Índice INTRODUCCIÓN ................................................ .......................................................................... .................................................... .......................... 4 1 HERRAMIENTAS DE ENFOQUE ESFÉRICO ...................................... .................................................. ............ 4 1.1 PRINCIPIO DE OPERACIÓN.............................................................................. 6 1.2 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DESVENTAJAS ............................................................................ 7 1.3 FACTORES QUE AFECTAN LA MEDICIÓN....................................................... 8 1.4 TIPOS DE AGUJEROS A UTILIZAR ................................................................... 8
2 HERRAMIENTA DOBLE INDUCCIÓN ................................................. ............................................................ ........... 10 10 2.1 PRINCIPIO DE OPERACIÓN............................................................................ 11 2.2 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DESVENTAJAS .......................................................................... 14 2.3 FACTORES QUE AFECTAN LA MEDICIÓN..................................................... 14 2.4 TIPOS DE AGUJEROS A UTILIZAR ................................................................. 15 2.5 ESPECIFICACIONES ESPECIFICACIONES DE LA HERRAMIENTA HERRAMIENTA.................................................. 15
3 HERRAMIENTA MICROLOG ............................. ...................................................... ............................................. .................... 15 3.1 APLICACIONES APLICACIONES ................................................................................................ 17 3.2 PRINCIPIO DE OPERACIÓN............................................................................ 17 3.3 CARACTERÍSTICAS SOBRESALIENTES DE ESTE REGISTRO ..................... 20 3.4 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DESVENTAJAS .......................................................................... 21 3.5 FACTORES QUE AFECTAN LA MEDICIÓN..................................................... 22 3.6 TIPOS DE AGUJEROS A UTILIZAR ................................................................. 22
4 HERRAMIENTAS MICROENFOCADAS.................................................. ......................................................... ....... 23 4.1 MICROLATEROLOG MICROLATEROLOG (MLL). ............................................................................. 23 4.1.1 4.1.2 4.1.3 4.1.4
Principio de operación ......................................................................................... 23 Ventajas y desventajas ........................................................................................ 25 Factores que afectan la medición .................... ............................. ................... ................... .................. .................. ............... ...... 25 Tipos de agujeros a utilizar ....................... ................................ .................. .................. .................. ................... ................... ............. .... 25
4.2 PROXIMIDAD PROXIMIDAD (PL). ........................................................................................... 25 4.2.1 4.2.2 4.2.3 4.2.4
Principio de operación ......................................................................................... 25 Ventajas y desventajas ........................................................................................ 26 Factores que afectan la medición .................... ............................. ................... ................... .................. .................. ............... ...... 27 Tipos de agujeros a utilizar ....................... ................................ .................. .................. .................. ................... ................... ............. .... 27
4.3 MICROESFÉRICO MICROESFÉRICO ENFOCADO (MSFL). ......................................................... 27 4.3.1 4.3.2
Principio de operación ......................................................................................... 27 Ventajas y desventajas ........................................................................................ 28
4.3.3 4.3.4
Factores que afectan la medición ................... ............................ .................. .................. .................. ................... ................. ....... 29 Tipos de agujeros a utilizar ....................... ................................ .................. .................. .................. ................... ................... ............. .... 29
5 HERRAMIENTA FLUXVIEW ............................................... ......................................................................... .............................. 32 5.1 CARACTERÍSTICAS CARACTERÍSTICAS......................................................................................... 33 5.2 APLICACIONES APLICACIONES ................................................................................................ 33 5.3 BENEFICIOS .................................................................................................... 33 5.4 ESPECIFICACIONES ESPECIFICACIONES DE LA HERRAMIENTA HERRAMIENTA.................................................. 34
6 REGISTRO DE INDUCCIÓN (IL) ................................................ .................................................................... .................... 35 6.1 PRINCIPIO DE MEDICIÓN. .............................................................................. 35 6.2 DISPOSITIVOS DISPOSITIVOS DE INDUCCIÓN ...................................................................... 36 6.2.1 6.2.2 6.2.3 6.2.4
Dispositivos de doble inducción (DIL) .......... ................... .................. .................. .................. .................. ................... ............ 38 Dispositivos de inducción de investigación somera .................. ........................... .................. .................. ......... 38 Dispositivo de doble inducción fasorial (DIT) ................... ............................ .................. .................. .................. ......... 39 Otros registros de inducción ................................................................................ 39
6.3 CALIBRACIÓN CALIBRACIÓN DE LOS REGISTROS DE INDUCCIÓN ................................... 40 6.4 APLICACIONES APLICACIONES DE LOS LOS REGISTROS REGISTROS DE INDUCCIÓN INDUCCIÓN ................................. 41 6.5 FACTORES QUE AFECTAN UNA MEDICIÓN INDUCTIVA.............................. 42 6.5.1 6.5.2 6.5.3 6.5.4
Efecto de piel o efecto pelicular. .................. ........................... .................. .................. .................. .................. ................... ............ 42 Inductancia Mutua. ............................................................................................... 42 Deconvolución. ..................................................................................................... 43 Factor Geométrico. .............................................................................................. 43
6.6 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DESVENTAJAS .......................................................................... 44 6.7 TIPOS DE AGUJEROS A UTILIZAR ................................................................. 45
7 REGISTRO DE POROSIDAD NEUTRÓN ................................... ....................................................... .................... 46 7.1 PRINCIPIO DE MEDICIÓN. .............................................................................. 47 7.2 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DESVENTAJAS .......................................................................... 48 7.3 FACTORES QUE AFECTAN LA MEDICIÓN..................................................... 49 7.4 TIPO DE AGUJEROS A UTILIZAR ................................................................... 50 7.5 HERRAMIENTAS HERRAMIENTAS DE POROSIDAD POROSIDAD NEUTRÓN ............................................... 50 7.5.1 7.5.2 7.5.3 7.5.4
Herramienta de registro de neutrones compensada (CNL) .................. ........................... ............... ...... 50 Sonda Altamente Integrada de Rayos Gamma Gamm a Neutrón (HGNS) ...................... ........................ 50 Herramienta de porosidad neutrón compensado SlimXtreme (QCNT) ............... ............... 50 Herramienta de Porosidad de la Formación en Pozo Entubado (CHFP) ............ ............ 50
8 RADIACTIVIDAD NATURAL N ATURAL ........................................................................ ............................................................................ 52 52 8.1 RADIACTIVIDAD RADIACTIVIDAD............................................................................................... 52 8.2 NÚCLEOS Y NÚCLIDOS O NUCLEÍDOS. ........................................................ 54
4.3.3 4.3.4
Factores que afectan la medición ................... ............................ .................. .................. .................. ................... ................. ....... 29 Tipos de agujeros a utilizar ....................... ................................ .................. .................. .................. ................... ................... ............. .... 29
5 HERRAMIENTA FLUXVIEW ............................................... ......................................................................... .............................. 32 5.1 CARACTERÍSTICAS CARACTERÍSTICAS......................................................................................... 33 5.2 APLICACIONES APLICACIONES ................................................................................................ 33 5.3 BENEFICIOS .................................................................................................... 33 5.4 ESPECIFICACIONES ESPECIFICACIONES DE LA HERRAMIENTA HERRAMIENTA.................................................. 34
6 REGISTRO DE INDUCCIÓN (IL) ................................................ .................................................................... .................... 35 6.1 PRINCIPIO DE MEDICIÓN. .............................................................................. 35 6.2 DISPOSITIVOS DISPOSITIVOS DE INDUCCIÓN ...................................................................... 36 6.2.1 6.2.2 6.2.3 6.2.4
Dispositivos de doble inducción (DIL) .......... ................... .................. .................. .................. .................. ................... ............ 38 Dispositivos de inducción de investigación somera .................. ........................... .................. .................. ......... 38 Dispositivo de doble inducción fasorial (DIT) ................... ............................ .................. .................. .................. ......... 39 Otros registros de inducción ................................................................................ 39
6.3 CALIBRACIÓN CALIBRACIÓN DE LOS REGISTROS DE INDUCCIÓN ................................... 40 6.4 APLICACIONES APLICACIONES DE LOS LOS REGISTROS REGISTROS DE INDUCCIÓN INDUCCIÓN ................................. 41 6.5 FACTORES QUE AFECTAN UNA MEDICIÓN INDUCTIVA.............................. 42 6.5.1 6.5.2 6.5.3 6.5.4
Efecto de piel o efecto pelicular. .................. ........................... .................. .................. .................. .................. ................... ............ 42 Inductancia Mutua. ............................................................................................... 42 Deconvolución. ..................................................................................................... 43 Factor Geométrico. .............................................................................................. 43
6.6 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DESVENTAJAS .......................................................................... 44 6.7 TIPOS DE AGUJEROS A UTILIZAR ................................................................. 45
7 REGISTRO DE POROSIDAD NEUTRÓN ................................... ....................................................... .................... 46 7.1 PRINCIPIO DE MEDICIÓN. .............................................................................. 47 7.2 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DESVENTAJAS .......................................................................... 48 7.3 FACTORES QUE AFECTAN LA MEDICIÓN..................................................... 49 7.4 TIPO DE AGUJEROS A UTILIZAR ................................................................... 50 7.5 HERRAMIENTAS HERRAMIENTAS DE POROSIDAD POROSIDAD NEUTRÓN ............................................... 50 7.5.1 7.5.2 7.5.3 7.5.4
Herramienta de registro de neutrones compensada (CNL) .................. ........................... ............... ...... 50 Sonda Altamente Integrada de Rayos Gamma Gamm a Neutrón (HGNS) ...................... ........................ 50 Herramienta de porosidad neutrón compensado SlimXtreme (QCNT) ............... ............... 50 Herramienta de Porosidad de la Formación en Pozo Entubado (CHFP) ............ ............ 50
8 RADIACTIVIDAD NATURAL N ATURAL ........................................................................ ............................................................................ 52 52 8.1 RADIACTIVIDAD RADIACTIVIDAD............................................................................................... 52 8.2 NÚCLEOS Y NÚCLIDOS O NUCLEÍDOS. ........................................................ 54
8.3 INTERACCIÓN DE LA RADIACIÓN CON LA MATERIA ................................... 55 8.3.1
CONSTANTE DE DESINTEGRACIÓN .................. ........................... .................. .................. .................. .................. ......... 55
8.4 RADIACIÓN GAMMA ........................................................................................ 55 8.4.1
EL FACTOR DE ATENUACIÓN .......................................................................... 55
8.5 PERFIL DE RADIACION GAMMA ..................................................................... 55 8.5.1 8.5.2
MEDICIÓN DE LA RADIACIÓN GAMMA ............... ........................ .................. .................. .................. .................. ......... 55 USOS DEL PERFIL DE RADIACIÓN GAMMA .................. ........................... .................. .................. ............... ...... 55
CONCLUSIÓN ................................................ .......................................................................... .................................................... .............................. 56 BIBLIOGRAFÍA .................................................. ............................................................................ .................................................. ........................ 57
INTRODUCCIÓN
1
HERRAMIENTAS D DE E ENFOQUE E ESFÉRICO
Una modificación de los registros de corriente enfocada es el Registro de Enfoque Esférico (SFL). Tiene una profundidad de investigación más somera que el Laterolog 8 ó que la normal corta, a los que sustituye con ventaja, eliminando en su mayor parte los efectos de agujero que afectan a registros de este último últ imo tipo. El equipo subsuperficíal subsuperfic íal con que se toma este registro, va montado monta do en una sonda mediante la cual se pueden tomar simultáneam ente los registros de inducción, potencial natural compensado por ruido, y un registro acústico (véase apéndice A y B). Tiene una profundidad de investigación más somera que el LL8, elimina efectos de agujero. Utiliza un sistema de enfoque esférico en el cual se producen caídas de potencial en el agujero, tales como las que ocurrirían ocurr irían si el agujero agujer o fuera parte de un medio homogéneo que tuviera la resistividad de la formación. Las superficies equipotenciales que se generan por este equipo no son completamente esféricas esféri cas (figura II.8), II.8) , de este modo se puede lograr que la profundidad de investigación sea somera. En esta herramienta se usa un sistema especial especia l de enfoque, por medio de éste, se producen caídas de potencial en el agujero. Con este sistema se corrige la distorsión de la distribución distribuc ión de potencial que ocurre con la normal corta cuando el medio no es homogéneo. Las superficies equipotenciales que produce esta sonda no son completamente esféricas, sin embargo, de este modo. El dispositivo SFL es capaz de conservar la Distribución potencial en la formación sobre una amplia gama de variables del pozo, incluso inclu so cuando un agujero conductor está presente. Para cumplir esto, el dispositivo SFL se compone de dos apartadps, y generalmente independiente, actual (Figura B14). La corriente de corte Sistema sirve para tapar el pozo y establecer Las esferas equipotenciales. El corriente io del sistema actual de la encuesta hace que una corriente de encuesta independiente fluya a través del volumen de la investigación; la intensidad de esta corriente es proporcional a la conductividad de la formación.
