Registro de Densidad

Unidad: 4 Departamento: Materia:

INSTITUTO TECNOLÓGICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS.

Práctica No.

Fecha de Edición: 27SEP/2013

Ingeniería Petrolera Petrofísica y Registros de Pozos

Índice Introducción……………………………………………………………………. 3 ¿Qué es el registro de densidad?.............................................................3 Equipo a Usar……………………………………………………………………4 Componentes de la Herramienta…………………………………………… 5 Uso del Registro…………………………………………………………………6 Principio Físico………………………………………………………………….7 Ejemplo de Registro…………………………………………………………….9 Calibración de Herramienta………………………………………………….10 Efectos Adversos……………………………………………………………….12 Efecto Compton…………………………………………………………………..16 Resumen de los Registros más importante……………………………………18 Bibliografía…………………………………………………………………………..18

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Ingeniería Petrolera

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Registro de Densidad Introducción El registro de densidad es parte de casi todas las series de registros de hoyo abierto. Esta funciona igualmente bien en pozos que contengan lodo con base de aceite, lodo con base de agua de cualquier salinidad, o aire. El registro de densidad puede ser usado sólo o en combinación con otra herramienta, tal como el Neutrón (DSN). Algunos intentos han sido hechos para perfilar densidad de formación en pozos entubados, pero los resultados no han sido aceptables. (Halliburton, 2007) La densidad del volumen de formación es usada como un indicador de porosidad primaria. La densidad es usada con otras mediciones de registros para determinar litología y tipo de fluido, y con la velocidad del registro sónico en interpretación de datos sísmicos. Mejoras recientes en el perfilaje de densidad han introducido el Factor Fotoeléctrico Pe, un indicador excelente de la litología de la formación. Las herramientas de densidad tienen diferentes nombres: Densidad Compensada (CDL), Densidad Espectral (SDL), Densidad de Formación (FDC) y Densidad de litología (LDT) . (Halliburton, 2007).

¿Qué es el registro de Densidad? El registro de densidad 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 la densidad de electrones de la formación. Para cualquier elemento, el número de electrones coincide con el número de protones con número atómico . La masa atómica está contenida 3

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en el núcleo atómico, esta es la suma del número de protones y neutrones y está dada por el número atómico . En general, el número de protones es aproximadamente el número de electrones, así que la relación es aproximadamente . Utilizando esta relación, la medida de la densidad de electrones se puede convertir a una densidad aparente medida en 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 . El número de electrones en un mol de un material es por lo tanto igual a es el numero atómico (número de protones o electrones por átomo). Si el número de masa atómica es el peso de un mol substancia, el número de electrones por gramo es igual a . Para obtener el número de electrones por unidad de volumen multiplicamos por el bulk density de la substancia y tenemos la siguiente ecuación:

Dónde:

Equipos a Usar Los equipos utilizados con frecuencia son los contadores Geiger-Muller o Escintilómetros, que son contadores proporcionales con fotomultiplicadores y las fuentes normalmente usadas son: Cobalto (Co) que emite rayos gamma con energía entre 1.17-1-33 Mev, o Cesio (Cs) que emite rayos gamma de 0.66 Mev. Para disminuir el efecto del pozo se realiza un corte en el revoque, que es un tipo de costra que se forma en la pared del pozo a las partículas del lodo de perforación que no puede invadir la formación. Este corte se realiza mediante un brazo que lleva la almohadilla donde se alojan la fuente y el detector. 4

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Al igual que en la técnica de Dual.-Spacing Neutrón (DSN), se pueden colocar en la sonda dos detectores para minimizar el efecto del lodo de perforación y dicha herramienta se llama FDC (Registro de Densidad Compensado).

Componentes de las Herramientas 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 y 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 5

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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.

Uso de los registros de Densidad Determinación de la porosidad 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 Identificación de litología. Identifica presencia de lutitas y determina el volumen de las lutitas.

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SCHLUMBERGER, HALLIBURTON, BAKER ATLAS Log Interpretation Charts 2000

Ventajas del registro: Obtención de la litología del registro. Se obtienen varios datos al mismo tiempo (Litología, Resistividad, Porosidad) Fácil interpretación y lectura Su múltiple usos en diferentes disciplinas Usa cualquier tipo de lodo de perforación. Detección de densidad de hidrocarburos Desventajas del registro: Depende del de rayo Gamma Lecturas equivocadas en presencia de gas. Tiene muchos efectos adversos Fuentes altamente radiactivas

Principio Físico La herramienta de medida de la Densidad de Formación (SDL) utiliza una fuente química de radiaciones Gamma y dos detectores Gamma para determinar la densidad de la formación ( Pb) y el factor fotoeléctrico (Pe). Mientras los rayos Gamma viajan desde la fuente radioactiva (Cs 137) hacia los receptores se produce el efecto Compton que reduce la energía de los rayos gamma cuando interactúan con los átomos de la formación. La atenuación es una función del peso atómico de la formación así como las propiedades de absorción fotoeléctricas, los efectos son predominantemente asociados a la matriz de formación y los fluidos de los poros; igualmente hay efecto del lodo y revoque.

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El análisis en tiempo real de la energía del espectro de los rayos gamma detectados revela la densidad ( pb) de la formación y el factor fotoeléctrico (Pe). Las medidas de densidad son usadas para determinar la porosidad de la formación cuando la litología de la formación es conocida. En formaciones de un solo mineral el valor de Pe puede servir como indicador de litología. En formaciones de múltiples minerales pb y Pe pueden estar combinadas con información sónica y de neutrón para la determinación de la porosidad y la litología. La información de Densidad y Neutrón pueden también ser combinadas para indicar lutita y determinar el volumen de lutita. El valor de Pe no filtrado puede ser mostrado en los registros en tiempo real y usado para discriminación exacta de las capas.

