Curso de Mudlogging

CURSO DE MUD LOGGING Peru

INTER-LOG

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Issue : 1 Issued by : J. Coronado Reviewed by: M. Zapata Approved by : E. Casimiro Revision : 1 Date : 06 -10- 2006 Date :06-11-2006 Date : 10 Nov 2006

CURSO DE MUD LOGGING

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CONTENIDO.

Pagina. 1. Introducción. Tareas, responsabilidades en mud logging..................................................................................3 2. Introducción al sistema ALS2. 6 3. El taladro, introducción.......................................................................................................................................6 4 Mástil y subestructura 8 5 Sistema de poder...............................................................................................................................................8 6 Sistema de elevadores. 8 7. Equipo de rotación.............................................................................................................................................11 8 Equipo de circulación. 14 9. Reologia, modelos hidráulicos, tipos de lodos...................................................................................................16 10. Equipo de control de pozo. 19 11. Patada de pozo ( kick).......................................................................................................................................30 12. Sensores. 32 13. La Broca y la sarta de perforación.....................................................................................................................33 14. Viaje (tripping). 38 15. Tiempo de retorno de la muestra ( lag time ).....................................................................................................38 16. Hidráulica básica. 39 17. Equipos de detección de gas.............................................................................................................................43 18 Gas (teoría). 45 19. Revestimiento ( casing ).....................................................................................................................................45 20. Cementación. 45 21. Prueba de microfracturamiento ( leak off test )..................................................................................................45 22. Corazonamiento. 46 23. Sistema ALS2. Continuación.............................................................................................................................58 24. Sensores. Conexión. Calibración. 58 25. Asignación de los monologs..............................................................................................................................58 26. Operaciones de perforación. 59 27. Pega de tubería..................................................................................................................................................60 28. Procedimiento del muestreo geológico. 63 29. Calcimetría.........................................................................................................................................................80 30. Densidad de la lutita. 86 31. Factor lutita ( Shale factor )................................................................................................................................90 32. Solubilidad. 92 33. Descripción de muestras....................................................................................................................................92 34 Manifestaciones de aceite. 95 35. Pruebas químicas con las muestras..................................................................................................................96 36. Seminario de Seguridad. 102 37. El masterlog.......................................................................................................................................................102 38. Entrada de datos en la configuración del pozo. Transferencia del “profil.dat “ a RTM. 102


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1. INTRODUCCION. TAREAS, RESPONSABILIDADES EN MUD LOGGING. TRABAJO DEL MUD LOGGER. EL PRINCIPAL OBJETIVO DEL MUDLOGGING ES EL DE ASISTIR EN EL COMPLETAMIENTO EFICIENTE DE POZOS EXPLORATORIOS Y DE DESARROLLO PARA ACEITE Y GAS. Los Mud loggers ayudan a asegurar la eficiencia y control de costos dando al Cliente de la Compañía un récord detallado y analítico de la geología, muestras de aceite y gas, parámetros de perforación y lodo, y problemas relacionados, encontrados durante la perforación y la completación. LA PRINCIPAL RESPONSABILIDAD DEL MUD LOGGER ES LA DE REALIZAR ESTAS TAREAS EN UN TIEMPO Y DE LA MANERA MAS EXACTA. RESPONSABILIDADES CON EL CLIENTE. MONITOREO GEOLOGICO. 1. Colectar y supervisar la recolección de cortes de muestras, de las profundidades propias del tiempo de retorno y los intervalos adecuados. 2. Lavado y tamizado de muestras, dividirlas en porciones correctas y empacarlas en juegos por Cliente, socios y transporte. 3. Examinar y describir muestras de acuerdo con los estándares de la industria petrolera y las especificaciones del Cliente. 4. Evaluar muestras con manifestaciones de hidrocarburos. 5. Establecer un Masterlog exacto y comprensivo de acuerdo con el formato del Cliente. 6. Proveer a todas las partes interesadas con reportes a tiempo y regularmente basados en los datos geológicos y de perforación. 7. Notificar al personal del pozo de cualquier problema de perforación anticipado u observado relacionado con la geología. 8. Asistir en la recuperación y descripción de corazones cuando sea necesario. 9. Asistir en operaciones de prueba de pozo y muestreo cuando sea necesario. MONITOREO DEL GAS Y PARAMETROS PERFORACION. 1. Monitoreo cercano de niveles de gas, tiempo de retorno y parámetros de perforación, y reportar cualquier anomalía a las personas apropiadas, para actuar. 2. Realizar regular y frecuentemente chequeos de calibración en los instrumentos de gas. 3. Realizar mantenimientos normales y reparaciones necesarias en todos los equipos, particularmente sensores, y reportar daños inmediatamente a las personas apropiadas. 4. Hacer las anotaciones diariamente en las cartas de instrumentos clara y correctamente, y organizarlas para el uso posterior del Cliente. 5. Asistir al Cliente en el control de las operaciones de perforación, con lo mejor de las habilidades del Mud Logger. REPORTES. 1. Actualizar todos los registros requeridos por el Cliente en una base de datos diaria. 2. Presentar diariamente los reportes concernientes a los parámetros de perforación y geológicos a los representantes del Cliente, así como también cualquier otro reporte o documento requerido. COMPORTAMIENTO. 1. Este consciente de las regulaciones de seguridad y procedimientos especificados por el Cliente, Interlog y las autoridades de seguridad respectivas: respete las regulaciones de seguridad en todas las circunstancias. 2. Asegúrese de que personal calificado de Inter-Log este siempre presente en la Unidad de Mud Logging durante todas las operaciones del pozo. 3. Mantener en mente el concepto básico de servicio; asegúrese de que todas las tareas realizadas para el Cliente satisfagan o excedan los estándares del Cliente. 4. Recordar que la satisfacción del Cliente no es únicamente una función del servicio mismo, si no también en la forma que es dado. Las relaciones humanas son una parte esencial del trabajo. INTRODUCCION AL TRABAJO DE INGENIERIA DE DATOS. LA INGENIERIA DE ALS ES UN ASPECTO DEL MUD LOGGING. EL PRINCIPAL OBJETIVO DEL MUDLOGGING ES EL DE ASISTIR EN EL COMPLETAMIENTO EFICIENTE DE POZOS EXPLORATORIOS Y


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DE DESARROLLO PARA ACEITE Y GAS. La ingeniería de ALS ayuda a asegurar eficacia y control de costos dotando a la Compañía Cliente con interpretación detallada y análisis de: Geología. Muestras de Gas y Aceite. Parámetros de perforación. Parámetros de Presión. Hidráulica. Costo del Pozo. Además, el ingeniero de ALS realiza reportes detallados diarios y finales basados en los datos adquiridos durante la perforación. LA PRINCIPAL RESPONSABILIDAD DEL INGENIERO DE ALS ES LA DE REALIZAR ESTAS TAREAS A TIEMPO Y DE UNA FORMA PRECISA. RESPONSABILIDADES DEL INGENIERO ALS CON EL CLIENTE. GENERAL. 1. Entender y monitorear permanentemente todas las operaciones en el pozo. 2. Información y consejo disponible al Cliente sobre las condiciones del pozo durante todas las operaciones relacionadas con la perforación del pozo. 3. Asegurarse de que todo el equipo de Mud Logging este funcionando adecuadamente, y que los Mud Loggers realicen todo el mantenimiento necesario. 4. Chequear y verificar la calibración de sensores e instrumentos en los intervalos especificados con los documentos técnicos pertinentes. 5. Manejar la base de datos del pozo, asegurar la calidad y la integridad de los datos del pozo. 6. Mantener un conocimiento personal de las técnicas actuales para la interpretación de los datos del pozo. 7. Cuando sea necesario, ayudar al personal del pozo a entender y usar la interpretación de datos dada por Inter-Log. 8. Usar el conocimiento personal y la experiencia en pozos para mejorar la calidad del servicio de Mud Logging. MONITOREO GEOLOGICO. 1. Supervisar y si es necesario ayudar a los Mud Loggers en el desarrollo de las tareas de monitoreo Geológico. 2.Diseñar y producir un Masterlog generado por computador, con las especificaciones requeridas por el Cliente. 3.Entender y usar análisis rápidos de registros eléctricos (wireline) y cartas de MWD, como el Cliente lo requiera. DETECCCION DE GASES Y MONITOREO DE PARAMETROS DE PERFORACION. 1. Supervisar y si es necesario ayudar a los Mud Loggers en la detección de gases y en el monitoreo de los parámetros de perforación. 2. Diseñar y producir registros de gas generados por computador, con las especificaciones y requerimientos del Cliente. 3. Usar los métodos de interpretación de gas dados por Inter-Log y por el Cliente para evaluar la calidad de los reservorios y rocas fuente. PARAMETROS DE PRESION - CONTROL DE POZO. 1. Confirmar o ajustar las presiones de fluidos de formación estimadas (hechos por el Cliente durante la fase de planeamiento del pozo) por correlación con los valores obtenidos durante la perforación. 2. Confirmar o ajustar la resistencia a la fractura de la formación estimada (hechos por el Cliente durante la fase de planeación del pozo), usando valores obtenidos durante la perforación. 3. Ayudar al personal del pozo a determinar las densidades del lodo requeridas para el control primario del pozo. 4. Mantener el control primario del pozo anticipando los desequilibrios de presión, cuando sea posible. 5. Cuando sea necesario, asistir al personal del pozo en determinar el mejor procedimiento y la densidad de fluido requerida para un control secundario del pozo (control de Patada). HIDRAULICAS. 1. Monitorear y grabar la reología del fluido de perforación y parámetros de bombeo, diariamente y cuando los valores cambien. 2. Hacer resúmenes de la hidráulica actual del hueco (diariamente y cuando el Cliente lo requiera), usando el modelo de circulación apropiados para las condiciones del pozo.


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3. Optimizar el planeamiento hidráulico hecho por el Cliente, para mejorar la rata de penetración durante la siguiente perforación. COSTOS DEL POZO. 1. Monitorear y grabar los parámetros mecánicos de perforación. 2. Hacer resúmenes del costo de perforación por cada corrida de broca, y cuando sea requerido por el Cliente. 3. Cuando sea posible, ayudar al Cliente a optimizar los parámetros mecánicos de perforación para mejorar la rata de penetración y reducir los costos de perforación. OTRAS OPERACIONES. 1. Aplicar los recursos de Inter-Log y el conocimiento del personal para asegurar una eficiente ejecución de las operaciones de pozo, incluyendo las operaciones de revestimiento y cementación, perforación direccional, pruebas de evaluación del pozo y operaciones de pesca y remedio. 2. Recordar que la satisfacción del Cliente no es solamente una función del servicio mismo, pero también de la forma en que el servicio es dado. Las relaciones humanas son una parte esencial del trabajo. 3. Estar consciente de las regulaciones y procedimientos de seguridad, como las especificadas por el Cliente, Inter-Log, y autoridades relacionadas con la seguridad. Respetar las regulaciones de seguridad y asegurar que todos los miembros del equipo de Mud logging hagan lo mismo. 4. Organizar el grupo de Mud Logging para obtener una optima calidad en el servicio. 5. Conocer exactamente los términos del contrato de servicio con el Cliente, estar preparado para resolver cualquier problema concerniente a los equipos y servicios contratados. 6. Estar preparado para suministrar al Cliente con información técnica concerniente al equipo y los procesos usados en Inter-Log Mud Logging, como también cualquier otra información requerida por el cliente. 7. Los datos del pozo son propiedad del Cliente. No entregar datos del pozo a nadie sin una autorización escrita del Cliente. Al finalizar el pozo, entregar todos los datos del pozo, original y copias, al jefe de base de Inter-Log o al Cliente, como el Cliente lo indique. REPORTES. 1. Actualizar todos los registros, impresiones y gráficos requeridos por el Cliente, diariamente y cuando se necesite. 2. Presentar reportes diariamente (Geología, Presiones, Hidráulicas, Desviación) al representante del Cliente, en el tiempo preciso especificado por el Cliente. 3. Proveer cualquier otro reporte o documento basado en los datos del pozo, cuando sea requerido por el Cliente. 4. Diseñar y producir registros compuestos basados en Mud logging, registros eléctricos y datos de MWD, cuando sean contratados por el Cliente. 5. Preparar un documento del reporte final completo, preciso y confiable, con las especificaciones y formatos del Cliente, para entregar al Cliente en 7 días después de terminada la perforación. FORMATOS COMUNES EN UNA UNIDAD DE MUD LOGGING. Estos son algunos de los formatos más usados, aunque estos cambian según la Compañía Operadora. • REPORTE DE INGENIERIA. • RECORD DE LA BROCA. • HIDRAULICAS DE LA BROCA. • DATOS DEL LODO. • DATOS DE DESVIACION. • REPORTE DE CEMENTACION. • LISTA DE REVESTIMIENTO. • DATO DE PROFUNDIDAD DE MEDIA NOCHE. • CURVA DE PROGRESO.( DIAS VS PROFUNDIDAD) • ANALISIS DE TIEMPO. • TALLY BOOK. • HISTORIA DEL POZO. • SECCIONES RIMADAS. • SECCIONES DE RIMADO ATRAS. (BACKREAMING). • SECCIONES DE ARRASTRE Y SOBRE TENSION. • PUNTOS DE HUECO APRETADO. • PUNTOS DE PEGA DE TUBERÍA. • PUNTOS DE PERDIDA DE LODO.


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• PUNTOS DE PATADA. (KICK POINTS). • REPORTES GEOLOGICOS. • MUESTRAS DE ACEITE. • MUESTRAS DE GAS. • GAS DE VIAJE. • GAS DE CONECCION. • GAS DE SUABEO. • TOPES DE FORMACIONES. • DESCRIPCION DE MUESTRAS. • HOJA DE VIAJE.

. 2.INTRODUCCION AL SISTEMA ALS.

ALS2. CODIGOS DE EQUIPOS. ALS 2. NIVEL 1. ALS2. NIVEL 2. ALS2. NIVEL 3. ALS2. NIVEL 4.(MULTIUSUARIO) ALS2.NIVEL 5.(MULTIUSUARIO).

3. EL TALADRO, INTRODUCCION. Casi todos los taladros empleados en la perforación de campos petroleros usan el método de la rotaria, en el cual tubería de perforación con una broca en la punta es rotada desde superficie para hacer el hueco. Los taladros vienen en diferentes tamaños y tipos, de acuerdo con la profundidad máxima y la capacidad máxima de carga que se requieran para el pozo. Todos los taladros de perforación por rotación tienen en general los mismos componentes, y se pueden dividir así: 1. El mástil y la subestructura. 2. El sistema de alimentación. 3. El sistema de elevadores. 4. El sistema de rotación. 5. El sistema de circulación. 6. El sistema de control de pozo.


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4. MASTIL Y SUBESTRUCTURA

Los taladros de plataforma permanecen ensamblados más o menos permanentemente, y las preparaciones para la perforación toman relativamente poco tiempo. En tierra el taladro, usualmente, debe ser armado cada vez que se va a perforar nuevo un pozo. Este proceso es conocido como Rig up (montaje). Primero la subestructura es traída y ensamblada sobre el contrapozo, la cual descansa directamente en la tierra. La subestructura soporta la Mástil o torre , la tubería que será usada para perforar el hueco y los malacates (drawworks), que son las máquinas usadas para levantar y bajar la sarta de perforación en el hueco. Algunas veces, dependiendo en el diseño, los motores para la energía de la maquinaria del taladro son también colocados en la subestructura; posteriormente, con la subestructura ensamblada y con los malacates y motores en su lugar, el siguiente paso es levantar la torre. El mástil soporta todo el equipo de elevadores, y también tiene la importante función de proveer el espacio para almacenar la tubería, lo que hace más fácil y rápidas las operaciones de viajes, ya que no toca desenroscar y enroscar todos los tubos sino que se hace por cada tres tubos y se encarrilan en la torre. La unión de tres tubos se conoce con el nombre de parada o stand.

5. SISTEMA DE PODER

Prácticamente todo rig usa máquinas de combustión interna de diesel como fuente primaria de poder, Dependiendo de la capacidad del taladro un taladro puede tener de uno a cuatro motores, cada uno de los cuales pueden generar hasta 3000 caballos de fuerza. Los motores se encargan de mover le sistema de rotación, sistema de elevadores, sistema de circulación.

6. SISTEMA DE ELEVADORES.

El sistema de levantamiento está compuesto por el draworks (malacate), la torre o mástil, la corona, el bloque viajero y un cable de alta resistencia (línea de perforación). 1. DESCRIPCION DEL EQUIPO. Draworks. Es básicamente un winche grande. Este consiste en un tambor giratorio alrededor del cual el cable de perforación es enrollado o desenrollado. Un freno principal permite al perforador controlar el movimiento hacia abajo de la tubería sin necesidad de mantener el poder en el drawork; también poseen un freno hidráulico, el cual ayuda a absorber el momento creado cuando se saca o se mete. El taladro también cuenta con malacates hidráulicos de menor tamaño, los cuales son utilizados para tareas auxiliares. La línea de perforación esta hecho de cable que generalmente va desde 1” 1/8 a 1”1/2 de diámetro y están diseñados para soportar grandes cargas. Durante el montaje el cable de perforación debe atravesar el sistema de elevadores. El primer paso es subir el cable de la línea de perforación tomando el final del cable del carrete proveedor y levantar el final hasta el tope de la torre, donde una enorme polea múltiple esta instalada. Este gran juego de poleas es llamado el bloque de la corona. Las poleas son llamadas sheaves. El cable es además pasado a travez de otro juego de poleas instaladas en el bloque viajero, Esta línea es una sola pieza, y pasa varias veces sobre las poleas del bloque viajero y de la corona, el efecto es como si fueran varias líneas. El número de líneas (usualmente 8, 10, o 12) dependiendo de cuanto peso debe de soportar. El final de la línea que corre desde la corona hasta abajo del carretel proveedor es asegurado. Esta parte de la línea es llamada la línea muerta, porque está asegurada en el lugar y no se mueve durante la operación normal.


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2. INTRODUCCION DE SENSORES. • PESO EN EL GANCHO (WOH). • DRAWORK. • KELLY Y HEAVE 3. MEDICION DE PARAMETROS. • (WOH - WOB) WOH SENSOR. • Determinación del punto muerto. 4. MEDIDA DE LA PROFUNDIDAD. • POSICION DEL GANCHO. • VELOCIDAD DEL GANCHO. • POSICION DE LA BROCA. • PRFUNDIDAD (PROFUNDIDAD DE LA BROCA - PROFUNDIDAD TOTAL). • EN CUÑAS / ESTADO DE FUERA DE FONDO. • RATA DE PENETRACION.. Rata de penetración real, para efectuar promedios: minutos por pie. Rata de penetración proyectada: pies por hora.


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7. EQUIPO DE ROTACION.

1. DESCRIPCION DEL EQUIPO. El sistema más común de equipos de rotación, de arriba a abajo, consiste en un aparato conocido como swivel, una pieza corta de tubería llamada kelly, mesa rotária, tubería de perforación, y la broca. Los taladros más grandes y modernos, sin embargo, están reemplazando gradualmente el sistema de kelly/mesa rotária con uno llamado “top drive” el cual tiene ciertos beneficios en perforación. SWIVEL. La swivel provee un sello presurizado rotante y una vía de paso para que el fluido de perforación sea bombeado hacia el hueco por dentro de la tubería de perforación. La swivel tiene una manija grande, similar ala manija de un valde pero más grande, la cual se adapta dentro del gancho en la parte baja del bloque viajero. La manguera rotante (kelly or rotating hose) está unida a un lado de la swivel por medio de un cuello de Ganso; es a través de esta manguera que el lodo entra a la swivel. LA KELLY Y LA MESA ROTARIA Inmediatamente debajo de la rotaria esta unida una pieza de tubería cuadrada o hexagonal llamada la kelly. La kelly, como la swivel, es también una unidad por la cual pasa el lodo es bombeado en su camino al fondo. La razón por la cual la kelly tenga cuatro o seis lados es porque esto sirve como para transferir movimiento de rotación a la sarta de perforación. La kelly ajusta dentro de una abertura cuadrada o hexagonal en un aparato llamado kelly bushing. El kelly bushing, a su vez, ajusta dentro de la parte central de la mesa rotaria llamada master bushing. Cuando el master buhsing rota transmite el movimiento a toda la sarta de perforación. La mesa rotaria, es impulsada por un motor eléctrico. En contraste con el sistema de Kelly, un Top Drive hace rotar la tubería por medio de un mecanismo que esta unido directamente al gancho. El Top drive reduce el tiempo gastado en conexiones, ya que una parada(3 tubos) puede ser perforada al tiempo en vez de tubo por tubo. Además, el uso del top drive reduce el chance de pega de tubería permitiendo al perforador rotar la tubería mientras se mueve arriba o abajo, lo que no puede ser hecho fácilmente con un sistema de kelly. TOP DRIVE (POWER SWIVEL) EQUIPO DE MANEJO DE TUBERÍA El master bushing esta diseñado para aceptar diferentes tipos de cuñas. Un set de cuñas es un aparato en forma cónica alineado con una serie de elementos fuertes en forma de diente, que cuando son colocados al rededor de la tubería, la mantiene suspendida cuando la kelly o el top drive son desconectados. Durante un viaje, la kelly es guardada en un hueco localizado en la mesa de perforación, llamado el rathole. Hay otro hueco en la mesa rotaria llamado el ratón (mousehole) donde se guarda el siguiente tubo que debe ser adicionada a la sarta de perforación. Elevadores: Son abrazaderas que se aseguran alrededor del tope de un tubo. Son usados durante viajes y le permiten al perforador el levantar o bajar la tubería sin tener que conectar de tubería enroscando. Los elevadores son cambiados de posición cuando kelly esta fija al bloque de viaje. Tenazas son unas llaves de tubo grandes usadas por el grupo de perforación para enroscar y desenroscar la tubería. Se necesitan dos tenazas para hacer este trabajo. Winches operadas con aire, hay dos o tres en la mesa de perforación y son usados para levantar herramientas, tubos, personal, etc. Durante un viaje, el encuellador sube a la torre, y se para sobre una pequeña plataforma llamada la plataforma del mico monkeyboard, allí también se puede encarrilar toda la tubería en una plataforma que posee una serie de barras en forma de dedos. 2. SENSORES INTRODUCCION. RPM. TORQUE (HIDRAULICO / ELECTRICO).


