ANALISIS DE NUCLEOS“PREPARACION DE MUESTRAS”

Practica #2

JACOB LUNA GONZÁLEZ COD: 2010296493

MIGUEL ANGEL SUAREZ COD: 200210101

MIGUEL ANGEL QUIJANO COD: 2009181324

CAMILO HERNANDO MOSQUERA COD: 2008275877

GRUPO 2SUBGRUPO 8

Presentado a:RICARDO PARRA PINZON

I.Q – I.P

UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANAANALISIS DE NUCLEOS

FACULTAD DE INGENIERÍAPROGRAMA DE PETROLEOS

NEIVA – HUILA2012

ÍNDICE

1. OBJETIVOS

2. ELEMENTOS TEÓRICOS

3. PROCEDIMIENTO

4. MUESTRA DE CALCULOS

5. TABLA DE DATOS

6. ANÁLISIS DE RESULTADOS

7. FUENTES DE ERROR

8. CONCLUSIONES

9. RECOMENDACIONES

10. RESPUESTA AL CUESTIONARIO

BIBLIOGRAFÍA

ANEXO

1. OBJETIVOS

1.1. Objetivos General

Obtener las muestras o tapones apropiados para ser utilizados en la determinación de las propiedades petrofísicas de un yacimiento.

1.2. Objetivos Específicos

Conocer la importancia de la preparación de muestras para cualquier tipo de pozo, (exploratorio, estimación o desarrollo), debido a la información que estas pueden proporcionar.

Conocer los factores que afectan la resistividad de la roca.

Determinar la concentración de iones disueltos en agua y la resistividad del agua de formación de la muestra a condiciones de laboratorio.

Adquirir habilidad en el funcionamiento y manejo de equipos para la obtención de muestras como la cortadora de núcleos.

2. ELEMENTOS TEORICOS

La cortadora de núcleos, es un instrumento que permite, a partir de un núcleo de yacimiento, cortar los tapones con las dimensiones Standard, usadas en los equipos de laboratorio para los análisis convencionales. En esta operación es necesario preparar un fluido de lubricación que sea compatible con los fluidos del yacimiento y la roca misma; por lo general se usa como fluido de perforación o lubricación, agua de formación o salmuera preparada con concentración en ppm de NaCl equivalente a la concentración del agua de formación.

La operación de corazonamiento (extracción del núcleo del yacimiento) se lleva a cabo por diferentes razones dependiendo del tipo de pozo a ser corazonado (exploratorio, estimación o desarrollo); este es el único método con el que es posible realizar mediciones directas de la roca, tales como porosidad, permeabilidad, saturación, humectabilidad, textura, litología, etc., así como también las propiedades de los fluidos contenidos.

Esto significa que los corazones de formación son uno de los recursos más valiosos para el estudio de las rocas y yacimientos del subsuelo; por otra parte, la información obtenida a través de ellos es de importancia para geólogos, ingenieros de perforación, petrofísicos e ingenieros de yacimientos. Debido a que esta información se obtiene a través de los tapones, esta operación requiere de mucho cuidado. Algunas de las aplicaciones de la información obtenidas de los núcleos de formación pueden ser:

Evaluación de posibles zonas productoras Determinación de las estructuras del subsuelo y condiciones estratigráficas. Selección de los intervalos a perforar Determinación de nuevas locaciones de perforación Determinación del aceite y gas “in-situ” Estimación del recobro probable

En la ingeniería de yacimientos la única forma de obtener la información necesaria para la correcta evaluación de la formación es el estudio de muestras que provengan directamente del yacimiento, dichas muestras se conocen como corazones y el método por el cual se obtienen se conoce como corazonamiento. En la industria del petróleo y del gas, este método se define como la operación de corte y remoción de una muestra cilíndrica de roca de un pozo. Un núcleo es una muestra de roca de la formación de interés, que representa una sección litológica en su estado natural a una profundidad determinada.

Existen 3 tipos básicos de muestra de rocas del yacimiento:

Muestras de canal: Estas con pequeños cortes que tienen diámetro máximo de (0.5 – 1.0)” que y son obtenidos durante la perforación de pozos, arrastradas a superficie por el fluido de perforación y por lo tanto se

encuentran bastante contaminadas, se conocen como ripios y básicamente son roca fragmentada por la broca.

Muestras de pared: Estas muestras son fragmentos arrancados de la pared del pozo usando herramientas especiales, también se ven contaminadas por el lodo.

Núcleos o corazones: Un núcleo es una muestra compacta en forma cilíndrica, representativa de la litología de la formación en su estado natural a una determinada profundidad. Existen dos tipos de corazonamiento de pared y axial, sin embargo los más usados son los cortes axiales. Los corazones axiales son tomados con el uso de una sarta de perforación especial para el corazonamiento.

APLICACIONES

La información petrofísica de las rocas proporciona una evaluación más detallada para optimizar los procedimientos de perforación futuros. La información tomada de núcleos se puede utilizar en:

a) Exploración Evaluación de posibles zonas productoras. Determinación de la estructura del subsuelo y condiciones estratigráficas. Información petrofísica.

b) Completamiento Seleccionar los intervalos a perforar. Determinación de la mejor combinación de completamiento cuando se

tienen varias zonas productoras. Selección de la profundidad de completamiento e intervalos de

taponamiento, sentamiento de empaques, tapones de cemento para prevenir posibles intrusiones de agua y/o gas.

Selección de intervalos para acidificación y pruebas de pozo.

c) Desarrollo Determinación del espaciamiento óptimo entre pozos. Determinación de nuevas locaciones de perforación. Definición de los límites de campo. Establecimiento de una base para la interpretación y calibración de otros

métodos de registro de pozos. Determinación de los contactos de fluidos y su variación a través del

campo.

d) Evaluación Determinación del espesor neto productor. Estimación de la secuencia de depletamiento. Estimación de la caída de presión de la producción inicial. Determinación de aceite y gas “in-situ”. Estimación del recobro probable

Los análisis de núcleos proveen datos que permiten hacer una interpretación del yacimiento. Las categorías de estos análisis son: Convencionales, Especiales y Petrográficos.

