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UNIVERSIDAD DE ORIENTE
NCLEO DE BLIVAR
ESCUELA DE CIENCIAS DE LA TIERRA
DEPARTAMENTO DE INGENIERA GEOLGICA
COORDINACIN DE PASANTAS
INFORME DE PASANTA:
ACTIVIDADES DE LA UNIDAD DE MUD LOGGING DURANTE LA
PERFORACIN DEL POZO EXPLORATORIO J-503, UBICADO EN EL
CAMPO JUSEPIN, NOROESTE DEL ESTADO MONAGAS, VENEZUELA
CIUDAD BOLVAR, NOVIEMBRE 2013
TUTOR INDUSTRIAL:
MORGAN MARIELLA
PDVSA, S.A.
ELABORADO POR:
CORDERO T. OSMEL E.
CI: 21.009.076
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UNIVERSIDAD DE ORIENTE
NCLEO DE BLIVAR
ESCUELA DE CIENCIAS DE LA TIERRA
DEPARTAMENTO DE INGENIERA GEOLGICA
COORDINACIN DE PASANTAS
INFORME DE PASANTA:
ACTIVIDADES DE LA UNIDAD DE MUD LOGGING DURANTE LA
PERFORACIN DEL POZO EXPLORATORIO J-503, UBICADO EN EL
CAMPO JUSEPIN, NOROESTE DEL ESTADO MONAGAS, VENEZUELA
CIUDAD BOLVAR, NOVIEMBRE 2013
ELABORADO POR:
CORDERO T. OSMEL E.
CI: 21.009.076
FECHA DE INICIO: 19-08-2013
FECHA DE CULMINACIN: 27-09-2013
TUTOR INDUSTRIAL:
MORGAN MARIELLA
PDVSA, S.A.
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ii
RESUMEN
El objetivo principal de este informe es elaborar una descripcin de las
actividades llevadas a cabo en la unidad de mud logging durante el seguimiento
geolgico operacional del pozo J-503, el cual, geogrficamente se encuentra ubicado
en el campo Jusepn, al noroeste del estado Monagas, Venezuela. Este prospecto fue
propuesto como delineador del pozo J-496X. Durante la perforacin del pozo
exploratorio, se debe llevar un seguimiento geolgico operacional exhaustivo que
permita prevenir o mitigar cualquier evento indeseado durante la perforacin del
mismo. En este informe se explicar brevemente en que consiste la unidad de mud
logging, sus funciones, adems de la ubicacin de los sensores que permiten el
seguimiento y registro de los parmetros de perforacin, as como, el anlisis de las
muestras de canal recolectadas durante la perforacin, que permite el control
geolgico operacional. Se analiz adicionalmente un intervalo en profundidad, cuyos
parmetros de perforacin permitieron determinar presencia de una zona de transicin
de presiones y posteriormente una zona de alta conductividad (o altas presiones) en la
Formacin Carapita, sello por excelencia en la cuenca oriental de Venezuela,
logrando precisar el punto ptimo de asentamiento del revestidor de 13 5/8.
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iii
CONTENIDO
Pp
RESUMEN ................................................................................................................... ii
CONTENIDO ............................................................................................................. iii
LISTA DE FIGURAS ................................................................................................ vi
CAPITULO I ............................................................................................................... 1
OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIN ................................................................. 1
1.1 Objetivo general ............................................................................................. 1
1.2 Objetivos especficos ..................................................................................... 1
CAPTULO II ............................................................................................................. 2
2.1 Resea institucional ....................................................................................... 2
2.2 Misin ............................................................................................................ 6
3.3 Visin ............................................................................................................. 6
2.4 Valores de la Cultura Organizacional de la Empresa: ................................... 6
2.5 Fines estratgicos ........................................................................................... 7
2.6 Estructura organizativa .................................................................................. 8
2.7 Departamento de operaciones geolgicas ...................................................... 9
2.7.1 Objetivos del Departamento ........................................................................ 9
2.7.2 Organizacin del departamento ................................................................ 10
2.7.3 Funciones de la gerencia de operaciones geolgicas ................................ 10
2.7.3.1 Operaciones de perforacin ................................................................... 10
2.7.3.2 Seguimiento y evaluacin: ..................................................................... 11
2.7.3.3 Diseo de Pozo ....................................................................................... 11
2.7.3.4 Logstica operacional ............................................................................. 12
CAPTULO III .......................................................................................................... 13
MARCO TERICO ................................................................................................. 13
3.1 Descripcin de las diversas actividades de la unidad de mud logging ......... 13
3.1.1 Unidad mud logging .................................................................................. 13
3.1.2 Ingeniero de datos (TDC) ......................................................................... 15
3.1.3 Logger ....................................................................................................... 15
3.1.4 Sampler Catcher. ....................................................................................... 16
3.1.5 Sensores con los cuales debe contar una unidad de Mud Logging que
permiten realizar un eficiente seguimiento de los parmetros de perforacin ............ 17
3.1.5.1 Profundidad ............................................................................................ 17
3.1.5.2 Peso de la sarta ....................................................................................... 17
3.1.5.3 Revoluciones por minuto (RPM) ........................................................... 18
3.1.5.4 Torque .................................................................................................... 18
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iv
3.1.5.5 Presin de Bomba .................................................................................. 19
3.1.5.6 Emboladas de Bombas (EPM) ............................................................... 20
3.1.5.7 Sensor de volumen ................................................................................. 20
3.1.5.8 Gas Total ................................................................................................ 21
3.1.5.9 Evaluacin de presin de formacin ...................................................... 22
3.1.5.10 Deteccin de presiones anormales ....................................................... 24
3.1.11 Deteccin de presiones anormales durante la perforacin a travs de la
unidad de Mud Logging .............................................................................................. 25
3.1.11.1 Rata de penetracin .............................................................................. 25
3.1.11.2 Derrumbes de lutitas ............................................................................ 26
3.1.11.3 Arrastres y apoyos ................................................................................ 27
3.1.11.4 Gases en el lodo ................................................................................... 28
3.1.11.5 Temperatura de descarga del lodo ....................................................... 29
3.1.11.7 Densidad de lutitas ............................................................................... 30
3.1.11.8 Aumento de cloruros ............................................................................ 30
3.1.12 Mtodos y anlisis de los gases en la cabina mud logging .................... 31
3.1.12.1 Efectos de la presin diferencial .......................................................... 32
3.1.12.2 Nomenclatura del gas ........................................................................... 33
3.1.12.3 Mtodo Gas Ratio ................................................................................ 33
3.1.13 Carta de tiempo ....................................................................................... 36
3.1.14 Masterlog ................................................................................................ 37
3.1.15 Parmetros para la descripcin de muestras ........................................... 38
3.1.15.1 En caso de Lutitas, Limolitas ............................................................... 38
3.1.15.2 En caso de Areniscas ............................................................................ 38
3.1.16 Reactivos qumicos utilizados en el anlisis de las muestras de canal ... 38
3.1.16.1 cido clorhdrico (HCl 10%) ............................................................... 38
3.1.16.2 Fenoltalena .......................................................................................... 39
3.1.16.3 Acetona ................................................................................................ 39
3.1.17 Problemas operaciones detectados por la unidad de mud logging .......... 39
3.1.17.1 Prdida de circulacin .......................................................................... 39
3.1.17.2 Factores que afectan la prdida de circulacin .................................... 40
3.1.18 Pega de Tubera ....................................................................................... 42
3.1.18.1 Pega mecnica de la tubera de perforacin ......................................... 43
3.1.18.2 Pega de la tubera de perforacin por presin diferencial. ................... 43
3.1.19 Presin de surgencia ................................................................................ 44
3.1.20 Suabeo ..................................................................................................... 45
3.1.21 Pruebas de laboratorio realizados en la cabina mud logging .................. 46
3.1.21.1 Calcimetra ........................................................................................... 46
3.1.21.2 Densidad de Lutita ............................................................................... 47
3.1.21.3 Fluoroscopio (UV) ............................................................................... 48
CAPITULO IV .......................................................................................................... 49
MARCO METODOLGICO ................................................................................. 49
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v
4.1 Realizar el seguimiento geolgico y operacional del pozo J-503 ................ 49
4.2 Examinar las muestras de ripios recolectadas durante la perforacin, a fin de
llevar el control geolgico ........................................................................................... 49
4.3 Monitoreo de los parmetros de la perforacin ........................................... 50
4.4 Anlisis de parmetros operacionales del pozo J-503 ................................. 53
CONCLUSIONES y RECOMENDACIONES ....................................................... 56
REFERENCIAS ........................................................................................................ 58
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LISTA DE FIGURAS
Figura 2.1. Organigrama de PDVSA, exploracin y produccin. ................................ 8 Figura 2.2. Organizacin del Departamento ............................................................... 10 Figura 3.1 Unidad de Mud Logging (Geoservices, 2000). ......................................... 14
Figura 3.2 Descripcin general de la unidad Mud Logging ........................................ 14 Figura 3.3 Sensor de Profundidad (Geoservices, 2000). ............................................. 17 Figura 3.4 Sensor de Peso (Geoservices, 2000). ......................................................... 18 Figura 3.5 Sensor de RPM (Geoservices, 2000). ........................................................ 18 Figura 3.6 Pinza de Torque (Geoservices, 2000). ....................................................... 19
Figura 3.7 Sensor de Presin (Geoservices, 2000). .................................................... 19
Figura 3.8 Sensor cuenta strokes (Geoservices, 2000). .............................................. 20
Figura 3.9 Sensor de volmenes (Geoservices, 2000). ............................................... 20 Figura 3.10 Trampa de Gas (Geoservices, 2000). ....................................................... 21
Figura 3.11 Ubicacin de la Trampa de Gas (Geoservices, 2000).............................. 21 Figura 3.12 Equipos de gas para la deteccin de Gas (Geoservices, 2000). ............... 22 Figura 3.13 Zonas de prdida de circulacin. ............................................................. 42
Figura 3.14 Ingeniero de datos (Geoservices, 2000)................................................... 15 Figura 3.15 Recoleccin de muestra de canal ............................................................. 16
Figura 3.16 Logger, Gelogo de la Unidad................................................................. 16 Figura 3.17 Esquema mecnico de la sarta de perforacin durante la generacin de
presin de surgencia. ................................................................................................... 45
Figura 3.18 Esquema mecnico de la sarta de perforacin durante la generacin de
presin de achique ....................................................................................................... 46
Figura 3.19 Fuentes de manifestaciones de gas .......................................................... 32 Figura 3.20 Representacin esquemtica de Wetness Ratio (Wh), ............................ 36
Character Ratio (Ch) y Balance Ratio (Bh) ................................................................ 36 Figura 3.21 Visualizacin de la carta de tiempo ......................................................... 37 Figura 3.22 Registro Masterlog................................................................................... 37
Figura 3.23 Descripcin de diferentes litologas......................................................... 38 Figura 3.24 Equipo para realizar calcmetria (Geoservices, 2000) ............................. 47 Figura 3.25 Mtodo para determinar la densidad de lutita.......................................... 47 Figura 3.26. Fluoroscopio (Geoservices, 2000). ......................................................... 48 Figura 4.1 parmetros operacionales (PDVSA, 2013) ................................................ 53
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CAPITULO I
OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIN
1.1 Objetivo general
Establecer las diferentes actividades llevadas a cabo en la unidad de mud
logging durante la perforacin del pozo exploratorio J-503, ubicado en el campo
Jusepin, al Noroeste del Estado Monagas, Venezuela.