Para minimizar los efectos del fluido en el hoyo, la fuente y los detectores son aislados y protegidos para que la radiación Gamma que penetra en la formación y que llega a los detectores, sea esparcida de vuelta en dirección de la herramienta. Estas herramientas obtienen medidas confiables en cualquier fluido de pozo y son comúnmente corridas con GR, inducción, Laterolog, y Neutrón.

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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 infrayacientes (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:

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Interpretación litológica en registros.

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.

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. A continuación vemos un registro con valores de densidad corregidos:

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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 ( ), y la constante universal . La tabla a continuación muestra los valores de para diferentes elementos de la corteza terrestre.

Se ha definido un nuevo parámetro llamado número de densidad efectiva:

Si sustituimos está en la primera ecuación queda:

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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:

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La densidad de las lutitas se mostrará más alta en el registro. Entre . 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 sobrepresurizadas esta tendencia cambia. Por lo general hay un shale impermeable muy denso al tope de una formación sobrepresurizada. En el ejemplo se aprecia la lectura del registro en inmediaciones de zonas sobrepresurizadas:

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El efecto de la densidad de fluido: Se puede errar en la determinación 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 las cuales pueden variar con la temperatura y la composición. Se pueden obtener datos precisos de las muestras de fluido del reservorio. Las densidades del filtrado de lodo regularmente se ajustan en el software de petrofísica. El efecto del gas: Si hay gas en la formación 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 petróleo: La densidad del petróleo es de aprox 0,7 g/cc, menos que la de los fluidos acuosos. La presencia de formaciones que contienen petróleo raras veces afectan el cálculo de la porosidad porque tanto el petróleo como el agua que contiene la formación donde la herramienta de densidad hace la medida, es reemplazada por el lodo de perforación que se ha filtrado. El efecto del Shale: La densidad del shale varía 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 Determinación de inconformidades: 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.

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Detección de sobrepresiones: Los fluidos sobrepresurizados 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 podrían 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: Compuesto

Composición

Densidad de Volumen Actual,

Densidad de Electrones Efectivo,

Densidad de Volumen Aparente,

Cuarzo Calcita Dolomita Anhidrita Silvita Halito Yeso Antracita (Baja) Antracita (Alta) Carbón (Bituminoso) Carbón

2,654 2,710 2,870 2,960 1,984 2,165 2,320 1,400 1,800 1,200 1,500

0,9985 0,9991 0,9977 0,9990 0,9657 0,9581 1,0222 1,030 1,030 1,060 1,060

2,650 2,708 2,863 2,957 1,916 2,074 2,372 1,442 1,852 1,272 1,590

2,648 2,710 2,876 2,977 1,863 2,032 2,351 1,355 1,796 1,173 1,514

Agua Pura Agua Salada Aceite Metano Gas

1,000 1,146 0,850

1,1101 1,0797 1,1407 1,247 1,238

1,110 1,237 0,970 1,247 1,238

1,000 1,135 0,850 1,335 0,188

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Efecto Compton El efecto Compton es el cambio de longitud de onda de la radiación electromagnética de alta energía al ser difundida por los electrones. Descubierto por Arthur Compton, este físico recibió el Premio Nobel de Física en 1927 por la importancia de su descubrimiento, ya que el efecto Compton constituyó la demostración final de la naturaleza cuántica de la luz tras los estudios de Planck sobre el cuerpo negro y la explicación de Albert Einstein del efecto fotoeléctrico. En el efecto fotoeléctrico consideramos que el electrón tenía una energía . Ahora, para explicar el efecto Compton, vamos a tener en cuenta también que el fotón tiene un momento lineal

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Suponemos que tenemos un fotón golpea a un electrón, tal y como indica la siguiente figura:

Antes del choque tenemos que el fotón se encuentra con una energía y con un momento lineal, . En cuanto al electrón, su energía es equivalente a , mientras que al estar inmóvil, su momento lineal es cero. El fotón colisiona con el electrón mediante un choque elástico. En física, se denomina choque elástico a una colisión entre dos o más cuerpos en la que éstos no sufren deformaciones permanentes durante el impacto. En una colisión elástica se conservan tanto el momento lineal como la energía cinética del sistema, y no hay intercambio de masa entre los cuerpos, que se separan después del choque. Las colisiones en las que le energía no se conserva producen deformaciones permanentes de los cuerpos y se denominan inelásticas. Tras el choque la situación de ambas partículas varía. El fotón dispersado varía su energía y su momento lineal en función del ángulo de dispersión. El electrón, al verse desplazado por el choque, adquiere momento lineal. Teniendo en cuenta que en un choque elástico se conserva el momento lineal y la energía del sistema, es decir, que su valor es el mismo antes y después del choque, vamos a obtener las fórmulas del efecto Compton.

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Resumen de los registros más importantes:

Bibliografìa:      

Basic Well Logging Design, Sigit Sutiyono, Unocal Indonesia Company Registros Convencionales de Pozo, José Cedeño Interpretacion de Registros de Pozos de Petroleo, Elias Jhon Falla Villegas. Advanced Wireline & MWD Procedures Manual, Baker Hughes Perfilajes de Pozos, Sin autor

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