Registros en Pozos Entubados

REGISTROS EN POZOS ENTUBADOS 1.1.

GENERALIDADES

Por perfilaje de pozos se entiende cualquier operación en la cual se registran, con relación a su profundidad, datos característicos de las formaciones atravesadas, este registro se llama perfil. El perfil de pozo puede ser un registro en el cual descripciones de testigos son representadas frente a las profundidades en las cuales fueron tomadas dichas muestras, un perfil también puede ser un grafico relacionado con la profundidad de varias características inherentes a dichos testigos tales como la porosidad, la permeabilidad, petróleo residual, etc. Otros métodos de perfilaje de pozos miden la radioactividad de las formaciones (perfiles de rayos gama) y los efectos secundarios debido al bombardeo de las formaciones por neutrones rápidos (perfiles neutrónicos). Hace unos años se introdujo un nuevo perfil de pozo que proporciona un registro de la velocidad del sonido a través de las formaciones y se denomina perfil sónico. En los casos de los perfiles eléctricos, radiactivos y sónicos, los parámetros correspondientes son medidos IN SITU, por instrumentos denominados sondas que se introducen en los pozos y son registrados en forma continua en superficie. En pozos entubados se utilizan perfiles radiactivos sónicos y de temperatura. Estos perfiles miden las propiedades de las rocas y de los fluidos que allí se encuentran. Las mediciones que pueden realizarse son: velocidad acústica de la roca, densidad, radioactividad, porosidad, saturación de fluidos y permeabilidad. También pueden determinarse aspectos relacionados a las formaciones como: litología, profundidad y espesor. Los perfiles se obtienen bajando en el pozo, lleno de lodo, una sonda conteniendo equipos electrónicos de medición. Mientras la sonda esta subida lentamente se graban las respuestas a los impulsos, sean estos radiactivas, neutrónicos, sónicos o de temperatura. Conforme se perfora el pozo, el lodo de perforación afecta las formaciones, especialmente aquellas que son porosas y permeables, debido a la invasión del lodo o de su filtrado. Este fenómeno, crea las siguientes zonas en el pozo a partir de su eje: revoque, filtrado, zona lavada, zona invadida y finalmente zona no invadida. 1.2.

INTRODUCCIÓN

Los registros en pozo entubado que permite la determinación de los principales parámetros de las formaciones son de principio físico radiactivo (Natural, Inducido, Espectral, etc.) y acústicos (Sónicos). Dentro de este grupo de registro se pueden señalar: Rayos Gamma Natural, Rayos Gamma Natural Espectral, Perfil Neutrónico Compensado, Perfil de Densidad Compensado y Perfiles Acústicos.

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Cabe destacar para cada uno de ellos que su uso en pozo entubado, requiere de las corrientes pertinentes (Revestidor, Cemento, etc.) Un factor esencial para el mejoramiento de la producción en los pozos existentes, mediante trabajos de rehabilitación es la correcta y adecuado evaluación de las formaciones atravesadas por los mismos. Sin embargo y a pesar de que gran cantidad de datos pudiesen inferirse (Mediciones, Correlaciones, Historia de Producción, etc.), existen muchas ambigüedades/ incertidumbres sobre el estado de los yacimientos (Por unidad de flujo/ lente), alrededor de cada pozo, fundamentalmente en el parámetro “Saturación actual de fluidos”. 1.3.

OBJETIVOS Determinar los principales parámetros de las formaciones Determinar los perfiles que se corren en pozo entubado para evaluar la porosidad y monitorear la saturación de agua por detrás de la cañería, detectar gas, verificar la integridad de la cañería y del cemento. Describir la técnica empleada para la evaluación de formaciones en pozos existentes, mediante el uso de la espectroscopia nuclear. Evaluación de la cementación Pruebas de formación Desgaste de tubería

1.4.

