Universidad de Oriente.Núcleo de Monagas.

Escuela de Ingeniería de Petróleo.Registro de Pozos.

Profesora: Elaborado Por:

Lennys Fernández

Contreras, Glenner C.I.:19.782.560

García, Karla C.I.:19.673.133

Véliz, Yelennys C.I.:20.936.353

Viloria, Neil C.I.:19.551.418

Sección:03

Maturín,15 de Marzo de 2012

INTRODUCCIÓN.

El descubrimiento y la producción de hidrocarburos en forma eficaz y efectiva

requieren conocer las rocas y fluidos del yacimiento y de las formaciones adyacentes. Es

por esto que la industria petrolera se ha servido desde hace muchos años de los registros de

pozos para obtener esta información.

Como es de esperarse con el pasar de los años han surgido nuevas tecnologías en el

perfilaje de pozos en cuanto al fundamento de medición, diseño de herramientas y

procesamiento e interpretación de datos se refiere, encaminadas a generar información

adicional y diferente que nos proporcionen cada vez más precisión en los datos registrados

y facilidad en la lectura y comprensión de los mismos.

En este orden de ideas a lo largo de este contenido desarrollaremos información

relacionada con nuevas tecnologías y/o herramientas de perfilaje pozos, tales como: Perfil

de Resonancia magnética nuclear, Perfil MR EXPLORER, Herramienta de Imagen

Resistiva de Alta Resolución de Pozo Perfil EARTH Imager™, RST (Reservoir Saturation

Tool) y Detector Rayos Gamma RST; de manera tal que podamos conocer sus fundamentos

de medición, especificaciones, aplicaciones, ventajas y desventajas respectivamente.

HERRAMIENTAS MODERNAS PARA EL PERFILAJE DE POZOS

PERFIL DE RESONANCIA MAGNÉTICA NUCLEAR.

Resonancia Magnética Nuclear (NMR): se refiere a la respuesta de núcleos

atómicos a campos magnéticos. Las medidas de resonancia magnética puede ocurrir en un

núcleo atómico que tenga un número cualquiera de: neutrones o protones o ambos, Tales

como el núcleo de Hidrógeno (H1), Carbono (C13) ,y Sodio(Na23). El Hidrógeno, tiene solo

un protón y no tiene neutrones, es abundante en agua e hidrocarburos, posee un momento

magnético relativamente largo y produce una fuerte señal de NMR.

Especificaciones de la herramienta:

Longitud: 24 pies (con “Energy Sub”)

Diámetro: 5 pulgadas

Peso: 620#

Velocidad de perfilaje máxima: >10pies por minuto hasta 22 pie/min

Poroperm.

Temperatura máxima: 175°C (347 F)

Presión máxima: 20,000 lpc

Apertura de la Antena: 24 pulgadas

Profundidad de investigación: 2.5 a 4.5 pulgadas

Tipo de campo magnético: Gradiente

Múltiples frecuencias operativas: 6 (típico)

La herramienta de resonancia magnética nuclear mide:

Cantidad de Hidrógeno presente en el volumen de la muestra.

Tiempos de Relajación de los fluidos presentes.

Tiempos de relajación largos en poros grandes

Tiempos de relajación cortos en poros pequeños

Volúmenes de medición

Fundamento de medición:

NMR es un fenómeno el cual ocurre cuando el núcleo de los átomos que poseen

una propiedad llamada spin son movidos por un campo magnético y después excitado

por un campo de radio frecuencia RF.

Spin: es una propiedad fundamental de una carga eléctrica. Electrones individuales

impares, protones y neutrones cada uno poseen un spin de 1/2.

Principio de medición:

Un protón con spin se comporta como un pequeño magneto. Los protones del

hidrógeno se comportan como pequeños magnetos.

Nucleón Protones

impares

Neutrones

impares

Spin γ

(MHz/T)

Abundancia

natural

Sensitividad

H1 1 0 ½ 42,58 99,9% 1

H2 1 1 1 6,54

P31 1 0 ½ 17,25

Na23 1 2 1 ½ 11,27 100% 0,0925

N14 1 1 1 3,08

C13 0 1 ½ 10,71 1,11% 0,0159

F19 1 0 ½ 40,8

Desventajas de las herramientas de resonancia magnética:

La velocidad del registro es muy lenta, por el diseño de los sensores, entonces

corren a velocidades menores a 10pies por min.