Fig. II.8. Esquema de las líneas de corriente del registro esférico enfocado
Comparativo de las herramientas Laterolog 3, Laterolog 7, Doble Laterolog y SFL7.
Fig. Diagrama de electrodos de la herramienta SFL y representación esquemática de las corriente de medición ( i o) (líneas discontinuas) y de la corriente de enfoque (i o) (líneas sólidas). La primera esfera está a unos 9 pulgadas del electrodo de corriente de la encuesta; El otro está a unos 50 pulgadas de distancia. Se mantiene un potencial constante de 2,5 mV entre estas dos superficies esféricas. Debido a que el volumen de formación entre estas dos superficies es constante (el espaciamiento del electrodo es fijo) y la caída de tensión es constante (2,5 mV), la resistividad de este volumen de formación puede determinarse midiendo el flujo de corriente.
1.1 Principio de operación La herramienta SFL mide la resistividad de la formación cerca de la pared del pozo y proporciona la medida somera de investigación para evaluar los efectos de la invasión de las medidas más profundas de resistividad. Esta es una herramienta de espaciamient o corto utilizada en la herramienta anterior del Phasor Inducción-SFL. El sistema de SFL difiere de anteriores herramientas enfocadas. Mientras los sistemas intentan enfocar la corriente en discos planares, el sistema SFL establece esencialmente corazas de potencial constante alrededor del electrodo de corriente.
La herramienta del SFL es hábil para mantener la distribución potencial esférica en la formación sobre un rango amplio de agujeros variables aun cuando un agujero conductivo este presente. Para acompañar a este arreglo, la herramienta del SFL está compuesto de dos sistemas de corriente separados e independientes ( Figura B14). El sistema de corriente de remolino sirve para taponar el agujero y establecer las esferas equipotenciales. El sistema de corriente de registración la causa una corriente independiente para fluir a través del volumen de investigación, la intensidad de esta corriente es proporcional a la conductividad de la formación. La herramienta del SFL consiste de electrodos de corriente-emisión, electrodos de corriente-retorno y electrodos de medida. Dos esferas equipotenciales alrededor de la fuente de corriente de la herramienta son establecidas. La primera esfera es de alrededor 9 pulgadas del electrodo de corriente y el otro está a 50 pulgadas de distancia. Un potencial constante de 2.5 mV se mantiene entre estas dos superficies esféricas. Por cuanto el volumen de formación entre estas dos superficies es constante (espaciamiento de electrodos es fijo) y la caída de voltaje es constante (2.5 mV), la resistividad de este volumen de formación puede ser determinada midiendo el flujo de corriente.
Funcionamiento de la herramienta SFL
1.2 Ventajas y desventajas
La herramienta de SFL, es muy efectiva cuando se la utiliza en agujeros perforados con lodos moderadamente conductivos, por ejemplo cuando Rmf/Rw >2.5. El enfoque vertical es bueno, valores confiables de Rt se pueden obtener donde el espesor de la capa es mayor a 12 pies. Por cuanto la herramienta actualmente mide la conductividad de la formación y luego lo convierte a valores de resistividad, los resultados son más precisos en zonas de baja resistividad.
La registración de tres curvas que investigan cantidades diferentes de volumen de la formación, nos permite estudiar los perfiles de invasión y donde la invasión es profunda para hacer las correcciones para obtener Rt.
1.3 Factores que afectan la medición En zonas de alta resistividad (conductibilidad baja), e.g. más de 250 ohmm, pueden ocurrir errores en las medidas.
1.4 Tipos de agujeros a utilizar La registración en pozos de diámetros grandes perforados con lodos salinos, debería ser evitada en particular en formaciones de alta resistividad. Señales de agujeros grandes se agregarán a las señales de la formación produciendo bajas señales aparentes de resistividad. Puesto que el dispositivo de Inducción produce sus señales induciendo un campo magnético en la formación, pueden correrse en pozos perforados con aire o en pozos perforados con lodos no conductivos. (El SFL requiere un camino conductivo a través del lodo de perforación y no puede estar presente en estos casos) . Una curva de Rayos Gamma normalmente registrada en lugar del SP. Las cartas de corrección están disponibles por cada compañía que registra para corregir por la influencia del agujero (diámetro y resistividad del lodo), espesor de la capa e invasión Se recomienda usar en Pozos No Conductivos, incluyendo Sistemas de lodo en base de agua dulce, Sistemas de lodo Inversos y pozos llenos de aire.
Uso de la herramienta SFL en un triple combo
2 HERRAMIENTA D DOBLE IINDUCCIÓN
La herramienta DIL-E tiene como objetivo medir Ct y por medio de un algoritmo calcular Rt. La herramienta doble inducción (DIL) se remonta a los años 70s, que dio pauta a la introducción de esta herramienta para substituir a la herramienta inductiva convencional (IRT-F), con objeto de operarse al igual que la anterior en lodos base aceite pero en rangos de resistividades mayores. A su vez con este sistema se introdujo la combinabilidad con la de rayos gama (GR) y la de sónico compensado de porosidad (BHC). A la fecha esta herramienta se sigue usando con más ariables y alcances de acuerdo a la necesidad requerida en el avance de la perforación de pozos petroleros.
2.1 Principio de operación La Bobina Transmisora se alimenta por la corriente que genera un circuito oscilador a frecuencia variable de 10, 20 o 40 KHz. Generando un campo magnético alrededor de la sonda, induciendo a la formación corrientes electromagnéticas que a su vez generan su propio campo magnético e inducen na señal o fuerza electromagnética en la Bobina Receptora a una distancia de 34” y 36” (ILD, ILM), cuya intensidad es directamente
proporcional a la conductividad de la formación.
Dicho de otra manera esta herramienta opera con tres frecuencias de acuerdo a la litología que atraviese el pozo. Al conectársela bobina transmisora con el circuito oscilador se generan las ondas electromagnéticas que tienen las siguientes características:
Frecuencia Amplitud Tiempo
Fig 8 Diagrama vectorial de acuerdo al principio de medición del sistema doble inducción. En la figura 8, se ve la generación de una corriente –campo –voltaje, lo cual se presenta en la bobina receptora. Los parámetros de conductividad medidos por la sonda y procesados para obtener la resistividad profunda-mediana (ILD, ILM) son consecuencia de los parámetros en las siguientes Bobinas Receptoras:
BR1 ->ILD BR6 -> ILM
ILD-> A través de una bobina transmisora, se induce una corriente electrónica en la formación por el campo magnético que genera la corriente inducida en la formación y es proporcional a su conductividad; una bobina receptora mide la orriente inducida de la formación y de ella se puede deducir la co nductividad. Su radio de investigación es de 40” y tiene un arreglo de 6 bobinas. ILM-> Su principio de medición es igual al del ILD, la diferencia radica en el radio de investigación de 34” y su arreglo de 8 bobinas.
SFL-> Una corriente Io se envía a la formación a través de un electrodo y bajo una diferencia de voltaje constante Vo, la cantidad de corriente que circula es proporcional a la conductividad de la formación. Fig 9.- Tabla comparativa para los parámetros ILD-ILM.
Parámetro Radio de Investigación Resolución 60"
7'
30"
5'
Son 5 pasos en el principio de medición, los cuales son:
1.-Conectar el sistema (sonda+ cartucho electrónico+ cartucho de telemetría +rayos gama +esférico enfocado). 2.-Energizar el sistema electrónicamente con un voltaje de 250 VCA. 3.-El sistema polariza las bobinas receptoras (BR). 4. -Se conecta la BT con el circuito oscilador a una f=20KHZ, aunque esta frecuencia varía de acuerdo al tipo de litología. 5.- Se obtiene un diagrama vectorial a partir de la generación de la corriente, un campo y finalmente el voltaje.
Configuración de la herramienta
En la figura se observa la configuración del sistema DIL-E constituido por una sonda inductiva, cartucho electrónico, sistema de telemetría, sonda de rayos gama, cabeza de acoplamiento y cable conductor.
Esta herramienta cuenta con:
Cable.- Tiene varias funciones durante la medición del sistema: Transmite la señal proveniente del cartucho hacia la superficie. Soporta el peso de toda la herramienta. Se mide la velocidad de la herramienta y la tensión a la que está sometida la herramienta. El cable si magnetiza cada 50 mts. para corregir los errores por efecto de enlongación. Cabeza .- Su función es la de acoplar el cable con el equipo de fondo. Sonda GR.- Es colocada en la parte superior para evitar el defasamiento de las curvas ILD-ILM respeto a la profundidad real.
Cartucho de Telemetría.- Sirve para defasar la señal.
Centradores stand off .- Mantiene la herramienta centralizada con el fin de que la distancia que existe entre el sensor y la pared de la formación sea constante.