JUSTIFICACIÓN

Los registros en pozo entubado se utilizan en la industria para adquirir información que no haya sido obtenida cundo se tenía el pozo desnudo o para detectar el movimiento de fluidos y evaluar la calidad de cemento alrededor del pozo, con el fin de mejorar su productividad. La aplicación de las herramientas de pesca no tienen limitante, se las puede usar tanto en pozos abiertos como en pozos entubados sin ningún inconveniente, la aplicación de cada uno de ellos está en función del tipo de pescado que se tiene y de la herramienta que se intenta recuperar, específicamente no existen aplicaciones puntuales para su correcto desempeño, pero la habilidad y destreza por parte de la persona que lo va a manejar desde superficie requiere de gran concentración y conocimiento, porque este tipo de operaciones requieren de gran precisión para poder obtener resultados satisfactorios. 2. MARCO TEÓRICO 2.1. REGISTROS DE POZOS ENTUBADOS Esto representa la toma de los registros después de que la zona a ser perfilada sea entubada y cementada, los registros en pozo entubado pueden ser: Evaluación de la Cementación, Pruebas de Formación y Desgaste de Tubería. 2.2.

PERFILES UTILIZADOS EN LA TERMINACIÓN Y EVALUACIÓN DE POZOS ENTUBADOS

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Los perfiles que se describen a continuación se utilizan en diferentes trabajos relacionados con la terminación de pozos y a la vez en la evaluación de sus propiedades y condiciones en las que se encuentra el pozo, son las siguientes: Registros rayos gamma. Registro de espectroscopia rayos-gamma naturales. Registros neutrónicos. Registro neutrónico con detector simple. Registro localizador de collares de tuberia (ccl). Registros sónicos. Registro cbl-vdl (cement bond log- variable density log). Registro sp y los perfiles micro resistivo. Registro de densidad Registros de porosidad 2.2.1.REGISTROS RAYOS GAMMA

Figura 1. Registros Rayos gamma 2.2.1.1. PRINCIPIO BÁSICO DE FUNCIONAMIENTO Los perfiles de radiación o radioactivos son de dos tipos: Aquellos que miden la radiactividad natural de las formaciones (Perfiles de Rayos Gamma) y aquellos que indican radiaciones reflejadas por las formaciones como consecuencia de bombardearlos mediante neutrones emitidos por una fuente contenida en la sonda (Perfil Neutrónico). Los orígenes y energías de los Rayos Gamma son diferentes en ambos casos. Los Rayos Gamma son ondas electromagnéticas de alta energía emitidas por los núcleos de los átomos. Un núcleo emitirá rayos gamma cuando es perturbado por un choque con una partícula atómica o cuando es naturalmente inestable. Cada vez que un átomo de materia es perturbado de alguna manera generalmente por una fuerza externa, el átomo oscila y emite energía superflua en forma de rayo gamma y retorna luego a su estado anterior estable. Las energías de los Rayos Gamma son expresadas en millones de electrón voltios (MEVS); la mayoría de la energías están comprendidas entre 0.1 y 10 mevs.