1.2 Objetivos especficos
1. Realizar el seguimiento geolgico y operacional del pozo J-503, durante la
perforacin de la Formacin Carapita en el intervalo 4.500- 9.190.
2. Examinar las muestras de canal recolectadas durante la perforacin, para el
establecimiento del control geolgico.
3. Monitorear los parmetros de perforacin.
4. Analizar los parmetros operacionales del pozo J-503 hasta la profundidad de
9.190.
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2
CAPTULO II
2.1 Resea institucional
El 1 de enero de 1976, exactamente al primer segundo despus de las doce de la
noche, naci Petrleos de Venezuela S.A. como la empresa encargada de asumir las
funciones de planificacin, coordinacin y supervisin de la industria petrolera
nacional, al concluir el proceso de reversin de las concesiones de hidrocarburos a las
compaas extranjeras que operaban en territorio venezolano. La partida de
nacimiento de la principal industria del pas qued plasmada en el decreto
presidencial nmero 1.123 del 30 de agosto de 1975. Su primer presidente fue el
general Rafael Alfonso Ravard.
Durante el primer ao de operacin, PDVSA inici sus acciones con 14 filiales
(finalmente seran tres: Lagoven, Maraven y Corpoven) que absorbieron las
actividades de las concesionarias que estaban en Venezuela. Para aquel ao, se
mantiene la produccin de crudo en 2,3 millones de barriles diarios. Las inversiones
iniciales se sitan en un principio en 1.200 millones de bolvares. Ya en 1978, las
inversiones de capital se haban cuadruplicado y se ubicaban en 5.000 millones de
bolvares.
Dentro de esta fase, inicia acciones en 1976, el Instituto Tecnolgico
Venezolano del Petrleo (Intevep), destinado a efectuar los estudios e investigaciones
necesarias para garantizar el alto nivel de los productos y procesos dentro de la
industria petrolera. Igualmente, dos aos despus se crea Petroqumica de Venezuela
S.A. (Pequiven), dirigida a organizar el negocio de la produccin petroqumica.
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3
Luego de cinco aos, de puesta en marcha del decreto que cre a Petrleos de
Venezuela, PDVSA y sus filiales logran avanzar en un proceso de consolidacin en lo
que respecta al manejo del negocio petrolero. As de esta manera, se consolid
satisfactoriamente la transicin y adaptacin de las actividades petroleras privadas de
las concesionarias, a la tutela del Estado venezolano. Lagoven se encarga de las
operaciones en el occidente y en el sur del pas; Corpoven despliega su rea de
influencia en el centro de la nacin, mientras que Maraven se sita en la regin
Oriental.
As mismo, la compaa estatal enfoca parte de sus esfuerzos a la Faja del
Orinoco, la cual contiene importantes reservas de crudo pesado y extrapesado. Para
su explotacin, se divide en cuatro reas o zonas de influencia: Machete, Hamaca
(ambos operados en su momento por Corpoven), Cerro Negro (Lagoven) y Zuata
(Maraven). La importancia estratgica de la faja queda plasmada en sus nmeros: las
reservas probadas estn por el orden de los 60.000 y 200.000 millones de barriles.
Para tener una comparacin que permita apreciar este dato, es importante destacar
que desde 1917 hasta 1994, se han producido en el pas 46.421 millones de barriles
de crudo de todo tipo.
PDVSA logra ser considerada, gracias a su calidad y responsabilidad, como una
empresa confiable en el suministro de grandes volmenes de petrleo a nivel
mundial. En esta fase, Petrleos de Venezuela se consolida como una las principales
compaas petroleras multinacionales.
A mediados de los aos 80, la principal empresa del pas inicia una expansin
tanto a nivel nacional como mundial, con la compra y participacin en diversas
refineras ubicadas en Europa, Estados Unidos y el Caribe.
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En este sentido, establece operaciones en las refineras de la Ruhr Oel, en
Alemania; Nynas, en Suecia y Blgica; e Isla en Curazao.
Asimismo, el 15 de septiembre de 1986, Petrleos de Venezuela adquiri a la
empresa Citgo, en Tulsa, Estados Unidos, punta de lanza de la estrategia de
comercializacin de hidrocarburos en Norteamrica, con ms de mil estaciones de
servicio y casi el 20% de las ventas de gasolina en suelo estadounidense.
Para la dcada de los noventa, PDVSA inicia un proceso de asociaciones
estratgicas destinado a garantizar el inicio y la continuidad en importantes proyectos,
como por ejemplo el Mariscal Sucre, destinado a la exploracin y explotacin de los
recursos de gas natural licuado (GNL) que se encuentran ubicados en la pennsula de
Paria y al este de la isla de Margarita. Estn presentes como socios comerciales Shell,
Exxon y Mitsubishi.
En aquel momento, se inicia un programa de convenios operativos de viejos
campos petroleros entre las tres filiales de PDVSA para la poca y por lo menos
veinte compaas extranjeras.
Igualmente, se comienza con un esquema de ganancias compartidas en diez
reas exploratorias: La Ceiba (Trujillo, Mrida, Zulia), Golfo de Paria Este, Golfo de
Paria Oeste (Sucre), Guarapiche (Monagas), Guanare (Portuguesa), San Carlos
(Cojedes), El Sombrero (Gurico), Catatumbo (Zulia), Punta Pescador y Delta Centro
(Delta Amacuro). Intervienen Mobil, Enron, Amoco, Elf y Conoco, entre otras.
Entre 1993 y 1996 se realizaron las tres primeras rondas de convenios
operativos lo que produjo para el pas una inversin inicial superior a los dos mil
millones de dlares y una produccin adicional de crudos estimada en unos 260.000
barriles diarios de crudo.
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El 1 de enero de 1998, Petrleos de Venezuela integraba en su estructura
operativa y administrativa a las tres filiales que durante ms de 20 aos haban
compartido las operaciones. Se estableca de esta manera una empresa con un perfil
corporativo unificado, dirigido a generar altos estndares de calidad y beneficios en lo
que respecta a los procesos que estn presentes dentro de la industria de los
hidrocarburos.
En este sentido, se creaban tres divisiones funcionales: PDVSA Exploracin y
Produccin; PDVSA Manufactura y Mercadeo.
Exploracin y Produccin se encarga de desarrollar las actividades de bsqueda
de reservas y explotacin de petrleo y gas natural, los convenios operativos para la
reactivacin de los campos petroleros, la participacin de la industria en los contratos
de exploracin a riesgo y produccin en reas nuevas bajo el esquema de ganancias
compartidas y en las asociaciones estratgicas.
La responsabilidad de Manufactura y Mercadeo pasa por integrar todos los
sistemas de refinacin ubicados en el pas, incluso los de la refinera en la isla de
Curazao. Igualmente, comprende la comercializacin internacional de hidrocarburos,
de productos en el mercado industrial interno, el mercadeo al detal.
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2.2 Misin
Satisfacer a sus clientes mediante el manejo eficiente, seguro y rentable de los
hidrocarburos, apoyndose en la excelencia del personal y en el cumplimiento de las
especificaciones de calidad, maximizando el valor agregado al negocio a travs de la
aplicacin de tcnicas que optimicen los procesos de exploracin, perforacin,
produccin, transformacin y comercializacin del petrleo.
3.3 Visin
Ser una empresa modelo reconocida por su seguridad, calidad, rentabilidad y
disciplina, enfocada a optimizar la produccin de las reservas de hidrocarburos de
manera rentable, esto apoyado en un personal calificado para la seguridad y
preservacin de los activos de la empresa sin perjudicar el medio ambiente.
2.4 Valores de la Cultura Organizacional de la Empresa:
Compromiso con el autntico propietario del petrleo: El pueblo.
Alineada y subordinada al Estado.
Conciencia de soberana nacional.
Valorizacin del recurso natural.
Simplificacin estructural/eficiencia.
Focalizacin de asuntos modulares.
Desconcentracin.
Gobernabilidad.
Transparencia en la rendicin de cuentas.
Nueva relacin trabajador-empresa-sociedad.
