Factores que Influyen en la Tasa de Penetración (ROP)

• Tipo de formación geológica:

– tipo de roca y grado de alteración mineral; – Fractura de roca, poca estabilidad del agujero:

• Diámetro y profundidad del agujero.

• Peso sobre broca: – use hasta 1 tonelada por 1” de diámetro;

Éste es, y con mucho, el parámetro más importante.

• Rotación: – por lo general se mantiene entre 60 y 80 rpm.

• Tipo de broca de perforación: – introduzca brocas para formaciones blandas, medias y duras comunes.

• Fluido de perforación y circulación: – Velocidad anular mínima requerida para limpiar bien

Tasa de Penetración (ROP)

Una tira gráfica del geológrafo registra la tasa de penetración.

La pluma se desvía cada vez que la broca ha avanzado otros 25

cm.

Cada cuatro marcas se hace una marca más larga y ancha para

indicar que se ha perforado otro metro. Puesto que la tira

gráfica se mueve a una velocidad constante, cuando se mide la

distancia (mm) entre las marcas también se logra calcular la

ROP.

La profundidad real (m) aparece en la gráfica a intervalos regulares

y se basa en la gráfica de control de la tubería de perforación.

P

rof. (

m)

Sistema de Instrumentación de la Perforadora

1100

1200

1300

1400

1500

1600

1700

Arriba:

Sobrepresión durante operación de apagar.

1800

1900

Losses Cable de perf. : 4 1/2" DP

Pressión de bomba

(bar) Línea de flujo

(l/s)

Prod. bomba (l/s)

Temp. de línea de flujo (°C)

Izquierda: La diferencia entre la línea azul y verde

es la pérdida. Se observaron aumentos

repentinos en pérdidas a 1,525 m y 1,680

m, lo cual indica que hay fracturas. 2000

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110

Sistema de Información sobre la Perforación

Importantes Parámetros de Perforación

1. Peso sobre broca (PSB), del indicador de peso. 2. Rotación de la broca (RPM). Indicador y visual. 3. Tasa de penetración (m/h). Indicador. 4. Tasa de bombeo (TB). Indicador y visual. 5. Flujo de contracorr iente (L/s). 6. Temperatura exterior e interior (°C). 7. Tors ión de sarta de perforación (daN). 8. Presión de bomba (bar). 9. Vibración. Observación personal.

Pérdida de circulación - Indicaciones

Como monitorear:

1. Medición d irecta de tasa de bombeo (carreras por

minuto) y retornos (flujometro magnético). La diferencia es la

pérdida (l/s). 2. Mediciones volumétricas en los tanques de lodo. 3. Indicaciones visuales de la contracorriente sobre los

agitadores (l/s).

4. Reducción de la temperatura de retorno (°C). 5. Reducción de la presión de bomba (bar).

Hay que estar siempre atento a:

1. Tasa de penetración (m/h). “Prueba de tiempo” - decidir la tasa y ajustar PSB y RPM.

2. Pérdida de f luido (l/s). Pérdidas significativas

conllevan a problemas en la perforación y requieren de

otras estrategias. Monitorear el llenado. Utilizar píldoras

de alta visibilidad.

3. Presión de bomba (bar). Bajón indica que hay colapsos, pérdidas y hoyos en la tubería.

4. Vibración. Ajuste los parámetros para lograr una

perforación uniforme. Instalar sistema de absorción de

choques.

Tasa de Penetración – Rotatorio

• Planifique un ritmo de 100-150 m/día.

• Una perforación demasiado rápida (ROP >10 m/h)

puede resultar en deficiente limpieza y llenado del

agujero al añadir un nuevo tubo de perforación, o bien

en atascamiento.

• Una perforación lenta (ROP <3 m/h) normalmente se puede aligerar al colocar más peso sobre la broca.

Nota: Típicamente la rotación de la broca en el fondo sólo

toma un 30 a 40% del total del tiempo de perforación.