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Al atravesar la materia los Rayos Gamma no la penetran por una distancia definida y se detienen repentinamente, sino que son gradualmente absorbidos; cada (cm) o (pulgadas) adicional de material reduce su intensidad en un porcentaje determinado; de este modo el poder de absorción de materiales hacia los rayos gamma se expresan como el valor medio de espesor. Este valor es el espesor de material necesario para reducir un haz de Rayos Gamma a la mitad de su intensidad. Existen pocos elementos naturales que emiten espontáneamente Rayos Gamma ellos son: los pertenecientes a la familia radiactiva del uranio y el torio y aquellos isotopos radiactivas como K40. Son estos los rayos gamma que son registrados por el perfil del mismo nombre. De todas las formaciones geológicas que se encuentra en las perforaciones de pozos, las lutitas y las arcillas contienen la mayor concentración natural de sales radiactivas. El registro de Rayos Gamma distingue esencialmente las lutitas a las arcillas de toda otra litología. Casi toda la radiación gamma en la tierra es emitida por el isotopo radiactivo del Potasio de peso atómico 40 y por elementos radiactivos de la serie Uranio y Torio, la muestra la energía de emisión de los rayos gamma, el potasio emite rayos gamma de un solo nivel de energía de 1.46 M.e.v., mientras que las series de uranio y torio emiten rayos gamma de varios niveles energéticos. El equipo registrador está diseñado de tal forma que las curvas obtenidas durante el perfilaje se desvían hacia la derecha cuando la radiactividad aumenta. Por lo tanto el perfil de rayos gamma tiene similaridad con la curva del potencial espontaneo. Los perfiles rayos gamma tiene similaridad con la curva del potencial Espontaneo. Los perfiles rayos gamma pueden ser registrados tanto en pozos abiertos como en pozos entubados, los pozos pueden estar también llenos de cualquier fluido inclusive pueden estar vacios. 2.2.1.2. FUNDAMENTO DEL MÉTODO Es un registro que mide la radiactividad natural de las formaciones, es decir, la medida de la radiación que se emite espontáneamente. Es por lo tanto útil en la detección y evaluaciones de minerales como Potasio (K) y Uranio (U). En formaciones sedimentarias, que se caracteriza por que sus estratos se han formado por el traslado de material a la superficie formado una capa encima de la otra, refleja al contenido de lutita, este se debe a que los elementos radiactivos tienden a concentrarse en arcillas y lutitas. El perfil de Rayos Gamma puede ser registrado en pozos entubados, lo cual es muy útil en operaciones de terminación y reacondicionamiento. Es frecuentemente usado como sustituto del Registro de Potencial Espontaneo (SP) en los pozos entubados, donde es imposible obtener un SP, o en pozos abiertos cuando el SP no es satisfactorio. En ambos casos es útil en la ubicación de capas no arcillosas y para correlaciones. En su paso por la formación de los rayos gamma pierden energía por colisiones, fenómeno denominado efecto Compton, y son absorbidos por los atomos de la formación liberando electrones, fenómeno denominado Efecto Fotoelectrico. El grado de absorción varía con la densidad de la formación. De 4

dos formaciones con la misma cantidad de material radiactivo por unidad de volumen, pero de diferente densidad, la menos densa se mostrara como más radiactiva en el perfil de Rayos Gamma. En formaciones sedimentarias se encuentran normalmente Potasio (K) en las arcillas o lutitas, lo que hace muy fácil la evaluación, ya el K solo emite radiación gamma en solo nivel energético de 1.44Ev. La respuesta del perfil, tiene que ser corregida por diversos efectos, correcciones que se realizan usando software y/o gráficos especiales. Esta respuesta corregida es proporcional a la concentración en peso del material radiactivo en la formación, y si consideramos una formación que contiene principalmente un material radiactivo especifico, la lectura del perfil de Rayos Gamma (GR) será:

Donde: = densidad de mineral radiactivo = fracción del volumen total mineral

= concentración en peso mineral radiactivo = factor proporcional correspondiente a la radiactividad del mineral 2.2.1.3. OPERACIÓN DEL EQUIPO Cuando al pasar a través de la materia un rayo gamma choca con un electrón le imprime un considerable impulso, es este electrón moviéndose a alta velocidad el que es detectable. La sonda de Rayos Gamma contiene un detector para medir la radiación original en el volumen de formación cercano a la sonda. Se ha generalizado el uso de seintilometros para la medición de radiactividad en los pozos ya que son más eficientes que los contadores Geiger-Mueller, que se usaban anteriormente. Ver fi El perfil de Rayos Gamma puede correrse en combinación con muchos otros perfiles, por ejemplo Neutrónico, Sónico, Densidad, así como simultáneamente con un detector de cuplas, (cuellos cuplas) o con un cañón perforador. Al presente pocos equipos comerciales permiten la diferenciación de rayos gamma emitidos por el Potasio o por la serie de Uranio y Torio. Un equipo tal

