Mwd Essential 22-12-2010
April 7, 2017 | Author: Samuel Perez Bardasz | Category: N/A
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Measurement While Drilling I Essentials
Training Curriculum
T R AI N & E T. 200 I N S 0
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MWD I Essentials for EMPulse™ / PrecisionPulse™ Course #110 Course Description: This 3-day introductory level course concentrates on the essential background knowledge and theory that the field engineer must possess in order to effectively analyze, interpret, and troubleshoot MWD data. The course provides classroom instruction in petroleum geology, directional drilling basics, data acquisition methods, basic MWD sensor theory, application, and interpretation, MWD system specifics, and surveying theory and quality control. A written assessment designed to measure the student’s understanding of the subject matter will be administered upon completion of the course material. Course Outline: Day One Petroleum Geology Primer Rocks and Minerals Transport and Deposition Sedimentary Rock Classifications Origin of Hydrocarbons Hydrocarbon Migration Hydrocarbon Accumulation Directional Drilling Basics Introduction to Directional Drilling Applications of Directional Drilling Directional Drilling Limitations Methods of Deflecting a Wellbore o Whipstock o Jetting Assemblies o Rotary Bottomhole Assemblies Building Assemblies Dropping Assemblies Holding Assemblies Mud Motors o Motor Selection o Components o Operational Limitations & Constraints Rotary Steerable Assemblies
1
CROL_110_revF_0703
2 hours
2 hours
Data Acquisition Methods Recorded Data Measurement Process o Recorded Data Advantages / Disadvantages Real-time Data Measurement Process Real-time Telemetry Methods o Mud Pulse Telemetry Theory of Operations Positive Pulse Telemetry Negative Pulse Telemetry Mud Pulse Telemetry Advantages / Disadvantages o Electromagnetic Telemetry Theory of Operations Electromagnetic Telemetry Advantages / Disadvantages
1 hour
The Borehole Environment Drilling Fluid Properties o Drilling Fluid Advantages o Drilling Fluid Disadvantages Formation Properties o Formation Porosity o Formation Permeability o Pore Fluid Saturation and Density o Lithology o Formation Thickness o Shale Content Pressure Differential o Overbalanced o Underbalanced
2 hour
Day 1 Review
1 hour
2
CROL_110_revF_0703
Day Two MWD Sensor Theory, Application, and Interpretation 2 hours Directional Data o Importance of Directional Surveying o Directional Surveying Measurements o Directional Sensor Hardware o Sensor Axes and Orientation o Magnetic Field Strength, Dip Angle, Horizontal and Vertical Components o Magnetic Declination o Grid Convergence o Factors Affecting Inclination and Hole Direction o Survey Quality Control - Gtotal, Btotal, Magnetic Dip Angle o Well Plan Parameters (Horizontal & Vertical Projections) MWD Sensor Theory, Application, and Interpretation Formation Evaluation Data o Gamma Ray Theory Applications Interpretation Drilling Mechanics Data o Pressure While Drilling Theory Applications Interpretation
2 hours
2 hours
MWD System and Sensor Specifics
1 hour
EMPulseTM
PrecisionPulseTM
MWD System Specifications o EMPulse™ MWD Sensor Specifications o CDS/BTR o GRG4 o CSGx o G4 Battery MWD Sensor Measure Points MWD Tool Configurations
MWD System Specifications o PrecisionPulse™ MWD Sensor Specifications o CDS/BTR o GRG4 o CMS o CDN/AES Pulser o G4 Battery MWD Sensor Measure Points MWD Tool Configurations
Day 2 Review
1 hour
Day Three Written Exam
3 hours
3
CROL_110_revF_0703
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LWD I - FUNDAMENTOS Curso #170
Shale Gas Oil Salt Water Shale Salt
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Registrándose • Completar en forma Legible la información requerida en la hoja de registro (Ver debajo) • Imprimir nombre exáctamente como desee que aparezca en el certificado del curso. • Obtener un a copia de la currícula del curso (Instructor). • Obtener un cuaderno de notas si es necesario (Instructor).
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1
Perfil del Curso • Días 1 - 3 – Introducción – Geología del Petróleo Primer – Perforación Direccional - Básico – Métodos de Adquisición de datos. – El ambiente del Borehole. – Teoría Básica de Sensores LWD. Aplicación, e interpretación. – Sistema LWD y especificaciones de los sensores. • Día 4 – Examen basado en los primeros 3 dias. – Curso de seguridad en baterías de Litio
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Actividades Diarias • Inicio de clases 8:00 AM diariamente • Fin de clase aproximadamente a las 4:45 PM diariamente. • Descansos – 10 min cada hora. • Evaluaciones en cualquier momento. • Examen escrito al final del curso.
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GEOLOGIA DEL PETROLEO
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Corteza Terrestre
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Petroleum Geology Primer
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Rocas y Minerales
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Minerales • Un mineral es un compuesto o elemento cristalino de origen inorgánico. • Los minerales tienen composición química definida y propiedades físicas tales como, estructura cristalina, punto de fusión, color, y dureza. • La mayoría de los minerales encontrados en las rocas no son 100 % puros. • Ejemplos, Cuarzo y Feldespato.
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Petroleum Geology Primer
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Clasificación de las Rocas • Una Roca es un compuesto agregado de diferentes minerales endurecido. • Las Rocas están divididas en tres clasificaciones por su origen: – Ígneas – Metamórficas – Sedimentarias
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Rocas Ígneas • Masa de roca formada por la solidificación del magma sobre la superficie terrestre. • Existen dos tipos principales de rocas ígneas. – Intrusivas (plutónica), son aquellas que se han solidificado debajo de la superficie terrestre.
Granito
– Extrusivas (volcánicas), son aquellas que han sido formadas en la superficie de la lava. (Basalto) © 2007 Weatherford. All rights reserved.
Petroleum Geology Primer
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Rocas Ígneas
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Rocas Metamórficas
• Rocas derivadas de rocas pre-existentes por alteraciones mineralógicas, químicas y alteraciones estructurales causados por calor y presión dentro de la corteza terrestre. – Caliza (Limestone)
Æ
Mármol
– Lutita (Shale)
Æ
Pizarra (Slate)
• El metamorfismo presenta como resultado una textura cristalina la cual tiene poca o ninguna porosidad.
