Este documento describe el proceso de invasión que ocurre cuando el lodo de perforación entra en contacto con las formaciones durante la perforación de un pozo. Explica que la invasión depende de variables como el tipo y peso del lodo, la porosidad y permeabilidad de la formación, y el tiempo de contacto. También describe cómo la invasión crea zonas lavada, de transición y virgen, y cómo esto afecta la medición de la resistividad en formaciones acuíferas y petrolíferas.
El documento describe el proceso de invasión que ocurre durante la perforación de pozos petroleros. Durante este proceso, la presión del lodo de perforación es mayor que la presión del fluido en la formación, lo que causa que el lodo filtrado invada la formación. Esto genera tres zonas: la zona lavada donde todos los fluidos son desplazados, la zona de transición donde los fluidos se mezclan, y la zona no invadida sin contaminación. Varios factores como el tipo y peso del lodo, la porosidad y permeabilidad de la form
Proceso de Invasión de las Formaciones - Perfiles de PozosEmely Ferrer
El documento describe el proceso de invasión del lodo de perforación en las formaciones durante la perforación de pozos petroleros. La invasión ocurre debido a la diferencia de presión entre la columna de lodo y la formación, lo que fuerza al filtrado de lodo a penetrar en la formación. Esto genera tres zonas: lavada, de transición y no invadida. La invasión altera las lecturas de resistividad en los registros de pozos, pero también puede ayudar a determinar el petróleo movible.
Este documento describe el proceso de invasión del filtrado de lodo en una formación permeable. Explica que la presión hidrostática del lodo generalmente desplaza los fluidos presentes en la formación, creando una zona lavada, una zona de transición y una zona no invadida. También detalla las variables que afectan el proceso de invasión como las propiedades del lodo y de la formación, y cómo la invasión altera las medidas de resistividad en el registro de pozos.
El documento describe los diferentes tipos y métodos de perforación direccional. La perforación direccional involucra desviar intencionalmente un pozo de su trayectoria natural mediante el uso de herramientas especiales. Existen varios tipos de configuraciones de pozos direccionales como tangenciales, en forma de J o S, inclinados y horizontales. Los métodos más comunes incluyen el uso de cuñas deflectoras, mechas especiales y configuraciones del equipo de perforación.
El documento habla sobre los diferentes tipos de daños que pueden ocurrir en las formaciones durante las operaciones de perforación, terminación, producción, fracturamiento hidráulico y estimulación ácida de pozos. Estos daños incluyen invasión de sólidos, precipitación química, formación de emulsiones, bloqueo por agua, y cambios en la permeabilidad debido a factores como la hinchazón de arcillas, fluidos incompatibles, y depósitos de parafina o asfáltenos. También describe los fluidos util
En esta investigación de yacimientos se encuentran los diferentes mecanismos de empuje que puede tener un yacimiento, así como se habla de que los principales agentes que actúan en estos empujes son el gas y el agua, clasificando a los empujes de la siguiente manera:
1.-Expansion de la roca y los líquidos ó expansión roca-fluidos
2.-Empuje por gas disuelto o gas en solución
3.-Empuje por capa de gas o empuje por casquete de gas
4.-Empuje por agua ó empuje hidráulico o acuífero
5.-Desplazamiento por segregación gravitacional
6.- Empujes Mixtos
El documento describe los diferentes tipos de taladros y sus sistemas de circulación, seguridad y levantamiento. Explica que existen taladros terrestres, costa afuera como barcazas, jackups, flotantes y semisumergibles, y describe sus características. También describe los componentes clave de los sistemas de circulación, seguridad y levantamiento requeridos para la perforación de pozos.
El documento describe el proceso de invasión que ocurre durante la perforación de pozos petroleros. Durante este proceso, la presión del lodo de perforación es mayor que la presión del fluido en la formación, lo que causa que el lodo filtrado invada la formación. Esto genera tres zonas: la zona lavada donde todos los fluidos son desplazados, la zona de transición donde los fluidos se mezclan, y la zona no invadida sin contaminación. Varios factores como el tipo y peso del lodo, la porosidad y permeabilidad de la form
Proceso de Invasión de las Formaciones - Perfiles de PozosEmely Ferrer
El documento describe el proceso de invasión del lodo de perforación en las formaciones durante la perforación de pozos petroleros. La invasión ocurre debido a la diferencia de presión entre la columna de lodo y la formación, lo que fuerza al filtrado de lodo a penetrar en la formación. Esto genera tres zonas: lavada, de transición y no invadida. La invasión altera las lecturas de resistividad en los registros de pozos, pero también puede ayudar a determinar el petróleo movible.
Este documento describe el proceso de invasión del filtrado de lodo en una formación permeable. Explica que la presión hidrostática del lodo generalmente desplaza los fluidos presentes en la formación, creando una zona lavada, una zona de transición y una zona no invadida. También detalla las variables que afectan el proceso de invasión como las propiedades del lodo y de la formación, y cómo la invasión altera las medidas de resistividad en el registro de pozos.
El documento describe los diferentes tipos y métodos de perforación direccional. La perforación direccional involucra desviar intencionalmente un pozo de su trayectoria natural mediante el uso de herramientas especiales. Existen varios tipos de configuraciones de pozos direccionales como tangenciales, en forma de J o S, inclinados y horizontales. Los métodos más comunes incluyen el uso de cuñas deflectoras, mechas especiales y configuraciones del equipo de perforación.