La herramienta lee en una zona muy cercana al pozo, es decir en la zona

invadida, si hay mucha invasión, es decir si el lodo de perforación empuja o

arrastra los fluidos hacia el interior, entonces en la zona invadida no quedara

mucho fluido del que tenía en los poros originalmente, entonces el problema

aquí es que en la zona invadida haya mucho barrido de los fluidos por el lodo de

perforación.

PERFIL MR EXPLORER

MR Explorer es la última generación de herramientas de RMN. La sonda es lateral y

utiliza un campo magnético en gradiente, con frecuencias múltiples, para medir una gama

amplia de datos de RMN en un solo pase. Secuencias de adquisición de datos, amigables al

usuario, facilitan la operación de campo y la comprensión de sus resultados. Esto asegura

que el perfil cumpla su objetivo con éxito.

Las nuevas técnicas permiten adquirir datos apropiados para la evaluación de

hidrocarburos durante el perfilaje. Estas medidas eran disponibles antes solamente en modo

estacionario.

Fundamento de medición

MREX es la única herramienta disponible (“wireline”) que provee estimaciones

de T1 para la caracterización de hidrocarburos.

El diseño de la herramienta permite evitar muchos de los efectos ambientales que

afectaban los registros de RMN. La sonda se puede utilizar en pozos desde 6 hasta 14

pulgadas de diámetro y con casi cualquier sistema de lodo.

El MR Explorer perfila a casi dos veces la velocidad de otras herramientas anteriores

mientras provee de datos de alta calidad y con mejor resolución vertical.

Especificaciones de la Herramienta:

Longitud ~ 20 ft (con Energy Sub).

Diámetro - 5 Inches.

Peso ~ 500 lbs.

Velocidad – 9+ ppm.

Temp. Máxima – 175°C.

Presión Máxima – 20,000 psi.

Apertura de la antena – 24”.

Profundidad invest. – 2.5” a 4.5”.

Campo Magnético – Gradiente.

Volúmenes de medición Número de frecuencias – 6 (típica)

Ventajas

Datos de RMN de la mejor calidadMenor tiempo de taladro.

Combinable.

Mayor gama de datos para la caracterización de hidrocarburos.

Mejor ventana operacional.

Diámetro 6” – 14”.

Lodos salinos.

Pozos desviados.

• Alta Temperatura – 175C.

Imagen del Registro

T2 T1

HERRAMIENTA DE IMAGEN RESISTIVA DE ALTA

RESOLUCIÓN DE POZO PERFIL EARTH IMAGER™

El nuevo EARTH Imager™ de Baker Atlas brinda la respuesta de las imágenes

micro-resistivas en pozos perforados con lodos no conductivos (lodos base aceite). Este

servicio provee una mejorada resolución vertical y cobertura del pozo cuando se le compara

con otros sistemas. Detalles estructurales, sedimentológicos y análisis petrofísicos usando

información de imágenes son posibles ahora en pozos perforados con lodos base aceite.

Con el incremento de uso de lodos base aceite el uso de herramientas micro-

resistivas de imágenes se vio mermado, eficiencia y estabilidad del pozo aumentan con el

uso de estos lodos y la alternativa para obtener información es corte convencional de

núcleos.

Usando una avanzada medición de conductividad eléctrica, en sistemas de lodo base

aceite, EARTH Imager™ proporciona imágenes de alta resolución y con una calidad

solamente disponible en lodos base agua en el pasado.

El EARTH Imager™ permite adquisición simultánea de imagen resistiva de alta

resolución combinada con información de imagen acústica, esta capacidad única

proporciona una poderosa perspectiva interpretación basada en dos sets de datos

complementarios.

Incorporando las técnicas de imagen micro-resistiva y enfoque en nuestro

mecanismo de campo probado exitosamente (STAR Imager™) EARTH Imager™ puede

perfilar pozos altamente desviados, horizontales y rugoso.

Aplicaciones

Análisis estructural incluyendo análisis de buzamiento, fallas, pliegues y

reconocimiento de inconformidades.