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Petroleum Geology Primer
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Rocas Metamórficas
Caliza (Limestone)
Mármol
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Roca Sedimentaria • Roca compuesta de materiales que fueron transportadas a su posición presente por aire o agua. • Arena (Sandstone), Caliza (limestone), Lutita (shale) algunos las conocen como rocas clásticas, el cual son distinguida por tamaño de grano. –El Clima desintegra la estructura. –Erosión es el curtido debido a la intemperie. –Mecanismos de transporte mueven los sedimentos erosionados a una cuenca donde ocurre la deposición. –Las fuerzas de compactación del peso de sobrecarga de los sedimentos y cementación endurecen los sedimentos formando la roca sedimentaria.
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Petroleum Geology Primer
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Roca Sedimentaria
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Roca Sedimentaria • Las rocas sedimentarias cubren 75% de la corteza terrestre de la superficie de la tierra. • Debido a que la mayoría de las rocas sedimentarias son capaces de contener fluido ( roca reservorio) ellas son el interés primario para los geólogos petroleros. • Shale (Lutita) es una roca sedimentaria que no es típicamente una roca reservorio, pero esta es una “roca fuente” para la producción de hidrocarburos. Arenisca
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El ciclo de las rocas • La posible secuencia de eventos, todos interrelacionados, por el cual las rocas pueden ser formadas, cambiadas, destruidas, o transformadas en otro tipo de rocas.
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Textura de la Roca • Textura Clástica (Sedimentaria) –Textura de roca en la cual, minerales, o fragmentos orgánicos están cementados juntos por un mineral cristalino tal como Calcita.
• Textura Cristalina (Metamórfica e Ígnea) –Textura de roca el cual es el resultado de progresivos y simultáneos crecimientos entrelazados de cristales minerales. © 2007 Weatherford. All rights reserved.
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Textura de la Roca
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Transporte Sedimentario & Ambientes Deposicionales
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Petroleum Geology Primer
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Transporte Sedimentario • Fuerzas Tectónicas elevan las tierras bajas sobre el nivel del mar, asegurando una fuente continua de roca expuesta para la producción de sedimentos. • La gravedad causa que los sedimentos se muevan de lugares altos a lugares bajos. • La gravedad también actúa a través del agua , aire o hielo para transportar partículas de un lugar a otro. • La gravedad finalmente arrastra los sedimentos a nivel del mar.
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Mecanismos de Transporte Sedimentario • Movimiento de masas • Transporte por Agua • Transporte por viento. • Transporte Glacial
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Movimientos de masa • En Altas elevaciones – Clima Severo – Inestabilidad de pendientes elevadas • Un largo bloque de capas de roca puede separarse a lo largo de fracturas profundas o capas planas. – Deslizamiento de lodo o avalancha
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Transporte por Agua • Medio de primario de transporte del sedimentos. • La distancia que una partícula sedimentaria puede ser transportada por agua depende de: – Energía disponible en el agua – Tamaño – Forma – Densidad • Mientras mas grande la energía del agua mayor volumen y tamaño de sedimentos transportados. • Partículas mas livianas forman parte de la carga suspendida, donde las partículas mas pesadas se depositan en capas. • Partículas esféricas son mas difíciles de cargar que las que tienen formas aleatorias. • Mientras mas densa la partícula sea, mas rápido se asentará. © 2007 Weatherford. All rights reserved.
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Transporte por Viento • El viento mueve solo pequeñas cantidades de sedimento comparado con el transporte por agua • Fuertes Vientos pueden transportar arcilla y tanta arena como lo puede hacer un río. • En climas áridos (desierto), el viento puede actuar como agente primario de transporte y climático. • Los sedimentos que transportan los vientos son frecuentemente reprocesados y redepositados mediante flujo de agua.
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Transporte Glacial • Glaciares se mueven lentamente pero con gran peso, Triturando rocas en varios tamaños de partículas. • Sedimentos Glaciales son frecuentemente re-trabajados y redepositados por el flujo de agua. • Pueden mover sedimentos gigantescos que el agua y viento no pueden.
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Deposiciones Ambientales • Un lugar donde las partículas sedimentarias que llegan a cierta ubicación sobrepasan a aquellas que están siendo transportadas. • Deposiciones Ambientales comunes: – Fluviales – Lacustres – Glaciales – Eolicos – Marinos
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Depósitos Fluviales • Sedimentos depositados por flujos de agua. • Sedimentos acumulados donde la energía se reduce.(Ej. en una curva) – Barras de arena – Inundaciones – Deltas
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Depósitos Lacustres • Una colección/acumulación de sedimentos en un lago en el punto en el cual la corriente del río se une a este. • Cuando un flujo de agua entra a el lago, el encuentro con aguas inmóviles absorben la mayoria o todo la energia de la corriente, causando que la carga de sedimento sea depositada. • Eventualmente el lago se llenará de sedimentos y dejará de existir, dejando atrás los sedimentos en el cual hidrocarburos puedan formarse.
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Depósitos Glaciales • Sedimentos depositados por el movimiento de capas de hielo son raros debido a que están sujetos a la erosión y el re-trabajo por otros agentes. • El reproceso de los glaciares deja una gran cantidad de sedimentos sin forma llamados till (acarreo glacial), que es una mezcla caótica de lodo, grava y rocas grandes.
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Petroleum Geology Primer
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Depósitos Eólicos • Los sedimentos depositados por el viento, típicamente ocurre en climas áridos. • Dunas (Arenas) • Loes (capas gruesas de partículas de rocas silt) transportadas por vientos desde los planos deslavados de los glaciares)
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Depósitos Marinos • Depósitos marinos mar adentro que no están afectados por la acción de las olas o de la deposición fluvial. • Generalmente asociados con sedimentos de grano más finos – Arrecifes – Turbiditas
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Petroleum Geology Primer
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Clasificación de las Rocas Sedimentarias
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Clásticas • Rocas compuestas en su mayoría de fragmentos de otras rocas las cuales se distinguen por el tamaño de grano.
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Conglomerados • Una roca sedimentaria compuesta de “proyectiles” de varios tamaños agrupados por un material cementante el cual comúnmente es arcilla. • Similar a la Arenisca pero son compuestas generalmente de granos de más de 2 mm en diámetro. • Usualmente se encuentran en capas o estratos aislados; no muy abundantes.
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Areniscas • Una roca sedimentaria con mas de la mitad de sus granos entre 1/16 mm y 2 mm • Generalmente compuestas Cuarzo y feldespato.
de
• Comúnmente porosas y permeables haciéndola del tipo mas frecuente de roca donde se encuentran hidrocarburos. • Un cuarto de todas las rocas sedimentarias son areniscas.
