5. I rilievi in pozzo
Le tecniche di perforazione
Prima di trattare le tecniche più utilizzate di rilevamento in pozzo delle caratteristiche petrofisiche, è necessario dare qualche informazione sulle tecniche di perforazione. Esistono due sistemi principali di perforazione: a percussione e a rotazione. Una terza tecnica, a rotopercussione, viene impiegata solo per eseguire fori di piccole dimensioni. La perforazione a percussione è stata la prima ad essere usata e trova utilizzo in formazioni incoerenti o comunque di scarsa durezza.
Tale sistema di scavo è semplice ed economico, ma comporta dei limiti alla profondità ed alla direzione di perforazione, che non può deviare dalla verticale.
Alla perforazione tramite percussione viene preferito il sistema a rotazione, che consente di raggiungere profondità maggiori in formazioni di qualsiasi natura, anche con deviazioni dalla direzione verticale, con maggiori velocità ed efficienza. Tale sistema di perforazione utilizza uno scalpello rotante posto all'estremità di una batteria di aste tubolari a sezione circolare, che trasmettono il moto rotatorio generato in superficie da un apposito apparato meccanico (“tavola Rotary”). Al loro interno viene fatto circolare il fluido di perforazione.
Un metodo più sofisticato è quello di turboperforazione: in questo caso il compito di far ruotare lo scalpello viene svolto da una turbina idraulica azionata dal fango.
Il fango, o fluido di perforazione, svolge varie funzioni: trasporta in superficie il detrito scavato (cuttings), rendendo continuo il lavoro, favorisce la stabilità delle pareti del pozzo, raffredda il sistema; contrasta l'ingresso dei fluidi di strato, aiuta il distacco del materiale e diminuisce il peso apparente delle aste.
Tutte le fasi di perforazione sono eseguite da un impianto che permette le manovre di salita e di discesa nel pozzo di tutte le attrezzature necessarie ed è costituito dalla torre, dall'argano, dalle taglie fissa e mobile e dal cavo (figura 5_1).
Il gruppo motore genera l'energia necessaria al funzionamento di tutto l'impianto e la potenza complessiva è spesso dell'ordine di alcune migliaia di cavalli.
In combinazione con la “tavola rotary”, metodo usato soprattutto per perforazioni non molto profonde, viene utilizzato il top drive che, oltre ad imprimere la rotazione alla batteria, offre anche il vantaggio di diminuire i tempi di manovra delle aste (e quindi i tempi di scavo) con la conseguente riduzione dei costi. Durante l'avanzamento della perforazione, il pozzo viene rivestito con apposite tubazioni metalliche (casing), secondo intervalli programmati in funzione della profondità e delle caratteristiche delle formazioni attraversate. Tale operazione ha i seguenti scopi:
- isolare formazioni non consolidate, poco compatte e friabili che potrebbero franare; - evitare perdite di circolazione per infiltrazione del fango di perforazione nelle
formazioni non rivestite;
- evitare la contaminazione tra fango di perforazione e fluidi di formazione;
- ricoprire le eventuali grosse irregolarità del profilo del pozzo (scavernamenti), per evitare problemi di presa di batteria;
- isolare regimi idraulici diversi.
Subito dopo la posa del casing viene effettuata la cementazione della colonna stessa con una miscela acqua-cemento in proporzioni dipendenti dalle caratteristiche degli strati perforati. A cemento indurito, si controlla che l'operazione si sia svolta correttamente e che il cemento avvolga completamente i casing e ne sostenga il peso. Il cemento agisce anche da isolante per il casing, prevenendone una eventuale corrosione.
I logs
I rilievi in pozzo (Well logging) costituiscono uno dei metodi fondamentali di analisi delle formazioni attraversate da un pozzo poiché consentono di misurare alcune proprietà fisiche della matrice e dei fluidi contenuti nei pori lungo tutto il tratto perforato. In generale, sono misure di proprietà fisiche effettuate in pozzo e ottenute tramite particolari sonde collegate ad una unità di registrazione auto-montata (figura 5_2). Queste sonde (probes), opportunamente calibrate, permettono l’acquisizione continua di dati che vengono poi rappresentati tramite curve, in scala lineare o logaritmica, riportate in diagrammi aventi come asse verticale la profondità e asse orizzontale i parametri misurati.
