UIS
REGISTROS DE RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR
Yeison Gil Otalora Yessika Pachón Katherine Prada Profesor Carlos Amaya UIS
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REGISTROS DE RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR
YEISON GIL OTALORA COD 2063305 YESSIKA FERNANDA PACHON COD 2063586 KATHERINE PRADA PALOMO COD 2061770
REGISTROS DE POZOS GRUPO L1
CARLOS AMAYA INGENIERO DE PETROLEOS
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INTRODUCCIÓN En la industria petrolera es sustancial determinar la presencia de hidrocarburos, y para estimar las reservas se ha utilizado el perfilaje de pozos como el método económico preferido para evaluar formaciones perforadas. Los registros convencionales han mejorado progresivamente su determinación de porosidad y saturación de fluidos, pero no ha podido proveer una estimación sistemática de la permeabilidad. Los avances en la tecnología de las mediciones, sumados al mejoramiento de las técnicas de procesamiento, han generado nuevas aplicaciones para los registros de resonancia magnética nuclear (RMN). Una nueva herramienta de RMN de fondo de pozo ofrece la información convencional, además de la caracterización de las propiedades de los fluidos. Estos datos permiten identificar los tipos de fluidos y sus propiedades básicas, la porosidad, las zonas de transición y el potencial de producción en ambientes complejos
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CONTENIDO
INTRODUCCION 1. DESARROLLO HISTORICO 2. MARCO TEORICO 2.1 PRINCIPIO DE LA RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR 2.1.1 MAGNETISMO NUCLEAR 2.1.2 DATOS SIN PROCESAR DE LA RMN 2.1.3 MECANISMOS INCIDENTES EN LOS PROCESOS DE RELAJACION 2.2 HERRAMIENTA 2.2.1 MRIL 2.2.2 CMR 2.2.3 MR SCANNER 2.2.4 COMPARACION ENTRE HERRAMIENTA CONVENCIONAL Y DE RMN
2. 3 APLICACIONES 2.3.1 IDENTIFICACION DE HIDROCARBUROS CON RMN 2.4 EJEMPLO
3. CONCLUSIONES 4. BIBLIOGRAFIA
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1. DESARROLLO HISTÓRICO Si bien la tecnología de RMN fue introducida inicialmente en la década de 1960, el desarrollo de una herramienta de RMN que proveyera información útil para los petrofísicos, insumió 30 años. La primera herramienta de RMN por pulsos desplegada con éxito fue introducida a comienzos de la década de 1990 por NUMAR Corporación, ahora subsidiaria de Halliburton. Equipadas con imanes de pre-polarización permanentes, estas herramientas de adquisición de registros utilizan pulsos de radio frecuencia (RF) para manipular las propiedades magnéticas de los núcleos de hidrógeno en los fluidos de yacimientos. Schlumberger pronto hizo lo propio e introdujo la herramienta de resonancia magnética combinable CMR. En general, las mediciones de RMN no eran aceptadas con entusiasmo porque los datos no siempre se asimilaban bien con los esquemas de interpretación existentes. No obstante, quienes primero adoptaron estas nuevas mediciones encontraron aplicaciones para las mismas y, a medida que las herramientas evolucionaron, los petrofísicos establecieron el valor de los registros de RMN para los intérpretes; creando un nicho en proceso de expansión en la industria del petróleo y el gas. Hoy en día, la mayoría de las compañías de servicios ofrecen algún tipo de dispositivo para obtener registros de RMN, y se han desarrollado herramientas de RMN LWD para proporcionar información acerca de la calidad de los yacimientos en tiempo real o casi real.
NUMAR-Halliburton desarrollo la MRIL-prime 1998 Schlumberger cr eo la la CMR combinable de RF en 1995 Primera herramienta 1991 creada por NUMAR (Comercial) RMN con información petrofísica úti década de 1990 ecnología de RMN introd ucida en 1960 or Chervron (Brown y Gamson campo terrestre) terrestre)
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2. MARCO TEÓRICO
La extraordinaria tecnología de adquisición de perfilaje de (RMN) ha estado en continua evolución durante los últimos diez años. Las compañías petroleras utilizan estas mediciones en una variedad de aplicaciones.
RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR Los movimientos de los núcleos atómicos pueden controlarse y detectarse directamente con un aparato de resonancia magnética nuclear (RMN). Muchos (aunque no todos) núcleos atómicos pueden pensarse como pequeñas barras magnéticas que tienen un polo norte y un polo sur. En Los núcleos sus polos magnéticos y geográficos coinciden exactamente. El núcleo de hidrógeno, que consta de un solo protón, es magnético y es un componente abundante del agua, el gas y el petróleo. Son de interés en la búsqueda de hidrocarburos.
