reservorio.

Un show de gas se define como un incremento en el nivel del gas (background).

La concentracin de gas se da en partes por milln o en unidades.

Cuando se usa, los cromatografos tipo FID BASELINE, se tiene la siguiente relacin:

Una unidad es igual a 500 ppm.

C1 (ppm)= Longitud del pico x Atenuacin x constante (segn la calibracin)

Gas Total (unidades)= 1C1+2C2+3C3+4C4+5C5+6C6 / 500

5.2.1 El mtodo ms usado y de mejor aceptacin para la interpretacin de los hidrocarburos consiste en calcular Wh (Wetness ratio), Bh (Balance ratio) y Ch (Character ratio), los cuales estn basados en el estudio realizado por J.H Haworth, M. Sellens, & A. Whittaker (AAPG, August 1985):

Wh= [(C2+C3...+C5)/(C1+C2+C3...+C5)] x 100

Bh=(C1+C2 ) / (C3+iC4+nC4+C5)

Ch= (iC4+nC4+C5) / C3La interpretacin bsica esta dada por Wh as:

Si Wh < 0.5 = Gas muy seco

Si 0.5 < Wh < 17.5 = Gas (Densidad se incrementa al aumentar Wh)

Si 17.5 < Wh < 40 = Aceite (Densidad se incrementa al incrementarse Wh)

Si Wh > 40 = Aceite Residual

El clculo del Bh se hace para identificar gas proveniente del carbn ya que este es rico en C1 y C2.

Si Bh > 100, la zona es de Gas muy seco

Si Wh indica gas y Bh > Wh, la interpretacin de gas es correcta y la densidad del gas se incrementa a medida que las curvas se aproxima la una a la otra.

Si Wh indica gas y Bh > Wh, gas/aceite, gas/condensado podran interpretarse

Si Wh indica aceite y Bh < Wh, la interpretacin de aceite es correcta y la densidad del aceite se va incrementando a medida que las curvas se separan.

Si Wh > 40, Bh deber ser mucho menor que Wh, indicando aceite residual.

El clculo de Ch se hace para clarificar la interpretacin de Wh y Bh en donde ellos indican gas:

Si Ch < 0.5, entonces la interpretacin de gases dada por Wh y Bh, es corecta.

Si Ch > 0.5, entonces la interpretacin de gases dada por Wh y Bh, indica que el gas esta asociado con aceite.

La relacin ideal de estos radios para diferenciar los tipos de fluidos del reservorio esta ilustrada en la figura 27.

1A. Gas muy liviano (Very light gas). El gas liberado de la formacin es principalmente metano con un poco de etano. El Wh incrementa ligeramente, pero el Bh no disminuye de 100. El Ch es cero, mostrando ausencia de gases de hidrocarburos pesados.

1B. Gas de densidad media (Medium - density gas). Wh es mas grande que 0.5, pero menor que 17.5, indicando gas. La posicin del Bh confirma la anterior interpretacin e indica gas de densidad media. El Ch verifica la interpretacin del gas.

1C. Zona Gas/ aceite (Gas/oil). Wh y Bh indica gas. Si Ch es mayor de 0.5 indica gas asociado con aceite.

1D. Carbn (Coal). El valor de Wh aparentemente indica aceite, lo cual es falso. Sin embargo, Bh y Ch indica un gas seco. La litologa indica la presencia de carbn.

1E. Aceite de gravedad media. (Medium. gravity oil). Wh se situa entre 17.5 y 40, y la posicin del Bh indica la densidad del aceite.

1F. Aceite residual (Residual oil). Wh mas grande que 40 y Bh menor que Wh. El contenido de metano es bajo ( 45STRENGHT

POOR (1-10%)MOTTLEDLIGHT BLUE TOBRIGHT (STRONG)

FAIR (10-20%)PATCHYYELLOW WHITE 35 - 45DULL(FAIR)

GOOD (20-40%)SPOTTYBRIGHT YELLOW TOPALE(WEAK)

VERY GOODSPECKLEDPALE YELLOW 35 - 30NONE

(>40%)NILGOLD - DULL YELLOW TO

GOLDEN YELLOW 18 - 14FORM

ORANGE < 14BLOOMING

STREAMING

REMARKCOLOURMODIFIERS (*)COLOUR

Percentage above 40 must be reported. ie. very good (70%). Si el 70% of the sand has natural fluorescence. From very Light Brown to Dk Brown Occ. Blacky or NIL if no visible oil stain.For the intensity of the colour: Strong: rich color

Fair: Dull or poor colour.

Weak (faint): Barely discernable colour.

Observed (*) Should go before the colour if the colour is not uniform variations and colours should be reported.Various shades of yellow to light brn, blue - white (milky, dull, pale).