Le sonde sono assemblate con più sensori in modo da eseguire più misure contemporaneamente e ridurre quindi il tempo necessario per l’acquisizione.
Questo aspetto è molto importante in quanto le operazioni di perforazione, durante l’esecuzione dei logs, vengono sospese e il tempo di “stand by” dell’ impianto di perforazione ha dei costi molto elevati.
I dati, registrati con la sonda in risalita e acquisiti in formato digitale, vengono poi trattati con vari processi di elaborazione.
Per una buona comprensione dei dati rilevati e per l’interpretazione dei rispettivi logs, specialmente per quelli di resistività, è essenziale conoscere il modello d’invasione del fluido di perforazione (figura 5_3). In genere il fango di perforazione in un foro è condizionato in modo che la pressione idrostatica che esso esercita sulle pareti del pozzo superi la pressione naturale della formazione. In questa condizione il fango filtra negli strati rocciosi in funzione della relativa porosità. In questo processo, le particelle solide sospese nel liquido filtrante si depositano sulle pareti del foro formando il “pannello”(mud cake) che tende ad impedire ulteriori infiltrazioni di fluido. La composizione, lo spessore e la porosità del pannello dipendono principalmente dalla natura del fango e dalle condizioni di perforazione piuttosto che dalla formazione. In figura 5_3 sono indicate le varie “zone” d’invasione che risultano caratterizzate da specifici e diversificati valori di resistività.
Il fluido di base è acqua, ma vengono utilizzati fanghi opportunamente “appesantiti”, per esempio con barite, in modo che la loro viscosità e densità garantiscano lo svolgimento dei compiti sopra citati.
La zona immediatamente circostante il pozzo (flushed zone) sarà invasa dalla parte più fluida del fango, il filtrato di fango (mud filtrate).
Fig. 5_3. Distribuzione dei fluidi e della resistività in uno strato permeabile invaso dal filtrato di fango. Da “Log interpretation Charts”, Western Atlas, 1985.
Rm= resistività del fango; Rmc= resistività del pennello (mud cake); hmc= spessore del mud
cake; Rxo= resistività della zona immediatamente circostante il pozzo (flushed zone); Rmf=
resistività del filtrato di fango (mud filtrate); Sxo= saturazione in acqua della flushed zone; Ri,
Rz, Si= resistività della formazione, del fluido e saturazione in acqua relative alla zona
dell’anello (transition zone or annulus); Rt, Rw, Sw= resistività della formazione, del fuido
(acqua) e saturazione in acqua della zona non invasa (Uninvaded zone); Rs= resistività della
formazione adiacente.
Zone Water Saturation Zone Resistivity Fluid Resistivity
Le dimensioni della zona invasa e dello spessore del mud cake dipendono dalla porosità della formazione, dalla pressione esercitata dal fango sulle pareti e dalla pressione dei fluidi di strato.
Attraversando formazioni a diversa porosità, infatti, si avranno spessori differenti della zona invasa e quindi del pannello di fango (vedi figura 5_3). Ciò comporta spesso l’applicazione di dovute correzioni dei parametri misurati. Di seguito è riportata la descrizione dei principali logs utilizzati nell’esplorazione geotermica.
Caliper
Per misurare le dimensioni reali del foro, dato che questo difficilmente mantiene lo stesso diametro dello scalpello, si utilizza il Caliper.
Questo strumento, rilevando break out e scavernamenti, fornisce informazioni molto utili, per la preparazione della tubazione e relativa cementazione. Consente cioè di scegliere dove ancorare la scarpa del casing e di calcolare il volume della malta di cemento necessaria all’operazione. Inoltre, fornendo un’accurata misura del diametro del foro, rende più precisa l’interpretazione di vari logs.