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2.5 Fines estratgicos
La estrategia corporativa de PDVSA est fundamentada en el objetivo de
maximizar el valor de los recursos naturales de petrleo y gas que estn bajo su
control y manejo. Para lograr esto, se orientan esfuerzos hacia la exploracin de
crudos livianos y medianos, la valoracin de los crudos pesados y extrapesados, el
desarrollo intensivo del gas y la optimizacin de las actividades aguas abajo. Todas
estas tareas, siendo PDVSA una empresa del Estado venezolano con un gran
compromiso y responsabilidad social, estn relacionadas con un importante nmero
de proyectos integrales de desarrollo alineados al Plan de la Nacin. En consecuencia,
buscarn reducir la pobreza e intensificar la formacin de capital social en el pas.
Igualmente, PDVSA presta especial atencin a la proteccin del medio ambiente y la
seguridad de nuestros trabajadores e instalaciones, factores que influyen
decisivamente en la sostenibilidad de los planes que ha diseado la industria
energtica nacional.
En el marco del Plan Siembra Petrolera 2006-2012 de PDVSA, los grandes
compromisos del negocio de Exploracin y Produccin se centraRONn en la
necesidad de:
Asegurar el crecimiento y maximizar la eficiencia de la produccin de
hidrocarburos.
Implementar nuevos esquemas de negociacin para la explotacin petrolera.
Maximizar el aporte fiscal a la Nacin.
Impulsar el desarrollo industrial del pas.
Acrecentar la participacin constante y protagnica del pueblo.
PDVSA tiene como visin exploratoria tiene el objetivo de evaluar todas las
cuencas hidrocarburferas del pas, pues a pesar de tener ms de 90 aos de actividad
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petrolera, el 75% de LAS cuencas sedimentarias de Venezuela no han sido
investigadas de una forma completa y definitiva desde el punto de vista exploratorio.
2.6 Estructura organizativa
A continuacin se presenta un organigrama de PDVSA Exploracin y
Produccin el cual se inicia a partir de la presidencia y la junta directiva.
Figura 2.1. Organigrama de PDVSA, Exploracin y Produccin.
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2.7 Departamento de operaciones geolgicas
2.7.1 Objetivos del Departamento
Controlar y hacer seguimiento a los programas de perforacin de pozos
exploratorios (incluyendo los estratigrficos) y de delineacin, tomando como base
fundamental la prognosis geolgica de perforacin (topes formacionales y
caractersticas geolgicas de inters de las unidades estratigrficas, evaluacin de
posibles zonas de presiones anormales y caractersticas geomecnicas), considerando
las mejores prcticas operacionales, los parmetros ptimos de perforacin, anlisis
de costos y criterios de negocios asociados a la actividad exploratoria y de
delineacin.
Identificar, analizar, cuantificar los elementos de riesgo: geolgicos,
econmicos, operacionales, ambientales y geopolticos, inherentes al sistema
petrolero.
Planificar, ejecutar y hacer seguimiento a los programas de evaluacin,
completacin y las pruebas conclusivas y/o extendidas necesarias, con la finalidad de
caracterizar rocas y/o fluidos contenidos en los intervalos seleccionados, para
certificar de manera inobjetable la potencialidad de los yacimientos.
Ejecutar, actualizar y/o reorientar las estrategias de trabajo (metas
operacionales), para garantizar que las operaciones de adquisicin, procesamiento
geofsico y construccin de pozos, se realicen sin interrupciones, en el tiempo
previsto, al costo estimado y con la calidad requerida, utilizando los mejores recursos
disponibles en la empresa que garanticen el xito de los proyectos exploratorios,
cumpliendo los objetivos y metas de seguridad, higiene y ambiente establecidos para
cada proyecto.
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Conocer, interpretar y aplicar la normativa interna de PDVSA, as como la
normativa oficial gubernamental vigente, a fin de que los proyectos sean ejecutados
dentro del marco normativo legal.
2.7.2 Organizacin del departamento
Figura 2.2. Organizacin del Departamento
2.7.3 Funciones de la gerencia de operaciones geolgicas
2.7.3.1 Operaciones de perforacin
Disear y ejecutar, con base en conocimientos tcnicos y geolgicos los
programas ptimos para seguimiento de la perforacin exploratoria, con el fin de
asegurar la informacin tcnica necesaria para los proyectos exploratorios y
prevencin de riesgos geolgicos operacionales, mediante los anlisis:
Geolgicos (Muestras de canal, correlaciones e informacin de pozos vecinos,
mapas, entre otros).
Geopresiones en tiempo Real.
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Parmetros de perforacin.
Gas y/o crudo (cromatografa, fluorescencia y corte).
Manifestaciones del pozo (Influjo, prdidas de lodo, derrumbes, pegas de tubera,
entre otras).
Todo esto con el fin de determinar cambios formacionales y asegurar los puntos
ptimos de asentamiento de los revestidores.
2.7.3.2 Seguimiento y evaluacin:
Tiene como objetivos Planificar, ejecutar y realizar seguimiento a los
programas de evaluacin y completacin de los pozos exploratorios, adems de las
pruebas conclusivas y/o extendidas necesarias; con la finalidad de caracterizar fluidos
contenidos en las rocas de los intervalos seleccionados para certificar o no de manera
inobjetable la potencialidad de los yacimientos, as como garantizar la informacin
necesaria que sirva como soporte para su delineacin y/o explotacin ptima en el
corto, mediano y largo plazo.
2.7.3.3 Diseo de Pozo
El diseo de la perforacin de pozos es un proceso sistemtico y ordenado. Este
proceso requiere que algunos aspectos se determinen antes que otros. Por ejemplo, la
prediccin de presin de fracturamiento requiere que la presin de formacin sea
determinada previamente. En base a ello se tienen las siguientes consideraciones:
Planificar y establecer, mediante la utilizacin de conocimientos tcnicos,
geolgicos, operacionales y financieros los diseos mecnicos de los pozos
exploratorios desde la Visualizacin, Conceptualizacin y Definicin (VCD)
tomando en consideracin informacin de pozos vecinos, anlisis de riesgos
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geolgicos mediante imagen ssmica, anlisis de geopresiones, anlisis geolgicos y
geomecnicos de las diferentes formaciones a perforarse hasta alcanzar el objetivo.
Establecer sinergia con la Gerencia de Proyectos y Perforacin para asegurar el
xito del pozo al menor costo, tiempo y riesgo.
Propiciar la elaboracin de programas de perforacin tomando como base la
prognosis geolgica, mapas de riesgos geolgicos y/o operacionales, entre otros.
2.7.3.4 Logstica operacional
Coordinar y supervisar las estrategias de trabajo para garantizar la logstica
necesaria para el indicio oportuno y la continuidad de las actividades relacionadas
con los estudios geolgicos y las operaciones de perforacin exploratoria, tomando en
consideracin los aspectos de higiene y ambiente, seguridad, diseo y construccin de
localizaciones, contratacin y relaciones con terceros, a fin de dar cumplimiento al
plan de negocios y exploracin.
Ejecutar, actualizar y/o orientar las estrategias de trabajo para garantizar que
las operaciones de perforacin exploratoria se realicen segn lo planificado y
sin interrupciones derivados de logstica en las operaciones que dependan de
Exploracin.
Cumplir con los objetivos de seguridad, higiene y ambiente establecidos para
cada proyecto.
Asegurar la disposicin de equipos y contratos para la perforacin
exploratoria.
Seguimiento y control del cronograma de ejecucin a fin de garantizar la
campaa exploratoria con los mejores equipos y los mejores servicios que
garanticen el control de calidad de la informacin exploratoria
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CAPTULO III
MARCO TERICO
3.1 Descripcin de las diversas actividades de la unidad de mud logging
3.1.1 Unidad mud logging
La unidad de Mud Logging, en espaol unidad de registro a travs del fluido de
perforacin; se define como un sistema Geolgico Operacional computarizado,
capaz de llevar el control de la perforacin y de la litologa. Los servicios que presta
esta unidad se usan para monitorear pozos en perforacin a fin de prevenir
arremetidas, prdidas de fluidos y otros riesgos operacionales, identificar y evaluar la
litologa perforada para correlacionar datos desde otros pozos y comunicar la
informacin apropiada en el momento justo (Orozco, 2007).
La unidad de Mud Logging est constituida de una red de equipos instalados en
lnea en el sitio del pozo, con sensores y sistemas de adquisicin de datos, de la
integracin continua como litologa atravesada, medicin de gas y su correspondiente
cromatografa, medicin de gases no deseados, deteccin de niveles petrolferos o
gasferos y la elaboracin sistematizada de los diferentes Registros, configurando y
conformando una base de datos (tiempo y profundidad) para el control y alarma en
tiempo real, en diferentes perifricos y formatos numricos y grficos, tanto de
mediciones como de los resultados de las aplicaciones de ingeniera durante la
perforacin (Figura 3.1).
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Figura 3.1 Unidad de Mud Logging (Geoservices, 2000).
Figura 3.2 Descripcin general de la unidad Mud Logging
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3.1.2 Ingeniero de datos (TDC)
Es el encargado de una de las principales funciones de la cabina, tal como lo es
el monitoreo de todos los parmetros presentes durante la perforacin, por lo que es
de gran importancia el conocer e interpretar cada uno de ellos. Es el encargado de
llevar el control de parmetros, asesoramiento al cliente y funcionamiento de la
unidad.
Figura 3.3 Ingeniero de datos (Geoservices, 2000)
3.1.3 Logger
El Logger (Gelogo de la Unidad): es el encargado de realizar el anlisis y
descripcin de las muestras de canal, llevando el control de los mismos y de eventos
resaltantes durante la perforacin (Rop, Gas, Densidad Lutita, Calcimetra, etc),
adems es el encargado de llevar la correlacin del pozo y colaborar con el
ingeniero de datos (Tdc) durante el control de los viajes de tubera y en la elaboracin
del Masterlog. El laboratorio est equipado con microscopio, fluoroscopio,
densmetro, calcmetro y reactivos.