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tendría que ser sensible a variaciones en el nivel de energía de los rayos gamma. El número de rayos gamma que llegan al contador fluctúa incluso cuando la sonda esta inmóvil en el pozo. Las fluctuaciones son más grandes para un numero bajo de cuentas. Sin embargo, el número de rayos gamma contados por segundo sobre un periodo de tiempo suficientemente largo será prácticamente constante. El periodo de tiempo necesario para obtener un buen promedio de cuentas es usualmente de algunos segundos. 2.2.1.4. APLICACIONES 

El perfil Rayos Gamma es utilizado principalmente para la definición de capas, determinación de superficies de contacto o interfaces.  El perfil de Rayos Gamma localizara claramente las formaciones lutiticas y arcillosas, y por ende las formaciones arenosas o de grano de tamaño mayor.  Otro importante uso del Registro de Rayos Gamma es el control de profundidad para operaciones de baleo.  En el caso de formaciones duras donde la curva del potencial espontaneo no tiene buena definición, la curva de Rayos Gamma distingue fácilmente las lutitas y arcillas de otras formaciones.  Cuando la salinidad de los lodos es muy alta y la curva del Potencial Espontaneo no puede ser utilizada. El perfil de Rayos Gamma no es afectado por este tipo de lodo, así que proporciona un perfil que diferencia las arcillas de otras litologías en forma nítida.  Para trabajos de reparación de pozos o para perfilar pozos viejos que fueron entubados sin registros eléctricos.  El perfil Rayo Gamma puede ser registrado después del entubamiento. Es una herramienta de valor para el control de operaciones de baleo.  El perfil Rayo Gamma puede utilizarse también para estimar el contenido de arcilla de formaciones.  Es utilizado como indicador de variaciones de porosidad en las formaciones. 2.2.2.REGISTRO DE ESPECTROSCOPIA RAYOS-GAMMA NATURALES

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Figura 2. Registro de espectroscopia rayos-gamma naturales 2.2.2.1. PRINCIPIO BÁSICO DE FUNCIONAMIENTO En sus orígenes, la corteza terrestre contaba con una cantidad mayor de isotopos inestables de los que posee actualmente. Estos, por encontrarse en proceso de degradación, emitían rayos-Gamma dentro de un espectro de energía muy variado. En la actualidad, los únicos elementos radiactivos que encontramos activos en la corteza terrestre, son aquellos que, por tener una vida media suficientemente larga, a un existen en proporciones considerables o bien componen la cadena de degradación de algunos de estos. La corteza terrestre se encuentra, desde el punto de vista de la radiactividad, en un equilibrio activo, en el que la velocidad del proceso de degradación es constante. Cuando se ha alcanzado este equilibrio, es posible determinar, a través de la medida de un elemento radiactivo de la cadena de degradación, cualquier otro elemento de esa cadena incluido el elemento que le origino. El tiempo que requieren los elementos que consideraremos para alcanzar este estado de equilibrio es del orden de un millón de años. En la actualidad, los tres isotopos inestables que, en su proceso de degradación originan la radiactividad natural son: 



POTASIO 40, con una vida media de 1.3x10 -9 años y una concentración en la corteza terrestre de 2.59%. El potasio se encuentra presente en: rocas ígneas, granitos (micas y feldespatos de potasio) y areniscas. Debido a que se lava con facilidad, también se concentra en arcillas y evaporitas potásicas. URANIO 238, con una vida media de 4.4x10 -9 años y una concentración en la corteza terrestre de 3 p.p.m. Se oxida con facilidad en hidróxido de uranio, que es altamente soluble, por lo tanto, muy móvil. Precipita como fosfato en los carbonatos, si el ambiente es reductor. Una de sus principales características es que se lo halla frecuentemente asociado con materia orgánica. También se lo encuentra ligado a la pirita. 7



TORIO 232, con una vida media de 1,4x10 -9 años y una concentración en la corteza terrestre de 6-10 p.p.m. Esta normalmente asociado con minerales pesados, debido a su baja solubilidad en agua, se lo puede encontrar por si solo en rocas detríticas y arcillas. También se lo halla asociado con el titanio y aluminio.

