Nuevos Procedimientos y Técnicas de Exploración Geofísica Tecnología Petrolera

Fig. 1. El intervalo de observación entre el fogonazo y la percepción del sonido del disparo de un cañón está relacionado con la velocidad del sonido, 300 metros/seg., y, por tanto, el observador puede estimar la distancia a la cual se encuentra el cañón.

Originalmente, la propagación intencional de ondas sísmicas en la corteza terrestre se hacía mediante la detonación de cartuchos de dinamita que se explotaban en hoyos someros ubicados y abiertos para tales propósitos. Adquirir, transportar y custodiar dinamita para tales trabajos requería cumplir con una variedad de tramitaciones ante las autoridades venezolanas, además de las medidas de seguridad durante el uso en el campo. Las detonaciones espantaban a la fauna terrestre y cuando se hacían levantamientos sísmicos en aguas, las detonaciones ocasionaban la muerte de muchos peces.

Después de la Segunda Guerra Mundial, el auge inusitado en la exploración petrolera promovió a lo largo de los años adelantos e innovaciones en las operaciones de campo.

Fue eliminada la dinamita y en su lugar se desarrolló la pistola para detonar aire comprimido y se fabricó, como parte integral de los nuevos vehículos automotores para trabajos de sismografía, un potente pisón que al caer sobre la superficie terrestre induce las ondas para determinar después la profundidad de las formaciones, mediante las relaciones tiempo, velocidad del sonido y características/propiedades de las rocas. (Ver Figuras 1 y 2).

Fig. 2. La detección del tiempo transcurrido, desde que el sonido inducido en la superficie hace su recorrido hacia los estratos y regresa luego a la superficie, es un aspecto básico para estimar la profundidad de los estratos. La propagación del sonido en los estratos depende de la composición y características de éstos.

Los nuevos equipos y técnicas de sismografía han sido rediseñados y han mejorado significativamente la adquisición, el procesamiento y la interpretación de datos, haciendo que el factor tiempo y la calidad total de las tareas sean más efectivas, desde el comienzo del levantamiento hasta el informe final de los resultados.

La electrónica y la computación, con su casi ilimitada capacidad de procesamiento de datos, permite que los resultados de los levantamientos sísmicos se tengan en muchísimo menor tiempo que lo acostumbrado en años atrás, cuando geofísicos, geólogos e ingenieros requerían meses cotejando, verificando, correlacionando y ajustando datos utilizando la regla de cálculo o calculadoras mecánicas manuales para luego elaborar los planos o mapas del subsuelo de las áreas estudiadas. Además, la nueva tecnología ha permitido reestudiar y reinterpretar información sismográfica antigua de áreas que en el pasado no fueron catalogadas como atractivas y, en muchos casos, los nuevos resultados han sido sorprendentes.

Otra contribución técnica de nitidez y rapidez es la elaboración en blanco y negro o a color de los planos o mapas del subsuelo mediante las procesadoras o copiadoras electrónicas programadas específicamente para tales labores. Anteriormente este proceso requería dibujantes especializados y la preparación de los dibujos a color requería mucho más tiempo. Hoy, la diferencia en productividad es notable.

Fig. 3. Muestra de una sección sísmica levantada y procesada

La idea de sobreponer información de los registros o perfiles petrofísicos a los datos sismográficos de los levantamientos o a la sísmica adquiridos específicamente en un pozo amplió la cobertura de correlación. Los resultados de esta técnica han sido fructíferos, mediante la aplicación de procesos y programas computarizados.

Sin embargo, es oportuno mencionar que todas las técnicas y herramientas de exploración en la búsqueda de acumulaciones de hidrocarburos (reservas) no son infalibles.

La interpretación de los datos y de los resultados obtenidos conducen a predecir el grado de probabilidad (alto, medio, bajo) de las condiciones y características del subsuelo conducentes a la existencia de acumulaciones comerciales de hidrocarburos. En la industria existe un dicho que decisivamente abarca todas las expectativas y es: "La barrena dirá".

Fuente: "El Pozo Ilustrado" - FONCIED

Métodos Geofísicos de Exploración I Tecnología Petrolera

Los métodos y equipos geofísicos empezaron a formar parte de los recursos técnicos disponibles al explorador petrolero en la segunda década del siglo XX. Sus aplicaciones en la resolución de la posible presencia de estructuras favorables a la acumulación de petróleo en el subsuelo han servido para completar el aporte de los estudios geológicos regionales de superficie.