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16
Figura 3.4 Logger, Gelogo de la Unidad
3.1.4 Sampler Catcher.
El Recolector de Muestras (Sample Catcher): es el encargado de realizar la
recoleccin, empaquetamiento, lavado y secado de los ripios cortados durante la
perforacin, desde los Shaker o zarandas (recipiente recolector), para luego ser lavado
y tamizado (mallas de 10mm, 40mm, 80mm, 200mm), posteriormente ser llevando
hacia la unidad para el anlisis respectivo, su secado, empaquetamiento de muestras
hmedas y secas, para luego ser enviadas en cajas a un deposito especial, donde el
cliente lo requiera.
Figura 3.5 Recoleccin de muestra de canal
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17
3.1.5 Sensores con los cuales debe contar una unidad de Mud Logging que
permiten realizar un eficiente seguimiento de los parmetros de perforacin
3.1.5.1 Profundidad
Decodificador de pulsos para profundidad y direccin en el eje del
Drawwork. Los pulsos enviados por el decodificador son captados por el indicador
en la Unidad de Mud Logging y son procesadas previa programacin y calibracin, lo
cual genera la seal final que proporciona el valor de la profundidad a la cual se
encuentra el hoyo en un momento determinado activa la profundidad (Figura 3.3).
Figura 3.6 Sensor de Profundidad (Geoservices, 2000).
3.1.5.2 Peso de la sarta
Transductor de presin de corriente elctrica mediante micro integrados
piezoresitivos. Permite detectar arrastre, apoyo y posible pega de la tubera durante la
perforacin, viajes o eventos de pesca (Figura 3.4).
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18
Figura 3.7 Sensor de Peso (Geoservices, 2000).
3.1.5.3 Revoluciones por minuto (RPM)
Este sensor funciona en forma de interruptor bajo el principio de inductividad.
Es colocado debajo de la mesa rotaria, censando cada una de las vueltas que dicha
mesa genera haciendo girar el Kelly o el Top drive (Figura 3.5).
Figura 3.8 Sensor de RPM (Geoservices, 2000).
3.1.5.4 Torque
La pinza de torque mide la resistencia de la formacin a ser cortada mediante el
principio de induccin de corriente (Figura 3.6).
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19
Figura 3.9 Pinza de Torque (Geoservices, 2000).
3.1.5.5 Presin de Bomba
Transductor de presin a corriente elctrica a base de micro integrados
piezoresistivos que miden la presin del fluido de perforacin en la entrada del pozo
y permite registrar en cualquier momento cada de presin para garantizar la
integridad de la sarta y el hoyo durante la perforacin (Figura 3.7).
Figura 3.10 Sensor de Presin (Geoservices, 2000).
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20
3.1.5.6 Emboladas de Bombas (EPM)
Generador de ondas magnticas para sensar emboladas o strokes bajo el
principio de Inductividad. Este sensor al estar alineado con el disco de caucho del
pistn, acciona un interruptor que puede estar normalmente abierto o cerrado
generando la seal como tren de pulsos al concentrador. Para ser mostrados en los
softwares como emboladas o strokes por minuto (Figura 3.8).
Figura 3.11 Sensor cuenta strokes (Geoservices, 2000).
3.1.5.7 Sensor de volumen
Detecta el nivel de los tanques de lodo, basado en la relacin existente entre el
sonido y el tiempo (Figura 3.9).
Figura 3.12 Sensor de volmenes (Geoservices, 2000).
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21
3.1.5.8 Gas Total
Conocida en el argot petrolero como trampa de gas, tiene como funcin
principal agitar el lodo con el fin de realizar la separacin del lodo y el gas que
retorna de la formacin (Figuras 3.10 y 3.11).
Figura 3.13 Trampa de Gas (Geoservices, 2000).
Figura 3.14 Ubicacin de la Trampa de Gas (Geoservices, 2000).
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22
Figura 3.15 Equipos de gas para la deteccin de Gas (Geoservices, 2000).
3.1.5.9 Evaluacin de presin de formacin
Segn Geoservices (2000), hay varias tcnicas de monitoreo en tiempo real
disponibles, que cuando son usadas en el ambiente apropiado, pueden predecir
efectivamente un acercamiento a zonas sobre presionadas mientras estamos
perforando. Cada tcnica puede entregar resultados un poco diferentes acordes con
las condiciones geolgicas y de perforacin. Los mejores resultados son logrados
utilizando una combinacin de lo siguiente:
1. Rata de penetracin y parmetros de perforacin.
2. Cantidad de arrastre durante las conexiones y viajes.
3. La presencia de algn relleno en el hoyo.
4. Chequeo por amago de reventn.
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23
Actualmente hace uso de los siguientes parmetros para detectar zonas sobre
presionadas mientras se est perforando:
a) Exponente D: Esta es una rata normalizada de penetracin (corregida) la cual
toma en cuenta parmetros de perforacin, rata de penetracin y el peso de
lodo. Este mtodo es confiable en lutitas y arcillas limpias; como un indicador
en limolitas y lutitas limosas montonas, en arcillas calcreas donde la
proporcin de calcita es constante. El exponente D permite establecer una lnea
de tendencia normal de compactacin, la cual se logra a travs de puntos de
lutita presurizada normalmente, representando una tendencia de compactacin
normal. Alguna desviacin hacia la izquierda de esta tendencia de subsiguientes
puntos de lutita, indican relativa baja compactacin, esto a su vez indica
sobrepresin (trazo relativo a profundidad) o incremento de la porosidad debido
a cambios litolgicos (Geoservices, 2002).
b) Cortes de ripios: La forma de los cortes, por ejemplo que sean astillosos pueden
ser usados como un indicador de secciones sobre presionadas. Cortes largos en
forma de hlice pueden ser un indicador de sobrepresin o pueden ser el
resultado de hidratacin de arcillas reactivas o hinchables (Geoservices, 2002).
c) Gas: Cambios en la cantidad de gas son fundamentales en la deteccin de zonas
de presin anormal. Un incremento en el nivel de gas (background) cuando se
encuentran en traslape lutitas compactadas normalmente, a menudo ocurren
cuando se estn perforando formaciones de baja compactacin. Esto ocurre por
varias razones: en primer lugar, hay un elevado contenido de gas en
formaciones de baja compactacin. En segundo lugar, un incremento en la rata
de penetracin resulta en un aumento en el volumen de cortes y por lo tanto,
ms gas ser liberado por unidad de tiempo (Geoservices, 2002).
-
24
Finalmente, un incremento en la cantidad de gas de background en formaciones
de baja compactacin, ocurrir debido a una cada en la presin diferencial P en el
pozo. En forma anloga, si el peso de lodo es demasiado alto puede evitar que este
gas salga de la formacin y llegue a la superficie, impidiendo su adecuada deteccin
y consecuente anlisis (Geoservices, 2002).
Cuando el pozo est adecuadamente balanceado, se pueden identificar cambios
en el nivel de gas de background en lutitas y as poder analizar cuando una zona de
baja compactacin ha sido perforada. Cuando el volumen de gas es corregido por
flujo y volumen de roca perforada (gas normalizado), puede verse que un incremento
en la rata de penetracin no es la nica causa para que ocurra algn incremento en el
nivel del gas de background. Cuando se observa un incremento en el background gas
en series arcillosas, con peso de lodo y parmetros de perforacin constantes, es a
menudo una indicacin de que la presin de formacin ha cambiado. De igual
manera, si el peso de lodo aumenta y todos los otros parmetros quedan estables,
excepto el background gas, el cual disminuye, es un indicativo de presin diferencial
(Geoservices, 2002).
Podramos notar que mientras monitoreamos el background gas, a menudo un
buen mtodo para detectar y monitorear presiones anormales, si alguna lutita de baja
compactacin no tiene gas, estos parmetros no pueden ser usados en todo sentido
(Geoservices, 2002).
3.1.5.10 Deteccin de presiones anormales
La necesidad de detectar una presin anormal de la formacin, es importante
desde el punto de vista de seguridad y econmico. El conocimiento de la presin
anormal de formacin puede reducir el riesgo de un descontrol del pozo. Mientras
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25
que manteniendo la presin hidrosttica necesaria para el control de la presin de
formacin, se reduce el costo de la perforacin de un pozo. A los fluidos de la
formacin generalmente se les llama gradiente de presin, aunque en realidad no lo
es, algunas veces es conveniente expresar una presin de gradiente a densidad. As, la
densidad del agua dulce ser de 1.00 gr / cm3 (8.33 Lb / gal), con un gradiente de
0.100 kg / cm2 / m, (0.433 psi / pie) (Geoservices, 2002).
En caso de penetrar una presin anormal, si la roca es permeable, los fluidos se
manifiestan en la columna del lodo (gas, agua salada, aceite, CO, HS, etc.), si la
roca no es permeable o es de baja permeabilidad y si la columna hidrosttica no es
suficiente para controlar la presin de la formacin, se provocaran derrumbes,
ocasionar pegaduras de tubera, falsos porcentajes en la columna litolgica, malas
condiciones del lodo y aumento en el calibre del agujero (Geoservices, 2002).
La inestabilidad del pozo puede ser causada por diferentes factores, las lutitas
pueden absorber agua cuando hay un alto filtrado, aumentar su presin de poro y
derrumbes. S el fluido de perforacin tiene poca capacidad de acarreo, ocasionar
que los cortes caigan y rellenen el agujero, observndose resistencia al meter la
tubera, friccin al sacar la tubera o aumento de torsin al estar en rotacin la sarta
(Geoservices, 2002).
