REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DE EDUCACIÓN INSTITUTO UNIVERSITARIO TECNOLÓGICO DE CABIMAS CATEDRA COMPLETACION Y REPARACIÓN DE POZOS
ESTIMULACIÓN DE POZOS
Realizado por: Br. Jendry J. Cordova Ch. C.I. 12.714.580 SECCION “D” HIDROCARBUROS INDICE
INTRODUCCION 1.-HERRAMIENTA DE LITODENCIDAD 2.-HE -HERRAMIEN IENTA NATURALES
DE
(LDT)
ESPE SPECTROMETRICA ICA
DE
RAYOS-GA -GAMMA
(NGT)
3.-HERRAMIENTA DE BUZAMIENTO ESTRUCTURAL DE ALTA DENSIDAD
(SHDT) 4.-HERRAMIENTA DE ESPECTROMETRIA DE RAYOS-GAMMA INDUCIDOS
(GST) 5.-HERRAMIENTA DE EVALUACIÓN DE CEMENTO (CET) 6.-HERRAMIENTA DE INDICACIÓN DEL PUNTO LIBRE (FPIT) 7.-HERRAMIENTA SONICA COMPENSADA (BHC) 8.-HERRAMIENTA DE DENSIDAD COMPENSADA (FDC) 9.-HERRAMIENTA NEUTRONICA (GNT) 10.-HERRAMIENTA TIEMPO DE DEGRADACIÓN TERMAL (TDT) 11.-PROBADOR DE FORMACIÓN (RFT) 12.-HERRAMIENTA DE REGISTROS MAGNETICO NUCLEAR (NML) 13.-HERRAMIENTA DE ECHADOS 14.-HERRAMIENTA DE ENFOQUE MICROESFERICO (MSFL) 15.-HERRAMIENTA DE MICROPERFIL (ML) 16.-HERRAMIENTA DE PROPAGACIÓN ELECTROMAGNÉTICA (EPT) 17.-PERFIL DE REFERENCIA SÍSMICA (WST) 18.-HERRAMIENTA NEUTRONICA (SNP) 19.-HERRAMIENTA PARA UN PERFIL DE INDUCCIÓN (IEL) 20.-HERRAMIENTA MICRO-RESISTIVAS CONCLUSION ANEXOS
INTRODUCCIÓN
INTRODUCCION 1.-HERRAMIENTA DE LITODENCIDAD 2.-HE -HERRAMIEN IENTA NATURALES
DE
(LDT)
ESPE SPECTROMETRICA ICA
DE
RAYOS-GA -GAMMA
(NGT)
3.-HERRAMIENTA DE BUZAMIENTO ESTRUCTURAL DE ALTA DENSIDAD
(SHDT) 4.-HERRAMIENTA DE ESPECTROMETRIA DE RAYOS-GAMMA INDUCIDOS
(GST) 5.-HERRAMIENTA DE EVALUACIÓN DE CEMENTO (CET) 6.-HERRAMIENTA DE INDICACIÓN DEL PUNTO LIBRE (FPIT) 7.-HERRAMIENTA SONICA COMPENSADA (BHC) 8.-HERRAMIENTA DE DENSIDAD COMPENSADA (FDC) 9.-HERRAMIENTA NEUTRONICA (GNT) 10.-HERRAMIENTA TIEMPO DE DEGRADACIÓN TERMAL (TDT) 11.-PROBADOR DE FORMACIÓN (RFT) 12.-HERRAMIENTA DE REGISTROS MAGNETICO NUCLEAR (NML) 13.-HERRAMIENTA DE ECHADOS 14.-HERRAMIENTA DE ENFOQUE MICROESFERICO (MSFL) 15.-HERRAMIENTA DE MICROPERFIL (ML) 16.-HERRAMIENTA DE PROPAGACIÓN ELECTROMAGNÉTICA (EPT) 17.-PERFIL DE REFERENCIA SÍSMICA (WST) 18.-HERRAMIENTA NEUTRONICA (SNP) 19.-HERRAMIENTA PARA UN PERFIL DE INDUCCIÓN (IEL) 20.-HERRAMIENTA MICRO-RESISTIVAS CONCLUSION ANEXOS
INTRODUCCIÓN
El objetivo principal de esta investigación es conocer de manera detallada los diferentes tipos de herramientas utilizadas para evaluar las formaciones. Exis Existe tenn diver diversi sida dadd de herra herrami mient entas as entr entree ella ellass tene tenemo moss las las de Lito Litoden densi sida dad, d, Espectrometr Espectrometría, ía, de Buzamiento, Buzamiento, de Echados, Neutrónica Neutrónicas, s, etc. y otras que efectúan efectúan un análisis análisis detallado detallado de la formación, formación, (propiedades (propiedades de las rocas y sus fluidos). Las señales captadas por estas herramientas son registradas de manera continua en la superficie para de esta manera obtener un buen perfil del pozo. Las herramientas permitirán mejorar los conocimientos acerca de las características de las formaciones y de esta manera conocer la capacidad de producción de un pozo. El obtener obtener un un conocimien conocimiento to más más detallado detallado de las diferente diferentess Herramienta Herramientass que exist existen en para la Eval Evaluac uació iónn de las Forma Formaci cione ones, s,
es lo qu quee ha permit permitid idoo en forma forma
significativa los avances en la Industria Petrolera.
HERRAMIENTAS ESPECIALES DE EVALUACION DE FORMACIONES
1. HERRAM HERRAMIEN IENTA TA DE LITODE LITODENSI NSIDAD DAD (LDT) La Herramienta de Litodensidad (LDT) efectúa un análisis sin espectroscopio sobre cada detector. Del detector lejano deriva la medida del factor fotoeléctrico de la formación (banda de baja energía) y la densidad electrónica sin corregir (banda de alta energía). En el detector detector cercano utiliza utiliza solamente solamente la banda de energía energía superior superior y deriva una densidad electrónica aparente que combinada con el detector lejano, permite determinar las correcciones por efecto del pozo y la densidad electrónica corregida. Un sistema de calibración automática asegura la estabilidad de los espectros en cada ciclo de medida asegurando de esta forma la estabilidad de la calibración. Esta herramienta, comparada con las convencionales de densidad, presenta menores variaciones variaciones estadísticas, estadísticas, lo que resulta muy importante importante en formaciones formaciones de baja porosidad, es menos afectada afectada por la radiacti radiactivid vidad ad natural natural y tiene tiene una mejor mejor resolució resoluciónn vertic vertical. al. También permite registrar una curva del calibre del pozo. Esta herramienta permite:
EVALUAR • formaciones gasíferas • litologías complejas • formaciones de baja porosidad
IDENTIFICAR • minerales pesados • Mineralogía de las arcillas.
PRINCIPIO DE MEDIDA Tanto la medida de la densidad electrónica como la del factor fotoeléctrico utilizan el principio físico de la interacción de los rayos-Gamma con la materia. Los rayos-Gamma utilizados son emitidos por una fuente química de CESIO 137, la cual está montada en el patín de la herramienta y se encuentra durante el proceso de medida aplicada contra la formación.
Los rayos-Gamma, con una energía de 162 Kev, son enfocados hacia la formación por un conducto colimado, e inciden en estas con un ángulo prefijado. El proceso de interacción entre los rayos-Gamma y
la materia que hemos
mencionado, tiene lugar con todos los elementos que encuentran en su recorrido; estos son: barro de perforación, revoque y formación. Los rayos-Gamma penetran en la estructura atómica de estos elementos, interaccionan con ella y pierden energía. El espectro de rayo-Gamma en función de su energía, medido a una cierta distancia del punto de emisión es una características de los elementos que estos han atravesados.
LIMITACIONES Si la medida del espectro se hace a corta distancia del punto de emisión, éste estará afectado principalmente por: el barro de perforación , que queda atrapado entre el patín y la pared del pozo por efecto de diferencia de curvaturas o rugosidad de la pared y por el revoque frente a las formaciones permeables. Dada la proximidad con la fuente solo los rayos-Gamma que han interaccionados con estos elementos son los que han perdido energía y pueden ser detectados. Si la medida del espectro se hace a mayor distancia del punto de emisión, éste estará influenciado principalmente por la formación, ya que los rayos-Gamma que han interaccionado con ella tendrán energía suficiente para alcanzar el detector, mientras que los que lo han hecho con el barro o el revoque habrán sido capturados en su casi totalidad. Dos detectores de centelleo de alta sensibilidad, ubicados en el patín arriba de la fuente de rayo-Gamma, cumplen con la función de medir la distribución de rayo-Gamma a 4,5” y 14,5” de distancia del punto de emisión. Ambos detectores son idénticos; el detector lejano “mira” hacia la pared del pozo a través de un ventana de berilio, que es “transparente” a los rayos-Gamma de baja energía los cuales alcanzan el detector sin dificultad. El detector cercano “mira” hacia la pared del pozo a través del cuerpo del patín, mediante un conducto colimador. Este tipo de ventana evita que los rayos-Gamma de baja energía alcancen al detector.