VII. SENSORES Y PARAMETROS DE PERFORACION

1.0 RATA DE PENETRACION (R.O.P)2.0 TORQUE3.0 PRESIN STAND PIPE4.0 PRESIN DEL CASING5.0 ROTARIA (RPM)6.0 CONTADORES DE STROKES7.0 PESO SOBRE LA BROCA (WOB/WOH)8.0 NIVEL DE LOS TANQUES DE LODO9.0 RETORNO DE FLUJO10.0 DENSIDAD DEL LODO11.0 TEMPERATURA Y RESISTIVIDAD12.0 SENSOR DE H2S1.0RATA DE PENETRACION (ROP)

Es definida como el tiempo requerido para perforar una longitud de perforacin durante un tiempo. Se puede expresar en: Minutos/pies (Min/ft); minutos/metros (min/m); pies/hora (Ft/hr); metros/hora (m/hr).

La curva de la rata de penetracin es graficada instantneamente a medida que la broca avanza.

La ROP es afectada por varios factores:

Litologa y tipo de matriz de la roca.

Peso sobre la broca (WOB)

Revoluciones por minuto (RPM)

Broca (tamao, tipo y condicin)

Hidrulica (eficiencia para remover los cortes por el fluido de perforacin).

Presin diferencial (presin hidrosttica menos presin de formacin)

Operacin de deslizamiento (direccional).

Presin de las bombas.

La grfica de ROP generalmente suministra informacin muy til sobre los cambios litolgicos. Los incrementos o disminuciones en la ROP coincide generalmente con un cambio en la litologa, sin embargo en algunas litologas no se producen cambios en la ROP.

Por lo general para definir un tope litolgico o cambio de litologa siempre se chequea la ROP acompaada con la informacin de los cortes analizados, registro de gas, torque, etc..

Algunos trminos usados para la ROP son (Figura 29):

SHALE BASE LINE: Se denomina base line a la tendencia de la curva ROP en una gran seccin de una litologa predominante. En una secuencia compuesta por arenas y lutitas, la tendencia de la ROP sobre la lutita es usada como BASE LINE; mientras en una secuencia de carbonatos y evaporitas, la tendencia de la caliza es generalmente usada como BASE LINE.

DRILLING BREAK: Es un incremento abrupto en la ROP. Generalmente es dos o tres veces mayor a la BASE LINE. Indica cambios de litologa, aunque a veces tambin pueden indicar un repentino incremento en la presin de formacin que puede ser encontrado cuando una falla es atravesada. Tambin puede indicar zonas de hidrocarburos.

DRILLING BREAK INVERSO: Es una disminucin abrupta en la ROP. Puede indicar cambios litolgicos pero tambin puede indicar intervalos fuertemente cementados.

TENDENCIA DEL DESGASTE: Cuando la broca esta desgastada se observa en la curva de ROP una disminucin uniforme como respuesta a la perforacin. Esta respuesta es lejos de la BASE LINE. En ocasiones cuando se perfora arcilla pegajosa, la broca se puede embotar de tal manera, que disminuye drsticamente la ROP.

DRILL OFF TREND: Un drill-off trend es gradual y uniforme, que se ve como un incremento en la ROP. Generalmente indica una zona donde la presin de poros esta incrementando (zonas sobrepresionadas).

TENDENCIA DE COMPACTACION: La presin de sobrecarga y la edad geolgica de la roca aumenta con la profundidad, llegando la roca a ser ms compacta debido a los procesos diageneticos a los que estn expuestos. Esta compactacin puede alguna veces ser vistos en la curva de ROP.

Figura 29. Terminologa de la curva ROP.1.1 CORRELACIN DE LA ROP

La ROP generalmente indica cambios litolgicos, por lo tanto la ROP es un instrumento importante para la correlacin de pozos. Generalmente para correlacionar la curva de ROP con otros pozos, se usa la tendencia de la ROP en un intervalo, ms no puntual. Por lo tanto los pies individuales con altas ratas de penetracin se recomienda no usarlos como correlacin, debido a que pueden ser pies falsos o influenciados por la falta de experiencia del perforador.

Generalmente con brocas triconicas los pies rpidos representan arenas y los pies lentos lutitas. Las calizas, especialmente las cristalinas representan pies lentos. Lo anterior no es una regla general debido a que la ROP puede estar influenciada por el WOB, densidad del lodo, presin de bomba, torque, etc.. (Figura 30).

Es conveniente que se incluya toda la informacin necesaria en el master log, que pueda ser til en la correlacin con otros pozos. Por ejemplo, las propiedades del lodo, WOB, presin de bomba, dimetro del hueco, broca embotada, etc.. La anterior informacin es til cuando se correlaciona la ROP con otro pozo y as evitar las malas interpretaciones.

Las secciones tiles para la correlacin son los drilling break o drilling break inversos.

La ROP es til en la interpretacin de litologa. La aparicin de una menor proporcin (trazas) en la muestra frecuentemente marca un cambio de formacin. Generalmente la primera muestra de una nueva litologa siempre contiene porcentajes m