Cartucho Electrónico.- Procesa y envía la señal a la superficie en tiempos diferentes. Sonda.- Contiene 8 bobinas receptoras y una bobina transmisora, las 8 bobinas actúan como desacopladoras , enfocamiento y medición.
2.2 Ventajas y desventajas Ventajas El registro de Inducción Doble (Dual Induction) puede usarse más efectivamente en agujeros llenos de lodo ligeramente conductivo, lodos no-conductivos y pozos perforados con aire. Operable en agujero descubierto y con cualquier lodo. Combinable con rayos gamma y esférico enfocado. Determina la resistividad en zona no contaminada-contaminada. Determina saturación de agua en zonas lavada y no contaminada. Determina volumen de arcillosidad. Actualmente operable. Combinable con sónico de porosidad BHC. Determina cambios litológicos, tipo de roca, espesor de la capa. Desventajas
No confiable para el resistividades > 250 ohm-m (utilizar un registro Dual Laterolog).
Agujeros grandes y lodos salinos producen señales grandes las cuales dan una resistividad aparente muy baja (en este caso es recomendable utilizar el DLL).
Inoperable en agujero entubado; limitada en formaciones de más de 400 HM-M.
Afectada por presencia de cavernas, derrumbes, efecto de lutittas, efecto de invasión.
Temperatura de formación mayor de 350 oF.
Afectada cuando la presión es mayor a 20000 PSI.
Afectada por excentralizacion de la herramienta.
Afectada por el efecto pelicular.
2.3 Factores que afectan la medición Los problemas a veces pueden ser minimizados por un sistema de calibración en el fondo del pozo. Una zona gruesa de porosidad cero, como por ejemplo caliza, o anhidrita son ideal para este propósito. Por lo tanto si se espera dificultades en obtener una buena medida del DIL, esto es a menudo una ventaja para correr un registro de porosidad con caliper antes del registro DIL. (Esto también debería ser anotado que estos cambios fueron hechos únicamente a los registros DIL y también anotado en la sección de observaciones de la cabeza del registro).
2.4 Tipos de agujeros a utilizar Al igual que el SFL produce sus señales induciendo un campo magnético en la formación, por lo tanto puede correrse en agujero descubierto, pozos perforados con aire o en pozos perforados con lodos no conductivos. Una curva de Rayos Gamma normalmente registrada en lugar del SP. Las cartas de corrección están disponibles por cada compañía que registra para corregir por la influencia del agujero (diámetro y resistividad del lodo), espesor de la capa e invasión. El sistema DIL es una herramienta inductiva la cual permite medir de manera más confiable la conductividad de la formación aunque tenga diversas restricciones, la cual en combinación con otras herramientas ayuda a detectar cavernas, fracturas, rugosidad, zonas de invasión, cambios litológicos, litología.
2.5 Especificaciones de la herramienta
Series: 1229 EA/MC, 1239EA/MA Standard depth of investigation curves: in.(mm) Medium ( standard ): 18 (457) Medium ( enhanced ): 31 (787) Deep (Groningen):47 (1067) (standard ): 55 (1397) Measurement Range: 0.2-40,000 ohmm Vertical Resolution: 24 in.( 610 mm) Mud Resistivity Range: 0.015-3.0 ohmm Diameter: 3.62 in.( 91.2 mm) MAX. Press: 20,000 psi(137.9 MPa) MAX. TEMP.: 350 °F( 177 °C)
3 HERRAMIENTA M MICROLOG
Es una herramienta instalada en un patín que está pegado a la pared del pozo. Obti ene dos medidas de resistividad: micronormal 2” y microinversa 1” x 1” (figura II.10). Con estas
curvas se pueden determinar zonas porosas y permeables de acuerdo con la deflexión que tengan; cuantifica Rxo. Su funcionamiento es similar al registro eléctrico convencional (ES). Tres electrodos tipo botón van montados en un patín de hule, cuya superficie se presiona contra la pared del agujero por un sistema de presión de tipo hidráulico. Los electrodos están separados 1” y se combinan eléctricamente en dos configuraciones
que operan de manera simultánea, como se indicó anteriormente.
La comparación de las lecturas de las dos curvas identifica costras con indicativos de invasión y por lo tanto de formaciones permeables.
Esquema del dispositivo Microlog
3.1 Aplicaciones
Detectar intervalos porosos y permeables
Determinar el espesor útil efectivo
Registrar variaciones en el diámetro del pozo
Medir, in situ, la resitividad de la inyección mientras la sonda baja, con los patines retraidos)
3.2 Principio de operación
Funcionamiento del microlog
El micro ha sido diseñado principalmente, para definir la permeabilidad de Las rocas. El microlog consta de dos electrodos de espaciamiento corto, separados por una distancia de una pulgada, sobre una almohadilla aislada que está en contacto estrecho contra la pared del pozo, midiendo la resistividad media de un pequeño volumen de formación que esta ubicado frente a la almohadilla. La sonda consiste esencialmente de una almohadilla de corcho que va apretada contra la formación por medio de brazos y resortes. En la cara de la almohadilla están insertados tres pequeños electrodos alineados, espaciados a una pulgada entre sí. Las curvas del registro permiten obtener las lecturas R 1” x 1” llamada microinversa y R 2” que es la micronormal. Estas dos curvas están influenciadas por el enjarre, siendo éste de resistividad igual o mayor que la del lodo RM y cuando no hay enjarre, las dos curvas R 1” x 1” y R 2” dan lecturas iguales, indicando la presencia de gas o de zonas impermeables.
que tiene una profundidad de investigación mayor que la micro inversa, está menos influenciada por el enjarre, por lo tanto presenta una lectura más alta que la R 1” x 1”; es cuando se dice que existe una separación positiva, señalando la presencia de permeabilidad en forma cualitativa. R 2”
La separación negativa nos señala la presencia de una roca densa y cuando esta situación se presenta frente a una arena permeable, inmediatamente se puede asegurar que se trata de una arena invadida por agua salada. A través de la experiencia, una separación positiva debe ser como máximo de 2.7”, en caso contrario, puede tratarse de una roca muy ura. Anteriormente, con este registro se calculaba la porosidad por medio de la gráfica “Gen”
(Schlumberger). Al registro de microlog lo ha substituido otra herramienta, CMR que también proporciona directamente la permeabilidad (cualitativa), para yacimientos arenosos y carbonatados. El microlog proporciona los valores reales de RM, al cerrar los patines de la herramienta. No es recomendable para rocas carbonatadas de altas resistividades. La curva micro inversa registra la resistividad del material entre 1 y 2 pulgadas desde la pared del pozo hacia la formación; La curva micro normal registra la resistividad más profunda que está de la pared hasta más allá de 2 pulgadas, por esta razón la curva micro normal se ve menos afectada por la costra de lodo que se encuentra cerca del dispositivo. Se debe tener en cuenta que la resistividad de la zona lavada de una formación será siempre mayor a la resistividad de la costra de lodo. Por esta razón se entiende que R2” sea mayor que R1” * 1” en presencia de costra de lodo, lo que mostrará una separación
positiva entre las dos curvas. Esta separación positiva puede interpretarse como un indicador de que la formación es permeable, al contrario en una zona impermeable donde no ha habido invasión como es el caso de las lutitas, no existe costra de lodo y las curvas se superponen o en algunos casos muestran una separación negativa como se puede observar en la figura 2.19 (PDVSA-CIED, 1997).
Presentación del microlog de resistividad
El Microlog en la Figura consiste esencialmente en una almohadilla de caucho con tres electrodos (los Electrodos A, M1, y M2) montados a una pulgada separadamente en su cara. La almohadilla se aprieta contra el lado de la pared por un sistema mecánico e hidráulico. Una corriente es inducida entre el Electrodo A y un Electrodo distante B. Un potencial es medido entre el Electrodo M2 y otro electrodo potencial lejos de M2. Este arreglo constituye un dispositivo de 2 pulgadas normal corto llamado Micro-normal. La resistividad aparente calculada y grabada en el registro se llama el R2in. . El radio de investigación de esta herramienta es dos veces su espacio (es decir, 4-in).
También es grabado el potencial entre los Electrodos M1 y M2. Este arreglo corresponde a un dispositivo lateral de espaciamiento AO = 1½ in. La resistividad aparente derivada de la contestación de este dispositivo esta referida como R1in 1in . Este dispositivo, llamado el Micro-inverso, tiene un radio de investigación de 1½ in.
El dispositivo micronormal de 2 pulgadas tiene una mayor profundidad de investigación que el microinverso. Por consiguiente, es menos influenciado por la costra y lee una resistividad más alta produciendo una separación positiva de la curva. En la presencia de costra de baja resistividad, ambos dispositivos miden resistividades moderadas y normalmente van de 2 a 10 veces Rm. En formaciones impermeables, las dos curvas leen casi iguales lecturas o exhiben alguna separación negativa. Aquí las resistividades normalmente son mucho mayores que en formaciones permeables. Bajo circunstancias favorables el Microlog puede usarse para obtener R XO pero generalmente es considerado un buen indicador cualitativo de permeabilidad, en lugar de una medida de R XO.
El diseño mecánico de la herramienta, Figura 14 permite la grabación del registro caliper que representa la distancia entre la almohadilla que lleva los electrodos y una almohadilla de la parte de atrás. Se controla la presión aplicada a las almohadillas desde la superficie, la herramienta se baja en el pozo con los brazos colapsados. Las curvas grabadas de esta manera dan una curva llamada el registro de lodo . La 1½ pulgada de espaciamiento investiga la zona de lodo mientras la herramienta esta colapsada. La herramienta se abre al fondo del hueco. La herramienta se tira entonces hacia arriba apretando contra la pared del pozo y los registro micronormal ( R 2in) y el microinverso (R 1in x 1in) son grabados.
3.3 Características sobresalientes de este registro
Zona A: Formación impermeable, Mayor diámetro del pozo (lutita), en la que no ocurre ninguna invasión o aumento de la costra de lodo. El Micronormal y el Microinverso se aprietan directamente contra la formación. Ambas herramientas graban la misma resistividad aparente que está cerca de la verdadera resistividad.
Zona B: Formación permeable, como indica el caliper (aumento de la costra de lodo). En formaciones permeables, la herramienta se aprieta contra el aumento de la costra de lodo. La resistividad aparente grabada por ambos registros es una medida promedio de la resistividad de la costra de lodo y la resistividad de la zona invadida. Para la invasión poco profunda, la verdadera resistividad Rt, también es incluida en el promedio. El Micro-inverso con 1½-pulg. de espaciamiento es afectado por R mc más que el de 2 pulg. de espaciamiento del Micronormal porque R XO es varias veces mayor que Rmc. La lectura del Micro-normal es más alta que la del Micro-inverso, y las dos curvas se separan como se muestra en la Figura 15. Esta separación dónde R 2in es mayor que R1inxin separación positiva (indicación cualitativa de fuente de porosidad y permeabilidad). La resistividad de la zona lavada puede determinarse de los valores de R2in y R1in x in .
