Guía virtual para el aprendizaje sobre los registros usados en perforación by Jonathan Barrios

GUÍA VIRTUAL PARA EL APRENDIZAJE SOBRE LOS REGISTROS USADOS EN PERFORACIÓN

CAMILO ERNESTO GAITAN MILLAN

COINSPETROL LTDA ESCUELA DE PERFORACIÓN TÉCNICO LABORAL POR COMPETENCIAS EN PERFORACIÓN Y COMPLETAMIENTO DE POZOS DE PETRÓLEO VILLAVICENCIO 2012

GUÍA VIRTUAL PARA EL APRENDIZAJE SOBRE LOS REGISTROS USADOS EN PERFORACIÓN

CAMILO ERNESTO GAITAN MILLAN

TRABAJO DE GRADO PRESENTAO COMO REQUISITO PARA OPTAR EL TITULO DE TECNICO EN PERFORACION Y COMPLETAMIENTO DE POZOS PETROLEROS PARA LA INDUSTRIA DEL PETROLEO

COINSPETROL LTDA ESCUELA DE PERFORACIÓN TÉCNICO LABORAL POR COMPETENCIAS EN PERFORACIÓN Y COMPLETAMIENTO DE POZOS DE PETRÓLEO VILLAVICENCIO 2012

NOTA DE ACEPTACION

___________________________________

___________________________________ FIRMA DE JURADO

__________________________________ FIRMA DE JURADO

___________________________________ FIRMA DE JURADO

___________________________________ DIRECTOR DEL TRABAJO

VILLAVICENCIO, META OCTUBRE DEL 2010 DEDICATORIA

Homenajeo este proyecto con mucho devoción y amor: Al todopoderoso por engendrar,

utopía y conocimiento; A mis padres, vitales motivadores de mis

metas y sueños, aunque hemos pasado momentos difíciles siempre han estado apoyándome y brindándome todo su amor, por todo esto les agradezco de todo corazón el que estén conmigo a mi lado. A toda mi familia, de donde herede la pasión por la vida; a mis amigos, que siempre están conmigo apoyándome en los buenos y malos momentos. Dedico este proyecto a COINSPETROL porque como alumno y futuro técnico de perforación y completamiento de pozos de petróleo, me siento muy satisfecho de haber realizado mis estudios en esta corporación tan prestigiosa, que nos ha establecido con buenas bases en términos de conocimiento y nos ha enriquecido como personas a lo largo de nuestra formación académica.

AGRADECIMIENTOS

Primero y antes que nada, dar gracias a Dios, por estar conmigo en cada paso que doy, por fortalecer mi corazón e iluminar mi mente y por haber puesto en mi camino a aquellas personas que han sido mi soporte y compañía durante todo el periodo de estudio. Agradezco hoy y siempre a mi familia porque a pesar de no estar presentes físicamente, sé que procuran mi bienestar, claro que si no fuese por el esfuerzo realizado por ellos, mis estudios no hubieses sido posibles, porque a pesar de la distancia, el ánimo, apoyo y alegría que me brindan me dan la fortaleza necesaria para seguir adelante. Gracias al director de la escuela de perforación Remberto Taron, por ayudarme en tantas ocasiones por brindarme su apoyo y conocimiento para llevar este proyecto adelante.

GLOSARIO ADN: Azimuthal Density Neutron Sensor de porosidad y densidad (modelo de la la marca Shulumberger). AIM: At-bit Inclination Measurement Sensor direccional y de inclinación que está directamente sobre la broca (modelo de la marca Schulumberger). ARC: Array Resistivity Compensated Tool Sensor de resistividad y rayos gamma (modelo de la marca Shulumberger) AZIMUTH: Azimuth, es la posición que tiene la sarta con relación a un cuadrante de 360 grados. BAPD: Barriles de Agua por día. BHA: Bottom Hole Assembly, ensamblaje de Fondo, es el diseño completo de una sarta de perforación o reacondicionamiento. BFPD: Barriles de Fluido por día. BPPD: Barriles de Petróleo por día. COILED TUBING: Trabajo de pesca en el que se punzona la tubería atrapada baleándola para que esta se rompa. DLS: Dog Leg Survey Es el grado de inclinación que ha adquirido el hoyo por cada 100 pies medidos.

GAPI: API Gamma Ray Unit Unidad de medida de los Rayos Gamma.

GR: Gamma Ray Impulsos de alta energía de ondas electromagnéticas que son emitidos espontáneamente por algunos elementos radioactivos. Gpm: Galones Por Minuto. GST: Geostering Tool. LINER: Tubería ranurada de completación. LWD: Siglas en inglés de Logging While Drilling (Registros Durante la Perforación). MD: Measurement Depth. Es la medida de profundidad del hueco perforado MWD: Siglas en inglés de Measurement While Drilling (Medición Durante la Perforación). Ohm/m: Ohmios/metro. Es la unidad de medida de la resistividad. La resistividad de una formación en ohmios-metro es la resistencia en ohmios de un cubo de un metro de lado cuando la corriente fluye entre caras opuestas del mismo. OD: Outside Diameter, diámetro exterior. PESCADO: Es la denominación que se le da a toda la sarta de herramientas que ha quedado atrapada en un pozo. PSI: Pounds Square Inch Libras por pulgada cuadrada, medida inglesa de presión. RAB: Resistivity at the bit Sensor de resistividad de barrena (modelo de la marca Shulumberger).

Rt: Resistividad. Es la capacidad que tiene una sustancia para impedir el paso de la corriente eléctrica. SIDETRACK: Es la perforación desviada y forzosa de un pozo previamente perforado. SLIM PULSE: Collar de 4 ¾” OD donde está instalada la válvula generadora de impulsos, posee además sensores de GR e inclinación (modelo de la marca Schulumberger). TOOLFACE: Es la orientación de la herramienta con relación a la la latitud y a la longitud (Norte-Sur, Este-Oeste). TOP DRIVE: Equipo hidraúlico de perforación acoplado a la polea viajera que provee el movimiento de rotación a la sarta.

CONTENIDO INTRODUCCION……………………………………………………………………..12 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA………………...………………...…..…..13 JUSTIFICACION………………………………………………..…….……….........15 OBJETIVOS…………………………………………………… …….….….…..….16 Objetivo General………………………………………………………….....…. …16 Objetivos Específicos…………………………………………………..………….16 ALCANCES Y LIMITACIONES…………………………..…………………… ….17 Alcances…………………………………………………………….…………………17 Limitaciones……………………………………………………………..… .………17 METODOLOGIA………………………………………………………………………19 MARCO TEORICO……………………………………………………………………21 REGISTROS PARA MEDIR LA POROSIDAD EN EL YACIMIENTO..............21 REGISTRO PARA MEDIR EL DIAMETRO EN EL POZO……………………….21 REGISTROS QUE DETERMINAN SATURACION, PROFUNDIDAD, INCLINACION Y ZONAS CON DETERMINADAS CARACTERISTICAS……….22 CAPITULO I REGISTROS PARA MEDIR LA POROSIDAD EN EL YACIMIENTO…….……24 INTRODUCCION…………………………………………………………...…………24 Registro Sónico……………………………………………………..……………….24 Principio de Medición…………………………………………..…………………..26 Registro Sónico Compensado…………………………………………………….30 Registro de Densidad………………………………………………...…………….31 El Efecto del Petróleo ………………………………………………………………35 Registro Caliper ……………………………………………………………………..39 Registro Neutrónico……………………………………………………...………….46 Registro de Resistividad …………………………….……………………………..49 Registros Gamma Ray……………………………..…………………….……….57

Equipos……………………………………………………………..…….…………58 Protección……………………………………….……………………….…………62 Registro Laterolog …………………………………..…………………….……..67 CAPITULO II REGISTRO MEASUREMENT WHILE DRILLING ……………………….…….69 INTRODUCCION……………………………………………………….…….……..69 Equipo de Subsuelo …………………………………………………………..….72 Sensores Direccionales y de Inclinación …………………………..………..73 Transmision De Datos…………………………………………….………………74 Sistema Generador de Impulsos …………………………………..………….75 Recuperación de Señal y Procesamiento………………………...…………..76 Codificación de Datos…………………………………………………………….76 Equipo de Superficie …………………………………..…………………………78 Transductor de Presión…………………………………………………………..78 Detección de los Pulsos de Lodo ………………...……………………………78 Pasos Para la Instalación del Equipo MWD ……………………………81 CONCLUSIONES ……………………………………………..……………………82 CIBERGRAFIA ………………………………………………………………………83

INTRODUCCION

La presente guía muestra un proceso de investigación de los temas hallados en los registros usados en perforación, desde una perspectiva didáctica, la cual fue planteada atreves de un proceso metodológico de investigación. El aprendizaje de los registros usados en perforación surgió de la necesidad de buscar nuevas herramientas que ayuden a los estudiantes en un entorno más cómodo para que con ello el mensaje o propuesta llegue claro. La historia nos ha demostrado que el hombre encontró en este recurso natural como es el petróleo una invaluable ayuda, para el desarrollo de la humanidad; este hecho, lo obligo a preparase para aprovecharlo, en la medida que lo fue descubriendo y valorando, pues hoy se derivan un gran porcentaje de servicios, productos y nuevas formas de registros que nos sirve para su respectiva extracion. El diseño al que se recurrió fue elaborado gracias a una idea innovadora de aprendizaje el cual describe en forma detallada cada registro usado en la perforación y muestra ¿Dónde? ¿Cuándo ocurre? Y ¿para qué? El conocimiento fue adquirido gracias a una búsqueda minuciosa y un proceso exhaustivo de investigación en el campo del petróleo.

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

Durante el transcurso de la asignatura de perforación se habla y se explica de los registros usados en perforación, pero el enfoque que se traza Asia ellos no es suficiente ya que el estudiante promedio investiga más por otros medios, dando resultados desfavorables ya que la mayor parte de las fuentes virtuales se encuentran los textos en inglés y no se encuentra de forma bien definida el concepto y el proceso de operación, ya que al traducirla este mensaje es diferente, con ello dificultando la comprensión e imposibilitando la información que nos ofrece el maestro en la clase. Esta información es fundamental para el desarrollo de asignaturas como Perforación de pozos de petróleo, razón por la cual se hace necesario realizar esta pagina virtual para la consulta de la comunidad educativa de “COINSPETROL” . Las páginas webs no dan información fácil de comprender ya que en su mayor parte se encuentra en ingles con ello, encontrando términos ajenos al lenguaje usado por los estudiantes, teniendo en cuenta esto el estudiante no tiene bases concretas. Si recopilamos información de las problemáticas que surgen a partir de la no comprensión de textos ilegibles que no actúan de manera concreta y como resultado se daña un eje que se esta enseñando confundiendo y impidiendo la comprensión del campo que se esta averiguando. ¿Cuando el estudiante de perforación se le puede guiar de manera concreta los temas acordes a su investigación facilitando su entendimiento, comprensión y de un modo u otro interactúe con los registros usados en perforación? ¿Qué ventajas hay con los nuevos registros usados en perforación?

¿Qué garantías hay utilizando las nuevas tecnologías que están saliendo,

podemos establecer un margen o parámetro el cual nos permita saber hasta que punto es bueno?