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8. EQUIPO DE CIRCULACION. Debido a que hasta el más simple lodo de perforación base agua es muy caro, se mantiene circulando en un sistema cerrado para reutilizarlo tanto como sea posible. 1.EL EQUIPO. PISCINAS Tanque de viaje (Trip Tank): usado para monitorear el correcto llenado del hueco durante la sacada de tubería o el correcto desplazamiento de la tubería durante la metida de tubería. Trampa de arena (Sand Trap): Es la primera piscina después de los shale shakers. Tanque intermedio. Piscina de succión: Conectadas directamente a las bombas de lodo. Piscina de mezcla: O tanque de la píldora. BOMBAS. Dos o tres bombas de lodo grandes suministran la suficiente fuerza hidráulica para que el lodo sea circulado a través del sistema. Hay bombas dúplex doble acción (dos cilindros) o triplex (tres cilindros). Se prefieren las bombas triplex por su alta eficiencia. STAND PIPE / HOSE. Las bombas toman el lodo de la piscina de succión y lo envían al standpipe por la línea de descarga al standpipe. El standpipe es un tubo de acero montado verticalmente a un lado de la torre. El lodo es bombeado hacia arriba del standpipe hasta una manguera flexible, muy fuerte llamada rotary hose o kelly hose la cual esta conectada con la swivel. El lodo entra por la swivel y pasa a través de la kelly, el drill pipe y drill collars, luego sale a través de los jets de la broca. Entonces el lodo hace una “U” retornando a través del anular, que es el espacio entre la tubería y las paredes del hueco. La cantidad de tiempo que toma el lodo en regresar a la superficie se denomina lag time, y varia con la profundidad del hueco y con el cambio de la rata de flujo. Finalmente el lodo sale del hueco por una tubería acerada llamada flow line, cae hacia los shale shakers que son unos aparatos vibradores y con mallas que separan los cortes del lodo; el lodo regresa a las piscinas para continuar con el ciclo. SWIVEL. KELLY. 2. CONTROL DE SOLIDOS. Shale shakers. Como cualquier otro que alguna vez haya recolectado una muestra de corte sabe que, los shale shakers separan los cortes perforados y otros sólidos gruesos. Los shale shakers consisten de una, dos o hasta tres capas de mallas de metal, montadas en un marco de acero sobre bloques aisladores de caucho. Un motor eléctrico impulsa un eje excéntrico que hace vibrar todo el ensamblaje. La malla filtra los cortes grandes perforados y los derrumbes, mientras que el lodo, las arenas finas, sedimentos y sólidos dispersos pasan a un tanque de lodo localizado debajo. Los siguientes equipos se encargan de extraer los sólidos suspendidos en el lodo y que son muy finos para poder ser eliminados en los shale shakers. Desilters. Desanders Limpiadores de lodo.(mud cleaners). Desanders, Desilters y Mud cleaners son aparatos similares que usan el principio de hidrociclón para extraer sólidos del lodo. Hidrociclone es un contenedor con forma de embudo, montado verticalmente con el terminado estrecho hacia abajo. El fluido entra de un lado, cerca del tope del embudo. La inyección lateral hace que el fluido baje en forma espiral, generando una fuerza centrífuga que empuja los sólidos hacia afuera de la corriente. Centrífuga. Remueve los sólidos por fuerzas centrífugas, como los hidrociclones. En estos casos, una cámara de fluido rotante a alta velocidad provee la fuerza necesaria. Las centrifugas remueven sólidos abajo de 4-5 micrones en tamaño; su principal uso es el de recobrar barita, o para reducir la viscosidad del lodo separando sólidos ultrafinos o coloidales.


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Separador Lodo-Gas. Usualmente consiste en un trayecto de tubería de gran diámetro, que contiene deflectores internos en el trayecto de circulación del lodo y el gas. La degasificación toma lugar cuando el lodo fluye en capas delgadas sobre los deflectores. El separador es instalado verticalmente; la solución lodo-gas entra cerca del tope y el lodo degasificado sale por el fondo. El descargue del lodo se hace por un sifón adecuado, para permitir que el lodo fluya en la piscina del shaker mientras se mantiene un sello de fluido para prevenir que el gas salga con el lodo. El gas recobrado circula a través de tuberías de gran diámetro en el tope del separador, y es llevado a una distancia segura lejos del taladro para descarga o quema. Degasificador al vacío. Vacuum degasser consiste en un contenedor de acero a presión instalado verticalmente o horizontalmente, y adecuado con deflectores internos, como también un separador de lodo-gas. Una bomba al vacío que es instalada en el exterior mantiene una presión negativa en el contenedor, para promover la degasificación cuando el lodo pasa a través de los deflectores, en capas delgadas. Un motor hidráulico saca el lodo a través del fondo del descargador del desgasificador, a pesar de la presión interna negativa. Un degasificador centrifugo consiste en una bomba sumergida instalada dentro de una de las piscinas de lodo. La bomba agita la solución de lodo-gas dentro de una tubería más alta que descarga contra un disco de un tanque atomizador circular pequeño. Cuando el lodo golpea el disco el gas es separado, mientras que el lodo fluye abajo para descargarse a través de una piscina de lodos adyacente Agitadores y Pistolas de lodo. Usados para mantener el lodo bien mezclado en las piscinas. Mezclador Hopper. Es simplemente un aparato, con forma de embudo grande usado cuando se adicionan sólidos como arcilla y barita al lodo. 3. SENSORES ASOCIADOS. NIVELES DE PISCINA GOLPES DE BOMBA SPM. PRESION SPP.

9.REOLOGIA, MODELOS HIDRAULICOS, TIPOS DE LODOS.

REOLOGIA: MODELOS HIDRAULICOS. TIPOS DE LODOS.

EQUIPO DE CONTROL DE POZO (WELLHEAD EQUIPMENT). 1.DESCRIPCION. El equipo de superficie para el control de pozo (FIG 1) consiste de los siguientes componentes principalmente: 1. Preventora de reventones: (preventoras, BOP´S) usualmente montada en un conjunto que incluye las preventoras del anular y tipo ram, para cerrar el pozo en contra de la presión. 2. Drilling Spool: es un accesorio para unir el choke de alta presión y la línea de matar el pozo, para la circulación con las BOP’s cerradas. 3. Cabeza del casing, (Casing Head). soldado al primer tubo del revestimiento corrido en el hueco, para proveer apoyo y un sello de presión para el conjunto de BOP y los futuros revestimientos. 4. Válvulas Múltiples (Choke Manifol): para controlar el flujo de los fluidos producidos y enrutarlos al separador, quemador, piscina o tanque almacenador. 5. Válvula flotadora y/o Preventora interior de reventones (Kelly Cock, Float Valve, Inside Blowout


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Preventor), , para prevenir el regreso del flujo a través de la sarta de perforación. El equipo de control de pozos para un pozo dado debe ser capaz de manejar confiablemente las máximas presiones de superficie que pueden concebiblemente ocurrir durante la perforación del pozo. Muchos taladros mantienen varios juegos de equipos para el control de pozos de diferentes tamaños y rangos de presión. El rango de presión más alto anunciado por los fabricantes de equipos de control de pozos es 20000 psi ( aprox 1379 bares), Los pozos de Alta presión, Alta temperatura (HPHT) (notorios en el Mar del Norte) ahora solicitan rutinariamente equipos de control de pozo del rango de las 15000 psi (aprox. 1034 bares). Arreglo del conjunto de las BOP. El típico conjunto de BOP (Fig 2), del tope al fondo, consiste de: * El acople de la campana y la línea de flujo, para el retorno del lodo durante una circulación normal. * Una preventora del anular. * Uno o más juegos de preventoras de tipo-ram. * Drilling Spool * Un juego adicional de preventoras tipo-ram. * La cabeza del revestimiento. El drilling spool incluye dos adaptadores para lineas de alta presión de circulación. *La línea para matar (Kill line), usada para bombear lodo dentro del anular, evitando el uso de la Kelly y de la sarta de perforación. * La línea de choke (algunas veces llamada líneas de desvío o línea de flujo), para dar una salida de los fluidos cuando el pozo esta cerrado. Preventoras del Anular (Annular preventers) Excepto para algunas perforaciones superficiales, todas las fases de perforación usan juegos múltiples de preventoras de reventón, arregladas en línea. Usualmente la BOP superior en la línea es una preventora anular (o tipo bolsa). Una preventora anular (Fig. 3) consiste de un anillo, o empaque, de caucho sintético metido entre los elementos de compresión superiores e inferiores de acero. Para operar la preventora, el operador de BOP aplica una presión hidráulica a un pistón que comprime el empaque de caucho. La compresión aprieta el empaque contra la pared del hueco del pozo. Si la tubería esta dentro del hueco, el empaque toma la forma de la tubería y sella el anular. Algunas preventoras de anular pueden sellar un hueco abierto si es necesario.


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Arreglo típico de las Preventoras.

Los fabricantes de BOP clasifican las preventoras anulares por su presión de trabajo, la máxima presión para una operación confiable a largo termino. Las presiones de operación para las preventoras anulares incluyen 2000,5000 y 10000 psi (Aprox, 138, 345 y 689 bares).Las preventoras anulares son mecanismos multipropósito de cierre porque estos cerraran todo tipo de formas y tamaños de herramientas de perforación. Preventoras ram Las preventoras ram consisten de dos empaques de caucho montados opuestamente cada uno en rams hidráulicas (Fig 4-3b). La configuración exacta de los empaques depende de la aplicación deseada para las rams. Las rams de las tuberías usan elementos de empaques con cortes semicirculares que encajan con el diámetro externo de una tubería de perforación específica en uso. Si las condiciones de perforación requieren un cambio en el tamaño de la tubería de perforación, el grupo de perforación debe instalar pipe rams que encajen en la tubería nueva. Si la sarta de perforación requiere más de un diámetro de tubería, la línea BOP debe tener más de un juego de pipe rams. Blind rams (rams ciegas) contiene unos elementos de empaque que se asientan firmemente uno contra el otro cuando se cierran, sellando el pozo. El operador de BOP usa las Blind rams para cerrar el pozo únicamente cuando no hay tubería en el hueco. El sistema de cierre hidráulico es lo suficientemente poderoso que las blind rams pueden aplastar la tubería. Cerrar las blind rams sobre la tubería de perforación dañara los elementos de empaque, estropeando el sello de presión. Shear rams, (rams de corte) no son usadas en todas líneas de BOP, usa unos elementos de empaque que tienen unas cuchillas de acero que pueden cortar la tubería de perforación cuando las rams se cierren. Al cortar la tubería la sarta de perforación cae dentro del hueco. Esto complica el control de pozo, ya que no es posible circular, y los resultados son un trabajo posterior de pesca o el abandono del hueco. Shear rams son equipos de ultimo recurso, usadas únicamente en casos de emergencia extrema. Las preventoras de tipo-ram , aunque están limitadas a condiciones especificas del hueco del pozo, trabajan bajo presiones más altas que las preventoras anulares más versátiles. Las presiones de trabajo para las preventoras tipo-ram incluyen: * 2000 psi (aprox.138 bares) * 5000 psi (aprox. 345 bares) * 10000 psi (aprox. 689 bares) * 15000 psi (aprox.1034 bares) El arreglo preciso de las rams y de los drilling spool depende en la practica preferida de la compañía petrolera operadora. Si la estructura únicamente contiene dos juegos de rams, la mayoría de las compañías escogen un juego de pipe rams y otro juego de blind rams. Con tres juegos de rams en la estructura, la compañía operadora puede escoger un juego de shear rams o un juego extra de pipe rams. Algunas líneas (especialmente para aplicaciones submarinas o de presión muy altas) contienen cuatro o más juegos de rams. Compañías operadoras en practica pueden requerir uno o más juegos de rams por debajo del drilling spool, o requerir que todas las rams estén encima del drilling spool. No existen arreglos perfectos. Si el drilling spool esta al fondo de la estructura, una fuga en el spool o línea de choke resultará en una perdida del control del pozo. Si las rams están debajo del drilling spool, el cierre de las rams previene la circulación atraves del choke y las líneas de matar el pozo. La cabeza del casing soporta toda la estructura e incluye accesorios para colgar otros revestimientos dentro de esta. La cabeza del revestimiento también incluye conexiones para sensores de presión que monitorean el anular de cada revestimiento en el hueco. Ocasionalmente, un trabajo de cementación de calidad pobre puede permitir que presiones de abajo del hueco alcancen a la cabeza del revestimiento. La comunicación de la presión detrás del revestimiento requiere un control de pozo secundario, tal como un kick en el hueco abierto.


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Componentes de las Preventoras

Los ingenieros TDC/ALS deben consultar el plan del pozo para aprender el arreglo de las BOP en cada cambio de fase de perforación. Sistema de Control de BOP. Los sistemas hidráulicos proveen las fuerzas de cierre para ambos BOP anular y tipo-ram. El sistema cierre hidráulico de BOP en un taladro dado debe proveer un cierre completo en veinte segundos. La mayoría de las BOP también incluyen aparatos manuales para el cierre de las BOP, si el sistema hidráulico falla. Una característica en el diseño de preventivas del anular es una válvula que usa la presión del hueco del pozo para ayudar a mantener el cierre, una vez que el empaque de caucho contacta la sarta de perforación. El sistema de cierre hidráulico estándar para BOP usa un banco acumulador de fluidos de alta-presión que opera bajo un principio que fue desarrollado en un comienzo para un control de sistemas de aeronaves. El banco acumulador consiste en una serie de botellas llenadas parcialmente con fluido hidráulico (1/8 a ½). Un “colchón” de nitrógeno presurizado ocupa el espacio sobrante en cada botella. Una pequeña bomba fijada al sistema mantiene la presión del fluido Hidráulico a un valor preseleccionado. La mayoría de acumuladores trabajan con presiones de 1000, 2000 o 3000 Psi. Presiones más altas de trabajo requieren volúmenes más altos de fluido hidráulico. Bajo presiones incrementadas, el “cojín” de nitrógeno en cada botella acumuladora se contrae para incrementar el volumen disponible para el fluido hidráulico. El sistema de acumuladores debe proveer un fluido con alta presión suficiente para cerrar todas las preventoras en línea por lo menos una vez sin recargar. Un sistema de regulación de presión permite al operador de BOP el variar la presión de cierre de las preventoras. Esto es importante para las operaciones que requieren el desmonte de la tubería bajo presiones. El perforador opera las BOP a través de un control en una consola instalado en el piso de perforación. Por seguridad, el banco de acumulación, montado a una distancia segura de la cabeza de revestimiento, incluye un segundo juego de controles de BOP para operaciones a distancia. Muchos taladros tienen un segundo acumulador de emergencia conectado a una fuente de poder separada El sistema hidráulico usualmente opera el choke y las válvulas de la línea para matar el pozo. Las válvulas pueden ser de carga de resorte (válvulas de seguridad), que cierran automáticamente si el sistema hidráulico falla. VALVULAS MULTIPLES. (CHOKE MANIFOLD). Durante un Kick, el propósito principal del chocke manifol es el controlar el flujo o fluido del anular, y proveer una ruta para reutilizacion, almacenamiento o disposición del fluido. Un típico choke manifold (Fig 6) consiste en una serie de válvulas y líneas de alta presión interconectadas. Todas las partes del manifold deben tener una máxima presión de trabajo igual a la presión más alta de un componente de la Bop y resistir la vibración extrema de un fluido a alta presión. Un flujo de alta presión del pozo puede contener grandes cantidades de arena u otro material abrasivo. Todos los sellos deben ser resistentes a la erosión y las líneas deben de ser tan rectas como sea posible. El ejemplo del manifold en la Figura 6 incluye: * Una válvula de salida hidráulica operada para el cierre positivo. * Tres chokes ajustables (válvulas de avertura-variable) * Varias válvulas manuales. Desde el manifold, salen líneas de alta-presión a los separadores de lodo-gas, piscinas de lodo o tanques retenedores, y una línea de desviación o quemador.


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Válvulas Múltiples.

La válvula de salida de la BOP y por lo menos uno de los chokes operados hidráulicamente desde los controles en la consola del choke (Fig.7), aparte de la consola de BOP. La consola de choke incluye medidores análogos para la presión de la sarta de perforación y la de revestimiento, que en teoría son más exactas que las medidas de presión en la consola del perforador. Durante un kick los valores “oficiales” de presión usados para los cálculos de kick vienen de las lecturas en las medidas de la consola del choke. El operador del choke (usualmente el tool pusher o el representante del Cliente) manipula el choke basado en las lecturas medidas en la consola del choke. Por lo menos un choke ajustable es operado manualmente. Los chokes ajustables permiten un control preciso del promedio en la velocidad del flujo de retorno y la presión de retorno, para mantener la presión constante en el fondo del hueco durante la circulación de un kick. Kelly Cocks, Válvulas Flotadoras y BOP’s internas. La BOP y las válvulas múltiples solamente pueden controlar el flujo del anular cuando la sarta de perforación esta en el hueco. Kelly cocks, válvulas flotadoras y el interior de las BOP’s (Fig.8 a-c) cierran el flujo de la sarta de perforación cuando es necesario. Una kelly cock consiste en una válvula de bola de cierre manual. Una la práctica de perforación estándar es usar dos kelly cocks durante todo el tiempo de la perforación. La kelly cock superior (con roscas de mano-izqierda) se instala entre el tope de la kelly y el swivel. La kelly cock inferior (con roscas de mano-derecha) se instala entre el tope de la kelly y el kelly saver o tope de la sarta de perforación. Si un kick ocurre, el perforador intentara levantar la kelly lo suficiente para permitir un cierre manual de la kelly cock inferior. Si la sarta de perforación esta pegada con la kelly abajo cuando el kick ocurre (como algunas veces sucede) el hombre del piso cerrara el kelly cock superior. Una válvula flotadora es simplemente una válvula tipo-hoja o resorte cargada en un sentido instalada en el BHA cerca de la broca. La circulación adelante mantiene la válvula abierta. Presiones inversas que entren en la sarta de perforación instantáneamente cierran la válvula. El grupo de perforación mantiene un BOP interno en el piso de perforación por si un kick sucede durante un viaje. El BOP interno (o válvula flotadora) contiene una válvula de bloqueo en un sentido. La válvula se cierra con la presión del hueco del pozo pero permite circulación desde superficie. Diversoras. Los bolsillos de gas superficiales pueden ser un peligro mayor durante la perforación, especialmente en plataforma. El gas puede descargar rápidamente el lodo del hueco, resultando en un reventón. Cerrar una BOP con un gas de superficie no es una práctica segura. Los asientos de revestimiento en superficie tienden a ser débiles, y el cierre sobre un flujo de gas fuerte puede fácilmente romper el zapato del casing. En algunos casos, el rompimiento del zapato puede producir fracturas que llegan a la superficie (o al lecho marino cuando es plataforma). El fracturamiento resulta en una perdida total del control de pozo.