Lo strumento è di tipo meccanico (figura 5_4) ed costituita da 1, 2, 4 o 6 bracci estendibili che, premendo contro la parete del foro durante la risalita dello strumento, ne registrano le variazioni di diametro. Come è facile intuire, maggiore è il numero dei bracci, più è accurata e sensibile la misura.
Fig. 5_4: Caliper di tipo meccanico a quattro bracci (sopra). Esempio di curve Caliper (accanto). Le tracce a sinistra riportano il diametro del foro (Rock bit) e il Caliper. La traccia a destra, il rivestimento (casing). Da Reinecker et alii, 2003.
Fig. 5_5: Natural Gamma Ray Spectroscopy. Da “Wireline services”, Schlumberger.
Questa sonda utilizza due rivelatori a
scintillazione al Geminato di Bismuto (BGO)
(oppure Ioduro di sodio per altre sonde), che costituisce il materiale scintillante, per rilevare la quantità di raggi gamma.
I due tubi Fotomoltiplicatori convertono la luce sottoforma di fotoni, quando i raggi gamma colpiscono il rivelatore al
BGO, in impulsi elettrici. Il voltaggio in uscita dai fotomoltiplicatori è proporzionale alle diverse energie dei raggi Gamma incidenti.
Accanto è riportato un esempio di curva di log di GR.
Gamma Ray (GR) – Spectralog (K, Th, U)
Il log di Gamma Ray viene utilizzato principalmente per interpretazioni e correlazioni lito-stratigrafiche, soprattutto in pozzi perforati in perdita di circolazione, ovvero, in condizioni di non recupero di cutting.
La sonda (figura 5_5) misura le radiazioni γ emesse naturalmente dalle varie formazioni rocciose circostante.
In particolare lo Spectralog, per mezzo dell’analisi dello spettro della radiazione gamma, consente di quantificare il contenuto dei tre più comuni elementi γ-emettitori, Potassio, misurato in percentuale, Torio e Uranio misurati in parti per milione (ppm), caratterizzati da diverse energie dei raggi γ emessi.
Per esempio la misura di GR rileva molto bene formazioni argillose ricche in Potassio distinguendole da formazioni carbonatiche in generale, a radioattività piuttosto bassa, e da corpi intrusivi granitici ricchi in Uranio.
Il GR può essere rilevato sia a foro scoperto sia tubato.
In foro tubato, però, sono necessarie delle correzioni ambientali per gli effetti del casing, del volume e della natura del cemento. Lo stesso vale se, nei fanghi utilizzati, sono presenti Barite o contaminanti radioattivi.
La sonda viene calibrata su materiali noti.
Al fine di consentire una interpretazione più immediata delle curve (vedi figura 5_5), le varie società geofisiche utilizzano una scala orizzontale in unità API (American Petroleum Institute). Lo standard API stabilisce che 200 unità γ API corrispondono alla differenza di radiazione emessa da un conglomerato solido contenente una particolare mistura radioattiva (K, Th, U) e lo stesso conglomerato privo di componenti radioattive. A seconda degli strumenti, la risoluzione verticale varia da 6 inches (inc). a 2 feet (ft) e da 6 inches (inc) a 1 feet (ft).
Log di Densità
Lo strumento (figura 5_6) che misura la densità delle formazioni attraversate è dotato di una sorgente nucleare, di tipo chimico, che emette in continuo raggi gamma ad elevata energia (circa 0.7 MeV). Questi raggi collidono con gli elettroni degli atomi della formazione perdendo parte della loro energia e subendo una deviazione della loro
traiettoria ad ogni collisione. L’ interazione tra i raggi gamma e gli elettroni viene chiamata effetto di diffusione Compton. I Rilevatori della sonda, montati su un apposito pattino, tenuto sempre a contatto con le pareti del foro, conteggiano il numero di raggi gamma che li raggiungono in un certo intervallo di tempo. I ricevitori sono posti a distanze fisse dall’ emettitore.
Tanto maggiore è il numero di elettroni all’interno della formazione, tanto più elevato sarà il numero delle collisioni, maggiori saranno gli effetti delle dispersioni e della perdita di energia dei raggi gamma e minore il numero di raggi gamma che raggiungono il detector.