Análisis Convencionales: Geológicos de fluidos y Mecánicos. Análisis Especiales: Permiten determinar la cantidad y distribución de los

fluidos del yacimiento, Permeabilidad relativa, Humectabilidad, presión capilar, Compresibilidad, Cantidad de Fluido remanente en el yacimiento después del abandono, etc.

Análisis Petrográficos: Exanimación microscópica de secciones delgadas, Difracción de rayos X, Microscopía electrónica. Estas pruebas proporcionarán datos acerca de ambiente de posicional, diagénesis, potencial de yacimiento. etc.

Fluidos utilizados en los cortes como refrigerante: Fluidos de Corte: Agua Fresca, Keroseno, Aire, Aceite Mineral y Nitrógeno Líquido.

Resistividad

La resistividad es la capacidad de resistir que posee un cuerpo para que a través de él pase u ocurra algo. La resistividad es la relación que existe entre la resistencia de un material, la superficie del mismo expuesto al paso de corriente y la longitud atravesada por la corriente. La resistividad es una propiedad intrínseca del material.

Las rocas consideradas son sedimentarias y estas consisten en minerales la mayoría de los cuales no conducen la electricidad, sin embargo las rocas sedimentarias pueden en dado caso conducir electricidad pues poseen poros que contienen fluidos capacitados para ello.

De las medidas tomadas con los registros eléctricos la resistividad es una de las más importantes de todas, ya que está íntimamente relacionada con la saturación de fluidos; midiendo la resistividad podemos definir la saturación de fluidos salinos y por consiguiente obtener la saturación de hidrocarburos que es nuestro objeto de interés.

Agua de formación

El agua de formación de un yacimiento es el agua que se presenta naturalmente en las rocas asociadas a los hidrocarburos y además ocupa la mayor fracción del volumen poroso total de la roca donde se encuentran almacenados dichos fluidos.

Las aguas de formación por estar estrechamente asociadas a procesos de sedimentación como generación, migración, acumulación y posterior producción de los hidrocarburos puede ser salada o dulce; entre mas antigua sea la roca reservorio y mas profunda se encuentre, la salinidad del agua es mayor.

Para la clasificación del agua de formación existen diversos sistemas, los cuales han sido desarrollados por diferentes investigadores, todos estos sistemas tienen en común una clasificación de carácter químico, la cual depende principalmente de los constituyentes disueltos encontrados en el agua tales como: Sodio (Na), Magnesio (Mg) Calcio (Ca), Carbonatos (Co), Sulfatos (SO), Bicarbonatos (HCO) y Cloruros (Cl) en estado iónico.

La concentración de estos constituyentes está estrechamente relacionada con el origen del agua y con las transformaciones a las cuales ha estado sometida esta durante su permanencia en el subsuelo.

El sistema de Sulin es uno de los más aplicados para analizar aguas asociadas a yacimientos de hidrocarburos. Las aguas son clasificadas en tipos químicos y pueden ser subdivididas en grupos clases y subgrupos.

Los diagramas de Stiff son el método grafico universalmente usado para expresar los análisis de aguas de yacimiento.

3. PROCEDIMIENTO

Extraer el tapón

Encienda el motor

Instalar el sistema de refrigeración y verificar su correcto funcionamiento

Seleccionar e instalar, centrada y ajustada la broca en la cortadora

Adecuar el porta-núcleos y abrir la válvula del fluido refrigerante

Perforamos el núcleo a velocidad baja y constante hasta la profundidad deseada

Retiramos el núcleo, apagamos el equipo y cerramos la válvula del fluido refrigerante

Con ayuda de la manija desplazar lentamente el núcleo hacia la broca

Pulir el tapón con la cortadora y el esmeril

Tomar 3 medidas de longitud y diámetro a la muestra, promediar y determinar su peso.

Registrar los datos obtenidos

FINPreservar los tapones en los cartuchos plásticos

Nota: No olvidar limpiar el equipo, brocas y demás elementos utilizados, para un buen funcionamiento del equipo en próximas experiencias.

Preparar el fluido de perforación

INICIO

4. MUESTRA DE CALCULOS

Convertimos las partes por millón a miliequivalentes por litro, por medio del factor de conversión de la tabla 7.1 del libro de Propiedades de los Fluidos de Yacimientos

mgr / L∗Fc=mel

Muestra de cálculo para el Sodio y el Cloro:

- Para el Na:

3208∗0.0435=139.548 mel

*1.005 gr/l

Mel

=140.24

Cationes p.p.m. Fc Me/l Aniones p.p.m. Fc Me/l

Na+ 3208 0.0435 140.24 Cl- 4850 0.0282 138.141

Ca++ 352 0.0499 17.740 HCO3- 1390 0.0164 23.024

Mg++ 28 0.0822 2.324 SO4= 0.00 0.0208 0

Fe++ 2.1 0.0358 0.0759 CO3= 0.00 0.0333 0

5. TABLA DE DATOS

DATOS DEL POZO SAN FRANCISCO 25

Presión inicial del yacimiento psigTemperatura inicial del

yacimiento111 ºF

Profundidad inferior 3070 ft

Temperatura en superficie 85 ºF

Tabla 1. Condiciones iniciales del pozo San Francisco 25

Cationes ppm Aniones ppm

Sodio, Na 3208 Cloro, Cl 4850Calcio, Ca 352 Sulfato, SO4 0

Magnesio, Mg 28 Carbonato, CO3 0

Hierro, Fe 2.1 Bicarbonato, HCO3

1390

Tabla 2. Concentración de iones disueltos en el agua de producción.

6. ANÁLISIS DE RESULTADOS

Las aguas de yacimiento, debido a que han estado en contacto con los minerales de las rocas, contiene sales disueltas. De la concentración y naturaleza de estas sales, dependen todas las propiedades particulares de las aguas de formación.