Tasa de Penetración – Motor de Lodo

Los motores pueden doblar el ROP. • Planifique una tasa de perforación de 200-250 m/día. • Una perforación demasiado rápida (ROP >20 m/h)

puede resultar en deficiente limpieza y llenado del

agujero al añadir un nuevo tubo de perforación, o bien

en atascamiento.

• El costo adicional del alquiler de un motor de lodo y

del personal debe ser compensado al lograr un mejor

ROP.

Pro

f. (

m)

Avance de la Perforación – Días vs. Profundidad Perforación real. Curvas de avance.

Días 0 10 20 30 40 50 60 70

0 Mov. de Perf.

Perforación

Nota:

500

1000

21-1/2"

Anclaje del revestimiento y cementación

Perforación

17-1/2"

Revestimiento de producción y cementación 13-3/8"

incl. 5 days waiting

Se duplica el ROP al

perforar con un motor de

lodo.

Perforación libre de

problemas. for csg. shipment Broca nueva

1500

2000

2500

Perforación

12-1/4" No rev.

ag. abierto rev.

ranurado.

estimula-

Pocos cambios de broca.

3000

Conventional rotary drilling

Drilling with mud motor to TD

Sverrir 03.05.2004

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70

Días desde el inicio de la perforación

Tasa de Penetración Óptima

Para determinar la mejor combinación de peso y rotación de la

broca, se puede realizar una prueba de perforación mientras se

perfora el pozo.

1. Seleccionar el RPM inicial de la broca (típico).

2. Colocar el peso práctico máximo sobre la broca.

3. Cierre el freno.

4. Apunte el tiempo que toma reducir peso en incrementos

de 1 tonelada. El incremento de tiempo más corto

indicará el peso óptimo para esta velocidad rotativa.

5. Cambie la velocidad rotativa y repita la prueba.

tun

gste

n

inse

rt

mill

ed

tooth

Tipos de Broca – Código IADC

Código IADC 517 Normalmente se utiliza el

código de broca 617.

Número de serie:

1. Formación blanda 2. Formación media

3. Formación dura

5. Formación blanda

6. Formación media

7. Formación dura

Num. de tipo: 1 a 4

Núm. de características:

1. Estándar

2. Broca de aire

3. Protección de calibrador

4. Cojinete de rodillos

5. Protección de

cojinete y calibrador

6. Cojinete del cigüeñal

7. Diario y calibrador

Nota: Encontrará las siglas IADC en todas cajas

IADC: Asociación Internacional Contratistas de Perforación

8. Direccional

9. Otros

“Optimización”

• L a p lanificación es esencial – ¿Qué se hará mañana? • P ersonas clave: supervisor de perforadora, ing. de perforación (mantenimiento). • Utilice tubo de perforación y collares inspeccionados y no viejos. • Inspeccione las roscas del collar con ultrasonido al sacarlo. • Mantenga tasa de bombeo (TB) y observe los cambios de presión. • M a n t e n g a l a s a r t a e s t a b l e y el agujero recto. • Utilice broca de vida larga, no obstante su costo (IADC 617). • Mantenga una tasa de perforación estable y no se detenga para medir o tomar registros, a no ser que sea esencial.

Cálculo de Punto Libre

En base a mediciones de estiramiento (mm) de una sarta de

perforación atascada por sobretensión (en toneladas) en la sarta, es

posible calcular la longitud total de la sarta libre.

2.675*W L

F

* l Donde:

L=longitud de cable libre (m)

W=peso de la tubería de perf.

(Kg/m)

l=estiramiento total de sarta (mm)

F=sobretensión (103daN) Ejemplo:

Tubería de perforación de 4 1/2” (31.5 kg/m) está estirada por 350 mm por una

sobretensión de 30 ton. =29.4*103 daN. Esto significa que el punto fijo

(atascamiento de la sarta de perforación debido a colapsos, etc.) está a 1,000 m de

profundidad.