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Arreglo Esquemático de un Sistema de Diversoras. Los sistemas de diversoras permiten un volumen alto de flujo con un incremento mínimo en la presión anular, y un flujo directo de gas lejos del taladro. Las diversoras no cierran el pozo, porque el cerrarlo puede causar una presión de regreso lo suficientemente fuerte para producir fisuras exteriores del revestimiento de superficie. Una diversora es menos compleja de instalar que un sistema de BOP , ahorrando tiempo del taladro y gastos. Desafortunadamente, las diversoras son aparatos muy pocos confiables. Una típico diversora (Fig. 8) consiste en una BOP anular y una línea de acero de gran diámetro, llevada (en dos direcciones) a una distancia segura lejos de la cabeza del pozo. La línea de desviación I.D. debe de ser de doce pulgadas (cerca de 30 cm.) o mas grande, para controlar las altas ratas de flujo de un kick típico de gas de superficie. Las válvulas hidráulicas u operadas con aire se abren para permitir flujo a las líneas de desviación. Las BOP de tipo anular, montada en la cabeza del pozo encima de las líneas diversoras, cierran alrededor de la tubería de perforación para dirigir el flujo a las lineas de desviacion. Usualmente, los controles de las diversoras se cruzan por lo tanto al cerrar la preventora anular automáticamente se abre la válvula de la línea de las diversoras. Las diversoras tienen un alto promedio de falla en su uso actual. Las fallas en las diversoras ocurren debido a: * Erosión de los componentes por materiales abrasivos soportados por el flujo de gas * Bloqueo de la línea diversora por el mismo material * Presión de regreso excesiva debido a un tamaño inferior en la línea diversora para la cantidad de flujo * Inhabilidad para cerrar el hueco del pozo cuando la tubería esta afuera del pozo * Fallas en el sistema de control * Baja calidad de los materiales usados en la construcción del diversor

Equipo para el Control de Pozos en la Sarta de Perforación

En aguas profundas en plataforma, la mejor práctica parece ser el perforar la superficie del hueco sin un elevador marino. El alto promedio de fallas para los sistemas de diversoras indica la importancia del control primario del pozo. Separadores de lodo-gas y Degasificadores. El equipo para retirar el gas del lodo es una parte esencial en el control del pozo y los sistemas de circulación, que permite recuperar el gas que contamina el lodo. Sin el equipo de degasificación, gases producidos o perforados pueden permanecer en solución en el sistema de circulación. El crecimiento gradual de los gases disueltos reduce la densidad del lodo de perforación, por lo cual reduce la presión hidrostática y posiblemente permite mas gas entre en la corriente del lodo. El degasificador es especialmente importante cuando se perforan huecos de díametro grande con altas ratas de penetración. Los equipos de degasificación consisten de dos tipos básicos: 1. Separadores de lodo-gas (pocas o ninguna parte móvil) 2. Degasificadores centrífugos o al vacío (usa ayudas mecánicas para incrementar la eficiencia de degasificación) 2. SENSORES. WHP / CUP 3. PARAMETROS


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SIDPP / SICP

11. KICK ( PATADA DE POZO ).

CAUSAS DEL KICK. DETECCION DEL KICK. PASOS EN EL CONTROL DEL POZO. METODOS DE CONTROL DE POZO. CASOS ESPECIALES EN CONTROL DE POZOS. DATOS MINIMOS PARA EL CALCULO DEL KICK CONTROL. 1.KICK DEPTH ft 2.KICK DEPTH TVD ft 3.MW IN ppg 4. SIDPP psi: Shut in drill pipe pressure. Corresponde a la lectura del stand pipe una vez se cierre el pozo, con este dato calculamos el peso del lodo necesario para matar el pozo. 5. SICP psi: Shut in casing pressure. Se lee en el choke manifold. Su monitoreo se realiza conjuntamente con el SIDPP. Este dato de la presión en el anular sirve para identificar el tipo de fluido que entró en el hueco. 6. YIELD POINT El dato del yield point se utiliza para calcular un factor de seguridad por encima del peso del lodo estimado para matar el pozo, esto para contrarrestar las presiones de swabeo durante los viajes y las conexiones. 7.HOLE DIAMETER inches 8.PIPE DIAMETER inches

FORMULAS BASICAS. 1. FORMATION PRESSURE (psi) = (0.052 * MW IN * KICK TVD) + SIDPP

2. MW TO KILL ppg SIDPPKICK TVD

MW IN. . ( ). * . .

.= +0 052

3. SAFETY MARGIN psi YIELD POINTHOLE DIAM PIPE DIAM

KICK TVD. ( ) . .( . . )

. .=× −

× ×6

0 052

4. MW TO CIRCULATE ppg SAFETY MARGINKICK TVD

MW TO KILL. . ( ) .. . .

. .=×

+0 052


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12. SENSORES TEORIA / PRACTICA. FAMILIAS DE SENSORES. TURCK RELAY AND ZENER BARRIERS, PROPOSITO. WOH. MALACATES. (DRAWWORKS). TORQUE ( HIDRAULICO / ELECTRICO). BOMBAS Y RPM (PUMPS AND RPM). PRESION. (PRESSURE) (SPP - WHP - CUP). INSTALACION DE LOS SENSORES. DSM IN / OUT. TEMPERATURA IN / OUT. CONDUCTIVIDAD. H2S.

13. LA BROCA Y LA SARTA DE PERFORACION. LA SARTA DE PERFORACIÓN Desde el tope del hueco, la sarta de perforación (Fig.1) consiste de: * Tubería de perforación * Un (BHA) ensamblaje del fondo del hueco * Una broca El diseño de la sarta de perforación es producto del plan del pozo. La compañía operadora especifica el tamaño y la resistencia de la tubería de perforación que va ha ser usada, pero el tipo de formación que esta siendo perforada y otros factores determinan el tamaño y la composición del BHA. La longitud de un tubo de perforación es aproximadamente 30 pies y es llamado junta o tubo. La tubería de perforación esta hecha para ser reutilizada, y es considerada parte del equipo del taladro. Una sarta de perforación típica puede perforar cerca de 120000 m (aprox. 400000 ft) antes de su desgaste. Cada extremo de cada joint tiene rosca. Un extremo tiene roscas internas (la caja), y el otro extremo tiene rosca en el exterior (el ‘pin’). Cuando la tubería esta montada (unida), el pin es colocado dentro de la caja y la conexión es apretada. Estos extremos de rosca son llamados tool joints. Tool joints en las tuberías de perforación son usualmente soldadas sobre el exterior del cuerpo del tubo de perforación por un fabricante que luego corta las roscas con las especificaciones de la industria. Para la resistencia, los tool joints usualmente son más grandes que el cuerpo del tubo, y tienen paredes más gruesas. El cambio en el diámetro entre el cuerpo del tubo y el tool joint es llamado upset. Los tubos de perforación


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pueden ser upset internos, upset externos, o ambos. El BHA esta compuesto por: * Drill collars * Heavyweight Drill Pipe * Estabilizadores. * Bit subs y crossover subs Además, una variedad de otras herramientas puede ser adicionada al BHA para desarrollar funciones especiales. Los drill collars son los componentes principales del BHA, es tubería de perforación muy pesada, con paredes gruesas y usadas por las siguientes razones. * Para colocarle peso a la broca * Para mantener la sarta de perforación en tensión, reduciendo el desgaste y el doblamiento * Hacer más rígida la sarta de perforación cerca a la broca El peso parcial de los drill collars hace una presión abajo sobre la broca para hacer que esta perfore, mientras que la rigidez de los drill collars y la tensión del resto de la sarta tienden a mantener alejado el hueco de la desviación ”walking” alejado de la vertical. Una desviación intencional requiere herramientas especiales que no son discutidas aquí.


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Componentes básicos de la sarta de perforación Los drill collars no tienen tool joint ya que sus paredes son tan gruesas que no son necesarios, y como los dril pipe, también tienen una caja y un pin. Los drill collars tienen con frecuencia cortes de ranuras en espiral sobre estos, una estrategia que ayuda a reducir el chance de que estos se empiecen a pegar (Pega difencial) contra los lados del hueco. Otros tienen unas secciones cruzadas cuadradas, para el mismo propósito. Los heavyweight son usados como una transición entre los drill collars y el drill pipe, tienen la misma función que los drill collars en el BHA . Los heavyweight tienen unas paredes más gruesas que los drill pipe, para adicionar peso a esta. Unas características especiales incluyen un tercero o upset central en la mitad del cuerpo de la tubería. Y un Hardfacing (cubierta dura), una capa de material protector en la superficie de los tool joints. Los estabilizadores soportan el BHA contra las paredes del hueco, ya que debido a las condiciones del hueco y la física de perforación, los huecos tienden a desviarse de la vertical. Dependiendo en donde están localizados en el BHA, los estabilizadores pueden reducir o ampliar esta tendencia cuando se necesite. Los bits subs y los crossovers son tubos cortos usados para adaptar las roscas de un tubo de perforación a otro.

La sarta rota en el sentido del reloj durante la perforación, por lo tanto todas las roscas de los tubos están dispuestas de forma que puedan ser apretadas en esta dirección. Algunas veces (usualmente durante las operaciones de perforación direccional) los motores de fondo del hueco o las turbinas rotan la broca, en vez de la mesa rotería. Los motores y las turbinas obtienen su fuerza de la circulación del lodo de perforación. BROCAS. Las brocas tienen cientos de variaciones. El diseño de brocas ha tomado años de investigación, y diseños nuevos aparecen constantemente a medida que la tecnología mejora. Las brocas son fabricadas en diferentes tamaños, con el diámetro (gauge) mínimo del tamaño del hueco que sea asumido para cada fase de perforación. El diámetro del hueco actual medido después de la perforación será usualmente más grande que el tamaño de la broca, debido al derrumbe y a la erosión por el fluido. Brocas Roller-cone (roca) tienen dos o tres conos giratorios montados que giran libremente a medida que la broca rota. Los fabricantes de brocas sacan dientes de los conos o insertan botones de carburo de tugsteno muy duro en los conos (brocas de insertos). Los dientes son los responsables del corte actual de la formación a medida que la broca rota. Fig 1 y Fig 2 ilustran las brocas típicas de dientes e insertadas. Todas las brocas tienen ranuras a través de estas para permitir que el fluido de perforación salga. Las brocas a reacción (jet bits) tienen boquillas que dirigen las corrientes del fluido a alta velocidad a los lados y al fondo de cada cono, así los cortes de la roca son barridos hacia afuera a medida que la broca perfora. Las brocas de diamante no tienen conos, ni tienen dientes. En cambio, docenas de diamantes industriales son encajados en el fondo y a los lados de la broca. Las brocas de diamante son usadas para perforar eficientemente formaciones duras. El peso en la broca sobre los cortadores de diamante es suficiente para triturar la roca; los cortes luego son barridos por el lodo. Una variación del tipo de brocas de diamante es la broca de diamante policristalino compacto (PDC). La superficie de corte de la broca esta hecha de una serie de discos (compactos) que contienen muchos diamantes pequeños encajados en una matriz resistente. Las brocas PDC cortan la roca en capas; están destinadas principalmente para formaciones blandas y plásticas. Figuras 3 y4 ilustran brocas de diamante típicas.


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Las brocas de corazonamiento usualmente usan la tecnología de las brocas de diamante. La broca tiene una abertura circular para admitir el corazón. Las brocas de corazón son usadas con un barril corazonador (core barrel) que tienen una sección interna, no rotante. La barrena interna permite que la sarta y la broca roten mientras que el corazón permanece quieto. Algunas operaciones de perforación requieren que el hueco sea perforado a cierto diámetro (hueco piloto), luego ensanchado durante una posterior corrida de broca. Los perforadores usan ensanchadores de huecos y underreamers y roller reamers (Fig.5) para estas operaciones. Un ensanchador de hueco tiene un diámetro fijo y puede ser corrido únicamente cuando el diámetro interno del revestimiento es lo suficiente grande que permita su paso. Los underreamers son corridos cuando hay una sección de paso restringido en el hueco, o cuando una cámara de diámetro más grande debe ser cortada en un hueco existente. Los conos de un underreaming están montados en brazos movibles que se extienden bajo la presión de circulación del fluido de perforación.


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Figura 2 Broca de Roca tricónica Diente - Acero


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Figura 3 Broca con Carburo Insertado

Fig 4. Broca de Perforación con Diamante.

Toothed Rock Bit Insert Bit


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Fig. 6 Ensanchadores de Huecos y Underreamers MANUAL DEL INGENIERO. FACTOR DE BOYANZA.

[ ] [ ]BUOYANCY MW ppg= − ×1 0 015. ( )


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14. EXPLICACION DE VIAJE. DESPLAZAMIENTO DE TUBERÍA.. CAPACIDAD DE LA TUBERÍA. FUNCION DEL TANQUE DE VIAJE.. SOBRE TENSION / ARRASTRE. (OVERPULL / DRAG). El overpull es el peso registrado por encima del normal de la sarta debido a la tensión ejercida hacia arriba. El drag es la disminución del peso de la sarta por debajo del normal debido al arrastre ejercido por la sarta al ser desplazada hacia abajo. VOLUMEN + / - Funciona con la Suma 2. De la ALS. FUNCION DE LA PILDORA.. La píldora balancea la columna de lodo para que al sacar la tubería esta no salga llena y halla poco derrame de lodo en superficie.

15. TIEMPO DE RETORNO. (LAG TIME).

PRUEBA DE CARBURO. (CARBIDE TEST), RICE TEST. CORRECCION DEL TIEMPO DE RETORNO (LAG TIME CORRECTION).

16. HIDRAULICA BASICA. CURSO DE MUD LOGGING. FUNCIONES DEL SISTEMA HIDRAULICO: 1. Limpiar el hueco. 2. Transportar los cortes a superficie. 3. Refrigerar la broca. 4. Lubricar. 5. Ayuda a crear una torta que a su vez estabiliza el hueco y lo impermeabiliza. 6. Soportar las paredes del pozo 7. Crea una columna hidrostática. 8. Ayuda a monitorear la perforación, flujo entrando, flujo saliendo, presión de bomba. 9. Ayuda a perforar por impacto hidráulico. Todo esto ocurre cuando el sistema hidráulico se diseña dentro de un balance que incluye: Propiedades del lodo. Geometría del pozo. Tamaño de boquillas o área total de flujo. Flujo entrando (galonaje). Presión de bomba. Régimen de flujo laminar en el anular.


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CONCEPTO DE LAG TIME: El lag time o tiempo de retorno de las muestras es el tiempo necesario para que la muestra perforada suba desde la broca a la superficie. Este lag time se puede expresar en minutos o golpes de bomba (strokes). CALCULO DE UN VOLUMEN ANULAR: Longitud = pies. Diámetros en pulgadas. Volumen anular en barriles.

( )Volumen Anular barriles Diametro externo Diametro erno Longitud. ( ) . . .int= × − ×0 0009714 2 2

CALCULO DEL RENDIMIENTO DE LAS BOMBAS: Existen dos tipos de bombas: triplex y dúplex. En las primeras el desplazamiento de lodo se hace en un solo sentido, en las dúplex hay desplazamiento de lodo en ambos sentidos. Liner = pulgadas. Longitud del golpe.(Stroke length) = pulgadas. Rendimiento. (Output) = galones / stroke.

( ) ( )TRIPLEX LINER STROKE LENGTH= × ×2 0 010206. . D1 = pulgadas. D2 = pulgadas. Longitud (Length) = pulgadas. Rendimiento (Output) = barriles / stroke.

( )DUPLEX D D Length= × − ×0 0001616 1 22 2.

CONCEPTO DEL ECD. El ECD se refiere al peso del lodo equivalente generado por las perdidas de presión en el anular mientras se circula. Este valor relaciona la presión del fondo del hueco mientras se esta circulando a una densidad del lodo. La presión en el fondo durante la circulación es la suma de la presión estática de la columna de lodo en la sarta de perforación más las perdidas de presión en el anular, y es por lo tanto mayor que la presión hidrostática. El ECD es el peso del lodo que puede ser requerido para la ecuación de presión circulante bajo condiciones estáticas. ECD MW Annular losses ppg= + . ( ) Psi = ppg x 0.052 x depth (ft). 1 gr/cc = 8.33 ppg = 0.433 psi/ft. La siguiente es una ecuación muy aproximada, absolutamente empírica para el cálculo del ECD, su uso se debe hacer con extremada cautela:

[ ]ECD MW YIELD POINT

Dhole Dpipe= +

× −. .

.117


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La presión hidrostática es igual (psi) = MW x 0.052 x depth (ft). La presión de circulación es igual (psi) = ECD x 0.052 x depth (ft). DISTRIBUCION DE LAS PERDIDAS DE PRESION A TRAVES DE TODO EL SISTEMA DE CIRCULACION: 1. PERDIDAS EN EL EQUIPO DE SUPERFICIE. La siguiente es una ecuación muy aproximada, absolutamente empírica, para la perdida de presión en superficie ( en psi).

Perdida en erficie MW Vis idad flow rate gpm. .sup cos . ( )=

× ×10000

2. PERDIDAS DENTRO DE LA SARTA DE PERFORACION. Para hacer un cálculo rápido de la hidráulica se obtienen por diferencia. 3. PERDIDAS EN LA BROCA. La siguiente es la ecuación para calcular la perdida de presión en broca en psi:

Bit loss mw gpmTFAc

..

=×

×

2

11310 41667

TFAc = TFA x Jet.Efficiency,

[ ]TFA inchj j j jn

( )...

.2

2 2 2 21 2 313038

=+ + +

4. PERDIDAS EN EL ESPACIO ANULAR. Se pueden estimar a partir del ECD.

[ ] [ ]ANN LOSS ECD TVD MW TVD. . .= × × − × ×0 052 0 052

NOTA : NO SE CONTEMPLAN PERDIDAS EN EQUIPOS TALES COMO MWD, TURBINAS, CORE BARREL, ETC. OTROS CALCULOS IMPORTANTES DE LA HIDRAULICA EN BROCA: 1. CABALLAJE HIDRAULICO EN BROCA (hhp):

HHP BIT BIT LOSS gpm. .=

×1714

2. CABALLAJE POR PULGADA CUADRADA EN BROCA (BHSI):


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BHSI HHP BITBITSIZE inch

=×. .( )

127322

3. FUERZA DE IMPACTO EN BROCA (LBSF):

IF MW BIT LOSS gpm= × × ×. .0 01731 4. VELOCIDAD EN BOQUILLAS (FT/SEC):

JET VEL IFgpm MW

. =××1932

PRINCIPALES PROPIEDADES DEL LODO DE PERFORACION: 1. LA DENSIDAD O PESO DEL LODO. 2. LA VISCOSIDAD de embudo o Funel Viscosity es una manera muy simple para detectar cambios en la reología. Esta prueba se hace simultáneamente con la densidad, regularmente cada hora. La viscosidad en embudo es función del contenido de sólidos y de la naturaleza de la base del fluido lo mismo que de los aditivos usados en el lodo o sea que es un dato instantáneo de la viscosidad y nos puede dar una idea de las propiedades reológicas del fluido. La viscosidad funel se mide en segundos, los segundos requeridos para que un volumen standard de fluido pase por un embudo. 3. LA REOLOGIA. VISCOSIDAD PLASTICA. Indicativa de la concentración, forma y tamaño de los sólidos en el fluido. Centipoises. PV = 600 -300. YIEL POINT. Es indicativo del grado de dispersión o atracción de las partículas en el fluido de perforación. Lb / 100 ft ^2. YP = 300 - PV. YIELD STRESS. Suspensión dinámica, controla el tamaño de los cortes que el lodo puede suspender. Lb / 100 ft ^2. YS = (2 x 3) - 6 4. LOS GELES. GEL 10 SEGUNDOS. GEL 10 MINUTOS. GEL 30 MINUTOS. 5. LA TORTA. 6. EL FILTRADO. SENSORES QUE INTERVIENEN EN EL SISTEMA HIDRAULICO: 1. SENSORES DE BOMBAS. 2. SENSOR DE PRESION. 3. SENSOR DE FLUJO SALIENDO.


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4. SENSORES DE NIVELES DE PISCINAS. 5. SENSOR DE DENSIDAD. 6. SENSOR DE CONDUCTIVIDAD. 7. SENSOR DE TEMPERATURA. OTRAS ECUACIONES: DIAMETRO PROMEDIO DEL HUECO ABIERTO. (AVERAGE OPEN HOLE DIAMETER). Bit = inches. Rendimiento.(Output) = bbls / stk. Longitud (Length) = ft. AOH = inches.

AOH BIT DELTAstks OUTPUTLENGTH

= +××

2

0 0009714.

CONCEPTO DE FLUJO LAMINAR Y FLUJO TURBULENTO: • VELOCIDAD CRITICA: (modelo de Bingham). Antes de usar la formula convierta ppg a gr/cc. El resultado da en metros por minuto, multiplíquelo por 3.28 para obtener pies por minuto.

( ) ( )VcDo Di mw

PV PV YP Do Di mw=− ×

× + + × × − ×⎡⎣⎢

⎤⎦⎥

3 04 40 052 2. .

Si la velocidad anular es menor que la velocidad critica tenemos flujo laminar, de lo contrario se tiene flujo turbulento. Se da la formula de bingham por ser el modelo que presenta las ecuaciones más sencillas. • VELOCIDAD ANULAR:

Va Q gpmDh Dp

ft=×−

=( ) . / min24 51

2 2

17 EQUIPO DE DETECCION DE GAS.

LINEA DE GAS(GAS LINE). INSTALACION Y MANTENIMIENTO. CLORURO DE CALCIO,PRUEBA DE LINEA DE GAS ( TEST GAS LINE). ESTANDAR GZ1 DEGASIFICADOR. GZG DEGASIFICADOR (DESGASIFICADOR DEL GASLOGGER.) COMPARACION GZ1 / GZG DEGASSER. El GZ1 no tiene una relación constante de lodo / gas. El volumen de lodo que pasa por el GZ1 depende del nivel en


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el “sobre” y este es directamente proporcional a la rata de flujo. GAS DETECTION SYSTEM.(TCD, FID). TCD: Detector de conductividad térmico (Thermal conductivity detector). FID:Detector de ionización de llama. ( Flame ionization detector). PRINCIPIO DE LA CROMATOGRAFIA. Separación y cuantificación por diferencia en el peso molecular. CHP - GDP. PRINCIPIO DEL FID. Quemar los gases por una llama de hidrógeno. Iones de carbono son creados por un campo electrostático, la corriente de ionización será detectada y amplificada por un electrómetro. H METANO CH4 H.....C.....H H La ionización rompe un enlace de hidrógeno con carbono. H H.....C.....H + - H y e están libres. Los electrones serán detectados por el electrodo de medida debido al voltaje negativo del quemador. La reacción es proporcional a los átomos de carbono. La llama de hidrogeno tiene suficiente energía para romper solo un enlace de hidrógeno por cada átomo de carbono. “TOTAL HYDROCARBON GAS” : Nuevo metano equivalente. THG = (1*C1) + (2 * C2) + (3 * C3) + (4 * iC4) + (4 * nC4) + (5 * iC5) + (5 * nC5) + (n * Cn). ARREGLO DEL FID. ARREGLO DEL GASLOGGER.