2. HERRAMIENTAS
DE
ESPECTROMETRÍA
DE
RAYOS-GAMMA
NATURALES (NGT) La Herramienta de Espectroscopia de Rayos-Gamma Naturales analiza el espectro total. Lo hace separando el contenido de rayo-Gamma en cinco bandas de energía consecutivo, que cubre: las dos primeras (de menor energía), la parte más amplia del espectro que representa el 90% del total de rayos-Gamma; las tres siguientes, en bandas crecientes de energía contiene los picos de K40, Bi214 y Ti208, completando el 10% de rayos-Gammas restantes. Si se intentara explorar el contenido de K, U y T, a partir de la medida en estas tres últimas ventanas, se perdería exactitud ya que las variaciones estadísticas serían muy elevadas comprometiendo la validez de la medida. Esto se debe a que el nivel del rayo-Gamma que manejan estas tres ventanas es muy bajo. La Herramienta de Espectroscopia de Rayos-Gamma Naturales, por el contrario, utiliza el espectro total y lo descomponen en sus tres componentes constitutivos. La conversión que permite derivar la lectura en la cinco ventanas en T, U y K se efectúa con una matriz de calibración, ésta matriz de calibración es verificada, para cada herramienta que se produce, en un pozo especialmente construido a tal efecto en la planta de Clamart-Francia. Cuando el nivel de radiactividad es muy bajo, este tipo de conversión genera anomalías en algunas curvas, dándole un aspecto especular,
que es consecuencia de las altas
variaciones estadísticas en esos niveles. Para eliminar estas anomalías se utiliza el principio del filtro KALMAN, que es una ventana variable que permite promediar las lecturas dentro de cada nivel geológico, reduciendo las variaciones estadísticas sin afectar para nada las transmisiones de un nivel a otro. La Herramienta de Espectroscopia fue desarrollada para medir radiación de rayosGamma naturales descompuestas en sus tres componentes fundamentales: el torio, el uranio y el potasio.
A partir de estos tres componentes, se deriva también una curva de rayos-Gamma total, y otra conocida como rayos-Gamma Asterisco, que no es más que la red de rayos-Gamma total a la que se le sustrae el componente del uranio. Esta herramienta es combinable con otros perfiles, y se transforman en un importante complemento para ello, ya que permite: • evaluar el volumen de arcilla en presencia de componentes radiactivos no
arcillosos. • Analizar el tipo de arcilla de que se trata • Detectar minerales pesados • Evaluar el contenido de potasio en evaporitas. • Detectar niveles de agua que contiene sales radiactivas • Facilitar la correlación entre pozos.
PRINCIPIO DE MEDIDA En sus orígenes, la corteza terrestre contaba con una cantidad mayor de isótopos inestables que los que poseen actualmente.
Estos, por encontrarse en proceso de
degradación, emitían rayos-Gamma dentro de un espectro de energía muy variado. En la actualidad, los únicos elementos radiactivos que encontramos activos en la corteza terrestre, son aquellos que por tener una vida media suficientemente larga, aún existen en proporciones considerables o bien componen la cadena de degradación de algunos de estos. La corteza terrestre se encuentra desde el punto de vista de la radiactividad, en un equilibrio secular, esto es, un equilibrio activo, en el que la velocidad del proceso de degradación es constante. Cuando se ha alcanzado este equilibrio es posible determinar a través de la medida de un elemento radiactivo de la cadena de degradación, cualquier otro elemento de esa cadena incluido el elemento que lo origino. El tiempo que requiere los elementos que consideramos para alcanzar este estado de equilibrio es del orden de un millón de años. En la actualidad los tres isótopos inestables que en su proceso de degradación originan la conocida radioactividad natural son:
• POTASIO 40, con una vida media de 1,3 x 109 años y una concentración
en la corteza terrestre de 2,59% • URANIO 238, con una vida media de 4,4 x 109 años y una concentración
en la corteza terrestre de 3 ppm. • TORIO 232, con una vida media de 1,4 x 1010 años y una concentración
en la corteza terrestre de 6-10 ppm. Cada uno de estos isótopos en forma separada, tiene un espectro de degradación característico, que puede ser muy simple como en el caso del potasio-0 complejo-como en el caso del uranio y el torio.
3. HERRAMIENTA
DE
BUZAMIENTO
ESTRUCTURAL
DE
ALTA
DENSIDAD (SHDT) La Herramienta de Buzamiento determina de modo continúo el ángulo y la dirección de la inclinación de los estratos atravesados por el pozo. El SHDT viene a sustituir la herramienta tradicional del HDT (Herramienta de Buzamiento de alta densidad), paliando sus límites con una tecnología de vanguardia que permite ampliar el campo de aplicación del perfil del buzamiento y mejorar sensiblemente la calidad de los datos. Sus aplicaciones más importantes son: • determinación de la magnitud y dirección de los buzamientos y en
particular de muy bajo o de muy alto ángulo. • Identificación del buzamiento estructural • Interpretación detallada de los procesos sedimentarios • Localización precisa de fallas y discordancias • Perfilajes en pozos altamente desviados • Detección de fracturas
INNOVACIONES TÉCNICAS
Inclinómetro de alta precisión Se usa un acelerómetro triaxial y tres magnetómetros, estos proporcionan la información de desviación y acimut de la herramienta, necesaria para convertir la correlación computada en verdaderos buzamiento de la formación (corregidos por el ángulo de la herramienta)
Corrección por velocidad con el uso de información del acelerómetro La información del acelerómetro también se usa para calcular la corrección por velocidad. Cuando ésta corrección se aplica a la curva de conductividad registrada.
Configuración de los electrodos lado a lado Hay dos electrodos de medidas por cada uno de los cuatros patines. La escasa separación entre estos electrodos (tres centímetros) significa que el parecido de las curvas de un mismo patín es mejor que el de un patín a otro. Esto permite usar pequeños intervalos de correlación, aún cuando una ambigüedad de correlación se mantenga. El método de procesamiento, que explota la mejor capacidad de la herramienta para adquirir información permite alcanzar una fina resolución vertical de buzamiento, la cual posibilita una interpretación estratigráfica más detallada.
Adquisición de datos en pozos ovalados y direccionales Los cuatro brazos que llevan los electrodos de medida pueden abrirse hasta un diámetro máximo de 21 pulgadas. Se utiliza un sistema simplificado de unión mecánica por lo que los electrodos describen arcos de círculos cuando los brazos del calibre se abren. Los brazos opuestos están unidos, lo que ocasiona que la sonda sé auto centralice en el pozo. Sin embargo, en un pozo ovalado cada par de brazos se abrirá a diferentes valores, por lo cual los electrodos en ellos no se harán más coplanares; esta falla de coplanaridad geométrica se tiene en cuenta en el proceso de computación cuando se realizan los cálculos del buzamiento. Los diseños anteriores de dipmeter de cuatro brazos usaban una geometría más compleja para mantener todos los electrodos de manera coplanar.
Electrónica de precisión de bajo ruido con control automático del EMEX La corriente total (o EMEX) que se envía hacia la formación es automáticamente controlada por el computador de la superficie, y da resolución a la herramienta cuando existen cambios en la resistividad de la formación. El fin es mantener activas las curvas de micro resistividad en las zonas de alta y baja resistencia, de manera que puedan realizarse buenas correlaciones. Las variaciones de corriente provocadas por este EMEX automático son presentadas junto a las curvas de micro resistividad durante el registro.
4. HERRAMIENTA INDUCIDOS
DE
ESPECTROMETRIA
DE
RAYOS-GAMMA
(GST)
El GST emite pulsos de neutrones de alta energía (14 MEV) con un generador de neutrones electrónico. Esos neutrones interactúan con los núcleos de la formación y del pozo, van perdiendo su energía por dispersión hasta llegar al nivel termal donde pueden ser capturados. Los rayos-Gamma emitidos por esas interacciones, especialmente choques inelásticos y captura de neutrones, son detectados con un cristal de Yoduro de sodio de gran tamaño y su foto-multiplicador. Los correspondientes pulsos son discriminados a la salida del detector, según su energía, en 256 ventanas de energía para producir un espectro cubriendo aproximadamente energía de 1,2 a 8 MEV. A fin de mejorar las mediciones, se opera la herramienta por separado en 2 modos distintos:
El modo inelástico En este modo se usa un ciclo de medición de tiempo fijo, y se registran sucesivamente 3 espectros: • el espectro de emisión, acumulado durante la emisión de neutrones, que
recibe rayos-Gamma correspondientes a choques inelásticos y también
rayos-Gamma de otros fenómenos, como captura residual de ciclos anteriores. • El espectro “residual”, medido inmediatamente después del espectro de
emisión, que permite evaluar las cuentas parásitas en el espectro anterior. • El espectro de “captura” que recibe rayos-Gamma de captura, aunque
muy afectado por capturas en el pozo.