Principales Razones para Cementar

• Cementación del revestimiento:

Mantiene el revestimiento dentro del pozo.

Evita una emigración del fluido fuera del revestimiento.

Protege contra la corrosión. • Condiciones del agujero:

Para sellar la pérdida de zonas de circulación.

Para estabilizar zonas débiles (socavones, colapsos).

Para taponar un pozo al abandonarlo o repararlo.

Para iniciar una perforación desviada causada por un agujero abierto o chatarra de trabajos anteriores.

Para taponar un pozo temporalmente antes de que se vuelva a revestir.

Principales Métodos de Cementación de Revestimiento

Normalmente para pozos geotérmicos se utiliza el método de cementación de sarta interna.

Nota:

Tiempo de bombeo más corto.

Puede bombear hasta que

se obtenga retornos de

cemento.

Es particularmente útil

para cementaciones de

revestimiento de diámetro

amplio y sartas largas.

Cementación del revestimiento – zona de pérdidas

Es un problema común que el

cemento no retorna a la

superficie.

Si una zona de pérdida se encuentra

en la parte superior del cemento, es

posible realizar un “trabajo de tope”.

Cementación – Sarta “Fideo”

Si la parte superior del cemento se

encuentra en el anillo entre dos

sartas de revestimiento, se baja un

tubo pequeño por el cual se introduce

cemento con el fin de llenar el anillo.

Cementación en 2 Etapas

2. Etapa

Puertos abiertos / cerrados

Ref.: Halliburton

1. Etapa

Se ejerce menos presión

hidrostática contra la

formación, y la presión

de colapso sobre el

revestimiento es menor.

Política de Pérdida de Circulación (Agujero Cementado)

1. A menudo las pérdidas al perforar para colocar

revestimiento se subsanan por si solas mientras se perfora.

2. Pérdida de material de circulación añadido al lodo, ejem.: escamas de mica, escamas de plástico, virutas, etc.

3. Zonas de pérdidas considerables >10 l/s se cementan

después de la perforación de un hueco de conexión de ~30 m, si no mejoran.

4. La cementación de la zona de pérdidas se realiza por

medio del tubo de perforación y recarga hasta que esté

cubierto.

5. Si las zonas de pérdidas son extensivas, es necesario

cementarlas con arena y cemento de un camión

hormigonero, desde el cual se introduce el cemento

utilizando bombas de concreto (principalmente pozos de

baja temperatura).

Política de Pérdida de Circulación (Agujero Abierto)

1. Es deseable encontrar la pérdida de circulación en la

parte de agujero abierto – ¡Éxito!

2. Siga perforando con agua solamente ( o agua

aireada), e introduzca una píldora de alta viscosidad

antes de añadir una nueva junta o aún una ½ junta si

hay mucho que rellenar.

3. Siga perforando en condiciones de pérdida total,

pero verifique si hay relleno cada 1-3 juntas. Si el

relleno se encuentra a >2-5 m, intente removerlo al

volver a triturar y con el uso de píldoras de alta

viscosidad.

Cemento AT (1 de 2)

E l cemento normal exhibe retrogresión de fuerza.

– Añada 30%-40% de harina de sílice (-325 cuarzo malla).

– Use cemento de alta temperatura para pozos (API G o H).

– L a s d i s t i n t a s m a r c a s d e c e m e n t o Portland son

adecuadas.

Composición de la mezcla de cemento AT:

Cemento (API G y H, marcas locales probadas) 100 Kg

Harina de sílice, es resistente a temperaturas altas. 40 Kg

Perlita expandida, p/ baja densidad, taponeo 2 Kg

Bentonita, para contener la perlita, bombeable 2 Kg

Retardante, para mayor tiempo de bombeo 0.5 Kg

AT Cemento (2 de 2)

La formulación anterior con harina de sílice ha sido

utilizada por décadas en perforaciones geotérmicas a

nivel mundial, al igual que la perlita, que reduce la

densidad y taponea pequeñas fisuras.