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Lutitas (Shales) • Se caracteriza por su grano fino, roca sedimentaria compuesta mayormente de arcilla o barro consolidado. • Formada de finos sedimentos que se asientan de la suspensión en aguas inmóviles, la lutita se forma en depósitos grandes sobre áreas amplias, entrelazada con areniscas o calizas. • Granos de “Silt” – 1/256 mm to 1/16 mm. • Granos de Arcilla – plano, cristales circulares,de menos de 1/256 mm de diametro. • Se cree que la arcilla orgánica es la mayor fuente de petróleo de todo el mundo • Las lutitas también crean excelentes barreras a la migración de fluido y tienden a atrapar petróleo en rocas porosas adyacentes • De ½ a ¾ de las rocas sedimentarias del mundo son lutitas. © 2007 Weatherford. All rights reserved.
Evaporitas • Una roca sedimentaria formada por la precipitación de sólidos disueltos del agua evaporada en una cuenca cerrada. • Son indicadores de climas secos pasados o cuencas cerradas.
Anhidrita
Halita (sal)
• Solo una pequeña fracción de todas las rocas sedimentarias pero juegan un rol importante en la formación de reservorios de petróleo asociados con domos de sal.
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Carbonatos • Roca sedimentaria compuesta primariamente de carbonato de Calcio (Caliza) o carbonato magnesio (dolomita)
Caliza
• Forman parte de un cuarto de todas las rocas sedimentarias. • La mayoría de los carbonatos son formados como resultado directo de actividad biológica. • La caliza se forma superficiales y tibias.
en
aguas
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Origen de los Hidrocarburos
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Petroleum Geology Primer
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Hidrocarburos • Originalmente el petróleo parecía venir de roca sólida en las profundidades debajo de la superficie terrestre (“Teoria inorganica”) • Científicos mostraron que rocas con petróleo fueron alguna vez sedimento suelto precipitado desde acantilados en aguas someras en las costas. • Avances en microscopía revelaron criaturas fosilizadas. • Químicos descubrieron a ciertas moléculas complejas en el petróleo que se sabía que se presentaban solo en células vivientes. • Se demostró que esas rocas fuentes se originaron en un ambiente rico de vida, llegando a la “Teoría Organica”.
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Factores Químicos • Una Molécula de hidrocarburo es una cadena de uno o más átomos de carbono enlazados químicamente con átomos de hidrógeno • Las variaciones se deben a las diferencias en el peso molecular. • A pesar de estas diferencias, la proporción de carbono-hidrógeno no varían apreciablemente. • Carbono constituye el 82-87% y el hidrógeno de 1215%
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Composición Promedio del Gas Natural y del Crudo
Elemento
Petróleo
Gas Natural
Carbón
82 – 87%
65 – 80%
Hidrógeno
12 – 15%
1 – 25%
Sulfuro
0.1 – 5.5%
0 – 0.2%
Nitrógeno
0.1 – 1.5%
1 – 15%
Oxígeno
0.1 – 4.5%
0%
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Factores Químicos • Metano, el hidrocarburo mas simple, tiene la formula química CH4 –Cuatro es el máximo número de átomos de hidrógeno que se pueden enlazar a un simple átomo de carbono. • Petróleo es un poco soluble solo en agua salada. • Moléculas con hasta cuatro átomos de carbono se les conoce como gases. • Moléculas que poseen de cinco a diez átomos de carbono se les conoce como líquidos. • Moléculas mas pesadas pasan a ser sólidos. • Petróleo se presenta en diversas formas como: • Asfalto Negro grueso o pitch. • Aceite crudo pesado negro. • Crudo ligero amarillo negro • Gas. © 2007 Weatherford. All rights reserved.
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Factores Biológicos Cada nivel de la cadena alimenticia, contribuye a la acumulación de material orgánico, particularmente a nivel microscópico (protozoarios y algas)
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Factores Biológicos • Las bacterias tienen un papel importante reciclando el material inorgánico en la descomposición. –Aeróbica (oxigenada/oxidación) - requiere oxígeno libre para su proceso de vida. (ejemplo: en forma de limo, scum) –Anaeróbica (sin oxígeno) - No requieren de oxígeno libre para vivir y no se destruyen en su ausencia; toman oxígeno de sulfatos disueltos y ácidos orgánicos adiposos produciendo sulfuros e hidrocarburos. • Si bien la descomposición aeróbica libera ciertos hidrocarburos que algunos pequeños organismos acumulan en sus cuerpos, la anaeróbica es la más importantes en la formación del petróleo.
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Formación del Petróleo • Para formar una acumulación de petróleo, la fuente de oxígeno debe ser cortada. Ejemplos donde ambientes anaeróbicos existen: – Profundidades Costa fuera. – Pantanos salados. – Delta de ríos. – Lagunas con Mareas • En este ambiente orgánico desechos orgánicos y organismos sin vida caen al fondo y son preservados en una ambiente anaeróbico en vez de ser descompuesto por bacterias oxidantes. • Acumulación y compactación de arcillas impermeables junto con el material orgánico ayudan al sellado de oxigeno disuelto. • La transformación en petróleo se completa mediante el calor y presión a ciertas profundidades. © 2007 Weatherford. All rights reserved.
Factores Físicos • Ciertas reacciones químicas ocurren rápidamente a 120°-150°F, cambiando el material orgánico atrapado en la roca. ¾ Las cadenas moleculares largas se separan en cadenas moleculares más pequeñas. ¾ Otras moléculas hidrógeno.
son
recreadas
ganando
o
perdiendo
¾ Algunas cadenas de hidrocarburos son combinadas en cadenas más grandes y anillos.
• El resultado neto es que los hidrocarburos sólidos se convierten en hidrocarburos líquidos y gaseosos. • De esta manera la energía del sol, convertida a energía química por las plantas, redistribuida entre todas las criaturas de la cadena alimenticia, conservada bajo tierra, es transformada en petróleo. © 2007 Weatherford. All rights reserved.
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La Ventana del Petróleo • El grupo de condiciones bajo la cual se formara el petróleo. ¾
Temperaturas entre 100°F350°F.
¾ Entre más alta sea la temperatura, mayor será la proporción de gas. Sobre los 350°F casi todos los hidrocarburos son gases (metano y grafito). • Lechos fuente (reservorios) más profundos de 20,000 pies usualmente producen solo gas.