Nuclear : Relativo al núcleo de un átomo, compuesto de protones y neutrones, o en el caso del núcleo de hidrógeno, compuesto de un solo protón.
Magnética: Los movimientos nucleares se controlan mediante campos magnéticos. Resonancia : Utilizamos la resonancia para manejar de manera eficiente los núcleos con campos magnéticos.
Resonancia magnética: Un fenómeno mediante el cual un núcleo absorbe radiación electromagnética de una frecuencia específica en presencia de un fuerte campo magnético. Isidor Isaac Rabi (1898 - 1988) Figura 1: Resonancia Magnética Nuclear
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2.1 PRINCIPIO DE LA RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR La RNM se construye en base a una señal que proviene de los núcleos de hidrógeno. En el centro de la herramienta MRIL, un imán permanente produce un campo magnético que magnetiza los materiales de la formación. Una antena que rodea a este imán transmite energía de radiofrecuencia hacia la formación, en ráfagas controladas con precisión en el tiempo en forma de campo magnético oscilatorio. Durante el tiempo entre pulsaciones, la antena se utiliza para escuchar la señal de eco decadente proveniente de aquellos protones de hidrógeno que están en resonancia con el campo del imán permanente. Dado que existe una relación lineal entre la frecuencia de resonancia del protón y la intensidad del campo magnético permanente, se puede ajustar la frecuencia de la energía transmitida y recibida a efecto de investigar regiones cilíndricas a diámetros diferentes alrededor de la herramienta MRIL.
2.1.1 MAGNETISMO NUCLEAR Muchos núcleos atómicos poseen un momento magnético y se comportan como imanes en rotación. Estos imanes interactúan con los campos magnéticos externos y producen señales medibles que se pueden maximizar si los campos oscilan a la frecuencia de resonancia de un núcleo en particular. El núcleo de hidrógeno se puede considerar como una barra imantada cuyo eje magnético está alineado con el eje del momento rotacional del núcleo. Cuando hay muchos átomos de hidrógeno presentes y no existe ningún campo magnético externo, los ejes de los momentos rotacionales nucleares del hidrógeno están alineados al azar
Polarización:
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Figura 2: Principio RMN
Núcleos de hidrógeno se comportan como imanes microscópicos de barra.
Polarización Polarización de los n úcleos Tiempo de Espera
ren de pu lsos de RF TE Tiempo entres pulsos espaciamiento entre ecos
Am plitud inicial inicial de un tren de ecos se relaciona con el numero de núcleos de Hidrogeno asociados con los fluidos dentro de los poros.
2.1.2 DATOS SIN PROCESAR DEL PERFIL Y DISTRIBUCIÓN T2 CON RMN Antes de que una formación sea perfilada con una herramienta RMN, los protones en los fluidos de la formación están orientados al azar. A medida que la herramienta pasa en frente de la formación, va generando campos magnéticos que activan esos protones. Se usan secuencias pulsantes diseñadas para generar una serie de así llamados ecos de
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tamaños porales. Los tres estilos de presentación reflejan diferentes visualizaciones del mismo conjunto de datos. Los ecos de momentos rotacionales registrados se pueden traducir de tal forma que la distribución de T 2 depende directamente de la porosidad de la formación lo cual se puede realizar aplicando una serie de ecuaciones matemáticas (Figura 3), las cual permiten obtener una relación directa de los resultados con las propiedades que se desean medir. Figura 3: Conversión de ecos de momentos rotacionales
M(t) Amplitud del eco
Datos crudos: Tren Tren de ecos
P(i) Porosidad
Re sultado de procesamiento: Distribu ción de T
2.1.3 MECANISMOS INCIDENTES EN LOS PROCESOS DE RELAJACIÓN La amplitud de los ecos es proporcional a la magnetización neta en el plano transversal al campo estático creado por los imanes permanentes. La amplitud del eco inicial se relaciona directamente con la porosidad de la formación. La intensidad de los ecos subsiguientes se reduce exponencialmente durante el ciclo de medición. La velocidad de decaimiento exponencial, representada por la velocidad de relajación T 2, es básicamente
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DEPENDIENTE DE LA POROSIDAD. Relajación de la Superficie Granular: Los fluidos que se encuentran cercanos o en contacto con la superficie de los granos, relajan mucho más rápido que aquellos alejados de dichas superficies. Debido a las complejas interacciones magnéticas que ocurren entre los protones de los fluidos y los átomos de impurezas paramagnéticas en la superficie de los granos, existe una alta probabilidad de que el protón relaje rápidamente cuando se encuentra próximo a la superficie de los granos. Es claro que a menor tamaño de poro en la formación, mayor es la frecuencia con la que los protones "visitan" e interactúan con la superficie del poro, dando origen de esta forma a T 2 más cortos.