Algunas empresas de cemento también añaden

reductores de filtrado a su mezcla, microesferas de sílice

(muy caro), espumantes o reductores de fricción.

Otra práctica común es la usar una mezcla extra gruesa

de los últimos 4 m3 del lechado de lodo que va al pozo, para asegurar que el segmento alrededor de la zapata de entubación esté bueno.

Herramientas de Revestimiento para Cementación

Cabeza de cementación con rosca de diente de sierra y válvula.

T a p o n a r e l contenedor para liberar empaques de hule.

Z a p a t a d e e n t u b a c i ó n – z a p a t a f l o t a n t e (con válvula de no retorno). C ollar flotador para cementación con sarta interna (con

válvula de no retorno). Adaptador para el collar flotador.

Centralizadores de revestimiento.

Collar de cementación de 2 etapas, para sartas largas de revestimiento.

Se requiere para sartas de más de 600 - 1000 m, debido a

que la alta presión fractura la formación.

Cementación del Revestimiento

• Calcule el volumen del anillo a ser cementado, preferentemente en base a registros de calibradores. Añada algo para compensar las pérdidas. Si no están disponibles registros, utilice un volumen teórico * 2.2 (120% exceso).

• Calcule los requerimientos materiales y determine

rendimiento, densidad del lechado de cemento y tiempo de

espesamiento.

• Planifique la operación de cementación, tiempo de colocación y volumen de desplazamiento. • Circule periódicamente durante el revestimiento y en el fondo

para limpiar y enfriar el agujero.

Consideraciones sobre la Cementación

• En muchos países las obras de cementación son llevadas a cabo por empresas cementeras especializadas. Al añadir tanques de cemento, sistemas de transporte neumáticos y tanques receptores al equipo de perforación, la mezcla de cemento puede ser preparada in situ. Con una supervisión adecuada, el personal de la perforadora puede completar la obra de cementación al utilizar las bombas de ésta y un mezclador a chorro. • Mantenga tasas de bombeo altas (ritmo de cementación 1

tonelada/min) y planifique < 60-80 minutos del tiempo total de

bombeo (cementación + desplazamiento).

• N o s e r e q u i e r e n n e c e s a r i a m e n t e t a p o n e s d e h u l e o e s p a c i a d o r e s .

Registros de Ligamiento del Cemento (RLC)

Luego de cementar el revestimiento surgirán las siguientes

preguntas:

– ¿ Dónde se encuentra la parte superior del cemento

(PSC), si el cemento no sube a la superficie (no retorna)? – ¿ C u á l e s l a c a l i d a d d e l cemento? – ¿ El cemento rodea completamente el revestimiento? – ¿ E s t á e l revestimiento ligado a la tubería? – ¿ E s t á e l cemento ligado a la formación? Estas preguntas se pueden responder en parte al llevar un registro de ligamiento del cemento.

Ref. B. Steingrímsson

Registros de Calibración

Los registros de calibración son tomados por herramientas de

3-4 dedos que miden el diámetro del pozo a medida que se extrae

por el hoyo con el fin de determinar lo siguiente:

1. Cavidades en el pozo:

– Ubicación de cavidades o socavones (formaciones blandas)

– Determinar el éxito de las cavidades de cementación.

– Calcular la cantidad (m3

) para la cementación del revestimiento.

– Determinar la ubicación de los obturadores. 2. Investigación de daños al revestimiento.

3. Deposiciones (escamación) en los pozos. Ref.: B. Steingrímsson UNU lect.

Prueba de Pozo con Perforadora en el Lugar

Información sobre la productividad esperada del pozo.

– Pruebas de inyección de flujo escalonado se llevan a cabo al bombear agua fresca al pozo y monitorear la presión en la principal zona de alimentación, con el fin de determinar el índice de inyectividad. Cada paso toma 1.5 - 3 hr., v.g.