El documento habla sobre los diferentes tipos de daños que pueden ocurrir en las formaciones durante las operaciones de perforación, terminación, producción, fracturamiento hidráulico y estimulación ácida de pozos. Estos daños incluyen invasión de sólidos, precipitación química, formación de emulsiones, bloqueo por agua, y cambios en la permeabilidad debido a factores como la hinchazón de arcillas, fluidos incompatibles, y depósitos de parafina o asfáltenos. También describe los fluidos util
En esta investigación de yacimientos se encuentran los diferentes mecanismos de empuje que puede tener un yacimiento, así como se habla de que los principales agentes que actúan en estos empujes son el gas y el agua, clasificando a los empujes de la siguiente manera:
1.-Expansion de la roca y los líquidos ó expansión roca-fluidos
2.-Empuje por gas disuelto o gas en solución
3.-Empuje por capa de gas o empuje por casquete de gas
4.-Empuje por agua ó empuje hidráulico o acuífero
5.-Desplazamiento por segregación gravitacional
6.- Empujes Mixtos
El documento describe los diferentes tipos de taladros y sus sistemas de circulación, seguridad y levantamiento. Explica que existen taladros terrestres, costa afuera como barcazas, jackups, flotantes y semisumergibles, y describe sus características. También describe los componentes clave de los sistemas de circulación, seguridad y levantamiento requeridos para la perforación de pozos.
El documento describe las fases de una cementación de pozos petroleros. Incluye 1) objetivos como adherencia de la cañería, aislamiento de fluidos, y protección de la cañería; 2) tipos de cañería como caño conductor, cañería de superficie e intermedia, y cañería de producción; y 3) herramientas como zapatas, cabezas de cementación, y collares flotadores que ayudan en el proceso de cementación.
Este documento describe los fluidos de perforación, incluyendo sus funciones, propiedades, tipos, sistemas de circulación y pruebas. Los fluidos de perforación se utilizan en la perforación de pozos y cumplen funciones como transportar ripios, enfriar y lubricar. Existen diferentes tipos como lodos de base agua o aceite. El sistema de circulación incluye el área de preparación, equipo y acondicionamiento. Se realizan pruebas para monitorear propiedades como densidad, viscosidad y pH.
Este documento proporciona información sobre fracturamiento hidráulico. Explica que es un proceso para inyectar un fluido a alta presión en un pozo para crear fracturas e incrementar la producción. Detalla los objetivos, beneficios, factores que influyen como las propiedades de la roca y fluidos, y cómo se puede modelar la geometría de las fracturas creadas. Finalmente, ofrece una guía sobre cómo monitorear y controlar una operación de fracturamiento.
El documento describe la herramienta CBL (registro continuo de la amplitud), la cual mide la amplitud de la primera onda de sonido que pasa a través de un casing de tubería. La amplitud es mayor cuando la tubería no está cementada y menor cuando está perfectamente cementada, permitiendo evaluar cuantitativamente el estado de la cementación. El CBL mide la amplitud de la señal sónica y registra los valores en milivoltios o decibeles por pie, donde valores más bajos indican mejor cementación. El índice de adherencia compara la atenuación
El documento describe el análisis nodal de sistemas de producción de gas, el cual involucra segmentar el sistema en nodos donde ocurren cambios de presión. Explica los componentes de un sistema de producción incluyendo el yacimiento, completación, pozo y líneas superficiales. También analiza la pérdida de presión a través de cada componente y cómo optimizar la producción mediante el balance entre la oferta de energía del yacimiento y la demanda energética de la instalación.
Este documento presenta información sobre registros geofísicos y herramientas utilizadas para su obtención. Explica conceptos como porosidad, saturación y permeabilidad que son parámetros petrofísicos clave para evaluar yacimientos. Describe diferentes tipos de registros como resistivos, nucleares y acústicos; así como las sondas y herramientas empleadas en cada caso para medir propiedades físicas de las formaciones. El objetivo es caracterizar las rocas y fluidos presentes que permitan definir los intervalos productores en los po
El documento describe los fundamentos y consideraciones clave para el diseño de fracturamientos hidráulicos. Explica los fluidos, materiales de soporte y aditivos empleados, así como los pasos para la optimización del diseño incluyendo la simulación y el análisis económico. El objetivo principal es incrementar la producción de los pozos mediante la creación controlada de fracturas en la formación rocosa.
El documento habla sobre conceptos básicos en la evaluación de formaciones petrolíferas, incluyendo parámetros como porosidad, saturación, permeabilidad y su medición. También explica cómo la perforación de un pozo afecta las condiciones originales del yacimiento a través del proceso de invasión, creando zonas invadidas y lavadas, y cómo esto debe considerarse al interpretar registros eléctricos.
Material sólido introducido de manera intencional en un sistema de lodo para reducir y finalmente impedir el flujo del fluido de perforación dentro de una formación débil, fracturada o vacuolar. En general, este material es de naturaleza fibrosa o en forma de placa, ya que los proveedores intentan diseñar lechadas que obturen y sellen las zonas de pérdida. Además, los materiales populares para pérdida de circulación son productos de desecho de bajo costo de las industrias de elaboración de alimentos y fabricación química. Ejemplos de materiales para pérdida de circulación son las cáscaras molidas de cacahuete, la mica, el celofán, las cáscaras de nuez, el carbonato de calcio, las fibras vegetales, las cáscaras de semillas de algodón, el caucho molido y los materiales poliméricos.