JUSTIFICACION

La sociedad que hoy en día está constituida, tiene más acceso que las personas de un tiempo atrás y cuyo origen fue la internet y desde la comodidad del hogar, sin temor de algún percase evitando así miles de inconvenientes, ya sea a la hora de transportarnos o cualquier percance que pueda suceder. Guía virtual para el aprendizaje sobre los registros usados en perforación, ofrece la facilidad de acceder al campo del petróleo y teniendo un enfoque principal que son los registros, este fue planteado para que las personas y los estudiantes tuvieran una ayuda mas de información que les genere interés y que con una amplia gama de conceptos adquieran la información clara. En ese orden de ideas la guía virtual, servirá como un componente El cual fortalecerá los bosquejos de su forma de adquirir conocimiento por su propia cuenta, Si se tiene en cuenta que el proceso de aprendizaje, en el cual se interactúan con la información, es un proceso que facilita la comprensión y la captación de un tema como por ejemplo los registros usados en perforación, esta herramienta virtual seria un método de aprendizaje muy útil y práctico, ya que el estudiante creara su propio ritmo de aprendizaje y se involucra con la información, de modo que conceptualizará de forma más específica y precisa.

OBJETIVOS

Objetivo General Motivar el aprendizaje de los registros usados en perforación, utilizando mecanismos que conlleven al entendimiento de dichos temas, teniendo en cuenta las bases del aprendizaje, generando interés y respondiendo dudas subyacentes del tema acatados y pedidos por los estudiantes de perforación de Coinspetrol Ltda. Objetivos Específicos * Establecer qué es una guía virtual. * Plantear la guía virtual. * Perfilar de manera contextual el tema de los registros usados en perforación. * Conceptualización del tema de los registros usados en perforación * Conceptualización del tema de los registros hueco abierto. * Plantear la relación entre interactividad y usos de Tics.

ALCANCES Y LIMITACIONES Alcances Teniendo en cuenta que la motivación es el motor del aprendizaje junto con la constancia, la guía virtual ofrece bases de aprendizaje con estándares de calidad, la institución se vería beneficiada. Con ello las personas vean en coinspetrol la calidad del estudiante y su forma de laborar, el mensaje está claro esperando que el lector deseoso lo capte, analice y se lleve un conocimiento claro. La guía virtual, permitirá un fácil manejo y accesibilidad a la información sobre los registros usados en perforación y nuevas tecnologías, beneficiando principalmente a los alumnos de perforación de Coinspetrol de Villavicencio meta de todos los semestres académicos del área de perforación. Con el desarrollara de la guía virtual, que en su generalidad será una herramienta simple pero completa, permitirá un fácil manejo y accesibilidad a la información sobre las nuevas técnicas de perforación planteadas, beneficiando principalmente a los alumnos de perforación de Coinspetrol Ltda., de Villavicencio meta de todos los semestres académicos en el desarrollo del área de perforación.

Limitaciones Las presentes limitaciones delimitarán el proyecto: * Inexactitud de tiempo para desarrollar el proyecto, ya que el estudiante que manifiesta el proyecto no cuenta con ingresos por ende el tiempo es primordial para conseguirlos, dejando atrás la realización del proyecto. * Ya que el estudiante de perforación está marcado por un déficit económico y no cuenta con una fuente de ingresos.

* Problema para ingresar a las operaciones realizadas con los registro ya que la industria del petr贸leo restringe el paso a los civiles y por ende limita el acceso a informaci贸n mas amplia para el proyecto. * Recurso de la informaci贸n ya que la mayor informaci贸n se encuentra en ingles.

METODOLOGÍA

El proyecto se realizare ejecutando los siguientes pasos: Paso 1. Se crea una problemática, se da inicio a la planeación de la solución. Paso 2. Se ve una necesidad en los estudiantes de una herramienta virtual que se halle textos legibles describiendo la solución a los trabajos acordes a dicha sustentación. Paso 3. Realizar la planeación de la guía virtual siguiendo patrones de innovación que motive al lector. Paso 4. Presentación de la solución a la problemática con una detallada descripción al director de la escuela de perforación, para su respectivo análisis y aceptación se espera con ello también una denegación junto con una observación, si el proyecto no es davalado por el director. Paso 5. Aprovacion de la propuesta, con ello se conduce a desarrollar la guía virtual teniendo en cuenta los pasos a seguir luego de su aprobación. Paso 6. Realizar un texto detallado el cual se radica en un anteproyecto que por consiguiente es presentado al director de proyectos de grado para su respectiva revisión con respecto al cumplimento de la norma técnica Colombiana. Paso 7. Radicación del anteproyecto, proceso en el cual la institución avala la realización de dicha propuesta dando inicio al desarrollo del proyecto. Paso 8. Investigar a fondo los temas que abarcan los registros usados en perforación.

Paso 9. Readaptación del proyecto entregando así un texto legible y fácil de comprender realizándolo acorde a la norma técnica Colombiana 1486. Paso 10. Diseño de la guía virtual, se plantean ideas de innovación y juegos didácticos en los cuales se muestren el proceso realizado durante y después del uso de los registros. Paso 11. Preparación para la sustentación del proyecto y con ello concluir los últimos pasos a seguir de su elaboración. Paso 12. Sustentación y orientación se describe detalladamente la importancia que nos da la guía virtual a los estudiantes de Coinspetrol, se orienta de la manera más fácil de manipular dicha herramienta, se concluye en fin de la sustentación, se esperan resultados positivos.

MARCO TEORICO

REGISTROS PARA MEDIR LA POROSIDAD EN EL YACIMIENTO

La porosidad de las rocas puede obtenerse a partir del registro sónico, el registro de densidad o el registro de neutrones. Todas estas herramientas ven afectada su respuesta por la porosidad, los fluidos y la matriz de la formación. Si los efectos de fluidos y matriz se conocen o se pueden determinar, la respuesta de la herramienta puede relacionarse con la porosidad. Por lo tanto, estos instrumentos Se mencionan con frecuencia como registros de porosidad. Tres técnicas de registro responden a las características de la roca adyacente al agujero. Su profundidad de investigación es de solo unas cuantas pulgadas y por Lo tanto esta generalmente dentro de la zona invadida. Otras mediciones petrofísicas, como la micro resistividad, el magnetismo nuclear o la propagación electromagnética, algunas veces se utilizan para determinar la porosidad. Sin embargo, estos instrumentos también reciben una gran influencia del fluido que satura los poros de la roca

REGISTRO PARA MEDIR EL DIAMETRO EN EL POZO

Son aquellos registros que me van a proporcionar toda la información relacionada con las condiciones del hoyo, me indican revoques, derrumbes etc. Se emplean para apreciar el diámetro del hoyo y el diámetro de la máquina con la que se perfora, también se emplean para determinar el estado del hoyo, en la determinación de revoques, derrumbes.

El registro de diámetro Caliper es una medida mecánica que proporciona el diámetro del pozo. Es muy común encontrarse con el término Bit Size o tamaño de la broca de perforación, esto nos indica cual y cuanto es la diferencia entre la abertura diametral del pozo y la máquina con la que se perfora.

Si el diámetro del hoyo es mayor que el diámetro de la mecha, menor es la competencia de la roca perforada, es decir, indica la presencia de rocas que se caracterizan por ser afectadas por el proceso de perforación, dando lugar a un engrandecimiento del diámetro del pozo. En este grupo se clasifican las lutitas, arcillas, los esquistos grafíticos, las rocas clásticas poco cementadas, en general las

arenas

algunos

sedimentos

hidroquímicos,

como

sal

gema.

En este caso, el diámetro también se amplía por procesos de colapsos derivados de la reacción fase líquida- lodo de perforación o por efecto de debilitamiento de la pared del pozo.

REGISTROS QUE DETERMINAN SATURACION, PROFUNDIDAD, INCLINACION Y ZONAS CON DETERMINADAS CARACTERISTICAS

Un registro quiere decir una grabación contra profundidad de algunas de las características de las formaciones rocosas atravesadas, hechas por aparatos de medición (herramientas) en el hoyo del pozo, a través de los registros un número de parámetros físicos relacionados a las propiedades geológicas y petrofísicas de los estratos que han penetrado. Además. Los registros nos dan información acerca de los fluidos presentes en los poros de las rocas (agua, petróleo o gas). Por tanto, los datos de los registros constituyen una descripción de la roca.

La interpretación los registros puede ser dirigida a los mismos objetivos que llevan los análisis de núcleos convencionales. Obviamente, esto solo es posible si existe una relación definida entre lo que se mide en los registros y los parámetros de roca de interés para el ingeniero geólogo, el petrofísico o el ingeniero de yacimientos la principal función de los registros es la localización y evaluación de los yacimientos de hidrocarburos. Cada herramienta posee una velocidad óptima, a la cual la calidad de los datos obtenidos es la mejor.

CAPITULO I

REGISTROS PARA MEDIR LA POROSIDAD EN EL YACIMIENTO

INTRODUCCION

El registro implica un análisis detallado de cortes de formación y fluidos atrapados en el lodo de perforación para determinar la naturaleza de la subsuperficie y la presencia de petróleo y gas. La porosidad de las rocas puede obtenerse a partir del registro sónico, el registro de densidad o el registro de neutrones. Todas estas herramientas ven afectada su respuesta por la porosidad, los fluidos y la matriz de la formación. Si los efectos de fluidos y matriz se conocen o se pueden determinar, la respuesta de la herramienta puede relacionarse con la porosidad. Por lo tanto, estos instrumentos se mencionan con frecuencia como registros de porosidad. Tres técnicas de registro responden a las características de la roca adyacente al agujero. Su profundidad de investigación es de solo unas cuantas pulgadas y por lo tanto esta generalmente dentro de la zona invadida. Otras mediciones petrofísicas, como la micro resistividad, el magnetismo nuclear o la propagación electromagnética, algunas veces se utilizan para determinar la porosidad. Sin embargo, estos instrumentos también reciben una gran influencia del fluido que satura los poros de la roca.