El modo de captura Para disminuir la importancia de los rayos-Gammas de “capturar” originados en el pozo se usa un ciclo de tiempo variable ajustado, como en el caso de la herramienta TDTK, sobre el tiempo de degradación de los neutrones de la formación. Este ciclo produce un espectro de captura más limpio, además se registra el valor de t
(tiempo de degradación termal) y entonces de ∑ (sección de captura). Por Espectroscopia de Rayos-Gamma inducidos en la formación, la herramienta
GST permite evaluar la proporción de estos elementos: C
Carbono
O
Oxigeno
H
Hidrógeno
Ca
Calcio
Si
Silicio
Cl
Cloro
S
Azufre
Fe
Hierro
La interpretación traduce estas proporciones en términos de: Litología Porosidad Cantidad de petróleo (Saturación) Salinidad del Agua Ellos se hacen posible inclusive en pozo entubado y en presencia de agua dulce. Se pueden, por ejemplo resolver con esta herramienta los problemas siguientes: -
evaluación de pozos antiguos (con poca o ninguna información)
-
control de pozo con agua dulce
-
diferenciación entre agua de formación salada y agua inyectada dulce
-
evaluación de campo de salinidad baja o variable
PRINCIPIO FISICO El GST estudia dos de las posibles interacciones entre neutrones y átomos de la formación. -
choques inelásticos
-
capturas de neutrones
En un impacto “inelástico” el átomo que recibe el choque de neutrón queda inmediatamente después en estado de excitación. El átomo vuelve muy rápidamente a su estado estable por la emisión de un rayo-Gamma, cuya energía es característica del átomo afectado. Cuando un neutrón llega a nivel de energía termal, después de dispersar su energía inicial a través de choques inelásticos y elásticos, puede ser “capturado” por algún núcleo de la formación, éste pasa a cierto estado de excitación para decaer luego, al estado estable, y emite entonces un fotón, cuya energía es característica del elemento. La meta de la espectrometría de rayos-Gamma inducidos es la de registrar los espectros que corresponden a cada uno de estos fenómenos.
5. HERRAMIENTA DE EVALUACIÓN DEL CEMENTO (CET) Hay ochos traductores colocados en la sonda distancia 45º entre sí en una trayectoria helicoidal. Estos traductores tienen un diámetro aproximado de 1”. Este tamaño corresponde al tamaño del punto investigado en la cañería, porque el haz ultrasónico es casi cilíndrico para la frecuencia de interés. Cada traductor es disparado secuencialmente, y su señal recibida es multiplexado.
Todos los datos son puestos en
profundidad por el equipo de superficie. Un noveno transductor, (transductor de referencia) se encuentra en la dirección axial de la herramienta con una superficie reflectora fijada a una distancia conocida enfrente de él.
Se usa su medición del tiempo de tránsito para verificar continuamente la velocidad del sonido en el fluido. La resolución vertical de la herramienta es de alrededor de 2”. La primera parte del eco reflejado por la cañería es casi una réplica del impulso emitido. Tiene una gran amplitud por la diferencia considerable que existe entre la impedancia acústica del fluido y la cañería. La parte ulterior del eco es medida por la integración sobre una ventana fijada al final de la señal. Una buena adherencia del cemento resulta en una baja lectura, una mala adherencia produce una señal integrada grande. La nueva herramienta llamada CET, ha sido introducida y permite una evaluación más detallada del cemento detrás de la cañería. Se obtiene una medida de la fuerza compresiva del cemento y a la vez que la locación de los canales. Además, la herramienta es insensible al microanulus y, con calibre acústico de buena resolución, muestra el exacto diámetro de la cañería en varios acimut. La distorsión de la cañería causada por capas fluyentes de sal y el daño originado por la corrosión o desgaste de la cañería pueden ser también medido.
PRINCIPIO DE MEDIDA El nuevo sistema CET utiliza una técnica de impulso-eco para examinar en detalle la circunferencia. Ocho traductores individuales orientados radialmente, examina cada uno una pequeña sección angular de la cañería. Los traductores operan como emisores de impulso ultrasónicos y como receptores del eco reverberados por la cañería. La reverberación (o velocidad de decantamiento) de la energía hacia el interior de la cañería está afectada por la impedancia acústica del fluido de la cañería, de la cañería propiamente dicha y del cemento en el sector “visto” por el transductor. El espesor de la cañería determina el tiempo de transito de los ecos dentro del acero y, por consiguiente la frecuencia de la reverberación. El impulso transmitido esta parcialmente reflejado desde la cañería hacia el transductor, y es seguido por la reverberación de la energía que ha pasado dentro del acero
y varias veces reflejadas en las interfases cañería-cemento y cañería-fluido. La herramienta mide el ritmo de decaimiento de las energía reflejadas
Ventajas de la Herramienta CET -
Evaluación radial del cemento (ochos transductores)
-
Resistencia del cemento a la compresión
-
Inmunidad al micro anillo
-
Identificación de canales
-
Efectos circunstanciales Señales de las formaciones rápidas Cañería concéntricas Presencia de gas
-
Información del Pozo Desgaste-Corrosión de la cañería Diámetro-Ovalidad de la cañería Daño a la cañería (fresado) Desviación Orientación relativa
6. HERRAMIENTA DE INDICACIÓN DEL PUNTO LIBRE
(FPIT)
La nueva herramienta de determinación del punto libre ha sido equipada con un nuevo sistema de censores, para eliminar las ambigüedades que se presentan normalmente en la determinación del punto libre. Y permite disparar una cuerda explosiva, inmediatamente después de verificar si la torsión y tensión requeridas para hacer efectivas el desenrosque están presentes en el punto elegido. Estas características hacen que esta nueva herramienta sea la indicada para aquellos trabajos de pesca, en los que existan en el sondeo o en el pozo mismo, condiciones especiales que aumenten la incertidumbre referida.
La determinación del punto libre se efectúa del modo conocido, esto es al ubicar el instrumento entre dos uniones contiguas y aplicar tensión y/o torsión desde la superficie, tomando como referencia para los incrementos de peso normal antes del aprisionamiento o el estimado por el perforador durante la determinación del aprisionamiento por estiramiento. El nuevo censor permite hacer de manera simultánea o independiente, las medida de tensión y torsión. Con tal fin, está provisto de un sistema de anclaje extremadamente efectivo que asegura, aún en condiciones muy difíciles (por ejemplo, plataforma semi sumergibles, pozos desviados, etc.) un perfecto vínculo con el sondeo. Presentar de modo directo el porcentaje de la tensión o de la torsión en cada punto medido, es lo que permite saber de forma directa lo que está ocurriendo en el pozo. Este cálculo en porcentajes de las deformaciones medidas es posible, pues el sistema de superficie admite aceptar como datos la descripción detallada del sondeo, la descripción de los parámetros de perforación y los parámetros de la determinación del punto libre. Reuniendo estos fundamentos con los medidos de cada nivel, el computador de superficie calcula el porcentaje de tensión y torsión valor que se controla en un indicador en superficie en el instante en que se efectúa la medida. Esta herramienta y este procedimiento aseguran el desenrosque en el nivel deseado inclusive en condiciones difíciles. Las características físicas de las herramientas son: -
Diámetro de la herramienta: 35 mm (1-3/8”)
-
Longitud de la herramienta: 4,30 mts. (sola) y 9,22 mts. (con cuerda explosiva)
-
Temperatura máxima 200º C (400º F)
-
Presión máxima: 30.000 (sola) y 20.000 (con cuerda explosiva)
7. HERRAMIENTA SONICA COMPENSADA (BHC) PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO Este tipo de herramienta elimina sustancialmente los efectos debidos a cambios en el diámetro del pozo como también los errores producidos por la inclinación de la zona. El
sistema de BHC usa un transmisor encima y otro debajo de dos pares de receptores cuando un transmisor es activado por un pulso, este genera una onda de sonido la cual penetra la formación. Se mide el tiempo transcurrido entre la detección del primer arribo a los dos receptores correspondientes. La velocidad del sonido en la sonda sónica y en el lodo de perforación es menor que en la formación. Consecuentemente, los primeros arribo de energía acústica a los receptores corresponden a recorridos del sonido dentro de la formación cerca de la pared del pozo. Los transistores de la sonda tipo BHC son activados alternativamente y los valores del ∆t son leídos en pares alternos de receptores. Los valores del ∆t son promediados automáticamente por un computador en la superficie.