Los valores de concentración de NaCl equivalente tanto por el método de Schlumberger y Dunlap en ppm fueron muy similares; sin embargo el método de Schlumberger es más preciso ya que el factor de multiplicación para cada ion es función de la concentración del mismo, mientras que Dunlap presenta un factor de multiplicación constante para cada ion independiente de su concentración.

La resistividad aumenta a una menor temperatura, comportamiento predecible debido a que la conductividad en el agua de formación disminuye por las sales ionizadas que contiene.

La compresibilidad isotérmica del agua también se ve afectada por la presión temperatura y salinidad, agregando la solubilidad del gas en agua. Ella es inversamente proporcional a la presión y la salinidad y directamente proporcional a la temperatura, por último el Rsw aumenta la compresibilidad a una P y T dadas.

Finalmente se tiene que la viscosidad del agua disminuye con aumento de temperatura y crece al aumentar la salinidad y la presión.

7. FUENTES DE ERROR

La extracción del núcleo tomada en el laboratorio ha sufrido diversos cambios en su saturación porque está sometido a las condiciones atmosféricas, y al manejo de distintas personas ocasionando que la saturación no sea la representativa del yacimiento.

Mal posicionamiento de las muestras en la cortadora de núcleos para su corte, lo cual hace que el tapón obtenido no sea totalmente regular.

Al usar el método Schlumberger en la gráfica pudo haber imprecisión al leer los datos requeridos y al utilizar las demás correlaciones.

Se pudo generar error en el mal posicionamiento de las muestras en la cortadora de núcleos para su corte, lo cual hace que el tapón obtenido no sea totalmente regular.

Al realizar las lecturas de las diferentes gráficas, no se tiene la suficiente exactitud ya que la escala no es lo suficientemente amplia para mirar los valores.

Mal manejo del calibrador Vernier para medir los diámetros y longitudes del corazón. La medida de la longitud y diámetro del núcleo pueden estar en error si no se tiene en cuenta las diferentes escalas con las que algunas herramientas de medición poseen.

8. CONCLUSIONES

Luego de realizar el cálculo de las propiedades físicas del agua de formación, pudo verse que estas están claramente afectadas por la cantidad de sal que presenta el agua de formación. En donde específicamente tenemos que la Rsw y la Cw disminuyen con el aumento de la salinidad del agua (inversamente proporcional), mientras que la µw aumenta con el aumento de la salinidad del agua (directamente proporcional).

De todas las propiedades, la salinidad es la propiedad que tiene mayor efecto en la resistividad de la roca según lo observado, y causada en la mayoría de casos por la presencia de ambientes marino cerca al yacimiento.

A partir del análisis de los núcleos, se tienen un conjunto de datos muy valiosos para determinar o analizar la naturaleza y propiedades físicas y químicas de la roca y los fluidos del yacimiento que ella contiene.

Para poder obtener datos confiables, se depende en mayor parte a la calidad del núcleo extraído y la precisión al medir sus dimensiones.

9. RECOMENDACIONES

Durante la extracción del tapón se debe de tener mucho cuidado para alcanzar la mayor calidad posible.

Tener en cuenta normas de seguridad en el momento de utilizar la cortadora.

Es conveniente hacer énfasis en el uso adecuado de la cortadora de núcleos a los estudiantes, además de llevar a cabo la verificación del funcionamiento de dicho equipo para obtener excelentes muestras.

10. RESPUESTA AL CUESTIONARIO

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

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

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

P=1186.7 psiaTy=116° F

∑ ppm aniones+cationes=(3208+352+28+2.1+4850+0+0+1390)

¿9830.1 ppm

%NaCl=9830.110000

=0.98301%

Calculo de Bo (By/Bs)

Ajustado por “AMYX ET AL. DAKE”

Bo=Vr∗BofbBo=0.9984∗1.079Bo=1.0772By / Bs

Ecuación 5.124 “PROPIEDADES FISICAS DE LOS FLUIDOS DE YACIMIENTO”

Bo=Bob∗e−co( P−Pb)

Donde:

Bob=Bofb( BOdBOdb )=1.079

Bo=1.079∗e−6.20(1072−892)

Bo=1.077 By /Bs

Calculo de Rsw

Correlación de Numbere, Brigham y Standing

Rsw=( A+Bp+Cp2 )∗Csal

Donde:

A=8.15839−6.12265∗10−2 (111 )+1.91663∗10−4 (111 )2−2.1654∗10−7(1113)A=3.427

B=1.01021∗10−2−7.44241∗10−5 (111 )+3.0553∗10−7 (111 )2−2.94883∗10−10(1113)

B=5.20∗10−3

C=(−9.02505+0.13 .237 (111 )−8.53425∗10− 4 (1112 )+2.34122∗10−6 (111 )3−2.37049∗10−9 (1114 ))∗10−7

C=−2.24∗10−7

Csal=10(−0.0840655¿¿ ( T y−0.285854 ) NaCl)¿

Csal=0.2696

Reemplazando:

Rsw=(3.427+5.2∗10−3 (1186.7 )+(−2.24∗10−7)(1196.7 )2)∗0.2696

Rsw=2.503PCS /BS

Compresibilidad del agua, Cw

Usando la correlación de Meehan, tenemos:

C℘=A+B (T )+C (T )2

106

Donde: A=3.8546−0.000134(P)

B=−0.01052+4.77∗10−7(P)C=3.9267∗10−5−8.8∗10−10(P)

- Corrección por solubilidad:

Cw=Cwp [1+0.0088 ( Rsw )]

Remplazando, para las presiones de:

Tabla de resumen

Presión (psia)

A B C Cwp (psi-1) Cw (psi-1) Rsw Pcs/Bs

1186.7 3.695 -0.00995 3.82E-05 3.061*10^-7 3.18*10^-7 2.5031086.7 3.708 -0.01 3.83E-05 3.07*10^-6 3.18*10^-6 2.376

Calculo de viscosidad del agua, µw (cp):

Usando la correlación de Meehan:

µw=(A+ BT ) f

Donde:

A=−0.04518+0.009313 (%NaCl )−0.000393 (%NaCl)2

A=−0.04518+0.009313 (0.98301 )−0.000393(0.98301)2

A=−0.0364

B=70.634+0.09576(%NaCl )2

B=70.634+0.09576(0.98301)2

B=70.7265

Factor de corrección por presión a 1186.7 psia

f =1+3.5¿10−12 (P )2(T−40)

f =1+3.5¿10−12 (1186.7 )2(111−40)f =1.00035

Reemplazando:

µw=(−0.0364+70.7265111 )1.00035µw=0.600985 , Cp

Presión (psia) FViscosidad del agua (cp)

1186.7 1.00035 0.6009851086.7 1.00029 0.60116

Compresibilidad de la formación

Cf = a

(1+c∗b∗∅ )1.42852

Para arenas consolidadas las constantes son:a=9732*10^-6b=0.699993c=79.8181Ǿ=0.1692

Cf = 9732∗10−6

(1+79.8181∗0.699993∗0.1692)1.42852

Cf =3.4∗10−6

4. Calcular la concentración en miligramos por litro de cloruro de sodio equivalente por el método de Dunlap y por el método Schlumberger y elaborar los cálculos para preparar 20 galones de agua refrigerante (estimar costos).

Método de Dunlap:

Cationes p.p.m. Fd Aniones p.p.m. Fd

Na+ 3208 1,00 Cl- 4850 1,00

Ca++ 352 0,95 HCO3- 1390 0,27

Mg++ 28 2,00 SO4= 0.00 0,50

Fe++ 2.1 1,00 CO3= 0.00 1,26

Se corrige por el método de Dunlap, según la tabla 7.3 del libro de Propiedades Fisicas de los Fluidos de Yacimientos, obtenemos el factor de conversión para reducir la salinidad en partes por millón, ppm, de diferentes iones a la salinidad equivalente NaCl, (Fd).

NaCl ( Dunlap )=ppm∗Fd

NaCleq=∑ ion ( Fdi )

NaCleq=(3208∗1.0 )+(352∗0.95 )+(28∗2.0 )+(2.1∗1.0 )+ (4850∗1.0 )+(1390∗0.27 )+(0∗0.50 )+(0∗1.26)

NaCleq=8825.8 ppm

Ahora se halla la densidad de la salmuera, para esto se necesita el NaCleq en porcentaje, sabiendo que 10000 ppm= 1 %.

Se calcula la densidad de la salmuera:

ρwst=62.368+0.438603 (%Nacl )+1.60074×10−3(%Nacl)2

ρwst=62.368+0.438603 (0.88258 )+1.60074×10−3(0.88258)2

ρwst=62.7563lb

PCS

Convertimos en gr/cc:

ρwst=62.7563lb

PCS∗1.6018∗10−2 gr /cm3

Lb/ ft3

ρwst=1.0052312grcc

Ahora multiplicamos la densidad por las partes por millón, para convertirlos a miligramos por litro:

ppm∗ρwst=mgl

8825.8×1.0052312grcc

=8871.9695mgL

8871.9695mgL

∗3.7815 1 L1 gal

=33549.35mg /gal

Esto significa que 33549.35 mg de sal se necesitan para un galón de agua. Ahora se halla la cantidad de sal necesaria en 20 galones de agua.

mg NaCl=33549.35∗20=670987.05mg NaCl

g NaCl=671 gr NaCl

En costo es tratamiento por kilogramo de sal está estimado en 13000 pesos así que:

$= 0.671Kg NaCl *13000 pesos/kg NaCl *1 dólar /1800pesos$= 4.846 dólares

Método de Schlumberger:

Cationes p.p.m. Fd* Aniones p.p.m. Fd*

Na+ 3208 1,00 Cl- 4850 1,00

Ca++ 352 0,71 HCO3- 1390 0,3

Mg++ 28 1,31 SO4= 0.00 0,53

Fe++ 2.1 1,00 CO3= 0.00 0,68

Se consigue el factor Fd* por medio de la grafica de schlumberger para cada ion

NaCl (Schlumberger )=ppm∗Fd¿

NaCleq=∑ ion ( Fdi )

NaCleq=(3208∗1.0 )+(352∗0.8 )+(28∗1.31 )+ (2.1∗1.0 )+(4850∗1.0 )+ (1390∗0.3 )+ (0∗0.53 )+(0∗0.68)

NaCleq=8795.38 ppm

Ahora se halla la densidad de la salmuera, para esto se necesita el NaCleq en porcentaje, sabiendo que 10000 ppm= 1 %.

Se calcula la densidad de la salmuera:

ρwst=62.368+0.438603 (%Nacl )+1.60074×10−3(%Nacl)2

ρwst=62.368+0.438603 (0.879538 )+1.60074×10−3(0.879538)2

ρwst=62.755lb

PCS

Convertimos en gr/cc:

ρwst=62.755lb

PCS∗1.6018∗10−2 gr /cm3

Lb/ f t 3

ρwst=1.00521grcc

Ahora multiplicamos la densidad por las partes por millón, para convertirlos a miligramos por litro:

ppm∗ρwst=mgl

8795.38∗1.0035 grcc

=8841.2 mgl

8841.2mgL

∗3.7815 1L1gal

=33433.00239mg / gal

Esto significa que 33433.00239 mg de sal se necesitan para un galón de agua. Ahora se halla la cantidad de sal necesaria en 20 galones de agua.

mg NaCl=33433.00239∗20=668660.0478mg NaCl

g NaCl=669 gr NaCl

En costo es tratamiento por kilogramo de sal está estimado en 13000 pesos así que:

$= 0.669Kg NaCl *13000 pesos/kg NaCl *1 dólar /1800pesos$= 4.829 dólares

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

Temperatura promedio del campo San Francisco:Ts=80° FTy =116 °FH=3070 Ft

El gradiente Geotérmico se obtiene mediante:

G °=Ty−Tsh

G °=111−852731

G °=0.00952 ° Fft

∗100

G °=0.952 ° F100 ft

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

Tomando los NaCl equivalentes por el método de Dunlap, procedemos a leer en la figura 7.19 del libro de Propiedades de los Fluidos de Yacimientos, para hallar la resistividad:

NaCleq=8825.5 ppm

- A temperatura del intervalo productor:

Rw111 ªF=0.43 (Ω−m)

- A temperatura promedio de superficie:

Rw85 ªF=0.58 (Ω−m)

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

Corazonamiento

En la industria del petróleo y del gas, este método se define como la operación de corte y remoción de una muestra cilíndrica de roca de un pozo. Mediante esta operación el núcleo es cortado por la rotación de la broca corazonadora; la aplicación de peso y la circulación de fluido de perforación a través del espacio anular entre el tubo interno y el tubo externo del barril corazonador. En un campo cualquiera el paso de la etapa exploratoria a la fase de producción requiere de información mucho más detallada acerca del yacimiento así entonces, la información obtenida de los núcleos de formación podrá ser utilizada a través de las diferentes etapas del yacimiento de la siguiente manera:

Exploración: evaluación de posibles zonas productoras en pozo exploratorio, determinación de la estructura del subsuelo y condiciones estratigráficas.

Completamiento: selección de intervalos a perforar. Determinación de la mejor combinación de completamiento cuando se tienen varias zonas productoras, selección de la profundidad de completamiento, intervalos para acidificación.

Desarrollo: determinación de espacio óptimo entre pozos, nuevas locaciones, delimitación del campo, determinación de contacto de fluidos.

Evaluación: determinación del espacio neto productor, estimación de secuencia de depletamiento, caídas de presión, determinación de aceite y gas in situ.

Requerimientos y técnicas en el análisis de corazones

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

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

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

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

Tipos de procedimientos en los análisis de núcleos

Análisis de núcleos de diámetro completo. ( Full Diameter) Este análisis consiste en describir la totalidad del núcleo y una de las técnicas usadas, puede consistir en secciones que han sido cortadas en cilindros exactos de diámetro completo o parcial. En general una tercera parte del núcleo ya cortado se utiliza para su descripción y las dos terceras partes restantes se almacenan por aparte para futuros estudios. Este tipo de análisis es utilizado en formaciones heterogéneas.

Análisis de Tapones de Núcleos. ( Plug - Type)Los análisis de tapones de núcleos se realizan a partir de observaciones convencionales en el núcleo. Se toma solamente un pequeño intervalo el cual puede ser muestreado cada 3 o 4 pulgadas por pie de núcleo. Este tipo de análisis es utilizado en secciones homogéneas.

Análisis de muestras de Pared. (Side Wall)Es una técnica de recolección de muestras posterior a la perforación de la roca, en la cual se utilizan mecanismos de percusión con diferentes arreglos geométricos. Esta técnica es más conocida como cañoneo de la formación.

Manejo o tratamiento del núcleo

Después de remover el núcleo de la porta - núcleos, lo cual se puede hacer horizontal o verticalmente, son necesarios los siguientes pasos:

- El núcleo es extraído en orden y con cuidado, para ser colocado en el piso y limpiarlo.

- Se pintan líneas o flechas en el núcleo en dirección longitudinal para distinguir la base y el techo. Por ejemplo, se utiliza una línea roja a la

derecha y otra azul o verde a la izquierda, para orientarlos siempre en la misma posición.

- La longitud del núcleo es registrada y si es posible se marca cada píe en el núcleo.

- Una descripción inicial píe a píe puede ser realizada en el lugar de la perforación.

Todos los núcleos de una sección deben ser transportados y analizados en el laboratorio y puestos en orden, tomando en cuenta su profundidad. El núcleo puede ser descrito utilizando un formato general y es recomendable realizar análisis o registros gamma sobre él, conocidos como Core - Gamma, para posteriores correcciones de profundidad y correlaciones con registros de otros pozos.

Preservación de núcleos

La técnica utilizada para la preservación de núcleos es la siguiente:.

- Sumergir el núcleo en agua desoxigenada.- Sumergir el núcleo en petróleo no oxidado o refinado, para tratar de

remover los componentes polares.- Empacar los núcleos en bolsas plásticas o de cierre seguro. Esto se

recomienda para los primeros dos o tres días. También se pueden empacar en papel aluminio o papel parafinado por corto tiempo.

- Los núcleos deber ser colocados en cajas impermeables para evitar que se afecten o se contaminen.

- Se debe tomar en cuenta la humedad del ambiente para evitar alteraciones.- Posteriormente en el laboratorio se cortan, preservan, muestrean y se

preparan para efectuar mediciones, análisis y presentación de resultados.

Tomando en cuenta que, la única forma de conocer con certeza las características de una roca en profundidad, es obteniendo un testigo o núcleo, lo cual incrementa notablemente los costos de perforación, se deben analizar la mayor cantidad de sus características en el laboratorio y luego compararlas con los registros eléctricos.

Categorías de los análisis de núcleos

Los análisis de núcleos proveen datos que permiten hacer interpretaciones del yacimiento. Las categorías de estos análisis son: - Análisis Convencionales: Geológicos de fluidos y Mecánicos.

- Análisis Especiales: Determina la distribución de los fluidos, permeabilidad relativa humectabilidad, presión capilar, cantidad de fluidos remanentes en el yacimiento después del abandono.- Análisis Petrográficos: Examinación microscópica de secciones delgadas, Difracción de rayos X, Microscopia electrónica. Estas pruebas proporcionarán datos acerca de ambiente deposicional, diagénesis, potencial de yacimiento. etc.

Pruebas realizadas a los núcleos

Los núcleos son llevados a un laboratorio, en donde se le realizan los siguientes análisis:

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

Permeabilidad al agua: Esta prueba es usada para evaluar el daño ocurrido en la formación por efecto del filtrado del fluido de perforación o del agua de inyección y es el mejor indicador de la sensibilidad de la formación al agua salada de diferentes concentraciones.

La reducción de la permeabilidad puede ser debida al hinchamiento de las arcillas como la montmorillonita o al movimiento de las partículas y consiguiente bloqueo de los poros por partículas finas o arcillas tales como caolinita. Esta prueba permite el mejor entendimiento del mecanismo de reducción de permeabilidad y frecuentemente permite diferenciar entre bloqueo o hinchamiento.