18. GAS ( TEORIA ). INTRODUCCION. FACTORES QUE AFECTAN LA LECTURA DE GAS. TIPOS DE GASES. INTERPRETACION POR EL METODO DEL TRIANGULO. INTERPRETACION POR EL METODO DEL DIAGRAMA PIXLER. WETNESS . BALANCE . CHARACTER. ( Exlog ).


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INTERPRETACION POR EL METODO DE CHIAPELLO. ( Total - Inter-Log ).

19. CORRIDAS DE REVESTIMIENTO. (CASING).

1. MONITOREO DE LA BAJADA DE UN REVESTIMIENTO.(CASING). 2. DISEÑO DEL CASING. 3. INFLUENCIA CUALITATIVA DE VARIAS OPERACIONES EN LOS ESFUERZOS DE UN CASING PARCIALMENTE CEMENTADO. 4. API AND BUTTRESS CASING THREAD FORMS.

20.CEMENTACION. 1. DISEÑO DE LA CEMENTACION: 2. MONITOREO DE LA CEMENTACION. 3. TIPOS Y CLASES DE CEMENTO API. 4. EJEMPLO DE UNA CEMENTACION EN DOS ETAPAS.

21. LEAK OFF TEST.

22. PROCESO DE CORAZONAMIENTO.. El objetivo del corazonamiento es el traer a la superficie una columna de la formación perforada. Las operaciones de corazonamiento pueden consistir de: • Toma de corazones individuales usando un barril corazonador convencional, requiere de un viaje completo para recuperar la muestra. • Corazonamiento continuo usando torres de minería adaptada para huecos delgados (slim-hole); el corazón es

recobrado con cable, por lo tanto no es necesario un viaje completo. Las operaciones de corazonamiento son costosas, y cada corazón tomado es un registro único de la formación interceptada. En las secciones de roca recuperada puede haber fluidos de la formación que son usualmente retenidos en los espacios porales; si son protegidos de la meteorización, los fluidos recuperados pueden proveer una información valiosa del reservorio. Además, la mayoría de compañías petroleras requieren un envío fuera del taladro inmediato de los corazones para realizar análisis geológicos y geoquímicos completos, por lo tanto es imperativo que los corazones sean cuidadosamente catalogados, sellados contra los efectos del clima y empacados para el transporte. Para Inter-Log, las tareas de procesamientos general de corazomamiento incluyen (Figura 1).


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1. Asistir en la recuperación del corazón del barril corazonador. 2. Transportar las secciones de corazón a las areas de tratamiento. 3. Examinar, adecuar y marcar las partes del corazón. 4. Analizar y registrar la litología. 5. Sellar las partes del corazón y empacarlas para su transporte. Una operación relacionada es el corazonamiento de pared (sidewall), la cual usa una herramienta de cable para tomar corazones miniatura, a diferentes intervalos, de la pared del hueco. El corazonamiento de pared es discutido en la sección 8. 1. CUANDO TOMAR UN CORAZON CONVENCIONAL. El plan geológico del pozo normalmente especifica los requerimientos de corazonamiento. El corazonamiento convencional, debido a su costo, es una operación de contingencia en la mayoría de los pozos. Como una regla general, la decisión de corazonar es la responsabilidad del geólogo del pozo. Las compañías petroleras seleccionan los puntos de corazonamiento:

• Durante la exploración - cuando la formación perforada muestra las características de un reservorio potencial; o algunas veces cuando el control geológico se ha perdido.

• Durante el desarrollo - en el tope de una zona de reservorio esperada, para recobrar una muestra representativa de la porosidad, permeabilidad y fluido contenido de la formación.

Algunos clientes de compañías toman corazones del fondo del hueco antes de abandonar el pozo. 2. OPERACIONES DE MUD LOGGING CUANDO SE CORAZONA. Un especialista en corazonamiento puede o no estar en la locación para la operación. En la mayoría de los casos, el geólogo de pozo o otros representantes del cliente requieren la asistencia del mud logger durante operaciones de corazonamiento. Durante el corazonamiento, los mud loggers: • Recolectan las muestras circuladas como en cualquier otra operación de perforación. • Monitorea los parámetros de perforación para las señales de problemas en el fondo del pozo.

Mientras se corazona, el flujo de lodo es reducido de los niveles normales de perforación, por lo tanto el tiempo de retorno debe ser ajustado. La broca de corazonamiento corta secciones transversales reducidas de la formación, por lo tanto la cantidad de muestra recuperada por unidad de profundidad es más pequeña que la de perforación convencional. Usualmente, solamente se recupera suficiente muestra para ser analizada al microscopio. El frecuente uso de brocas de corazón con diamante y el remanente de cortes debido a la reducida eficiencia de la limpieza del hueco hacen que el promedio del tamaño de los cortes sea considerablemente más pequeño que los de perforación normal, haciendo la interpretación visual más difícil. Para reducir el chance de perdida o daño de corazones, se usa un reducido peso en la broca; al igual que una rata de flujo más baja, la rata de penetración será más baja que la de perforación normal. Al principio de la circulación, la presión en el standpipe estará cerca del valor teórico para la broca y la sarta de perforación en uso. Cuando la barrena se empieza a llenar con el corazón, la presión se incrementara hasta un tercio, debido al área reducida de flujo a través del corazón. Monitorear el torque rotario cercanamente; un incremento repentino, estabilizado a un nivel promedio más alto, puede indicar un atascamiento interno del barril corazonador. Si el barril se empieza a atascar, no es posible recuperar más corazón. Cuando el corazón es traído a superficie, se espera que los Mudloggers asistan en la colocada del corazón (core catching ) en la mesa de perforación, transportarlo al área de procesamiento, hacer analisis iniciales y empacarlo para transporte. 3. EQUIPO REQUERIDO PARA EL PROCESAMIENTO DEL CORAZON. Las necesidades del equipo varían dependiendo de:


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• Si el corazón se toma con un barril metálico convencional, o usando una cubierta de caucho, fibra de vidrio o aluminio. • La complejidad de los análisis requeridos en el pozo. Algunos clientes requieren únicamente un chequeo visual rápido de las condiciones del corazón antes de empacarse, mientras que otros pueden realizar un complejo juego de pruebas en un laboratorio del pozo. Equipo mínimo requerido para el proceso convencional de corazones descubiertos: 1. Cajas de corazón de 1 metro o (3 pies) de longitud, madera (preferiblemente) o cajas de cartón. 2. Bandejas de metal para el transporte de los segmentos de corazones del piso de perforación al área de procesamiento ( en locaciones distantes, puede ser necesario el usar cajas de corazonamiento extras). 3. Caja de luz UV con ensamblaje de luz desmontable. 4. Trapos para limpiar el exceso de lodo en el corazón. 5. Martillo de geología. 6. Papel de aluminio para envolver las secciones del corazón. 7. Cera de parafina o plástico de punto bajo de ablandamiento para el sellado del papel de aluminio de las secciones de corazonamiento. 8. Sistema de calentamiento para derretir el material de sellado; preferiblemente este es un calentador eléctrico o olla, pero el sistema debe ser tan ordinario como un valde metálico sobre fuego abierto. 9. Bolsas plásticas sellables, para escombros y partes de muestras tomadas por el geólogo de pozo. 10. Marcadores permanentes, rojo y negro. 11. Cojín para proteger las secciones de corazón mientras se transporta. Equipo adicional necesario para corazones cubiertos. 1. Sierra eléctrica con cuchillas para mampostería para cortar las secciones de corazón cubiertas al largo deseado. 2. Mascaras para polvo y anteojos de seguridad, para reducir la exposición al polvo de fibra de vidrio o virutas de aluminio durante el corte. 3. Tapas en plástico y grapas para sellar los extremos de cada sección cubierta. Estos implementas pueden ser dados por el servicio de especialistas para coronamiento, o por Inter-Log, según sea el contratado por el Cliente. En suma a este mínimo de elementos, el Cliente puede requerir o suministrar otros elementos, tales como una sierra de banda para trozar los corazones y diferentes tipos de equipo para análisis especializados. Generalmente, las operaciones de corazonamiento seguidas tienen los requerimientos más complejos. 4. RECUPERACION DE CORAZON Y PROCEDIMIENTO. Antes que el proceso de corazonamiento comience, aliste el área de procedimiento de acuerdo a las necesidades para empacar o analizar. El área de procedimiento para corazonar debe ser alistada para que satisfaga lo mejor posible los siguientes requerimientos. • Razonablemente cerca al área del piso de perforación, para minimizar la distancia de transporte, pero no tan cerca que se ponga el corazón en riesgo con las operaciones del piso de perforación. • Protección del clima. • Un área de piso lo suficientemente amplia para permitir tender hasta treinta metros de corazón en secciones de un metro, o 10metros de corazón en una sola pieza. Obviamente todos estos requerimientos pueden ser difíciles de satisfacer en el estrecho espacio de un taladro de plataforma. En tales casos, la protección contra el clima y el espacio suficiente para manipular las secciones del corazón son los puntos más importantes. Si usa un barril corazonador convencional descubierta, el corazón será removido de la barrena en el piso de perforación. Un miembro del grupo del taladro operara una llave para aflojar y permitir que cortas longitudes de


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corazón salgan afuera de la barrena. Los mudloggers o los recoge muestras partirán longitudes de aproximadamente ½ metro y las colocaran en orden, en las bandejas o cajas de transporte. Si un corazón cubierto es cortado, el barril corazonador es colocado en el estante de los tubos y el corazón es bombeado afuera del barril con agua a presión. Cuando el corazón se haya recuperado, las cajas o las bandejas son inmediatamente transferidas al área de procesamiento. Mientras el corazonamiento esta en proceso: 1. Enumere varias bandejas de corazonamiento o cajas de reserva para que sirvan como contenedores de transporte; este seguro de tener 3 o 4 más que las requeridas del largo nominal de corazón. 2. Marque claramente “tope” y “fondo” en los lados opuestos de cada caja o bandeja. 3. Prepare varias bolsas plásticas para cualquier escombro o fragmento que resulte de la extracción del corazón. 4.Coja las cajas o bandejas de transporte, y las bolsas plásticas a la mesa de perforación (Corazón descubierto) o al área de estante de la tubería (corazón cubierto) y coloque estos en orden, con la primera caja o bandeja lo más cerca al área donde el corazón será extraído del barril. La figura muestra el arreglo en general de la mesa de perforación para recobrar el corazón. Cuando el corazón llega a superficie. Por lo menos dos personas son necesarias para manejar los segmentos de corazón a medida que van saliendo de la barrena; uno para recuperar los segmentos y colocar estos entre las cajas o bandejas, y el otro para retirar las cajas o bandejas llenas de corazón y remplazar estas con vacías. . RECOBRO TRANSPORTE EXAMINAR EMPACAR PARA DELCORAZON A LA UNIDAD DE ADECUAR TRANSPORTAR DE LA BARRENA. MUD LOGGING MARCAR (DESPUES DE ENCERADO)

RECUPERACION DEL CORAZON Recobrando corazones convencionales descubiertos El grupo de recuperación se debe reportar a la mesa de perforación antes de que el barril corazonador llegue a superficie. Lleve un martillo (preferiblemente un martillo geológico), además el equipo de protección personal estándar, use guantes gruesos y gafas. Siga las instrucciones del perforador, y espere hasta que él del permiso para empezar a recobrar. Advertencia! Nunca coloque las manos o pies por debajo del barril corazonador. El grupo de perforación sujeta la palanca operadora del core catcher a nivel, y el perforador levanta la barrena hasta que este ½ metro afuera de la mesa de perforación. Advertencia! Manténgase apartado cuando se abre la barrena de primera vez; pude ser que se libere presión cuando se abra y lodo con alta temperatura salpique alrededor del fondo de la barrena de corazón. Cuando el perforador conceda permiso acérquese al barril corazonador, el hombre del piso que este operando el core catcher levantará la palanca y permitirá que la primera parte se deslice sobre el piso, luego bajara la palanca para mantener el corazón en posición. Use el martillo para partir la sección, oriente la sección haciendo juego con la orientación de la caja o bandeja, luego cuidadosamente tienda la sección en la caja o bandeja, cerca al final marque “fondo” repita el proceso a medida que el operario continúe soltando secciones de corazón del barril, una persona recobrando las secciones de corazón y la otra manejando las cajas o bandejas. Algunos de los corazones pueden


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salir en fragmentos; recoja las partes quebradas y coloque estas en la caja o bandeja en la posición general que ocupaban entre las secciones adyacentes al hueco. Cuando todo el corazón este fuera de la barrena, retire las cajas o bandejas al área de procedimiento. Precaución! Las cajas cargadas de corazones son pesadas e incomodas para cargar, tenga cuidado cuando las maneje. Consiga asistencia o ayuda mecánica si es necesario. Recobro de corazones cubiertos. En este caso, un especialista en corazonar estará en turno para supervisar la operación de recobro. El corazón es tendido en una pieza, sobre el pipe rack. El grupo de perforación preparara un sistema para bombear la cubierta del corazón afuera del barril. El especialista para corazonar cortara segmentos a medida que sean bombeados afuera de la barrena; El grupo de operación recobrará las secciones y las tenderá en cajas o bandejas como se describió anteriormente. Cuando el corazón ha sido traído al área de procesamiento, y antes de hacer cualquier cosa, realice un rápido chequeo por presencia de Gas o Aceite (aceite goteando de los espacios de los poros, burbujas de gas formadas en superficie) y fluorescencia. La parte superior del fluoroscopio estándar de Inter-Log puede ser desmontada para formar una luz UV transportable. Pase la luz UV por encima del corazón y note las posiciones relativas de cualquier área fluorescente para un detallado chequeo después del marcado. Si es un corazón cubierto, chequee los pedazos de la muestra para fluorescencia. 5.MEDIDA Y MARCADA DEL CORAZON. El procedimiento descrito debajo describe el proceso para marcar y medir corazones descubiertos. ( también ver figura 3): 1. Antes de marcar, limpie el corazón con un trapo para quitar el lodo residual de la superficie. Para minimizar el daño de fluidos internos, usted no debe de usar agua para lavar el corazón. 2. Junte los segmentos del corazón, estime el espacio ocupado por escombros entre los extremos de los segmentos; anote la naturaleza del ajuste: • Ajuste bueno - no es necesario marcar • Ajuste pobre - una flecha apuntando arriba del corazón en cualquier lado de la ruptura. • Sin ajuste - dos flechas apuntando hacia arriba del corazón en cualquier lado de la ruptura. 3. Cuando el corazón ha sido ensamblado, rodee el corazón con cinta de medir, el intervalo sin recobrar se asume que esta al fondo a menos que se conozca otra cosa. 4. Inscriba en los corazones con profundidades (cada 0.5 mt o 1 pie) y líneas de orientación, usando marcadores permanentes, la orientación es indicada por líneas paralelas, rojo a la izquierda y negro a la derecha, inscriba del tope al fondo. 5. Marque el tope del corazón con “T” y el fondo con “B”. 6. Calcule el intervalo recuperado:

%.Re . . . .. . .

cuperado Longitud del segmento recuperadoLongitud del segmento corazonado

= ×100

Los corazones cubiertos no requieren cajas para transporte o limpieza. Después de que el corazón a sido cortado en secciones, marque afuera de la cubierta y calcule el intervalo recobrado como se describió en los puntos 4-6 de arriba. 6. CHEQUEO DE LA MUESTRA DE CORAZONAMIENTO. El análisis mínimo de corazonamiento realizado en el pozo incluye un chequeo físico de la superficie del corazón, tomando de pedazos para descripción litológica, y prueba de presencia de hidrocarburos ( bajo luz normal y UV). Si el corazón esta cubierto, las muestras solo pueden ser tomadas de los extremos de cada sección cortada. El geólogo de pozo y los Mud Loggers recopilaran un registro de descripción del corazón basado en el examen. Fluorescencia. Si el corazón esta descubierto, use el tope de la caja UV de Inter-Log, como antes. Mida el brillo relativo de fluorescencia, el color y la estructura general (cambios, señales etc.)


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Descripción. Si esta descubierto, el corazón entero debe ser descrito en detalle. Describa la apariencia y características litológicas de los estratos a su respectiva profundidad. Por ejemplo: 3625.3 a 3625.6 Arenisca, grano fino, gris claro, cemento duro calcáreo, buena porosidad visible, sin show. Cada vez que hay un cambio notable (facies, litología, dureza, porosidad aparente, granulometría, color), tome una pequeña muestra (un poco cm3). Si la litología es uniforme, tome una muestra cada metro. Si el corazón esta cubierto, tome una muestra del final de cada segmento. Si un detallado análisis del propio corazón debe ser echo fuera de la locación, el corazón debe ser empacado tan pronto como sea posible después de tomar las muestras. Después que el empacado a sido terminado, regrese a las muestras y haga un análisis adicional. • Estudio bajo microscopio binocular. • Calcimetria. • Prueba de corte fluoroscópico. • Crear secciones delgadas, si el cliente lo solicita. De otra parte, si un análisis detallado, de tapones de corazón, medidas de porosidad, fluorescencia cuantitativa, etc, debe ser realizado en la locación, estudie las muestras antes de realizarlo. Una vez terminado el análisis, llene un reporte de descripción de corazones, usando el formato de Inter-Log o el del Cliente como se requiera, con el siguiente mínimo de información. • Profundidad del intervalo corazonado. • Profundidades del muestreo. • Descripción litológica. • Resultados de calcimetria. • Fluorescencia cualitativa (directa y corte).

AJUSTE Y MARCADO DE PARTES DE CORAZON. El Master log debe incluir un símbolo para el intervalo corazonado (línea vertical gruesa) y la descripción interpretada del corazón, en la columna reservada para descripción litológica. No llene la columna del porcentaje litológico a menos que sea instruido de hacer esto por el geólogo del pozo. En una caja separada indique. • El número del corazón. • Porcentaje de recuperación. • Profundidad del tope y el fondo. • Resultados de fluorescencia. 7. EMPACADO DEL CORAZON. Si los corazones deben de ser sellados con cera o plástico, empiece el proceso de calentamiento varias horas antes de que se vaya a empezar a empacar, la cera o el plástico debe ser calentada únicamente lo necesario para que se derrita. El sobrecalentamiento arriesga el daño del corazón cuando la cera o el plástico es aplicado. Para corazones descubiertos, empaque las secciones como sigue 1. Envuelva por completo cada sección en papel aluminio. 2. Duplique las marcas del corazón sobre el papel de envoltura. 3. Coloque los escombros en bolsas plásticas sellables, con la profundidad estimada del intervalo marcado en la bolsa.