CONCLUSIONES PARA LA HERRAMIENTA BHC -
Con la herramienta BHC la calidad de las mediciones es muy buena (calibración exacta, poco efecto del pozo, y definición vertical excelente)
-
La herramienta BHC es útil para correlaciones es muchos casos donde otras herramientas dan resultados deficientes.
-
La herramienta BHC junta con otras herramientas puede ser usada en evaluación de arenas arcillosas en la definición de la litología de las formaciones y en la determinación de la cantidad de porosidad secundaria
-
El tiempo de transito integrado es útil para la interpretación de registros sísmicos
-
De los datos del ∆t se pueden estudiar formaciones que tienen sobre presión.
La flexibilidad de la herramienta BHC permite efectuar el registro de perfiles acústicos de otras características que los perfiles del ∆t . Estos incluyen el perfil de amplitud para detectar fracturas, perfil de control de cementación y perfil de densidad variable.
8. HERRAMIENTA DE DENSIDAD COMPENSADA (FDC)
La Herramienta de Densidad Compensada (FDC) utilizan dos detectores de espaciamiento para disminuir el efecto de la columna de lodo que están montados en una almohadilla (patín) blindada. Se aprieta las aperturas en el blindaje contra la pared del pozo mediante un brazo excentralizador. Las fuerzas ejercidas por el brazo son mayor que en el caso de las microsondas y la almohadilla tiene una forma tal que le permite cortar el revoque cuando es blando, caso común en pequeñas y medianas profundidades. En zona de revoque más consistentes algo del mismo lodo puede quedar interpuesto entre la almohadilla y la formación. En este caso, el revoque es visto por el aparato como si fuera formación y por lo tanto su influencia debe ser tomada en cuenta. Cuando el contacto entre la almohadilla y la formación no es perfecto (revoque interpuesto o rugosidad de la pared) se debe aplicar una corrección a las lecturas la que puede llegar a ser bastante grande. En el caso de tener un solo detector la corrección es difícil puesto que depende tanto del espesor y densidad como la composición del revoque o lodo interpuesto.
PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO Una fuente radiactiva colocada en una almohadilla (patín) blindada es aplicada contra la pared del pozo. Esta fuente emite hacia la formación rayos-Gamma de mediana energía. Los rayos-Gamma pueden ser considerados como partículas de alta velocidad que chocan contra los electrodos de la formación. En cada choque un rayo-Gamma cede algo de energía cinética, pero no todas, al electrón y continúa su trayectoria con menor energía. Este tipo de interacción se conoce como efecto Compton de dispersión. La fuente y detector del aparato están diseñados de manera que su respuesta se debe en mayor parte, al efecto Compton. Los rayos-Gamma disperso llegan a un detector colocado a una distancia fija de la fuente y son evaluados como una medida de densidad de la formación ya que un número de rayos-Gamma con efecto Compton está directamente relacionado con el número de electrones de la formación. De este modo la medición de la herramienta de densidad está relacionada esencialmente con la densidad de electrones (número de electrones por centímetro cúbico) de la formación. Por otra parte la densidad de electrones está relacionada con la densidad
total en grms./cm3, de la formación. Esta última a su vez depende de la densidad de la matriz de la roca, de su porosidad y de la densidad de los fluidos que ocupan los poros. Si en la zona investiga por la herramienta FDC existen hidrocarburos residuales, su presencia puede afectar las lecturas del perfil. El efecto del petróleo no es necesariamente visible, puesto que la densidad promedio del fluido puede ser cercana a la unidad. Pero si hay una saturación apreciable de gas residual su efecto va a ser el de bajar el valor de la densidad aparente y como resultado se va a calcular una porosidad aparente alta. Las lecturas de la herramienta de densidad pueden ser afectadas por la presencia de arcillas o lutitas en la formación.
9. HERRAMIENTA NEUTRONICA
(GNT)
La herramienta GNT es un aparato de medición no direccional que emplea un detector que es sensible a los rayos-Gamma de captura de alta energía y a los neutrones de velocidad termal. Puede utilizarse en pozo abierto o entubado. La porosidad leída de un registro en pozo entubado es menos exacta debido a incertidumbre sugeridas por el peso y posición de la tubería de revestimiento, la presencia de cemento detrás de ésta y otro factor. Se pueden utilizar combinaciones de distancia fuente-detector de acuerdo a las condiciones en que se encuentra el pozo y a la gama de porosidades. El GNT se corre excentralizado para que incida lo menos posible el efecto del pozo. Los diámetros de las sondas o herramientas GNT son de 3-5/8” y 1-11/16” también hay un aparato para alta temperaturas de 2-5/8”. La calibración primaria de la herramienta GNT la constituye la fosa de neutrones del API en Houston. La respuesta de un aparato de perfilaje y una caliza llena de agua y de porosidad de 19% es definida como de 1.000 unidades API se emplea en todos los centros aparatos de calibración, en estricta relación con la fosa de calibración de neutrones de API, para calibraciones periódicas de los aparatos neutrónicos en el campo. En la sonda GNT el detector está colocado comúnmente a 15.5” o a 19.5” de la fuente radiactiva. Los equipos neutrónicos tienen una investigación vertical aproximadamente
igual a la distancia detector-fuente cuando la sonda está sin movimiento. Es algo mayor durante la velocidad normal del registro. La respuesta de las herramientas neutrónicas reflejan principalmente la cantidad de hidrógeno en la formación. Como el petróleo y el agua contienen prácticamente la misma cantidad de hidrógeno por unidad de volumen, las respuestas reflejan primordialmente la cantidad del espacio por agua lleno de líquido en formaciones limpias. Pero esta respuesta corresponde a todos los átomos de hidrógeno de la formación incluyendo aquellos que están combinados químicamente con los materiales de la formación. De esta manera la lectura del perfil neutrónico dependerá del índice de hidrógeno de la formación. El índice de hidrógeno es proporcional a la cantidad de hidrógeno por unidad de volumen, tomando como unidad el índice de hidrógeno del agua dulce en las condiciones existentes en la superficie. En los registros en pozos abiertos las formaciones están generalmente invadidas y se consideran que el agua, en la zona hasta donde llega la investigación de los perfiles neutrónicos tiene la misma salinidad que el fluido que llena el pozo. Las lecturas de la herramienta GNT son corregidas con el uso de gráficos. En pozos entubados la zona invadida usualmente desaparece con el tiempo y la salinidad del agua es aquella del agua de formación.
PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO Los neutrones son partículas eléctricamente neutras cuya masa es casi idéntica a la del átomo de hidrógeno. Una fuente radiactiva colocada en la sonda emite continuamente neutrones de alta energía (velocidad).
Estos neutrones, al encontrarse con núcleos del material de la
formación, chocan elásticamente a semejanza de bolas de billar y en cada colisión los neutrones pierden parte de su energía. La cantidad de energía perdida por un neutrón en cada colisión depende de la masa relativa del núcleo con la que choca. La mayor perdida de energía ocurre cuando el neutrón choca con un núcleo de masa prácticamente igual como lo es el del hidrógeno. Colisiones con núcleos pesados no provocan mucha perdida de velocidad. De esta manera la perdida de velocidad dependerá de la cantidad de hidrógeno en la formación.
A los pocos microsegundos los neutrones han sido amortiguados, por choques sucesivos, a velocidades “termales” correspondientes a energías de alrededor de 0,025 electrón-voltios. Entonces se dispersan sin orden, sin perder más energía, hasta que son capturados por núcleos de átomos como el cloro, hidrógeno, sílice, etc. Los núcleos capturados se existan y originan una emisión de rayos- Gamma de alta energía, denominados rayos-Gamma de captura. De acuerdo al tipo de aparato, este puede detectar los rayos-Gamma de captura o los propios neutrones mediante un detector colocado en la misma sonda. Cuando la concentración de hidrógeno de la formación que rodea la fuente de neutrones es alta, la mayoría de los neutrones son retardados y capturados aún a una corta distancia de la fuente. Por el contrario, si la concentración de hidrógenos es baja, los neutrones viajan mas lejos antes de ser capturados. Con la distancia de fuente a detector comúnmente utilizada, a una mayor lectura corresponde una menor concentración de hidrógeno y viceversa.
APLICACIONES DE LA HERRAMIENTA NEUTRONICA (GNT) • Determinación de la porosidad. Para eso se requieren correcciones por
efectos de la litología y parámetros del pozo. • El GNT puede ser usado en pozos abiertos o entubados. Se registra al
mismo tiempo que una curva de rayos Gamma con lo cual se hace resaltar
cualitativamente
la presencia
de lutitas,
formaciones
impermeables y secciones porosas. • Pueden detectar zonas gasiferas al correrse en combinación con otro
perfil de porosidad
10. HERRAMIENTA DE TIEMPO DE DEGRADACIÓN TERMAL (TDT) Las herramientas TDT las hay de dos diámetros: 3-3/8” y 1-11/16” que pueden bajar por la tubería de producción. Todos estos instrumentos resisten hasta 150ºC.