@ 20, 40 y 60 l/s.

– Las pruebas de declive miden la caída en presión en el fondo

del pozo cuando se deja de bombear repentinamente, usualmente

al final de la prueba de inyección de flujo escalonado. Duración

0.5-3 hr.

– Estimulación al alternar la inyección hidráulica de agua fría

y el bombeo de aire comprimido.

Unidad de Registro de Temperatura Portátil

Herramientas T + P Mecánicas Kuster/Amerada

2. Bajando la Sonda

1. Línea base

3. Punto de Medición

4. Elevación de la Sonda

Reloj

Movimiento de

una espiral

El gráfico de la grabación

Pluma que registra

los cambios

Sensor de temperatura

Gráfico de Grabación

Diseño Esquemático: Unidad de Registro

REGISTRO DE RESISTIVIDAD

Configuración normal

V I M

Electrodos de

corriente

A y B

Electrodos de voltaje

M y 16” o 64”

Revestimiento

B

64”

16”

A

Ley de Ohms

Ra =K*V/I

Estudios de Reservorio y Registros

Superficie Reservorio

geotérmico

Pozo

¿Qué queremos saber acerca del

reservorio?? • Tamaño - Volumen • Propiedades químicas y físicas

de las rocas (, k)

• Propiedades químicas y

físicas de los fluidos

(T+P+TDS)

¿Qué información podemos lograr del registro de

pozos?

Parámetros Derivados de los Registros Geofísicos

Temperatura del reservorio: T(x,y,z) usualmente T(z) o T(z,t)

Presión del reservorio: P(x,y,z) usualmente P(z) o P(z,t)

Porosidad: (x,y,z) usualmente (z)

Densidad total: (x,y,z) usualmente (z) Permeabilidad: k(x,y,z) A menudo lo que se

determina es k*h (transmisividad)

Resistencia de la formación: R(x,y,z) Usualmente R(z)

Velocidad sónica: V(x,y,z) Usualmente V(z)

Radioactividad natural:

Uso de la Información Recopilada

Temperatura

Gradiente de temperatura (flujo de calor)

Ubicación de los acuíferos

Formación y temperatura del fluido

Condiciones físicas del reservorio (ebullición/líquido/vapor)

Distribución de la temperatura en el reservorio

Variaciones temporales (monitoreo y gestión de los

reservorios geotérmicos)

Uso de la Información Recopilada

Presión

Densidad del fluido

Condiciones físicas del reservorio (ebullición/líquido/vapor)

Direcciones de flujo del fluido

Permeabilidad (transmisividad), barreras, rutas de flujo

Distribución de la presión

Variaciones en el tiempo (monitoreo y gestión de los

reservorios geotérmicos)

Uso de la Información Recopilada

Registros Geológicos

Rayos gamma naturales Tipo de roca (basáltica vs. ácidas)

Gamma-gamma Densidad de la roca

Neutrón-neutrón Porosidad de la roca (densidad de protones)

Resistividad Reg.

Porosidad de la roca y salinidad del

Fluido de poros y temperatura

Reg. de calib.

Diámetro del pozo, cavidades, escamación

Reg. sónico

calibradores

Densidad de la formación, porosidad y

Distribución de la fractura. Ligamiento con

cemento de los revestimientos. ement cemento de los revestimientos.

Cámara

Dirección de las fracturas (rumbo)

Pozo Nesjavellir

NJ-20

Ejemplo de trazados de datos

• Sección geológica basada

en registros de cortes (detritos de

perforación). • Registros de pozo y tasa de

perforación. Note que no hay cortes

a profundidad mayor de

1,200 m debido a la

pérdida total de circulación.

PROPÓSITOS DE POZOS DE PERFILAJE

Mediciones u operaciones especiales referentes al diseño de

pozo, su geometría y terminación. A menudo se lleva a cabo

durante la perforación o durante la vida útil del pozo.