Análisis de Fracturas.

Análisis sedimentológico incluyendo descripción y secuencia de las fases,

determinación de direcciones paleontológicas, análisis de geometría de

reservorio y caracterización del ambiente de deposición.

Orientación de los núcleos.

Ventajas

Permite interpretaciones más fáciles y confiables resolviendo por características

verticales y azimutales, proporcionando mayor cobertura del pozo que los

competidores.

Ayuda a diferenciar fracturas cerradas y el diseño del mandril de 6 patines

proporciona un excelente desempeño en todo el rango de diámetro de pozos y

desviaciones.

Desventajas

La herramienta tiene 6 patines pegados a la formación y si el hoyo no está

estable, la herramienta se puede enganchar a esta y producir lo que se conoce

como pega, generando problemas de operación.

Imagen de la Herramienta:

RST (RESERVOIR SATURATION TOOL ):

La herramienta RST de Schlumberger permite la obtención simultánea, a través de

la completación (revestimiento + sarta de producción) y en una misma corrida en el pozo,

datos de Carbono/Oxígeno y datos tipo TDT (Thermal Decay Time). se fabrica en dos

diámetros distintos: 1-11/16” y 2 ½ pulgadas. Los neutrones interactúan con la formación

de tres maneras principalmente.

En una de ellas, conocida como “Inelastic Scattering” (colisiones inelásticas), los

144 neutrones rebotan contra el núcleo bombardeado, sin excitarlo ni desestabilizarlo. En

cada colisión inelástica, el neutrón pierde energía. El Hidrógeno, cuyo núcleo posee una

masa igual a la masa de un neutrón, es un buen “reductor” de velocidad de los neutrones.

En general, la eficiencia de la formación para reducir la velocidad de los neutrones es un

buen indicador de la abundancia de hidrógeno en la formación. Luego de bombardear la

formación con neutrones emitidos por el acelerador de neutrones de fondo, estos neutrones

luego de múltiples colisiones, experimentan una reducción en su velocidad hasta alcanzar

lo que es conocido como estado termal de energía (Thermal Energy State) cuyo valor

umbral de energía es aproximadamente 0.025 Mev. En este estado, los neutrones pueden

ser capturados o absorbidos por los núcleos de la formación.

Aplicación de la herramienta

La herramienta de saturación Residual (RST) de Schlumberger, puede

realizar mediciones de eventos inelásticos y de captura en una misma corrida

gracias a la generación de Neutrones de alta energía y dos detectores de rayos

gamma – uno cercano y otro lejano. Al analizar los datos, mediante programas

adecuados, se puede obtener información muy valiosa que incluye litología

(volumen de arcilla), porosidad de Densidad y Neutrón, porosidad efectiva y

saturación de fluidos.

.Especificaciones de la Herramienta RST.

Ventajas:

la herramienta RST con diámetro de 1 11/16 pulgadas puede ser corrida a través

de la completación sin que la tubería de producción tenga que ser extraída,

evitando costosos trabajos de reacondicionamiento.

solventa las limitaciones de tamaño presentadas por otras herramientas en sus

dos presentaciones, estos novedosos tamaños eliminan la necesidad de matar el

pozo y sacar la tubería,

disminución del tiempo de operación requerido y de los niveles de pérdida de

producción.

Esta nueva herramienta bajada a través de la tubería de producción, emplea un

sistema 146 detector de espectroscopia dual que registra tanto las mediciones

carbono/oxigeno como las del tiempo de decaimiento térmico, durante un

mismo viaje y es combinable con sensores de registros de producción para un

programa completo de seguimiento del yacimiento.

Funcionamiento de la Herramienta RST .

La población de neutrones alrededor de la herramienta es medida y analizada en ambos

modos de operación (SIGMA y CAPTURA), para determinar el parámetro sigma tanto de

la formación como del pozo. La medición de las energías de los rayos gamma del modo

CAPTURA se utiliza para estimar la abundancia de elementos cuya factibilidad de capturar

neutrones son alta tales como calcio, sílice, cloro, hidrogeno, hierro, titanio y gadolinio.