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4. Selle las secciones envueltas en papel con cera de parafina o plástico. 5. Coloque las secciones selladas (y las bolsas con escombros) en cajas de transporte, en secuencias de tope a fondo, con cojín para evitar daños en el transporte. 6. Marque los interiores de las cajas de envío con las profundidades y orientación correspondientes a las marcas de las secciones selladas del corazón. 7. Cierre las cajas y marque estas con la información apropiada (dos veces; en la tapa y en el lado): • Cliente y Nombre del Pozo. • Número de corazón. • Número de caja, 1 (tope del corazón) a n (fondo del corazón). • Locación. Si el corazón esta cubierto con caucho, el empacado consiste en envolver los extremos de cada sección en papel de aluminio, luego sellar los extremos con cera o plástico. Los corazones cubiertos en fibra de vidrio usualmente son sellados con tapas plásticas y ganchos, por lo tanto el sellado con cera no es necesario. Después de sellar los extremos del corazón, marque las cubiertas con la información de orientación requerida, luego empaque estas para envío, como se describió al principio. 8.CORAZONAMIENTO DE PARED. Los corazones de pared son tomados con la determinación del geólogo de pozo, usualmente después de terminada la perforación de una fase dada. numerosos “disparos” a la pared serán hechos, para entrar a la zona de interés (reservorio u otra zona critica). El corazonamiento de pared es considerado parte del equipo de registros eléctricos, y el ingeniero de registros eléctricos es el responsable de todos los aspectos de la operación, incluyendo el recobro. Normalmente, los corazones son colocados en recipientes de vidrio inmediatamente en la recuperación, para prevenir cualquier perdida de fluidos recuperados. El chequeo de los corazones por los Mud Loggers es por lo tanto limitado a una descripción visual únicamente, sin descripción microscópica. El Master log debe incluir un símbolo indicando la profundidad de cada corazón de pared tomado (cabeza de flecha ^) y la descripción interpretada del corazón, en la columna reservada para la descripción litológica. Anote la profundidad (valor más la fracción decimal) al lado del símbolo de corazón de pared. NOTA : el corazonamiento provee al operador de una muestra en buen estado, o secciones del reservorio, relativamente sin daños. La industria del gas y del petróleo usa dos métodos de corazonamiento principales en el pozo, pero un tercer método se esta volviendo más popular. Una breve descripción de cada método sigue. El corazonamiento convencional usa un ensamblaje llamado “barril corazonador”, conectado en la sarta de perforación y corrido hasta el fondo del hueco. El barril corazonador tiene un tubo hueco interior que permanece quieto mientras que el tubo de afuera, y la sarta de perforación giran al rededor de este (Fig.1). Para reducir daños en el corazón, los operadores pueden usar cubiertas protectoras de caucho o de fibra de vidrio. Una broca especial de corazón, usualmente una broca de tipo diamante, hace el corte. Al principio de la circulación, el lodo fluye atraves del interior del barril hasta la broca. Para empezar el corazonamiento, el grupo de perforación suelta una bola de acero dentro de la tubería de perforación. La bola bloquea una válvula en el tope del barril corazonador, desviando el flujo de lodo entre la barrena interna y la externa, y previniendo que el fluido dañe el corazón. A medida que el barril corazonador gira, esta corta un corazón cilíndrico que es recibido, y sujetado (por un sujetador de corazones operado por gravedad ) , en el barril interno. Se usan parámetros de perforación reducidos (peso en la broca, RPM’s, rata de flujo) para prevenir el daño del corazón. La cantidad de corazón cortado esta limitada por la longitud del barril, y varía de 10 a 30 m. (aprox. 30 a 90 ft). Un viaje completo debe ser hecho para traer el corazón a superficie. El grupo del taladro removerá el corazón del barril corazonador soltándolo por secciones al piso de perforación, o bombeándolo. El geólogo de pozo, y/o los mud loggers, examinaran el corazón por porosidad e hidrocarburos. La


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examinación debe de ser rápida, para prevenir la contaminación de los fluidos del corazón. La compañía de servicios de corazonamiento, o los mud loggers, rápidamente dividirán el corazón en secciones, cerraran sin aire, y luego empacaran las secciones para su envío. Un laboratorio central especializado usualmente desarrolla los análisis detallados. Marque arriba y Haga lo mismo para Selle las cajas de madera A un lado de la el interior de la caja con puntillas; selle las cajas de caja con profundidades, cartón con cinta pegante resistente números de la caja y orientación,

CAJAS DE CORAZONES PARA TRANSPORTE. Un segundo método de corazonamiento usa un muestreador de paredes (Fig. 2), corrido con un cable en hueco abierto. Los muetreadores a percusión de pared son hasta ahora el tipo más popular de la variedad disponible. La herramienta usa una serie de cargas explosivas, disparadas a remoto desde superficie, para detonar pequeños cílindros metálicos, asegurados a cables, dentro de la pared del hueco, las pequeñas muestras de corazón regresan con la herramienta. Una herramienta típica puede tomar hasta 30 muestras de pared en una corrida a diferentes profundidades. Así como con los corazones convencionales, laboratorios especializados desarrollan un análisis detallado de las muestras. Cualquier método que requiere de un viaje completo afuera del hueco, es relativamente costoso, por lo cual los operadores corazonan usualmente únicamente zonas productivas. En años recientes, sin embargo, los operadores han adaptado taladros para corazonamiento en huecos delgados (slim-hole coring) , usado en la industria mineral. para la exploración de gas y aceite. Unos pocos de estos taladros especiales son usados para la exploración de pozos alejados, en áreas sin explorar. Los taladros para huecos delgados permiten un corazonamiento continuo sin hacer un viaje. El taladro puede cortar un corazón de diámetro pequeño (aprox. 45-120 mm) que el perforador recupera por un cable, dentro de la tubería. El taladro puede ser mucho más pequeño que un taladro convencional, reduciendo costos de transporte y de ensamblaje. Los huecos de tamaños más pequeños son menos costosos en revestimiento y completamiento. La perforación de huecos delgados se hará probablemente más popular para la próxima década.


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23. SISTEMA ALS 2. CONTINUACION.

1.ZENER BARRIERS. 1A. TURCK RELAYS. 2.MONOLOG EXTERNAL BOX. 3.UNIT TERMINAL BOX. 4.SIGNAL CONDITIONING PANEL. 5.DATA ACQUISITION PANEL. 6.DATA LINK PANEL. 7.RTM. 8.TDC. 9.RTG. 10.SVX.

24. CONEXION Y CALIBRACION DE SENSORES. CONEXION DE SENSORES. CALIBRACION DE SENSORES.

25. ASIGNACION DE LOS MONOLOGS. MALACATES. (DRAWWORKS). Diámetro del malacate. Número de líneas en el bloque viajero. Número de líneas por capa. Diámetro del cable. # de líneas en la ultima capa. # de capas completas.


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PUMP / RPM (UNITS EDITOR). WOH - TORQUE. CONEXION DE SENSORES UTB - MEB. ASSIGNACION Y CALIBRACION DE SENSORES. PRESSURE. PITS. H2S. USO PRACTICO DEL MULTIMETRO. Código Internacional de colores: 1. Marrón. 2. Rojo. 3. Naranja 4. Amarillo. 5. Azul. 6. Verde 7. Violeta. 8. Gris. 9. Blanco. 10. Negro.

26. SIMULACION DE OPERACION DE PERFORACION. .

CAMBIO EN LA RATA DE PERFORACION.. CIRCULACION.. CHEQUEOS DE FLUJO.. TRANSFERENCIAS DE PISINAS.. GANANCIA EN PISCINAS.. SIMULACION DE VIAJE.. FLUJO AL TANQUE DE VIAJE.. MONITOREO DE VIAJES USANDO HOJAS DE VIAJES. PERDIDAS DE LODO

STAND TOTAL TRIP Measured displ. Calculated disp. Differential vol.No. VOLUME TANK Interval Cumm. Interval Cumm. Interval Cumm. Remarks

ANALISIS DE LAS CARTAS EN TIEMPO REAL..


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EJERCICIOS DE SIMULACION.

27. PEGA DE TUBERÍA (STUCK PIPE.). HERRAMIENTAS DE PESCA Y RECUPERACIÓN DE CHATARRA. Una pega de tubería puede ser una situación muy seria, pero la sarta de perforación se mantiene completa y el perforador puede circular el fluido. Usualmente, la pesca es más que un problema. Un pescado es una pieza de equipo, herramienta, o sección de la sarta de perforación perdida en hueco. Chatarra (Junk) es cualquier parte relativamente pequeña, algo no perforable, algo como un cono de broca, una llave, u otro fragmento metálico. En cualquier caso, cuando hay chatarra o un pescado en el hueco, este debe ser retirado para que las operaciones de perforación puedan continuar. Los componentes de la sarta de perforación se pueden perder en el hueco por varias razones: * Desenroscado de la tubería (Twist-offs) falla mecánica de la sarta de perforación debido al desgaste y a la erosión del lodo o un tool joint malo. * Desgaste de la tubería (Washouts) erosión y separación de los tool joints causada por la fuga del lodo de perforación. * Rompimiento de la sarta (Parting), debido a un excesivo arrastre en la tubería pegada. * Desenrosque de la sarta (Backoff) por encima de una sección de la tubería severamente pegada, para que las herramientas de pesca puedan ser corridas. El desenrosque es el ultimo recurso cuando la tubería pegada no puede ser liberada por otros medios. El contratista de registros eléctricos suministrara las herramientas necesarias. Los registradores correrán un tensiómetro especial abajo de la tubería. Despues de varias medidas de la tensión de la sarta a diferentes profundidades, ellos pueden determinar el punto más bajo en el cual la tubería se mantiene libre. La herramienta de desenrosque en sí consiste de una pequeña carga explosiva, bajada dentro de la tubería por un cable. La linea de cable coloca la carga en el tool joint (unión) más cercana a la zona de la pega de la tubería. El perforador gira la mesa rotaria o el top drive en reversa por unas pocas vueltas, colocando el llamado “torque inverso” en la sarta de perforación . Cuando se dispara la carga explosiva, el choque de la onda hace que la conección se afloje y el torque inverso gira la unión afuera del tubo pegado. Los perforadores usan un número de herramientas y técnicas ingeniosas para recuperar el pescado. Martillos de perforación (Drilling Jars) --- mecánismos de seguridad colocados en el tope del BHA para soltar la tubería pegada. Los martillos de perforación pueden enviar un impacto en una dirección hacia arriba o hacia abajo, martillando o sacudiendo la tubería o el BHA. Diferentes martillos de perforación incluyen Bumper subs y jar boosters. (De choque y de reinyección). Overshots -- (Fig.1) puede ser corrido dentro del hueco hasta el pescado, luego colocado al rededor de este. Grapas en el overshot se engancha fuertemente en el pescado. Y el taladro puede luego tirar del overshot y el pescado agarrado afuera del hueco. Spears.-- Son similares a los overshots, pero van dentro del pescado. Imanes para chatarra y canastas (Junk magnets and baskets).le permiten al perforador el retirar pequeñas piezas, tales como insertos de broca o fragmentos de cono.


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Herramientas de Pesca Comunes. Moledores (mill) Vienen en todas las formas y tamaños el moledor pule los bordes rugosos del pescado volviéndolo suave para que el overshot o spears pueda agarrarlo. Washover pipe--(tubo de lavado) es el último recurso y el más costoso cuando un pescado pegado debe ser recuperado. La técnica usa tubos de gran diámetro, usualmente revestimientos de alta resistencia, bajado dentro del hueco hasta el final de la tubería de perforación. El wash pipe es lo suficiente grande para encajar en el tope del pescado. El lodo de perforación bombeado abajo del washpipe lava los escombros afuera del pescado pegado, liberándolo para su recuperación. Ya que dos trabajos de pesca no son parecidos, cientos de herramientas que existen de pesca son diferentes para cumplir con los requerimientos únicos del pescador del taladro. El operador puede decidir si hacer sidetrack (desviar) si el pescado no puede ser recuperado, o si los gastos de recuperación son mayores que el costo de reperforación de una sección del hueco. La desviación consiste en taponar el hueco con cemento, a un nivel de 100 m o más sobre el pescado, luego usando técnicas de perforación direccional se perfora alejándose del hueco original (Fig. 2). En general, Un motor con inclinación (o un Whipstock) debe ser usado para iniciar la desviación. , ya que el cemento, aun cuando esta completamente endurecido, es mucho más débil que una formación compactada dada. El side track también debe ser realizado en casos donde un pozo direccional se ha desviado tanto de la trayectoria planeada para permitir ajustes con cambios en el BHA. En cualquier caso, este es un evento sin planear, requiriendo más tiempo y más gastos para su realización. En la perforación de desarrollo, el side track puede ser usado para ampliar la producción con la perforación de múltiples pozos desde un solo hueco. Esta aplicación puede usar herramientas convencionales de perforación técnicas y herramientas especiales que no son discutidas aquí. Este tipo de operaciones es especialmente normal donde únicamente un número limitado de huecos primarios pueden ser perforados para explotar un campo, por ejemplo desde una plataforma de producción en el mar (offshore).

28. PROCEDIMIENTOS DE MUESTREO GEOLOGICO

El Cliente requiere muestras de los cortes perforados a intervalos regulares, para la reconstrucción de la columna litológica y para la detección visual de zonas de reservorio. El Mud logger obtiene una muestra o muestras representativas para un intervalo dado perforado, realiza varias pruebas químicas y físicas para identificar los materiales constituyentes y hidrocarburos (Si hay), luego empaca la muesta(s) para uso posterior del Cliente. En la mayoría de los casos, las muestras proveen la única evidencia física de la formación y de las propiedades del reservorio antes de correr los registros eléctricos y/o pruebas de pozo. Por lo tanto una descripción y clasificación clara de la muestra es crítica. En algunos casos, puede ser necesario el recobrar muestras de los lodos de perforación, fluidos de formación o gases también. La sección 1 es una lista comprensiva de los equipos y materiales de muestreo. Además del al muestreo regular, el operador de Inter-Log debe de recolectar muestras puntuales “spot” cuando surjan preguntas concernientes a la litología, condiciones de perforación o posibles indicaciones de hidrocarburos. Nunca niegue el requerimiento de una muestra puntual, que sea hecha por el Cliente, socios, contratistas de perforación o otras compañías de servicio. La prognosis geológica para un pozo dado, normalmente define los intervalos de muestreo requeridos, el tipo de muestras que debe ser archivado y el número de muestras “cortes” (juegos individuales). Sección 3 de este manual describe los intervalos de muestreo. El tipo de muestras que pueden ser requeridas incluyen: • Sin lavar húmedas (marca)


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• Lavadas húmedas • Lavadas y secadas • Paleontológicas • Geoquímicas • Corazonamiento convencional • Corazonamiento de pared • Lodo de perforación y/o Fluido de perforación Cada tipo de muestra requiere unos procedimientos específicos de manejo; El número de muestras usualmente depende en el número de socios involucrados en un programa de exploración dado, y puede variar de uno a veinte o más. Cada socio tiene derecho al menos a una muestra, y puede solicitar más de una. Esto quiere decir que varios kilogramos de muestra para cada intervalo de profundidad son necesarios para satisfacer los requerimientos del Cliente. En casos donde muchos muestras de corte son requeridos, Inter-Log o el Cliente contrataran personal extra para recolectar, lavar y empacar los cortes. Idealmente, los recolectores de muestras son técnicos o Mud loggers en entrenamiento, pero frecuentemente son contratados localmente con contrato temporal y requieren una supervisión cercana para asegurar una recolección adecuada. El Mud logger es responsable de la calidad de la recolección de las muestras. Asegúrese de que las muestras son recolectadas y empacadas en correcto orden, y en cantidad suficiente para las necesidades del Cliente.


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EQUIPO DE MUESTREO La siguiente es una lista de los diferentes materiales y equipos estándar usados en la recolección y análisis realizado en el pozo. La lista no incluye todas los equipos necesarios para estudios de estratigrafía especializados, o específicos para ciertos Clientes. RECOLECCION DE MUESTRAS Y EMPACADO:

ARTICULO PROPOSITO Bolsas plásticas o de tela, tamaño 20 x 30 cm. (8 x 12 inch) para muestras sin lavar; 15 x 20 cm. (6 x 8 in) para muestras lavadas.

Muestras húmedas sin lavar/lavadas.

Cajas de cartón, 9 x 15 x 43 cm. ( 3.5 x 6 x 17 in) Almacenamiento y transporte de muestras secas. Cajas de madera, aprox. 30 x 30 x 30 cm. (12 x 12 x 12 in) con tapa.

Transporte de muestras húmedas.

Valde, 18.91 ( 5 galones) Recolección de muestras en las rumbas Sobres de papel con cierre doblable, Tamaño 12.5 x 7,7 cm. ( 3 x 5 in ).

Empaque de muestras individuales lavadas y secas.

Marcadores indelebles.

Para marcar el intervalo de profundidad y información del Cliente en algunas bolsas de muestras, sobres y canecas. Nota: lodos base aceite actúan como disolvente en tintas “indelebles” - use etiquetas de papel aluminio resaltadas.

Canecas metálicas. ( canecas pintadas), 1lt de capacidad, (Cerradas al vacío).

Muestras Geoquímicas.

Pala o paleta. Recolección de muestras en la rumba. Tamices de acero inoxidable, 0.063, 0.250, 2, 5 mm. (ASTM # 230, 60, 10, 4).

Separación de los cortes perforados de los derrumbes.

Cinta adhesiva,. Sellar las cajas de muestras secas. MUESTRAS DE RETORNO (Lagging samples). Todas las muestras deben ser registradas, cuando sean recuperadas de pozos perforados con lodo o lodo- aire/espuma. Para pozos perforados con lodo, verifique los tiempos de retardo calculados (lag times) por lo menos una vez al día, usando carburo o arroz. Pozos perforados con aire requieren inyección de gas para verificar el tiempo de retorno. Cuando los cortes suben en el anular, tenderán a “combinarse” en la corriente de lodo en cantidades diferentes, dependiendo de su tamaño y masa. La llegada de cortes de cierta profundidad puede ocurrir de 5 - 15 minutos después de la llegada de un gas de la misma profundidad. PROCEDIMIENTO PARA EL MUESTREO DE CORTES. El lodo registrado muestra información litológica de dos formas, porcentaje, en donde las rocas son descritas en porcentaje de una muestra agregada sobre un intervalo específico, e interpretada, en la cual las rocas recuperadas son correlacionadas con rata de perforación y gas. Los cortes de muestra recuperados deben de dar una proporción adecuada de cada tipo de roca para el registro de porcentaje, y una sección cruzada representativa de la litología para el registro interpretado.


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EQUIPO USADO EN LA OBSERVACION DE CORTES:

Artículo. Propósito Balanza, portable. Peso de las muestras y otros materiales, calcimetria. Botellas, gotereros . Contenedores de agua, fluidos para humedecer, ácidos

diluidos. Beakers de 50 ml. Mezcla de soluciones. Carta de comparación para el tamaño de los cortes. Estimación del tamaño del grano. Fluoroscopio, o luz UV portable. Fluorescencia de cortes/hidrocarburos. Pinzas medianas. Manipulación de los cortes bajo el microscopio. Tinta india (china) negra. repuesto de tinta para rapidógrafos Lampara de alta intensidad. Iluminación de los cortes bajo el microscopio. Imán, tamaño regular. Detección de metales en las muestras. Manocalcimetro Medida cuantitativa de Caliza y contenido de Dolomita. Microscopio, binocular, 7 - 50x de aumento con accesorio polarizante.

Descripción de las muestras.

Columna microsol. Medidas de densidad de lutita. Horno, microondas o convencional para un rápido secado de las muestras Cacerolas, cerámica (preferiblemente) o aluminio. Para secar las muestras en el horno.

Nota: nunca use bandejas de metal en el microondas. Rapidógrafos, Rotring 0.2, 0.3, 0.35 o equivalente. Dibujo a mano de gráficos. Lápices, colores Códigos de colores de litología en dibujos de gráficos a mano. Pipetas, 10 ml Determinación, mezclas reactivas. Punzones metálicos Manipulación de cortes bajo el microscopio. Reglas y escuadras. Bandejas de punto, en porcelana. Aislamiento de cortes para pruebas de propiedades. Tubos de pruebas, con estante. Preparación de los fluidos de referencia. Bandejas para muestras, metálicas o plásticas Para chequeo microscópico de las muestras. Vidrios reloj. Para diferentes necesidades de las muestras. Hojas de trabajo, litología. Dibujar los % de muestras y descripción QUIMICOS - REACTIVOS, USADOS EN EL ANALISIS DE MUESTRAS.

Artículo Propósito Acido Clorhídrico ( HCL), 10% y 50% solución en agua Detección en las muestras de anhidrita y carbonato. Acido Nítrico ( HNO3 ) Prueba lignito/carbón. Rojo de alizarina (solución rojo de alizarina con HCL y Potasio Ferrocianuro K3Fe(CN)6, en agua).

Detección de carbonatos por manchamiento.

Cloruro de bario (BaCL2), solución en agua destilada Prueba para presencia de sulfatos. Carbonato de Calcio (CaCO3), 100% polvo Referencia para la calibración del manocalcímetro. Cloroetano (1,1,1 tricloroetano) Solvente para la detección de fluorescencia en hidrocarburos. Isopropil alcohol (frotante) (CH3CHOHCH3) agente humectante Fenoftaleina. Identificación de cemento en muestras. Cromato de potasio (K2CrO4) solución en agua destilada Determinación de sales. Nitrato de plata (AgNO3) solución en agua destilada Prueba cualitativa para cloruros.


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1. INTERVALOS DE MUESTREO. La mayoría del tiempo, los intervalos de muestreo son fijados por el Cliente. Si no hay datos de muestreo disponibles, use el siguiente procedimiento: 1. Desde el principio de la perforación hasta la superficie del zapato de revestimiento: una muestra cada 5m (15 ft). Si la rata de penetración es muy alta para esto ser practico, cambie temporalmente a intervalos de 10m (30 ft). 2. Desde la superficie del zapato de revestimiento de superficie al zapato del revestimiento intermedio: una muestra cada tres metros (aprox.10 ft). Como arriba, si la rata de penetración es muy alta para esto ser practico, cambie temporalmente a intervalos de 5 m (15 ft). 3. Del ultimo zapato de revestimiento intermedio a T.D.(profundidad total). : Cada metro (3 ft); si la rata de penetración es muy alta, cada 2 metros (5 ft). EQUIPO USADO EN EL EMPAQUE - ANALISIS DE CORAZONAMIENTO CONVENCIONAL. Artículo Propósito Papel de aluminio Envoltura protectora para secciones de corazonamiento para

antes del sellado con será o plástico. Bolsas plásticas o de tela. Recolección de fragmentos rotos de corazón. Cajas para corazón en madera, 1m (3ft) de longitud Transporte/almacenaje de secciones de corazón. Cinta métrica Medida de las secciones del corazón. Martillo Geológico Toma de fragmentos del corazón. Materiales de relleno (papel picado, trapos limpios o plástico esponjado).

Protección del corazón en el transporte.

Cera de parafina o plástico de suave ablandamiento Sellado de las secciones después de envueltas con papel de aluminio; cera de parafina no es recomendable para regiones con temperaturas altas durante el día.

Lapiceros indelebles, negro, azul, rojo y verde Marcado de la orientación del corazón y de la información del Cliente en el empaque y envío.

Pangana de cera, construida o adaptada con materiales locales

Calentamiento de materiales (parafina o Plástico usados para el sellado del corazón).

• Cubiertas de corazón en caucho o fibra de vidrio requieren una sierra circular con una cuchilla para mampostería para cortar en secciones el corazón; el sellado es complementado con tapas plásticas que ajustan en la cubierta y que son sujetadas en su lugar con ganchos (abrazaderas).

• Corazones de pared: usualmente la compañía que realiza el corazonamiento de pared provee los elementos de empaque necesarios.

