Registros SP y Gamma Ray



Registros Spontaneous Potential (SP) y Gamma Ray

Registro SPEs un registro que mide la diferencia entre el potencial de un electrodo movible en la boca del pozo y un electrodo fijo en superficie con el fin de determinar los limites de las capas, la resistividad del agua de formación y diferenciar zonas permeables e impermeables.

La deflección puede estar a la izquierda o a la derecha dependiendo mucho de las salinidades relativas del agua de formación y el filtrado del lodo.

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Las deflecciones ocurren debido a la corriente eléctrica que fluye a través del pozo debido a la combinación de 2 fenómenos. Componente Electroquimico del SP y Componente Electrocinetico del SP.

 

Registro Gamma Ray: Este registro refleja el contenido de lutita de la formación debido a los elementos radioactivos que tienden a concentrarse en los clastos y lutitas y que en algunas regiones pueden emplearse como un indicador de lutitas. Por consiguiente el registro Gamma ray es una medición de la radioactividad natural de la formación. Los radioisotopos con una larga vida y cuyo decaimiento produce una apreciable cantidad de rayos gamma son:

  • El Potasio (K 40) se desintegra para dar Argón ( Ar 40), el cual es estable.
  • Uranio ( U 236)
  • Torio ( Th 232)

El registro gamma ray puede llevarse a cabo tanto como en pozos entubados especialmente en operaciones de workover y completación y pozos a hueco abierto.

Una de las propiedades del Gamma ray es el pasar a través de la materia, por lo que los rayos gamma experimentan colisiones sucesivas de la dispersión de Compton con los átomos de la formación, perdiendo energía con cada colisión. Finalmente, después de que el gamma ray haya perdido suficiente energía, esto es absorbido por el efecto fotoeléctrico.

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Diferencias entre el Gas Natural y El Gas Licuado de Petróleo (GLP)



Gas Licuado de Petroleo y Gas Natural

Gas Licuado de Petróleo (GLP): Es una mezcla de hidrocarburos volátiles que se encuentran principalmente formados por propano y butano, obtenidos de los líquidos del fgggggggfggas natural (condensados) o gases de refinería en el cual a temperatura normal y moderadamente alta presión es licuable y que condiciones normales de presión y temperatura esta se encuentra en estado gaseoso.

En fase vapor el GLP es más pesado que el aire. Debido a esto, el GLP puede desplazar el oxígeno y concentrarse en lugares cerrados y en partes bajas por lo que es necesario almacenarlos en lugares ventilados y abiertos. Por otro lado, en estado líquido esto es más liviano que el agua.

 

Gas Natural: Es una mezcla de hidrocarburos en estado gaseoso que está constituido principalmente de metano  y entre otros componentes tales como el dióxido de carbono, sulfuro de hidrogeno, agua , etc. Una vez extraídosdsdsdsss el gas natural de los reservorios estas sufren un proceso de separación (entre ellos la extracción del sulfuro de hidrogeno y agua) para obtener  el Gas Natural Seco (Mezcla de metano y etano) transportado a través de los gasoductos, Líquidos del gas natural (propano, butano, pentano y más pesados transportados por poliductos y otras componentes indeseables (no tienen valor comercial)

 

Otras características del GLP y el Gas Natural:

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Algunos conceptos importantes en la colocación del Casing



Colocación del Casing en el Pozo y sus Características

El número de sartas de casings y sus respectivas profundidades de asentamiento se basan en las gradientes de presión poral y de fractura. Se deben elegir las densidades del lodo para proporcionar un aceptable trip margin por encima de las esperadas presiones porales de formación. Para alcanzar la profundidad objetivo, se elige la densidad del fluido de perforación lo más alto posible con el fin de tener un control primario. (La presión hidrostática debe ser mayor a la presión de formación)

Presión de Formación: Es la presión de ejercida por los fluidos contenidos en la formación siendo perforado.