Durante el modo de operación inelástico o de CAPTURA del RST, neutrones rápidos de

alta energía (14 Mev) son producidos por el acelerador de fondo y colisionan

inelásticamente con los núcleos de la formación cediendo parte de su energía a los núcleos

de la formación. Estos núcleos excitados liberan la energía absorbida emitiendo un rayo

gamma característico. Este fenómeno tiene lugar muy poco tiempo después de la emisión

del chorro de neutrones. Estos rayos gamma emitidos durante las colisiones inelásticas son

cuantificados y su energía determinada. Este espectro inelástico (o de rayos gamma

rápidos) puede analizarse para obtener información sobre las cantidades de carbono y

oxígeno en la formación.

Una relación Carbono/Oxígeno alta indica formación con potencial productor de

hidrocarburos mientras que una relación Carbono/Oxígeno baja es indicación de que el

contenido de fluidos de la formación es agua o gas. Utilizando los datos de porosidad de los

registros de hueco abierto, es posible estas relaciones Carbono/Oxigeno al espacio poroso y

así calcular la Sw e hidrocarburo.

Componentes de la herramienta de Saturación Residual:

Cartucho Acelerador:

Este dispositivo contiene en su interior el suplidor de energía y el

circuito que controla el generador de neutrones. De su interior salen los

neutrones de alta energía que bombardean la formación emiten la respuesta

responsable de la caracterización de los elementos presentes en la misma.

Figura 1.Cartucho Acelerador RST a escala real.

Detectores Cercano y Lejano:

Estos detectores son utilizados para recibir las ondas emitidas por los

neutrones que chocan con los distintos elementos presentes en la formación

(roca y fluidos). Reciben señales simultáneas de los fluidos presentes tanto

dentro del hoyo como en la formación, según sea el caso. El detector cercano se

encuentra en contacto directo con el hoyo y recibe las señales emitidas por los

fluidos que se encuentran en el espacio anular. El detector lejano se encuentra en

contacto directo con la formación y recibe las señales emitidas por los fluidos

que se encuentran dentro del yacimiento.

Figura 2. Detectores Lejano y Cercano de RST en sus dos presentaciones.

Cartucho de Adquisición:

Ambas herramientas (2 1/2” y 1 11/16”) utilizan el mismo cartucho pero

a distintas presiones. Este dispositivo adquiere el espectral de Gamma Ray y la

información del tiempo de decaimiento desde los detectores en la sonda que va

leyendo la herramienta, y la envía en tiempo real a la cabina del ingeniero en

superficie.

Esta información entra al sistema MAXIS de recolección de datos y se

refleja en el monitor en forma de curvas que miden los distintos parámetros de la

formación (roca y fluidos), información que el ingeniero de campo procesa, certifica

(control de calidad del dato), organiza y entrega en dispositivos de alta capacidad al

ingeniero que posteriormente va a interpretar los resultados que finalmente llegan al

cliente.

DETECTOR RAYOS GAMMA RST:

La herramienta RST lleva acoplada consigo un detector de rayos gamma que utiliza

para comparar y corregir con los registros de litología corridos en el pozo a hueco abierto,

bien sea GR o SP. Este dispositivo simplemente mide la radiación natural de la formación y

generalmente refleja el contenido de arcilla de las rocas. Los elementos altamente

radiactivo tienden a concentrarse en las arcillas o lutitas; por consiguientes, lutitas y arenas

lutíticas muestran una radioactividad alta, en tanto que arenas limpias generalmente

exhiben niveles bajos de radioactividad. En otras palabras la curva de rayos gamma

(impulsos de ondas electromagnéticas de alta energía) permite diferenciar las lutitas de las

arenas que posiblemente puedan contener hidrocarburos. Entre los elementos radioactivos

más frecuentes en la formación tenemos el Torio, Potasio, Uranio, etc., ya sea en mayor o

en menor proporción. Las lutitas son las formaciones más radioactivas que existen, por lo

tanto la curva GR lee los más altos valores.

Figura 3. Estructura de la herramienta RST.

La integración de las modernas tecnologías de neutrones pulsantes puede

proporcionar a las operadoras, parámetros del yacimiento a través del revestidor y/o la

tubería de perforación tales como: La porosidad en pozos viejos en donde no se obtuvo

total o parcialmente datos de porosidad de hoyo abierto o en pozos nuevos donde fue

necesario revestir antes de efectuar el registro, las saturaciones de agua actuales, tipo de

fluidos para la prospección de hidrocarburos omitidos en pozos viejos, saturaciones de agua

y contactos de fluidos en barridos con agua o CO2.