• Toma de muestras puntuales (spot)

• Al final de la circulación antes de un viaje. • Un lag time después de un cambio en la rata de perforación, repítalo cada cinco minutos si es necesario

hasta que haya cambios visibles en la formación. • Un lag time después de que la rata de perforación, torque y /o la presión en la tubería indique posibles

problemas en la broca. • cuando surjan preguntas relacionadas con las condiciones del fondo del hueco


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Distribución de recolección de la muestra. Bolsillo ( possum belly) Descarga de sólidos finos. Valde de 5 gal. (mejores resultados) Descarga de sólidos gruesos. Malla. Barreras para el control de flujo. Tabla (uso de emergencia) Lodo y sólidos finos - sólidos gruesos. Control de flujo excesivo de cortes Tapa fabricada con receptáculo fijo o graduable (mejores resultados) o: Tapa parcialmente cubierta con placa metálica (uso de emergencia).

2. RECOLECCION DE MUESTRAS. Lodos base-aceite o base-agua. El sitio principal para la recolección de cortes son las rumbas. Las rumbas más viejas tienen dos o cuatro mallas de lado a lado, cada una con el mismo tamaño de malla, con la intención de remover únicamente cortes y materiales grandes. Por la diferencia de los volúmenes en el flujo del lodo, serán seleccionados entre las mallas por el tamaño de la partícula, con el material más fino acumulado en la malla en uno de los extremos (el más retirado de la entrada de lodo) y los derrumbes grandes predominantes en la otra. Los más modernos, ensamblajes de rumba dobles tienen una malla gruesa arriba y una malla fina abajo en cada ensamblaje de rumba. La malla más fina es con el fin de sacar el material reciclado, material erosionado, escombros y granos sin consolidar. Si son perforadas arenas muy finas, puede ser necesario recolectar muestras de los desarenadores.

En cualquier caso, el sistema de recolección de muestras debe de ser capaz de recolectar todos los tamaños de los cortes y de los derrumbes, para todo el intervalo de muestreo, con suficiente material para todos las muestras requeridas. El recolectar simplemente muestras de las mallas de las rumbas no proveerá muestras representativas al menos que el intervalo de muestreo sea muy corto. Existen diferentes sistemas mecánicos de recolección de muestras, pero estos no están en uso ordinario, debido al costo y a su complejidad. El mud logger puede elaborar un sistema simple que puede casi duplicar al funcionamiento de un sistema mecánico de recolección de muestras. Para obtener una muestra representativa en cantidad suficiente, coloque un valde debajo de cada malla, como se muestra en la figura 1. Use un valde limpio de 18.9 ltr (cinco - galones) metálico. Tapando parcialmente el tope del valde para controlar la cantidad de muestra retenidas; para todos los tamaños del hueco, el volumen de cortes para un intervalo específico será mayor que la capacidad del valde. Una alternativa comúnmente usada es el colocar una tabla al final de las rumbas para colectar las muestras. Inter-Log no recomienda el uso de este método. Puede ser que no se recoja suficiente muestra en la tabla, y fácilmente perder cortes representativos si un integrante del grupo de perforación lava las rumbas antes de que la muestra sea recolectada. Las muestras puntuales pueden ser recolectadas directamente de las mallas en las rumbas. Perforación con Aire/espuma/ mixto Cualquiera de los dos métodos puede ser usado. Lo más simple es la instalación de un conducto (bypass) en la línea de retorno de aire (blooie line), esto funciona mejor para condiciones de perforación aire directo o espuma “dusting”. El conducto consiste de un codo de 5 cm. (2 in) de diámetro, una sección corta de tubería vertical, y un valde para recolectar la muestra. El mud logger puede construir una válvula plana de una hoja de metal, para


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controlar la rata de flujo de la muestra. No instale una válvula de bola debajo del recolector de muestras, ya que el polvo la atascara rápidamente. El otro método usa una combinación de separadores Gas/cortes fabricada de un tambor de aceite u otro contenedor cilíndrico, y es lo más usado en las operaciones de espuma o mixtos. El recolector tiene unas características internas de un rociador de agua para disminuir la espuma. Contacte el departamento técnico de Inter-Log para más detalles en la construcción de equipos de recolección en las operaciones de aire - espuma - mixto. 3. LIMPIEZA DE MUESTRAS Y EMPACADO. Lodos base agua. Todos los cortes de muestra provienen del agregado de muestra recuperada del aparato recolector de muestras. La cantidad de muestra requerida depende del número de sets, pero normalmente varía de 1 a 5 ltr. Antes de lavar la muestra, evalúe la plasticidad de la muestra con sus dedos; este es un indicador del contenido relativo de arcilla. Alta plasticidad en las muestras indica que la mayoría de la arcilla puede perderse durante la limpieza, y se requiere una prueba del “porcentaje de arcilla lavada” (explicada más tarde en esta sección) para determinar el contenido de arcilla. Si hay un contenido significante de arcilla en la muestra, note las posibles variaciones de color antes de lavar la muestra. Divida la muestra en tantos sets como sea necesario. Cada set debe ser designado con una letra (A, B, C, etc); Cada caja que contiene muestras de un set dado debe ser marcada con un número (A1, A2, A3, etc.). Muestras para paleontología y geoquímica son procesadas sin lavarse y requieren la mayoría del volumen de la muestra; el remanente es tamizado y lavado para un proceso posterior. Para acelerar el proceso de empacado, prepare las bolsas y los sobres por adelantado, menos la información de profundidad, la cual será adicionada en el tiempo que las muestras sean recolectadas. Si bolsas de tela son usadas para los cortes húmedos, escriba la información del pozo en la etiqueta adherida, no sobre la misma bolsa. Este seguro de que cada bolsa o sobre tenga la siguiente información, escrita con lapicero indeleble: • Nombre del Cliente (sí es requerido, filial) • Nombre del pozo. • Profundidad del intervalo de la muestra (From; , to:) y la unidad de profundidad (metros, Pies) • Juego de muestras (A, B, C, etc.) Nota: siempre escriba el intervalo de la muestra, no una sola profundidad, por si la muestra es manejada individualmente (separada de las muestras de arriba y debajo) y se mantenga la posibilidad de conocer las profundidades del tope y del fondo. Si no es posible obtener muestras para una profundidad específica, use de todas formas los recipientes marcados de las muestras para el intervalo; marque la frase “sin muestra” usando tinta indeleble, en la parte exterior de las bolsas, sobres o canecas y guarde estas en orden con las otras muestras. Prepare varias cajas para las muestras secas (una para cada juego) en un estante en la unidad de mud logging. Marque las cajas con la designación del juego, así como para las muestras empacadas. Asegúrese de que los intervalos de profundidad para las muestras archivadas en cada caja son las mismas para todos los juegos. Tamice las muestras mientras la lava; verifique los requerimientos del tamiz con el Geólogo de pozo antes de proceder. Los números de los tamices normalmente usados son 5 mm (2 mm), 0.250 mm, y 0.063 mm. Coloque los tamices, en orden descendiente, en el lavadero de la unidad de mud logging. Si es disponible, use una olla en el fondo para recolectar cualquier partícula de grano extremadamente fino. Para lavar las muestras. 1. Obtenga al menos 1 lt (aprox.2 pintas) de muestra sin lavar. 2. Coloque 50 cc de la muestra sin lavar en un cilindro graduado; este será usado más tarde para determinar “el porcentaje de arcilla lavada” 3. Coloque el resto de la muestra sin lavar en el tamiz superior (5 mm). 4. Suavemente lave el lodo de la muestra con agua corriendo desde el tope; evite usar demasiada presión de agua


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en caso de formaciones frágiles (arcillas, Evaporitas, etc.) 5. El residuo en el tamiz de 5 mm representa derrumbes; si usted observa derrumbes grandes o abundantes poco comunes retenga los contenidos para una inspección del representante del Cliente y Geólogo. 6. Los contenidos del tamiz de 0.250 mm son retenidos para análisis microscópicos y los cortes de muestra seca; Coloque en vidrios de reloj algunos de los contenidos de la olla y de los otros tamices, para una comparación visual. Accesorios montados en una línea de escape Cabeza de perforación rotante. Jet (aire) Succionador de gas secundario. Jet (aire) Succionador de gas primario. Conexión para circulación de fluido. Recolector de muestra. Reductor (agua) Llama de piloto Accesorio simple para recolección de muestras. Línea de escape. Flujo de aire. Campana con válvula (fabricada en pozo) Valde. ! Amarre al recolector de muestras y al valde un trapo para evitar el polvo.


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Gráfico del procesamiento de muestras. Las arcillas suaves se perderán por completo al lavarse, debido a la dispersión existente de las partículas coloidales de la arcilla en el agua. La prueba de “el porcentaje de arcillas perdida” aproxima la perdida de arcilla debido al lavado: 1. Si usted no ha hecho esto ya, coloque 50 cc de muestra sin lavar en un cilindro graduado 2. Desocupe el contenido del cilindro en el tamiz superior (5 mm), y lávelo hasta que todo el lodo residual de perforación haya salido 3. Después del lavar, regrese los contenidos remanentes de los tamices de 2 mm, 0.25 mm, 0.063 mm, al cilindro graduado, bote los contenidos del cilindro de 5 mm. 4. Obtenga la diferencia entre el volumen original y el resultante, luego convierta a porcentaje; este es el “ porcentaje de arcilla lavada” Sin lavar húmeda y Palinológica - recoja aproximadamente 500 cc de muestra por bolsa (o como el cliente lo solicite) Asegúrese de que el intervalo de profundidad marcado en la bolsa sea el correcto, luego sierre la bolsa (con ajuste para bolsas de tela, o ganchos y presión para plásticas) y colóquela a un lado para que luego sea almacenada en orden. Húmedas lavadas - recoja aproximadamente 150 cc por bolsa (o como el Cliente lo requiera) de todos los tamices. Empaque como para las muestras húmedas sin lavar. Lavadas y secadas - recoja aproximadamente 20 cc de corte de muestra, del tamiz de 0.250 mm; guarde algo de muestra húmeda para los análisis de cortes húmedos al microscopio. Seque la muestra por medio de un horno, o bajo luz infrarroja (lampara de calentamiento). Divida la muestra en el número necesario de cortes y coloque cada corte en su respectivo sobre, guardando algunos gramos para el análisis de Calcimetria y/o densidad de lutita. Almacene los sobres en orden en las cajas para muestras preparadas anteriormente. Geoquímica - recoja aproximadamente 750 cc por 1 caneca metálica. Llene la caneca de 1 lt con 1.5 cm (3/4 in) de agua fresca, luego adicione de 4 - 6 gotas de solución bactericida (zepherin cloruro o equivalente). Selle la caneca y almacénela en la caja apropiada, en orden. Aceite en superficie - si el aceite llega a superficie durante la perforación, el mud logger debe tratar de obtener una muestra sin contaminar para análisis de laboratorio. Coja la muestra de aceite en un recipiente sellable de (500 ml) de vidrio o plástico no reactivo. Coloque cinta alrededor de la tapa para prevenir una abertura accidental durante el viaje. 4. LIMPIEZA DE LA MUESTRA Y EMPACADO. Lodos base-aceite Los lodos base-aceite generalmente no son reactivos ni invasores en la formación, permitiendo que los cortes lleguen a superficie en buenas condiciones. La dificultad para remover el lodo, sin embargo, significa que algunas de estas propiedades se perderán, no importa que tan cuidadoso sea el trabajo del lavado. Además, las muestras requieren de un procedimiento especial de manejo almacenamiento y desecho para evitar daños al medio ambiente. Trate de hacer todo el procedimiento de la muestra afuera de la unidad, para reducir la contaminación y hacer más fácil la limpieza. Las áreas de procesamiento y almacenaje deben de estar cubiertas para prevenir contaminar con agua lluvia las muestras y los solventes. Para prevenir que lodo base-aceite penetre en la tierra, cubra las áreas de procesamiento y almacenaje de muestras con material absorbente de aceite obtenido del contratista de perforación. Nunca bote los cortes o fluidos contaminados con aceite en los sistemas de drenajes o basureros. Unicamente bote los fluidos y cortes contaminados en los sistemas de basura usados por el contratista de perforación.


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Diseño inicial del área de procesamiento de la muestra: 1. Consiga un tambor de aceite desocupado con el grupo del taladro o el Tool pucher. Este seguro de que el interior del tanque este libre de líquidos o escombros contaminantes. 2. Corte la caneca por la mitad entre el tope y el fondo, para obtener dos contenedores abiertos. Marque un contenedor como “tanque A”, el otro como “tanque B”. 3. Llene ambos contenedores con diesel, o con el aceite base usada en el sistema de lodo. Siempre lave las muestras en la misma secuencia:

• Tanque A - Utilizado para en tamizado inicial y el lavado de los cortes • Tanque B - Utilizado para el lavado final.

4. Consiga un recipiente pequeño (preferiblemente metal) conveniente para vertir la base aceite sobre los tamices llenos de muestras. Lavado del lodo base-aceite de las muestras: 1. Tome una muestra representativa de las rumbas. (shale shakers). 2. Fije el tamiz grueso (5 mm) sobre el tamiz fino (0.250 mm) y llene el tamiz con cortes. 3. Lave la mayor parte del lodo de la muestra sumergiendo los tamices varias veces, primero en el tanque A, luego en el tanque B. Otro método de lavado es el de sostenerlos tamices derechos sobre los tanques, y usar la jarra pequeña para sacar aceite y vertirlo sobre la muestra. Usted debe experimentar para encontrar el mejor método de limpieza. 4. La limpieza final puede usar cualquiera de los siguientes métodos: Limpieza con detergente- enjuague varias veces con agua que contenga el 10% de detergente. Después de lavar, los cortes que deben ser estudiados deben ser juagados ligeramente con solvente (Tricloroetano) para eliminar la película de lodo y agua que interfiere en la observación. Limpieza con bicarbonato de soda: Enjuague los cortes en una solución de bicarbonato de soda (500 gr por un litro de agua). Lave luego con agua que contenga 10% de detergente, luego enjuague con agua corriente. Considere el uso de un solvente volátil, tal como tricloroetano, para limpiar una pequeña cantidad de muestra para el análisis microscópico. Este método solo puede ser usado para volúmenes de muestra pequeños; es demasiado caro, y los químicos muy tóxicos, para procesamiento de muestra a gran escala. Vea las “hojas de datos tóxicos” en el manual de políticas de seguridad y procedimientos de Inter-Log para precauciones e información en el uso de tricloroetano y otros solventes. Experimente lo necesario para encontrar el mejor sistema de limpieza de las muestras. Cuando este satisfecho con los resultados, use el sistema en todos los casos para que haya consistencia. 5. LIMPIEZA Y EMPACADO DE LAS MUESTRAS. Perforación Aire- mixto La perforación con aire posee algunas dificultades para el registro de la litología. La alta velocidad anular y el efecto abrasivo de la circulación de aire nos dice que la mayoría de cortes son polvos finos cuando llegan a la superficie. Las condiciones normales de perforación son en realidad conocidas para nosotros como “dusting the hole”. La perforación con ‘espuma’ y ‘mixto’ requiere la adición de detergente a la corriente de aire, y son usados cuando el agua entra al hueco en pequeñas cantidades. Una entrada de agua durante la perforación con aire puede causar problemas severos en el hueco si no esta compensada ya sea secando el hueco o introduciendo aditivos a la corriente de aire para incrementar la capacidad de levantamiento de los cortes. Recoja muestra abundante para cada intervalo; la mayor parte del polvo debe ser removida cuando se lava. Use el tamiz de 0.250 mm para retener cortes observables. Cada muestra debe ser lavada cuidadosamente para remover el polvo y permitir la observación de los colores, texturas y minerales.


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Lavado de muestras en sistemas con lodo base-aceite

Huecos limpios y secos perforados con aire ofrecen las mejores muestras para el logger. El hinchamiento de lutitas humedecidas con agua es común en huecos perforados con aire, especialmente después de perforar una secuencia gruesa de lutita. Nota: notifique Inmediatamente al perforador y/o al Representante de Cliente si los cortes muestran signos de agua de formación. Al hueco debe ser circulado para hasta que esté limpio antes de las conexiones, ya que los cortes caerán al fondo del pozo cuando pare la circulación de aire. Los cortes recogidos después de un viaje contienen abundantes derrumbes. Las condiciones húmedas del hueco se convierten en problemas de perforación y un pobre retorno de cortes. Si el hueco se empieza a humedecer, la sección de lutita previamente perforada puede levantarse (hincharse y producir derrumbes). Derrumbes abundantes y retornos pobres usualmente ocurren cuando hay cambios en la perforación de aire a mixto. Secar el hueco toma algún tiempo. El grupo de perforación debe de adicionar una o más píldoras de jabón para descargar el hueco de agua y cortes acumulados. El perforador luego circulara aire y trabajara la tubería hasta que el hueco este lo suficiente seco. El polvo no debe ser visible en superficie hasta después 3 - 30 m (aprox 10-90 ft) de perforación. Si el hinchamiento de las lutitas empieza a ser excesivo con perforación mixta, el grupo debe arreglar el lodo. Si es imposible secar el hueco se pasa a lodo mixto. Durante la operación del secado del hueco, el sistema de muestreo puede recuperar unos pocos retornos o ninguno. En tales casos, si la llama piloto y/o jet desempolvador estan en uso, coloque un tamiz al final de la línea de escape para recoger las muestras. Use las trazas de muestras recobradas para construir el registro litológico. Guarde las muestras de agua de formación en un recipiente sellado de un 1 litro, hecho de vidrio o de un plástico no reactivo (Nalgene por ejemplo). Coloque cinta sobre la tapa para prevenir aberturas accidentales del contenedor durante el envío. Use un marcador de tinta permanente para marcar el contenedor con la profundidad de la muestra, litología penetrada, operaciones del taladro y fecha. Si las operaciones de humedecimiento ocurren durante el periodo de muestreo, incluya una muestra separada de la mezcla agua-jabon de la bomba de mezcla. El laboratorio de análisis usa la mezcla de agua-jabón como una muestra de control. Si aceite llega a la superficie durante la perforación con aire, el mud logger o el recogemuestras deben tratar de conseguir una muestra sin contaminar para análisis de laboratorio. Cuando el aceite llega a superficie los retornos son pocos o no hay. Una corriente de fluido (aceite) puede gotear del recolector de muestras o de la línea de escape. Coja la muestra de aceite en un contenedor pequeño de (500 ml) en vidrio o plástico no reactivo sellable. Coloque cinta sobre la tapa para prevenir que se abra durante el envío. Marque el recipiente así como para las muestras de cortes. Ya que los vapores de aceite pueden dañar la tinta del marcador indeleble, haga una etiqueta de identificación separada para la muestra. Use un lapicero de punta redonda para marcar la etiqueta con la profundidad, litología penetrada, fecha, operaciones del taladro, y fluorescencia visible. Pegue la etiqueta al contenedor de la muestra. 6. RECOLECCION DE MUESTRAS EN ZONAS DE PERDIADAS DE CIRCULACION. Bajo condiciones de una perdida total de circulación, los cortes no retornaran a la superficie. Bajo condiciones de perdida parcial, algunos cortes pueden llegar a la superficie, pero la recuperación de la muestra es difícil. Con pérdida parcial de circulación: • Algunos de los cortes se pierden en la zona de perdida. • Reducir la velocidad anular por encima por encima de la zona de pérdida nos da una capacidad más baja en el transporte de cortes. • La adición de agua resulta en una baja de la densidad y la viscosidad reduciendo posteriormente la capacidad de transporte de cortes.


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• La adición de materiales de perdida de circulación (LCM) y la dificultad para removerlos encubre la presencia de cortes. • Con frecuencia, las rumbas deben de ser bypaseadas, previniendo el recobrar los cortes por el sistema normal de recolección de muestras. Para recobrar suficientes cortes en zonas de perdidas parciales, los mud loggers tienen dos opciones: 1. Colocar un valde metálico en el bolsillo (possum belly) detrás de las rumbas (shale shakers) “ útil cuando ocurren perdidas intermitentes” 2. Prepare una caja con una canal para recolectar los cortes, con la canal conectada a una línea de bypass conectada a la línea de flujo de retorno del lodo (preferiblemente para áreas donde ocurren periodos extensos de pérdidas parciales). La caja en forma de canal debe ser construida en el pozo o obtenida en la base más cercana de Inter-Log, ya que no es una pieza estándar del equipo de la unidad. Usando cualquier método, suficientes cortes deben ser recolectados para cumplir con los requerimientos, si no han ocurrido perdidas totales. El lag time debe ser extendido para ajustarlo en las ratas de flujo más bajas por encima de la zona de perdida; la única forma de medir esto realizando una prueba de carburo o arroz. 7. ALMACENAMIENTO Y ENVIO DE MUESTRAS. Chequee la prognosis de geología primero - esta usualmente define los requerimientos para almacenaje y envío de muestras. ALMACENAJE Muestras húmedas - estas son almacenadas afuera de la unidad y se les permite un secado a goteo antes de ser empacadas para su envío. En algunas locaciones, el Cliente dispondrá para la construcción de una caseta para el procesamiento de las muestras cerca de la unidad de logging; si no es así, mantenga las muestras alejadas de la intemperie lo más posible que sea. La fabricación local de un anaquel de madera o metal para el secado hará más fácil el mantener las muestras en orden de profundidad y mantener la calidad de las muestras hasta su envío. Como se anotó anteriormente, las muestras tomadas de lodos base-aceite no se les debe permitir que goteen fluido sobre el campo abierto; coloque un material absorbente debajo de las bolsas mientras se secan. En la mayoría de los casos, las cajas de madera hechas localmente son usadas para almacenaje/envío de las muestras y los corazones. En una emergencia, las cajas de cartón pueden ser usadas para las muestras de bolsas, si los interiores son primero recubiertos con plástico y las cajas son reforzadas con cinta de empacar resistente. Tenga cuidado de no sobrecargar las cajas con cortes. Empaque las bolsas de las muestras en orden de profundidad, preferiblemente que cada caja contenga bolsas con un número redondo de profundidad al siguiente (i.e. de 2000 a 2500 m). Muestras lavadas y secadas - los sobres individuales van dentro de las cajas de almacenaje tan pronto como son llenados. Dependiendo del número de sets, las cajas pueden ser almacenadas dentro de la unidad mientras se espera para ser enviadas (preferiblemente) o afuera en un contenedor resistente a la humedad. Muestras Geoquímicas - las muestras deben ser almacenadas con las mismas precauciones de las muestras de bolsas.