Zona C: Capas sumamente delgadas, el Microlog las descubre fácilmente. La resolución vertical del Microlog es excelente. El Microlog puede detectar láminas finas (< 1in.) si la costra de lodo es fina y Rmf >> Rw. El Microlog puede ser sumamente útil descubriendo las zonas permeables.
3.4 Ventajas y desventajas Ventajas
Rxo de alta resolución, e indicación de permeabilidad.
Puede auto combinarse o combinarse con las herramientas doble laterolog y arreglo inductivo.
Opción de muestreo de profundidad de 1 pulg (2,5 cm).
Diámetro pequeño para un desplazamiento flexible.
Puede correrse en tiempo real o en modo memoria.
Desventajas
La relación Rxo/Rmc debe ser menor aproximadamente 15 (porosidad superior al 15%). La profundidad de la invasión debe ser superior a 4 pulgadas, de otra manera Rt influiría en las lecturas del microlog. El espesor de la costra de lodo h mc no debe ser mayor que 0.5 pulgadas
3.5 Factores que afectan la medición En formaciones impermeables, las dos curvas leen casi iguales lecturas o exhiben alguna separación negativa. Aquí las resistividades normalmente son mucho mayores que en formaciones permeables. Bajo circunstancias favorables el Microlog puede usarse para obtener Rxo pero generalmente es considerado un buen indicador cualitativo de permeabilidad, en lugar de una medida de Rxo. El radio de investigación dependerá de:
Espesor del revoque (*)
Porosidad de la formación
Permeabilidad de la formación
Profundidad de penetración, en la formación, de los fluidos de perforación
La magnitud de estos parámetros influye en las dos lecturas obtenidas (micronormal y micro-inversa), pues afectan la:
Resistividad del revoque (Rmc)
Resistividad de la zona lavada (Rxo)
Resistividad de la zona invadida (Ri)
En algunos casos, la resisitividad de la formación no invadida (Rt)
3.6 Tipos de agujeros a utilizar El ML no trabaja bien en lodos de perforación base salmuera (Rmf ~ RW) debido a que el mud cake puede no ser suficientemente fuerte para mantenerse pegado a la formación y desde aquí la separación positiva no puede ocurrir. Por lo general, frente a las formaciones permeables el revoque del lodo es más grueso que frente a las no permeables, en las que puede incluso no existir. Por otra parte, la resistividad del revoque del lodo es generalmente menor que la de la zona invadida cercana al pozo. En cuyo caso la curva micro-normal, de mayor penetración lee mayor resistividad, produciendo una divergencia "positiva" respecto de la curva micro-inversa. Además, cuando no hay revoque, es decir, en formaciones no permeables, los factores K se eligen de manera que la micro-inversa lea valores ligeramente mayores que la micro-normal (divergencia "negativa")
4 HERRAMIENTAS M MICROENFOCADAS
Este tipo de registros tiene como objetivo principal la obtención de valores más precisos de la resistividad de la zona barrida por el filtrado de lodo, Rxo, que es una de las variables que intervienen en la interpretación cuantitativa de los registros. Esencialmente, el método para obtener estos registros consiste en enviar una corriente enfocada dentro de la formación, a través de electrodos concéntricos espaciados a muy corta distancia y que van colocados en un patín construido de material aislante que se aplica contra la pared del pozo. Las herramientas de microrresistividad se diseñaron con el propósito de eliminar los problemas que presentaba la herramienta microlog. Existen tres modelos de estas herramientas que operan en función del tipo de lodo y de las condiciones de agujero que existan.
4.1 MICROLATEROLOG (MLL). 4.1.1 Principio de operación Con el registro microlog se pueden obtener valores aproximados de Rxo ; sin embargo, cuando la porosidad de las formaciones es menor de 15% aproximadamente, los valores de Rxo que se obtienen con este registro no son muy exactos. Esto se debe a la influencia de la película de lodo, que es mayor cuanto más grueso es el enjarre. Por otra parte, en lodos salados ocurre una situación semejante, aun cuando el enjarre sea muy delgado. El registro microlaterolog (MLL) es un micro-registro de corriente enfocada cuyo objetivo es obtener valores de Rxo más precisos que el Microlog, práctica mente en cualquier tipo de formación, directamente si el enjarre no es demasiado grueso o aplicando una corrección sencilla en el caso de enjarres gruesos. Su principio de funcionamiento es semejante al LL7. El arreglo de electrodos está montado en un patín de hule (figura II.11). El electrodo central Ao está rodeado por tres anillos concéntricos que constituyen los electrodos M1, M2 y A1. Una corriente constante lo fluye de Ao para regresar en el conector. La corriente variable permite que M1 y M2 tengan el mismo potencial, forzando a que la corriente lo fluya perpendicular a la cara del dispositivo a una distancia muy corta. Como lo es constante, el potencial Vo de M1 y M2 es proporcional a la resistividad de la formación. 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’’. Sin
embargo, está afectada por las condiciones de invasión y por el desplazamiento de hidrocarburos por el filtrado del lodo.
Esquema del dispositivo microlaterolog
Presentación del registro microlog
4.1.2 Ventajas y desventajas Ventajas
En formaciones porosas y permeables, la curva de resistividad proporciona directamente el valor de Rxo, siempre y cuando el diametro de invasion sea de 4", obteniendose lecturas muy bajas
En formaciones duras impermeables se obtienen lecturas muy altas En lutitas sino hay derrumbes y la almohadilla está bien apoyada contra la pared, se obtiene directamente el valor de la resistividad (Rsh) Es ideal cuando existen lodos salados que producen invasión moderada o profunda y revoques delgados, por tal motivo tiene la caracteristica de presentar una buena definición vertical Desventajas
La limitación principal de la medida de Microlaterolog fue su sensibilidad a la costra. Cuando el espesor de la costra excedía aproximadamente los 3/8 de pulgada, las lecturas del registro se influenciaban severamente a los altos contrastes de Rxo / Rmc.
4.1.3 Factores que afectan la medición El espesor de la costra del lodo no debe exceder de 3/8" y el diametro de invasión no debe ser mayor de 4"
4.1.4 Tipos de agujeros a utilizar El Microlaterolog está fuertemente influenciado por espesores de revoque mayor que 1/4 pulgada (Hilchie, l978), y sólo puede correrse con barros de perforación basados en agua salada.
4.2 PROXIMIDAD (PL). 4.2.1 Principio de operación La sonda y el principio de medida del registro de Proximidad, que se designó como PL, son similares a los del Microlaterolog. Los electrodos también van montados en un patín que se aplica contra la pared del agujero, pero de dimensiones un poco mayores. La diferencia fundamental con el Microlaterolog está en que el espaciamiento entre electrodos es mayor, lo cual permite obtener valores de Rxo eliminando prácticamente la influencia del enjarre, pero sin el detalle del Microlog o del Microlaterolog. En la figura se aprecia un registro de microproximidad.
Esquema del dispositivo de proximidad
Presentación del registro microproximidad
4.2.2 Ventajas y desventajas Ventajas
Es combinable con otros aparatos, específicamente el de densidad de formación (FDC) y el doble lateroperfil simultaneo. Esto elimina una corrida separada para medir Rxo. Hay un mejoramiento en la medición de Rxo en casos de invasión somera y revoques de bastante espesor. La resolución de esta herramienta es aproximadamente 6 pulg. En esta herramienta Figura 20, no va a requerir la corrección por capa adyacente, en espesores mayores a 1 pie.
Desventajas
El registro de Proximidad es relativamente insensible a la costra, pero requiere de un diámetro de la zona invadida de aproximadamente 100 cm (39 pulgadas) para proporcionar aproximaciones directas de Rxo.
4.2.3 Factores que afectan la medición Tiene una profundidad de penetración de 1½ pies, y no se ve afectada por la costra. Sin embargo, puede ser afectado por Rt cuando la profundidad de invasión es pequeña.
4.2.4 Tipos de agujeros a utilizar El Perfil de Proximidad que se enfoca más fuertemente que el Microlate rolog, esta diseñado para investigar más profundamente, donde el revoque es más espeso, y puede usarse con barros de perforación basados en agua dulce.
4.3 Microesférico enfocado (MSFL). La resistividad de la zona barrida que mide el Microlaterolog no está afectada por lo resistividad de la zona no invadida, Rt, pero, si el enjarre es muy grueso, puede estar muy afectada por este. Lo resistividad que mide el registro de Proximidad esta menos influenciada por el enjarre, pero la mayor profundidad de Investig ación de este registro hace que dicha resistividad puedo estar influenciada por lo zona no invadida; requiere que lo invasión sea más profunda. El llamado Microregistro de Enfoque Esférico (MSFL), tiene aproximadamente la misma profundidad de investigación que el Microlaterolog, pero está menos influenciado por el efecto del enjarre del lodo. Este registro, actualmente se toma en conjunto con el Doble Laterolog mencionado anteriormente.
4.3.1 Principio de operación El MSFL es un arreglo a pequeña escala de la herramienta SFL y va montada en un patín de hule. Tiene dos ventajas sobre la MLL y PL, las cuales son las siguientes:
Es menos sensitiva al enjarre que el MLL y lee más someramente que la PL.
Puede combinarse con otras herramientas como la DLL, DIL, mientras que la MLL y PL requieren de correrse por separado.
Arreglo de los electrodos del registro micro esférico enfocado Esta herramienta surge de la necesidad de conocer Rxo para realizar correcciones a las lecturas de otras herramientas y tener un valor adecuado de Rt. Durante el desarrollo de las herramientas de registros se han pasado por varias etapas hasta llegar al SRT (Spherically Focused Resistivity Tool). Previos a esta generación podemos citar microlog, microlate-rology proximidad. La herramienta actual se conoce genéricamente como registro microesférico enfocado (Micro Spherical Focused Log). Se basa en el principio de enfoque esférico usado en los equipos de inducción pero con un espaciamiento de electrodos mucho menor. En este caso los electrodos se ubican en un patín de hule que se apoya directamente sobre la pared del pozo. El arreglo microesférico reduce el efecto adverso del enjarre del f luido del pozo. De esta manera se mantiene una adecuada profundidad de investigación. La figura II.16 muestra un ejemplo del registro.
4.3.2 Ventajas y desventajas Ventajas
Permite medir la resistividad de la zona lavada.
Localización de poros y zonas permeables.
Indicador de hidrocarburo móvil.
Se corre en conjunto con los registros doble laterolog, rayos gamma y sónico de porosidad. Desventajas
la profundidad de invasión > 4.7” (12cm).
el espesor de la costra de lodo < 0.04” (1.2 cm).
4” (10cm) de investigación radial.
