1. Tipos de Muestras que Pueden ser Tomadas en un Pozo Petrolero
1.1. Una muestra representa a el fluido que se tiene en el yacimiento, cuando se esta en presencia de un yacimiento pequeño, desde el punto de vista de espesor; sin embargo, cuando se trata de un yacimiento grande es necesaria la toma de numerosas muestras para poder caracterizar al yacimiento y el fluido que contiene
1.1.1. Muestras de Fondo
1.1.1.1. Consiste en introducir al pozo una herramienta llamada muestreador generalmente de seis pies de altura y una pulgada y media de diámetro, este posee una cámara para almacenar un volumen de 600 cm3 aproximadamente, la toma se realizará a la presión y temperatura del punto donde se haya tomada la muestra, lo más cercano a la profundidad del pozo
1.1.1.1.1. Ventajas
1.1.1.1.2. Desventajas
1.1.2. Muestras de Cabezal
1.1.2.1. Para realizar el muestreo en el cabezal del pozo se utiliza un recolector múltiple construido para recolectar las muestras en superficie, estas muestras solo pueden tomarse cuando la presión de fondo fluyente y la temperatura son mayores a la presión de saturación del yacimiento, de tal manera que el fluido se mantiene monofásico en el cabezal del pozo.
1.1.2.1.1. Ventajas
1.1.2.1.2. Desventajas
1.1.3. Muestras de Superficie
1.1.3.1. Consiste en tomar las muestras de petróleo y gas en los separadores, con las mediciones precisas de las tasas de flujo, las presiones y temperaturas del petróleo y el gas, se recombinan las muestras en el laboratorio para aproximarse a las propiedades del yacimiento
1.1.3.1.1. Ventajas
1.1.3.1.2. Desventajas
1.1.4. Nucleos
1.1.4.1. Consiste en una muestra de roca tomada del pozo a una profundidad específica, por medios especiales, preservando su estructura geológica y sus características físicoquimicas de la mejor manera posible, con la finalidad de realizar análisis petrofísicos y geológicos
1.1.4.1.1. Tipos de Nucleos
2. Análisis aplicados a las Muestras tomadas en el Proceso de Perforación de Pozos Petroleros
2.1. A partir del análisis de los núcleos, se tienen un conjunto de datos muy valiosos para los diferentes especialistas relacionados con la ingeniería petrolera, como por ejemplo la litología, porosidad, permeabilidad, interfaces petróleo-agua, gas-petróleo y saturación de fluidos
2.1.1. Porosimetría por Inyección de Mercurio
2.1.1.1. Proporciona una excelente evaluación cualitativa de la estructura de la garganta de poro de la formación para documentar cambios en las unidades litológicas o de flujo de producción dentro de un yacimiento
2.1.2. Mediciones de Presión Capilar
2.1.2.1. Conducidas por plato poroso o por ultra centrífuga caliente, proporcionan las curvas de presión capilar de Aire/Salmuera o Aceite/Salmuera para la evaluación de las saturaciones de hidrocarburo del yacimiento
2.1.3. Evaluación de Mojabilidad
2.1.3.1. Efectivamente diferencia entre mojabilidades mixtas y neutrales además de condiciones básicas de mojabilidad al agua y al aceite
2.1.4. Parámetros de la Resistividad de la Formación
2.1.4.1. Son únicos para un yacimiento específico y necesitan ser medidos en muestras de núcleo del yacimiento para permitir la evaluación exacta de los registros eléctricos de fondo para la determinación de la saturación de agua
2.1.5. Parámetros de Permeabilidad Relativa
2.1.5.1. Medidos a condiciones de presión y temperatura del yacimiento, son esenciales para que las simulaciones del yacimiento predigan reservas recuperables y evalúen el impacto económico de la inyección de agua u otros proyectos de recobro mejorado
2.1.6. Pruebas de Recuperación de la Permeabilidad Líquida
2.1.6.1. Proporcionan la evaluación más exacta de cualquier efecto perjudicial al exponer un yacimiento a fluidos extraños tales como lodo de perforación, fluidos de completamiento o workover o agua para implementar la inyección de agua