En el análisis de yacimientos que están conformados por secuencias de

arenas y arcillas, la densidad de la formación puede ser medida usando rayos gamma

producidos por la dispersión inelástica de neutrones rápidos debido a la integración de

factores que proporcionan la suficiente penetración para medir una porosidad de densidad

de hoyo entubado que se compara favorablemente a la densidad gamma-gamma de hoyo

abierto.

La combinación de los registros de hoyo entubado con los de hoyo abierto permite

la discriminación entre zonas compactadas y zonas productivas, además, esta combinación

es de gran utilidad en zonas donde la Cartucho, Acelerador, Cartucho de Adquisición,

Telemetría, CCL, Rayos Gamma, Detector Cercano, Detector Lejano irregularidad del pozo

o la invasión hace dudosos los datos de densidad de hoyo abierto para el monitoreo de

cambios en el tipo de hidrocarburos y movimiento dentro del yacimiento, análisis en hoyos

pequeños, tales como reentrada, profundización, hoyos laterales, etc.

A partir de la información proporcionada por la herramienta corrida en modo

SIGMA, se obtiene una porosidad total (TPHI), que es comparable con la obtenida con la

herramienta de neutrón compensado a hueco abierto NPHI, y que junto con la curva

SIGMA y la resistividad a hoyo abierto (RT_N), se utiliza para el cálculo de volumen de

arcilla, porosidad efectiva y saturación de agua a “condiciones iniciales”.

Los parámetros petrofísicos como Rw, a, m y n utilizados corresponden a los

suministrados por la compañía que solicita el servicio. Luego, a partir de las relaciones

Carbono/Oxigeno (C/O), se determina una saturación de petróleo actual que es comparada

con la inicialmente calculada a hoyo abierto, para definir la distribución de los fluidos en la

zona de interés. La información proporcionada por la herramienta corrida en modo

INELASTICO es procesada utilizando el método de minimizaciones con la finalidad de

eliminar las variaciones estadísticas obtenidas en las diferentes lecturas sobre un intervalo.

Seguidamente, se efectúa una compensación por efecto el fluido que pueda haber en el

pozo (interior de la tubería y en el espacio anular) a partir de las repuestas de los detectores

cercano y lejano.

Las saturaciones de petróleo en la formación se determinan entonces a partir del

análisis del espectro registrado por la herramienta para los componentes Carbono y

Oxígeno en sus dos detectores lejano y cercano.

Para ello es necesario tener en cuenta el tipo de fluido dentro del revestidor, tamaño y peso

de los tubulares, litología, porosidad, y el espesor y calidad del cemento.

Es necesario acotar, que para efectos de la interpretación, la relación

Carbono/Oxígeno (C/O) depende en gran medida de las variables ambientales,

especialmente la porosidad y las condiciones cercanas al hoyo y se verá afectada por la

presencia de cavernas (washouts) y por una mala calidad de cemento. Un registro de

cementación (CBL) al igual que una curva de calibre, proporcionarían detalles importantes

al respecto durante la interpretación.

La compensación por efecto del fluido del pozo arriba mencionada, la determinamos a

partir de las respuestas de los detectores cercano y lejano mediante el uso de gráficos x-

plots. Estos x-plots son elementos esenciales para una interpretación de RSTPro. Cada par

cercano-lejano de relaciones Carbono / Oxígeno representa una saturación de petróleo en la

formación y un “holdup” de petróleo en el pozo. Los puntos en las esquinas de cada Plot

representan cuatro diferentes estados de la distribución de fluido, ellos son en sentido

horario desde la esquina inferior izquierda:

W-W Agua en el pozo Agua en la Formación.

W-O Agua en el pozo Petróleo en la Formación.

O-O Petróleo en el pozo Petróleo en la Formación.