Registro Sónico

En su forma más sencilla, una herramienta sónica consiste de un trasmisor que emite impulsos sónicos y un receptor que capta y registra los impulsos. El registro sónico es simplemente un registro en función del tiempo, t, que requiere una onda sonora para atravesar un pie de formación. Esto es conocido como tiempo de transito, delta t, t es el inverso de la velocidad de la onda sonora. El tiempo de transito para una formación determinada depende de su litología, esta dependencia de la porosidad hace que el registro sónico sea muy útil como registro de porosidad. Los tiempos de transito sónicos integrados también son útiles al interpretar registros sísmicos. El registro sónico puede correrse simultáneamente con otros servicios. El principio consiste en la propagación del sonido en un pozo es un fenómeno complejo que está regido por la propiedades mecánicas de ambientes acústicos diferentes. Estos incluyen la formación, la columna de fluido del pozo y la misma herramienta del registro. El sonido emitido del transmisor choca contra las paredes del agujero. Esto establece ondas de compresión y de cizallamiento dentro de la formación, ondas de superficie a lo largo de la pared del agujero y ondas dirigidas dentro de la columna de fluido. En el cado de los registros de pozos, la pared y la rugosidad del agujero, las capas de la formación y las fracturas pueden representar discontinuidades acústicas significativas. Un transductor acústico para ser montado sobre un miembrotubular de una columna de perforación para ser utilizado en mediciones sónicas en un hoyo mientras se perfora; dicho transductor comprende: una serie de elementos de transductor montados en una disposición alrededor de dicho miembro tubular de la columna de perforación. Los elementos están localizados en espacios angulares

prácticamente iguales y dispuestos para excitar y producir o detectar ondas acústicas. Un transmisor acústico para uso en registro sónico durante la perforación de un hoyo en la tierra que comprende: un collar de perforación tubular que tiene un eje longitudinal; una disposición de circunferencia de los elementos transductores individuales montados alrededor de dicho collar de perforación; y medios de circuito para conectar dichos elementos de modo que la excitación eléctrica aplicada al mismo haga que los elementos generen una onda acústica monopolo que se propaga en la tierra alrededor del hoyo. Un aparato para el registro sónico de pozos utilizado en la determinación de la velocidad de la energía acústica a través de una formación de rocas alrededor de un hoyo durante su perforación, con una broca en el extremo inferior de la columna de perforación, que comprende: un collar tubular adaptado para ser conectado en la columna de perforación por encima de la broca; el collar tiene una primera disposición en circunferencia de elementos transductores montados allí, y la segunda y terceras disposiciones en circunferencia de los elementos transductores montados allí; medios para excitar eléctricamente la primera disposición alrededor de dicha circunferencia para generar ondas acústicas que se propagan en la formación; y medios para detectar la llegada de dichas ondas en cada una de dichas segunda y tercera disposiciones, mediante lo cual, las ondas detectadas pueden ser utilizadas para calcular la velocidad de la energía acústica a través de la formación.

La sonda sónica para perforaciones pequeñas es una herramienta de un sólo transmisor y dos receptores que funciona en modo compresional, en modo de forma de onda completa y de registro de adherencia del cemento (CBL). La sonda es inusual debido a que es de construcción rígida, lo que le permite ser centralizada en forma eficaz incluso en perforaciones con grandes desviaciones u horizontales, como aquellas que se cavan con fines relacionados a la ingeniería. La sonda está construida en tres secciones que se separan para facilitar su envío.

Principio de Medición

Un transmisor piezoeléctrico es estimulado por un pulso de alto voltaje e irradia una onda sónica de alta frecuencia, por medio del fluido y la formación de la perforación, a un receptor. Un reloj de cuarzo de precisión mide el tiempo de tránsito del primer arribo.

Se utilizan ambos receptores. La sonda mide la velocidad del primer arribo de compresión. El uso de dos receptores permite la cancelación del camino de los fluidos de la perforación y la determinación de la velocidad de la formación.

La sonda registra el tren de ondas sónico completo en ambos receptores en forma simultánea y también la velocidad del primer arribo.La sonda registra la amplitud y el tiempo de llegada del primer arribo de la camisa de revestimiento al receptor inferior, además de los trenes de ondas completos en ambos receptores. El perfil sónico no es más que el registro continúo del tiempo que emplea una onda sonora compresional, para viajar a través de un pie lineal de formación. El tiempo requerido para este viaje, se denomina tiempo de tránsito. El objetivo fundamental de este es medir la porosidad de la formación, lo cual dependerá de la litología de la formación y de la naturaleza de los fluidos que llenen los espacios porosos. Fundamento. Cuando un transmisor es activado por un pulso, este genera una onda de sonido, que penetra a la formación midiendo el tiempo transcurrido entre la detección del primer arribo a los dos receptores correspondientes. Los transmisores son activados alternativamente y los valores de Delta t son promediados automáticamente en la superficie.

Para determinar la porosidad principalmente en arenasya que nos indica las zonas gasíferas y la litología (arenas y lutitas), detección depresiones anormales durante la perforación La mayoría de las técnicas básicas utilizadas para medir parámetros en los pozos, tales como resistividad y presión, no han sufrido mayores cambios en las últimas décadas. Lo que sí ha evolucionado de manera extraordinaria, es la calidad de los datos y la eficiencia con que se obtienen. Este capítulo se refiere a los recientes avances realizados en dichos aspectos, y muestra el efecto que pueden tener sobre la evaluación de los pozos. La industria petrolera se ha esforzado siempre por perfeccionar la calidad de sus datos. El concepto de calidad incluye no sólo precisión, repetitividad y resolución de las mediciones, sino también su confiabilidad e insensibilidad a los factores ambientales, como golpes, vibraciones, cambios de temperatura y los efectos indeseados de la invasión del lodo o de las condiciones del pozo. Últimamente, se ha hecho hincapié en la eficiencia del proceso de adquisición de datos. El costo total incluye, además del costo de obtención de las mediciones, el costo del taladro y del resto de los equipos que se encuentran ociosos durante la operación. El aumento de la eficiencia resulta en una reducción de costos y, en consecuencia, a largo plazo, se amplía y se mejora el uso de los datos adquiridos.

Foto 1: Pozo abierto y pozo entubado

Registro Sónico Compensado

La herramienta sónica compensada, utiliza dos trasmisores. Uno superior y otro inferior y dos pares de receptores sónicos. Esta sonda, reduce sustancialmente los efectos de ruido provocados por cambios en el agujero y errores por inclinación del equipo. Los trasmisores de la herramienta, envían pulsos alternativamente y los valores de t se leen en pares alternados de receptores. Una computadora en superficie promedia automáticamente los valores t de los dos conjuntos de receptores para compensar los efectos del agujero. La computadora integra también las lecturas de tiempo de tránsito para obtener tiempos de tránsito totales. En su forma más sencilla, una herramienta sónica consiste en un trasmisor que emite impulsos sónicos y un receptor que capta y registra los impulsos. El registro sónico es simplemente un registro en función del tiempo t que requiere la onda para atravesar un pié (30.4cm) de formación. Este es conocido como tiempo de tránsito. El tiempo de tránsito para una formación determinada depende de su litología y la porosidad. Cuando se conoce la litología, esta dependencia hace que el registro sónico sea muy útil como registro de porosidad. Los tiempos de tránsito sónicos también son utilizados para interpretar registros sísmicos.

Registro de Densidad

Se basa en la medición de la densidad de la formación, por medio de la atenuación de rayos gamma entre una fuente y un receptor. Posee una fuente de rayos gamma, los cuales colisionan con los átomos presentes en la roca. La herramienta también posee un receptor que mide los rayos gamma dispersos liberados en las colisiones. La herramienta se llama FDC. Sirve para estimar la densidad del sistema roca –fluido (RHOB) que posteriormente servirá para calcular la porosidad por densidad (DPHI). Si el registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja porosidad. Se lee de izquierda a derecha 2.96gr/cm3. Mide la densidad de la formación y la relaciona con la porosidad. Una fuente radioactiva emite radiación gamma hacia la formación, la cual interacciona con los electrones de la formación según el efecto compton, en el cual los rayos son dispersados por el núcleo de la formación de donde se obtienen rayos gamma de Compton que es una radiación secundaria producida en los átomos de la formación y que se originan porque la formación cede energía a los átomos dejándolos en estado excitado. Estos últimos rayos son detectados como una medida de la densidad de la formación. La reducción del flujo de rayos gamma en la formación, es función de a densidad de electrones de la formación.Para cualquier elemento, el número de electrones coincide con el número de protones con número atómico Z. La masa atómica está contenida en el núcleo atómico, esta es la suma del numero de protones y neutrones y está dada por el numero atómico A.En general, el número de protones es aproximadamente el número de electrones, así que la relación Z/A es

aproximadamente 0,5. Utilizando esta relación, la medida de la densidad de electrones se puede convertir a una densidad aparente medida en g/cc que es cercana a la densidad de los tipos comunes de rocas. Para entrar en detalles de la relación del número de electrones con el bulk density Podemos decir que: El número de átomos en un mol de un material es igual al número de Avogadro N El número de electrones en un mol de un material es por lo tanto igual a NZ. Z es el

numero

atómico

(numero

protones

electrones

por

átomo)

Si el número de masa atómica A es el peso de un mol substancia, el número de electrones por gramo es igual a NZ/A. Para obtener el número de electrones por unidad de volumen multiplicamos por el bulk density de la substancia y tenemos la siguiente ecuación: Así, el conteo de rayos gamma depende de la densidad del numero de electrones, el cual está relacionado al bulk density de una substancia y depende de los sólidos minerales de la cual está compuesta, de su porosidad y de la densidad de fluidos que llenan sus poros, por lo tanto la herramienta de densidad es útil para determinar porosidad, fluidos de baja densidad (gas) y ayuda a la identificación litológica. Componentes de la Herramienta Una fuente de rayos gamma, usualmente Cesio 137 que emite fotones. Los rayos gamma tienen carga y masa cero. El cesio 137 es un radioisótopo del cesio con una masa atómica nominal de 137, su número atómico en la tabla periódica es 55. Dos detectores gamma, regularmente ubicados entre 0,15 m y 0,40 m de la fuente. Tanto la fuente como los detectores, deben tener una mínima interacción con las paredes del pozo. Estos detectores cuentan el número de rayos gamma que retornan, para la mayoría de los materiales de interés, la densidad está relacionada al bulk density por medio de una constante. Se registran el número de

rayos gamma en dos rangos diferentes de energía. Los rayos gamma de más alta energía determinan el bulk density, y por lo tanto la porosidad, mientras que los rayos gamma de más baja energía son usados para determinar la litología de la formación. Estos rayos gamma de baja energía muestran poca dependencia con la porosidad y el tipo de fluido en la formación. Este parámetro es conocido como el efecto de absorción fotoeléctrica. Identificación de minerales en depósitos evaporíticos * Detección de gas * Determinación de la densidad de los hidrocarburos En las formaciones de baja densidad (alta porosidad) se leen más conteos de rayos gamma. En la medida que la densidad se incrementa (porosidad decrece), Menos conteos de rayos gamma pueden ser detectados. Ejemplo de registro de densidad: En el ejemplo se pueden apreciar los valores de densidad registrados para la Halita (2,03 g/cc), contrastando con las anhidritas infra yacientes (2,96 g/cc) y con los shales intercalados (2,5 g/cc), la densidad del shale varia con la composición y compactación. Los valores de baja densidad de algún gas residual influenciaran fuertemente la lectura de densidad haciendo ver una aparente alta porosidad. En el siguiente gráfico podemos ver un resumen de las respuestas del registro de densidad con diferentes litologías: Calibración de la herramienta: La calibración se hace insertando la herramienta en un bloque de caliza pura saturada con agua fresca de una densidad conocida, luego se hacen calibraciones secundarias insertando la herramienta en grandes bloques de aluminio, sulfuro y magnesio de densidades conocidas. En el pozo se utiliza una fuente de radiación portátil para chequear el estado de los detectores antes que la herramienta sea corrida.