4.3.3 Factores que afectan la medición Las herramientas están diseñadas para minimizar los efectos de perforación para un agujeros de 8.5 ". El efecto de diferentes tamaños de pozo puede ser corregido usando gráficos, aunque proporcionar condiciones de agujero son buenas y la resistividad de barro es baja estas correcciones pueden ser ignoradas en una evaluación rápida . Cuando las capas resistivas delgadas se intercalan entre capas gruesas de baja resistividad se hace difícil mantener la forma de la corriente medida y la resistividad será subestimada. Sin embargo, si el grosor del lecho permanece mayor que la resolución de la herramienta, los efectos son pequeños. Las herramientas del cojín son vulnerables al agujero rugoso ya las salidas del lavado. En los agujeros muy grandes la almohadilla puede perder el contacto con la formación y dar una lectura plana de la resistividad del fango. En los agujeros muy pegajosos las almohadillas se pueden enredar con el mudcake o la pizarra y las lecturas pierden sentido.
4.3.4 Tipos de agujeros a utilizar
En buenas condiciones de poca invasión del lodo, llegar a medir de forma efectiva la resistividad aparente de la formación.
Esta herramienta se utiliza en pozos rellenos de agua y lodo y mide en la misma operación el estado de la perforación mediante un caliper
El MST no se puede ejecutar en fluidos no conductivos tales como lodos basados en aceite o agujeros llenos de aire.
Presentación un registro doble laterolog y microesférico
Especificaciones
5 HERRAMIENTA F FLUXVIEW
Determina la ubicación y magnitud del daño de la cubierta para ayudar a mantener la integridad del pozo La herramienta Weatherford FluxView determina la ubicación y la magnitud del daño de la carcasa proporcionando niveles concentrados de flujo magnético en la pared de la carcasa usando un potente imán de samario-cobalto (SmCo5). Las perturbaciones localizadas creadas por los defectos de la carcasa dentro de este campo magnético causan que el flujo magnético se escape de la carcasa. El flujo magnético se mide mediante una matriz de sensores de efecto Hall activa. La herramienta FluxView detecta y cuantifica los defectos de la carcasa utilizando tecnología avanzada de sensores. El muestreo de datos de alta resolución y el uso de una matriz de sensores de 360 ° proporcionan el porcentaje de penetración de defectos y geometría de defectos, independientemente de si el defecto está dentro o fuera de la pared de la carcasa. La herramienta también identifica anomalías en o cerca de los collares de la carcasa. El paquete de análisis de FluxView clasifica cada junta de la carcasa con respecto al defecto del peor caso detectado, el porcentaje de penetración y la presión de ruptura. El paquete de análisis puede producir un resumen de pozo conjunto por articulación y una tabla conjunta completa que enumera todos los defectos encontrados en cualquier junta de cubierta. Después de que la herramienta FluxView mide la fuga de flujo magnético, el software Weatherford CITVision puede usarse para procesar los datos y generar imágenes 3D interactivas de alta resolución. Las imágenes producidas permiten la identificación visual de la corrosión, defectos, problemas del collar, y otras deformidades físicas, dentro y fuera del tubo.
5.1 Características • El estado de la técnica de las tecnologías de imán y sensor proporcionan un campo
magnético consistente y una medición de fugas de flujo. • El muestreo de alta resolución proporciona 10 muestras de datos por pulgada (400
muestras de datos por metro) cuando la velocidad de registro es de 100 pies / min (30 m / min). • El software de visualización 3D permite la interpretación de las anomalías que se
encuentran en o cerca de los collares de la carcasa y la posición del hardware externo y en línea, la superficie de la carcasa y los patrones de perforación.
5.2 Aplicaciones • Localización y determinación del porcentaje de penetración y geometría de defectos
internos y externos de la carcasa • Determinación de la presión de ruptura por cada articula ción o por defecto • Monitoreo de corrosión a largo plazo en los pozos de almacenamiento y inyección de gas • Localizar e identificar el hardware de la carcasa e identificar el peso de la carcasa o los
cambios de grado • Evaluación del rendimiento de las perforaciones • Establecer requisitos de remediación
5.3 Beneficios • La herramienta FluxView detecta y cuantifica los defectos en el interior y el exterior de las
paredes de la carcasa por medio de un análisis circunferencial del 100 por ciento que define el porcentaje de penetración. • La herramienta cuantifica la geometría y la profundidad de los defectos, lo que ayuda a
realizar cálculos de presión de ruptura. • La medición es independiente del fluido de la perforación y no se ve afectada por defectos
en las cadenas de la carcasa exterior o por la velocidad de registro. • El registro post -procesado contiene instantáneas de todos los collares de la carcasa, todo
el hardware localizado y los defectos del peor caso por encima de un umbral de penetración en cada junta. • La herramienta FluxView se puede ejecutar en línea fija de un solo conductor o de siete
conductores. • La combinación con la suite Weatherford SecureViewSM, incluidas las herramientas UltraView ™, BondView ™ y CalView ™, permite diagnosticar múlt iples amenazas de fondo
de pozo en un solo paso.
• Utilizando una matriz de sensores de 360 °, la herramienta FluxView mide los niveles de
flujo magnético en la carcasa para ayudar a localizar las fugas y detectar los defectos.
5.4 Especificaciones de la herramienta Measurement specifications Defect geometry
% penetration
Logging speed
6000 ft/hr (1800 m/hr)
Sensor sampling rate
122 per ft (400 per m)
Accuracy
±10% at 3T*
Resolution
20% of 3T*
Borehole fluids
OBM
WBM
Brine
Gas
*3T = 3 × no minal wall thickness
Mechanical specifications FluxView sensors
60
80
120
160
3.88 in. (98.60 mm)
4.11 in. (104.40 mm)
5.13 in. (130.30 mm)
7.00 in. (177.80 mm)
Length
18.70 ft (5.60 m)
18.30 ft (5.48 m)
18.70 ft (5.60 m)
Weight
429.20 lb (194.60 kg)
430.40 lb (195.20 kg)
582.80 lb (264.30 kg)
889.30 lb (403.40 kg)
3/10
4/10
5/12
5/16
4.500 to 5.000
5.000 to 5.500
6.625 to 7.625
8.630 to 9.630
Outer diameter
Sensor density (sensors/pads) Casing size range (in.) Temperature Pressure
320°F (160°C) 15,000 psi (103.4 MPa)
6 REGISTRO D DE IINDUCCIÓN ((IL)
En un principio la herramienta de registro de inducción se desarrolló para medir la resistividad de la formación en pozos que contienen lodos con base aceite y en agujeros perforados neumáticamente. Los instrumentos de electrodos no funcionan en lodos no conductivos. Los intentos de utilizar electrodos para registrar en esos tipos de fluido, no resultaron satisfactorios. Con la experiencia pronto se demostró que el registro de inducción tenía muchas ventajas sobre el registro eléctrico convencional (ES) cuando se aplicaba en pozos de registro perforados con lodos en base agua. Diseñados para una investigación profunda, los registros de inducción pueden enfocarse con el propósito de minimizar las influencias del agujero, las formaciones adyacentes y la zona invadida. Existen dos tipos de dispositivos, el registro de Inducción tradicional sencillo ILM con profundidad media de 1,5 – 3,0” y el registro de doble Inducción DIL para profundidades de más de 3,0”. En la actualidad se han introducido nuevas tecnologías en registros inductivos como son el registro de Inducción Phasor o Inducción de Alta Resolución (PDVSA-CIED, 1997). Las herramientas de los registros de Inducción consisten de uno o más cables transmisores que emiten altas frecuencias, alterando la corriente de intensidad constante. El campo magnético alterado que se crea, induce una segunda corriente dentro de la formación, y esta crea campos magnéticos que inducen señales (corriente) que son captadas por la bobina o bobinas receptoras. Las señales (voltaje) captadas son proporcionales a la conductividad de la formación ya que si la formación no fuera conductiva, no generaría ninguna corriente en la bobina receptora. Los valores de este voltaje inducido en la bobina receptora se representan como una curva continua de conductividad en el registro de inducción. Como la resistividad es la unidad que se usa comúnmente, la conductividad se expresa recíprocamente como una curva de resistividad en el registro de inducción (Schumberger, 2013).
6.1 Principio de medición. Hoy en día, las herramientas de inducción poseen muchas bobinas transmisoras y receptoras. No obstante, el principio de medición puede comprenderse considerando solo una bobina transmisora y otra receptora. Se envía una corriente alterna de alta frecuencia y de intensidad constante a través de la bobina transmisora. Se crea un campo magnético alterno que induce corrientes hacia la formación alrededor del agujero. Estas corrientes fluyen en anillos de forma circular que son coaxiales con la bobina de transmisión, y crean a su vez un campo magnético que induce un voltaje en la bobina receptora. El principio del sistema de inducción se ilustra en la siguiente figura.
Principio del registro de inducción Debido a que la corriente alterna en la bobina transmisora es de amplitud y frecuencia constantes, las corrientes del anillo son directamente proporcionales a la conductividad de la formación. El voltaje inducido en la bobina receptora es proporcional a las corrientes de anillo y así, a la conductividad de la formación. Así mismo hay un acoplamiento directo entre las bobinas transmisora y receptora. La señal que se origina de este acoplamiento se elimina con el uso de bobinas "compensadoras". La unidad de representación habitual es el mS/m de modo que a formaciones de resistividad 10, 100, y 1.000 .m les corresponden 100, 10 y 1 mS/m, respectivamente. La escala de conductividad es lineal y con el cero a la derecha. Esta herramienta funciona mejor cuando el fluido del pozo es aislante, incluso aire o gas. La herramienta también trabaja bien cuando el agujero contiene lodo conductivo, a menos que éste sea demasiado salado, las formaciones muy resistivas, o el diámetro muy grande. Con el sistema de un transmisor y receptor, que se muestra en la figura, las contribuciones del agujero y de la zona invadida, así como también de las capas adyacentes arriba y abajo del par de bobinas, constituyen una porción significante de la señal recibida.
6.2 Dispositivos de inducción A la herramienta de inducción eléctrica común (IES) se le denomina 6FF40 y se encuentra constituida de un dispositivo de 6 multi-bobinas enfocadas con un espaciamiento nominal de 40 pulgadas entre ellas (de ahí el 40 en el nombre), una curva normal y un electrodo SP para las mediciones de conductividad-resistividad mientras que FF significa que están enfocadas radial y verticalmente. Fue desarrollada a finales de los años 50´s y la finalidad de querer proveer a la herramienta de 6 de bobinas, fue para permitirle enfocar más la señal en las formaciones al ir sumando las lecturas conductivas por cada par de bobinas y algebraicamente captar la respuesta final que se extraiga tomando en cuenta la polaridad y la posición relativa que tenga al punto de edición.