Ejemplos: Registro de adhesión del cemento, calibraciones, perforaciones, y de puntos libres.

Las mediciones se realizan con el fin de obtener información acerca de la estructura y las propiedades físicas del sistema geotérmico, tanto sobre las características de las formaciones rocosas (porosidad, permeabilidad y resistividad) como sobre el fluido geotérmico (temperatura, presión y salinidad).

REGISTROS DE CALIBRACIÓN

Se utilizan para averiguar:

1. Cavidades en los pozos – Ubicación de cavidades (formaciones blandas) – Evaluar la cementación de cavidades – Estimar la cantidad de cemento necesario para el revestimiento – Encontrar una buena ubicación para los obturadores 2. Daños al revestimiento 3. Depósitos en los pozos (escamación con calcita o sílice)

Herramientas de Calibración

Sondas electrónicas con varios brazos

activados (3 o 4 brazos son lo más

común)

Barras perforadoras o canastas con

cable de acero de diferentes

diámetros (raspatubos)

Cable de registro

Prueba de

calibración

3 brazos móviles

Paredes del pozo

Esquemática de Pozo - Diámetro

• Tamaños de broca • Revestimiento

• Registro de calibración

Note que el diámetro del

pozo es considerablemente

mayor que el tamaño de la

broca.

Circulación del Fluido

Ganancia de Circulación Pérdida de Circulación

Sarta de Perforación

Capa intermedia

Registro de Calibración Prof. Diámetro en pulgadas

Registros de calibración

que muestran:

• Cavidades en un pozo

antes de la cementación

• Cementación exitosa de

las cavidades

Anterior a

cementación

Posterior a

cementación

Escamación

Revest. 9 5/8”

Dibujo esquemático de

depósito de calcita en el

pozo SV-5 en Svartsengi

(en base a registro de

calibración)

Forro 7 5/8”

REGISTRO DE RAYOS GAMMA NATURALES

Propósito: Medir en un pozo la cantidad total de rayos gamma que se

emiten por segundo desde la formación que circunda el pozo.

En roca natural existen isótopos de tres elementos que emiten rayos

gamma: uranio (U), torio (Th) y potasio (K)

En la industria petrolera la unidad que se utiliza es:

API GU (Unidad de rayo gamma del Instituto Americano del Petróleo)

Hace referencia a un pozo de sondeo especial en la Universidad de Houston.

Análisis de los Registros de Temperatura Durante la Perforación

Registros de temperatura en un pozo “frío” durante la perforación dan información valiosa sobre condiciones del pozo:

1. Ubicación de acuíferos. Sin embargo, su temperatura difícilmente puede ser determinada durante la perforación. 2. Flujo cruzado entre acuíferos.

3. Determinación de la temperatura en el fondo del pozo (TFP).

4. Estimado del enfriamiento durante la inyección de agua fría

(evaluación del riesgo de un reventón).

5. Monitoreo de la recuperación de temperatura posterior de la

perforación.

Perfiles T

Perfiles esquematizados de temperatura en un pozo poco tiempo después de la perforación: Acuíferos en a y b

• El perfil 1 es la temperatura de la formación. • El perfil 2 es la temperatura del pozo. Las flechas indican los puntos de entrada o salida de agua.

Temperatura de la Formación y Medición de

Temperatura en un Pozo

¿¿La temperatura medida en un pozo corresponde a la temperatura de la formación??

No necesariamente

1. La circulación durante la perforación enfría el pozo. Después de

la perforación las temperaturas del pozo se recuperan y con el tiempo se corresponden con las de la formación.

2. El flujo en el pozo influirá en las condiciones de la formación y

harán que sea difícil o hasta imposible determinar la temperatura

de la formación.