El gravímetro
El objetivo principal de los estudios de gravimetría es medir la atracción gravitacional que ejerce la Tierra sobre un cuerpo de masa determinada. Pero como la Tierra no es una esfera perfecta y no está en reposo ni es homogénea y tiene movimientos de rotación y de traslación, la fuerza de gravedad que ejerce no es constante.

Por tanto, las medidas gravimétricas en exploración son representación de anomalías en las que entran la densidad de los diferentes tipos de rocas: sedimentos no consolidados, areniscas, sal gema, calizas, granito, etc.

Fig. 2-9. Gravímetro Thyssen: disposición de sus elementos. El desplazamiento de la masa, por la atracción de la Tierra, se lee en la escala ubicada en el extremo de la masa.

En representación esquemática, el instrumento consta de una masa metálica que, suspendida de un resorte supersensible, registra la elongación del resorte debido a la atracción producida por lo denso de la masa de las rocas subterráneas. Las medidas son anotadas y posteriormente se confeccionan mapas que representan la configuración lograda.

La unidad gravimétrica terrestre, en honor a Galileo Galilei, es el GAL, y se expresa en cm/seg/seg o cm/seg2. También puede ser expresado en submúltiplos como el miligal (10-3 GAL) o el microgal (10-6 GAL).

El gravímetro de los tipos de balanza de torsión y péndulo se empezó a utilizar en la industria petrolera a principios del siglo XX para la detección de domos salinos, fallas, intrusiones, estructuras del tipo anticlinal, rumbo y continuidad de las estructuras.

El magnetómetro
Aprovechando la fuerza de atracción que tiene el campo magnético de la Tierra, es posible medir esa fuerza por medio de aparatos especialmente construidos que portan magnetos o agujas magnéticas, magnetómetros, para detectar las propiedades magnéticas de las rocas.

La unidad de medida magnética es el Gauss, en honor al matemático alemán Karl Friedrich Gauss. En la práctica se usa la gamma, medida que es 100.000 veces menor que el Gauss. Un Gauss es equivalente a la fuerza necesaria de una dina para mantener una unidad magnética polar en posición en un punto definido.

Fig. 2-10. Componentes básicos de un magnetómetro

El levantamiento magnetométrico se hace tomando medidas de gammas en sitios dispuestos sobre el terreno. Luego las medidas son indicadas en un mapa y los puntos de igual intensidad son unidos por curvas isogamas que representan la configuración y detalles detectados. El magnetómetro se ha utilizado ventajosamente para detectar estructuras, fallas e intrusiones.

Durante el proceso y desarrollo del equipo se ha logrado mucho perfeccionamiento en sus aplicaciones. El uso del magnetómetro aéreo ha facilitado la cobertura de grandes extensiones, mucho más rápidamente que el levantamiento hecho sobre el propio terreno.

Además, la mensura magnetométrica aérea no es afectada por campos magnéticos creados por instalaciones de líneas eléctricas, oleoductos y gasductos y otras construcciones metálicas.

El sismógrafo
El sismógrafo es un aparato de variado diseño y construcción empleado para medir y registrar las vibraciones terrestres a niveles someros o profundos que puedan producirse por hechos naturales como temblores y terremotos o explosiones inducidas intencionalmente o por perturbaciones atmosféricas, como en el caso de disparos de artillería.

Su elemento principal consiste en un dispositivo muy bien balanceado y en suspensión que puede oscilar con gran sensibilidad bajo el impulso de vibraciones externas. En un extremo, el dispositivo lleva una plumilla que marca sobre papel especial las oscilaciones. El papel va dispuesto sobre un elemento que gira accionado por un mecanismo de reloj.

Los estudios y aplicaciones del sismógrafo para medir la propagación de ondas artificiales en la investigación de las características
de las rocas de la corteza terrestre se originaron a mediados del siglo XIX en Europa.

Científicos ingleses y alemanes fueron pioneros en medir la relación velocidad-tiempo de las ondas y sus variaciones con respecto a la
profundidad de las rocas.