Esta configuración permite que se pueda penetrar a la formación con mucha mayor eficacia y obtener con ello las lecturas de la zona virgen (Rt) y la zona invadida o lavada (Rxo) al mejorar la respuesta de la señal obteniéndose una mejor resolución vertical de las capas al minimizar los efectos de capas adyacentes, una supresión de señales no deseadas (ruido), así como mejorar la profundidad de investigación. Versiones más antiguas de las herramientas de inducción las constituyen las herramientas 5FF40 Y FF27 así como la 8FF32 que como bien indican los nombres, eran de mayores o menores arreglos de bobinas o bien el espaciado entre los electrodos era menor. Hoy en día su utilización ya no es tan frecuente o bien ya se encuentran en desuso debido a la baja calidad de respuesta que brindaban al ser más afectadas por el factor geométrico en las formaciones.
Factor geométrico radial que se obtiene de las distintas herramientas de inducción. Hoy en día sin embargo, la herramienta 6FF40 igualmente ha sido desplazada o reemplazada por otros dispositivos de inducción que permiten obtener mejores respuestas en los pozos petroleros que se han vuelto más complejos de explotar cada día, lo que no limita a la herramienta 6FF40 a no poder trabajar apropiadamente siempre y cuando las condiciones sean las adecuadas para su buen funcionamiento. Estas nuevas tecnologías en los registros de inducción lo constituyen dispositivos multi-arreglos que constan de arreglos de inducción simples cuyas respuestas son combinadas y/o procesadas para obtener las respuestas verticales y radiales, así como registros triaxiales de inducción cuyo principio ya se conocía después de la década de los 50´s, pero fue hasta mitades-finales de los 90´s ya con los avances en informática que finalmente se podía procesar efi cazmente toda la información que brindaba.
6.2.1 Dispositivos de doble inducción (DIL) El registro doble inducción es un registro que fue diseñado para obtener un valor má s exacto de la zona virgen en las formaciones (Rt), reducir el efecto que tiene el diámetro del agujero sobre la sonda, así como también dar una mejor respuesta en capas delgadas y en formaciones altamente resistivas cuyas resistividades superan los 200 ohm*m. Su diseño se basa en estar integrado por varias bobinas separadas 40” para poder proporcionar 2
curvas de conductividad o de resistividad de diferente profundidad de investigación (ILD para las lecturas profundas de Rt e ILM para las lecturas medias de Ri teniendo ILM la misma resolución vertical que ILD pero con la mitad de la profundidad de investigación que tiene ILD) mientras que su principio de funcionamiento se realiza exactamente igual al que se tiene con el arreglo de inducción común (IES). Sin embargo, la gran variante en este registro es la implementación de una curva LL8 o bien una de microresistividad (SFL) con una profundidad de investigación de 80 cm para las mediciones más someras en busca de la obtención de Rxo. Con este registro es posible obtener las resistividades de la zona invadida y de la zona virgen (Rxo y Rt) en agujeros que estén utilizando lodos conductores o no conductores, y que presenten una gran invasión por filtrado de lodo en profundidades entre 1 a 5 m, utilizando también una curva SP en las mediciones, o bien, en agujeros no conductores (aceite o gas), utilizando una curva de rayos gamma. Sin embargo, la gran limitante de esta herramienta se centra en su pobre resolución frente a aquellas formaciones cuyas resistividades pasen los 200 ohm*m. La única diferencia entre las respuestas ofrecidas por las herramientas DIL-LL8 y la DILSFL se basa en que la DIL-SFL ha logrado dominar más que la herramienta DIL-LL8 ya que esta última implementa la curva LL8 en sus mediciones, mientras que con la DIL-SFL se obtiene una mejor respuesta de Rxo, además de que el efecto del agujero sobre ella será menor.
6.2.2 Dispositivos de inducción de investigación somera No hay una herramienta de inducción que se centre en obtener las lecturas provenientes de la zona de invasión o zona lavada ya que el objetivo principal con el cual se diseñó la herramienta de inducción fue el poder obtener lecturas de conductividad-resistividad en lodos que sean no conductores. Se puede decir además que las mediciones que realizan las laterolog con respecto a las herramientas de inducción son diferentes ya que las mediciones de las herramientas de inducción se realizan en paralelo mientras que las mediciones realizadas con las laterolog se realizan en serie. Por ello, la única manera con la que se puede conocer la resistividad de la zona lavada utilizando los registros de inducción, es utilizando un microregistro LL8 o un SFL en combinación con la herramienta doble inducción en la medición.
6.2.3 Dispositivo de doble inducción fasorial (DIT) Al finalizar la década de los 80´s se dio un gran avance con los registros de inducción, ya que finalmente se pudo procesar con mucha mayor eficacia la información de los registros gracias a los avances tecnológicos que se estaban desarrollando. Esto permitió que el procesamiento de las señales brindadas por los registros de inducción, pudiesen ser ahora modeladas matemáticamente por medio de poderosas computadoras para acercar los valores obtenidos, lo más posible a los valores verdaderos de las formaciones para su interpretación. Este proceso también llamado “de inversión de datos” consiste básicamente en “reconstruir los perfiles de las propiedades de las formaciones a partir de los datos medidos por la herramienta”.
Fue así como surgió la herramienta doble inducción fasorial (DIT) a principios de los 90´s, la cual utiliza un procesado previo de la señal brindada para mejorar las mediciones convencionales de inducción utilizando solo 1 compilado de valores para corregir los posteriores. La gran diferencia que tiene esta herramienta con respecto a las herramientas convencionales de inducción o bien la doble inducción laterolog (DIL), se centra en que la herramienta doble inducción fasorial puede trabajar en rangos de frecuencias entre los 10 y 40 kHz, además de la de 20 kHz que es con la cual trabajan la mayoría de las herramientas de inducción. Cuenta con un sistema automático de verificación continua de calibración que mejora la precisión de la respuesta de la sonda y reduce de manera significativa los efectos ambientales y se mejoró además el sistema de transmisión de datos en formato digital de la señal de fondo a la superficie, lo que permite que se tenga una mayor capacidad de procesado de las señales libres de ruido. Su principio de medición es el mismo con el que operan todas las herramientas de inducc ión y funciona de una manera muy similar a la doble inducción laterolog, ya que brinda 3 mediciones de resistividad a distintas profundidades de investigación. La medición más profunda con la cual se logra obtener los valores de Rt la compone la curva DIPH (Deep Induction Phasor), la MIPH (Medium Induction Phasor) constituye la respuesta de la zona de transición con lo que se obtiene el valor de Ri y finalmente al igual que con el doble inducción, se utiliza un microregistro de resistividad como el SFL y una curva SP para la obtener el valor de Rxo. Con esta información, correlacionable con otros registros, es posible obtener datos de saturación y movilidad de los fluidos en los intervalos de interés, formar gráficos de invasión, interpretación de formaciones en agujeros de gran diámetro de invasión e identificar formaciones con contrastes medios-altos de resistividad.
6.2.4 Otros registros de inducción Al igual que la herramienta de inducción convencional 6FF40, existen arreglos de inducción cuyas variantes se centran en tener menos bobinas o bien el espaciado entre electrodos es menor al de las herramientas convencionales. Tal es el caso de la herramienta de inducción (IES) 6FF28 la cuales una versión reducida del dispositivo 6FF40 teniendo un espaciamiento entre bobinas de 28”, un electrodo SP y una curva normal estándar de 16”.
Generalmente solo se utiliza en el caso de que se tengan agujeros muy pequeños y en operaciones a través de tuberías.
Dispositivos de inducción de alta resolución (HRI): Estos registros aparecieron a principios
de los años 90´s y vinieron a romper todo el esquema que se tenía sobre de los dispositivos convencionales de inducción ya que estas nuevas herramientas se encontraban constituidas no solo de sus respectivas bobinas transmisoras-receptoras igualmente espaciadas, sino que además también se le agregó una bobina receptora central que se encuentra a una distancia diferente sobre las demás con respecto a la bobina transmisora principal. Esto permite que se generen mediciones resistivas-conductivas a distintas profundidades de investigación profundas y medias, siendo estas mediciones conocidas como las curvas 5FF75 Y 5FF35. La idea detrás de esta herramientas se centra en considerar que la respuesta vertical de la sonda es tenue y está en gran medida controlada por la distancia que existe entre la bobina central y las bobinas contrarias, mientras que la respuesta radial es controlada por la distancia entre la bobina transmisora y receptora.
Dispositivo de propagación electromagnética (EPT): Esta herramienta utiliza un espaciado
muy corto entre bobinas transmisoras y receptoras para poder medir como se da la propagación de la atenuación de la onda electromagnética de 1.1 gHz enviada a través de la zona invadida. Esta propagación electromagnética en un medio de una conductividad relativamente baja es inversamente proporcional a su constante dieléctrica. Esta constante es mucho mayor en presencia de agua que en algún otro constituyente de las formaciones incluido el hidrocarburo.
Por lo tanto, la medición que realizará la herramienta es predominantemente sensible a la presencia de agua y puede ser usado petrofísicamente para el cálculo de la saturación de la zona invadida (Sxo)
6.3 Calibración de los registros de inducción Existen 2 maneras por las cuales es posible calibrar las herramientas de inducción tanto para las mediciones de las curvas profundas, como las curvas de inducción medias. La primera de ellas es tener la herramienta en un medio que tenga una conductividad nula lo cual puede ser logrado suspendiendo la herramienta en el aire, mientras que para la otra forma de calibración se simula un anillo que tenga un resistor de precisión de valor tal que cuando se ubica dicho aro en el punto de medida, se produce una señal equivalente a 500 m mhos/m.
Ejemplo de un registro doble inducción-SFL (Modificado de Asquith, 1982).
6.4 Aplicaciones de los registros de inducción Los registros de inducción como se mencionó anteriormente, son los registros más adecuados cuando se tienen pozos que estén utilizando lodos conductores, lodos base aceite o lodos aireados por donde no es posible transmitir una corriente a través de electrodos como lo hacen las herramientas laterolog. Además, debido a que la herramienta es muy sensible a la conductividad, resulta más precisa en formaciones de resistividades medias a bajas. Se podría describir que la naturaleza de las herramientas de inducción en comparación con las herramientas laterolog, se basa en que las laterolog "ven" las zonas más resistivas mientras que las de inducción "ven" las zonas más conductivas. De esta forma si Rxo > Rt se prefiere utilizar registros de inducción mientras que si Rxo < Rt se utilizan las laterolog. Sin embargo, en la actualidad existen muchas herramientas comerciales constituidas de múltiples arreglos de inducción, las cuales pueden ahora obtener mediciones de resistividades de hasta los 1500 ohm*m a diferentes profundidades de investigación y son además menos sensibles a lodos conductores. Las más importantes las componen la herramienta AIT y la RT scanner, y por medio de ambas es posible obtener mediciones de conductividad muy buenas, incluso en capas tan delgadas como 1 pie o hasta los 30 cm de espesor.
6.5 Factores que afectan una medición inductiva. Como se mencionó la conductividad de la formación obtenida de las herramientas inductivas es directamente proporcional a la magnitud de la corriente generada en la bobina receptora. Así se debe tomar en cuenta que esta corriente medida se afecta por diversos factores en los cuales se debe compensar para obtener una medición más precisa.