Resistividad de la formación: Estas medidas definen, para una formación determinada, los parámetros usados en los cálculos de porosidad y saturación de agua mediante registros eléctricos, con lo que se refinan los cálculos y se elimina la necesidad de estar confiando en constantes presentadas en la literatura.

El método de determinación consiste en medir directamente la resistividad de un núcleo cien por ciento (100%) saturado o parcialmente saturado por salmuera.

Velocidad acústica: Estas pruebas evalúan la relación entre porosidad y velocidad acústica y por tanto refinan los valores de porosidad calculados a partir de los perfiles acústicos. Las relaciones presentadas en la literatura para calizas y areniscas son valores promedios o representativos para estos tipos de formaciones.

El método consiste en la medición del tiempo de transito acústico bajo condiciones de sobrecarga; a través de una muestra vertical completamente (o parcialmente) saturada con salmuera (o petróleo liviano).

Pruebas de desplazamiento de agua: En yacimientos de petróleo, estas pruebas son diseñadas para determinar la permeabilidad efectiva al petróleo delante del frente, la saturación residual del petróleo después del desplazamiento, y la permeabilidad efectiva al agua detrás del frente.

Estos datos se utilizan conjuntamente con las distribuciones de permeabilidad y patrones de eficiencia de la inyección, en la predicción del comportamiento del yacimiento.

Las pruebas de desplazamiento con agua en yacimientos de gas suministran la saturación de gas, después de la intrusión de agua en la zona saturada con gas. Estos datos se necesitan para yacimientos de gas natural con empuje de agua y para proyectos de almacenamiento de gas en acuíferos donde una porción del gas inyectado en el yacimiento queda atrapado y no se recupera a medida que ocurre la producción y las burbujas de gas se encogen.

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

El recobro del petróleo se determina como una función de los volúmenes porosos de agua inyectada y el corte de agua. Estos datos permiten una representación gráfica del comportamiento esperado del yacimiento en áreas barridas por agua y ofrecen un mayor conocimiento del comportamiento del flujo que en las pruebas básicas de flujo.

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

Para pruebas a condiciones de yacimientos en núcleos sometidos a extracción o núcleos frescos la permeabilidad relativa agua — petróleo se calcula a partir de las pruebas de susceptibilidad al flujo de agua.

Flujo de agua en núcleos con gas atrapado: Estas pruebas se realizan para simular el desplazamiento con agua es zonas agotadas donde las presiones de flujo son tan bajas que el gas libre originado por la caída de presión no se disolverá nuevamente en el petróleo, por lo que los valores de permeabilidad relativa y petróleo residual se verán afectados.

La prueba utiliza muestras sometidas a extracción y secamiento saturado con agua, que son saturadas a sus saturaciones iníciales de agua y petróleo, como se describió en las pruebas básicas de flujo, y desplazadas con gas hasta la saturación presente en el yacimiento. Posteriormente los núcleo se desplazan con petróleo para simular la formación de un banco y establecer una saturación de gas atrapado.

Gas residual: Estas pruebas suministran valores de la saturación de gas atrapado después del desplazamiento con agua.

Estos datos se requieren para proyectos de almacenamiento de gas en acuíferos y para yacimientos de gas limitados por agua, en estos casos el gas atrapado puede representar una porción apreciable del espacio poroso, que debería ser tomado en cuenta en los cálculos de yacimiento.

Permeabilidad relativa gas - petróleo (ko / ko): Estos datos se utilizan, conjuntamente con las propiedades de los fluidos y la ecuación de balance de materiales, para predicciones del comportamiento de la presión, relación gas — petróleo y producción, en yacimientos con empuje de gas en solución. También se usan los datos Ko / Ko para cálculos de avance de la capa de gas, drenaje por gravedad, declinación del productividad, conificación de gas y flujo fraccional.

Permeabilidad relativa gas - agua (ko /kw): Estos datos se usan para cálculos de burbujeo de gas en proyectos de almacenamiento de gas, donde el gas desplaza agua del acuífero en un zona cien por ciento (100%) saturada de agua. También se usan los cálculos de segregación gravitacional y productividad teórica en pozos de almacenamiento de gas.

Permeabilidad relativa a partir de la distribución del tamaño poroso: Los datos de presión capilar se pueden usar para el cálculo de la distribución del tamaño poroso y la permeabilidad relativa. Estos cálculos fueron desarrollados para el caso del proceso de drenaje donde una fase no mojante (gas) desplaza una fase mojante (petróleo en un sistema gas — petróleo y agua en un sistema agua — petróleo).

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

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

El recobro de petróleo en un proceso de desplazamiento con vapor resulta fundamentalmente de la destilación del crudo con vapor, la expansión térmica del crudo y la reducción de viscosidad.

Otros factores menos importantes que tienen alguna influencia sobre el recobro son efectos del gas en solución y extracción con solventes. Las propiedades del petróleo son de mucha importancia, por lo que se recomienda usar petróleo crudo durante las pruebas de desplazamiento con vapor.

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

Destilación del crudo con vapor: Estos datos ayudan a la evaluación del recobro adicional de petróleo en un proyecto de inyección de vapor, mediante el mecanismo de destilación de crudo con vapor, también dan indicación de la textura del crudo pesado remanente después que son removidas la fracciones livianas durante la destilación con vapor. Se ha demostrado que este proceso es importante en algunos casos donde el material pesado remanente después del desplazamiento no fluye y causa un taponamiento parcial del la formación.

Estudios petrográficos: La descripción mineral de la muestra y los estudios diagenéticos requieren la preparación de secciones delgadas y su estudio bajo un microscopio petrográfico, para la identificación de los minerales presentes en la roca y el estudio de la textura de la muestra. El grado de redondez y selección de los granos, así como el tamaño de los poros y granos dan indicación del as características deposicionales e información de soporte con relación a la reducción de permeabilidad en rocas sensitivas al agua.