Este documento describe la historia y los principios básicos de los fluidos de perforación. Explica las funciones de los fluidos de perforación, los tipos de fluidos incluyendo fluidos base agua y base aceite, y las propiedades reológicas importantes como la viscosidad y el punto de cedencia. También cubre factores que afectan el comportamiento de los fluidos y cómo se eligen los fluidos apropiados para diferentes formaciones.
Este documento presenta un resumen de tres oraciones o menos del curso "Evaluación de Formaciones Mediante Registros de Pozos I". El curso cubre conceptos básicos de ondas acústicas, registro acústico o sónico, sónico de onda completa, imágenes acústicas, y su aplicación para determinar porosidad, litología, fracturas y propiedades mecánicas de rocas.
El documento define varios términos clave relacionados con la producción de petróleo, incluyendo potencial de producción, producción diferida, factor de campo, declinación, y contribuciones. Explica que el potencial de producción es la máxima tasa de producción posible de un yacimiento bajo condiciones ideales, mientras que la producción diferida es la diferencia entre el potencial y la producción real medida. También describe cómo se calculan indicadores como la producción disponible.
Este documento describe métodos para determinar la saturación de aceite residual y agua irreducible a través del análisis de núcleos. Se discuten el método de retorta a presión atmosférica, ventajas y limitaciones de este método, y métodos alternativos como núcleos con presión retenida o núcleos de esponja. Además, se destacan factores importantes como la selección del sitio de corazonamiento y el manejo adecuado de los núcleos para obtener mediciones precisas de las saturaciones.
El Método de Espera y Pesar para controlar pozos es más complicado que el Método del Perforador. Requiere densificar el lodo en la superficie hasta alcanzar el peso deseado antes de bombearlo al pozo. Se calculan la Presión Inicial de Circulación (ICP) y la Presión Final de Circulación (FCP), y se crea un programa de presiones de bombeo que disminuye gradualmente de la ICP a la FCP a medida que el lodo densificado es bombeado al pozo. Esto compensa los cambios en la presión hidrost
Problemas Operacionales Durante la Perforación MagnusMG
Este documento habla sobre las causas comunes de atascamientos de tuberías de perforación y las medidas para prevenirlos y resolverlos. Entre las causas se encuentran formaciones no consolidadas, hoyos estrechos, geometría inadecuada del hoyo, chatarras dentro del hoyo, cemento fresco y bloques de cemento. Para prevenir, es importante el diseño adecuado de herramientas y mantener el diámetro del hoyo. Si ocurre un atascamiento, se debe trabajar la tubería con martillo hacia arriba y abajo
El documento trata sobre el cañoneo de pozos petroleros. Explica que el cañoneo consiste en perforar la tubería de revestimiento, el cemento y la formación para establecer comunicación entre el pozo y los yacimientos. Detalla los procesos y factores a considerar como la densidad de disparos, el diámetro de perforación, la dirección de los disparos, y los posibles efectos como el taponamiento y daños a la tubería y cemento. El objetivo es diseñar un cañoneo óptimo que maximice la productiv
Este documento describe diferentes métodos para estimar las reservas de petróleo y gas, incluyendo el método volumétrico y métodos basados en curvas de índices de hidrocarburos y cimas/bases. Explica cómo utilizar parámetros como el volumen de roca, porosidad y saturación para calcular volúmenes originales de hidrocarburos en el yacimiento. También discute desafíos como la precisión de datos y obtener presiones promedio.
Este documento describe el fracturamiento hidráulico, un proceso utilizado en la industria petrolera para mejorar la extracción de petróleo y gas desde el subsuelo. Se realiza inyectando un fluido a alta presión en un pozo perforado, lo que crea nuevas fracturas en la roca y mejora su permeabilidad. Esto hace que la formación sea más susceptible a la extracción de hidrocarburos. El documento también discute factores como la litología de la roca, la geometría de las fracturas y los datos del pozo que son importantes
Recuperación Mejorada de Hidrocarburosomairaflores
Este documento describe varios métodos para mejorar la recuperación de petróleo de yacimientos, incluyendo la recuperación primaria, secundaria y terciaria. Explica los métodos de recuperación secundaria como la inyección de agua y de gas, y los métodos de recuperación mejorada como la inyección térmica de vapor, química utilizando polímeros, surfactantes o soluciones alcalinas, e inyecciones micelares y de espuma. Finalmente, proporciona detalles sobre cómo clasificar y aplicar est
Este documento proporciona una introducción a las presiones de formación, incluidas la presión hidrostática, la presión de poros, la presión de sobrecarga y el gradiente de fractura de la formación. Explica cómo se calculan y definen estas presiones, los factores que las afectan, y los métodos para predecir el gradiente de fractura a través de pruebas como la prueba de fuga. El objetivo final es que el lector comprenda estas presiones de formación y pueda aplicar diferentes técnicas y métodos para calcularlas y
El documento describe el proceso de invasión que ocurre durante la perforación de pozos. Explica que la presión hidrostática del lodo de perforación generalmente es mayor que la presión de formación, evitando descontroles. Esto causa que el lodo entre en las formaciones, en un proceso conocido como invasión. Luego detalla las variables que afectan la invasión, como el tipo de lodo, peso, porosidad y permeabilidad de la formación. Finalmente, explica cómo la invasión genera diferentes zonas y cómo afecta las mediciones de resistividad
jose miguel conde castellar
ci . E- 84.558302
estudiante ingenieria de petroleo (50)
i.u.p santiago mariño
materia . interpretacion de perfiles
seccion saia
El documento describe las fases de una cementación de pozos petroleros. Incluye 1) objetivos como adherencia de la cañería, aislamiento de fluidos, y protección de la cañería; 2) tipos de cañería como caño conductor, cañería de superficie e intermedia, y cañería de producción; y 3) herramientas como zapatas, cabezas de cementación, y collares flotadores que ayudan en el proceso de cementación.