La comparación analítica del conteo en los dos detectores es lo que permite una estimación más precisa de la densidad, compensando factores ambientales como la influencia del revoque y la rugosidad del hoyo. Los valores corregidos se muestran en un registro con escalas típicas entre 2 y 3 g/cc. La corrección se muestra en una curva suplementaria donde el valor representa la corrección que se agrega a la densidad desde el detector lejano hasta llegar a la densidad corregida mostrada en el registro. A continuación vemos un registro con valores de densidad corregidos: La relación entre la densidad de electrones como ya lo vimos en la ecuación es directamente proporcional y los otros parámetros en la ecuación son constantes para un elemento dado (A y Z), y la constante universal N. La tabla a continuación muestra los valores de A y Z para diferentes elementos de la corteza terrestre. Se ha definido un nuevo parámetro llamado número de densidad efectiva: SI substituimos está en la primera ecuación queda: Es una ecuación válida para rocas que están compuestas de más de un elemento Efectos adversos: La absorción del revoque de lodo es una fuente de error. Los detectores duales permiten la corrección para el revoque o irregularidades del pozo. El detector cercano es el más afectado. Por ploteo de las ratas de conteo de los detectores cercano y lejano con otras variables como la densidad del revoque, el % de barita en el revoque, se identifica un factor de corrección El efecto de pequeñas cantidades de hidrocarburos no se nota si la densidad del fluido de perforación es cercana a la densidad del petróleo. Si existen grandes cantidades de gas y petróleo se reflejara en altas lecturas de porosidad. Fíjense en el ejemplo como la presencia del gas influye en una falsa lectura de porosidad: La densidad de las lutitas se mostrará más alta en el registro. Entre 2.2 y 2.6 g/cc.

Esas densidades se incrementaran con la profundidad. Las presiones anormales; afectan las lecturas de densidad. Lo normal es que la densidad aumente con la profundidad, sin embargo en zonas sobre presurizadas esta tendencia cambia. Por lo general hay un shale impermeable muy denso al tope de una formaciรณn sobre presurizada. En el ejemplo se aprecia la lectura del registro en inmediaciones de zonas sobre presurizadas: El efecto de la densidad de fluido Se puede errar en la determinaciรณn de la porosidad si no se interpreta bien la densidad del fluido. Regularmente, la densidad de las aguas que contiene el lodo filtrado, frescas o saladas son de 1,0 g/cc y 1,1 g/cc las cuales pueden variar con la temperatura y la composiciรณn. Se pueden obtener datos precisos de las muestras de fluido del reservorio. Las densidades del filtrado de lodo regularmente se ajustan en los software de petrofรญsica. Si hay gas en la formaciรณn las porosidades pueden ser sobre estimadas, la densidad del gas es muy baja, (aprox 0,0001 g/cc), comparada con los fluidos acuosos

El Efecto del Petrรณleo

La densidad del petrรณleo es de aprox 0,7 g/cc, menos que la de los fluidos acuosos. La presencia de formaciones que contienen petrรณleo raras veces afectan el cรกlculo de la porosidad porque tanto el petrรณleo como el agua que contiene la formaciรณn donde la herramienta de densidad hace la medida, es reemplazada por el lodo de perforaciรณn que se ha filtrado. El efecto del Shale: La densidad del shale varia mucho dependiendo de si se muestra intercalado con capas arenosas o arcillosas, en este caso hay que hacer ajustes para llegar a una densidad corregida a determinadas profundidades Determinaciรณn de inconformidades. 35

Dentro de un intervalo de shale, si hay un cambio de densidad repentino, la explicación es que las formaciones arriba y abajo del cambio se depositaron en ambientes diferentes, lo que me indica una posible inconformidad. Detección de sobrepresiones: Los fluidos sobre presurizados se comportan diferente a un trend normal de compactación por lo que estas zonas tienes porosidades mayores a aquellas normalmente presurizadas. Si existiendo un trend normal de compactación hay un giro inesperado indicando una disminución en la densidad o lo que es lo mismo un aumento en la porosidad y no hay evidencias de un cambio en la litología, es indicio de que se ha entrado en una zona de fluidos Presurizados. Reconocimiento de fracturas: La herramienta para medir la densidad es sensible al registro de porosidad como a las cavidades dejadas por las fracturas. El registro sónico también mide la porosidad pero no permite analizar los espacios dejados por las fracturas, por lo que una comparación de estos dos registros nos podría indicar como se extiende una fractura en un intervalo del reservorio. Contenido de materia orgánica: La presencia de materia orgánica puede reducir la densidad de los shales hasta 0,5 g/cc. Por lo que se podría calcular el TOC (carbón orgánico total) en una roca fuente, a partir del registro de densidad. En la práctica esto se hace calibrando el registro con calibraciones de TOC hechas en núcleos de pozos vecinos. Para finalizar varias tablas relacionando diferentes elementos con la densidad de electrone, bulk density y densidad en g/cc:

Se dará a conocer las mediciones de los registros en densidad de ondas y las de adherencias de cemento, es indispensable llevar a cabo este tipo de conocimiento para así poder saber a qué se está trabajando y de qué manera se debe realizar. El VDL (Registro de densidad variable) también se deriva de los trenes de onda. El VDL está hecho de numerosas trenes de onda estrechamente espaciados. El resultado es un mapa de contornos de los trenes de onda registrados en el intervalo.Sonda de Densidad de Fuente Pequeña

La legislación cada vez más

estricta respecto del transporte y manipuleo de materiales radioactivos impide, cada vez en mayor medida, el uso de sondas de registro de

Densidad

convencional. La sonda de densidad de fuente pequeña proporciona registros de densidad calibrados, de alta densidad y compensados a velocidades de registro Razonables utilizando una fuente nuclear de muy baja potencia que no requiere de una licencia para el uso de radiación en muchos territorios.

Principio de medición

La sonda contiene una pequeña fuente colimada de rayos gamma y dos detectores de rayos gamma de centelleo de alta sensibilidad. Los detectores están protegidos contra La radiación directa por parte de la fuente o a través de la perforación, por medio de un revestimiento de metal pesado. Las ventanas activas de la fuente y del Detector están en contacto con las paredes de la perforación a través de un brazo de refuerzo motorizado que también proporciona una medición del calibre de la Perforación. La radiación gamma de la fuente es retro dispersada por la formación (efecto Compton) y alcanza a los dos detectores en donde las velocidades de conteo

Relativas proporcionan una medición de la densidad

mayor de la formación. La sonda incluye un tercer detector de rayos gamma colocado lejos de la fuente para permitir El "aislamiento" de la radiación natural de fondo. El registro de densidad compensada mide la densidad de las rocas junto al pozo y 37

se ajusta a las irregularidades en el pozo. La sonda bombardea las rocas con rayos gamma de una fuente de cesio. La dispersi贸n Compton y los rayos gamma que regresan se cuentan en dos detectores a diferentes distancias de la fuente en un pat铆n presionado contra la pared del pozo. La rugosidad del pozo se compensa mediante la dos detectores.

Foto 2: intensidad

Registro Caliper

El Caliper es una herramienta que mide el diĂĄmetro del pozo, el cual puede ser de mucha utilidad a la hora de diferenciar litologĂas resistentes de las poco

resistentes. Su principal función es determinar el estado del hoyo (derrumbado o no derrumbado). Mientras mayor sea el diámetro del hoyo (CALI) en comparación con el diámetro de la mecha (BS), menor es la competencia de la roca perforada (hoyo derrumbado). Si el diámetro del hoyo es similar al diámetro de la mecha, indica que la roca es competente (hoyo no derrumbado). Si el diámetro del hoyo es menor que el diámetro de la mecha, puede indicar que se tratan de lutitas expansivas o que se formó un revoque muy grueso.

¿Que son los registros de diámetro? Son aquellos registros que me van a proporcionar toda la información relacionada con las condiciones del hoyo, me indican

revoques, derrumbes etc.

¿Para qué se emplean? Se emplean para apreciar el diámetro del hoyo y el diámetro de la máquina con la que se perfora, también se emplean para determinar el estado del hoyo, en la Determinación de revoques, derrumbes, etc. ¿Relación entre registro BS y Caliper. El registro de diámetro Caliper es una medida mecánica que proporciona el diámetro del pozo. Es muy común encontrarse con el término Bit Size o tamaño de la broca de perforación, esto nos indica cual y cuanto es la diferencia entre la abertura

diametral

del

pozo

máquina

con

que

perfora.

engrandecimiento del diámetro del pozo. En este grupo se clasifican las lutitas, arcillas, los esquistos grafíticos, las rocas clásticas poco cementadas, en general las

arenas

algunos

sedimentos

hidroquímicos,

como

sal

gema.

En este caso, el diámetro también se amplía por procesos de colapsos derivados de la reacción fase líquida- lodo de perforación o por efecto de debilitamiento de la pared del pozo. Si el diámetro del hoyo y el diámetro de la mecha son iguales, esto quiere decir que la roca es competente, es decir se encuentran rocas que no son alteradas por el proceso de perforación y que no reaccionan con el lodo. Por lo general son rocas compactas, duras, entre las cuales se encuentran las calizas, las dolomitas compactas, volcánicas, ígneas y metamórficas. Si el diámetro del hoyo es menor que el diámetro de la mecha puede indicar que se tratan de lutitas expansivas o que se formó un revoque muy grueso. El registro Caliper me permite saber el diámetro del pozo teniendo como función principal

determinar

roca

perforada

competente

no.

Existen varios tipos de Caliper, entre ellos tenemos el de cuatro brazos, el cual tiene una componente

Foto 3: Caliper

azimut y mide en dos direcciones. El registro Caliper mide los distintos diámetros en el hoyo. Me indican la variación del diámetro del pozo. Este tipo de registro lo ubico en la primera pista. El registro Bit Size me permite saber el diámetro de la mecha que voy a emplear para la perforación. Su escala de medición es la pulgada. Se emplea como coadyuvante en la determinación de revoques y derrumbes. ¿Cómo interpreto los resultados BS y Caliper? Estos registros primeramente los ubico en la primera fila. Interpretación del Caliper de 4 brazos. Esta herramienta es comúnmente corrida para obtener información sobre rumbo y buzamiento de los estratos y estimar el volumen de cemento requerido para el revestimiento. La herramienta es corrida en el pozo permitiendo que unos brazos con muelles se abran mientras pasan por alargamientos del hueco. El cáliper de 4 brazos orientado magnéticamente mide el diámetro del pozo en dos direcciones ortogonales en un sistema de brazos opuestos. Las variables que brinda este registro y son necesarios para la interpretación de resultados, son:

* P1A Z: azimut del brazo 1 relativo al norte magnético * C1 y C2: cáliper 1 (medida entre brazo 1 y brazo3) y cáliper 2 (medida entre brazo 2 y brazo 4). Ambos medirán el diámetro del hueco en 2 direcciones ortogonales; * D EV I: Desviación del pozo con respecto a la vertical

* HAZ I azimut del pozo *

RB “relative bearing”, ángulo entre el brazo 1 y el lado superior del pozo.