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TRANSPORTE. Si la prognosis de geología no provee instrucciones especificas para el transporte, siga estas instrucciones: • Verifique de que todas las muestras hayan sido empacadas en la secuencia correcta y de que no hace falta ninguna. • Marque las instrucciones de envío en dos lados para cada caja (en la tapa, y al lado), como sigue (también vea

Figura) Nombre del Cliente (o asociado). Nombre del pozo. Juego de muestras (A, B, C, etc.) y caja número (1, 2, 3, etc.). Primera y última profundidad de la muestra. Nombre de la compañía o persona que recibe las muestras. Dirección del destinatario. Use marcador indeleble para marcar las cajas de cartón, y pintura para marcar las cajas de madera (no use etiquetas de papel); escriba legible y asegúrese de que todas las cajas estén marcadas de igual manera • Asegure y cierre bien las cajas y almacene estas en un tablón de transporte, protegido de la humedad; cuando el tablón este lleno contacte el Geólogo de Pozo y/o al representante de la Compañía para los arreglos de transporte. Si la seguridad del pozo es alta (tight hole), será necesario colocar únicamente el nombre del destinatario y la dirección en el exterior de la caja. La información del Pozo y la profundidad deben de escribirse en la tapa y en uno de los lados interiores de la caja. Muchos Clientes requieren el llenar un formato para cada caja enviada fuera de la locación. El formato de envío se hace normalmente por triplicado para cada caja de muestras. Una de las copias va dentro de la caja enviada, la segunda es enviada al Cliente, mientras que la tercera se mantiene en los archivos de la unidad en caso de que haya preguntas con respecto al envío.

29. CALCIMETRIA LAPICERO. ENROLLADOR DE GRAFICA MANUAL. ENROLLADR CON MECANISMO DE RELOJ. SUJETADOR DE AMPOLLETA DE ACIDO. CAMARA DE REACCION (PARTE BAJA). TORNILLO DE LA CAMARA DE REACCION. PISTON DE CALIBRACION. CAMARA DE REACCION ( PARTE SUPERIOR). VENTILACION. NIVEL DE PARADA-INICIO GRAFICA. LLAVE PARA AFLOJAR EL BRAZO DEL EJE.


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EL MANOCALCIMETRO. CALCIMETRIA: Nota: las unidades de mudlogging deben estar equipadas con un manocalcimetro mecánico o electrónico. Unicamente la versión mecánica es descrita aquí. El manocalcímetro mide y graba la cantidad de carbonato contenida en una muestra de roca, y puede hacer análisis separados de: • Calcita ( CaCO3 ) • Dolomita ( ( CO3) 2Ca,Mg ) El sistema mide carbonatos al someter un volumen conocido ( 1gr ) de muestra a un ataque corrosivo de ácido en una cámara con volumen constante, y grabando la presión de CO2 producida. La presión opera un tubo fijado al lapicero de la gráfica. El sistema completo esta alojado en una sola unidad portable; la Figura 1 muestra las características principales. Los principales componentes del manocalcímetro incluyen: Una cámara de reacción (altuglass) - esta es una pequeña cámara en donde la reacción toma lugar. La parte baja puede ser desenroscada para colocar la muestra de prueba. Diafragma - la cámara de reacción esta conectada por un tubo flexible al diafragma (dentro del compartimento de metal). El diafragma esta cubierto con teflón el cual lo protege y lo separa de los vapores de ácido que vienen del aceite en el tubo. Grabador - el tubo opera un brazo equipado con un lapicero, el cual traza el curso de la reacción en una carta. La carta se desenrrolla cuando es activada por el temporizador, a una velocidad de 30 segundos por división. La gráfica esta conducida por un sistema de reloj de cuerda el cual debe ser enrollado manualmente a intervalos regulares, este operara por intervalos de 12 horas sin ser rebobinado. El equipo adicional requerido consiste de una balanza electrónica o mecánica, papel de filtro, ampolletas de ácido de repuesto, y un par de alicates (usados para romper el extremo de la ampolleta antes de su uso). INTERPRETACION DE LA GRAFICA. La concentración del ácido y la finura de la roca triturada afectaran la curva que es producida en la gráfica. Note que aún cuando los contenidos en la cámara son agitados, los granos más gruesos no son disueltos tan rápido como los más finos. Así la curva de la presión podrá incrementar gradualmente por un largo periodo después de la primera reacción. Caliza pura (CaCo3)- la reacción de ácido con una caliza pura resultara en un rápido incremento de una linea recta de 0 - 100%, luego el nivel esta fuera de 100% (Figura 2A). La forma de la curva dependerá de la finura de la muestra y la presencia de hidrocarburos: si la curva es completamente horizontal, esta indicara que la muestra era un polvo muy fino; si esta decae unos pocos grados, indicara que la granulometría era muy gruesa (de 0.063 - 0.012), y/o que algún aceite residual estaba en la muestra. Roca calcárea (50-100% Caco3) - la curva se mantiene como una línea recta, pero no alcanza el 100% (Figura 2B) El porcentaje al cual el nivel de la curva sale indica el porcentaje de CaCO3. En la Figura 2B, esta es de 72%, indicando que un 28% de la muestra no era residuo de carbonato (arcilla, cuarzo, materia orgánica, etc.) Rocas calizas (0 - 50% CaCO3) - estas reaccionan de la misma forma que las rocas calcáreas, excepto que el contenido de CaCO3 es menor que el 50% (Figura 2c). Después de la rápida reacción inicial en linea recta, al nivel que la curva sale es el porcentaje de CaCO3.


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A. Caliza pura. 100% CaCO3. B. Roca calcárea. 72% CaCO3. C. Rocas calizas. 39% CaCO3. D. Influencia de hidrocarburos

Ejemplos de curvas de CaCO3

La presencia de hidrocarburos (aceite en los poros de la muestra o muestras con capas de aceite residual tomadas de lodos base aceite) tenderán a impedir la reacción del ácido, resultando una curva de reacción de caliza parecida a la de una dolomita (figura 2 D). Nota: no confunda este efecto con una velocidad lenta del incremento debido al consumo de dolomita al final de la reacción de la caliza pura. La contaminación de aceite puede ser detectada por la formación de grandes burbujas de gas a medida que el ácido ataca la muestra. Dolomita pura. (( CO3) 2 Ca, mg) - la reacción de la dolomita inicia inmediatamente pero lentamente, y el lapicero marca una línea mas curva más gradual, de una forma más diferente que la de una caliza pura (Figura 3A). Dolomita pura (100%) producirá una curva que se sale de la escala, i.e. encima de 100 divisiones. Esto es porque la calibración es realizada con CaCO3, la cual tiene una ligera diferencia en el peso molecular con respecto a la dolomita. El valor de la lectura de todas las gráficas de dolomita debe ser multiplicado por 0.92 para optener el porcentaje correcto. Nota: Es necesario agitar bien el brazo del eje para empezar la reacción. Dolomitas (50-100% (CO3) 2 CaMg) - las dolomitas impuras siguen la misma trayectoria de reacción que las dolomitas puras, pero el porcentaje máximo alcanzado es menor (entre 50 - 100 %). La reacción puede empezar inmediatamente, o puede ser necesario esperar más de un minuto antes que la reacción empiece a producir CO2. En el punto en el cual la presión se estabiliza indica la lectura de dolomita, la cual debe ser multiplicada por 0.92 para que del valor verdadero de porcentaje (vea Figura 3b). Rocas dolomiticas (0 - 50 % (CO3) 2 Ca,Mg) - si el contenido de dolomita cae por debajo del 50 %, la roca es clasificada únicamente como una roca que contiene dolomita. La curva será la misma como la de arriba, pero se estabilizara antes de alcanzar 50 % (figura 3c). Nota: los porcentajes de dolomita descritos arriba son los valores leídos directamente de la gráfica. Los valores de dolomita leídos en el manocalcímetro deben ser multiplicados por 0.92 para dar el verdadero porcentaje. Dolomita calcárea - si el principal constituyente es dolomita, con un bajo contenido de caliza, la roca es clasificada como una dolomita calcárea. La curva llega a ser una curva compuesta de estos dos componentes (Figura 4a). El primer componente en reaccionar es la caliza, el cual dará una línea - recta de incremento normal. Una vez que la caliza es consumida, dará vía al trazo de la curva típica de dolomita. Dividiendo la gráfica en sus componentes, el porcentaje de cada uno puede ser calculado. Por ejemplo en la Figura 4A los resultados son: 25% calcita 53.4% dolomita (valor de la gráfica de 58% multiplicado x 0.92 y redondeado) 22% residuo


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Calizas Dolomiticas (mínimo 50% calcita) - las rocas que son principalmente calizas, pero que también contienen dolomita, son llamadas calizas dolomiticas. La curva es una curva compuesta similar a la de arriba, pero la linea recta del componente de la caliza es mucho más importante, y se levanta arriba del nivel del 50% (figura 4b). El comienzo de la reacción es tomado como el punto en el cual la curva empieza a nivelarse. El contenido de dolomita consiste en el porcentaje medido entre este punto y el valor máximo de la curva. En todos los casos, en la presencia de dos curvas, es aconsejable el trazar la tangente a la primera curva (caliza), y leer el limite de caliza-dolomita donde las curvas se separan de la línea recta. Nota: En caso de que los limites entre las dos curvas no sean claros, las ampolletas de ácido deben de ser colocadas en el refrigerador (a aproximadamente 4o C). Esto tiene el efecto de retardar ligeramente el ataque de la caliza, y retardar considerablemente la reacción de la dolomita, por lo cual el limite entre las dos será más claro. A. Dolomita Pura. Valor de la gráfica x 0.92 B. Dolomita. 70 x .92 = 64.4 % C. Roca Dolomitica. 30 x .92 = 27.6 A. Dolomita Calcarea. Caliza 25% Dolomita 58x.92 = 53.4 % Residuo 100 - 25 - 53 = 22% B. Caliza Dolomitica. Caliza 72% Dolomita 25 x .92 = 23% Residuo 100 - 72 - 23 = 5%

Figura 4 - Calizas Mezcladas / Curvas de Dolomita.

30. DENSIDAD DE LA LUTITA. INTRODUCCION. Dependiendo de la preferencia del Cliente. Inter-Log debe desarrollar el análisis de densidad de lutita usando: 1 Picnometria de balanza de lodos. 2. Microsol. 3. Picnometro de desplazamiento de gas. 4. Columna de densidad - variable. Una clave para determinar las medidas de densidad de lutita es la calidad de los cortes. Los cortes usados para las medidas deben de ser lutitas puras y deben de cumplir con los siguientes requisitos: • Lave cuidadosamente la muestra. • Tamice las muestras para retirar los derrumbes. • Seque los cortes al aire o agitándolos hasta que la superficie de los cortes tenga una apariencia opaca; • No seque las muestras calentándolas. • Haga al mínimo tres medidas de densidad para cada intervalo de muestra. Algunos Clientes requieren cinco corridas de densidad de lutitas para cada muestra, con el promedio de las cinco corridas (o de las tres de la mitad, con los extremos descartados) usadas para la grafica. DENSIDAD DE LA LUTITA. METODO DE LA PICNOMETRIA DE LA BALANZA DE LODOS.


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En la picnometria de balanza de lodos, el operador llena un recipiente de un volumen conocido con muestra, luego mide el cambio en el peso cuando el fluido desplaza el aire remanente. Este método no es muy exacto pero es útil cuando no hay disponible otro equipo para medir la densidad. Además de las muestras de shale limpias, usted necesitará los siguientes materiales: balanza de lodos y agua destilada(aproximadamente 1 lt por 5 muestras) Para medir la densidad de lutita con balanza de lodo: 1. Seque al aire una cantidad de lutita (tamice para remover derrumbes) suficiente para llenar el recipiente de la balanza de lodos. 2. Asegúrese de que la balanza de lodos este limpia y seca. 3. Llene el recipiente de la balanza de lodo con cortes de lutita hasta que la balanza, con la tapa en su lugar, lea 1g/cc (métrico) o 8.35ppg (API) con la tapa en su lugar. 4. Retire la tapa, llene el recipiente hasta el tope con agua destilada, y coloque la tapa. Anote la densidad aparente ( d2). 5. Calcule la densidad de lutita ( dS) en unidades métricas.

dSd

=−1

2 2

o en unidades API:

dSd

=−

8 3516 7 2

..

donde: dS = Densidad de lutita ( ppg ) d2 = Densidad aparente de los cortes más agua (gr/cc). DENSIDAD DE LA LUTITA. METODO DEL MICROSOL. El operador usa un Microsol para pesar la muestra en el aire, luego en agua destilada (SG = 1). Dividiendo el peso en el aire por la diferencia entre el peso en el aire y el peso en el agua nos da la gravedad específica de la muestra. La vibración y los efectos de oleaje pueden impedir medidas exactas en algunas locaciones de plataforma. Se necesita microsol, agua destilada, gotas de detergente liquido, papel filtro. El microsol consiste en un ensamblaje de medida (Firura 5A) y un ensamblaje de flotador (figura 5b), con las siguientes partes: 1. Tubo plástico transparente (altuglass) sellado en un extremo y montado en una base de metal. 2. Soporte del espejo. 3. Espejo, marcado con una escala graduada. 4. Tornillo de ajuste cero. 5. Bandeja inferior de la muestra 6. Base Metálica. 7. Varilla del flotador. 8. Flotador. 9. Bandeja superior de la muestra. 10. Tornillo para fijar el soporte del espejo. 11. Lastre de peso. Para medir la densidad de la lutita con el microsol, siga el procedimiento de abajo. 1. Para cada intervalo de la muestra, seleccione de 5 - 10 fragmentos de lutita pura, cada uno con menos de 5 mm de diámetro. 2. Coloque los cortes en un pedazo de papel de filtro y déjelos secar al aire.


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3. Llene el tubo de plástico transparente con agua destilada, hasta 2 cm. abajo del tope. 4. Si el agua destilada es nueva, adicione 3-5 gotas de detergente (detergente líquido para lavar platos servirá) para reducir la tensión de superficie del agua. 5. Coloque el ensamblaje del flotador dentro del tubo de plástico transparente (figura 5c). 6. Este seguro de que no hay burbujas de aire en el flotador o en la varilla; si es necesario, gire el flotador varias veces para descargar cualquier aire atrapado. 7. La bandeja inferior de la muestra debe de estar de 1-2 cm. por debajo de la superficie; si no, chequee si hay burbujas de aire, fugas, o un lastre de peso defectuoso. 8. Ajuste la escala de medida para que la punta del alambre del ensamblaje flotador esté en cero (o un número redondo, como diez o veinte). Mientras ajusta la escala, ajuste la punta del alambre con su imagen en el espejo para eliminar efectos paralelos. 9. Para cada muestra, use pinzas para colocar suficiente muestra en la bandeja superior para hacer que el flotador descienda sin que haga contacto con el fondo del tubo. 10. Cuando el ensamblaje del flotador se estabilice, anote la posición (d1) de la punta de la varilla del ensamblaje del flotador (Figura 5D). Este seguro de eliminar paralelismo emparejando la punta del alambre con la imagen en el espejo. 11. De nuevo usando pinzas, transfiera los cortes del recipiente superior al inferior. Si usted pierde algo de los cortes, usted debe de descartar el resto y empezar de nuevo. 12. Cuando se estabilice el ensamblaje del flotador, anote la posición (d2) de la punta de la varilla del ensamblaje flotador. Debido a la flotabilidad en el agua, d2 es menor que d1. Si no, empiece de nuevo con otro conjunto de cortes. A. Montaje de medición. Espejo con escala graduada. Soporte del espejo. Tubo plástico transparente. Tornillo para ajustar cero. Tornillo del soporte del espejo. Base de metal. B. Montaje del flotador. Bandeja superior de la muestra. Bandeja inferior de la muestra. Flotador. Varilla del flotador. Lastre de peso. C. Sistema. D. Medida d1. E. Medida d2

Midiendo la Densidad de Lutita con un Microsol 13. Determine la densidad de lutita:

dS dd d

=−1

1 2

dS = Densidad de lutita aparente, g/cc d1 = Desplazamiento de la muestra en el aire d2 = Desplazamiento de la muestra en el agua 14. La mayoría de los Clientes requieren tres o más medidas para cada intervalo de muestra. La densidad aparente para cada intervalo es el promedio de los resultados.


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DENSIDAD DE LA LUTITA. METODO DEL PICNOMETRO DE DESPLAZAMIENTO DE GAS. El método usa desplazamiento de gas (ley de Mariotte) para medir un volumen sólido (en este caso cortes de lutita) de un peso conocido. El picnometro compara el peso del corte con volumen para determinar la densidad. El principio de desplazamiento de gas mide la densidad de la matriz (minerales más porosidad no efectiva). El sistema puede ser suministrado cuando el Cliente lo requiera. El picnometro es pre-programado y corre el ciclo de medida automáticamente, el cual consiste de: • Purga de la cámara de la muestra. • Una medida de prueba para verificación de la calibración • Tres medidas consecutivas de la densidad de la muestra • Imprimir los resultados El proceso de análisis requiere aproximadamente de 15 minutos. Nota: Para una instrucción completa en la teoria del picnometro, sistema/calibración y problemas de funcionamiento, consulte el manual de operación del picnometro, suministrado con el picnometro. DENSIDAD VARIABLE. METODO DE LA COLUMNA.( BAROID) La columna de densidad variable es una columna de fluido llenada con una mezcla de líquido que incrementa la densidad con la profundidad (Figura 6). Los líquidos usados en la columna son usualmente Bromoformo (SG 2.85) y 1,1,1 Tricloroetano (SG 1.47). El operador, después de calibrar la columna con gotas de vidrio de densidades conocidas, suelta un corte de lutita dentro de la columna. Cuando el corte esta en reposo, el operador usa una gráfica de calibración para determinar el volumen de densidad de la muestra. Este sistema es suministrado solamente cuando el Cliente lo requiere. Tricloroetano reemplaza al Tetracloruro de Carbón, comúnmente usado como el fluido de baja densidad. Debido a la naturaleza extremadamente tóxica del tetracloruro de carbón, Inter-Log no usa mas este químico. !Advertencia! Bromoformo y tricloroetano son altamente tóxicos. No respire los vapores y no permita que estos tengan contacto con la piel. No mezcle o use Bromoformo y tricloroetano en un área sin ventilación. Use guantes de caucho cuando trabaje con estos químicos. Asegúrese de que químicos regados o descartados no entren en suministros de agua. La columna de densidad variable puede dar resultados exactos, pero puede que no trabaje donde existan oleajes o vibraciones (en taladros de plataforma). Corte de lutita. Gotas de Densidad Malla Cilindro graduado Tapón para aire. Gráfica. Volumen del cilindro (ml) vs Densidad (g/cc)

Figura 6 - Columna de densidad de lutita.

31. FACTOR DE LUTITA ( SHALE FACTOR ).

El termino “factor de lutita” describe un proceso usando titulación con azul de metileno para determinar valores aproximados de la Capacidad de intercambio del Cation (CEC). El procedimiento no permite cálculos de las proporciones de cada uno de los minerales de la arcilla, pero si muestra fuertes cambios con la profundidad del CEC. Los ingenieros de lodos usan una prueba similar para determinar el CEC de sólidos perforados dispersados en el lodo. El equipo para la determinación del factor de lutita puede ser suministrado cuando el Cliente lo requiera.


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Para determinar el factor de lutita, siga el procedimiento de abajo: 1. Asegúrese que únicamente hayan lutitas limpias en la muestra; tamice 15-20 gramos de corte para remover los derrumbes (mayores de 3 -5 mm) y déjelos secar. 2. Use un mortero y lata para moler los cortes seleccionados en polvo. 3. Pese 0.5 g de polvo y colóquelos en un Beaker. 4. Adicione agua destilada y unas pocas gotas de Acido Sulfúrico (5N) al polvo en el Beaker. 5. Caliente la muestra hasta que hierva, mientras la agita continuamente. 6. Titule con solución de azul metileno, se para a intervalos regulares de tiempo para tomar una gota de mezcla del vidrio del reloj y colóquela en un papel de filtro. 7. Hasta que la muestra alcance equilibrio, los sólidos en la gota permanecen localizados mientras que el agua clara forma un halo alrededor de esta. 8. Cuando la muestra alcanza equilibrio, un halo de tinte azul se formara al rededor de la gota en el papel de filtro. Cuando esto sucede, anote el volumen de azul de metileno usado. 9. Calcule el factor de lutita.

factor lutitaw

VN. =100

donde: W = peso de la roca pulverizada (gramos, usualmente W = 0.5) V = volumen de azul de metileno usado (ml) N = concentración de azul de metileno Para mejorar los resultados en arcillas no consolidadas, use una malla fina de (180) para hacer una suspensión de agua - arcilla. Forzar el agua a salir con un filtro de presión, luego titule sobre el filtro. En arcillas o lutitas calcáreas, use la calcimetria para corregir el factor de lutita por el contenido de carbonato:

. . . ..%

. . .factor de lutita verdaderoCarbonato

x Factor de lutita=−

100100

Grafique los valores del factor de lutita en escala linear versus profundidad. La escala de profundidad debe ser comprimida (1/2500 o más) así los cambios en el tren serán fáciles de ver. Para referencia, la tabla de abajo lista las capacidades del azul de metileno para diferentes arcillas.