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Roca Fuente • Roca Fuente – Roca en las cuales el material orgánico se convierte en petróleo. • Roca Reservorio – Roca que posee la propiedad de almacenar hidrocarburos. • Generalmente, las mejores rocas fuentes son las lutitas ricas en materia orgánica. • Caliza, evaporitas, y rocas formadas de depósitos sedimentarios en aguas frescas también llegan a ser estratos fuente. • El tiempo es el ingrediente final en la formación y acumulación de petróleo. • Muy poco petróleo ha sido encontrado en rocas reservorio provenientes de rocas fuente de menos de un millón de años.
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Migración de Hidrocarburos
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Migración • El movimiento de hidrocarburos de el área en la cual fueron fue formados a una roca reservorio donde se pueda acumular. • Migración Primaria –Movimiento de hidrocarburos fuera de la roca fuente. • Migración Secundaria –Movimientos subsecuentes a través de la roca reserva permeable y porosa mediante los cuáles el petróleo y el gas pueden concentrarse en algún lugar.
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Migración Primaria • El petróleo deja su roca fuente mediante fuerzas de compactación y flujos de agua. • Conforme la lutita se comprime en espacios más reducidos, no son los granos minerales sólidos lo que se comprime si no los espacios porosos entre estos. • El agua Intersticial (interespacial) es expulsada, transportando gotas de petróleo suspendidas y otros hidrocarburos. • Los fluidos expulsados de las rocas fuente comprimidas se concentran en alguna arena adyacente, la cual mantiene la mayor parte de su porosidad original
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Migración Secundaria • Los hidrocarburos se mueven a través de rocas permeables por gravedad – Compresión de los espacios porosos que contienen fluidos. – Provoca que el agua con hidrocarburos pueda fluir. – Provoca que el agua empuje los fluidos de petróleo menos densos hacia arriba • Porosidad Efectiva y permeabilidad de las rocas reserva son más importantes que la porosidad total. • Estos factores controlan que tan fácil la reserva puede acumular los fluidos tanto como pueda mantenerlos allí. © 2007 Weatherford. All rights reserved.
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Acumulación de Hidrocarburos
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Trampas
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Trampas • Como el agua en una poza, los hidrocarburos se concentran en lugares donde no puede fluir tales como: – Puntos estructurales altos. – Zonas de permeabilidad baja. • Las Trampas son combinaciones geológicas de impermeabilidad y estructuras que detienen cualquier migración © 2007 Weatherford. All rights reserved.
Trampas • Los requisitos básicos para una reserva petrolera son: – Una fuente de hidrocarburos. – Roca porosa y permeable que permita la migración – Algo que detenga la migración y provoque acumulación. • Los grupos mas grandes de trampas de hidrocarburos – estructurales, resultado de deformación de las capas de rocas – estratigráficas, sedimentarias
consecuencia
directa
de
variaciones
• La mayoría de las reservas tienen características de múltiples tipos. • El tiempo es critico; la formación de la trampa debe ocurrir antes de que el petróleo se acumule. © 2007 Weatherford. All rights reserved.
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Trampas Estructurales • Anticlinales –Creados por deformación tectónica de la capa de roca plana y paralela
Estructura Anticlinal
–Un anticlinal corto saliendo en ambas direcciones donde esta penetrando se conoce como domo. • Fallas –Se presentan cuando las fuerzas de deformación exceden la fuerza de rompimiento de la roca.
Impermeable Bed Sealing Fault
–La mayoría de las fallas atrapan aceite y gas mediante la interrupción de la continuidad lateral de una formación permeable. © 2007 Weatherford. All rights reserved.
Trampas Estructurales
VIDEO
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Trampas Estratigráficas • Son el resultado de la discontinuidad lateral o cambios en permeabilidad y son difíciles de detectar. –Las trampas estratigráficas no fueron estudiadas hasta después que la mayoría de los campos petroleros del mundo fueron descubiertos –Todavía siguen siendo una pequeña parte de las reservas petroleras conocidas del mundo. • Las trampas estratigráficas usualmente no están relacionadas con características superficiales. • Muchas trampas estratigráficas se han descubierto mientras se perforaban trampas estructurales. © 2007 Weatherford. All rights reserved.
Trampas Estratigráficas Arenas Cordoniformes •
Una cadena de arenas sinusoidales localizadas a través de lutitas impermeables
•
Forman complejas cadenas de ramificaciones
•
Crean “compartimentos” aislados Indicativo del rumbo de la permeabilidad mas grande y la pendiente general de la superfiecie bajo tierra ayudan a encontrar la siguiente zona productora.
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Petroleum Geology Primer
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Trampas Estratigráficas • Lentes – Cuerpos Aislados de roca permeable encerrados dentro de roca menos permeable. – Con limites estrechos en todas direcciones • Formados por corrientes turbulentas y deslizamientos acuáticos. • En playas asiladas o depósitos de arenas por corrientes. • Abanicos Aluviales. – No extendidos en longitud
Lens Traps
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Trampas Estratigráficas • Acuñamiento (Pinchout) –Se presenta cuando un cuerpo de arena poroso y permeable esta aislado por arriba, por abajo, y su borde superior. –El petróleo o gas migran desde arriba a la zona de baja permeabilidad donde la reserva se redistribuye en una forma “pinch out”
Pinchout Traps
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Petroleum Geology Primer
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Trampas en Combinación • Muchas trampas de petróleo tienen características estructurales y estratigráficas • Típicamente se encuentran cerca de domos de sal.
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Petroleum Geology Primer
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Perforación Direccional Básica
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Introducción a la Perforación Direccional • Perforación Direccional es definido como la práctica para controlar la dirección e inclinación de un pozo hacia una ubicación u objetivo predeterminado debajo de la superficie.
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Directional Drilling Basics
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Tipos de Pozos Direccionales • Slant (Inclinados) • Build and Hold (Construir y Mantener) • S-Curve (Tipo S) • Extended Reach (Rango Extendido) • Horizontal
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Herramientas de Perforación Direccional • Herramientas de Perforación. • Servicios Surveying/Orientation. • Steering Tools (Herramientas Navegables) • Ensambles convencionales de perforación rotaria • Motores Navegables. • Motores instrumentados para aplicaciones geosteering. • Sistemas Rotary Steerable. • Sensor de Inclinación en la broca.
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Directional Drilling Basics
2
Aplicaciones de Perforación Direccional • Pozos múltiples desde una estructuras offshore. • Pozos de Alivio. • Control de pozos verticales.