Importancia Uno de los datos que mayor importancia tiene para la mayoría de los métodos geofísicos de pozo es el diámetro del mismo, ya que es el elemento geométrico esencial de la medición, y por consiguiente intervienen en la interpretación de todos los tipos de registros como parámetro de corrección. El diámetro del pozo es importante no solo para la medición y la interpretación de los registros geofísicos, sino que además se usa como dato fundamental en los trabajos de perforación y para las actividades posteriores de operación, como son la elección del diámetro del ademe que se colocará para preservar el pozo, la cantidad de cemento que se usará para la cementación del ademe, elección del diámetro de la columna para realizar la extracción del fluido. El registro cáliper es importante ya que por medio de él obtengo la medida del diámetro del pozo y puedo determinar el estado del mismo (hoyo derrumbado o no derrumbado)

Figura 1: Diรกmetro del hoyo

Registro Neutrónico

Principios de Medición

Una fuente radiactiva colocada en la sonda, emites neutrones de alta energía hacia las formaciones. Los neutrones en su viaje a través de las formaciones experimentas numerosas colisiones con los núcleos de los átomos presentes perdiendo en cada choque una parte de su energía, perdida que dependerá de la masa relativa del núcleo con el cual choca. La mayor pérdida de energía la sufrirán cuando choquen con un núcleo cuya masa sea igual a la del neutrón, es decir con núcleos de hidrógenos. De esta manera la energía perdida dependerá principalmente de la cantidad de hidrogeno en las formaciones, después que la energía del neutrón ha disminuido a un nivel termal, se dispersan en forma desordenada hasta ser capturada.

El núcleo que captura al neutrón se excita y emite rayos gamma de alta energía llamados “de captura” que dependiendo del tipo de herramienta

detectara con

mayor o menor intensidad los rayos. son usados principalmente para ubicar formaciones porosas, que son rocas con espacios vacíos denominados poros. Dichos registros responden principalmente a la cantidad de Hidrógeno presente en la formación. Así, en formaciones limpias, es decir, con poca presencia de arcillas, cuando los poros están llenos de agua o petróleo, el perfil neutrónico nos el valor del espacio poroso lleno de fluido. Esquema de Detección Nuclear por Retrodispersión. Los neutrones son partículas

Eléctricamente neutras cuya masa es casi idéntica a la del átomo de Hidrógeno. Una fuente radioactiva, en este caso se trata de una muestra que emite neutrones, tal como Am-Be, colocada en la sonda que es el Equipo que porta la fuente y el detector, emite continuamente neutrones a alta energía. Estos neutrones, al encontrarse con núcleos del material de formación, pierden energía, es decir, son moderados por la formación hasta que alcanzan su estado térmico, en el cual su velocidad es similar a la de los átomos en el material y esto ocurre cuando los neutrones alcanzan la energía de 0.025 eV . Elaboración y diseño en formato PDF por la Oficina General del Sistema de Bibliotecas. La siguiente grafica muestra como nuestro registro nos da a conocer el entorno en el pozo.

Figura 2: Muestra la intensidad

Registro de Resistividad

Es una técnica geofísica que mide la resistividad o la resistencia del material al paso de la electricidad a lo largo de toda la formación, con este tipo de registro se puede obtener la relación Ro/Rw esta representa el factor de formación F y con este valor y la ayuda de la ecuación de Archie se estima la porosidad de la formación. Donde m es el factor de cementación y a es una constante que varía dependiendo de la compactación de la formación. La resistividad se define como la propiedad que una sustancia tiene de oponerse al flujo de una corriente eléctrica. Es una propiedad física de la sustancia, independiente de su tamaño o forma. Resistividad (ohm-m)=1000/conductividad También se puede inducir corriente a partir de electrodos, que se ubican tanto el superficie como en el interior del pozo, y el numero de electrodos depende de la Herramienta especifica que se utilizan. En el caso de corriente inducida, se le colocan electrodos tanto en la superficie como dentro del pozo, y se induce un potencial eléctrico entre ellos, generando asi un campo eléctrico el cual penetrara en la formación, para luego se detectado en el interior del pozo atreves de cada uno de los estratos que compone la formación. ¿En que se relaciona la unidad API con los registro? Anteriormente los registros estaban calibrados en micro gramos de radioequivalente por tonelada métrica de formación mg Ra-eq/ton. Posteriormente se adoptó definitivamente la unidad API de radiación. Esta unidad se define como 1/200 de la deflexión que se produce en un registro, al colocar un sonda entre dos

formaciones de valor de radioactividad conocida de un pozo artificial. darnos una imagen cada vez más completa y real de los yacimientos, y gracias a ellas los ingenieros petroleros podemos tomar mejores decisiones. La difusión de la historia a lo largo de la cual se han generado estos conocimientos propiciará, sin duda, que las diversas disciplinas relacionadas con ellos se enriquezcan, al aprovechar sus aportaciones para una mejor comprensión de los yacimientos; de tal manera que, este tipo de documentos adquiere un valor incalculable, en tanto que nos permite ver en retrospectiva el camino avanzado en este terreno. Sólo a la luz de la historia, el presente adquiere sentido, y el futuro, rumbo. Desarrollando sistemas cada vez más sensibles y acordes a las necesidades de la exploración, la perforación y la ingeniería de yacimientos, y han aportado soluciones tecnológicas para superar con éxito los retos que afronta la industria petrolera. A lo largo de estos 65 años de actividad, bien podemos decir que los registros geofísicos son otros, han cambiado. Para adquirir esta información se cuenta con el muestreo de los pozos que consiste en el registro de lo que la barrena va perforando. Este muestreo puede ser directo (estudiando muestras y núcleos de la formación) o indirecto (mediante el análisis continuo del fluido de perforación) o por la introducción de cables con conductores eléctricos de dispositivos medidores de los distintos parámetros característicos de las formaciones atravesadas y de contenido. El método de muestreo, que más avances tecnológicos ha reportado, es el originalmente conocido como registro eléctrico, al que actualmente se le ha adicionado una serie de

mediciones

otros

parámetros

para

interpretación.

El éxito inicial ofreció posibilidades insospechadas para la aplicación de este método en la industria petrolera. De 1927 a 1931 el método de registros Schlumberger llegó a Venezuela, Canadá, Rusia y Estados Unidos cuando fue agregada a la curva de resistividad la de la medición del potencial natural de las formaciones, lo que permitió diferenciar el tipo de agua de formación.

Potencial espontáneo (SP), es un registro de la diferencia de potencial entre el potencial eléctrico de un electrodo móvil en el pozo y el potencial eléctrico de electrodo fijo en la superficie en función de la profundidad. Enfrente de lutitas, la curva de SP por lo general, define una línea más o menos recta en el registro, que se llama línea base de lutitas. En frente de formaciones permeables, la línea muestra deflexiones con respecto a la línea base de lutitas; en las capas gruesas estas deflexiones tienden a alcanzar una deflexión esencialmente constante, definiendo así una línea de arenas. Ésta curva de potencial espontáneo es muy útil, ya que permite detectar capas permeables, correlación de capas, determinar la resistividad del agua de formación y una estimación aproximada del contenido de arcillas. Nos revelan básicamente la cantidad de petróleo o gas contenido en una unidad de volumen del reservorio es el producto de su porosidad por la saturación del hidrocarburo. Sus parámetros físicos principalmente para evaluar un reservorio son: * Porosidad * Saturación * Espesor de la capa permeable * Permeabilidad Para deducir la resistividad de formación en la zona no invadida se usan medidas resistivas o una combinación es decir atrás de la zona contaminada por los fluidos de perforación. También se usa para determinar la resistividad cerca del agujero, es decir, el lugar donde no penetro el filtrado.

Las medidas de los datos de resistividad junto con la porosidad y resistividad del agua de formación se usan para obtener la resistividad del agua de formación así mismo se usa para obtener la saturación de agua, esta saturación obtenida de las resistividades someras y profundas sirven para evaluar la productividad de la formación, donde: la resistividad de la formación pura saturada con agua es proporcional a la resistividad del agua con la que se encuentra saturada. La resistividad de una formación depende del fluido contenido en la misma y del tipo de formación. Generalmente se prefiere este tipo de herramienta de inducción cuando la resistividad de la formación es baja del orden de los 500 ohms cuando se tiene formaciones altamente resistivas esta herramienta el doble laterolog proporciona información mas confiable, en las formaciones de carbonatos de baja porosidad se tiene resistividades muy altas por eso se decide hacer una interpretación cuantitativa tomando este registro laterolog sin embargo se necesita de un medio conductivo entre la sonda y la pared del pozo, por ello se recomienda no tomar un registro doble laterolog en lodos no conductivos (OBM). El registro doble faso rial es una herramienta que realiza mediciones de resistividad a diferentes profundidades de esta manera proporciona información de la zona verdadera, con esta información se puede obtener datos de saturación y movilidad del fluido, así mismo, este tipo de registro permite utilizar un sistema faso rial con datos más exactos. Determina la saturación de hidrocarburos, la electricidad puede pasar a través de una formación sólo debido al agua conductiva que contenga dicha formación. Las formaciones subterráneas tienen resistividades mesurables y finitas debido al agua dentro de sus poros o el agua intersticial absorbida por una arcilla. La resistividad de una formación depende depende de: La resistividad de agua de

formación, cantidad de agua presente, geometría estructural de los poros. Se introduce corrientes en la formación, por medio de electrodos de corriente y se miden los voltajes entre los electrodos de medición, estos voltajes proporcionan la resistividad para cada dispositivo. Es simplemente un registro en función del tiempo, t, que requiere una onda sonora para atravesar un pie de formación. Esto es conocido como tiempo de transito, delta t, t es el inverso de la velocidad de la onda sonora. El tiempo de transito para una formación determinada depende de su litología, esta dependencia de la porosidad hace que el registro sónico sea muy útil como registro de porosidad. Los tiempos de transito sónicos integrados también son útiles al interpretar registros sísmicos. El registro sónico puede correrse simultáneamente con otros servicios. El principio consiste en la propagación del sonido en un pozo es un fenómeno complejo que está regido por la propiedades mecánicas de ambientes acústicos diferentes. Estos incluyen la formación, la columna de fluido del pozo y la misma herramienta del registro. El sonido emitido del transmisor choca contra las paredes del agujero. Esto establece ondas de compresión y de cizallamiento dentro de la formación, ondas de superficie a lo largo de la pared del agujero y ondas dirigidas dentro de la columna de fluido. En el cado de los registros de pozos, la pared y la rugosidad del agujero, las capas de la formación y las fracturas pueden representar discontinuidades acústicas significativas. UBI (Ultrasonic Borehole Imager), el cual se caracteriza por medir amplitudes y tiempos de transito e implementar un nuevo sistema de procesamiento de la información obtenida, lo que proporciona una mayor precisión en las mediciones realizadas. Esta herramienta posee dos frecuencias de operación (250 y 500 Khz.), la frecuencia más alta proporciona imágenes con alta resolución mientras que la frecuencia más baja genera resultados más confiables ante lodos de

perforación altamente dispersivos. La selección de la frecuencia de trabajo depende del ambiente en el que se van a realizar las mediciones (tipo de lodo, densidad del mismo) y de la resolución que se requiera para las imágenes, cabe destacar que la frecuencia de 250 Khz. proporciona imágenes buenas, al utilizar la frecuencia de 500 Khz. la resolución aumenta pero también lo hace el tiempo de registro. Esta herramienta posee tres tipos distintos de presentar las mediciones que toma: a) Presentación tipo registro: en esta se coloca una pista correspondiente a la amplitud del lado izquierdo y otra correspondiente al radio del hoyo desnudo en la derecha cada una con las escalas correspondientes. b) Presentación tipo sección transversal: la herramienta debido a que mide el radio del pozo (en realidad la medición del tiempo de tránsito de la onda se convierte en radio del pozo por medio de diferentes cálculos realizados por la instrumento) puede generar secciones transversales del hoyo desnudo a ciertas profundidades, lo que permite analizar las deformaciones del mismo. c) Presentación tipo gráficas “espirales”: estas se obtienen por medio de la superposición de las diversas mediciones del radio del hoyo realizadas, lo que genera una gráfica que da la impresión de estar observando dentro del pozo desde arriba lo que permite ver la estructura del mismo, así como las deformaciones que ocurren a medida que transcurre el tiempo. Las mediciones realizadas por el UBI se ven afectadas por la rugosidad de las paredes del hoyo desnudo, pues allí es donde las ondas chocan para luego regresar a los receptores, por lo que esta herramienta es muy sensible a los cambios de textura dentro del hoyo pero no a los cambios de litología (a menos que impliquen un cambio de textura también), lo que conlleva a la principal limitación de esta herramienta pues el hecho de no poder determinar la litología de la formación es un gran factor en contra, aunque se puede combinar con otras herramientas (como el Gamma Ray) para tratar de solventar esto.