Presión Anormal de formación: son presiones de formación  dfdfffmayores a la presión de formación normal. Estos valores pueden ser mayor a 0,465 psi/ft (gradiente de presión normal).

Densidad Equivalente de Circulación (ECD): Presión ejercida sobre la formación por la presión hidrostática del fluido de perforación más las pérdidas presión de circulación anular expresados como peso de lodo

Trip Margin o Safety Margin: El trip margin o margen de viaje es añadido al peso del lodo para poder equilibrar el efecto de pistoneo producidos cuando se desplaza la sarta lo cual altera la presión en el fondo del pozo.

Kick Margin: Es el margen de presión que evita que se fracture la formación, es decir, para evitar fracturar la formación, es necesario que la presión en el fondo del pozo sea menor a la presión de fractura.

Control Primario: Ocurre cuando existe un equilibrio hidrostático en el fondo del pozo, es decir, la presión hidrostática debe ser mayor a la presión de formación.

 

Análisis del Flujo Fraccional

Análisis de Flujo Fraccional

El flujo fraccional del fluido desplazante de la fase mojante en un sistema petroleo-agua en el reservorio es la relación entre el caudal de agua y la suma de los caudales de petroleo y agua.

El análisis del flujo fraccional por el metodo de Buckley y Leverett y Welge permite que el reservorio homogéneo sea determinando, Esta técnica es aplicado a intervalos de reservorio relativamente delgado donde se asume un flujo disperso, el cual significa que no hay segregación de fluidos y las saturaciones de agua y petroleo son uniformes. Según  el gráfico la tangente que parte desde la saturación inicial del agua tiene 2 importantes características determinando la saturación del desplazamiento frontal, Swf,  y la Saturacion promedio de agua.

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Antes del breakthrough el desplazamiento es incompresible y no se produce agua, por lo que el volumen de agua inyectada es igual al volumen de petroleo recuperado. Después del breakthrough, la saturación promedio del agua en el reservorio puede incrementar con el incremento del volumen de agua inyectada hasta que el valor máximo de 1-Sor es alcanzado. Por lo tanto, se emplea el análisis de Welge para calcular la saturación de agua promedio. Esto hace uso de la curva de flujo fraccional a una saturación superior que la saturación frontal y relaciona cualquier saturación con su gradiente de flujo fraccional.  Se piensa que después del breakthrough, el extremo de la salida del sistema (pozo de producción) podría experimentar un incremento en la saturación de agua con el tiempo. En cualquier tiempo después del breakthrough, la saturación de agua a la salida es Swe y su gradiente de la curva de flujo fraccional es:

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Welge demostró que:wwwwwwwwwwwwwwwwwwwwwwwwwww

 

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Propiedades de los Fluidos del Reservorio

Propiedades de los Fluidos del Reservorio

Razón Gas-Petróleo (GOR): también conocido como la razón en solución gas-petróleo o gas disuelto y también es conocida como la solubilidad del gas.

Para Reservorios de Petróleo Negro

Rs vs Presión

 

  • En petróleos bajo saturados, el Rs es horizontal dado que no se desarrolla o libera gas dentro del reservorio.
  • En petróleos saturados hay una declinación del Rs debido a que se libera gas dentro del reservorio haciendo que quede menos gas disuelto en el petróleo.

Para Reservorios de Petróleo Volátil

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Factor de Volumen de Formación: Se define como la relación entre la suma del volumen de petroleo con el gas disuelto que deja el reservorio a condiciones de reservorio y el volumen de petroleo en el tanque de almacenamiento a condiciones estándar.

Gráficamente presenta el siguiente comportamiento:

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A medida que la presión de reservorio disminuye, el Bo incrementa ligeramente debido a la expansión del líquido o la compresibilidad de la misma. Sin embargo, a medida que se reduce por debajo del punto de burbuja, hay un incremento en la cantidad de gas liberado, por lo que hay menos gas en solución en el petróleo y en consecuencia, el Bo será menor (Existe encogimiento de los líquidos en el reservorio).