La prueba consiste en preparar secciones delgadas de cada muestra de roca a ser analizada y estudiada bajo un microscopio petrográfico. Se dispone de técnicas ópticas para la identificación de varios minerales. Las descripciones minerales y los estudios diagenéticos se pueden hacer independientemente uno del otro.

Como el carácter de la roca cambia frecuentemente con profundidad a medida que el ambiente deposicional varia, las muestras se deben tomar a través del intervalo vertical. Un estudio detallado puede requerir una muestra por un (1) pie (fi), mientras que en otros casos una muestra cada diez (10) pies (fi) es suficiente.

El tiempo para realizar el estudio, es una función directa del número de muestras a ser probadas. Las secciones del gas se pueden hacer normalmente en una

semana y después de establecer una tendencia en los cambios minerales se pueden estudiar un número de dos (2) núcleos por semana.

Estudios de humectabilidad: Los estudios de humectabilidad dan una indicación de las características humectantes de la roca del yacimiento al momento de la prueba en el laboratorio, lo cual puede ser representativo o no de la humectabilidad actual del yacimiento. Se deben tomar precauciones especiales durante la toma y transporte del núcleo (o corazón) para optimizar las posibilidades de obtener una muestra confiable que indique la humectabilidad verdadera del yacimiento, que es la que realmente interesa en pruebas de esta naturaleza. Las rocas humectadas con petróleo generalmente se caracterizan por el bajo contenido de agua connata.

Porosidad y permeabilidad con sobrecarga (overbijrden): La utilización de las mangas de caucho para la toma de núcleos en formaciones no consolidadas, antes no recuperables con otras técnicas ha requerido el desarrollo de las pruebas de porosidad y permeabilidad bajo presión de sobrecarga.

Se ha observado en formaciones competentes que el agua presente en el espacio poroso durante la prueba de sobrecarga lubrica los granos de arena y / o suaviza la matriz ocasionando una mayor compresión de la que ocurre cuando los núcleos se prueban en estado seco.

Incrementos en la presión de sobrecarga causan una reducción en la porosidad y permeabilidad. La presión de sobrecarga neta, que produce la compresión de la roca puede calcularse asumiendo que el gradiente de sobrecarga debido al peso del roca es de 1.01 Pc / fi, y que el gradiente interno debido al presión hidrostática en 0.5 psi / fi.

Las pruebas de porosidad usan núcleos preparados de la misma forma que para las pruebas de permeabilidad. Se inyecta helio en el espacio poroso a la presión de sobrecarga seleccionada; y el volumen poroso se lee del medidor del porosímetro de helio. Se incrementa la presión de sobrecarga y se lee nuevamente el volumen poroso. Se hacen varia mediciones a cada presión para asegurarse que se ha alcanzado el equilibrio y no ocurre compactación del espacio poroso. La presión de sobrecarga nunca se libera de la muestra durante la prueba y se incrementa hasta obtener la presión máxima. Se asume que la reducción del volumen poros, también se refleja en una reducción correspondiente del volumen total.

La porosidad y permeabilidad frecuentemente se miden conjuntamente con una presión de sobrecarga especificada. La presión se incrementa y las medidas se repiten.Tanto para porosidad o permeabilidad se requiere un mínimo de diez (10) muestras y el tiempo para las pruebas es de aproximadamente seis (6) semanas.

La información reportada incluye la porosidad y la permeabilidad a cada presión de sobrecarga.

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

Refrigerantes base aceite

Se clasifican en 4 categorías:

100% aceite: contienen una sola fase de aceite, comúnmente utilizado para mantener lo más estable posible la formación.

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

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

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

Los componentes del lodo base aceite son el aceite, emulsificante, agua fresca, cloruro de calcio, controlador de filtrado y un viscosificante.

Ventajas

No hay interacción entre la formación, lo que garantiza estabilidad al hueco.

Tolerancia a la corrosión. Resisten temperaturas hasta de 500F. Lubricidad más elevada y efectiva. Por la no conductividad de los aceites, no hay corrosión. Posee un menor gradiente hidrostático el agua, lo que mejora la

perforación en campos depletados. Permite la recuperación de núcleos sin mayor alteración en comparación

con los lodos base agua.

Desventajas

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

agua.

8. Investigar sobre la Litoteca Nacional de Colombia Bernardo Toborda Arango.

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

La Litoteca Nacional Bernardo Taborda Arango, se encuentra localizada en las instalaciones del Instituto Colombiano del Petróleo Km 7 Vía Piedecuesta, Santander. Allí, en dos niveles y tres grandes bodegas están almacenadas más de 135.000 cajas que contienen rocas. Sin embargo, no son cualquier tipo de piedras. Si bien no brillan ni pueden comercializarse en el mercado negro, como las esmeraldas, guardan todo el pasado y el presente de un país que ya ha comenzado a familiarizarse con términos como Cusiana, Caño Limón y Volcanera, tres de los más importantes yacimientos encontrados en el mundo en los últimos 15 años.

En el subsuelo el oro negro está alojado entre los infinitos poros que contiene cada roca. El truco de las multinacionales dedicadas al negocio es ubicar las trampas o sitios donde han estado acumuladas muchas de esas rocas con petróleo durante miles de millones de años. En efecto, una vez se localizan mediante métodos sísmicos, el terreno se perfora y la zona se destapa: la presión en las profundidades hace que el petróleo fluya a la superficie. En la Litoteca Nacional Bernardo Taborda Arango hay miles de cajillas que contienen las muestras de los corazones de rocas que se han extraído en más de 90 años de historia petrolera.

En la Litoteca se encuentra el Centro Sistematizado de Muestras que preserva a perpetuidad el material geológico producto de la actividad exploratoria de Ecopetrol y de las compañías asociadas. Para los ingenieros, los geólogos y las compañías exploradoras nacionales e internacionales, estas rocas pueden constituir la clave de futuros descubrimientos en cualquier parte de Colombia.