Para medir la rata de degradación, se encuentran los rayos-Gamma llegados a la sonda, sobre dos intervalos discretos de tiempo o rejillas (gates) que se seleccionan para caer dentro del tiempo exponencial de degradación. Esta rejilla de detección es variables tanto en el tiempo (después de la emisión de neutrones) como en duración. Otra rejilla, posteriormente, suministra el conteo de fondo que queda restando automáticamente de las cuentas (pulsos). La herramienta de degradación termal (TDT) registra en función de la profundidad un valor de tiempo que indica la proporción relativa de degradación de neutrones termales en la formación. De todos los elementos comunes en la tierra, el cloro es, por muchos, el más fuerte absorbedor de neutrones termales. Así el TDT responde principalmente a la cantidad de cloro presente en el agua de la formación. Los efectos sobre TDT de la salinidad del agua, porosidad y arcillosidad son similares a los que actúan sobre los perfiles de receptividad. Cuando la salinidad del agua de formación lo permite, la herramienta TDT hace posible reconocer la presencia de hidrocarburos en formaciones ya entubadas y detectar cambios en la saturación de agua durante la vida productiva de un pozo, así la herramienta TDT es útil para la evaluación de pozos viejos, para diagnósticos de problema de producción y para estudiar la actuación de un yacimiento. La precisión de la medida TDT es alta a través de una gran gama de condiciones aún cuando depende de parámetros de pozos; de manera que se le puede utilizar en forma cuantitativa.
PRINCIPIO FISICO Un generador de neutrones ubicado en la sonda TDT emite respectivamente pulsos de neutrones de alta energía. Después de cada emisión los neutrones son desacelerados rápidamente en el pozo y en la forma hasta llegar a velocidades termales. Así son capturados por núcleos que, como consecuencia de esta captura, emiten rayos-Gamma. Un detector de rayos-Gamma a poca distancia de la fuente, registra cambio relativos a la población de neutrones termales en el medio. La población de neutrones termales decrece exponencialmente durante el período de medición. La constante de tiempo de degradación corresponde “ log” a la medida de tiempo de degradación termal. La disminución mencionada se debe ya sea a la captura o a una migración (difusión) de neutrones. El
proceso de captura es por mucho el más importante en el desarrollo de la degradación termal de neutrones consecuentemente “ log” refleja esencialmente las propiedades de captura neutrónicas de la formación. Una limitación seria de la herramienta TDT se relaciona con la investigación somera de técnicas nucleares. Generalmente la invasión de filtrado en capas permeables afecta los registros TDT corridos en un pozo abierto, siendo de poca confiabilidad para la evaluación cuantitativa de los yacimientos. Aún en pozo entubados puede persistir la importancia del filtrado especialmente cuando se corre el perfil inmediatamente después de la terminación del pozo. Es posible darse cuenta de ello mediante técnicas de gráficos de interrelación. Así mismo puede haber invasión de fluido contenido en la tubería de revestimiento cuando se ahoga o cierra el pozo antes del perfilaje. La mayoría de la incertidumbre respecto a la invasión han sido eliminadas desde la introducción de la herramienta TDT de 1-11/16” ya que se puede bajar esta herramienta por la tubería de producción sin interrumpir el régimen productivo. En estas condiciones el TDT da, en forma efectiva, la saturación del agua de las zonas productoras durante la producción.
PRINCIPALES APLICACIONES Controlar cambios en la saturación de fluidos durante la vida de un pozo. Esta característica tan singular se ha utilizado con gran éxito económico de varias manera, entre ellas las siguientes: • para detectar la presencia de canales detrás de la tubería de revestimiento • para permitir el control del yacimiento mediante la detección de cambios
en el nivel de aguas y en las relaciones gas-petróleo • para efectuar una evaluación mejor de la eficiencia de recuperación,
mediante la medición de la saturación del petróleo residual y la detección de intervalos productores que pueden haber sido basados por alto.
11. PROBADOR DE FORMACIÓN (RFT)
El probador de formaciones RFT es una herramienta que pone en comunicación un sistema para medir presiones y tomar muestra de fluidos, con el sistema de fluidos de la formación. Esto posibilita investigar las características estáticas y dinámicas del fluido de la formación. El diseño de la herramienta permite obtener en cada bajada en el pozo: • una cantidad ilimitada de preensayos con mediciones de presión
hidrostática de la columna de lodo, presión de formación y estimaciones de permeabilidad. • Dos muestra de fluidos separadas o una sola muestra segregada, y
estimaciones de la permeabilidad a partir de las presiones de prueba • Confirmar a partir de las variaciones de presión del preensayo que con la
formación ha sido obtenido un sello eficiente y que la permeabilidad es suficientemente para tomar una muestra de fluidos.
DESCRIPCIÓN DE LA HERRAMIENTA Todas las secuencias de la herramientas (asentamiento, preensayo, muestra de fluidos, desasentamiento) son hechas por un mecanismo electro hidráulico que es controlado desde la superficie. La herramienta se ubica en profundidad, con la utilización de la curva SP o GR para correlacionar. Un registro previo de calibre es necesario para conocer el diámetro del pozo. Una vez en profundidad, se efectúa la siguiente secuencia automáticamente: • el patín con empacadura de goma y el zapato de soporte son expandido
para fijar la herramienta contra la formación • se cierra la válvula ecualizadora • se expande la punta de prueba y se abre la válvula del filtro • se desplaza el pistón de la cámara de preensayo 1 con la que entra el
fluido en la cámara • se desplaza el pistón de la cámara de preensayo 2. el volumen de las
cámaras de preensayo es de 10 cm. Cada uno. El flujo se produce bajo
diferencial de presión aproximadamente constante. La velocidad de llenado de la segundo cámara es de alrededor de 2.5 veces mayor que la de la primera cámara. Durante la secuencia indicada, las presiones son observadas y registradas en la película y cinta magnéticas. La presentación de la película es digital y analógica. Observando las presiones durante el preensayo, se puede verificar si se ha obtenido un buen sello hidráulico con la formación y si los fluidos de la formación están llegando a la cámara de preensayo. En caso de que se decida tomar una muestra de fluidos, después de analizar el preensayo se puede elegir desde la superficie cual de las dos cámaras de muestras se abrirá. Si se desea una muestra segregada, la segunda cámara se puede abrir cuando la presión indica que la primera está llena. Una vez producida las secuencias de preensayo de muestra de fluidos, otro comando de superficie origina una nueva secuencia: • se sellan las cámaras de muestra • se cierran el patín con empacadura de goma, el zapato de soporte y la
punta de prueba • se abre la válvula ecualizadora de presiones • se cierra las cámaras de preensayo y los fluidos son expulsados al hueco.
De esta manera, el RFT esta lista para ser ensayado a otra profundidad. Durante el tiempo que la herramienta está asentada contra la formación que puede variar desde un minuto para un preensayo en alta permeabilidad hasta varios minutos para una muestra de fluidos, las únicas partes en contactos con la formación son el patín con empacadura de goma y el zapato de soporte. El resto de la herramienta no se hace contacto para minimizar el riesgo de que quede adheridas a la formación, debido al diferencial de presión entre el pozo y la formación.
12. HERRAMIENTA DE REGISTROS MAGNETICOS NUCLEAR (NML)
La herramienta NML introduce un concepto diferente, definido como el “índice de fluidos libres FFI” . El parámetro FFI caracteriza la fracciones volumétricas de fluidos de la formación (hidrocarburos o agua), libres de moverse y excluyen las cantidad no producibles, que resultan de la saturación irreducible. FFI se puede relacionar con la permeabilidad mediante fórmulas empíricas.
PRINCIPIO DE MEDICION Las mediciones de las herramientas NML permiten observar el comportamiento de los núcleos de hidrógeno contenidos en la formación. En ausencia de un campo magnético aplicado, la población total de núcleos comporta iguales cantidades de protones con momento angular o “espín” positivo y negativo. El hecho de aplicar un fuerte campo magnético conduce a alinear la mayoría de los espines en la dirección del campo aplicado. Después de un lapso suficiente, se quita el campo de excitación y los espines que han sido desplazados pueden retornar a su estado normal según un proceso exponencial que es analizado por la herramienta. El tiempo de relajación es función de la cantidad de energía que puede ser comunicada por el protón al medio ambiente que lo rodea. Los núcleos de matriz, arcillas y aguas de arcillas tienen un tiempo de relajación muy corto, debido a la fuerte cohesión que los une; la amplitud de su contribución desaparece antes que empiece el ciclo de medición de la herramienta. En general, la única señal que se puede observar después de cierto lapso se debe a los fluidos libres, la cual conduce a la medición del parámetro FFI. La herramienta NML tiene una aplicación exclusiva en pozo abierto, con diámetros menores de 10” y permite obtener registros continuos y por estaciones. No es afectada por las litologías complejas y puede proporcionar en este caso una excelente evaluación de porosidad, mientras que los registros de densidad y neutrón se ven seriamente afectados por los minerales presentes.