Este documento describe los fluidos de perforación, incluyendo sus funciones, propiedades, tipos, sistemas de circulación y pruebas. Los fluidos de perforación se utilizan en la perforación de pozos y cumplen funciones como transportar ripios, enfriar y lubricar. Existen diferentes tipos como lodos de base agua o aceite. El sistema de circulación incluye el área de preparación, equipo y acondicionamiento. Se realizan pruebas para monitorear propiedades como densidad, viscosidad y pH.
Este documento proporciona información sobre fracturamiento hidráulico. Explica que es un proceso para inyectar un fluido a alta presión en un pozo para crear fracturas e incrementar la producción. Detalla los objetivos, beneficios, factores que influyen como las propiedades de la roca y fluidos, y cómo se puede modelar la geometría de las fracturas creadas. Finalmente, ofrece una guía sobre cómo monitorear y controlar una operación de fracturamiento.
El documento describe la herramienta CBL (registro continuo de la amplitud), la cual mide la amplitud de la primera onda de sonido que pasa a través de un casing de tubería. La amplitud es mayor cuando la tubería no está cementada y menor cuando está perfectamente cementada, permitiendo evaluar cuantitativamente el estado de la cementación. El CBL mide la amplitud de la señal sónica y registra los valores en milivoltios o decibeles por pie, donde valores más bajos indican mejor cementación. El índice de adherencia compara la atenuación
El documento describe el análisis nodal de sistemas de producción de gas, el cual involucra segmentar el sistema en nodos donde ocurren cambios de presión. Explica los componentes de un sistema de producción incluyendo el yacimiento, completación, pozo y líneas superficiales. También analiza la pérdida de presión a través de cada componente y cómo optimizar la producción mediante el balance entre la oferta de energía del yacimiento y la demanda energética de la instalación.
Este documento presenta información sobre registros geofísicos y herramientas utilizadas para su obtención. Explica conceptos como porosidad, saturación y permeabilidad que son parámetros petrofísicos clave para evaluar yacimientos. Describe diferentes tipos de registros como resistivos, nucleares y acústicos; así como las sondas y herramientas empleadas en cada caso para medir propiedades físicas de las formaciones. El objetivo es caracterizar las rocas y fluidos presentes que permitan definir los intervalos productores en los po
El documento describe los fundamentos y consideraciones clave para el diseño de fracturamientos hidráulicos. Explica los fluidos, materiales de soporte y aditivos empleados, así como los pasos para la optimización del diseño incluyendo la simulación y el análisis económico. El objetivo principal es incrementar la producción de los pozos mediante la creación controlada de fracturas en la formación rocosa.
El documento habla sobre conceptos básicos en la evaluación de formaciones petrolíferas, incluyendo parámetros como porosidad, saturación, permeabilidad y su medición. También explica cómo la perforación de un pozo afecta las condiciones originales del yacimiento a través del proceso de invasión, creando zonas invadidas y lavadas, y cómo esto debe considerarse al interpretar registros eléctricos.
Material sólido introducido de manera intencional en un sistema de lodo para reducir y finalmente impedir el flujo del fluido de perforación dentro de una formación débil, fracturada o vacuolar. En general, este material es de naturaleza fibrosa o en forma de placa, ya que los proveedores intentan diseñar lechadas que obturen y sellen las zonas de pérdida. Además, los materiales populares para pérdida de circulación son productos de desecho de bajo costo de las industrias de elaboración de alimentos y fabricación química. Ejemplos de materiales para pérdida de circulación son las cáscaras molidas de cacahuete, la mica, el celofán, las cáscaras de nuez, el carbonato de calcio, las fibras vegetales, las cáscaras de semillas de algodón, el caucho molido y los materiales poliméricos.
Este documento describe la historia y los principios básicos de los fluidos de perforación. Explica las funciones de los fluidos de perforación, los tipos de fluidos incluyendo fluidos base agua y base aceite, y las propiedades reológicas importantes como la viscosidad y el punto de cedencia. También cubre factores que afectan el comportamiento de los fluidos y cómo se eligen los fluidos apropiados para diferentes formaciones.
Este documento presenta un resumen de tres oraciones o menos del curso "Evaluación de Formaciones Mediante Registros de Pozos I". El curso cubre conceptos básicos de ondas acústicas, registro acústico o sónico, sónico de onda completa, imágenes acústicas, y su aplicación para determinar porosidad, litología, fracturas y propiedades mecánicas de rocas.
El documento define varios términos clave relacionados con la producción de petróleo, incluyendo potencial de producción, producción diferida, factor de campo, declinación, y contribuciones. Explica que el potencial de producción es la máxima tasa de producción posible de un yacimiento bajo condiciones ideales, mientras que la producción diferida es la diferencia entre el potencial y la producción real medida. También describe cómo se calculan indicadores como la producción disponible.
Este documento describe métodos para determinar la saturación de aceite residual y agua irreducible a través del análisis de núcleos. Se discuten el método de retorta a presión atmosférica, ventajas y limitaciones de este método, y métodos alternativos como núcleos con presión retenida o núcleos de esponja. Además, se destacan factores importantes como la selección del sitio de corazonamiento y el manejo adecuado de los núcleos para obtener mediciones precisas de las saturaciones.