En Estados Unidos se publicaron resultados de estudios y aplicaciones de sismología en 1878. La adaptación de esta nueva tecnología
a los estudios geológicos y exploración petrolera comenzó en la segunda década del siglo XX en Europa y Estados Unidos. Para la década de los treinta, la sismología había ganado ya suficiente aceptación como técnica de exploración y su desarrollo y alcances teóricos y prácticos han estado desde entonces hasta ahora en continua evolución.

La sismología de refracción
El fundamento físico de funcionamiento de refracción sismológica está asociado a la teoría óptica. La propagación de la onda cambia de dirección cuando hay un cambio de propiedades físicas en la masa que recorre.

La geometría de los rayos sigue las reglas que controlan la propagación de la luz, Figura 2-12. Hasta los años treinta se utilizó el
sismógrafo de refracción con buen éxito en la detección, principalmente, de domos salinos, aunque también se aplicó para delinear anticlinales y fallas, pero poco a poco empezó a imponerse el método de reflexión.

Fig. 2-12. Se aprecia:
i = ángulo de incidencia
r = ángulo de refracción
V1 = velocidad en estrato E1
V2 = velocidad en estrato E2

La sismología de reflexión
El principio básico de la sismología de reflexión semeja al cálculo de la distancia a que se encuentra un cañón, si se mide el tiempo en que se ve el fogonazo y se oye el sonido del disparo y se toma como base para el cálculo la velocidad del sonido, 300 metros/seg.

Sin embargo, la semejanza se complica y conlleva dificultades técnicas porque las ondas inducidas desde la superficie viajan a través de un medio complejo como son las rocas y se reflejan como un eco al haber cambio de continuidad en los estratos. No obstante, los adelantos técnicos han logrado que este método se haya refinado al extremo de proporcionar una mejor interpretación del subsuelo que cualquier otro método de prospección.

En la práctica, como muestra la Figura 2-14, se dispone de una fuente de ondas inducidas que se proyectan en profundidad y al rebotar son recogidas en la superficie por geófonos dispuestos a distancias críticas. Las señales son registradas en la superficie. La relación velocidad-tiempo-profundidad es interpretada para deducir de la malla de líneas levantadas sobre el terreno las correlaciones obtenidas
de las secciones y finalmente producir mapas del subsuelo.

Fuente: "El Pozo Ilustrado" - FONCIED

Medición de la Porosidad Tecnología Petrolera

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En el laboratorio se utilizan procedimientos e instrumentos, porosímetros, para medir la porosidad. Los núcleos de las formaciones o muestras del ripio que se obtienen en el curso de la perforación de un pozo son traídos al laboratorio, donde son debidamente identificados y catalogados para medirles el volumen total, el volumen que representan sus granos y el volumen de los poros. Mediante la aplicación de métodos analíticos se obtienen dos valores muy importantes: la porosidad total y la porosidad efectiva. La porosidad total permite apreciar la configuración irregular de los granos de las muestras y llegar a la determinación del volumen efectivo de poros, lo que se traduce en:

Más adelante veremos los adelantos en la medición directa y continua de ciertas características de las formaciones. Se utilizan instrumentos que dentro del hoyo y mediante las propiedades del fluido de perforación captan de abajo hacia arriba, a lo largo de toda la profundidad, el flujo de corrientes de fuerzas electromotivas que quedan plasmadas como curvas en un registro o perfil para luego ser interpretadas cualitativa y/o cuantitativamente para evaluar, en primer término, las posibilidades de producción de hidrocarburos de las formaciones. También hay registros o perfiles que permiten interpretar los resultados de trabajos que se hacen durante la perforación y la terminación del pozo o posteriormente en las tareas de limpieza, rehabilitación o reterminación del pozo en sus años de vida productiva hasta abandonarlo.

Fuente: "El Pozo Ilustrado" - FONCIED

Capacidad de almacenamiento de las rocas Tecnología Petrolera

Cuando el pozo de Drake empezó a producir a bomba, la gente se formó la idea de que el petróleo se extraía de una corriente subterránea como la de un río. Aún hoy, ciertas personas piensan que es así.

La naciente industria llamó poderosamente la atención de los geólogos y profesionales afines, quienes acostumbrados a la minería de roca dura empezaban a presenciar el desarrollo de la exploración petrolera y a participar en la aplicación de sus conocimientos geológicos a este nuevo tipo de operaciones.