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Aplicaciones de Perforación Direccional • Sidetracking (desvio)
• Locaciones Inaccesibles
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Directional Drilling Basics
3
Aplicaciones de Perforación Direccional
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Aplicaciones de Perforación Direccional • Perforación de Rango Extendido – Reemplaza pozos submarinos y aprovecha reservas costa-fuera con menos plataformas. – Desarrollo de campos cerca de la orilla de la playa – Reduce el impacto ambiental mediante el desarrollo de campos desde clusters. (Ej area de bosques)
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Directional Drilling Basics
4
Aplicaciones de Perforación Direccional • Perforando bajo balance - Minimiza el daño skin, - Reduce la perdida de circulación e incidentes de pegadura / atascamiento de tubería, - Incrementa la “ROP” mientras extiende la vida de la barrena, y - Reduce o elimina la necesidad de costosos programas de estimulación.
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Limitaciones de la Perforación Direccional • Severidades (Doglegs) • Torque Reactivo • Arrastre • Hidráulica • Limpieza del Agujero • Peso sobre la broca • Estabilidad del agujero
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Directional Drilling Basics
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Métodos para desviar un pozo • Operaciones con Whipstock – Todavía utilizados • Chorros a presión (Jetting) – Rara vez utilizado hoy en día, todavía válido y más económico. • Motores de fondo – Mayormente utilizado, rápido y más exacto
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Operaciones Whipstock
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Directional Drilling Basics
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Chorros a Presión (Jetting)
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Control direccional con ensamblajes rotatorios Principios de diseño
Tipos de BHA
• Fuerza Lateral
• Ensamblaje para construir.
• Deflección de la barrena • Hidráulica • Combinación
• Ensamblaje para caer. • Ensamblaje para mantener.
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Directional Drilling Basics
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Peso sobre la broca • Incrementando el Peso sobre la broca, incrementa la tendencia de desviación …. y vice-versa
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Principio de Estabilización • Los estabilizadores son colocados en puntos específicos para controlar la sarta de perforación y minimizar la desviación en el fondo. • Aumenta la rigidez del BHA al colocar estabilizadores y evita que la tubería se doble y ayuda a la broca a seguir perforando en línea recta. • El BHA empacado se utiliza para mantener ángulo.
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Directional Drilling Basics
8
Razones para el uso de estabilizadores • La posición y el calibre de los estabilizadores controlan la forma. • Los estabilizadores ayudan a concentrar peso sobre la broca. • Los estabilizadores minimizan doblamientos y vibraciones. • Los estabilizadores reducen el torque al perforar porque se tienen menos área de contacto. • Los estabilizadores ayudan a prevenir pegaduras por diferencial y “key seating”.
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Fuerzas Estabilizadoras
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Directional Drilling Basics
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Ensambles para construir (Fulcrum) • Al colocar dos estabilizadores se incrementa el control de fuerza lateral y alivia otros problemas.
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Ensambles para construir (Fulcrum)
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Directional Drilling Basics
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Ensambles para caer (Péndulo) • Para aumentar la taza de disminución/caer: – Incrementar longitud tangencial (distancia estabilizador-mecha). – Incrementar rigidez. – Incrementar peso del drill collar. – Disminuir peso sobre la broca. – Incrementar la velocidad de la mesa rotaria. – LT comunes: • 30 pies • 45 pies • 60 pies • 90 pies © 2007 Weatherford. All rights reserved.
Ensambles para caer (Péndulo)
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Directional Drilling Basics
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Ensambles para mantener (Empacado) • Diseñado para minimizar fuerzas laterales y disminuir sensitividad de cargas axiales.
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Aplicaciones de Ensambles Controlables • Pozos Verticales • Perforación Direccional / Sidetracking • Perforación Horizontal. • Pozos de Re – entrada. • Pozos Bajo Balance / Perforación con aire. • Cruces de ríos.
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Ensambles Navegables
• Construir.
• Disminuir.
• Mantener. © 2007 Weatherford. All rights reserved.
Motores de Fondo Motor de turbinas
Motor de desplazamiento positivo
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Commander
TM
Motores PDM
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Selección del motor • Estas son las tres configuraciones de motores mas comunes, las cuales proveen un rango amplio de velocidades de la broca y torque que se requieren para satisfacer una multitud de aplicaciones direccionales.
– Velocidad Alta / Torque Bajo - 1:2 Lóbulos. – Velocidad Media / Torque Medio – 4:5 Lóbulos. – Velocidad Baja / Torque Alto – 7:8 Lóbulos.
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Selección del Motor • Alta Velocidad / Bajo Torque (1:2) motor típicamente utilizado :
– Perforación con brocas PDC – Perforación con brocas tricónicas en formaciones suaves. – Perforación Direccional utilizando orientaciones con single shot.
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Selección del Motor • Velocidad Media / Torque Medio (4:5) motor típicamente usado para:
– Perforación Direccional y convencional. – Brocas de diamante y aplicaciones para núcleos. – Pozos Sidetrack.
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Selección del Motor • Baja Velocidad / Torque Alto (7:8) motor típicamente usado para:
– La mayoría de los pozos direccionales y horizontales. – Perforación en formaciones de durezas medias a altas – Perforación con brocas PDC.
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Componentes de los Motores PDM • Ensamble Dump Sub. • Sección de Potencia (Power Section). • Ensamble de transmision (Drive Assembly). • Ensamble de ajuste (Adjustable Assembly). • Sección sellada de cojinetes (Sealed Bearing Section)
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Ensamble Dump Sub • Es una válvula que se activa hidráulicamente localizada en la parte superior del motor de fondo. • Permite a la tubería de perforación llenarse de lodo cuando corre tubería en el pozo. • Drenarse cuando se saca tubería del pozo. • Cuando las bombas están operando, la válvula se cierra automáticamente y dirige el fluido de perforación a través del motor. • Esta válvula evita que al sacar tubería se derrame lodo en la mesa
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Dump Sub • Permite el llenado y drenado de la tubería. • Operación - Bomba Apagada – Abierta. - Bomba Encendida – Cerrada. • Descarga. • Conexiones.
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Sección de Potencias (Power Section) • Convierte la energía hidráulica del fluido de perforación en energía mecánica para movergirar la broca. – Estator – Es un tubo de acero que contiene un inserto de hule / eslastómero con un patron lobular, helicoidal a lo largo del centro. – Rotor – Tubo de acero en forma lobular y helicoidal. • Cuando el fluido de perforación es forzado a pasar a través de las cavidades ocasionara que el rotor gire dentro del estator.