6.5.1 Efecto de piel o efecto pelicular. Cuando se está en presencia de formaciones muy conductivas, las corrientes secundarias inducidas en los anillos de tierra son grandes, y sus campos magnéticos considerables. Dichos campos inducen voltajes eléctricos adicionales en otros anillos de tierra. Los campos inducidos se encuentran desfasados en relación a aquellos inducidos por la bobina transmisora de la herramienta de inducción. La interacción entre los anillos de tierra provoca una reducción de la señal de conductividad grabada en los registros de inducción; esto se conoce como “efecto de piel”. Este es un fenómeno predecible y cobra importancia cuando
la conductividad de la formación excede a 1000 mmho/m. Actualmente los registros de inducción corrigen de manera automática el efecto de piel durante la grabación. Dicha corrección se basa en la magnitud de la respuesta sin corregir de la herramienta, considerada como si perteneciera a un medio homogéneo. Cuando el medio que rodea la herramienta no tiene una conductividad uniforme, será necesario efectuar una segunda corrección utilizando las diferentes gráficas de corrección* de registros de inducción. En la figura se puede observar una comparación en una gráfica de conductividad aparente contra la conductividad real de la respuesta correcta y la respuesta real debido al efecto pelicular. Actualmente los registros de inducción (DIL-LL8, 6FF40) permiten realizar las correcciones pertinentes automáticamente en el momento en el que se está corriendo el registro.
Respuesta de la herramienta comparada con la conductividad real de la formación
6.5.2 Inductancia Mutua. Reconoce los campos electromagnéticos generados por la formación y su interacción cambia la magnitud y fase de la señal recibida.
6.5.3 Deconvolución. Es posible llevar a cabo mediciones de inducción profunda, sin sacrificar la resolución vertical, por medio de una deconvolución. La deconvolución es tomar los componentes deseables de una señal compleja y ponderar de diferentes maneras la medición global en puntos diferentes relativos a la zona objetivo Este efecto le da un mayor peso a la señal medida en el centro de la sonda que a señales medidas por arriba y debajo de ese punto. La operación de deconvolución se efectúa antes de aplicar la corrección del efecto pelicular.
6.5.4 Factor Geométrico. Considerando que el medio que rodea el pozo es homogéneo, la contribución de cada espira de formación a la señal recibida, variará dependiendo de las posiciones relativas entre la espira y el sistema de bobinas. El factor geométrico define este fenómeno mediante la especificación del porcentaje de contribución que una espira determinada tiene en la señal total recibida El porcentaje de contribución a la señal de un volumen de formación determinado, será función del espaciamiento bobina transmisora – bobina receptora, del radio de la espira de formación y de la ubicación de la espira.
Contribución individual de cada bobina
Es evidente que el volumen con el mayor factor geométrico será aquel en donde un mayor número de líneas de flujo electromagnético pueden ser cortadas por las espiras de formación y en donde un mayor número de espiras puedan generar el máximo número de líneas de flujo que sean cortadas por la bobina receptora. Verticalmente, este volumen se localiza en el punto medio entre la bobina transmisora y la bobina receptora. Horizontalmente, el punto medido desde el centro de la herramienta, se encuentra a una distancia igual a la mitad del espaciamiento entre las bobinas transmisora y receptora. Por lo tanto, si se mantiene constante el espaciamiento entre las bobinas, el factor geométrico disminuirá en forma apreciable para aquellas espiras cuyo radio sea mayor o menor que la mitad del espaciamiento entre bobinas. Similarmente, el factor geométrico disminuirá en aquellos volúmenes que verticalmente se encuentren a una distancia mayor o menor que la mitad del espaciamiento entre bobinas. La herramienta de inducción funciona mejor cuando el fluido del pozo es un aislador, incluso aire o gas. La herramienta también funciona bien cuando el pozo contiene lodo conductivo a menos que el lodo sea demasiado salado, las formaciones sean demasiado resistivas o el diámetro del pozo sea demasiado grande. Por esta razón los registros de inducción pueden ser corridos en lodos no conductivos como los que tienen base petróleo, emulsiones invertidas o aire donde resulta imposible para los demás registros de Resistividad. El registro de inducción es una herramienta que se utiliza para hacer correlaciones, secciones y configuraciones estructurales e isopacas, para el desarrollo de campos o para fines de cálculo en la obtención de valores más reales de la resistividad verdadera Rt de la zona virgen, lo que con los registros eléctricos convencionales era muy problemático. El registro proporciona un extenso rango de valores de conductividad. La precisión es excelente en yacimientos de hidrocarburos para arenas, en carbonatos no es confiable; de tal forma, que se puede mencionar su efectividad de acuerdo con la siguiente tabla: Resistividad (ohms) Funcionamiento 0.2 – 20
perfectamente bien
20 – 50
muy bien
50 – 100
bien
mayor de 100
?
6.6 Ventajas y desventajas Ventajas • No requiere de un lodo conductor • Lodo fresco o en base a aceite • Usar cuando Rmf / Rw > 2,5 • Usar cuando Rt < 250 ohm-m • Lee conductividad de la formación, derivándose de ella la resistividad (R = 1000 / C)
• Resolución vertical: aproximadamente 4 pies • Baja R muy buena resolución
Desventajas • Requiere de centralizadores para una mayor precisión y como se explicó anteriormente, • No se obtienen buenos resultados en pozos perforados con lodos muy conductores o en formaciones donde las resistividades son mayores de 200 -m • Profundidad de invest igación depende del factor geométrico • Necesita corrección por efecto de hoyo, por capas vecinas y por efecto de invasión • R>250 ohm ---> no confiable • Grandes caliper • Lodos salinos a saturados
6.7 Tipos de agujeros a utilizar El dispositivo de Registro de Neutrón Compensado CNL también se puede correr en pozos entubados, pero requiere correcciones ambientales globales porque carece de los sistemas de protección contra ambiente de pozo y de enfoque como los del dispositivo CHFP.
7 REGISTRO D DE P POROSIDAD N NEUTRÓN
El registro de Neutrones es una medición de la concentración de hidrógeno o índice de hidrógeno en la formación. Desde una fuente radioactiva en la herramienta se emiten neutrones de manera continuada hacia la formación, estos neutrones colisionan con núcleos en la formación, principalmente con átomos de hidrógeno que tienen masa similar. Al colisionar, los neutrones pierden energía en cada colisión hasta que son absorbidos por un núcleo. Con la siguiente emisión de rayos gamma, esta pérdida de energía está en relación directa con la concentración de átomos de hidrógeno, los cuales forman parte fundamentalmente del agua que está contenida en los espacios porosos. De ahí que se puede relacionar la medición efectuada con valores de porosidad del medio. • La medición efectuada por la herramienta se expresa directamente en valores de
porosidad total.
7.1 Principio de medición. Este registro responde al hidrógeno contenido de la formación y, por tanto, en formaciones limpias el registro neutrón reflejara el líquido presente en el espacio poroso. Comparando el registro neutrón con otro registro de porosidad o datos de núcleos, zonas de gas pueden ser identificadas. Combinaciones del registro neutrón con uno u otros dos registros de porosidad produciría un valor de porosidad más correcto y permitiría la identificación de la litología. Los registros neutrónicos se utilizan principalmente para delinear formaciones porosas y para determinar su porosidad. Responden principalmente a la cantidad de hidrógeno contenido en la formación. Por lo tanto, en formaciones lim pias cuyos poros estén saturados con agua o aceite, el registro de neutrones refleja la cantidad de porosidad saturada de fluido. Las zonas de gas con frecuencia pueden identificarse al comparar el registro de neutrones con uno o más registros de porosidad o con un análisis de muestras. Una combinación de registros de neutrones con uno o más registros de porosidad proporcionan valores de porosidad e identificación de litología aún más exactos, incluso una evaluación del contenido de arcilla. El registro neutrón mide la habilidad que poseen las formaciones para atenuar el paso de neutrones a través de ellas. Los neutrones son partículas eléctricamente neutras; cada una tiene una masa casi idéntica a la masa de un átomo de hidrógeno. Por medio de una fuente radioactiva (como plutonio-berilio o americo-berilio), colocada en la sonda, se emiten continuamente neutrones con una energía de 4 a 6 megaelectrónvolts a la formación. Estos neutrones chocan con átomos de los materiales existentes en la formación y se desaceleran (pierden energía) hasta alcanzar en muy poco tiempo un estado tal que se mueven al azar, sin ganar ni perder energía. La mayor pérdida de energía ocurre cuando el neutrón golpea un núcleo con una masa prácticamente igual a la suya, es decir un núcleo de hidrógeno. Por lo tanto, la desaceleración de neutrones depende en gran parte de la cantidad de hidrógeno de la formación. En este estado, llamado térmico (estado que se alcanza en unos cuantos microsegundos debido a las colisiones sucesivas), los neutrones son capturados por varios materiales (núcleos de átomos como cloro, hidrógeno o silicio). Al momento de la captura, el núcleo capturante se excita intensamente y emite un rayo gamma de captura que es registrado por el contador colocado también en la sonda, a cierta distancia de la fuente de neutrones. Dependiendo del tipo de sonda, se registran los rayos gamma de captura o los neutrones mismos. Si la concentración de hidrógeno del material que rodea a la fuente de neutrones es alta, la mayoría de éstos son desacelerados y capturados a una corta distancia de la fuente. Por el contrario, si hay poca concentración de hidrógeno, los neutrones se alejan de la fuente antes de ser capturados. De acuerdo con esto, la frecuencia de conteo en el detector aumenta para bajas concentraciones de hidrógeno y viceversa. En una formación limpia, el hidrógeno se encuentra sólo en el agua, el aceite y el gas. Ambos líquidos contienen aproximadamente la misma cantidad de hidrógeno, el gas tiene menos. La herramienta de registro de porosidad neutrón contiene una fuente emisora de neutrones, que produce neutrones rápidos que bombardean la formación. Los neutrones emitidos son desacelerados (o termalizados) por colisión, principalmente con núcleos de hidrógeno en la formación. Algunos de los neutrones desacelerados regresan a la herramienta, donde son contados por dos detectores de He3, espaciados a diferentes distancias de la fuente. Las visualizaciones duales ofrecen la compensación de las condiciones rugosas del pozo.
7.2 Ventajas y desventajas Ventajas
En formaciones limpias con poros llenos con líquidos y matriz litológica conocida, la determinación de porosidad es relativamente precisa La herramienta de CNL puede utilizarse para determinar la porosidad de la formación y resalta la presencia del gas cuando se utiliza junto con otras herramientas. Está compensada para diversas condiciones ambientales y se puede utilizar en un ambiente de perforaciones revestido para determinar la porosidad a través del revestimiento.