3.1.11 Deteccin de presiones anormales durante la perforacin a travs de
la unidad de Mud Logging
3.1.11.1 Rata de penetracin
La rata de penetracin (ROP) es un parmetro importante en la deteccin de
zonas anormalmente presurizadas ya que su indicacin se realiza en tiempo real
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26
aunque de manera cualitativa. Cuando permanecen constante ciertos parmetros tales
como: Tipo de mecha, velocidad de rotacin, peso sobre la mecha, presin de bomba,
propiedades del lodo de perforacin, y litologa de la formacin podemos evaluar e
interpretar las presiones de formacin (Geoservices, 2002).
Con la profundidad las formaciones ofrecen ms resistencia a la compresin y
por lo tanto oposicin al corte de la mecha. Un aumento repentino de la velocidad de
penetracin (Drilling Break) mantenindose los parmetros antes mencionados
constante es indicativo de zonas anormalmente presurizadas, esto ocurre debido a que
estas zonas estn subcompactadas y se reduce la presin diferencial entre el peso de
la columna del lodo y la presin de los fluidos de formacin.
3.1.11.2 Derrumbes de lutitas
El anlisis de las lutitas en las muestras de canal, es un factor determinante en la
prediccin de zonas de presiones anormales. El tamao, la forma, y la geometra en
general son indicativos de derrumbes de las paredes del hoyo. Estos derrumbes
pueden ser el resultado de los siguientes factores:
a) Exceso de presin de los fluidos de formacin, por encima de la presin
hidrosttica.
b) Hidratacin e hinchamiento de las lutitas.
c) Erosin causada por la circulacin del fluido de perforacin, presin de
suaveo movimiento de la tubera.
Los derrumbes producidos por el factor c, pueden ser comunes en pozos
direccionales donde el ensamblaje de fondo puede colisionar contra las paredes del
hoyo (Geoservices, 2002).
-
27
Las lutitas producidas por derrumbes debido al exceso de presin de los fluidos
de formacin, los cuales producen estallido en las paredes del hoyo y poseen
caractersticas morfomtricas destacables, tales como: tamaos grandes, filosos,
astillosos y cncavos (Geoservices, 2002).
El problema de los derrumbes de lutitas producidos por presiones anormales,
cuando la columna hidrosttica est desbalanceada, es que debe ser comparativo, por
lo tanto debe asociarse con el aumento de la rata de penetracin, a altas unidades de
gas, arrastres y apoyos de la tubera de perforacin contra las paredes del hoyo
durante los viajes (Geoservices, 2002).
3.1.11.3 Arrastres y apoyos
Durante los viajes de sacada de tubera, si el peso de la misma es mayor que el
peso verdadero sumergido en lodo, significa que existe una condicin irregular y esta
se arrastra contra las paredes del hoyo debido a la reduccin del dimetro del pozo o
derrumbes que atascan el ensamblaje del fondo (Geoservices, 2002).
Estas condiciones son producidas por el desbalance de presiones entre la
columna del lodo y la presin de formacin, provocando derrumbes y reduccin del
dimetro del hoyo (Geoservices, 2002).
En el viaje de bajada analgicamente, debido a las mismas causas, el peso de la
tubera es menor cuando el ensamblaje de fondo se apoya contra las paredes del hoyo.
Estos efectos producidos durante las actividades de viajes de tubera son
causados por presiones anormales y de nuevo deben ser comparados con otros
parmetros indicadores de sobrepresin (Geoservices, 2002).
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28
3.1.11.4 Gases en el lodo
El contenido de gas en el lodo es considerado como una buena seal de entrada
de fluidos del hoyo y por consiguiente de sobrepresiones. Existen varias causas por
las cuales pueden salir los gases de la formacin:
a) Gas en lutitas el cual forma una lnea de nivel contino.
b) Gas que proviene de cuerpos de arena los cuales pueden causar cambios
repentinos en la concentracin de gas.
c) Gas provocado por suaveo durante las conexiones.
d) Gas de viaje asociado con suaveo.
e) Gas que entra al lodo debido a insuficiente peso del lodo para controlar la
presin de los fluidos de formacin.
Estas causas deben ser analizadas cuidadosamente para poder tomar una
decisin en cuanto a la determinacin de zonas presurizadas, ya que el gas presente
en el lodo corta la densidad del mismo creando un serio problema de desbalance de
presiones (Geoservices, 2002).
Es importante conocer la litologa del rea donde se perfora para asociar sta
con la salida del gas de la formacin. Las lutitas contienen gas en los espacios
porosos y determinan una lnea base continua de niveles de gas, en cambio las
areniscas pueden incrementar el gas sustancialmente causando un problema grave con
la reduccin del peso del lodo (Geoservices, 2002).
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29
El problema del gas contenido en el lodo para detectar zonas altas presiones,
radica no en el aumento de las unidades, sino ms bien en el aumento de las
tendencias con la profundidad. Este aumento en la tendencia nos da una idea
cualitativa del incremento de la presin de formacin y as poder ajustar parmetros
de perforacin para el control del pozo (Geoservices, 2002).
Cuando se realiza una conexin las bombas son paradas y el lodo permanece
esttico, al levantar se produce suaveo con la continua salida del gas de conexin. Un
aumento continuo en esta tendencia de picos de conexin es indicativo de salidas de
fluidos de la formacin y por lo tanto nos indica tambin que la presin de formacin
est aumentando (Geoservices, 2002).
3.1.11.5 Temperatura de descarga del lodo
El aumento de temperatura contra profundidad indica la existencia de un
gradiente geotermal, el cual es caracterstico para cada rea especfica. En las zonas
anormalmente presurizadas la temperatura tiende a aumentar, debido a que el agua en
exceso contenida en la roca absorbe el calor de la tierra, creando un gradiente bajo
por encima de la zona de alta presin y un gradiente alto dentro del ella (Geoservices,
2002).
La medicin de la temperatura de descarga del lodo puede ser indicativa de
zonas de altas presiones ella puede ser afectada por los siguientes factores:
Incremento en la rata de circulacin, cambios en el contenido de slidos del lodo,
dilucin del lodo de perforacin, incremento del torque de la mecha. La medicin del
diferencial de temperatura o sea entrada y salida del lodo podra eliminar la influencia
que ejercen estos factores anormales (Geoservices, 2002).
-
30
3.1.11.7 Densidad de lutitas
En las zonas de presiones anormales el contenido de agua dentro de los
pequeos y capilares poros de las lutitas es abundante, por lo tanto la medida de
densidad de los cortes de lutitas es indicativo de subcompactacin (Geoservices,
2002).
La tendencia normal de densidad de las rocas, es incremento con la
compactacin por lo tanto con la profundidad en las lutitas a medida que aumenta la
profundidad aumenta la densidad ya que se reduce el espacio poral (Geoservices,
2002).
La dificultad que representa una buena medicin de densidad de lutitas obedece
a varios factores, estos pueden ser:
1. No es precisa la medicin exacta de la profundidad de donde provienen los
cortes de lutitas.
2. El lavado y secado de las muestras ejerce influencia en los valores reales de
densidad.
3.1.11.8 Aumento de cloruros
En zonas donde la presin de formacin es igual mayor a la presin que
ejerce la columna del lodo, los fluidos de formacin entran al hoyo adicionndose al
lodo, generalmente las formaciones con presiones altas son de ambientes marinos
donde la velocidad de sedimentacin es alta por lo tanto el contenido de cloruros es
abundante (Geoservices, 2002).
-
31
Se debe tener conocimiento del tipo de lodo utilizado, as como tambin el agua
utilizada si es fresca o agua salada, para establecer el diferencial de cloruros y as
poder determinar si entra agua de formacin al pozo. Una manera continua de
registrar el contenido de cloruros es la medida de resistividad del filtrado del lodo
entrando y saliendo del sistema de circulacin (Geoservices, 2002).
3.1.12 Mtodos y anlisis de los gases en la cabina mud logging
El estudio de los gases durante la perforacin es de suma importancia, ya que
nos dan indicios del tipo de fluido presente en el espacio poroso de la formacin.
Entre los principales mtodos utilizados para el anlisis de los gases tenemos: Pixler,
tringulo, Gas ratio, etc.
El uso del analisis de la relacion de gases es una de las muchas herramientas
que han sido usadas eficientemente para la evaluacion de gas en tiempo real. Estas
relaciones generalmente comparan las cantidades relativas de los alcanos pesados
contra los livianos, diferentes relaciones corresponden a diferentes reservorios y tipos
de fluidos. El anlisis de las diferentes combinaciones de las fracciones de gas puede
llevar a la identificacin del tipo de fluido y producir otra informacin significante.
Las relaciones de gases producen estas indicaciones, destacando el aspecto que no es
fcil de encontrarlas haciendo el anlisis visual de los datos crudos de gas. Un incremento de la densidad en los hidrocarburos del reservorio lleva a un incremento
en la proporcin de las fracciones pesadas, y a que los gases asociados con otros
fluidos de hidrocarburos contienen una gran proporcin de componentes pesados.
La densidad de los hidrocarburos en el reservorio ser reflejada en la
composicin del gas obtenida en superficie; de este modo la proporcin de gases
pesados se incrementa desde el gas seco hasta el aceite pesado. Los lmites en la
desviacin de las curvas cambian con el tipo y propiedades del lodo, y de acuerdo a
-
32
las propiedades petrofsicas tales como la porosidad, la saturacin de agua etc. Es por
lo tanto necesario juzgar las diferentes secciones individualmente.
3.1.12.1 Efectos de la presin diferencial
Presin diferencial es el principal parmetro que afecta los datos de gas. La
cantidad de gas recobrado en superficie es solamente una fraccin del gas real por
unidad de volumen que se encuentra en el reservorio perforado. Adicionalmente, la
proporcin de los componentes del gas recobrado no es la misma que la real
composicin in-situ. La proporcin de los componentes del gas depende fuertemente
de la presin diferencial. Altas presiones diferenciales reducen el contenido de gas; en
particular, los componentes pesados estarn reducidos o ausentes.
Figura 3.16 Fuentes de manifestaciones de gas
-
33
3.1.12.2 Nomenclatura del gas
Gas Liberado: Gas liberado por los cortes perforados solamente.