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Sección de Potencia • El patrón de los lóbulos y longitud de hélice dictan las características de la salida. A mayor relación mayor torque y menor velocidad y viceversa. • Stator siempre cuenta con un lóbulo más que el rotor. • Etapa – Una rotacion helicoidal en los lobulos del estator. • Con más etapas la selección de potencia es capaz de generar una mayor presión diferencial la cual en cambio provee más torque.
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Ensamble de Transmision • Convierte la rotación excéntrica del rotor en rotación concéntrica.
Junta Universal
Tubo Flexible
Junta de velocidad constante
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Ensamblaje Ajustable • Puede ajustarse desde cero hasta 3 grados. • Puede ajustarse en el campo en incrementos variables hasta un ángulo máximo. • Proporciona un largo amplio de tazas para construir ángulo en pozos direccionales y horizontales. H = 1.962
o
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Sección de Cojinetes (Bearing Section) • Transmite cargas axiales y radiales de la barrena a la tuberia. Existen dos tipos - Sealed Bearing Section ( sellada y lubricada por aceite) - Mud Lubricated ( abierta y lubricada por lodo) El grafico muestra las partes de una Seccion sellada. • Thrust Bearing. • Radial Bearing. • Reservorio de aceite. • Pistón balanceado. • Sello de alta presión. • Conexión de caja para barrena.
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Manual de Motores - Motor Handbook • Cada configuración del motor se puede encontrar en el manual de motores – Datos Dimensionales. – Especificaciones. – Configuración ajustable del Housing – Gráficos de Desempeño.
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Motor Dimensional Data
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Especificaciones del motor
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Tasas de construcción estimadas
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Gráficos de desempeño
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Utilizando los gráficos de desempeño • Presión Diferencial –Es la diferencia de presiones cuando el motor esta en el fondo ( cargado) y fuera del fondo (no cargado). • Carga completa –Indica la máxima presión diferencial de operación • RPM –Las RPM del motor se determinan conociendo la presión diferencial y proyectando verticalmente hasta la intersección con la apropiada línea de flujo. • Torque –El torque del motor se determina al introducir la presión diferencial y proyectando verticalmente hasta la intersección del torque. © 2007 Weatherford. All rights reserved.
Restricciones Operativas • Temperatura – 219 °F / 105 °C – Los Estatores pueden ser utilizados hasta temperaturas de 300 °F / 150 °C – Se utilizan componentes de materiales y tamaños especiales. • Peso excesivo sobre la broca – Un excesivo peso sobre la barrena no permite la rotación de la broca, y la sección del motor no es capaz de proporcionar el torque necesario para girar (Motor stalling). – El rotor no puede girar dentro del estator, formando un sello. – De continuar la circulación se erosionará y romperán los hules (Chunk) del estator. Destroza el elastómero
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Restricciones Operativas • Rotación del Motor –-La rotación del motor con ángulos mayores de 1.83 grados no se recomienda (daño al housing y fatiga) –-La velocidad de rotación no debe exceder los 60 RPM (carga cíclica en exceso en el housing) • Fluidos de Perforación –-Diseñado para operar prácticamente con todos los fluidos de perforación como agua fresca y salada, fluidos base aceite, lodos con aditivos de control de viscosidad o perdida de circulación, y con gas nitrógeno. –-Los fluidos basados en hidrógeno pueden ser dañinos a los elastómeros. –-Alto contenido de cloruros puede dañar los componentes internos. –-Se debe mantener el contenido de sólidos menor al 5% –-Se debe mantener el contenido del arena al 0.5% © 2007 Weatherford. All rights reserved.
Restricciones Operativas •
Presión Diferencial –-Es la Diferencia de presiones cuando el motor esta en el fondo (cargado) y fuera del fondo (no cargado). –-Una caída de presión excesiva en el rotor y el estator causará un lavado prematuro (chunking), y limitará el desempeño. –-La máxima presión diferencial depende de cuanto flujo se bombee a través del motor, mientras más alto sea el flujo la presión permisible será menor.
•
Perforación Bajo balance (Underbalance) –-La razón adecuada gas/liquido debe utilizarse para no dañar el motor. –-Bajo condiciones de operación de alta presión, el nitrógeno puede impregnarse en los poros del estator y expandirse al sacar tubería del pozo provocando burbujas o daños en los hules del estator.
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Problemas en perforación direccional • Aumentos de presión. • Decremento de presión. • Pérdida de tasa de penetración.
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Incremento de presión • Motor represionado (Stalled) • Motor o Broca taponada. • Pozo de bajo calibre (Undergauge -tight Hole)
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Decrementos de presión • Válvula Dump Sub abierta. • Estator dañado o gastado. • Lavado de tubería / quebrada Twist-off • Perdida de circulación. • Influjo de gas (Gas kick).
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Perdida de la Taza de penetración. • Broca gastada o embolada. • Estator gastado (Motor débil). • Motor represionado (Stalled). • Cambio de formación. • Estabilizador o tubería colgada.
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Rotary Steerable • Revolution RSS – Smart Stabilizer
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Beneficios del Rotary Steerable • La rotación continua de la sarta de perforación reduce la probabilidad de pegamiento por diferencial. • Reduce torque y arrastre debido a una curvatura de pozo mas uniforme. • Pozos de alcance más largo. • Secciones horizontales y laterales más largas. • Mejora la evaluación debido a los “pads” de la herramienta wireline. • Mejora la evaluación de la formación con herramientas LWD. • Control de desviación en pozos verticales. © 2007 Weatherford. All rights reserved.
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“Push the Bit” versus “Point the Bit”
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Planeamiento de un pozo direccional • Geología • Producción y completación. • Restricciones de perforación.
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Geología • Litología en la cual se perfora. • Estructuras geológicas a perforar. • Tipo de objetivo que el geólogo espera. • Posición del agua o cimas/topes de gas. • Tipo de pozo.
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Producción y completación • Tipo de completación requerida (“trabajo de fracturas”, bombeo y levantamiento artificial, varas, etc) • Requisitos de completación recuperación. (SAGD Ej.)
para
mejorar
la
• Requisitos de posicionamiento del pozo para planes futuros de producción/drenado. • Temperaturas y presiones de fondo.
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Restricciones de perforación • Selección de la locación de superficie y diseño de pozo. • Conocimiento previo de área perforada e identificación de áreas problemáticas.