Recuperación Termal Posterior a la Perforación

Recuperación de la Temperatura en el Pozo KJ-21 en Krafla

KJ-21 Después de la perforación

1 Durante la inyección

2 Luego de 2 horas

3 Luego de 30 horas

4 Luego de 52 horas

5 Luego de 96 horas

6 Luego de 242 horas

7 Luego de 556 horas

8 Temperatura estimada

de la roca

3 2 1 4 5 6 7 8

Determinación de la Temperatura de la Formación

¿Qué hacer si Ud. necesita saber la temperatura de la formación durante la perforación?

Deje de enfriar el pozo.

Baje un termómetro a la

profundidad en la que quiere medir

la temperatura de la formación

(normalmente el fondo).

Observe la recuperación de la

temperatura por un período de

tiempo (12-48 horas).

Intente extrapolar la curva de

recuperación de calor a tiempo

infinito.

Perfiles de Temperatura de la Formación

Perfiles lineales de temperatura: (Conducción,

gradiente termal).

Perfiles isotermales: (Pozos con flujo, convexión fluida en las

formaciones).

Inversión en los perfiles de temperatura. Efectos debido a

ebullición.

Distribución de la temperatura en los reservorios

geotérmicos.

Varios Tipos de

Perfiles de

Temperatura

de la

Formación

Perfiles Lineales de Temperatura de Formación

Formaciones de roca con permeabilidad vertical baja.

Perfiles de temperatura típicos mostrando

transferencia conductiva de calor. Flujo de

calor hacia la superficie es regida por la

ecuación de conductividad del calor:

Donde:

Q = K* T/Z

Q = flujo de calor (W/m2)

T = Temperatura (°C)

Z = profundidad (m)

K= conductividad termal (W/m°C)

Los valores de K para las formaciones de roca están por el orden de 1.5 - 4. Típico alrededor de unos 2 W/m°C

Para Encontrar el Gradiente Utilizando Perfiles de Pozo

D1 = 0 m

T1 = 4 °C

Problema: encuentre la gradiente geotérmica

en base al gráfico.

Solución:

T/Z = (T2 - T1)/(D2 - D1)

= ( 25 - 4 )/(76 - 0 )

= 0.32 °C/m

o 320°C/Km

D2 = 76 m T2 = 25 °C

Resumen - Interpretación de las

Temperaturas en la Formación

Perfiles lineales de temperatura:

Formación de baja permeabilidad (vertical). Transferencia de calor dominada por la conducción de calor. Gradiente térmico, flujo de calor y mapas de gradiente térmico.

Perfiles de temperaturas isotérmicas:

Formaciones de roca permeables. Transferencia de calor dominado por convección de fluidos. Perfiles típicos para un sistema geotérmico altamente permeable con temperatura no muy alta (Tres < 250°C)

Inversión en los perfiles de temperatura

Formación de rocas permeables. Flujo lateral o inclinado en la formación (flujo de fractura horizontal/inclinado, área de desagüe de un sistema geotérmico)

Resumen - Interpretación de las Temperaturas

en la Formación (cont.)

Temperatura en el punto de ebullición / perfiles de profundidad Formaciones de roca permeables. Transferencia de calor

dominada por la convección de fluidos y una convección

dimensional vapor/condensado. Común en reservorios de alta

temperatura (Tres >200°C). Zonas de flujo ascendente. Distribución de temperatura en los reservorios geotérmicos

1) Secciones cruzadas de temperatura

2) Mapas de temperatura a diferentes niveles de profundidad

Prueba de Flujo: Flujo en Masa y Entalpía

1. Método de presión de labio (R. James): La presión se mide

en el tubo labial crítico (bar en Pc). El flujo de agua se

mide en la caja de vertedero V (l/s). Flujo (kg/s) y

entalpía (kJ/Kg).

2. Lo mismo que 1, arriba, pero se añaden mediciones de flujo

de vapor después del separador. Una alternativa es medir el

vapor y el agua después de la separación.