Figura 3. Mineralogía de las arcillas Cada uno de estos isótopos, en forma separada, tiene un espectro de degradación característico, que puede ser muy simple como en el caso del potasio, del uranio y del torio. Cuando se los combina en un único espectro, como en el caso de radiactividad natural, la evaluación del contenido de cada uno de estos tres isótopos es posible solo atreves de la medición de alguna de las emisiones mas importantes de su cadena de degradación, ya que por el alto nivel de radioactividad promedio, no se distingue ninguna de las radiaciones secundarias. De este modo, es posible distinguir el potasio, por su único pico característico k40, el uranio, por el pico correspondiente al Bi 214, y el torio, por el pico que corresponde al Ti208. Si se dispone de un detector de centelleo (scintilómetro) de alta resolución, es posible medir la concentración de T, U, K tomando como base la contribución de cada uno de los tres picos mencionados. 2.2.2.2. PRESENTACION DEL REGISTRO El perfil de espectroscopia de Rayos Gamma Naturales (NGT) fue desarrollado para medir la radiación de rayos-Gamma naturales descompuesta en sus tres componentes fundamentales: el torio, el uranio y el potasio. A partir de estos tres componentes, se deriva también una curva de rayos-gamma total, y otra conocida como rayos-Gamma Asterisco, que es la curva de rayos-Gamma total a la que se le sustrae el componente de Uranio. 2.2.2.3. APLICACIONES

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Esta herramienta es combinable con otros perfiles, y se transforma en un importante complemento para ellos, ya que permite: Evaluar el volumen de arcilla en presencia de componentes radioactivos no arcillosos. Analizar el tipo de arcilla presente. Detecta minerales pesados. Detecta el contenido de potasio en evaporitas. Detecta niveles de agua que contienen sales radiactivas. Facilita la correlación entre pozos 2.2.3.REGISTROS NEUTRÓNICOS

Figura 4. Registros neutrónicos 2.2.3.1. PRINCIPIO BÁSICO DE FUNCIONAMIENTO Los neutrones son partículas eléctricamente neutras cuya masa es casi idéntica a la del átomo de hidrógeno. Una fuente radioactiva colocada en la sonda emite continuamente neutrones de alta energía (velocidad). Estos neutrones, al encontrarse con núcleos del material de formación, chocan elásticamente a semejanza de bolas de billar, en cada colisión el neutrón pierde parte de su energía. La cantidad de energía perdida en cada choque depende de la masa relativa del núcleo con el cual colisiona. La mayor pérdida de energía ocurre cuando el neutrón choca con un núcleo de masa prácticamente igual, por ejemplo el núcleo de hidrogeno. Colisiones con núcleos pesados no provocan mucha perdida de energía. De esta manera la pérdida de velocidad dependerá principalmente de la cantidad de hidrogeno en la formación.