CLASIFICACION GENERAL DE LUTITAS.

TEXTURA CAPACIDAD DE

AZUL DE METILE (MEQ/100G)

AGUA %

COMPOSICION

ARCILLA %

DENSIDAD (G/CC)

SUAVE

20 - 40

25 - 70

MOTMORILONITA E ILITA

20 - 30

1.2 - 1.5

FIRME

10 - 20

15 - 25

ILITA Y CAPAS- MESCLADAS

20 -30

1.5 - 2.2

DURA

3 - 10

5 - 15

ALTA EN ILITA, TRAZAS DE

MOTMORILONITA

20 - 30

2.2 - 2.5

QUEBRADIZA

O - 3

2.5

ILITA, KAOLINITA, CLORITA

5 - 30

2.5 - 2.7


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FIRME-DURA

10 - 20

2 - 10

ILITA Y CAPAS MIXTAS

MOTMORILONITA - ILITA

20 - 30

2.3 -2.7

32. SOLUBILIDAD. 1. Se toma un recipiente de por ejemplo 1000 cc. 2. Se llenan 500 cc con agua. 3. Se completa con muestra virgen, con el lodo escurrido, se revuelve bien. 4. Se pasa la muestra por un tamiz fino y se lava suavemente. 5. Se llena nuevamente el recipiente con 500 cc de agua. 6. Se agrega la muestra que quedo en el tamiz fino. 7. Se mide los cc de muestra que se lavaron... si 500 cc 100 % 100 cc X

33. DESCRIPCION DE MUESTRAS.

1) TIPO DE ROCA 2) COMPOSICION (para arenas y areniscas, cuarzosa, litica, etc.) 3) COLOR 4) DUREZA/ FRACTURA 5) ELEMENTOS O GRANOS CLASTICOS CARBONATOS a. Tamaño del grano a. Naturaleza del grano b. Color de los granos b. Tamaño del grano c. Redondez d. Esfericidad e. Selección 6) CEMENTO/ MATRIX CLASTICOS CARBONATOS a. Abundancia a. Abundancia b. Naturaleza b. Cristalinidad 7) ACCESORIOS/ FOSILES


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8) ESTIMACION DE POROSIDAD VISUAL 9) INDICADORES DE HIDROCARBUROS a. Visual (manchamiento) b. Fluorescencia directa (extensión, intensidad, color) c. Fluorescencia de Corte (velocidad, intensidad, color, forma) 10) OTRAS CARACTERISTICAS. IDENTIFICACION DE LAS ROCAS ROCAS ARCILLOSAS ROCAS CARBONATADAS -Shale -Caliza -Arcilla -Dolomita -Lutita-arcillolita -Marga DEPOSITOS SILICEOS EVAPORITAS -Limolita -Yeso -Arena -Anhidrita -Arenisca -Halita -Chert -Brecha ORGANICAS -Carbón -Lignito -Materiales Bituminosos. PORCENTAJE : % 10, 50, 90. Trazas. COLORES: Blanco. (white) (wh). Gris (gray) (gy). Gris blancusco (whitish gray) (whsh gy). Gris claro (light gray) (lt gy). Gris oscuro (dark gray) (dk gy). Negro (black) (blk). Amarillo (yellow) (yel). Naranja (orange) (orange). Rojo (red) (rd). Café (brown) (brn). Café claro (light brown) (lt brn). Café oscuro (dark brown) (dk brn). Gris rojiso (reddish gray) (rdsh gy). Verde (green) (grn). Gris verdoso (greenish gray) (grnsh gy). Verde claro (light green) (lt grn). Verde oliva (olive green) (oliv grn). Verde oscuro (dark green) (dk grn). Púrpura (purple)(purpl) Moteado (mottled) Varicoloreado (varicolored)(varicol) DUREZA: Muy suave, suave. Dura, muy dura


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Friable. Inconsolidada Quebradiza FRACTURA Laminar Blocosa, Sublocosa En escamas . Astillosa. Tubular TAMAÑO DEL GRANO: Bloque Mayor de 256mm Guijarro 64mm-256mm Canto 4mm-64mm Granulo 2mm-4mm Grano muy grueso 1mm a 2 mm. Grueso 0.5 mm a 1 mm. Medio 0.25 mm a 0.5 mm. Fino 0.125 mm a 0.25 mm. Muy fino 0.06 mm a 0.125 mm. Limo 0.003 a 0.06 mm. Arcilla Menos de 0.003 mm. REDONDEZ: Muy angular Angular, Sub-angular Redondeada, Subredondedada Bien redondeado ESFERICIDAD Muy elongado, elongado Subelongado Subesférico, esférico Muy esférico SELECCION: Pobremente seleccioneda Moderadamente seleccionada Bien seleccionada Muy bien seleccionada

34. MANIFESTACIONES DE ACEITE. 1. OLOR: 2. MANCHA DE ACEITE. (A la luz natural). Porcentaje de manchamiento en la bandeja. Muy pobre: uno a diez granos. Pobre: 1 a 10% de la muestra. Regular: 10 a 20% de la muestra. Bueno: 20 a 40% de la muestra.


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Muy bueno: sobre 40%de la muestra. Porcentaje de manchamiento sobre un fragmento de roca. Uniforme. (even) Moteado. (mottled). En parches (patchy). Puntual.(spotty). Manchado punteado. (speckled) . Puntos ocasionales (pin point). Nada. (nil) Color: De café muy claro a oscuro, negro o nada si no hay mancha de aceite visible. 3. FLUORESCENCIA: (A la luz ultravioleta). Color: Azul - blanco > 45 ° api. Azul claro a amarillo-blanco 45 -35 ° api. Amarillo claro a amarillo palido 35 - 30 ° api. Amarillo palido a amarillo oro 30 - 18 ° api. Amarillo oro-opaco a amarillo oro 18 -14 ° api. Naranja < 14 ° api. Porcentaje de fluorescencia en la bandeja. Muy pobre: uno a diez granos. Pobre: 1 a 10% de la muestra. Regular: 10 a 20% de la muestra. Buena: 20 a 40%de la muestra. Muy buena: sobre 40% de la muestra. Modificadores para la intensidad del color: Fuerte, Débil, Vaga: 4. CORTE: (A la luz ultravioleta). Velocidad: Intensidad: Instantánea. Fuerte Rápida. . Débil Lenta. Vaga Hay que triturar la muestra. (Crush) Forma: Floreciente (Blooming)., Correntoso (Streaming). Color: Diferentes matices de amarillo a café claro, azul - blanco. 5. RESIDUO A LA ULV: Color: Diferentes matices de amarillo, oro, café - amarillo. 6. RESIDUO A LA LUZ NATURAL: Color: Diferentes matices de café oscuro a muy claro - nada.

35. PRUEBAS QUIMICAS CON LAS MUESTRAS.


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1. APLICACION DE ACIDOS DILUIDOS(cualitativo). La aplicación de HCL diluido (10%) es uno de los procedimientos más útiles para análisis cualitativo de las muestras. Las observaciones hechas de la aplicación del ácido incluyen: Grado de efervescencia - en general, la calcita en la caliza reacciona inmediatamente, en la dolomita más lentamente. La forma del fragmento de la roca, porosidad, permeabilidad y la presencia de impurezas afectan la velocidad de reacción. Las Calizas manchadas con aceite pueden ser mal interpretadas con dolomitas porque la capa de aceite inhibe el contacto entre el ácido y la roca, retardando la reacción. Los polvos de carbonato que cubran un fragmento de dolomita pueden dar una reacción inmediata haciendo que las partículas sean mal interpretadas por Calizas. Naturaleza del residuo - rocas carbonatadas puras se disolverán completamente con la aplicación de ácido diluido; en la mayoría de los casos sin embargo, la roca contiene un porcentaje significante de material insoluble Shert, anhidrita, arena, limolita, arcilla y diferentes minerales accesorios. Materiales arcillosos de color claro en los carbonatos son especialmente difíciles de identificar excepto por los residuos insolubles. Presencia de aceites - si el aceite esta presente en una roca que tenga carbonato, la reacción es inhibida y grandes burbujas tenderán a formarse alrededor del fragmento. Pulida.(Etching) - este proceso puede revelar información útil acerca de la textura, tamaño del grano y naturaleza/distribución de materiales no carbonatados en la roca. La muestra que va hacer pulida debe de tener una superficie plana obtenida a través de una sierra o lijando el fragmento. La superficie aplanada es luego sumergida en ácido de 10 a 30 segundos. Después de tratada, lave con cuidado la muestra para retirar el ácido remanente, teniendo cuidado de no remover el material insoluble de la superficie de la muestra. La caliza pulida en HCL usualmente desarrolla un llamado “brillo ácido” en la superficie aplanada. Los materiales insolubles (y las dolomitas de reacción más lenta) permanecerán por fuera del relieve de la matriz insoluble. El tratamiento puede también revelar las estructuras internas de fósiles, materiales detríticos y oolitas. 2. DUREZA. La dureza relativa puede ser usualmente probada rayando la superficie del fragmento de la muestra con un articulo metálico. Materiales de sílice y silicificados no pueden ser rayados, pero si en cambio formaran una raya brillante del metal de la prueba. La caliza y la dolomita rayaran fácilmente. Los materiales más suaves, incluyendo yeso, anhidrita, y arcilla pueden ser rayados. La dureza relativa puede ser difícil de determinar en arcillas y lutitas húmedas, debido a la modificación en la estructura de la arcilla con la presencia de agua. Tenga cuidado cuando pruebe la dureza; determine donde el proceso de rayado ocurre si en los granos constituyentes o en la matriz. Por ejemplo, la limolita puede parecer que raye fácilmente, pero un examen bajo una ampliación alta nos revelara que los granos constituyentes de cuarzo han sido corridos a un lado, mientras que la raya ha sido hecha en un material de cementación más blando.


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Figura 1. Pruebas Químicas Cualitativas de las Muestras

PREPARACION DE SOLUCIONES ANALITICAS ! PRECAUCION! SIEMPRE ADICIONE AGUA AL ACIDO, NO EN LA FORMA INVERSA. Solución de Ag NO3. Diluya 1 cápsula de Normadose o Titrosol en 1000 cc de agua destilada. ROJO DE ALIZARINA TINTURA. 1g de Rojo de Alizarina S disuelto en 998cc de agua destilada y 2 ml de HCL concentrado. SOLUCION DE DICLORURO DE BARIO. 61 g BaCl2 diluidas en 1000 cc de agua destilada. SOLUCION SALINA SOBRESATURADA. Adicione 360 g de sal a 1000 cc de agua (d: 1.2); salinidad de agua de sal 30 g/l (d:1.02) FENOFTALEINA. Diluya 1 g de polvo fenoftaleina en 50cc en alcohol methyl o ethyl. SOLUCION DE CROMATO DE POTACIO. Diluya 29 g de cromato de potasio en 1000 cc de agua destilada. SOLUCION NORMAL DE ACIDO SULFURICO. Diluya 50 cc de ácido sulfúrico concentrado (d: 1.84) en 1000 cc de agua destilada. SOLUCION DE ACIDO SULFURICO N/50. Diluya 20 cc de ácido sulfúrico normal (n/1) en 1000 cc de agua destilada.

Preparación de soluciones analíticas. 3. HINCHAMIENTO DE LUTITAS El marcado hinchamiento de las arcillas en agua es característico de la Motmorilonita y la distingue de las más estables Kaolinitas e ilitas. Estas características pueden ser un indicador importante en la perdida de estabilidad del hueco del pozo, requiriendo cambios en la química del lodo para prevenir problemas en el hueco. 4. PRUEBA DE LIGNITO VS CARBON. El Carbón y el lignito pueden ser fácilmente diferenciados con la aplicación de ácido nítrico diluido al (10%). Para hacer la prueba, siga el procedimiento de abajo. (Vea la Figura1) 1. Separe unas pocas partículas de carbón o lignito sospechado de la muestra, y coloque estas en un tubo de prueba. 2. Llene parcialmente el tubo de prueba con el 10% de solución de ácido nítrico. 3. Coloque un tapón en el tubo de prueba y agite la muestra por 30 segundos. 4. Si la solución a tomado un color café, hay lignito presente; si la mezcla permanece clara, hay carbón 5. IDENTIFICACION DE SULFATOS Esta sección describe como diferenciar Yeso de Anhidrita. Usted necesitara los siguientes materiales: 1. HCL al 10%. 2. Solución de Dicloruro de bario (BaCl2 ) 3. Bromoformo (d: 2.88) 4. Estufa 5. Beaker


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6. Papel filtro. 7. Dos probetas Para hacer la prueba, siga el procedimiento de abajo (vea la Figura 1) 1. Coloque unas pocas partículas del sulfato sospechado en un beaker. 2. Llene parcialmente el frasco con la solución de HCL al 10%. 3. Use la estufa para calentar el contenido del frasco hasta que hierva, luego retire el frasco del calor. 4. Después deje enfriar el beaker, vierta el contenido del frasco a través de papel filtro dentro del tubo de prueba; descarte los cortes. 5. Adicione diez gotas de solución de BaCL2 ; la formación de un precipitado blanco indica sulfatos. 6. Luego decante el fluido, retenga el precipitado y déjelo secar. 7. Llene parcialmente otro tubo con bromoformo. 8. Adicione el precipitado al tubo de prueba que contiene bromoformo; si el precipitado se hunde es Anhidrita ( d: 2.99); y si flota es Yeso (d: 2.32). 6. PRUEBA DE CLORUROS. Los Cloruros en los cortes de muestras pueden ser determinados con pruebas cualitativas; los cloruros filtrados en el fluido de perforación pueden ser identificados a través de pruebas cuantitativas. Prueba Cualitativa para Cloruros en los Cortes Usted necesitara los siguientes materiales: 1. Solución de Nitrato de Plata (AgNO3) N/10 2. Agua destilada (pura) 3. Mortero y molinillo 4. Estufa 5. Beaker 6. Papel filtro 7. 1 probeta Para probar los cortes con cloruro, siga el procedimiento de abajo (también vea la Figura 1) 1. De la muestra lavada, seleccione varios cortes con apariencia idéntica (color, textura, composición). 2. Seque los cortes, luego triture estos en polvo fino, usando un mortero y un molinillo. 3. Coloque los cortes de polvo en un pequeño frasco, luego parcialmente llene el frasco con agua destilada. 4. Caliente el contenido del frasco hasta que hierva, luego retírelos inmediatamente del calor. 5 Después de dejar enfriar el frasco, vierta el contenido a través de papel filtro dentro del tubo de prueba; descarte los polvos de corte. 6. Adicione diez (10) gotas de solución de AgNO3 al contenido en el tubo de prueba; la formación de un precipitado blanco indica la presencia de cloruro. Prueba cuantitativa de cloruros para filtrados en lodo de perforación La prueba de cloruro determina la concentración de iones de cloruro (principalmente de NaCL) contenidos en el lodo. La prueba es muy importante cuando se perfora en áreas donde la sal pueda contaminar el lodo, o cuando lodos base-agua salada o saturados de sal se están usando. La prueba debe ser realizada para identificar formaciones de agua vs filtrados antes de los registros eléctricos. La prueba usa una muestra de filtrados derivados de las pruebas de filtrados API. Cambios en el contenido de cloruros pueden ayudar a identificar en la perforación formaciones que contengan sal, o fluidos de invasión de las formaciones del pozo. Si los contenidos de cloruros exceden en un lodo de agua fresca 10000 partes por millón (ppm), puede ser necesario cambiar la composición del lodo. Usted necesitara los siguientes materiales: 1. Solución de Nitrato de Plata, 1 ml equivalente a 0.01 o 0.001 g CL (guardado en una botella opaca). 2. Solución de Cromato de Potasio, 5 g/100 cm3 de agua desionizada.


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3. Carbonato de Calcio, precipitado de grado químicamente puro (opcional) 4. Agua destilada. 5. Pipeta, 1ml 6. Pipeta de 5 ml 7. Pipeta de 10 ml 8. Plato en polietileno o porcelana para titulación 9. Paleta en polietileno o vidrio para agitar. Varias Compañías de ingeniería de lodos hacen equipos de pruebas de cloruro con todos los materiales necesarios incluidos. Cuando use un equipo de prueba, siga las instrucciones que se dan con el equipo. Antes de empezar, seleccione la concentración de Nitrato de Plata apropiada para el contenido esperado de cloruro. Si el contenido esperado de cloruro es menor de 5000 ppm, use 0.001 de solución de nitrato de plata. Si el contenido esperado de Cloruro es mayor o igual a 5000 ppm, use 0.01 de solución de nitrato de plata. El fluido que va ha ser probado debe estar cerca a una acidez normal (ph 6 a 8). Si no, ajuste el PH adicionado ácido nítrico (si el fluido es básico) o soda cáustica (si el fluido es ácido). Para probar los cloruros, siga el procedimiento de abajo: 1. Pipeta de 1 ml de filtrado (para la prueba de filtrados de la API) en un plato de titulación, y diluya este en 40 a 50 ml de agua destilada. 2. Adicione un (1) gramo de carbonato de calcio y agítelo bien (opcional) 3. Adicione de 4 a 5 gotas de solución de cromato de potasio a la mezcla. 4. Mientras que agita la muestra continuamente, titule con solución de nitrato de plata, gota a gota, hasta que la muestra cambie de amarillo a rojo (o al primer cambio de color definido) 5. Cálculo de la concentración de iones-cloruro:

ppm cloruroxcm AgNO

cm filtradosi se usa deAgNO.

.( . . . . )=

10000 01

33

3 3

o :

ppm cloruroxcm AgNO

cm filtradosi se usa deAgNO.

.( . . . . )=

100000 001

33

3 3

6. Si es necesario, calcule las ppm de NaCl del contenido de cloruro: NaCl ppm = 1.65 x cloruro ppm El tipo de formación influye en el contenido de cloruros bajo las siguientes condiciones: 1. La salinidad de la formación tiende a incrementar con la profundidad. 2. Cuando se perfora a través de una formación que contenga sal causara un rápido incremento en el contenido de cloruros. 3. La temperatura influye el punto de saturación de las soluciones de sal. Cuando la temperatura aumenta, el punto de saturación incrementara también. La tabla de abajo lista contenidos aceptables de NaCl o cloruros para diferentes tipos de lodos:


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Tipo de lodo Cloruros aceptables, ppm Agua de mar 12000 - 35000 ppm NaCl Saturado de sal 275000 ppm o más NaCl Potasio ( Kcl ) 15000 - 40000 ppm o más Cl, cuanto es afectado por el contenido de K Agua fresca 500 - 10000 ppm Cl Base-aceite 250000 - 400000 ppm CaCl2 Polímeros salados 150000 - 275000 ppm NaCl 7. IDENTIFICACION DE LAS ROCAS CARBONATAS POR MANCHAMIENTO. Un método rápido para la identificación de calcita es la mancha con tintura de Rojo de Alizarina S. La calcita toma un color de rojo profundo cuando es expuesta a la tintura; otros minerales permanecen sin manchamiento. La solución de manchamiento consiste de 1 g de tintura rojo de alizarina S diluida en 998 cc de agua destilada con la adición de dos (2) ml de Hcl concentrado. La concentración de HCl en la tintura es crítica; diferencias en unas pocas décimas de porcentaje en la solución de manchamiento nos dará contrastes diferentes entre la roca manchada y la sin manchar. Preparación de la muestra 1. Las muestras deben de estar limpias y secas antes de aplicar la mancha. 2. La mancha puede ser intensificada lustrando la superficie de la muestra usando una lija de 1000. Procedimiento del manchado 1. Sumerja las partículas que deben ser manchadas temporalmente en HCL, luego enjuáguelas rápidamente con agua destilada 2. Aplique una o dos gotas de Rojo de Alizarina S a la particula (o coloque la partícula en la mancha), dejándola 45 segundos para la reacción. 3. Lave el exceso de solución de manchado con agua destilada y deje que la partícula se seque. 4. Examine la partícula bajo el microscopio; la calcita manchara rojo mientras la dolomita y otros minerales se mantendrán sin mancha. Si es necesario, la mancha puede ser removida de la muestra con la aplicación de aceite de ajo o gliserina, o cepillandola con agua tibia y jabón suave.

36. SEMINARIO DE SEGURIDAD.

37. EL MASTERLOG. MASTERLOG Y MANEJO DE DATOS GEOLOGICOS GRAFICACION DEL MASTERLOG.EN EL SISTEMA ALS APLICACION DE SIMBOLOS. APLICACION DE GEOLOGIA. APLICACION MASTERLOG.


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IMPRESION DEL MASTERLOG EN ALS

38. ENTRADA DE DATOS EN LA CONFIGURACION DEL POZO. TRANSFERENCIA DEL “PROFIL.DAT” A RTM.

ENTRADA DE LOS DATOS DE CONFIGURACION DEL POZO TRANSFERENCIA DEL PROFIL.DAT AL SISTEMA RT.


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