El Método de Espera y Pesar para controlar pozos es más complicado que el Método del Perforador. Requiere densificar el lodo en la superficie hasta alcanzar el peso deseado antes de bombearlo al pozo. Se calculan la Presión Inicial de Circulación (ICP) y la Presión Final de Circulación (FCP), y se crea un programa de presiones de bombeo que disminuye gradualmente de la ICP a la FCP a medida que el lodo densificado es bombeado al pozo. Esto compensa los cambios en la presión hidrost
Problemas Operacionales Durante la Perforación MagnusMG
Este documento habla sobre las causas comunes de atascamientos de tuberías de perforación y las medidas para prevenirlos y resolverlos. Entre las causas se encuentran formaciones no consolidadas, hoyos estrechos, geometría inadecuada del hoyo, chatarras dentro del hoyo, cemento fresco y bloques de cemento. Para prevenir, es importante el diseño adecuado de herramientas y mantener el diámetro del hoyo. Si ocurre un atascamiento, se debe trabajar la tubería con martillo hacia arriba y abajo
El documento trata sobre el cañoneo de pozos petroleros. Explica que el cañoneo consiste en perforar la tubería de revestimiento, el cemento y la formación para establecer comunicación entre el pozo y los yacimientos. Detalla los procesos y factores a considerar como la densidad de disparos, el diámetro de perforación, la dirección de los disparos, y los posibles efectos como el taponamiento y daños a la tubería y cemento. El objetivo es diseñar un cañoneo óptimo que maximice la productiv
Este documento describe diferentes métodos para estimar las reservas de petróleo y gas, incluyendo el método volumétrico y métodos basados en curvas de índices de hidrocarburos y cimas/bases. Explica cómo utilizar parámetros como el volumen de roca, porosidad y saturación para calcular volúmenes originales de hidrocarburos en el yacimiento. También discute desafíos como la precisión de datos y obtener presiones promedio.
Este documento describe el fracturamiento hidráulico, un proceso utilizado en la industria petrolera para mejorar la extracción de petróleo y gas desde el subsuelo. Se realiza inyectando un fluido a alta presión en un pozo perforado, lo que crea nuevas fracturas en la roca y mejora su permeabilidad. Esto hace que la formación sea más susceptible a la extracción de hidrocarburos. El documento también discute factores como la litología de la roca, la geometría de las fracturas y los datos del pozo que son importantes
Recuperación Mejorada de Hidrocarburosomairaflores
Este documento describe varios métodos para mejorar la recuperación de petróleo de yacimientos, incluyendo la recuperación primaria, secundaria y terciaria. Explica los métodos de recuperación secundaria como la inyección de agua y de gas, y los métodos de recuperación mejorada como la inyección térmica de vapor, química utilizando polímeros, surfactantes o soluciones alcalinas, e inyecciones micelares y de espuma. Finalmente, proporciona detalles sobre cómo clasificar y aplicar est
Este documento proporciona una introducción a las presiones de formación, incluidas la presión hidrostática, la presión de poros, la presión de sobrecarga y el gradiente de fractura de la formación. Explica cómo se calculan y definen estas presiones, los factores que las afectan, y los métodos para predecir el gradiente de fractura a través de pruebas como la prueba de fuga. El objetivo final es que el lector comprenda estas presiones de formación y pueda aplicar diferentes técnicas y métodos para calcularlas y
El documento describe el proceso de invasión que ocurre durante la perforación de pozos. Explica que la presión hidrostática del lodo de perforación generalmente es mayor que la presión de formación, evitando descontroles. Esto causa que el lodo entre en las formaciones, en un proceso conocido como invasión. Luego detalla las variables que afectan la invasión, como el tipo de lodo, peso, porosidad y permeabilidad de la formación. Finalmente, explica cómo la invasión genera diferentes zonas y cómo afecta las mediciones de resistividad
jose miguel conde castellar
ci . E- 84.558302
estudiante ingenieria de petroleo (50)
i.u.p santiago mariño
materia . interpretacion de perfiles
seccion saia
Este documento describe el proceso de invasión que ocurre durante la perforación de pozos petroleros. Explica que la invasión ocurre cuando el lodo de perforación se filtra en la formación rocosa, desplazando los fluidos originales y creando zonas invadidas, lavadas y no invadidas. También identifica los factores que afectan la profundidad de la invasión como la presión diferencial, el tiempo de contacto, la porosidad y permeabilidad de la formación. Finalmente, explica cómo la invasión altera las mediciones de resistividad
El documento describe el proceso de invasión de formaciones durante la perforación de pozos petroleros. La presión hidrostática del lodo de perforación generalmente excede la presión de formación, lo que causa la filtración del lodo en la formación. Esto crea tres zonas: una zona lavada cerca del pozo donde se desplazan los fluidos móviles, una zona de transición donde se mezclan el lodo filtrado y los fluidos de formación, y una zona no invadida sin contaminación. Varios factores como el tipo de lodo,
El documento describe las propiedades físicas de las rocas, incluyendo la porosidad, permeabilidad, saturación de fluidos y otros conceptos. Explica cómo se miden estas propiedades y cómo afectan el almacenamiento y flujo de fluidos en los yacimientos. También describe el fenómeno de la invasión y cómo afecta las lecturas de los registros de pozos.