También se usa para identificación de minerales en depósitos de evaporitas, detección de la densidad de hidrocarburos, evaluación de arenas con arcilla y de litologías complejas, determinación de producción de lutitas con contenido de aceite, cálculo de presión de sobrecarga y propiedades mecánicas de las rocas. Los registros de densidad se usan principalmente como registros de porosidad. Otros usos incluyen identificación de minerales en depósitos de evaporitas, detección de gas, determinación de la densidad de hidrocarburos, evaluación de arenas con arcillas y litologías complejas. La

columna

litológica

consiste

una

secuencia

alternada

rocas

sedimentarias. Con el estudio sísmico, y los datos geológicos obtenidos de los pozos vecinos perforados, se correlaciona y obtiene la columna geológica que se espera atravesar en la intervención del pozo a perforar. El conocimiento de estas formaciones geológicas permite determinar la existencia de formaciones con presiones anormales (presiones del fluido anormalmente altas o bajas) que complican severamente las operaciones cuando son atravesadas durante la perforación. Los problemas asociados con sobrepresiones afectan todas las fases de la operación. El conocimiento de las presiones en un área determinada ayuda a prevenir problemas. En México, los trabajos de exploración geológica y explotación petrolera han permitido evaluar las formaciones y lograr la elaboración del mapa geológico. Dentro del barril y después de la recuperación, la orientación del núcleo se realiza por medio de una zapata orientadora fija al core catcher. Este dispositivo contiene tres cuchillas que marcan ranuras de referencia alrededor del núcleo, a medida que entra al barril interior. Con la combinación de las mediciones multishot, la velocidad de penetración y las marcas de orientación en el núcleo es posible orientar la muestra y obtener mediciones exactas de echado y buzamiento de las estructuras. Además, se pueden realizar análisis de mineralogía y mecánica de la roca. Núcleos presurizados En las operaciones convencionales, las propiedades

del núcleo cambian a medida que el núcleo viaja a la superficie. La declinación en la presión y en algún grado en la temperatura, resultan en una liberación de los esfuerzos de la roca y con ello, la modificación de la permeabilidad y porosidad absolutas y efectivas. La exudación y la expansión del gas modifica sustancialmente la saturación relativa de los fluidos. Un núcleo presurizado permite obtener muestras que mantengan, lo más cerca de las condiciones originales, la composición y las propiedades representativas del yacimiento. Una vez cortado el núcleo, se presuriza el barril por medios mecánicos en la parte superior e inferior de la herramienta. Esto debe mantener las condiciones originales.

Registros Gamma Ray El perfil de registro Gamma Ray fue introducido en la industria petrolera en el año 1939 por la empresa Well Survey inc. Con la finalidad de determinar la litología de pozos entubados en los cuales nunca se había registrado perfil alguno. El registro GR es una técnica capaz de medir la radioactividad natural de la formación, estos son impulsos de las ondas electromagnéticas de alta energía que son emitidos espontáneamente por algunos elementos radioactivos de forma natural por las formaciones (Uranio, Potasio, Torio).

En las formaciones sedimentarias (zona de interés) el registro normalmente refleja el contenido de arcilla de las formaciones, porque las lutitas son las que contiene la concentración de sales radioactivas, y por lo general son mucho más radioactivas que las arenas, calizas y dolomitas, sin embargo existen algunas excepciones, como la presencia de agentes contaminantes radiactivos como cenizas volcánicas, residuos de granito o sales disueltas en el agua de formación.

Principios de Medición Las herramientas de rayos gamma constan básicamente de un detector de rayos gamma y de equipos electrónicos de control y transición de datos. En la actualidad el detector más usado es el contador de centelleo, por ser mucho más eficiente que el contador Gelger Mueller y que la cámara de ionización. Además dado que su longitud activa es de unas pocas pulgadas, su uso permite un estudio detallado de las formaciones. La unidad de medida usada en la actualidad es la unidad API. Esta unidad fue establecida por el American Petroleum Institute, con el objeto de normalizar los diferentes sistemas de medición usados en años anteriores. Equipos La sonda GR contiene un detector para medir la radiación gamma que se origina en el volumen de la formación cerca de la sonda. En la actualidad, generalmente se emplean contadores de centelleo para esta medición. Debido a su eficacia, los contadores de centelleo solo necesitan unas cuantas pulgadas de longitud, por lo tanto se obtiene un buen detalle de la formación. El registro de GR por lo general corre en combinación con la mayoría de las otras herramientas de registro y servicios de producción de agujero revestido. Aplicaciones Entre sus aplicaciones se encuentran las siguientes: * Definición y correlación de estratos. * Indicador del contenido de lutitas. * Evaluar minerales radioactivos. * Evaluar capas de carbón.

* Correlación de pozos entubados. * Posicionamiento de los cañones perforadores. * Detección de trazadores radioactivos. El registro GR es particularmente útil para definir las capas arcillosas cuando SP esta distorsionado (formaciones muy resistivas), cuando el SP es insignificante (formaciones que llevan agua dulce o lodo salad, cuando Rmf ≈ Rw) o cuando el SP no se puede registrar. La profundidad de investigación de GR es solo unas cuantas pulgadas y por lo tanto está generalmente dentro de la zona de invadida. Perfil GR pude correrse en hoyos abiertos o entubados, ya sean vacios o llenos de fluidos de cualquier tipo. Factores que afectan el perfil de rayos gamma Las respuestas de la curva de GR están afectados por varios factores, entre los cuales se encuentran: * Tipo de detector: mientras más largo sea el detector mas rayos gamma

contara. Además a medida que la eficiencia aumenta, menor será el

detector requerido. Un contador de centelleo muy pequeño, puede registrar tantos rayos gamma con un contador Gelger-Mueller muy grande.

* Velocidad de Perfilaje y constante de tiempo: para evitar una excesiva distorsión de la curva se elige una velocidad de perfilaje tal que el contador no se desplace más de un pie durante una constante de tiempo. La constante de tiempo es el tiempo que demora el 63%de cualquier cambio de intensidad en alcanzar el detector. Aumentando la constante de tiempo disminuye el error debido a variación estadística. La velocidad de perfil aje entonces afectara la apariencia de perfil. A mayor velocidad producirá un suaviza miento de la curva, pero reducirá los picos de las capas más delgadas.

* Diámetro y densidad del hoyo: las variaciones normales del hoyo no afectaran el perfil apreciablemente, sin embargo derrumbes grandes pueden ocasionar un descenso en la radioactividad media. El peso del lodo también afecta las lecturas. En un 30% dependiendo del espesor de las paredes de la tubería. El cemento es elaborado a partir de calizas y lutitas, y como las lutitas son en general radioactivas, la presencia de cemento detrás de la tubería revestidora afectara las lecturas del perfil de rayos gamma. * Espesor de las capas: las capas delgadas, como se menciono anteriormente, no muestran la misma deflexión que mostraría una capa similar de mayor espesor, debido al efecto del circulo amortiguador de fluctuaciones estadísticas. En consecuencia ninguna capa de espesor menor que el tamaño del detector será registrada correctamente. * Fluctuaciones estadísticas: la desintegración y absorción radioactivas, son procesos de ocurrencia variable (random distribution), y debido a esto el perfil de rayos gamma esta sujeto a variaciones estadísticas. Aún con el detector en posición estacionaria, el número de rayos gamma por unidad de tiempo que llega al detector, será variable dentro de cierto rango. Para evitar este fenómeno, hay que darle al detector cierto período de tiempo para que haga un buen promedio de las lecturas. * Excentricidad y diámetro de las ondas: el lodo tiene la propiedad de absorber una cantidad apreciable de rayos gamma. Por esta razón el diámetro de la sonda y la excentricidad de la misma en el hoyo, afectarán la curva de respuesta del perfil. La radiación gamma o rayos gamma (γ ) es un tipo de radiación electromagnética, y por tanto constituida por fotones, producida generalmente por elementos radiactivos o por procesos subatómicos como la aniquilación de un par positrón-

electrón. También se genera en fenómenos astrofísicos de gran violencia. Debido a las altas energías que poseen, los rayos gamma constituyen un tipo de radiación ionizante capaz de penetrar en la materia más profundamente que la radiación alfa y la beta. Pueden causar grave daño al núcleo de las células, por lo cual

usan

para

esterilizar

equipos

médicos

alimentos.

La energía de esta naturaleza se mide en mega electronvoltios (MeV). Un MeV corresponde a fotones gamma de longitudes de onda inferiores a 10-11 m o a Frecuencias superiores a 1019 Hz. Los rayos gamma se producen por des excitación de un nucleón de un nivel o estado excitado a otro de menor energía y por desintegración de isótopos radiactivos. Se diferencian de los rayos X en su origen. Éstos se generan a nivel extra nuclear, por fenómenos de frenado electrónico. Generalmente a la radiactividad se le vincula con la energía nuclear y con los reactores nucleares. Empero existe en el entorno natural: a) rayos cósmicos, expelidos desde el sol y desde fuera de nuestro sistema solar: de las galaxias; b) isótopos radiactivos en rocas y minerales. En general, los rayos gamma producidos en el espacio no llegan a la superficie terrestre, pues los absorbe la alta atmósfera. Para observar el universo en estas frecuencias es necesario utilizar globos de gran altitud u observatorios exo espaciales. Para detectarlos, en ambos casos se utiliza el efecto Compton. Estos rayos gamma se originan por fenómenos astrofísicos de alta energía, como explosiones de supernovas o núcleos de galaxias activas. En Astrofísica se denomina gamma ray bursts (GRB) a fuentes de rayos gamma que duran unos segundos o pocas horas, secundados por un brillo decreciente en la fuente por rayos X durante algunos días. Ocurren en posiciones aleatorias del cielo. Su origen permanece todavía bajo discusión científica. En todo caso parecen

constituir

los

fenómenos

más

energéticos

del

universo.

Excepcionales son los rayos gamma de energía superior a unos giga electronvoltios (GeV, miles de MeV) que al incidir en la atmósfera producen miles

de partículas (cascada atmosférica extensa), lo cuales, como viajan a velocidades cercanas a la lumínica en el aire, generan radiación de Cherenkov. Esta radiación se detecta en la superficie de la Tierra mediante un telescopio Cherenkov.