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Restricciones de Perforación • Tamaño y profundidad del revestimiento. • Tamaño del Agujero. • Fluido de perforación requerido. • Equipo de perforación y capacidad. • Duración de los servicios direccionales utilizados. • Influencia del equipo para tomar survey y trayectoria del pozo.
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Planeamiento • Tasas de construcción (build rates) • El perfil debe tener al menos de 50 m de tangente después de la curva. • La caída del ángulo para pozos tipo “S” se planea preferentemente con 1.5° /30m. • El punto de arranque de la desviación (KOP) debe ser tan profundo como sea posible para reducir costos y desgaste en el revestimiento. • Planear una sección de aterrizaje suave en las secciones de construcción en pozos horizontales,.
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Planeamiento • Evitar altas inclinaciones a través de formaciones de fallas severas, quebradizas o buzadas. • En pozos horizontales se puede identificar contactos gas /agua. • Tasas de giro (Turn rates) en secciones laterales de pozos horizontales. • Verificar las tasas de construcción del motor.
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Planeamiento • Posible inicio de un sidetrack (desvio) al menos 20m fuera del revestimiento. • Los doglegs podrían alcanzar 14o/30m al salir del whipstock. • Identificar los pozos a 30m alrededor de la trayectoria del pozo, propuesto para evitar una colisión.
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METODOS DE ADQUISICION DE DATOS
Pulso Positivo
Abierto
Cerrado Cerrado Abierto
Pulso Negativo
Abierto
Cerrado Cerrado Abierto
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Data Acquisition Methods
1
Métodos de adquisición de datos • Existen dos métodos con los cuales se puede adquirir información LWD: – En Memoria – Tiempo Real • Discutiremos lo siguiente acerca de cada uno: – Procesos de Medición – Ventajas y Desventajas.
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Proceso de Medición de Datos en Memoria • Los datos en la memoria LWD se obtienen mediante el muestreo de los sensores en el fondo, almacenando los datos en la memoria, y recuperando los datos una vez que se saca la herramienta del pozo. • Cada uno de los datos esta asociado con del reloj maestro. • Se realiza un monitoreo de la profundidad vs. tiempo en la superficie durante la perforación. • La sincronización de los relojes en superficie y en la herramienta al inicio de la corrida es critica. • Durante el proceso después de la corrida, los tiempos de los archivos de profundidad y datos de la herramienta se ajustan para crear un archivo que contiene datos vs profundidad utilizado para crear registros. © 2007 Weatherford. All rights reserved.
Data Acquisition Methods
2
Ventajas de la información en Memoria • Alta Resolución de Datos: • La resolución de datos es al menos tan buena o mejor que la data en tiempo real. • La resolución en tiempo real generalmente no es mayor a 8 bits (excepto data de surveys) • La resolución de data grabada es al menos 8-bits, y llegan hasta 32bits. • Típicamente reemplaza al tiempo real una vez que es extraída de la memoria de la herramienta. • Independiente de Problemas de transmisión. – No existe data perdida debido a problemas de detección o problemas de superficie. • Tazas de muestreo rápida. - Mas datos por intervalos de profundidad. - Puede almacenar datos mucho mas rápido que transmitirlos. - Puede registrar al agujero mas rápido que en tiempo real con la misma calidad en los datos.
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Desventajas de los Datos de memoria • No proporciona retroalimentación como RT. –Datos de memoria no son de utilidad para la mecánica de perforación, datos tales como presión y vibración. –Datos de memoria no útiles para “drilling mechanics data” como lo es presion y vibracion (solo como datos historicos) –Es difícil de usar para predicción de “pore pressure” casing y puntos de muestras de core. –Imposible y costoso usar datos de memoria para perforación direccional y aplicaciones geosteering.
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Data Acquisition Methods
3
Proceso de Medición de datos en tiempo real • Los Datos LWD en tiempo real se obtienen de sensores en el fondo, se transforma la información en formato binario,y se transmiten los datos a través de algún medio hacia la superficie • La transmisión es decodificada en la superficie, los datos son procesados y se asocian con profundidad para crear registros en tiempo real. • El proceso parece simple, pero es extremadamente complejo y requiere una combinación de una sucesión de eventos para que un dato pueda ser procesado.
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Métodos de telemetría en tiempo real • En aplicaciones LWD en tiempo real existen 3 diferentes métodos de telemetría: – Pulso de lodo Positivo – Pulso de lodo Negativo – Electromagnético • “Telemetria” basicamente esta relacionada a el acceso y transmision de datos desde y hacia locaciones remotas • La industria LWD no creo la telemetría, pero la ha adaptado de otras disciplinas. © 2007 Weatherford. All rights reserved.
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4
Telemetría de Pulsos de Lodo • La telemetría de pulsos de lodo utiliza una trayectoria de transmisión no comprimible (columna de lodo en la tubería) para transportar las ondas de lodo creadas en el fondo por un pulser. • La información del Sensor puede ser codificada de varias maneras (Manchester, modulación de posición del pulso, etc.), pero todos estos métodos requieren que los pulsos de presión sean detectados en la superficie para que la información pueda ser decodificada.
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Telemetría de Pulsos Positivos • La telemetría de pulsos positivos utiliza una válvula hidráulica para restringir por un momento el flujo de lodo a través de un orificio en el pulser. • Esto genera un aumento de presión en forma de un pulso positivo u onda de presión la cual viaja hasta la superficie y es detectada por un transductor sobre el piso de perforación y/o bombas. • El método de telemetría de Precision LWD y de MWD es de Pulsos positivos. Pulso Positivo
Abierto
Cerrado
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Data Acquisition Methods
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Telemetría de Pulsos Negativos • La telemetría de Pulsos Negativos utiliza una válvula controlada para liberar lodo por un momento desde el interior de la herramienta hacia el espacio anular. • Esto genera un decremento en presión en forma de un pulso negativo u onda de presión la cual viaja hasta superficie y es detectada por un transductor sobre el piso de perforación y/o bombas.
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Ventajas de la Telemetría de Pulsos de Lodo • Operación Mecánica Sencilla • Confiable con el mantenimiento adecuado • Método de Telemetría Original; alrededor de 20 años de desarrollo y mejora.
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Desventajas de la Telemetría de Pulsos Positivos • El medio de transmisión debe ser no comprimible (no aire en la columna de lodo) • Tasas de transmisión de datos (1 a 3 bits/seg) • Técnicas de procesamiento avanzado son requeridas para reducir los efectos de distorsión y ruido con banda de telemetría. • Capacidad limitada “two-way downlink” (serie de reciclaje de bombas para cmabiar de modo o de frecuencia). • Sistemas de pulsos negativos requieren amplia caída de presión debajo de la válvula para generar suficiente amplitud de pulso. • Los sistemas de Pulsos Positivos requieren el uso de filtros (drill pipe screen).