DEPENDIENTE DEL TIPO DE FLUIDO.
Relajación Intrínseca del Fluido:
Por ejemplo, la contribución de la relajación intrínseca del fluido se debe principalmente a la interacción magnética entre los protones de las moléculas del fluido, la que a menudo se denomina interacción espín-espín. El movimiento molecular del agua y del petróleo liviano es rápido, de manera que la relajación es ineficiente y da origen a T 2 largos. Sin embargo, a medida que los líquidos se tornan más viscosos, los movimientos moleculares se hacen más lentos. Es por eso que los campos magnéticos que fluctúan debido a su movimiento relativo, se acercan a la frecuencia de precesión de Larmor y las interacciones de relajación magnética espín-espín se vuelven mucho más efectivas, dando origen a T 2 cortos. De esta manera se puede identificar el bitumen y los petróleos viscosos, puesto que sus T 2 son menores que los del petróleo liviano o del agua.
Relajación debido a la difusión molecular:
Relajación derivada de la difusión en un gradiente de B 0 Teniendo en cuenta que los
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Figura 4: Resumen de los tiempo de relajación de los distintos fluidos en función del mecanismo de relajación FLUIDO FLU IDO LIBR •
Relajación de la Relajación superficiee granular superfici •
AGUA LIGADA A CAPILARES •
Función de la distribución del tamaño de los poros
•
T2 < 3 mseg
ALQUITRAN O BITUMEN
Relacionada con el tipo de fluido presente en los poros
•
cortos casi no detectable en RMN.
PETRÓLEOS PESADOS
Relajación por difu sió Relajación molecular •
T2 > 3 mseg < T 2 del fluido libre.<
A G U A A D E H R I D A A A R C I LL LL A
Relajación de procesos de Relajación fluidos volumét ricos •
T2 largos
•
Relacionada con el tipo de fluido presente en los poros.
cortos similares a fluidos ligados a arcilla.
PETRÓLEOS LIVIANOS •
largos similares a los fluidos libres.
GA •
.
Efectos del petróleo sobre las distribuciones de T2
aún mas largo que el petróleo.
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Para los poros rellenos de salmuera, la distribución de T 2 generalmente refleja la distribución del tamaño de los poros de la roca. Esta distribución a menudo es bimodal, es presentando los poros pequeños y grandes (Figura 5). Los poros pequeños contienen fluidos ligados a la arcilla y ligados por capilaridad, y poseen tiempos de relajación cortos. Los poros grandes contienen agua libre móvil y poseen tiempos de relajación más largos. La línea divisoria entre el fluido ligado y el fluido libre es el punto de corte de T 2. Cuando los espacios de los poros del yacimiento están rellenos de petróleo, la distribución medida de T2 está determinada por la viscosidad y la composición del petróleo. Debido a su estructura molecular, el alquitrán (bitumen) y los petróleos pesados viscosos poseen velocidades de decaimiento rápidas, o tiempos T 2 cortos. Los petróleos más livianos y el condensado poseen un espectro de tiempos T 2, que se superponen con los de los poros más grandes rellenos de salmuera. La mezcla de petróleo y agua en el yacimiento produce una combinación de tiempos T 2 que se basa tanto en el tamaño de poros como en las propiedades de los fluidos.
2.2. HERRAMIENTA Las herramientas usadas en la resonancia magnética nuclear son 3:
1. MRIL
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La herramienta MRIL de NUMAR mide fracciones cilíndricas (shells) resonantes y concéntricas, de espesor variable, y a distancias fijas de la herramienta, determinándose la DOI según el tamaño del agujero y la posición de la herramienta en el mismo. La última versión de la herramienta de NUMAR es la MRIL-Prime, que incorpora mejoras que permiten aumentar la velocidad y la eficiencia del perfilaje. Está equipada con imanes pre polarizadores de 3 pies ubicados por encima y por debajo de la antena, lo cual permite registrar hacia arriba y hacia abajo, y ofrece una capacidad de medición con multicápsulas de nueve frecuencias. Cada cápsula de medición se puede programar con una secuencia de pulsación diferente, y la medición se puede alternar entre las distintas cápsulas a través del cambio de frecuencia. La variación total en la profundidad de investigación de las nueve cápsulas, es de aproximadamente 1 pulgada. La operación multifrecuencia permite realizar una medición de la porosidad total y adquirir datos multiparámetros con diferentes secuencias de pulsado en cada cápsula.