El documento describe el proceso de invasión del lodo de perforación en una formación permeable durante la perforación de un pozo. La diferencia de presión entre la columna de lodo y la formación causa que el lodo filtrado invada la formación, desplazando los fluidos y depositando partículas sólidas. Esto crea una "zona lavada" cerca del pozo y una "zona invadida" más amplia, afectando las lecturas de resistividad. La extensión de la invasión depende de factores como la permeabilidad de la
El documento describe el proceso de invasión que ocurre durante la perforación de pozos petroleros. El proceso de invasión implica que el fluido de perforación se filtra a través de la formación permeable debido a la diferencia de presión, depositando partículas sólidas y formando una "torta de barro" o revoque en la pared del pozo. Esto genera tres zonas: la zona lavada cerca del pozo, la zona de transición intermedia, y la zona no invadida más lejana. Varios factores afectan la invasión
Este documento describe el proceso de invasión del filtrado de lodo en una formación permeable. Explica que la presión hidrostática del lodo permite que el filtrado ingrese en la formación desplazando los fluidos presentes y creando tres zonas: lavada, de transición y no invadida. También detalla las variables que afectan el proceso de invasión y cómo este proceso altera las medidas de resistividad en el registro de perfil eléctrico.
El proceso de invasión ocurre durante la perforación de un pozo cuando la presión del lodo es mayor que la presión de la formación, haciendo que el lodo se filtre en la formación. Esto genera tres zonas: una zona lavada cerca del pozo donde los fluidos son desplazados, una zona de transición donde los fluidos y el lodo están mezclados, y una zona no invadida sin contaminación. La invasión afecta las mediciones de resistividad utilizadas para caracterizar las formaciones.
El documento describe el proceso de invasión de lodos en la formación durante la perforación de pozos. Explica que la invasión ocurre cuando la columna de lodo de perforación fuerza al filtrado a penetrar en la formación permeable debido a la diferencia de presión. Luego enumera los parámetros que afectan el proceso de invasión como el tipo de lodo, su peso, la porosidad y permeabilidad de la formación, la presencia de arcilla, y el tiempo que el lodo permanece en contacto con la formación. Finalmente, señala
El documento describe el proceso de invasión que ocurre durante la perforación de pozos petroleros. Durante este proceso, la presión del lodo de perforación es mayor que la presión del fluido en la formación, lo que causa que el lodo filtrado invada la formación. Esto genera tres zonas: la zona lavada donde todos los fluidos son desplazados, la zona de transición donde los fluidos se mezclan, y la zona no invadida sin contaminación. Varios factores como el tipo y peso del lodo, la porosidad y permeabilidad de la form
El documento describe el proceso de invasión que ocurre durante la perforación de pozos petroleros. Durante este proceso, la presión del lodo de perforación es mayor que la presión en la formación, lo que causa que el lodo filtrado invada la formación. Esto genera tres zonas: la zona lavada donde los fluidos originales son desplazados, la zona de transición donde están mezclados, y la zona no invadida. Varios factores como el tipo y peso del lodo, y el tiempo de contacto afectan el diámetro de invasión.
Durante la perforación de un pozo, la presión del lodo en la columna es generalmente mayor que la presión del agua en la formación, lo que causa que el lodo invada la formación. Esto genera tres zonas: la zona lavada cerca del pozo, la zona de transición entre la lavada y la no invadida, y la zona virgen no afectada. La invasión altera las mediciones de resistividad, por lo que se usan curvas someras, medias y profundas.
Este documento describe varias propiedades clave de las rocas y los fluidos en yacimientos de petróleo. Explica que las rocas con una porosidad aproximada del 15% son buenas para albergar petróleo, gas o agua. También define conceptos como la saturación de agua connata, saturaciones residuales y críticas, y la compresibilidad de la roca, el petróleo y el agua. Además, proporciona detalles sobre el límite inferior de arena y la altura de Quito.
El documento describe los perfiles eléctricos de pozos, los cuales miden las propiedades eléctricas de las formaciones para obtener información sobre su geometría, fluidos y características. Explica que la resistividad mide la capacidad de las rocas para oponerse al paso de corriente eléctrica e indica el contenido de fluidos. También describe los diferentes tipos de perfiles eléctricos y cómo estos miden las zonas invadidas, de transición y verdaderas de las formaciones.
El documento describe el proceso de invasión que ocurre cuando el lodo de perforación ingresa a una formación permeable. Explica que la invasión depende inicialmente de la permeabilidad de la formación y luego del revoque de filtración formado. También describe cómo la invasión afecta las mediciones de resistividad realizadas y cómo esta puede usarse para determinar la saturación de petróleo movible en la formación.
El documento describe el proceso de invasión de un pozo por el filtrado de lodo. La invasión ocurre cuando el filtrado de lodo ingresa y desplaza los fluidos presentes en la formación, creando una zona invadida entre la zona lavada y la zona no invadida. La extensión de la invasión depende de la presión diferencial, las características del lodo y la formación, y el tiempo de exposición. La invasión puede usarse para determinar la saturación de petróleo movible midiendo los cambios en la
Este documento describe el proceso de invasión durante la perforación de pozos petroleros. La presión del lodo de perforación debe mantenerse por encima de la presión del fluido en la formación para evitar una erupción. Esto crea una zona invadida adyacente al pozo compuesta por la zona lavada, la zona de transición y la zona virgen no afectada. Las mediciones de resistividad muestran diferentes valores a través de estas zonas debido a la sustitución del agua de formación por el filtrado de lodo.