Protección

Para protegerse de los rayos gamma se requiere gran cantidad de masa. Los materiales de número atómico y densidad altos protegen mejor; y a mayor energía de los rayos el espesor de la protección debe ser superior. Tales materiales se clasifican según el espesor necesario para reducir la intensidad de los rayos gamma a la mitad, espesor conocido como HVL (del inglés half-value layer, capa de valor medio). Por ejemplo los rayos gamma que requieren 1 cm de plomo para atenuar su intensidad en un 50% también la disminuyen en igual proporción al atravesar 6 cm de hormigón o 9 cm de tierra compacta. Interacción con la materia

Coeficiente de absorción total de rayos gamma del aluminio (número atómico 13) según distintas energías de rayos gamma, y contribuciones de los tres efectos. En la mayoría de la región de energía mostrada domina el efecto Compton.

Coeficiente de absorción total de rayos gamma del plomo (número atómico 82) según distintas energías de rayos gamma, y contribuciones de los tres efectos. Aquí el efecto fotoeléctrico domina en energías bajas. A partir de 5 MeV empieza a dominar la creación de pares. Cuando un rayo gamma pasa a través de la materia, la probabilidad de absorción en una capa fina es proporcional al grosor de dicha capa. Esto implica decrecimiento exponencial de la intensidad.

Aquí, μ = n × σ es el coeficiente de absorción, medido en cm-1, n el número de átomos por cm3 del material, σ el espectro de absorción en cm2, y d la delgadez del material en cm. Pasando a través de la materia, la radiación gamma ioniza principalmente de tres maneras: efecto fotoeléctrico, efecto Compton y creación de pares. un fotón gamma interactúa con un electrón atómico le transfiere su energía y lo expulsa del átomo. La energía cinética resultante, del fotoelectrón, es igual a la energía del fotón gamma incidente menos la energía de enlace del electrón. El efecto fotoeléctrico es el proceso de transferencia de energía dominante de rayos X y fotones de rayos gamma de energías inferiores a 0.5 MeV (millones de electronvoltios).

energías

más

elevadas

menos

importante.

• Efecto Compton. Interacción donde un fotón gamma incidente aumenta la energía de un electrón atómico lo suficiente para provocar su expulsión. La energía restante del fotón original emite un nuevo fotón gamma de baja energía con dirección de emisión diferente a la del fotón gamma incidente. La probabilidad del efecto Compton decrece según se incrementa la energía del fotón. Se considera que el efecto Compton es el principal procedimiento de absorción de rayos gamma en el rango de energía intermedio entre 100 kiloelectronvoltios o kilovoltios electrónicos keV a 10 MeV (Megaelectronvoltio), rango de energía que incluye la mayor parte de la radiación gamma presente en explosiones nucleares. El efecto Compton es relativamente independiente del número atómico del material absorbente. * Creación de pares. Debido a la interacción de la fuerza de Coulomb, en la vecindad del núcleo la energía del fotón incidente se convierte espontáneamente en la masa de un par electrón-positrón. Un positrón es la antipartícula equivalente a un electrón. Es de igual magnitud. La carga eléctrica es así mismo de igual magnitud, pero de

signo opuesto que la de un electrón. La energía excedente (1,02 MeV) del equivalente a la masa en reposo de las dos partículas aparece como energía cinética del par y del núcleo. La «vida» del positrón es muy corta: del orden de 10– 8 segundos. Al final de su periodo se combina con un electrón libre. Toda la masa de estas dos partículas se convierte entonces en dos fotones gamma de 0,51 MeV de energía, cada uno. Frecuentemente la energía de los electrones secundarios (o positrones) producidos en cualquier de estos tres procesos es suficiente para generar muchas Ionizaciones hasta su conclusión (de los procesos).En rigor, la absorción exponencial descrita arriba se mantiene sólo para un rango estrecho de rayos gamma. Si un rayo más ancho pasa a través de un bloque de hormigón fino, la Dispersión en los lados reduce la absorción. A menudo los rayos gamma ocurren entre otras categorías de radiación, como la alfa y la beta. Cuando un núcleo emite una partícula α o β , a veces el producto de desintegración queda excitado y puede saltar a un nivel de energía inferior y emite un rayo gamma. De igual manera un electrón atómico puede saltar a un nivel de energía inferior y emite luz visible o radiación ultravioleta Estos rayos gamma son de 1,17 MeV y 1,33 MeV, respectivamente. Otro ejemplo es la descomposición alfa de 241Am, para producir 237Np. Esta descomposición genera emisión gamma. En algunos casos, esta emisión es bastante simple, por ejemplo, 60Co/60Ni. En casos como 241Am/237Np y 192Ir/192Pt la emisión gamma es compleja. Revela que puede existir una serie de distintos niveles de energía nuclear. El hecho de que en un espectro alfa pueda existir diversidad de picos, de diferentes energías, refuerza la idea de posibilidad de muchos niveles de energía nuclear. Debido a que una descomposición beta emite un neutrino, que a su vez resta

energía, en el espectro beta no existen líneas definidas, sino un pico ancho. Por lo tanto, de una sola descomposición beta no es posible determinar los diferentes niveles energéticos del núcleo. En óptica espectrópica es bien conocido que una entidad que emite luz también puede absorber luz de la misma longitud de onda (energía del fotón). Por ejemplo un llama de sodio puede emitir luz amarilla. Además puede absorber luz amarilla de una lámpara de vapor de sodio. En el caso de los rayos gamma se puede observar. en espectroscopia Mössbauer, donde se puede obtener una corrección por la energía perdida por el retroceso del núcleo y, mediante resonancia, las condiciones

exactas

absorción

rayos

gamma.

Utilización

La potencia de los rayos gamma los hace útiles para esterilización de equipo médico. Se suelen utilizar para exterminar bacterias e insectos en productos alimentarios tales como carne, setas, huevos y verduras, con el fin de mantener su frescura. Debido a la capacidad de penetrar en los tejidos, los rayos gamma o los rayos X tienen un amplio espectro de usos médicos, como realización de tomografías y radioterapias. Sin embargo, por su condición de radiación ionizante, si se afecta el ADN conllevan habilidad de provocar cambios moleculares que pueden repercutir en efectos cancerígenos. A pesar de las propiedades cancerígenas, los rayos gamma también se utilizan para tratamiento de ciertos tipos de cáncer. En el procedimiento llamado cirugía gamma-knife, múltiples rayos concentrados de rayos gamma se dirigen hacia células cancerosas. Los rayos se emiten desde distintos ángulos para focalizar la radiación en el tumor, a la vez que se minimiza el daño a los tejidos de alrededor. Los rayos gamma también se utilizan en Medicina nuclear para realizar

diagnósticos. Se utilizan muchos radioisótopos emisores de rayos gamma. Uno de ellos es el tecnecio 99m: 99mTc. Registro de rayos gamma es un método de medición de radiación gamma natural para caracterizar la roca o sedimento en un pozo. A veces se usa en la exploración mineral y agua de perforación de pozos, pero con mayor frecuencia para la evaluación de la formación en petróleo y gas de perforación de pozos. Los diferentes tipos de roca emitir diferentes cantidades y diferentes espectros de radiación gamma natural. En particular, lutitas generalmente emiten más rayos gamma que otras rocas sedimentarias, como la arenisca, yeso, sal, carbón.

Registro Laterolog

Es una Sonda eléctrica para la medida de la resistividad eléctrica de las rocas en una perforación. Sondas cortas miden normalmente la resistividad de la costra de limo y de la zona invadida. Sondas más grandes miden la resistividad de los bordes exteriores de la zona invadida y de la zona no invadida. Las diferencias mayores en los valores medidos por sondas intermedias y profundas ocurrirán en rocas con reservorio que contienen cantidades apreciables de hidrocarbonos, por lo tanto permitiendo la estimación del espesor del depósito de hidrocarbonos. La interpretación de sondas laterolog grandes es afectada por el *efecto Delaware. Laterolog Un resistividad registro (ejecutar en el agujero sin entubar lleno de electricidad conductivo barro) Hecho con un herramienta que logra centrarse mediante el uso de corriente adicional electrodos por encima y por debajo de un electrodo central medición actual. En contra de las corrientes de los electrodos 66

adicionales sirven para confinar la medida actual de un disco esencialmente estrecha de la corriente que fluye hacia el exterior perpendicular a la sonda. En caso de que estudio actuales tienden a fluir verticalmente en la columna de lodo (debido a la gran resistencia camas), Las corrientes de la simétricamente En contra de electrodos se deben aumentar o disminuir con el fin de mantener la Posición horizontal del flujo de corriente encuesta. Laterolog mejor trabajo en más salado barros o lodos en el normal en las formaciones de alta resistividad. No funcionan en el aire lleno de agujeros o entubados, El laterolog es una corriente directa (DC) herramienta basada en Ley de Ohm. Las herramientas han sido diseñadas para producir mediciones confiables de resistividad en pozos que contienen fluidos de perforación de alta salinidad y / o cuando está rodeado por rocas de gran resistencia. El registro actual no pueda fluir hacia arriba y abajo en el fluido de perforación mediante la colocación de electrodos de centrarse en ambos lados de una medida A0 electrodo central, como se ilustra a continuación. La medida de fuerza de electrodos de centrarse la corriente fluya solamente en la dirección lateral, perpendicular al eje del dispositivo de registro Diagramas de laterolog o la Guardia laterolog y registro de focalización esférica (derecha). Sombreado gris representa ansiada vía actual. De electrodos Laterolog arreglos se puede comparar a dos registros ES colocan juntos, con una herramienta de forma inversa. El centro A0 electrodo de corriente se encuentra en medio de la ruta actual. Electrodos Guardia A1 y A2 mantener el centrado actual. En el ll7, medir pares de electrodos M1 y M2 se sitúa en el límite superior e inferior ruta actual. El secreto es mantener el flujo de corriente constante para obtener una precisión de resistividad Hay dos tipos principales de laterologs: tres sistemas de protección de electrodos y sistemas de múltiples electrodos.

CAPITULO II

REGISTRO MEASUREMENT WHILE DRILLING

INTRODUCCION

El MWD usa un sistema telemétrico de impulsos de lodo para transmitir los datos obtenidos por las herramientas hacia la superficie, obtiene información geológica y física de los reservorios del subsuelo. Las herramientas del MWD transmiten la información en tiempo real o la almacenan en una memoria para su posterior lectura y decodificación. El MWD es especialmente usado en la perforación de pozos horizontales y direccionales, sus sensores transmiten en tiempo real datos sobre temperatura., presión

profundidad, acimut e inclinación; otros sensores corren registros de

logging mientras el

pozo está siendo perforado y

hidrocarburífero del pozo (Logging llamadas

conjunto

LWD

While y

Drilling).

toman

evalúan Estas

el potencial

herramientas son

los registros de: Gamma Ray,

Resistividad, Densidad y Porosidad Si hay un potencial reservorio con los registros obtenidos se puede evaluar el pozo para

determinar la producción de

hidrocarburos. Los registros eléctricos que tradicionalmente se obtenían por cable hoy se los obtiene en tiempo real y mientras se está perforando con la utilización de la herramienta MWD, que es un conjunto de sensores montados en collares de perforación no magnéticos que están ubicados directamente sobre la broca. Se lo

llama

MWD

por

sus siglas

Inglés(Measurement While Drilling) La

información que se adquiere es en tiempo real y es visible en sendas pantallas que

están

en el piso del taladro y en la unidad de superficie del MWD. La

transmisión de los datos a la superficie se realiza mediante un sistema telemétrico de impulsos de lodo. Una válvula generadora de impulsos codifica los datos obtenidos por los sensores del MWD como pulsos de presión en la columna de lodo y los envía a la superficie donde un transductor de presión convierte los pulsos

en voltaje y un

computador convierte el voltaje en información de

registro. La información obtenida por los sensores del MWD está relacionada con la litología y

las propiedades del reservorio y es especialmente útil en las

operaciones de perforación horizontal , para un manejo eficiente de los motores de hoyo abajo, para indicaciones tempranas de condiciones de formación críticas (como la sobrepresión), y para adquirir información básica del yacimiento (como la porosidad y la saturación de agua) Las herramientas del MWD han sido diseñadas como módulos especialmente empacados. Esto permite que todos los componentes principales sean testados en la locación y si es necesario que sean reemplazados por el personal del MWD. Esta característica minimiza las restricciones logísticas. El diseño modular permite que

los mismos paquetes

electrónicos especiales sean usados en todos los tamaños de los collares.