13. HERRAMIENTA DE ECHADOS
Las herramientas de echados revisten particular importancia para la determinación de los aspectos geológicos de las rocas del subsuelo. Esta medición procesada por computadora, proporciona al geólogo datos que, una vez integrados con las demás información geológica local de superficie y del subsuelo, permiten efectuar interpretaciones de tipo estructural (fallas, pliegues) y de tipo estratigráfico (intensidad y tipo de estratificación, discordancias, ambientes de depósitos, cambios verticales de facies) así como estudios de fracturamiento.
PRINCIPIOS DE MEDICION Las herramientas de echados han evolucionado considerablemente a lo largo del tiempo, proporcionando mayor precisión y resolución en la medición. Consta de cuatro brazos, formando dos sistemas independiente, perpendiculares entre sí, que se cierran y se abren de acuerdo a la sección del pozo. Cada brazo lleva en su extremo un patín provisto de uno o varios electrodos que permite registrar curvas de micro resistividad con una frecuencia elevada del muestreo. Aunque tres curvas de micro resistividad forman el conjunto mínimo para definir un plano de estratificación, las herramientas HDT proporcionan cuatro, para asegurar cierta redundancia horizontal, mientras que las herramientas SHDT suministran ocho curvas de correlación, o sea dos por patín. El patín No. 1 dispone de un electrodo adicional que permite corregir efectos de aceleración de la herramienta. El desplazamiento entre los eventos de correlación observados en las curvas de micro resistividad, permite determinar la magnitud del echado de los planos de estratificación. La orientación en el espacio se logra mediante sistemas direccionales de tipo mecánico (HDT) o un conjunto de acelerómetro y magnetómetros (SHDT). Es necesario contar con mediciones precisas del diámetro del agujero en la resolución de las ecuaciones trigonométricas que determinan el echado de formación. El procesamiento de la información requiere inicialmente la correlación de todas las combinaciones posibles de tres curvas de resistividad, mediante programas de computadora, ya sea por funciones matemáticas (CYBERDIP, CLUSTER) o por un sistema elaborado de reconocimiento de las características geométricas de las curvas de micro resistividad (GEODIP).
De acuerdo al valor de los diferentes algoritmos del programa de correlación, se logra obtener un detalle de resultados, adecuado a las condiciones de la formación o a la necesidad de la interpretación. Los procesamientos CYBERDIP, CLUSTER (HDT) o DIP2, MSD (SHDT) son principalmente de aplicación estructural, mientras que las computaciones GEODIP (HDT) y DUALIP (SHDT) están enfocadas hacia estudios de tipo estratigráfico.
ANÁLISIS ESTRATIGRAFICO La gran capacidad de muestreo de las herramientas de echado (hasta 120 mediciones por pie de pozo con la herramienta SHDT) les confiere una excelente resolución vertical, por lo que se prestan particularmente a los estudio de tipo estratigráfico. Con los procesamientos GEODIP, se ha logrado obtener una cantidad considerable de información sobre las características sedimentarias de las formaciones. Además de la presentación de los resultados de echado, el comportamiento mismo de las curvas de micro resistividad es de particular interés para la interpretación.
14. HERRAMIENTA DE ENFOQUE MICROESFERICO (MSFL) El MSFL fue diseñado para proveer buenos valores de Rxo para la mayor parte de espesor de revoque a invasiones de fluido.
PRINCIPIO DE MEDICION El MSFL es un arreglo de electrodos del tipo SFL en pequeña escala montados en una sólida almohadilla (patín) opuesta a un brazo calibrador. El principio es el mismo que el del SFL de la herramienta DIT. Una corriente de medida es enviada hacia la formación a través del electrodo A0. Una fracción I1 de esta corriente es la “compensadora”que retorna al electrodo A1. el complemento I0 (corriente de medida) retorna a la placa superior del patín y al cuerpo de la sonda.
Se ajusta de tal manera que: VM1 – VM0 = Vref y VM1 – VM2 = 0 Luego la resistividad medida es: K Vref R MSFL = I0
Si el revoque no es demasiado espeso, menor ¾ de pulgada la corriente I0 dependerá principalmente de la resistividad de la formación.
Por el contrario I1 dependerá
esencialmente del espesor del revoque y de su resistividad. Un buen contacto de la almohadilla con la pared del pozo previene cualquier influencia directa del lodo sobre la medida. Por lo tanto la única corrección del pozo es la del efecto de revoque. La definición vertical del MSFL es del orden de 6 pulgadas. De allí que el efecto de capas adyacentes no es apreciable. Dado que la profundidad de investigación esta limitada a unas pocas pulgadas, la lectura del MSFL, en capas permeables, está solo influenciada por Rxo y Rmc. Finalmente, en la mayoría de los casos, después de la corrección del revoque R MSFL Puede ser considerado como Rxo. Durante el primer paso de la “calibración antes del registro” se desconectan los circuitos dentro del pozo y todos los errores electrónicos se cancelan para leer cero. En el paso próximo una resistencia de precisión simula una conductividad de la formación de 1.000 mmho/m y la ganancia del CSU se ajusta para leer este valor. La calibración del calibre se hacen usando dos anillos de diámetro conocido (usualmente 8” y 12”). El sistema CSU computa un desplazamiento y una ganancia que cuando se aplican al valor medido producen la lectura correcta. La calibración después del registro verifica las derivas electrónicas de todas las medidas.
15. HERRAMIENTA DE MICRO-PERFIL (ML) Este dispositivo micro-resistivo se desarrolló como un medio para la determinación precisa de capas permeables a través de la detección de presencia de revoque. El micro perfil se registraba con una herramienta MPT que está volviéndose obsoleta y esta siendo reemplazada por el PCM que es combinable solo con la nueva generación de herramientas (Herramientas CCS).
PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO Se trata de un dispositivo no enfocado que tiene tres pequeños de electrodos alineados (del tipo botón), espaciados una pulgada entre sí y montados en una almohadilla (patín) de goma y llena de fluido. Este patín se aprieta contra la pared del pozo por medio de un sistema de brazo hidráulico para evitar lectura de lodo. A través del electrodo A se emite hacia la formación una corriente constante. Se hace dos medidas simultaneas de la resistividad: • una medición normal usando M2 espaciado dos pulgadas. Esta medición
es llamada “micro-normal” • una medición lateral usando los electrodos M1 y M2 espaciando una
pulgada entre sí. Esta medición lateral es denominada “micro-inversa”
INTERPRETACION La resistividad del revoque generalmente más pequeña que la resistividad invadida cercana al pozo. La curva micro-normal de dos pulgadas tiene una profundidad de investigación mayor que la micro-inversa. Es por lo tanto menos influenciada por el revoque y lee una resistividad mayor, produciendo una separación “positiva” frente a una zona permeable cuando el revoque está presente. La calibración de la herramienta ML se hace de la misma manera que las herramientas MSFL
16. HERRAMIENTA DE PROPAGACIÓN ELECTROMAGNÉTICA (EPT)
Esta herramienta esta diseñada para medir el tiempo de propagación (T pl) y l a atenuación del (Δ t)en una onda electromagnética que viaja a través de la formación. El tiempo de propagación en el agua es completamente distinto del de los hidrocarburos y es poco afectado por su salinidad. Por lo tanto la herramienta provee un método para evaluar saturaciones de hidrocarburos relativamente independientes de la salinidad del agua. La herramienta está limitada a pozos abiertos.
Sus principales aplicaciones se
encuentran en aquellos lugares donde las resistividades de la formación son difíciles de interpretar en términos de saturación de hidrocarburos debido a la baja salinidad de las aguas de formación, variación de la salinidad con la profundidad, efectos inusuales de la arcillosidad o tamaño de los granos o debido a espesores muy finos de capas. La herramienta puede ser corrida en combinación con las herramientas de litodensidad (LTD), neutrón compensado (CNT), rayos-Gamma (GR) y micro-perfil, en una sola corrida en el pozo. Esta combinación provee información sobre saturaciones de hidrocarburos, zonas gasiferas, porosidades, litología y arcillosidad de la formación.