Gas Producido: Gas que entra al hueco de las formaciones adyacentes, de las
formaciones previamente perforadas.
Gas de Fondo (BG): debido a derrumbes, hinchamiento y difusion de gas
proveniente de diferentes fuentes como gas de lutita, zonas de gas y aceite,
fracturas.
Gas Reciclado: Gas residual en el lodo, recirculado a travs del sistema de
circulacin e inyectado nuevamente al pozo.
Contaminacin gas: Gas que entra al sistema de circulacin de otra fuente
diferente a la formacin o al recicle.
Gas de background: Gas promedio o gas de fondo o gas de base.
Gas de Conexin /Gas de viaje: Gas producido por efecto del suabeo durante
una conexin o durante un viaje.
3.1.12.3 Mtodo Gas Ratio
Relacin Wetness Ratio: se basa en relacionar la densidad del gas o crudo con
el tipo de fluido presente en el yacimiento. A medida que aumenta los
componentes pesados (C3-C5) en proporcin a los componentes livianos (C1-
C2) incrementa Wh.
(3.1)
100CCCCC
CCCCWh
54321
5432
-
34
Relacin Balance Ratio: compara directamente los hidrocarburos livianos con
los hidrocarburos pesados. Balance Ratio es inversamente proporcional a
Wetness Ratio, de manera que disminuye cuando aumenta la densidad del
fluido
(3.2)
Donde:
C1: Metano (ppm)
C2: Etano (ppm)
C3: Propano (ppm)
C4: la suma de n-Butano (n-C4) y i-Butano (i-C4) (ppm)
C5: la suma de n-Pentano (n-C5) y i-Pentano (i-C5) (ppm)
RELACIN DE
EQUILIBRIO
RELACIN DE
HUMEDAD Fluido del yacimiento
Bh > 100 Gas Seco, muy liviano. Comnmente no asociado y no
productivo como el caso de metano geopresurizado.
Bh < 100 < 0.5 Posible produccin de Gas Liviano, Gas Seco.
Wh < Bh < 100 0.5 17.5 Produccin de Gas, incrementando la calidad a medida que las
curvas convergen.
Bh >> Wh 0.5 17.5 Gas Seco (Carbn).
Bh > Wh 0.5 17.5 Produccin de Gas hmedo, Gas Condensado o Petrleo de alta
gravedad, con alta GOR.
Bh > Wh 0.5 17.5 Gas liviano, Condensado.
Wh > Bh 17.5 40 Produccin de Petrleo, decreciendo su gravedad API a medida
que las curvas divergen.
Wh >> Bh 17.5 40 Bajo potencial de produccin de Petrleo de Baja Gravedad y
con baja saturacin de gas.
Wh >>> Bh > 40 Petrleo Residual, muy baja gravedad, no productivo,
usualmente con agua.
Tabla 3.1 Clasificacin de Wetness Ratio y Balance Ratio
543
21
CCC
CCBh
-
35
Character Ratio (Ch): esta relacin compara solo los componentes del
hidrocarburo ms pesados, omitiendo los componentes livianos (Metano y
Etano), y permitiendo confirmar la presencia de un fluido de hidrocarburo
denso, por lo que ayuda a diferenciar un gas muy hmedo de un crudo de alta
gravedad. La importancia de comparar estos tres compuestos radica en que C3
puede aparecer como cantidades de traza en un yacimiento de gas, pero es un
componente importante del gas hmedo o del crudo de baja gravedad. Por otra
parte, es posible que C4 y C5 no aparezcan en una zona gasfera, pero si
estarn presentes en cierta medida en gases densos o ms hmedos y mucho
ms en crudos livianos, por esta razn se establecieron ciertas condiciones
para estimar el fluido de formacin.
(3.3)
Tabla 3.2 Clasificacin Character Ratio
Ch Fluido del yacimiento
< 0.5 Se confirma la presencia de una fase de Gas Productivo,
siendo Gas Hmedo o Gas Condensado.
> 0.5 Se confirma la presencia de una fase Lquida Productiva,
de manera que el gas indicado por la relacin de humedad
est asociado al Petrleo Liviano.
-
36
Figura 3.17 Representacin esquemtica de Wetness Ratio (Wh),
Character Ratio (Ch) y Balance Ratio (Bh)
3.1.13 Carta de tiempo
La carta Data Vs. Time est conformada por los parmetros de perforacin de
mayor importancia (Altura del gancho, RPM, Torque, Presin de bombas, Peso de la
sarta, volumen en los tanques, entre otros), visualizando la misma en tiempo real.
Estos parmetros pueden ser cambiados, dependiendo de la actividad (problemas
operacionales, etc) por el personal de perforacin y/o gelogo del pozo (Geoservices,
2000).
-
37
Figura 3.18 Visualizacin de la carta de tiempo (Geoservices 2000)
3.1.14 Masterlog
Es el registro compuesto litolgico / parmetros, elaborado por la unidad de
Mud logging, por medio del muestreo y anlisis litolgico, durante la perforacin.
Figura 3.19 Registro Masterlog (Geoservices, 2000).
-
38
3.1.15 Parmetros para la descripcin de muestras
3.1.15.1 En caso de Lutitas, Limolitas
Color, forma, dureza, compactacin, caractersticas principales (calcreas,
piritcas, miccea, limosa, arenosa, glaucontica, dolomtica, fosilfera, inclusiones de
carbn), etc.
3.1.15.2 En caso de Areniscas
Color, composicin, tamao de grano, forma, dureza, esfericidad, escogimiento,
matriz, cemento, minerales accesorios, fsiles, porosidad, fluorescencia, corte, etc.
Figura 3.20 Descripcin de diferentes litologas (Geoservices, 2000).
3.1.16 Reactivos qumicos utilizados en el anlisis de las muestras de canal
3.1.16.1 cido clorhdrico (HCl 10%)
Determina presencia de carbonato de calcio en las muestras de canal. Segn sea
la intensidad de la reaccin, se pueden describir y clasificar las mismas.
-
39
3.1.16.2 Fenoltalena
Reactivo que indica presencia de cemento en la muestra. Al existir residuos de
cemento la muestra se torna de color rosado a morado.
3.1.16.3 Acetona
Determinar la existencia de fluorescencia en las muestras (Arenisca), lo cual
nos indica si existe presencia de hidrocarburos.
3.1.17 Problemas operaciones detectados por la unidad de mud logging
3.1.17.1 Prdida de circulacin
La prdida de circulacin o prdida de retorno est definida como la invasin
de los fluidos de perforacin y/o lechadas de cemento hacia la formacin. El control y
prevencin de la prdida de circulacin de los fluidos de perforacin es un problema
frecuentemente encontrado durante la perforacin de pozos de petrleo y gas.
La prdida puede ser parcial o total, es decir, se puede perder una pequea
fraccin de fluido generalmente manifestada por una disminucin gradual del nivel
del fluido de perforacin en los tanques o se puede perder el fluido de perforacin que
se encuentra en el hoyo, al desplazarse en su totalidad hacia la formacin. Otros
problemas como: colapso del hoyo, atascamiento de tubera, imposibilidad de
controlar el hoyo, prdida de tiempo durante las operaciones de perforacin, dao a
formaciones potencialmente productivas, arremetidas, reventones, derrumbe excesivo
de las formaciones y costos asociados son otros efectos que contribuyen a hacer que
el control y prevencin de la prdida de circulacin sea considerado uno de los
-
40
problemas ms importantes en la industria petrolera y uno de los sucesos que ms
afecta la estabilidad del hoyo.
La magnitud del problema plantea la necesidad de iniciar investigaciones que
relacionen todos los aspectos considerados en la prdida de circulacin, para as
determinar soluciones efectivas y evitar las horas improductivas durante las
operaciones en el taladro (Lee, 1999).
3.1.17.2 Factores que afectan la prdida de circulacin
Fracturas Naturales o Intrnsecas: son aquellas creadas por los esfuerzos
tectnicos, y los diferentes eventos geolgicos ocurridos en una determinada zona. Se
manifiestan por una discontinuidad que rompe los estratos de las rocas en bloques por
medio de grietas o fisuras que pueden permitir el paso de los fluidos que se
encuentran en el pozo solo si existe suficiente presin en el hoyo capaz de exceder la
de los fluidos de la formacin y adems el espacio creado por la fractura es tan
grande como para permitir la entrada de los fluidos con esta presin (ver Figura
3.13c).
Fracturas Creadas o Inducidas: son aquellas producidas durante las
operaciones de perforacin con el fin de estimular la formacin para mejorar la
produccin (fracturamiento hidrulico y acidificacin). Adicionalmente, muchas
fracturas han sido creadas al tratar de mantener el peso de la columna hidrosttica en
el hoyo por lo que esta operacin tambin puede crear fracturas en la formacin si se
excede la densidad necesaria para mantener las paredes del hoyo. Las fracturas
inducidas o creadas se distinguen de las fracturas naturales principalmente por el
hecho de que la prdida del fluido de perforacin hacia fracturas inducidas requieren
-
41
la imposicin de presin de una magnitud suficiente para romper o abrir una parte de
la formacin (ver Figura 3.13d).
Fracturas Cavernosas: las fracturas creadas en zonas cavernosas estn
generalmente relacionadas con formaciones volcnicas o de carbonatos (caliza y
dolomita). Cuando estas formaciones fisuradas son perforadas, la columna de fluido
de perforacin puede caer libremente a travs de la zona vaca creada por la fractura y
producir rpidamente la prdida del fluido de perforacin. Las formaciones
cavernosas se diferencian de las fracturas naturales e inducidas en que las cavernas
son probablemente el resultado de un fenmeno de disolucin de la roca, es decir
pueden aparecer durante el enfriamiento del magma o ceniza volcnica (ver Figura
3.13b).