Dal numero di conteggi si può risalire alla densità elettronica delle formazioni, proporzionale alla densità di volume secondo la seguente relazione:
=
A
Z
b e2
ρ
ρ
in cui ρe è l’indice di densità elettronica
(proporzionale alla densità elettronica) e ρb è la bulk density del materiale. Z è
il numero atomico e A è il peso atomico.
Lo strumento viene calibrato con materiali di riferimento.
A causa dei cambiamenti di spessore del mud cake e della rugosità del foro,
Fig. 5_6. Esempio di sonda Density (sopra). Da “Wireline services”, Schlumberger. Accanto è riportato un esempio di curva di Log di Densità.
può diventare necessaria una correzione della misura in quanto il contatto tra i sensori e le pareti del foro può essere discontinuo. Se poi il contatto viene perso durante la misura, diventa dominante l’influenza del fluido di pozzo. Vengono quindi preferiti infatti gli strumenti a doppio sensore che eseguono anche tale correzione, quali il Formation Density Compensated (FDC) e il Compensated Densilog (CDL).
Dalla bulk density della formazione, nota la densità presunta della matrice (ρg=grain
density) del fluido saturante (ρf=filtrate density), è possibile ricavare la porosità di una
roccia dalla relazione:
f g b g
ρ
ρ
ρ
ρ
φ
−
−
=
Il log di Densità è solitamente eseguito in combinazione con il log sonico, per calcolare parametri elastici delle formazioni e migliorare l’individuazione delle zone fratturate.
Log di Resistività
I log di resistività, insieme al log SP (che misura il potenziale spontaneo), rappresentano le prime tipologie di misure geofisiche eseguite in pozzo.
Gli strumenti utilizzati per misurare la resistività possono essere classificati in due categorie:
- apparecchiature di resistività, che necessitano di un fluido conduttivo in modo da garantire la circolazione di corrente elettrica;
- apparecchiature ad induzione, utilizzate anche in assenza di fango di perforazione. La sonda Laterolog è lo strumento che permette la misura diretta della resistività di formazione (Rt) ed è molto efficace quando:
- i livelli formazionali sono sottili e caratterizzati da forti contrasti di resistività; - i fanghi di perforazione sono conduttivi.
Una sonda tipo Laterolog 7 (figura 5_7), per esempio, è costituita da un sistema di tre paia di elettrodi M1, M1’, M2, M2’, A1, A2, posti tutti simmetricamente rispetto ad un
elettrodo centrale A0. Una
corrente a intensità costante viene inviata ad A0, mentre
attraverso gli elettrodi A1 e A2,
fluisce una corrente di intensità variabile regolata in modo da mantenere costante il potenziale degli elettrodi di monitoraggio (M1, M2, M1’, M2’). I valori di
resistività misurati, rappresentano la caduta di
potenziale tra elettrodi di monitoraggio e un elettrodo di superficie. Questo ∆v è proporzionale alla resistività delle formazioni, misurate in ohm*m.
L’apparecchiatura più utilizzata nell’esplorazione geotermica e non solo, è il Dual Laterolog (DLL) (figura 5_8) che consente di registrare simultaneamente due curve di resistività a diversa profondità (laterale) d’investigazione: Shallow laterolog (LLs) e Deep laterolog (LLd). Ciò consente di stimare sia la Rx0 (la resistività della zona invasa), sia la Rt (resistività della formazione), molto utili per valutare la correttezza del valore Rt (che non è affidabile se Rx0 è maggiore di Rt) e di calcolare porosità e saturazione (vedi figura 5_3).
Fig. 5_7. Schema di funzionamento di un Laterolog. , M1’, M2, M2’, A1, A2, sono elettrodi posti tutti
simmetricamente rispetto a A0Da “Attività geologica di
Il DLL è utilizzato soprattutto in ambienti caratterizzati dalla presenza di rocce a resistività medio-alta ed è spesso associato ad un GR log e a strumenti acustici. La risoluzione verticale delle curve LLs e LLd, dipende dal contrasto di resistività tra la zona invasa e la zona vergine, e dalla geometria definita dagli elettrodi di focalizzazione.