PRINCIPIO DE MEDICION La constante dieléctrica (
)es
uno de los principales factores que determinan la
velocidad de propagación de una onda electromagnética a través de un material. La constante dieléctrica de un medio es inversamente proporcional a la fuerza con que se atraen dos cargas eléctricas de signos opuestos sumergidas en ese medio. La constante dieléctrica de un medio es proporcionar al momento dipolar eléctrico por unidad de volumen. En un medio dado pueden haber diferentes efectos: 1)Electrónico. 2)Iónico.3) Interfacial. 4)Dipolar El efecto electrónico se debe al desplazamiento de las nubes electrónicas de los átomos y se verifica a frecuencia óptica. Los efectos iónicos e interfaciales se deben a movimientos y desplazamientos de iónes y están restringidos a bajas frecuencias. El efecto dipolar se debe a dipolos eléctricos permanentes que se orientan en la dirección de un campo eléctrico externo.
DESCRIPCIÓN DE LA HERRAMIENTA
Los censores están montados sobre un patín que se apoya contra la pared del pozo. La herramienta actual posee dos transmisores y dos receptores y utilizan un método similar a los equipos de sónico para computar el tiempo de propagación entre los dos receptores. El transmisor T, genera una onda electromagnética y se mide la diferencia en los dos tiempo de viaje entre R 2 y R 1
luego el transmisor T2 genera una onda
electromagnética y se mide el tiempo entre R 1 y R 2 . La secuencia se repite durante el registro y se calcula el tiempo promedio de ambos modo de transmisión.
Simple
consideraciones geométricas muestran que con este método se eliminan los efectos de primer orden de revoque y de la inclinación de la sonda. La frecuencia de la onda electromagnética generada es de 1.1 GHz. Las medidas del tiempo son del orden de los Nanosegundos. La diferencia de fases entre las ondas que llegan a ambos receptores en cada modo de transmisión es proporcional al tiempo de propagación (TPL). Otras medidas que se efectúan son las de amplitudes de las señales en ambos receptores, con lo cual se puede calcular la atenuación, Δ t , de la propagación en Db/metro. La distancia entre los receptores es de 4cm. Lo que asegura una excelente resolución vertical. La frecuencia utilizada y el pequeño espaciamiento determina que se investigue las propiedades de la zona invadida. Por lo tanto, las saturaciones que se obtiene con el EPT corresponden a las regiones adyacentes al pozo. En lodos a base de petróleo el tiempo de propagación a través del fluido del pozo puede ser menor al de la formación, por lo tanto no se puede utilizar la herramienta EPT con esos lodos.
17. PERFIL DE REFERENCIA SÍSMICA (WST) La herramienta WST sirve de auxilio a todos los procesos de exploración sísmica; brevemente puede decirse que el principio de la exploración sísmica es que en la superficie se detona una carga la cual genera ondas sónicas. Estas ondas sónicas viajan a través de la formación y al conseguirse con fases de cambios de densidad esa interfase genera una reflexión de la onda, entonces colocándose algunos censores de energía sónica a
determinadas distancias se puede medir el tiempo de transito que la onda tardó en llegar a la superficie de refracción y volver a subir. El problema aquí existente es que no se sabe con exactitud a que profundidad se produjo la refracción, lo cual es muy importante porque cuando se vaya a perforar un pozo, mediante ésta se puede estimar a que profundidad van a ocurrir los posibles cambios de formación. Una sección sísmica es un plano vertical en el que se representan los dos diferentes reflectores. Un reflector es una superficie de discontinuidad entre dos capas en la cual se refleja parte de la energía sónica incidente. En lugar de indicarse profundidades se indican los tiempos de ida y vuelta que tarda el sonido desde que es generado en la superficie hasta ser detectado nuevamente en superficie, luego de haberse reflejado en una determinada profundidad.
Identificado los reflectores se construyen los mapas sísmicos que son
similares a los mapas estructurales pero con líneas Iso-tiempo en lugar de Iso-profundidad. Un pulso de sónico generado en superficie y luego reflejado en una discontinuidad y solamente en una, al ser detectado posteriormente en un detector se denomina primario. Las señales que sufren varias reflexiones intermedias antes de ser detectadas se denomina múltiples. Los perfiles están registrados en escalas de profundidad y una calibración profundidadtiempo que puede ser aplicada a los resultados de sísmicas. Las principales aplicaciones que se derivan para sísmicas de la técnica de perfilaje son: a) proveer una escala continua de referencia tiempo-profundidad b) comparar los reflectores que se obtienen con las técnicas sísmicas de reflexión con los resultados de un sismo grama sintético generado a partir de datos de perfiles en el pozo. c) Generar una tasa sísmica a partir de las ondas de sonido recibidas en un geófono que se estacionan dentro del pozo a diferentes profundidades (Perfil Sísmico Vertical)
DESCRIPCIÓN DE LA HERRAMIENTA El equipo de superficie consiste en: un sistema de control, un sistema registrador, un compresor de aire, una pistola neumática, un hidrófano y geofonos de superficie.
El equipo de pozos consiste de un dispositivo de anclaje, un sistema hidráulico de alta presión, un geofono y un amplificador.
PRINCIPIO DE MEDICION Primeramente lo que se hace es bajar la sonda en el pozo y mediante sistema de anclaje se pega la sonda a la pared del pozo, en el momento en que se está listo se hace un disparo con una pistola neumática la cual genera un pulso de sonido en la superficie al mismo tiempo se activa un contador de tiempo. El contador de tiempo está funcionando hasta el momento en que la sonda que está en el fondo del pozo detecte la llegada del sonido, o sea que la primera onda que llega desactiva el contador de tiempo, y de esa manera se puede medir el tiempo que tardó el sonido desde el momento en que salió de la fosa hasta el momento que llegó a la sonda. Normalmente se hacen varios disparos con el geofono a la misma profundidad para controlar la consistencia de los resultados y para eliminar ruidos. Cada señal tiene superpuesto un porcentaje de ruido; al sumar las señales de una misma profundidad se logra enfatizar las lecturas reales y reducir los ruidos, pues esto tienen un carácter aleatorio. También se agrega en la presentación final un disparo individual representativo para cada profundidad. Se puede observar que debido a los ruidos el tiempo calculado por el computador no necesariamente coincide entre el disparo individual y el resultado de apilamiento. Esto es evidente a 1660 pies.
APLICACIONES Y USOS a) Generación de Geográmas o Sismo gramas sintéticos. Se define como reflector
una superficie donde se producen cambios en las
propiedades del medio que originan que parte de la energía incidente se refleje. b) Estimar interfases adicionales que están por debajo de la profundidad total del pozo. Debido a que las ondas viajan en forma esféricas existen ondas que bajaran hasta formaciones que no han sido atravesadas por el pozo, siendo reflejadas parcialmente por una interfase y vuelven a subir hasta el detector. Entonces de esta manera el detector estará recibiendo información de formaciones que no han sido atravesadas por el pozo (hace falta una computadora para poder
interpretar esa información adecuadamente debido al gran número de cálculos que ellos representan.
18. HERRAMIENTA NEUTRONICA (SNP) Son Herramientas diseñadas con el propósito de delimitar, formaciones porosas y determinar su porosidad total. La curva responde principalmente al contenido de hidrógeno de las formaciones y en consecuencia, si las formaciones son limpias y sus poros están llenadas de agua o de petróleos las lecturas reflejan la porosidad total. La herramienta SNP está diseñada para captar neutrones epitermales, disminuye el efecto perturbador de elementos muy absorbentes de neutrones termales, como el cloro. Es la única herramienta que trabaja bien en pozos cuyos fluidos de formación es gas. El equipo SNP tiene un panel de control que realiza automáticamente la mayoría de las correlaciones necesarias por los efectos del hoyo. Por el hecho de ser una herramienta direccional y que se apoyan en las paredes del hoyo, las únicas correcciones necesarias serán por efecto del revoque y la litología. El espesor del revoque se obtiene directamente de la curva de calibración que se registran simultáneamente con el perfil.
PRINCIPIO DE MEDICION Una fuente radiactiva colocada en la sonda, emite neutrones de alta energía hacia las formaciones.
Los neutrones en su viaje a través de las formaciones, experimentan
numerosas colisiones con los núcleos de los átomos presentes, perdiendo en cada choque una parte de su energía, que dependerá de la masa relativa del núcleo con el cual choca. La mayor parte de energía la sufrirán cuando choquen con un núcleo cuya masa sea igual a la del neutrón, es decir, con núcleos de hidrógenos. De esta manera la energía perdida dependerá de la cantidad de hidrógeno en la formación.
19. HERRAMIENTAS PARA UN PERFIL DE INDUCCIÓN (IEL)
Fueron diseñadas para medir la receptividad de la formación operando en pozos que tienen lodo a base de petróleo. Las sondas de inducción consisten en un sistema de varias bobinas transmisoras y receptoras. A la bobina transmisora se envía corriente alterna de intensidad constante y de alta frecuencia. El campo magnético que se produce induce corriente secundaria en las formaciones. Las corrientes fluyen en la formación en forma de círculos (anillos) coaxiales con la bobina transmisora. El perfil de inducción opera mejor cuando el fluido del pozo no es conductor, aún en aire o gas. Pero el aparato funciona perfectamente también cuando el pozo tiene lodo conductor siempre que éste no sea muy salado, que la formación no sea demasiado resistiva, y que el diámetro del pozo no sea muy grande.