Prdidas en Formaciones altamente Permeables o poco Consolidadas pueden
tener una permeabilidad suficientemente alta para que el fluido de perforacin invada
la matriz de la formacin, y generar as la prdida de circulacin de los fluidos del
pozo. La alta permeabilidad tambin se encuentra frecuentemente en las arenas,
grava, y formaciones que fueron arrecifes o bancos de ostras. En general para que
ocurra la prdida de fluido hacia las formaciones permeables es necesario que los
espacios intergranulares tengan suficiente tamao para permitir la entrada del fluido
de perforacin, y como en el caso de las fracturas naturales y cavernosas, es necesario
que exista una presin hidrosttica que exceda la presin de la formacin. Solo as
podr ocurrir la invasin (ver Figura 3.13a).
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42
Figura 3.21 Zonas de prdida de circulacin.
3.1.18 Pega de Tubera
La pega de tubera representa uno de los problemas de perforacin ms
comunes y ms graves. La gravedad del problema puede variar de una inconveniencia
menor que puede causar un ligero aumento de los costos, a complicaciones graves
que pueden tener resultados considerablemente negativos, tal como la prdida de la
columna de perforacin o la prdida total del pozo (Lee, 1999).
Un gran porcentaje de casos de pega de tubera terminan exigiendo que se
desve el pozo alrededor de la pega de tubera, llamada pescado, y que se perfore de
nuevo el intervalo. La prevencin y la correccin de los problemas de pega de tubera
dependen de la causa del problema. Por lo tanto, para evitar y corregir eficazmente
los problemas de pega de tubera, es importante entender las diferentes causas y
sntomas, de manera que las medidas preventivas y los tratamientos apropiados
puedan ser aplicados (Lee, 1999).
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Si la tubera se pega, ser necesario hacer todo lo posible para liberarla
rpidamente. La probabilidad de que la pega de tubera sea liberada con xito
disminuye rpidamente con el tiempo. Es crtico que la causa ms probable de un
problema de pegadura sea identificada rpidamente, ya que cada causa debe ser
corregida con diferentes medidas. Un problema de pegadura podra ser agravado
fcilmente por una reaccin inapropiada. Una evaluacin de los sucesos que
resultaron en la pegadura de la tubera indica frecuentemente la causa ms probable y
puede llevar a medidas correctivas apropiadas. En general, la tubera se pega
mecnicamente o por presin diferencial (Lee, 1999).
3.1.18.1 Pega mecnica de la tubera de perforacin
Se da por empaquetamiento y puentes causados por recortes depositados,
inestabilidad de la lutita, formaciones no consolidadas, cemento o basura en el pozo.
La otra manera de pegarse mecnicamente es por perturbaciones de la geometra del
pozo (ojos de llave, pozo por debajo del calibre, conjunto de perforacin rgido,
formaciones mviles, cavernas, rotura de la tubera de revestimiento), (Chacn, R.
2012).
3.1.18.2 Pega de la tubera de perforacin por presin diferencial.
Es causada por las fuerzas de presin diferencial de una columna de lodo sobre
balanceada que acta sobre la columna de perforacin contra un revoque depositado
en una formacin permeable (Chacn, R. 2012).
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44
3.1.19 Presin de surgencia
Tambin llamada presin de compresin, se origina cuando la sarta de
perforacin, o el revestidor se introduce en el hoyo, ocasionando que el fluido de
perforacin situado debajo de la mecha sea forzado a salir a la superficie por el
espacio anular generando as un aumento en la presin hidrosttica. Las fuerzas de
compresin (responsables de las presiones de surgencia) se crean cuando la sarta de
perforacin se baja muy rpido y el fluido no tiene tiempo de desplazarse hacia
arriba. Por otra parte, como el fluido de perforacin es ligeramente compresible, la
presin en el pozo puede aumentar y producir fractura de la formacin, falla del
revestidor o prdida del fluido de perforacin y en consecuencia, puede disminuir la
presin hidrosttica, lo cual afecta la estabilidad del hoyo (Adams, Neal. Penwell
Books, 1985).
El caso ms crtico es cuando la mecha est por encima de la zapata del ltimo
revestidor cementado debido a que la formacin expuesta por debajo del revestidor
tiene un menor margen de tolerancia sobre la presin de fractura que a mayor
profundidad, es por ello que cuando se va introducir la sarta en el hoyo es
recomendable bajarla a velocidad lenta hasta estar por debajo de la zapata, luego se
puede bajar a velocidad normal (Adams, Neal. Penwell Books, 1985).
En la Figura 3.17, se muestra el esquema mecnico del movimiento de la sarta
de perforacin que genera la presin de surgencia. La Figura 3.17a muestra como se
baja la sarta dentro del pozo antes de llegar a la zapata del ltimo revestidor
cementado. En la Figura 3.17b se muestra la sarta de perforacin una vez que ha
pasado la profundidad de la zapata. En la Figura 3.17c, se fractura la formacin en su
zona ms dbil producto de bajar la sarta a una velocidad mayor de la permitida, y
ocurre la invasin del fluido de perforacin hacia la formacin
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45
Figura 3.22 Esquema mecnico de la sarta de perforacin durante la generacin de
presin de surgencia.
3.1.20 Suabeo
Tambin conocida como presin de suabeo o de succin, se produce cuando se
saca muy rpido la tubera del hoyo, y el fluido de perforacin alrededor de la sarta de
perforacin no baja a la misma velocidad con la cual esta sube. Este efecto
disminuye la presin hidrosttica y puede originar la entrada de fluidos de la
formacin al pozo. En la Figura 3.18 se muestra el esquema mecnico del
movimiento de la sarta de perforacin que genera la presin de achique. La Figura
3.18A muestra como se extrae la sarta fuera del pozo. En la Figura
3.18Bespecficamente la resaltada con la letra b se muestra la sarta de perforacin una
vez que ha pasado la profundidad de la zapata y debido a una velocidad inadecuada se
genera una invasin de fluidos de la formacin (puntos rojos) hacia el hoyo. En la
Figura 3.18C; aumenta la invasin de los fluidos de la formacin debido a la presin
de succin generada mientras se saca la sarta de perforacin (Adams, Neal. Penwell
Books, 1985).
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Figura 3.23 Esquema mecnico de la sarta de perforacin durante la generacin de
presin de achique
3.1.21 Pruebas de laboratorio realizados en la cabina mud logging
3.1.21.1 Calcimetra
Realiza el anlisis calcmetro por medio de un instrumento el cual nos da
porcentaje de carbonatos de calcio presente en la muestra. Antes de realizar la prueba,
el equipo es calibrado; para esto se utiliza un (1) gramo de Carbonato de Calcio, el
cual es introducido en la capsula de reaccin, se agrega cido Clorhdrico al 50%. La
reaccin produce gases los cuales generan una presin que es utilizada como punto de
referencia del equipo (100%). Los resultados son mostrados en intervalos de: 1, 5 y
10 minutos. Para realizar un anlisis, las muestras previamente deben ser preparadas:
secadas, trituradas y tamizadas.
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Figura 3.24 Equipo para realizar calcmetria (Geoservices, 2000).
3.1.21.2 Densidad de Lutita
Es utilizada para conocer el grado de compactacin de las Lutitas y por ende
conocer aquellos horizontes donde pudiese existir la presencia de presiones
anormales, muy importantes de definir para la correcta perforacin del pozo. Tomar
muestras de Lutitas representativas y homogneas. Se puede realizar mediante el
Microsol y/o el desplazamiento de agua en un cilindro graduado, colocado sobre una
balanza. Las muestras son colocadas dentro del cilindro hasta desplazar 1 cc. La
densidad de Lutita (gr/cc) es el valor ledo en la balanza.
Figura 3.25 Mtodo para determinar la densidad de lutita(Geoservices, 2000).
AUTOCALCIMETRO ESCALA
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48
3.1.21.3 Fluoroscopio (UV)
Determinar la presencia de hidrocarburos en las muestras de canal (Arenisca).
Primeramente se coloca la muestra lavada sobre la luz UV del Fluoroscopio, para
detectar la fluorescencia natural, despus se coloca una gota de Acetona sobre la
muestra, observar la reaccin al corte.
Figura 3.26. Fluoroscopio (Geoservices, 2000).
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CAPITULO IV
MARCO METODOLGICO
4.1 Realizar el seguimiento geolgico y operacional del pozo J-503
Se realiz fundamentalmente con el uso de la unidad de Mud Logging; esta se
encuentra equipada de modernos equipos que nos permiten interpretar, en tiempo real
lo que sucede en el pozo durante su perforacin. Desde la cabina o unidad de Mud
Logging, se ejecutan varios procesos fundamentales que nos conducen a llevar un
seguimiento geolgico y operacional eficiente.
4.2 Examinar las muestras de ripios recolectadas durante la perforacin, a fin de
llevar el control geolgico
Durante el proceso de perforacin del pozo, las muestras de canal, se obtienen
de las mallas metlicas ubicados en las zaranda (Shale Shaker), las cuales separan el
lodo de perforacin de los cortes de la de la roca perforada POR LA mecha.
A continuacin se muestra el procedimiento para la recoleccin de las muestras:
1. Tomar las muestras del extremo de la salida de la zaranda.
2. Luego de recolectadas las muestras limpiar las salidas de la zaranda.
3. Almacenar la cantidad de muestra segn especifique el programa de la
empresa contratante del servicio, rotulndola de manera clara y legible, de la
siguiente manera: Nombre de la filial, Pozo, Intervalo.
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50
4. El proceso de tamizado es: Colocar un Set de Tamices en el siguiente orden:
(10mm, 40mm, 80mm, 200mm). Lavar las muestras con agua y/o Vassa
segn el tipo de lodo utilizado
5. Separar las muestras de los diferentes tamices proceder a lavarlos nuevamente
por separado para asegurar que queden totalmente limpias.