Incorpora un descentralizador flexible. El descentralizador flexible ayuda garantizar que tanto éste como la herramienta LDT se ubique contra la pared de la perforación, lo que facilita datos constantes de elevada calidad. Está modelada para las fuentes Am 241Be y para las Cf 252. Está compensada para condiciones del pozo, revestimiento y cemento Se puede utilizar en combinación con otras herramientas UW o por separado. La corta longitud de la herramienta facilita el montaje. Desventajas
El Neutrón es afectado por la presencia de gas. Es muy útil cuando se corre con otros perfiles
7.3 Factores que afectan la medición
Arcillosidad: Alta porosidad frente a formaciones arcillosas o arenas arcillosas Tipo de fluido o Agua: Fresca Sin efecto en la Porosidad Neutrón o Salina: Baja la Porosidad Neutrón o Petróleo: Poco o nada de efecto en la Porosidad Neutrón o Gas Muy baja la Porosidad Neutrón Compactación: La Porosidad Neutrón no es afectada Porosidad Secundaria: El CNL mide la Porosidad Total (Primaria + Secundaria) Efecto de forma del pozo: Mínimo efecto Correcciones ambientales Temperatura, presión de Fm, salinidad del agua de Fm y del lodo, peso del lodo Una única matriz conocida debe estar presente para determinar con precisión las porosidades. Se producen errores grandes si la selección de matriz es incorrecta. La presencia de hidrógeno en agua ligada químicamente hace que la herramienta CNL / DNL lea altas porosidades en formaciones de rocas. El agua dulce no tiene efectos. El agua salina tiene un contenido reducido de hidrógeno y la herramienta CNL / DNL leerá baja porosidad; La corrección está en el libro de cartas. Si el contenido de hidrógeno es cercano al del agua, hay poco o ningún efecto. Si la concentración de hidrógeno es baja, la herramienta CNL / DNL lee baja porosidad. Todos los registros de neutrones no se ven afectados por la compactación. Todos los equipos de neutrones miden la porosidad total (incluyendo primaria y secundaria). Los efectos del agujero áspero son minimizados por una gran profundidad de investigación obtenida mediante el uso de una fuente de alto rendimiento y el sistema de dos detectores. Cuando se ejecuta en combinación con la herramienta de densidad, un sistema de corrección automática de pinzas es preciso a [356 mm]. Normalmente no hay corrección de separación cero. La corrección neta promedio suele ser entre una y tres unidades de porosidad. Por lo tanto, para los cálculos a mano, la corrección normalmente no se hace.
7.4 Tipo de agujeros a utilizar Este registro puede correrse tanto en hueco abierto como entubado y con cualquier fluido dentro del pozo. Los dispositivos usados actualmente utilizan dos detectores neutrónicos que puede ser termales o epitermales, o la combinación de los dos sistemas.
7.5 Herramientas de porosidad neutrón 7.5.1 Herramienta de registro de neutrones compensada (CNL) La herramienta de registro de neutrones compensado contiene una fuente radiactiva que bombardea la formación con neutrones rápidos. Los neutrones se ralentizan, primeramente por átomos de hidrógeno en la formación. Los detectores cuentan los neutrones lentos desviados de nuevo a la herramienta. Debido a que la herramienta CNL responde principalmente al contenido de hidrógeno de la formación, las mediciones se escalan en unidadesde porosidad. Ambos neutrones, epitermal (energía intermedia) y térmicos (lento) pueden medirse en función del diseño del detector. La herramienta CNL utiliza dos detectores térmicos para producir una medición térmica compensada del pozo. El DNL * de doble herramienta de registro de neutrones de energía (CNT-G) tiene dos detectores térmicos y dos pitermales que hacen mediciones de energía separados para la detección de gas y la mejora de la descripción del yacimiento.
7.5.2 Sonda Altamente Integrada de Rayos Gamma Neutrón (HGNS) Sonda Altamente Integrada de Rayos Gamma Neutrón (HGNS) es el componente de la Plataform Expreso es la herramienta de sondeo por cable que mide la porosidad neutrón. El HGNS contiene sensores para la determinación de la porosidad de neutrones y haz de rayos gamma y las mediciones de herramienta de aceleración. Partiendo del principio de medición de porosidad de neutrones como para la herramienta estándar CNL, el HGNS aplica corrección de velocidad a las mediciones, que también se benefician de las características mejoradas de confiabilidad de la herramienta Platform Express.
7.5.3 Herramienta de porosidad neutrón compensado SlimXtreme (QCNT) La herramienta de SlimXtreme Compensado Neutron Porosidad (QCNT) proporciona la misma alta calidad, ambientada correctamente por los datos de porosidad como la herramienta estándar CNL dad. El diámetro de la herramienta 3” [7,62 cm] tiene una
capacidad de hasta 8 h de registro continuo a 500 °F [260 °C] y 30,000 psi [207 MPa].
7.5.4 Herramienta de Porosidad de la Formación en Pozo Entubado (CHFP) La herramienta de Porosidad de la Formación en Pozo Entubado (CHFP) hace precisa porosidad de la formación y las mediciones sigma en pozos entubados. La combinación de un generador de neutrones pulsado con protección de pozo y focalización obtiene mediciones de porosidad que son afectadas mínimamente por el ambiente del pozo. La detección epitermal de neutrones prácticamente elimina los efectos de los absorbentes térmicos de neutrones y la formación y salinidad de los pozos, así como la sensibilidad a la densidad de la matriz, la separación de la herramienta y la temperatura.
8 RADIACTIVIDAD N NATURAL
En este tipo de perfilaje se mide la radiactividad natural o inducida de las capas atravesadas por una perforación. En el primer caso se mide la radiación gamma natural emitida principalmente por los isótopos del torio ( 90Th), el uranio ( 92U) y el 19K40 , presentes en las formaciones, mediante el desplazamiento de un detector a lo largo del pozo. En el segundo se requiere una fuente de radiación ( 88Ra226, 55Cs137 o 27Co60) cuyo efecto sobre las formaciones alrededor del pozo se registran. Este procedimiento requiere un cuidadoso y responsable manejo de la fuente radiactiva, incluso cuando no es utilizada.
8.1 RADIACTIVIDAD Ciertos elementos denominados radiactivos son inestables y sus átomos sufren transformaciones espontáneas, convirtiéndose en átomos de elementos diferentes, que pueden también ser radiactivos o no. En el primer caso el proceso de desintegración continuará hasta obtener un elemento estable (tabla I) El nombre se debe a que el Radio (88Ra) fue uno de los primeros elementos radiactivos estudiados por los esposos Curie. Las emisiones más comunes en esta mutación son: Partícula
Descripción núcleos de helio ( +2He++)
partículas alfa ( partículas ( , )
beta electrones (-1e0), positrones ( +1e0)
radiación gamma ( )
radiación electromagnética (o corpuscular de masa y carga nulas, en cuyo caso se denominan fotones)
neutrones (n)
son las únicas partículas (o radiaciones) que pueden activar (convertir en radiactivos) núcleos que antes no lo eran.
La radiación es muy poco penetrante, un vestido o una hoja de papel son suficientes para detenerla. En su emisión, el núcleo emisor se transforma según: ZXA
Z-2 YA-4 + 2He
++ = Z-2 YA-4 +
)
La radiación es más penetrante, pero se la puede parar con una lámina de metal. Las ecuaciones de transformación son: ZXA
Z+1 YA +
e- +
ZXA
Z-1 YA +
e+ +
-
en el primer caso un neutrón muta a protón con emisión de donde y un antineutrino ( ) y en el segundo un protón se transforma en un neutrón con emisión de y un neutrino ( ). Los núcleos resultantes de los decaimientos suelen quedar excitados, lo que comúnmente provoca emisión de radiación , que es muy penetrante. Para frenarla se requieren, en casos extremos, planchas de plomo muy gruesas. Los neutrones no forman parte de las transformaciones espontáneas sino que se producen en las reacciones de fisión, la que contribuyen a producir en el caso de núcleos fisibles, que son aquellos que no son naturalmente fisionables pero cuya fisión puede ser excitada, tal el caso del U235 y el Pu239. Los neutrones para usos científicos y aplicaciones industriales que requieran grandes flujos se obtienen del núcleo de un reactor nuclear en tanto que para aplicaciones industriales como detectores de humedad, perfilaje radiactivo de pozos, etc. se utilizan fuentes selladas aprovechando la propiedad del berilio (4Be), que irradiado con partículas alfa las absorbe emitiendo neutrones de alta energía (10000 a 12000 km/seg). Como exitadores alfa se utilizan comúnmente el radio o ( 88Ra) y el americio ( 95Am), dando lugar a las fuentes Ra-Be y Am-Be.
Desintegración de algunos isótopos radiactivos
8.2 NÚCLEOS Y NÚCLIDOS O NUCLEÍDOS. Los elementos fueron ordenados en la tabla periódica (Mendeleiev) por el número atómico Z, número de protones que en el átomo neutro es igual al número de electrones y define las propiedades químicas. La observación de que casi todos los pesos atómicos A eran números no enteros llevó al descubrimiento del neutrón, que núcleos de un mismo elemento pueden tener en distinto número, dando lugar a isótopos diferentes. Isótopos de un mismo elemento tienen el mismo número atómico Z, pero distinto número de masa A. Es así como se habla de 6C12, 6C13 ó 6C14 para diferenciar los isótopos de carbono. En el lenguaje de la física nuclear cada uno de estos isótopos es un núclido o nucleído distinto, pues como no se tienen en cuenta los electrones por su baja energía de enlace, como núcleos son especies diferentes, por ejemplo el 6C14 es radiactivo y el 6C12 es estable. Todos los elementos de la tabla periódica con número atómico superior a 83 son radiactivos, pero como se observa en la tabla I, existen isótopos de elementos de número inferior que también lo son. Los tres primeros casos de esta tabla constituyen las series de desintegración conocidas como del uranio (fig. 242), del actinio y del torio. Como se observa en las tablas I y II, la radiactividad es una propiedad que difiere de una sustancia a otra, así por ejemplo, cada gr de 92U238 produce 18000 desintegraciones por segundo o 18000 bequerelios (Bq), valor que asciende a 3.7*10 10 en el 88Ra226. Este último valor se suele también utilizar como unidad de desintegración con el nombre de curie (Ci) 1Ci = 3.7*1010Bq Por tanto, mientras un gramo de 88Ra226 es suficiente para lograr un Ci, se necesitan dos toneladas de 92U238 para obtener igual actividad.
Serie de desintegración del Uranio Vida media de los isótopos radiactivos de la serie del uranio
8.3 INTERACCIÓN DE LA RADIACIÓN CON LA MATERIA 8.3.1 CONSTANTE DE DESINTEGRACIÓN
8.4 RADIACIÓN GAMMA 8.4.1 EL FACTOR DE ATENUACIÓN
8.5 PERFIL DE RADIACION GAMMA 8.5.1 MEDICIÓN DE LA RADIACIÓN GAMMA 8.5.2 USOS DEL PERFIL DE RADIACIÓN GAMMA
Conclusión
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