HERRAMIENTAS QUE LO CONFORMAN • EL APARATO 6FF40 INDUCTIVO-ELECTRICO (IES)
Tiene un dispositivo inductivo enfocado de seis bobinas con un espaciamiento nominal de 40 pulgadas (1 metro), un dispositivo norma de 16 pulgadas y un electrodo de Sp. • EL APARATO 6FF28, INDUCTIVO ELECTRICO (IES)
Es un aparato de menor tamaño para uso en pozos de poco diámetro. Es una versión más pequeña que el 6FF40 con un espaciamiento entre bobinas de 28 pulgadas, un dispositivo normal de 16 pulgadas y un electrodo Sp. • EL APARATO DOBLE INDUCCIÓN – LATEROPERFIL 8 (DIL)
Usa un dispositivo de inducción de investigación profunda, un dispositivo inductivo de investigación mediana, un lateroperfil y un electrodo de Sp. • EL APARATO COMBINADO ISF/Sónico
Tiene un dispositivo inductivo de investigación profundo, similar al 6FF40, el perfil de enfoque esférico, un Sp que puede ser corregido electrónicamente para eliminar interferencias.
20. HERRAMIENTAS MICRO-RESISTIVA Las herramientas micro-resistiva permiten medir Rxo (resistividad de la zona lavada) y delimitar las capas permeables mediante la detección del revoque del lodo. La lecturas de micro-resistividad Rmc y su espesor hmc además el revoque puede ser anisotrópico, presentando una resistividad menor a la dirección paralela de la pared del pozo que en el sentido perpendicular (atravesando el revoque). Esta anisotropía incrementa el efecto del revoque sobre las mediciones micro-resistiva de tal manera que el revoque efectivo o eléctrico es más grande que aquel indicado por un calibrador.
EQUIPOS QUE LA CONFORMAN Actualmente existe un aparato combinado con dos almohadillas (patines) montadas en lados opuestos.
Una lleva los electrodos del microperfil y la otra los del
microlateroperfil ó perfil de proximidad según las condiciones de revoque. • HERRAMIENTA DE MICROPERFIL (ML)
El aparato de microperfil mide con 2 dispositivos de espaciamiento corto de diferente profundidad de investigación, la resistividad de un volumen muy pequeño de formación y revoque inmediatamente adyacente al pozo. Así se detecta fácilmente la presencia de revoque, la existencia en zonas invadidas y por lo tanto los intervalos permeables. En el perfil del lodo siempre se baja la sonda del microperfil al pozo con los brazos cerrados: la almohadilla, normalmente, no hará contacto continuo con la pared del pozo excepto en el caso de pozos con diámetro menor de 8” por lo cual leerá mayormente la resistividad del lodo. • HERRAMIENTA DE MICROLATEROPERFIL (MLL)
Un electrodo pequeño Ao y tres electrodos circulares concéntricos están embutidos en una almohadilla de goma aplicada contra la pared del pozo. Por el electrodo Ao se emite una corriente constante Io. En la medición según las pruebas de laboratorio, la formación no contaminada casi no ejerce influencia sobre la lectura del microlateroperfil siempre que la invasión exceda de 3 a 4 pulgadas (7,5 – 10 centímetros). El espesor del
revoque (hmc) es despreciable hasta 3/8 de pulgada, pero su efecto aumenta marcadamente para espesores mayores. • HERRAMIENTA DE PROXIMIDAD (PL)
El aparato de proximidad es similar al aparato del microlateroperfil. Los electrodos están montados sobre una almohadilla más ancha la cual es aplicada sobre la pared del pozo, el sistema es enfocado automáticamente por electrodos monitores. En la medición del diseño de la almohadilla y electrodos es tal, que el revoque isotrópicos de hasta ¾ de pulgada tiene poco efecto sobre las mediciones. Si la invasión es somera, el valor de R 1 influye en la lectura del dispositivo. La resistividad medida se expresa así: R p1 = J (d1) R xo + (1 – J (d1)) R 1 Donde J(di) es el factor seudo geométrico de la zona invadida. El valor de J(di) como función del diámetro es aproximado ya que J(di) depende, también del diámetro del pozo y de la razón R xo/R 1 Al ser di mayor de 40 pulgadas, J(di) tiene un valor cercano a la unidad y consecuentemente R PL será casi igual a R xo. Si di en menor de 40 pulgadas R PL está entre R xo y R 1 generalmente mucho más cercano a R xo. Solamente cuando la invasión es muy somera R PL es prácticamente igual a R 1. • HERRAMIENTA DE DOBLE LATEROPERFIL (DIL)
La corriente de medición de todo lateroperfil debe atravesar el lodo y la zona invadida para llegar a la zona no contaminada, de manera que lo medido es una combinación de varios efectos.
Al haber una sola medición de
resistividad, se debe conocer el perfil (profile) de invasión y R xo para poder calcular R t. La necesidad de hacer una segunda medición, con diferentes profundidades de investigación, dio origen a los aparatos del tipo doblelateroperfil-rayos-Gamma. En una de sus formas, este aparato registra, en forma secuencial los dos lateroperfiles en otra versión lo hace simultáneamente. Para obtener la
información sobre R xo, se han añadido una curva SFL. Ambas versiones registran a la profundidad correcta, una curva de rayos-Gamma simultáneamente con una curva de resistividad.
Así mismo se puede
registrar la curva SP. Al usar electrodos de compensación de mayor longitud efectiva y con mayor espaciamiento, la curva LLd (lateroperfil profundo) tiene mayor profundidad de investigación que el LL-7 y LL-3. La curva LLs (lateroperfil somero) utiliza los mismos electrodos de manera distintas para obtener un haz de corriente del mismo espesor al LLd-24” pero una profundidad menor entre la escala del LL-7 y el LL-8. • HERRAMIENTA DE ENFOQUE ESPERICO (SFL)
Las herramientas SFL forma parte de la combinación ISF/Sónico y su diseño fueron motivado para tener una curva mejor que la normal de 16 pulgadas y la LL-8 como acompañante de poco espaciamiento al perfil de inducción de investigación profunda. Los dispositivos comunes de resistividad se basan en el concepto de que las corrientes se radian con igual intensidad en todas las direcciones en medios homogéneos e isotrópicos. Cuando este modelo esférico de distribución de la corriente sufre distorsión debido, por ejemplo, a la presencia del pozo, es necesario hacer correcciones mediante curvas de corrección especiales. El SFL utiliza corrientes de enfoque para imprimir una zona aproximadamente esférica a las superficie equipotenciales sobre una amplia gama de variables de pozo. Las escalas lineales de resistividad, usadas al principio para los interoperfiles, eran poco apropiadas para registrar la amplia gama de mediciones, característica de estos aparatos. Aún se utilizan, a veces, escalas lineales, pero para trabajos cuantitativos, estas han sido sustituidas por escalas comprimidas del tipo híbrido o logarítmico. La escala híbrida, usada por vez primera para el LL-3, presenta la resistividad en forma lineal en
la mitad de la izquierda de la pista
correspondiente del perfil y la conductividad en forma lineal, en la mitad de la derecha. De esta manera fue posible que un solo galvanómetro pudiera registrar todas las resistividades desde el cero, hasta el infinito.
La escala logarítmica, introducida para el aparato de doble inducción, fue adoptada también para los latero perfiles y los SFL. Combina su lectura fácil y gran detalle en bajas resistividades con una amplia gama de valores y además, permite interpretaciones de tipo gráfico.
CONCLUSIÓN
Las Herramientas para la Evaluación de Formaciones nos permiten obtener con bastante precisión a través de los registros, las características Petrofísicas de las formaciones (porosidad ( Ø ), litología mineralogía, arcillosidad y la distinción entre gas y petróleo). La porosidad la podemos obtener a través de la Herramientas de Densidad Neutrónicas y Sónicas. El uso apropiados de la Herramientas de rayos-Gammas en combinación con las Herramientas de Porosidad, permiten determinar el volumen del mineral arcilloso presente y proporciona información para un mejor cálculo de las Propiedades Petrofísicas de las formaciones. La combinación de Herramientas de Densidad y Neutrónicas nos da una clara distinción de lo que es gas o líquidos. Las Herramientas de Rayos-Gamma Espectral nos pueden dar resultados confiables del contenido de arcilla de la formación. A través de las Herramientas de Inducción, Micro Esférica, Proximidades, Microperfil, Microlateroperfil, Doblelateroperfil podemos obtener la resistividad de la zona de interés, ya que es un parámetro sumamente importante en las evaluaciones petrofísicas de las formaciones.