Figura 3: esquema del funcionamiento de un sistema MWD

MEASUREMENT WHILE DRILLING

EQUIPO DE SUBSUELO

El equipo de subsuelo del MWD se coloca en collares de perforaci贸n no magn茅ticos. Las cadenas de sensores comunes incluyen las combinaciones Gamma-Direccional Resistividad Gamma-Direccional, y Resistividad-ADN-Gamma Direccional.

Figura 4: equipo MWD de subsuelo

Sensores Direccionales y de Inclinación

Los sensores direccionales miden la inclinación, el acimut y la orientación del frente de la herramienta. Estas medidas se utilizan para determinar la trayectoria del hueco y para

guiar los motores de fondo. Los sensores

direccionales

incluyen magnetómetros de saturación triaxial resistentes e inclinómetros de barra de torsión triaxial. Estos se calibran en un ámbito de inspección magnéticamente limpio para asegurar la exactitud de la medición. Miden inclinación (de 11 0º a 180º, 0.15º), acimut (de 0º a 360º, 0.5º) y orientación de la herramienta (de 0º a 360º, 0.5º). Las cifras de exactitud se refieren a un pozo típico en latitudes americanas y europeas. Como con cualquier herramienta de medición magnética, la exactitud absoluta depende de la latitud magnética, acimut del hueco e inclinación del hoyo. Se puede programar el equipo para dar lecturas del frente de la herramienta ya sean magnéticas (derivadas

del

magnetómetro) o bien gravitacionales (derivadas de un acelerómetro) cuando el hoyo se desvía en más de unos 2º de la vertical. Para ángulos menores de estos la operación del acelerómetro no es confiable y deben utilizarse lecturas magnéticas.3 Existe un modelo del sensor direccional y de inclinación de la marca Schulumberger que está directamente sobre la broca y es conocido con el nombre de AIM (At-bit Inclination Measurement) Esta herramienta le da al perforador un mayor control direccional sobre la sarta de perforación cuando ésta es requerida. En la figura 5 se muestra un esquema del sensor AIM con sus respectivas características.

Figura 5: At bit inclination measurement

Transmision De Datos

El corazón del sistema MWD es la unidad generadora de impulsos (figura 6) .Este componente clave permite la transmisión de datos hoyo arriba por medio de una secuencia de impulsos de lodo. Los datos no analizados y los computarizados son trazados e impresos en papel, y son almacenados en cinta magnética para reproducirlos más

tarde

analizarlos

posteriormente.

ofrece un registro en tiempo real para una evaluación inmediata de la formación

y la informaci贸n direccional tiene salida hacia una unidad de pantalla en el piso del taladro que permite al perforador hacer correcciones al instante a la trayectoria del hueco perforado.

Figura 6:Valvula generadora de impulso

Sistema Generador de Impulsos

El sistema de impulsos de presión negativa utiliza una válvula de selenoide de acción rápida para generar impulsos múltiples cada segundo. La válvula y la base están hechos de carburo de tungsteno para asegurar una larga vida, ya que el acero tratado con calor se erosiona después de las 40 a 80 horas de uso. El sistema de válvula está balanceado con presión para reducir la cantidad de energía necesaria para operarlo, incrementando así la duración de la batería considerablemente. El sistema también cuenta con la característica de cierre automático

como medida

protección que

no permite

que

la válvula

permanezca abierta en caso de falla eléctrica. En las aberturas se colocan unas pantallas para evitar que los detritos obstaculicen la operación de la válvula. Sin embargo, los detritos pueden obstruir las ranuras que llevan a la pantalla. Los detritos también pueden atascar las turbinas, aunque esto no evita la circulación, si hace que el generador deje de operar. Por lo tanto existen restricciones del tamaño de las partículas de lodo cuando se maneja un equipo de MWD.

Recuperación de Señal y Procesamiento

El transductor de presión del tubo alimentador de lodo del sistema ofrece una señal análoga representativa de todas las variaciones de presión en la columna de lodo. Estas variaciones incluyen anomalías en el golpe de la bomba y otros ruidos de presión, además de los impulsos de datos generados hoyo abajo. Las anomalías en el golpe de la bomba son detectadas y eliminadas mediante un sensor

proximidad

colocado

en la bomba de lodo. Las presiones

accidentales surgen del movimiento de la tubería y otras causas son generalmente de tal magnitud, comparadas con la señal de impulsos, que se utilizan uno o más tipos de filtros para extraer solamente los datos de los impulsos.

Codificación de Datos

Los datos son criptografiados para la transmisión ascendente de impulsos de lodo por un código de grupo. Este código está estructurado de tal manera que la válvula del generador de impulsos no permanece abierta durante períodos largos;

esto sirve

para incrementar la duración de la vida de la válvula,

reduciendo así la cantidad de tiempo que la válvula está expuesta al flujo de lodo abrasivo. El código tiene la capacidad de detectar errores para asegurar la integridad de los datos transmitidos. El slim pulse (fig. 7) y el power pulse (fig. 8) son collares donde se instala la válvula generadora de impulsos, además tienen sensores de GR, dirección e inclinación.

Equipo de Superficie Los equipos de superficie consisten de tres elementos principales : Sensores de superficie Es el transductor de presi贸n que detecta los pulsos de lodo y opcionalmente monitorea los par谩metros de profundidad y perforaci贸n Sistema de computaci贸n

Decodifica la información transmitida y la presenta como data en tiempo real Software de aplicación especial Es el programa que utilizan las computadoras del MWD para procesar e imprimir la información obtenida. Transductor de Presión Un transductor es un equipo electrónico que recibe una señal de entrada en función de una o más cantidades físicas y la convierten modificada o no a una señal de salida. En este caso, el transductor de presión del equipo MWD, recibe las señales de entrada como impulsos telemétricos , ondas electromagnéticas que viajan en la columna de lodo y que provienen de la válvula generadora de impulsos, el transductor de presión modifica estos impulsos y los convierte en voltaje. Esta señal de salida electrónica varía entre 10 y 50 miliamperios de corriente continua. Detección de los Pulsos de Lodo Los pulsos de lodo son ondas electromagnéticas y como tales tienen una frecuencia (hertzios) que es la magnitud de onda y que es la que determina la velocidad de transmisión (bits por segundo) con la que el transductor de presión envía las señales eléctricas a las computadoras de superficie. Cuando el transductor de presión trabaja en la detección de los pulsos de lodo la frecuencia y la velocidad de transmisión tienen que ser las ideales para mantener fuera del ancho de banda los ruidos ocasionados por las bombas. sistema de computación La señal de salida del transductor de presión es enviada directamente al equipo de superficie del MWD donde un sistema de computación recibe el voltaje

como señal de entrada y la convierte modificada en información de registro. La información (profundidad, inclinación y acimut) es transmitida en tiempo real en sendas pantallas que están ubicadas en el piso del taladro y en la unidad de superficie del MWD. Cuando se corren los registros LWD la información se imprime y procesa en tiempo real (cuando es el caso) en la unidad de superficie del MWD. La información recibida en el piso del taladro le permite al perforador orientar y/o modificar la trayectoria del hueco perforado. El software

de aplicación CADDS (Computer Aided Directional Drilling

and

Survey) “Ayuda Computarizada de Perforación Direccional y Registros” es el programa que utilizan las computadoras del equipo MWD en superficie para procesar, imprimir, graficar y proyectar la información que se adquiere hoyo abajo en tiempo real o en modo memoria. densidad de los datos La densidad de los datos es la cantidad de datos transmitidos a la superficie por cada pie del hoyo medido. Los datos de baja densidad se transmiten en tiempo real hacia la superficie, mientras que los datos de alta densidad se almacenan en la memoria de fondo de pozo.

Figura 9: Unidad MWD estรกndar

Pasos Para la Instalación del Equipo MWD * Se instala un indicador de gancho de carga. * Posteriormente los sensores se conectan eléctricamente a la unidad de superficie. * Se realiza una breve verificación operativa del sistema. * Después se bajan los sensores a una corta distancia dentro del hoyo, se establece el flujo de lodo, y se verifica de nuevo el sistema para obtener un funcionamiento adecuado. * Se deben seleccionar cuidadosamente la tasa de adquisición de datos, la tasa de transmisión de datos y la secuencia de transmisión. * Una vez hecho esto, ya se puede proceder a la perforación con el equipo MWD Para establecer la tasa de adquisición de datos se deben seleccionar cuidadosamente la tasa de transmisión de datos y la secuencia de transmisión. De esta manera se asegura recopilar una cantidad adecuada, pero no excesiva, de datos para una aplicación específica. La recopilación excesiva de datos es contraproducente ya que reduce el tiempo de vida del paquete de batería o de la memoria de fondo de pozo. Además incrementa el desgaste de la válvula generadora de impulsos.

CONCLUSIONES La utilización de los registros nuevos reduce los tiempos de viajes de tubería, permite que la perforación con hoyos de diámetros pequeños y por ser un circuito continuo sea necesario interrumpir el proceso de perforación de bajo balance, el éxito de las operaciones está basado en el trabajo integrado del equipo. La operación con LWD optimiza la hidráulica, porque se dispone de mayor energía en la barrena es recomendable monitorear directamente la reologia de los lodos de perforación, ara mantener valores bajos de viscosidad plástica y punto de cadencia, controlando así la reo logia y mantenimiento libre de sólidos del lodo durante la perforación.

CIBERGRAFIA http://repositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/5725/1/19168_1.pdf http://ingenieria-de-yacimientos.lacomunidadpetrolera.com/2009/04/registros-paramedir-porosidades-en-el.html http://www.buenastareas.com/login.php?save_page=donate.php%3Fret%253F%3 Dsuccess http://www.gc.usb.ve/GeoPetroleo/WEC_VENEZUELA_97/SPANISH/Cap_4.pdf http://webdelprofesor.ula.ve/ingenieria/mvictoria/materia/PERFILAJEDEPOZOS/T EMA%20320PERFIL%20CALIBRADOR%20DE%20HOYO%20(CALIPER)web.pdf