El documento describe el proceso de invasión que ocurre cuando el lodo de perforación ingresa a una formación permeable durante la perforación de un pozo. Explica que la invasión comienza con la pérdida inicial de fluido cuando la broca penetra la roca y luego continúa de manera dinámica cuando se bombea lodo o de manera estática cuando no hay bombeo. También describe las zonas resultantes de la invasión - la zona invadida, la zona de transición y la zona virgen sin invadir - y cómo la invasión a
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ESPERAMOS QUE ESTA INFOGRAFÍA SEA UNA HERRAMIENTA ÚTIL Y EDUCATIVA QUE INSPIRE A MÁS PERSONAS A ADENTRARSE EN EL APASIONANTE CAMPO DE LA INGENIERÍA CIVIŁ. ¡ACOMPAÑANOS EN ESTE VIAJE DE APRENDIZAJE Y DESCUBRIMIENTO
Los puentes son estructuras esenciales en la infraestructura de transporte, permitiendo la conexión entre diferentes
puntos geográficos y facilitando el flujo de bienes y personas.
1. Interpretación de Registros de Pozos
Proceso de Invasión de las Formaciones
Realizado por:
Lui Alfonso Trujillo
C.I.: E.-587.998
DICIEMBRE 2019
2. 1. Proceso de invasión de las formaciones
1.1.- Invasión
1.2.- Variables que inciden en la invasión
1.3.- Parámetros del proceso de invasión
1.4.- Formación acuífera
1.5.- Formación petrolífera
Contenido
3. Proceso de Invasión
Durante la perforación de un pozo, la
presión hidrostática de la columna de lodo
es generalmente mayor que la presión de
poro de las formaciones.
Esto evita a que el pozo se descontrole.
La diferencia de presión resultante entre la
columna de lodo y de la formación obliga
al lodo a entrar en la formación
permeable, dando lugar al proceso de
invasión del lodo de perforación
Invasión: Proceso
4. Variables que inciden en el
proceso de invasión:
1. Fluido de perforación
2. Peso del FP
3. Porosidad
4. Permeabilidad
5. Arcilla
6. Fluidos presentes
7. Tiempo de permanencia
del FP en contacto con las
formaciones desnudas
Invasión
5. 1. Fluido de perforación
Debe ser de baja pérdida de agua, de tal
manera que el diámetro sea pequeño; y no
afecte la lectura de los registros. Se ha
demostrado experimentalmente lo
siguiente:
Invasión: Variables
Pérdida de filtrado (cc) Invasión
<= 10 Moderada
> 10 Profunda
2. Peso del Fluido de perforación
A mayor peso del lodo, mayor será la
presión hidrostática y por ende también lo
será el diámetro de invasión
3. Porosidad
A menor porosidad la invasión es
profunda, a mayor porosidad la invasión es
menor
4. Permeabilidad
A menor permeabilidad la invasión es
menor, a mayor permeabilidad la invasión
es mayor
6. Fluidos presentes
Frente a un acuífero (100% agua) el
diámetro de invasión es mayor; sin
embargo, frente a una formación
petrolífera el diámetro de invasión es
menor
7. Tiempo de permanencia del FP en
contacto con las formaciones desnudas
A mayor tiempo de permanencia, mayor
invasión. A menor tiempo de permanencia,
menor será la invasión
5. Arcilla
A menor contenido de arcilla, la invasión
es profunda, a mayor contenido de arcilla
la invasión es menor
6. Parámetros de la invasión
Rm = Resistividad del lodo
Rmc = Resistividad del revoque
Rmf = Resistividad del filtrado de lodo
Rxo = Resistividad zona lavada
Rt = Resistividad verdadera de la
formación
Rs = Resistividad de la capa adyacente
Rw = Resistividad del agua de formación
dh = Diámetro del hoyo
di = Diámetro de invasión
Sxo = Saturación de agua de la zona lavada
Sw = Saturación de agua de la zona virgen
Invasión: Parámetros del proceso de invasión
Ilustración de la Saturación de cada zona
por efecto de la filtración
7. Invasión: Parámetros del proceso de invasión
Ilustración del Perfil de Resistividad en una formación Invadida
8. Parámetros de la invasión
Resistividad del lodo (Rm)
Se obtiene por medida directa de
muestras tomadas en el momento de
correr perfiles.
Resistividad del filtrado de lodo (Rmf)
Se determina por medida directa de una
muestra de filtrado de lodo obtenida en un
filtro-prensa
Resistividad del revoque (Rm)
Se obtiene del grafico GEN-7 a partir de
Rm a la temperatura deseada en función
de la densidad del lodo.
Diámetro de invasión (Di)
Depende del tipo y peso del lodo,
permeabilidad y porosidad de la formación
y tiempo de permanencia del lodo en
contacto con la formación
Invasión: Parámetros del proceso de invasión
9. Se generan tres zonas, la zona lavada en
conjunto con la zona de transición se
denomina zona invadida.
Zona Lavada
El volumen cercano a la pared del pozo
en el que todos los fluidos móviles han
sido desplazados por el filtrado del lodo.
Normalmente, el 70% al 95%,
aproximadamente, de los hidrocarburos
son desplazados; el hidrocarburo restante
se llama hidrocarburo residual.
Zona de Transición
Volumen existente entre la zona lavada y
la zona no invadida. En esta zona, los
fluidos de una formación y el filtrado de
lodo están mezclados.
Invasión: Zonas generadas por la Invasión
10. Se generan tres zonas, la zona lavada en
conjunto con la zona de transición se
denomina zona invadida.
Zona Virgen o no Lavada
Zona que no ha sido afectada por la
invasión, es decir, los poros en la zona no
invadida no están contaminados por el
filtrado de lodo. La movilidad del
hidrocarburo se puede determinar
mediante la proporción entre la saturación
de agua de la zona no invadida y la
saturación de agua de la zona lavada.