Fig. 5_8. Schema di funzionamento di un Dual Laterolog e immagine della sonda (accanto). Le sigle LLd ed LLs indicano rispettivamente Deep Laterolog e Shallow Laterolog. Le Bucking Currents sono correnti che permettono di mantenere gli elettrodi A0 e A1 allo stesso potenziale per cercare di tenere
l’andamento della corrente, proveniente dall’elettrodo A0,circa
perpendicolare alla sonda. Le Measure Currents sono correnti che misurano la resistività dello strato. Da “ARI”, Schlumberger, 1993.
L’effetto delle caratteristiche del foro sui valoridi resistività LLd è trascurabile per diametri anche maggiori di 16 inc, mentre una buona lettura dei valori LLs è possibile in pozzi con diametro non superiore ai 12 inc. Diventa necessario applicare delle correzioni a fori con diametro superiore ai 20 inc.
Le curve di resistività da LLd ed LLs vengono rappresentate in scala logaritmica (vedi figura 5_8).
Sonic / Acoustic Log
La sonda sonica registra, l’intervallo di tempo (∆t) impiegato da un’onda acustica (compressionale) ad attraversare una distanza costante nella formazione. Tale intervallo, detto Transit time,è funzione della velocità della matrice, del fluido di formazione e delle condizioni di perforazione del foro.
Ιl ∆t è misurato in µsec/ft ed è il reciproco della velocità di propagazione.
Nel momento in cui viene emesso il segnale acustico, caratterizzato da frequenze di 20 kHz, questo si propaga in tutte le direzioni, secondo le leggi di propagazione di Fermat e Snell, fino al raggiungimento degli appositi ricevitori, posizionati sullo strumento stesso (figura 5_9).
La sonda è costituita da un insieme di trasmettitori (A) e ricevitori (R), tra di loro accoppiati, secondo un sistema che consente la compensazione degli effetti di foro. Il segnale acustico emesso dalla sorgente A viaggia lungo il percorso A-R2 e il tempo T2 viene determinato non appena R2 riceve l’impulso. Lo stesso segnale continua a viaggiare e viene registrato da R4 che fornisce il tempo T4. La differenza T4-T2 è quindi il tempo di transito ∆T da R2-R4. Questa misura può essere affetta da errori dovuti all’irregolarità del foro e all’eventuale inclinazione dello stesso. Vengono quindi
Fig. 5_9. Schema di principio di misura di ∆t con attrezzo acustico compensato. In particolare BHC (Bore Hole Compensed) in cui A e B sono i trasmettitori superiore ed inferiore e R1,2,3,4, sono i ricevitori.
registrati anche i tempi di transito T1-T3 impiegati dall’impulso emesso dal trasmettitore B per raggiungere i ricevitori R1 e R3. Poiché la distanza R3-R1 è uguale a R2-R4, il tempo di transito è calcolato automaticamente dal sistema computerizzato di registrazione come media dei valori (in µsec) misurati dalle due coppie di ricevitori, diviso per la distanza (in piedi) esistente tra le due coppie degli stessi ricevitori, come espresso dalla seguente formula:
Nei Sonic log convenzionali, viene rilevato e registrato il ∆t relativo alle onde compressionali (∆tc) da cui si calcola la curva di Vp. Nelle apparecchiature più evolute che consentono la registrazione delle intere Waveform, si possono determinare i transit time delle onde S (∆ts), per calcolare la corrispondente Vs e delle onde di Stoneley (∆tst), che si propagano all’interfaccia
tra la colonna di fango e le pareti del pozzo, e che, insieme al rapporto Vp/Vs, forniscono importanti informazioni sullo stato di fratturazione.