2.1.7. Pruebas de Pérdida de Lodo de Perforación
2.1.7.1. Proporcionan una evaluación exacta del control de pérdida y del daño de la formación en sistemas de lodo propuestos para aplicaciones de perforación horizontal
3. Procedimientos usados en la Evaluación de Formaciones
3.1. El equipo de toma de núcleos está diseñado para recuperar muestras de roca desde grandes profundidades en el subsuelo para estudios geológicos y petrofisicos
3.1.1. Sistema de toma de Núcleos Convencionales
3.1.1.1. Las herramientas de toma de núcleos convencionales están disponibles para cortar núcleos de diámetro desde 1.75” hasta 5.25” . Las longitudes de los núcleos pueden ser de 30, 60, 90, 120, 150, hasta 400 pies en un viaje, para formaciones masivas, uniformes y consolidadas
3.1.2. Sistema Convencional Super Resistente
3.1.2.1. Esta herramienta está diseñada para cortar núcleos hasta 5.25” de diámetro, también son especialmente atractivas en situaciones donde el tiempo de taladro es muy costoso; Este sistema de herramientas es usado para mejorar las ventajas cuando el muestreo de núcleos es de una gran longitud de formación homogénea o cuando se anticipa que habrá un torque más alto de lo normal
3.1.3. Portanúcleos con Revestimientos Internos
3.1.3.1. El uso de un portanúcleos con revestimiento interno mediante un tubo adicional tiene dos funciones primarias mejorar la calidad del núcleo proporcionando un soporte físico al material del núcleo durante las operaciones de manejo y para servir como un sistema de preservación del núcleo
3.1.4. Toma de Núcleos en pozos con Alto Angulo de Desviación o Pozos Horizontales
3.1.4.1. Pozos con radios medios entre 290 a 700 pies (88.4 a 213.4 metros) y longitudes extendidas pueden ser muestreados con sistemas de núcleos convencionales accionados desde la mesa rotaria o motores de fondo
3.1.5. Gel Coring
3.1.5.1. El gel protege a la muestra de alteraciones de su contenido de fluido y daños a la formación, minimizando el contacto del material con el fluido de perforación y los filtrados, este encapsula totalmente la muestra en el orificio con un gel y lo resguarda hasta que pueda ser sacado del pozo y transportado al laboratorio para su análisis
3.1.6. Coredrill
3.1.6.1. La extracción de muestras durante la perforación produce altos rendimientos operativos, rápidos cambios de herramientas, sin necesidad de viajes de tubería para obtener las muestras, con mínima interrupción del proceso de perforación.
3.1.7. IDGS, Sistema de Obtención de Datos en Sitio
3.1.7.1. Obtiene muestras de mayor calidad, libres de fracturas mecánicas o por sobrepresión, invasión de fluidos o pérdidas de líquido del yacimiento
3.1.8. Sistema Estándar de Cañones de Núcleos
3.1.8.1. Es la referencia de la industria para la confiabilidad y la eficiencia. Empleado para aplicaciones tales como extracción del núcleo cañón largo, que reduce los viajes
3.1.9. Heavy Duty Core Catcher
3.1.9.1. El Heavy Duty Core Catcher se ha diseñado para núcleos de media dureza, con fuerza de fracturado, o formaciones interacostadas
3.1.10. Sistema de Cierre Completo (FCS)
3.1.10.1. El sistema de cierre completo (FCS) es ideal para formaciones suaves, no consolidadas
3.1.11. Sistema de Glider
3.1.11.1. El sistema de Glider proporciona una capa de lubricante líquido no reactivo entre el núcleo y cámara de aire para evitar interferencias y proteger el núcleo de los lodos de perforación
3.1.12. Sistema Posiclose
3.1.12.1. Toma de núcleo en formación no consolidada
3.1.13. Wireline Coring
3.1.13.1. El método de recuperación de línea fija mejora considerablemente las tasas de producción en comparación con el perforación de Sonic, al no exigir la eliminación de la todo el montaje de herramientas de fondo de pozo para cada núcleo de Muestra