Invasión: Zonas generadas por la Invasión
11. Zona Lavada (Rxo)
Efecto de la invasión sobre las medidas de Resistividad: Formación Acuífera
(Limpia: Vsh≤0,05, Sw=100%, presencia de un
lodo dulce: Rmf>>Rw).
mf
xo
R
R
F
Zona de Transición (Ri)
Varía desde Rxo en la zona lavada hasta
Rt en la zona virgen y su valor se
representa como Ri.
La resistividad de la mezcla (filtrado-
agua de formación) se representa por Rz.
Por definición se tiene que:
z
i
R
R
F
Zona Invadida
Para determinar Rz es necesario aplicar
el método de Tixier, que establece que un
factor de mezcla “Z” definido como la
fracción de espacio poroso ocupado por la
mezcla (filtrado-agua de formación).
Z se puede estimar conociendo la
porosidad de la formación según los
siguientes criterios:
Porosidad (f) Z
f < 10% Z = 0,025
10% ≤ f < 18% Z = 0,050
18% ≤ f < 25% Z = O,O75
f ≥ 25% Z = 0,1
Una vez conocido Z se calcula Rz, mediante la ecuación:
mfwz R
Z
R
Z
R
11
12. Zona Virgen (Rt=Ro)
(Limpia: Vsh≤0,05, Sw=100%, presencia de un
lodo dulce: Rmf>>Rw).
w
o
R
R
F
Efecto de la invasión sobre las medidas de Resistividad: Formación Acuífera
13. Zona Lavada (Rxo): Una saturación Residual
Srh
(Limpia: Vsh≤0,05, Sw<50%, presencia de lodo
dulce : Rmf >> Rw).
Zona de Transición (Ri)
Además se tiene que Sxo + Srh = 1.0
donde Srh = 1 – Sxo
Zona Vírgen (Rt)
Finalmente, hay una zona que no es alcanzada
por el filtrado, llamada la Zona No Contaminada
o Zona Virgen, cuya resistividad es Rt. La
saturación de agua en esta zona, Sw, puede
evaluarse por la ecuación de Archie.
Por otra parte se cumple que Srh + Swi = 1,0; donde, Srh = 1 – Swi
A veces en capas petrolíferas o gasíferas se forma una zona denominada ZONA ANULAR después de la zona
invadida. Entre la zona de transición y la zona virgen, y que solo contienen agua de formación.
Contiene una mezcla de fluidos (filtrado de
lodo, agua de formación e hidrocarburos).
Esta zona junto con la de la zona lavada
constituye la Zona Invadida, la resistividad
aquí es Ri y saturación de agua Swi.
Aplicando la ecuación de Archie se tiene:
La resistividad de la zona anular puede ser
mayor o menor que Rxo dependiendo del
contraste de salinidad entre el filtrado y el agua
de formación. Si Rmf es mayor que Rw, esta
zona tendrá una resistividad menor que Rxo y
que Rt.
La formación de la zona anular no ocurre en
todos los casos en que existe petróleo o gas en
las formaciones, y cuando así sucede, el
fenómeno es transitorio, es decir, desaparece
con el tiempo.
Efecto de la invasión sobre las medidas de Resistividad: Formación Petrolífera
14. La resistividad es la propiedad física de
una sustancia, definida como la habilidad
de impedir el flujo de la corriente
eléctrica.
La resistividad es la resistencia de un
material conductivo de 1 metro de
longitud con área transversal de 1 metro
cuadrado. La unidad de la resistividad es el
Ohm-metro, también escrito como ohm-m
o –m.
Efecto de la Invasión: Resistividad y Fluidos Invasivo
En el presente experimento el cubo esta
lleno con agua de formación. La porosidad es
100%, ya que no existe roca o sedimentos en el
cubo.
La saturación de agua es del 100% ya que
todos los espacios porosos están llenos de
agua de formación. Sobre estas condiciones la
resistividad medida del cubo (Rt) es la misma
resistividad del agua (Rw)
15. En el segundo experimento, arena fue
añadida al cubo, así que la porosidad se
redujo al 70%.
La saturación de agua se mantuvo al
100%. Sobre estas condiciones la
resistividad medida del cubo (Rt) es mayor
que la resistividad del agua de formación
(Rw); ya que esta agua conductiva fue
reemplazada por roca no conductiva.
Conclusión: Al variar porosidad, Rt, que en
este caso particular puede llamarse Ro es
inversamente proporcional al cuadrado de la
porosidad, mientras Sw es constante
Efecto de la Invasión: Resistividad y Fluidos Invasivo
16. En el tercer experimento, la mitad del
agua del experimento anterior fue
reemplazada por petróleo. La porosidad se
mantuvo en 70%, mientras que la
saturación de agua fue del 50%.
Sobre estas condiciones la resistividad
medida del cubo (Rt) fue mayor que la Rt
del experimento anterior.
Conclusión: Al variar la saturación de agua, Rt
es inversamente proporcional al cuadrado de
Sw, mientras la porosidad es constante.
Efecto de la Invasión: Resistividad y Fluidos Invasivo
17. En el cuarto experimento, la salinidad del agua de formación aumento al adicionarle
mas sal, resultando una disminución en el Rw.
Sobre estas condiciones la resistividad medida del cubo (Rt) es directamente
proporcional a la resistividad del agua de formación (Rw); con porosidad y saturación de
agua constantes.
Efecto de la Invasión: Resistividad y Fluidos Invasivo