Figura 6: Herramienta MRIL
Pozo de Perforación
760kHz 580kH z ~1 ”
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Figura 7: Herramienta CMR
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2.2.3 LA HERRAMIENTA MR SCANNER La difusión molecular es la clave para revelar las propiedades de los fluidos derivadas de los datos RMN. El gas y el agua poseen velocidades de difusión características característ icas que pueden ser calculadas para determinadas condiciones de fondo de pozo. El petróleo posee un rango de valores de difusión basados en su estructura molecular. La difusión es la forma como se disponen e interactúan las moléculas de un fluido en un espacio y tiempo determinado, por ejemplo si se tienen dos tanques conectados con un gas cuando se abre la llave para intercomunicarlos en muy poco tiempo el sistema se estabiliza gracias a que en el estado gaseoso la moléculas están mas dispersas y tienen menos contacto entre ellas lo que les permite acomodarse fácilmente cuando se perturban, lo que no ocurre en los líquidos que al estar más unidas las moléculas tienden a chocar una contra otra con más frecuencia lo que les impide lograr un equilibrio en menor tiempo. Esta cuantificación cuantificac ión de la difusión es posible gracias a una nueva herramienta MR Scanner. Permite el cálculo de las saturaciones de los fluidos sino que ayuda a inferir la viscosidad del fluido A diferencia de un valor de saturación derivado de la ecuación de Archie, las técnicas de medición de la saturación basadas en la RMN resultan de utilidad en entornos de agua dulce o en aguas de formación de salinidad desconocida. La mojabilidad también puede inferirse inferirs e y evita los efectos efectos de fluidos provenientes de una región vecina al pozo que se conoce como zona invadida, donde los efectos del filtrado del lodo son más intensos.
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El diseño de la herramienta herramient a MR Scanner ofrece la DOI fija de un dispositivo de patín, con la flexibilidad flexibili dad de las DOI múltiples de las fracciones cilíndricas resonantes. Consta de una antena principal optimizada para obtener datos de las propiedades de los fluidos y dos antenas más cortas, de alta resolución, más adecuadas para la adquisición de las propiedades RMN básicas. La DOI está determinada por la intensidad del campo magnético y la frecuencia de operación. El procedimiento operativo estándar consiste en en adquirir los datos utilizando las fracciones cilíndricas cilíndric as correspondientes a las 1.5, 2.7 y 4.0 pulgadas. La antena principal opera a frecuencias múltiples correspondientes correspondiente s a volúmenes de medición independientes (cilindro), (cilindro ), en DOI espaciados de manera uniforme. Figura 9: Detalle de la herramienta
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medición, además de adquisición simultánea de tres fracciones cilíndricas, elimina la necesidad de efectuar múltiples pasadas para obtenerlos datos de las tres DOI.
2.2.4 COMPARACIÓN DE LAS HERRAMIENTAS Convencional -Más sensibles a los materiales en la matriz mineral que a los fluidos presentes en los poros. -Los instrumentos están fuertemente influidos por la presencia de minerales conductivos. -Requiere calibración de la herramienta con la litología.
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Figura 10. Cantidad de fluidos
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Los hidrocarburos también difieren entre sí y de las salmueras en viscosidad y difusividad. El perfilaje de RMN utiliza estas diferencias para caracterizar los fluidos en el espacio poral. Figura 11: Propiedades de los fluidos SOLIDOS
FLUIDOS
Limite de Limite Agua-Arcilla capilar agua
Agua Móvil
Hidrocarburos
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Figura 12: Distribución del tamaño poral
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El registro RMN provee la siguiente información:
Porosidad independiente de la mineralogía. Distribución de la porosidad, complementada con la distribución de tamaños porales en formaciones saturadas con agua. Permeabilidad, determinada a partir del índice de fluido libre y el volumen de agua irreducible. Volumen de agua irreducible y fluido libre, si hay un valor confiable de T 2.
La herramienta MRIL Suministra la siguiente información:
Cantidad de fluido en la roca. Propiedades de los fluidos. Tamaño de los poros, que contienen el fluido.
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2.4 EJEMPLO En la actualidad, nuestro aparato de RMN para pozos petroleros se utiliza a nivel
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Figura 13: Registro RMN
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3. CONCLUSIONES
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4. BIBLIOGRAFIA