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Telemetría Electromagnética • Una Antena emisora EM inyecta una corriente eléctrica hacia la formación alrededor del agujero.
Receptor Transmisor
Antena
• Se crea una onda electromagnética, la cual se propaga en la formación mientras es canalizada a través de la tubería. Transmisión Bi-direccional
• Los datos son transmitidos por modulación de corriente y descodificados en la superficie. • La propagación de las ondas EM por la tubería es mejorada por el efecto guiador de la tubería eléctricamente conductora.
Antena Emisora Broca
Corriente Inyectada
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Telemetría Electromagnética • La señal es atenuada por efectos de la frecuencia de transmisión, la fuerza de la señal transmitida, y el nivel de interferencia. • Trabaja bajo el principio de la ley de ohm (V = IR). • El sistema Precision LWD también usa la telemetría EM así como el de MWD.
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Ventaja de la Telemetría Electromagnética • No presenta restricciones al fluido de perforación; el fluido puede ser comprimible o no comprimible (puede ser utilizado en aplicaciones Bajo balance) • Menor tiempo para tomar survey entre conexión (la herramienta siempre esta prendida; no necesita ciclar las bombas para prenderla o apagarla) • Ilimitada comunicación en dos vías con la herramienta en el fondo • Sin partes móviles.
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8
Desventajas de la Telemetría Electromagnética • Tasa de transmisión lenta bits/seg.)
(1-3
• Requiere centralización adicional para atenuar las altas vibraciones que sufre en aplicaciones bajo balance • El sistema EM estándar sufre de atenuación de señal extrema en profundidades excesivas o si la resistividad de la formación es alta frente a la antena emisora • El sistema EM de rango extendido puede usarse para colocar el punto de telemetría mas cerca del receptor en la superficie; esto requiere colgar un cable en el agujero dentro de la tubería. © 2007 Weatherford. All rights reserved.
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CONDICIONES DEL AGUJERO
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Las Condiciones del Agujero • Se considerara como condiciones del agujero las presentes en el espacio anular y en la formación afectada por la invasión del fluido de perforación • Cualquier barrera física entre el detector o sensor y la roca de la formación no-invadida debe ser tomada en cuenta antes de interpretar los registros • Aspectos claves a discutir: – Propiedades del fluido de perforación – Propiedades de la Formación – Presión Diferencial del Agujero/Formación © 2007 Weatherford. All rights reserved.
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1
Perfil Radial del Agujero PUNTO CLAVE:
–Los sensores LWD no miden solamente la formación virgen ; su respuesta estará afectada por las condiciones que se encuentran entre el Sensor y la formación noinvadida
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Propiedades del Fluido de Perforación • El Fluido de Perforación proporciona funciones criticas durante la perforación de un pozo: – Limpieza del Agujero (transporte de recorte) – Sólidos en suspensión (geles, PV/YP) – Hidráulica en la Barrena (ayuda a la barrena a remover recortes y a enfriar los cortadores) – Lubricidad (reduce torque y arrastre) – Controla el daño a la formación (lodo base aceite, filtrado) – Estabilidad de Agujero (controla la presión de la formación, previene que el agujero se colapse, inhibe la hinchazón de lutitas) – Enfría el BHA © 2007 Weatherford. All rights reserved.
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PROPIEDADES DEL FLUIDO DE PERFORACION • El Fluido de Perforación también puede crear alguno “efectos colaterales” no deseados: –Disminuye la ROP al aumentar la densidad del lodo –Causa problemas en la detección de datos en Tiempo Real si la viscosidad del lodo es muy alta –Puede causar daños irreversibles a la formación –Costosos – los lodos base aceite requieren contenedores y procesos para reciclar los recortes –Se filtra en espacios porosos de formaciones permeables (en situaciones sobre balance) haciendo la interpretación de registros más compleja y difícil –Las herramientas de registros se vuelven inefectivas o inútiles (lodos base aceite, lodos saturados de sal) y pueden alterar severamente la respuesta del sensor (aditivos en el lodo). © 2007 Weatherford. All rights reserved.
PROPIEDADES DE LA FORMACION • Las características físicas de la formación afectarán la respuesta del sensor. Algunas de las propiedades a considerar son: – Porosidad de la Formación – Permeabilidad de la Formación – Densidad y Saturación de Fluido en los poros – Litología – Espesor de la Formación – Contenido de Lutita
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Porosidad de la Formación • La Porosidad Total es la razón del volumen total de poros sobre el volumen de la formación. • Por ejemplo, una porosidad total de 25% significa que por cada pie cúbico, hay un cuarto de pie cúbico de espacio vació disperso a través de todo el volumen (una esponja es una buena analogía) • La porosidad teórica máxima es 48% si los granos son esferas perfectas del mismo tamaño pegadas por un lado (ajuste perfecto, en un cubo). • La porosidad es el espacio donde se pueden almacenar los fluidos en la formación (gas/aceite/agua). © 2007 Weatherford. All rights reserved.
Porosidad de la Formación • Porosidad Efectiva es la razón entre el volumen de todos los poros interconectados y el volumen total de roca. • Solo los poros conectados con otros poros son capaces de acumular petróleo. • La porosidad efectiva depende de como las partículas de las rocas fueron depositadas y cementadas y así como también de cambios diagenéticos posteriores.
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Porosidad de la formación
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Permeabilidad de la Formación • La permeabilidad de la Formación mide que tan fácil pueden moverse los fluidos a través de los espacios porosos interconectados de la formación • La permeabilidad esta en función del tamaño de los poros, la viscosidad el fluido, y la presión que actúa sobre el fluido • Por definición, un darcy de permeabilidad es igual a 1 cm3/seg de fluido de 1 cp de viscosidad del fluido de una muestra de núcleo con área de 1 cm2 a una presión diferencial de 1 atm • La permeabilidad indica el potencial de movilidad de los fluidos de la formación durante la producción del pozo. © 2007 Weatherford. All rights reserved.
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Permeabilidad de la Formación • La unidad básica es el Darcy; 1/1000 de un Darcy es un millidarcy (md) • La permeabilidad de las arenas comúnmente se encuentra entre 0.01 y 10,000 md • Por ejemplo, una tiza tiene una permeabilidad de alrededor 1 md
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