Dai valori ∆tc e della Bulk Density, è possibile
calcolare le variazioni di impedenza acustica (V*ρ) e ricavare il “Sismogramma sintetico” (figura 5_10) che permette di evidenziare picchi
x
t
t
t
2
2 1+
∆
∆
=
∆
caratterizzati dalle maggiori ampiezze e associabili anche alla presenza di fratture. Inoltre, nota la velocità della formazione, è possibile calcolarne la porosità tramite l’equazione di Wyllie:
dove:
∆ΤLog = tempo di transito dell’onda P
osservato sul Sonic log;
∆Τm = tempo di transito relativo alla
matrice solida;
∆Τf = tempo di transito relativo
all’acqua di saturazione. m f m Log T T T T ∆ − ∆ ∆ − ∆ = ϕ
a.
b.
Fig. 5_11. Sono riportati un esempio di Sismogramma Sintetico (a.) e un esempio di curve di ∆t, ∆tc, ∆ts con le rispettive
VSP (Vertical seismic profile)
Oltre al log sonico, è possibile ottenere indicazioni sulle velocità di propagazione delle onde sismiche, caratteristiche delle diverse formazioni, attraverso il Vertical seismic profile (VSP). Si tratta di un rilievo sismico in cui geofoni calati in pozzo a profondità prestabilite registrano le onde sismiche generate artificialmente in superficie (figura 5_12).
Le sorgenti di onde sismiche maggiormente utilizzate sono il Vibroseis e l’Airgun. Il Vibroseis è una sorgente di tipo oscillatorio che emette un treno d'onda denominato sweep di durata generalmente compresa tra 7 e 20 sec e frequenza progressivamente variabile da 10 a 70 Hz. Il Vibroseis è montato al di sotto di un camion, detto Vibrator Truck, collegato ad una piastra vibrante, che a sua volta è collegata ad un sistema di pistoni idraulici.
Fig.5_12 : Schema di acquisizione del Vsp.
Il segnale è immesso nel suolo dall'azione di servo-cilindri che possono esercitare una forza peso, sulla piastra vibrante, fino a 15 tonnellate.
L’Airgun è un fucile ad aria compressa posto in in una buca riempita d’acqua. Il rilascio improvviso dell’aria compressa genera un segnale di tipo impulsivo.
I dati utilizzati per questo lavoro di tesi sono stati acquisiti ed elaborati con strumentazione e software di proprietà. Per l’acquisizione sono stati impiegati :
- geofoni Geolock AMG a tre componenti;
- Airgun con capacità volumetrica pari a 550 inc3 a pressione variabile tra 100 e 80 bar.
La prima fase di processing prevede il picking dei primi arrivi eseguito nel campo discendente (campo delle onde dirette) registrato dalla componente verticale dal quale si ricava la relazione tempi/profondità che permette di correlare i dati di pozzo con i dati velocità (figura 5_13).
E’ possibile calcolare il campo di velocità attorno al pozzo e assegnare un valore di velocità alle formazioni perforate (figura 5_14).
Queste velocità vengono utilizzate anche per i pozzi che non hanno un rilievo Vsp. Fig.5_12. Esempio di campo di onde discendenti relativo alla componente verticale, e picking dei primi arrivi.
La seconda parte del processing si concentra sul campo ascendente (upgoing).
L’analisi di questo campo è molto importante dal momento che rappresenta gli unici eventi registrati in superficie.
Il recupero di tale campo è complicato dal fatto che le onde riflesse hanno delle ampiezze più basse rispetto alle onde dirette e per questo è necessario applicare delle procedure numeriche tali da non intaccare le prime.
Una versione semplificata di dati Vsp, che contiene solo le principali riflessioni, è rappresentato dal Corridor Stack. Le discontinuità individuate in questa sintesi (figura 5_14), sono dovute a variazioni litologiche e alla presenza di zone fratturate.
Fig.5_13. Esempio di spezzate che rappresentano il rapporto tra tempi e profondità. Tale relazione è ottenuta dal picking dei primi arrivi delle onde dirette (downgoing)
Fig.5_14. Esempio di campo di onde ascendenti (a sinistra) alla fine del processing e Corridor Stack (a destra) ottenuti da dati correlati con dati di pozzo.