4.3 Monitoreo de los parmetros de la perforacin
El monitoreo de los parmetros de perforacin se realiza con el objeto de
evaluar y analizar en tiempo real el normal desenvolvimiento de las operaciones y/o
alguna situacin anormal que pueda poner en riesgo la perforacin del pozo. Desde la
unidad de Mud Logging se realiza la evaluacin cualitativa y cuantitativa de la
presin de formacin y del gradiente de fractura de la misma, adems se lleva el
control de las actividades de perforacin con ayuda de clculos y anlisis de
programas auxiliares de ingeniera: Hidrulica, Suabeo/Surgencia, Kill, Survey (hoja
de matar pozo), entre otros (Duarte, 2004).
Todo esto es posible mediante el uso de los sensores. Estos son instrumentos
electrnicos que permiten monitorear los diferentes parmetros de la perforacin
transmitiendo seales o pulsaciones por cables a la unidad de Mud Logging que son
procesadas por los sistemas computarizados de ingeniera (Duarte, 2004).
Parmetros monitoreados en la unidad de Mud Logging, para el control de la
perforacin:
1. Profundidad (BIT DEPTH): Profundidad y/o posicin de la mecha.
2. Profundidad (TOT DEPTH): Profundidad total del hoyo.
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51
3. Profundidad (TVD DEPTH): Profundidad vertical del hoyo.
4. Lag Depth: Distancia que recorre una muestra desde que es cortada hasta
llegar a la superficie.
5. Lag Time: es el tiempo que tardan los ripios en salir a la superficie.
6. Peso del gancho (WOH): Peso total de la sarta de perforacin.
7. Peso sobre la mecha (WOB): Fuerza inversa que se aplica a la sarta de
perforacin, y se transforma como peso aplicada a la mecha durante la
perforacin.
8. RPM: permite determinar las vueltas por minutos aplicadas a la mecha durante
la perforacin.
9. Torque: permite determinar los esfuerzos al rotar la sarta en el hoyo durante la
perforacin, expresado en amperios o pie por libras (pie/lbs.).
10. Presin de bombas (SPP): presin generada por la presin de flujo de las
bombas, que pasa a travs de la tubera y fluye por los chorros de la mecha.
11. Strokes: emboladas por minutos del pistn de cada bomba, necesarias para
enviar fluido al pozo (spm).
12. ROP: es la rata de perforacin o velocidad con la que se perfora, se mide en
pie por hora (pph), ROP promedio mide por cada pie de formacin perforada.
ROP instantnea que se determina por cada 0,1pies.
13. Total Gas / Cromatografa (TG): Permite determinar las manifestaciones de
gases durante la perforacin, se expresa en unidades y ppm.
14. H2S (cido Sulfrico): Determina la presencia del gas H2S, el cual puede
acumularse en las formaciones y manifestarse en la boca del pozo durante la
perforacin. Se encuentra ubicado en el distribuidor de flujo y en la Unidad, se
expresa en ppm.
15. CO2 (Dixido de carbono): Determina la presencia de sustancias altamente
corrosivas que pueden acumularse en las formaciones y manifestarse en la
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52
boca del pozo durante la perforacin, ocasionando daos a las tuberas. Se
encuentra ubicado en la salida del detector de gas.
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53
4.4 Anlisis de parmetros operacionales del pozo J-503
A continuacin en la figura 4.1 se muestra el comportamiento de los parmetros operacionales:
Figura 4.1 parmetros operacionales (PDVSA, 2013)
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54
En la figura 4.1 se muestra una correlacin entre los pozos J-496X y el J-503
empleando para ello el registro Masterlog y las curvas de los registros Gamma Ray y
Resistividad, dicha correlacin permiti corroborar el seguimiento geolgico-
operacional llevado a cabo en el pozo J-503 (actualmente en perforacin) mostrando
adems que en el intervalo 4.400' hasta +/- 8.900', los parmetros de perforacin no
presentaron ninguna variacin significativa en su trend salvo las variaciones en la
ROP como consecuencia de la presencia de intercalaciones de areniscas y calizas en
el intervalo 5.140' - 6.560'. A partir de 8.900' hasta 9.282', observ incremento de la
ROP de 25 a 40 pph, el torque increment de 6.500 a 10.500 lbs*pie, el bgg
increment de +/- 50 a 120 unidades. El Dxc decreci levemente hacia la izquierda,
indicando un leve incremento de la presin de formacin a +/- 13.7-14.1 lpg,
anteriormente se mantena en promedio de 13.5 lpg. La densidad de lutita se mantuvo
relativamente constante desde 4.400' hasta 8.580', con valores de 2,11 hasta 2,30
grs/cc con pendiente positiva, indicando compactacin normal. A partir de 8.580'
registr disminucin de 2,30 hasta 2,10 grs/cc indicando subcompactacin.
A medida que se avanz la perforacin se observ un incremento progresivo en
la tendencia de los gases, lo cual es indicativo de una disminucin del diferencial de
presin entre la presin de formacin y la densidad equivalente de circulacin (ECD),
la zona de alta conductividad se determin @ +/- 8.900 donde se observ una
variacin en los parmetros de perforacin tales como: Aumento de la ROP,
incremento de la temperatura, disminucin de la densidad de lutita, aumento de BGG,
aumento de la calcimetra, observ una leve variacin en la forma, tamao, tipo y
cantidad de recortes de ripios, disminucin del exponente D.
El intervalo (8.900- 9.282) se caracteriz por la presencia predominante de
lutitas, este intervalo se perfor con una densidad del lodo de 14,3 lpg. El BGG vari
de 20-40 unds hasta 45 - 140 unds. La Rop se mantuvo entre 15 - 25 pph (efecto de
control de parmetros), La presin de formacin estimada en 13,5 -14,1 lpg. y el
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55
gradiente de fractura oscila entre 17,1 - 17,5 lpg. Las muestras de canal de acuerdo a
sus formas, tipos y cantidad, estn acorde a los parmetros normales de perforacin.
Sin embargo a partir de 9.180 se observ trazas de derrumbe por estallido. La
densidad de lutita disminuyo a 2,08 2,13 gr/cc, indicando subcompactacin o mayor
presin. En base los cambios de parmetros de perforacin se llevaron a cabo el
asentamiento del revestidor 13 5/8 para proteger los intervalos perforados e iniciar la
siguiente fase.
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CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Conclusiones
1. Con el uso de la unidad de Mud Logging se realiz el seguimiento geolgico-
operacional del pozo J-503, en el campo Jusepn respectivamente, perforndose a
travs de la fase 17 .
2. El anlisis de las muestras de canal y los parmetros de perforacin,
permitieron describir la litologa presente a medida que se iba perforando logrando
facilitar la interpretacin geolgica operacional durante la perforacin.
3. As como el punto de asentamiento de los revestidores. El estricto control de
las evaluaciones y parmetros de perforacin, nos proporcionan la informacin
fundamental para detectar la zona de transicin en la fase 17 .
Recomendaciones
1. Las unidades de Mud Logging son de suma importancia en la perforacin de
pozos, pues a travs de estas se garantiza un total control tanto operacional como
geolgico del pozo, es por ello que se recomienda la continuidad de stas en todas las
fases de la perforacin. El monitoreo aporta datos continuos de la perforacin,
correlaciones y almacenamiento de datos muy importantes que puedan servir como
referencia para futuras perforaciones.
2. Mantener comunicacin constante, programas de informacin en reuniones
permanentes, a fin de optimizar la calidad y seguridad durante la perforacin de
futuros pozos.
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3. Realizar una continua revisin de los sensores y equipos que se estn
utilizando en la perforacin para verificar de que estos estn en ptimo
funcionamiento y as mitigar riesgos operacionales que puedan generar prdida de
tiempo y costos extras durante la perforacin.
4. Debido a que la Formacin Carapita se encuentra constituida principalmente
por lutitas hidratables, se recomienda mantener un control estricto de las propiedades
del lodo con la finalidad de evitar problemas de reduccin de las paredes del hoyo,
pega y/o empaquetamiento de la tubera durante la perforacin.
5. El cromatgrafo es una herramienta invaluable al momento de perforar pozos,
y es a travs de l que se evalan zonas prospectivas de las formaciones atravesadas,
bien sea para determinar el tipo de fluido presente en el yacimiento, identificar
contactos de gas, petrleo o agua e identificar cambios en la densidad del petrleo o
gas, por lo tanto se recomienda su correcta calibracin antes de iniciarse la
perforacin del yacimiento.
6. Continuar con el seguimiento geolgico operacional exhaustivo a fin de
obtener excelentes resultados en el logro de los objetivos propuestos durante la
planificacin de pozos exploratorios, generando importantes reservas de
hidrocarburos.
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REFERENCIAS
Adams, Neal, Penwell Books (1985). DRILLING ENGINEERING. Mxico
Duarte, Ral (2004). INTERPRETACIN DE PARAMETROS DE MUD
LOGGING. Core Service de Venezuela C.A
Geoservices (2000). MANUAL DE PROCEDIMIENTOS DE LA UNIDAD
DE MUD LOGGING. Geoservices S.A
Geoservices (2002). EVALUACIN DE PRESIONES ANORMALES.
Geoservices S.A
Geoservices (2006). MANUAL DE DESCRIPCIN DE MUESTRAS DE
CANAL . Geoservices S.A
Lee, John (1999). MANUAL DE PEGA DE TUBERIAS
Orozco, Walter (2007). CARACTERISTICAS DE LA UNIDAD DE MUD
LOGGING. Geoservices S.A
Petrleos de Venezuela S.A. (2009). Exploracin, Divisin Oriente.
PROYECTO PEP / PDD ORIENTE, RESERVAS POR DESCUBRIMIENTO, GENERADAS POR EL YACIMIENTO NARS J496
EN LA PERFORACIN DEL POZO J-496X, CAMPO JUSEPIN.