Aquí se puede conocer el comportamiento que ha tenido una determinada formación geológica con base en las rocas que se extraen de los diferentes niveles de profundidad de un pozo. Estas piedras claves son llamadas por los geólogos corazones por cuanto almacenan una importante cantidad de datos sobre un yacimiento o una estructura petrolífera en particular. Los corazones almacenados en la Litoteca corresponden a 4.500 pozos de los 8.000 que pueden existir en el país. Los corazones se agrupan en cajillas que equivalen a lo hallado

cada tres pies de profundidad. El corazón más viejo corresponde al de una roca que tiene 650 millones de años y que se alojó a miles de pies de profundidad en algún sitio del subsuelo colombiano.

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

- Grupo Nº 2- Subgrupo Nº 8

Los datos de longitud y diámetro se obtuvieron mediante el promedio de 3 mediciones en diferentes zonas de la muestra.

Datos de la muestra

Muestra N° 8Longitud

promedio (cm)4.1

Diámetro promedio (cm)

3.8

10.Respuestas al cuestionario de la guía.

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

Tlab=35 °C

Tlab=95 ° F

Se toma los NaCl por el método de Dunlap:

NaCleq=0.88258 ppm

Con la concentración y la temperatura de 95°F, se lee en el grafico 7.19 del libro Propiedades Físicas de los Fluidos de Yacimientos:

Rw95 ªF=0.51 (Ω−m)

Se toma los NaCl por el método de Schlumberger:

NaCleq=0.879538 ppm

Rw95 ªF=0.5(Ω−m)

Si el agua de formación proviene de un pozo que tiene un gradiente geotérmico aproximado de G=1,85 ° F /100 ft determinar la resistividad de la muestra.

- Utilizamos el gradiente geotérmico para calcular la temperatura promedio del intervalo productor:

Tsup=85° F

Ty=(G °∗h )+Tsup

Ty=( 1,85100∗3070)+85Ty=141.795 ° F

- Ahora con la temperatura promedio y con la composición del agua de Campo San Francisco, y los factores de conversión Fd se tiene:

NaCleq=8825.8 ppm

Rw141.795° F=0.37(Ω−m)

¿Qué factores afectan la resistividad de la roca?

La resistividad de las rocas de yacimientos se ven influenciadas por diversos factores entre los cuales se destaca: su composición química, su estructura molecular y la de los minerales que la conforman, sus propiedades petrofísicas, la concentración iónica de los fluidos que se encuentran dentro de la roca y la temperatura a la cual se encuentran sometidos roca y fluidos.Resistividad dependiendo de la fase: Resistividad eléctrica de la fase sólida: Las rocas sedimentarias están constituidas por minerales, la mayoría de los cuales no conducen electricidad.

También existen ciertos minerales que se encuentran en los sedimentos y que si conducen electricidad, aunque esto no ocurre frecuentemente. Por tal motivo las matrices de las rocas sedimentarias se consideran como aislantes eléctricos.

Resistividad eléctrica de la fase acuosa: El agua de formación es conductora debido a que presenta en solución sales capaces de disociarse en dos grupos atómicos de cargas contrarias.

Resistividad eléctrica de los hidrocarburos: Los hidrocarburos son muy malos conductores, por tanto la resistividad de estos es del orden de millones de Ohm/m.

Temperatura: Como la viscosidad del agua disminuye cuando aumenta la temperatura, los iones de la solución son capaces de moverse más cuando la temperatura aumenta y como resultado es mayor conductividad eléctrica.

La obtención de un núcleo (tapones) de una muestra de roca de la formación de interés, representa una sección litológica en su estado natural a una profundidad determinada de la formación productiva la cual permite realizar medidas directas de las propiedades de las rocas en el laboratorio.Presión: Para rocas sedimentarias, a mayor Presión, aumenta el grado de compactación, disminuyendo la porosidad y aumentando potencialmente la resistividad. Mientras que para rocas muy compactas (rocas ígneas y metamórficas) la presión provoca fracturamiento, disminuyendo potencialmente la resistividad de las rocas.Porcentaje de Saturación: Es el porcentaje del Volumen de Poros ocupado por Soluciones Acuosas. Si los poros no están ocupados por soluciones acuosas, el medio tendrá una mayor resistividad.

¿Cuáles son las nuevas tecnologías de corazonamiento?

A continuación alguna de los diferentes tipos de sistema de sondaje para recolección de tapones:

¿Cuáles son los fluidos utilizados en la operación de corazonamiento? ¿Cual es su importancia?

Refrigerantes base aceite

Se clasifican en 4 categorías:

100% aceite: contienen una sola fase de aceite, comúnmente utilizado para mantener lo más estable posible la formación.

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

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

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

Los componentes del lodo base aceite son el aceite, emulsificante, agua fresca, cloruro de calcio, controlador de filtrado y un viscosificante.

Ventajas

No hay interacción entre la formación, lo que garantiza estabilidad al hueco.

Tolerancia a la corrosión. Resisten temperaturas hasta de 500F. Lubricidad más elevada y efectiva. Por la no conductividad de los aceites, no hay corrosión. Posee un menor gradiente hidrostático el agua, lo que mejora la

perforación en campos depletados. Permite la recuperación de núcleos sin mayor alteración en comparación

con los lodos base agua.

Desventajas

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

agua.

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

Según las nuevas tecnologías de corazonamiento y de obtención de tapones existen tipos especiales de brocas para corazonar y continuar con la perforación a continuación algunos ejemplos de rocas corazonadoras:

BIBLIOGRAFIA

RESISTIVIDAD DE LAS ROCAS. Disponible en [http://mct.dgf.uchile.cl/AREAS/geo_mod0.pdf]

ESCOBAR Freddy H. Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos I. Universidad Surcolombiana. Facultad de Ingeniería. Neiva, 2005.

PARRA Pinzón Ricardo. Propiedades físicas de los Fluidos de Yacimientos. Universidad Surcolombiana. Facultad de Ingeniería. Neiva, 2008.

PARRA Pinzón Ricardo. Guía de laboratorio de yacimiento. Universidad Surcolombiana. Facultad de Ingeniería. Neiva, 1999.