Los retos eran bastantes y estimulantes.

Así como los antes nombrados Henry D. Rogers y T. Sterry Hunt, vocearon sus conceptos sobre la Teoría Anticlinal y su aplicación al pozo de Drake, Alexander Mitchel llamó la atención de los petroleros hacia la porosidad de los estratos, especialmente las arenas y areniscas, en el sentido de que el espacio creado por los granos en contacto era suficiente para almacenar grandes volúmenes de petróleo.

Este concepto de porosidad y volumen es básico en la estimación de reservas.

Tiene sus fundamentos en la configuración de los granos, la manera como están en contacto, el material que los une, el volumen que representa esa masa y el espacio creado, el cual puede traducirse a números.

Esta caja de 6 cm de lado contiene 216 esferas de
1 cm de diámetro cada una, apiladas una sobre otra. El volumen
de la caja menos el volumen total de las esferas deja un
espacio vacío que representa los poros creados por las esferas
en contacto.

Por ejemplo, si se toma un envase cilíndrico cuya capacidad es de un litro, se puede llenar con un litro de líquido. Pero si se llena con arena de granos sueltos y más o menos uniformes, aparentemente se ha copado el volumen del envase. Sin embargo, si cuidadosamente se vierte agua u otro líquido sobre la arena hasta copar el envase, se verá que el líquido se ha depositado en los poros formados por los granos en contacto. Si el volumen de líquido vaciado fue de 150 cc, entonces el volumen real de los granos de arena representa 850 cc. Los dos equivalen al volumen total del envase, 1.000 cc.

Si el ejemplo fuese un envase de un metro cúbico (1.000 litros) lleno de esa arena y de la misma porosidad, entonces podría almacenar 1.000 x 0,15 = 150 litros.

Matemáticamente se puede demostrar que si los granos son perfectamente redondos (esferas) y están apilados rectangularmente uno sobre otro, esta configuración da la máxima porosidad de 47,64 %. Ejemplo:

De igual manera si las esferas se dispusieran en una configuración hexagonal se obtendría la porosidad mínima de 25,95 %.

En la práctica, debido a la forma de los granos, a la compactación, cementación que los une y a otros factores, la porosidad medida en laboratorio o por otros métodos analíticos de campo da una variedad de valores para determinado espesor de estrato, sección o formación.

Sólo la recopilación de datos y estadísticas dan el valor promedio de porosidad, que es el empleado en la práctica para cómputos. La porosidad de las rocas petrolíferas puede acusar, generalmente, entre 10 y 25 %.

Fuente: "El Pozo Ilustrado" - FONCIED

Propiedades físicas de las rocas Tecnología Petrolera

De la acumulación de datos teóricos y aplicaciones prácticas, tanto en el laboratorio como en trabajos de campo, se ha logrado catalogar una variedad de propiedades, de constantes y de relaciones acerca de las rocas que componen los estratos geológicos. Ejemplo:

• La aplicación de la sismología depende de la propagación de ondas, gracias a la elasticidad del medio donde se propagan. Por ejemplo, la velocidad longitudinal, en metros/seg de ondas en algunos tipos de rocas, puede ser variable debido a que las rocas no son perfectamente elásticas: aluvión: 300 - 610; arcillas, arcillas-arenosas: 1.830 - 2.440; lutitas: 1.830 - 3.960; arenisca: 2.400 - 3.960; caliza: 4.880 - 6.400; granitos: 5.030 - 5.950
• La proporcionalidad (Ley de Hooke) que existe entre la fuerza (por unidad de área) que causa desplazamiento elástico y la fuerza (por unidad de longitud o por unidad de volumen) que causa deformación, es aplicable a los estratos. Por tanto, se puede indagar si los estratos resisten, se elongan, comprimen o deforman, según fuerzas de tensión, de compresión, de presión, de cimbra, de cizalla
• Es importante conocer, además, el origen de las rocas, la edad geológica, su estructura, composición, granulometría, características externas, densidad, propiedades mecánicas y todo cuanto pueda abundar para interrelacionar mejor las deducciones geológicas y geofísicas que conduzcan en definitiva al descubrimiento de acumulaciones comerciales de hidrocarburos

Fuente: "El Pozo Ilustrado" - FONCIED