3. Trazador de mediciones de flujo de las etapas de vapor

y agua. Se añaden químicos por medio de una bomba

reguladora – dilución al 1:8000 o 1:10000.

Prueba de Flujo: Equipo Russel-James

1. Cabeza de pozo T-e y una válvula de estrangulación

en la línea de flujo. La cabeza de pozo permite la

entrada de herramientas de registro y muestreo de

fluido. Mida PCP (bar) y a veces también TCP (°C).

2. Tubo labial de diámetro fijo con una llave de presión de ¼" para Pc (bar) a ¼" del labio.

3. Silenciador / separador para captar el agua que sale del

labio crítico + caja V-vertedero para las mediciones de

flujo de agua. Se requieren las mediciones de flujo de

agua para calcular la entalpía.

Prueba de Flujo: Cálculo Russel - James

Para calcular el flujo total de la masa (kg/s), cuando se conoce la

entalpía:

Qtotal = K*A*Pc 0,96 / H 1,102

Qtotal =1839000*Dia^2*PI()/4*(Pc^0.96)/(H^1.102)

K- Constante, depende de las unidades utilizadas.

A- Área de tubo crítico (m2). Dia, i.d. de tubo. Pc- presión de

labio crítico (bar-a)

H- Entalpía, total para vapor + agua (kJ/Kg)

Nota: La entalpía se encuentra por iteración con conocimiento de la tasa de flujo del agua.

Prueba de Flujo: Vertedero con Entalla en V para Flujo

Nivel V (cm) Flujo (l/s)

Aquí se mide el nivel de agua

Q=1.365*h2.5

Q= flujo en (l/s)

h= nivel en (m)

Ref: Water Wells and Boreholes 1988, Water Well Technology 1989

Flujo de un Tubo Lleno (l/s)

Dia. tubo D (mm) Dia. tubo D (mm)

A H

Ejemplo: D=150 mm y A mide 250 mm. L a t a s a d e f l u j o e n t o n c e s e s d e 19 l/s)

Para mediciones aproximadas de tasa de flujo en el campo.

Ref: Water Wells and Boreholes 1988

Entalpía: Otros Métodos

1. Medición de temperatura en un pozo productivo, justo

antes del inicio de centelleo (°C) en la parte alta del pozo

y entalpía de las tablas de vapor para agua (kJ/Kg).

2. Geotermómetro de s í l ice (SiO2 mg/Kg – equilibrio

de cuarzo) relacionado con la temperatura y luego la entalpía.

3. Gradiente de presión en un pozo productivo

relacionado con la entalpía.

4. Método de pulso de presión. Velocidad sónica /vacío.

Prueba de Flujo: Registros T y P al Fondo del Pozo

1. Mediciones estáticas, con el pozo cerrado.

2. Mediciones dinámicas, con el pozo productivo, v.g.

40 kg/s.

3. Instrumento de registro se mantiene a una profundidad fija

de 5 - 7 horas, para medir los cambios de presión en la

formación más productiva durante las pruebas de flujo

escalonado (ejemplo: 20 kg/s, 40 kg/s, 60 kg/s) así como

durante la recuperación una vez esté cerrado el pozo.

4. Permite la determinación del índice de productividad (IP), el

nivel de intermitente (flasheo), etc.

Conclusiones

La perforación geotérmica es similar a la petrolera, pero en condiciones geológicas y de temperatura distintas.

La cementación y perforación en pérdida total es el desafío más grande.

Todos los pozos geotérmicos “se parecen”. Hay dos programas

de revestimiento que son los más utilizados.

Los contratos suelen ser “por día” o “por metro”.

Los pozos geotérmicos se perforan a una profundidad de 2 Km en 30-60 días.

Después de perforar los primeros pozos en un área nueva, los resultados en la producción y los días que toma la perforación

suelen repetirse. Un pozo de cada 5 puede dar problemas.