O-W Petróleo en el pozo Agua en la Formación

La nube de puntos ubicada sobre el extremo izquierdo del cuadrilátero a lo largo de

la línea WW WO, indica la presencia de agua en el pozo y saturaciones variables de

petróleo en la formación. La nube superior derecha indica petróleo en el pozo y

saturaciones variables de petróleo en la formación. Nótese que la escala de colores en la

parte derecha del gráfico indica que las arenas se dibujan en color rojo y las arcillas con

color azul según el GR.

El registro de evaluación final de pozo del RST-Pro es una presentación compuesta

de los datos originales a hoyo abierto, datos de RST-Pro, y las porosidades, saturaciones y

litología computadas.

La presentación consiste en una pista de profundidad ubicada al lado izquierdo del

registro (con esquemática del hoyo) y seis pistas de datos arreglados de la siguiente manera,

de izquierda a derecha, a continuación se hace una breve descripción del encabezado del

gráfico entregado como producto final.

Pista de profundidad : detalle de la mecánica del hoyo. Curva CCLD (detector de

cuellos). Curva del porcentaje del empaque de grava.

Pista 1:

TPHI Porosidad neutrón del RSTPro.

SIGM Sigma capture cross-section a partir de RST, GR de RSTPro.

TEMP Temperatura de PTS (Pressure Temperature Sonde).

Pista 2:

FCOR Carbono/Oxígeno del detector lejano (rojo).

NCOR Carbono/Oxígeno del detector cercano (azul).

FWCO Carbono/Oxigeno de Windows.

Pista 3:

So. oh Saturación de petróleo original (azul).

So. RST- Pro Saturación de petróleo RST -Pro (rojo).

Pista 4: Volúmenes de fluidos

Verde : petróleo en lugar.

Azul: significa que la saturación de agua de RST es mayor que la saturación de

agua calculada utilizando la resistividad de pozo abierto.

Verde Oscuro: significa que la saturación de agua de RST es menor que la

saturación de agua calculada por la resistividad de pozo abierto, esto se da en

casos dónde el cómputo de la saturación original se hace utilizando la curva de

resistividad afectada por capas cercanas (debido a diferencias en la resolución

vertical de las herramientas usadas), cuando la conductividad de la arcilla

disminuye la Resistividad Total medida y también cuando se presenta invasión.

PIGN= Porosidad Intergranular.

Pista 5:Análisis petrofísico a partir de los datos de pozo abierto y topes de

formación proporcionados por PDVSA.

Pista 6: Resistividad IRD y permeabilidad estimada del ELAN.

Figura 4. Ejemplo RST. Descripción Gráfica del Pozo TJ-929

CONCLUSIÓN

La implementación de herramientas de perfilaje de Resonancia Magnética Nuclear

(NMR) en la industria petrolera ha logrado mejorar en gran medida la capacidad de

caracterizar los fluidos y el espacio poroso, ya que en las versiones anteriores de las

herramientas de NMR era necesario alterar el lodo para eliminar la señal del pozo, y las

mediciones se basaban en el débil campo magnético terrestre, pudiendo ahora correr la

herramienta tanto para lodos base agua como para lodos base aceite. Lo que se traduce en

menos limitantes a la hora de correr la herramienta, proporcionando de esta manera datos

más confiables y por ende una mejor determinación e interpretación de las propiedades

petrofísicas del yacimiento.

El NMR puede desarrollarse solo donde exista abundancia natural del elemento que

es suficiente para producir una señal medible. Hidrógeno 1H es abundante en petróleo, gas

y agua y es el elemento medido por las herramientas de perfilaje de NMR.

Del mismo modo la integración de las modernas tecnologías de neutrones pulsantes

puede proporcionar a las operadoras, parámetros del yacimiento a través del revestidor y/o

la tubería de perforación, eliminando la necesidad de matar el pozo y sacar la tubería, así

como también disminución del tiempo de operación requerido y de los niveles de pérdida

de producción, lo que se traduce en un menor costo operacional que si se tuviese que sacar

la tubería.

FUENTES

Http://www. Schlumberger.com .

Manual Faja petrolífera del Orinoco, Capítulo 5. Autores: V.Patel (BP de

Venezuela), E.Decoster, A.Douglas, R.Chambers, O.Mullins, Xu Wu, M.Kane,

P.Rabbito, T.Terabayashi, N.Itagaki y J.Singer