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Los neutrones son partículas eléctricamente neutras cuya masa es casi idéntica a la del átomo de hidrogeno. Tal como se los utiliza en los perfilajes de pozos, los neutrones son emitidos desde una fuente, a relativamente altas velocidades aproximadamente a 10000 km/s. los neutrones chocan con núcleos atómicos en su paso al exterior de la fuente, determinando cada choque una pérdida de velocidad inercial de modo que finalmente se van desacelerando hasta llegar a una velocidad comparable con la velocidad del movimiento térmico de la materia que es aproximadamente 2km/s. cuando los neutrones han sido retardados a esa velocidad térmica, pueden ser fácilmente absorbidos por la mayoría de los materiales. En un impacto “inelástico” el átomo que recibe el choque de neutrón, queda inmediatamente después, en estado de excitación. El átomo vuelve muy rápidamente a su estado estable por la emisión de un rayo gamma, cuya energía es característica del átomo afectado. Cuando un neutrón llega al nivel de energía termal, después de utilizar su energía inicial, atreves de choques inelásticos y elásticos, puede ser “capturado” por algún núcleo de la formación, este pasa a cierto estado de excitación para decaer luego, al estado estable. En el perfilaje neutrónico esta absorción o “captura” de los neutrones por átomos de hidrogeno, sílice, cloro, etc. Resultan en la emisión de rayos gamma altamente energizados que se denominan “Rayos Gamma por la Captura”. El método de registros neutrónicos consiste en emplazar una fuente de neutrones rápidos y un detector apropiado de radiación, cerca uno del otro en una onda bajarlos dentro del pozo en perforación. La distancia que recorre los neutrones antes de ser capturados depende de la naturaleza de los átomos que se encuentra. 2.2.3.2. FUNDAMENTO DEL MÉTODO Los perfiles neutrónicos son usados principalmente para ubicar las formaciones porosas, que son rocas con espacios vacios denominados poros. Dichos registros responden principalmente a la cantidad de Hidrogeno 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 el valor del espacio poroso lleno de fluido.

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Figura 5. Esquema de detección nuclear por Retrodispersión Los neutrones son partículas eléctricamente neutras cuya masa es casi idéntica a la del átomo de Hidrogeno. Una fuente radiactiva, 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 0.025Ev. Cuadro 1: Características Básicos de la Fuente Am-Be FUENTE

EMISOR

VIDA MEDIA

ACTIVIDAD

Americio 246-Berilio

Neutrones

458 Años

5-25 Ci

APLICACIÓN TIPICA Detección de Hidrocarburo s

El americio emite partículas alfa (partículas de Helio) las cuales colisionan con los átomos de Berilio produciendo neutrones, de acuerdo a la siguiente reacción química: La cantidad de energía perdida, depende de La masa relativa del núcleo con el que colisiona, siendo la mayor pérdida cuando el neutrón choca con un núcleo prácticamente de igual masa, es decir, el Hidrogeno. De esta manera la perdida de energía dependerá principalmente de la cantidad de Hidrogeno en la formación. A los pocos microsegundos de ser moderados los neutrones, alcanzan su estado termal, es decir, energías de 0.025Ev. Entonces son capturados por núcleos de átomos tales como: cloro, hidrogeno, sílice, etc.

Figura 6. Esquema de porta muestra: a) externo y b) interno

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2.2.3.3. Equipos Los equipos neutrónicos en uso incluyen el GNT, SNP y DSN. Las fuentes utilizadas que emiten neutrones con una energía inicial de varios millones de eV son las de Pu-Be o Am-Be. El valor del tiempo muerto de los equipos, que es el tiempo en que el detector no registra cuentas, es de 2 segundos y por lo tanto la velocidad de registro es de 1800 pie/hora o 550 m/hora. El GNT es una herramienta que emplea un detector sensible a los rayos gamma de captura y a neutrones térmicos (con energía de 0.025 eV). Puede utilizarse en pozo abierto o entubado. La porosidad leída de un registro en pozo entubado es menos exacta debido a la densidad de la tubería de revestimiento, la presencia de cemento detrás de esta y otros factores. Se pueden utilizar combinaciones de distancias fuente- detector de acuerdo a las condiciones en que se encuentre el pozo y la porosidad de las formaciones. En el SNP, la fuente y el detector de neutrones están colocados en una almohadilla en contacto con la pared del pozo. El detector es un contador proporcional, blindado de tal manera que solo los neutrones con energía por encima de 0.4 eV pueden ser detectados. En el DSN, se tiene dos detectores: uno cercano a la fuente y otro lejano a la misma, los dos detectores y la fuente se encuentra en una línea vertical dentro de fuente. Debido a que los neutrones que llegan a ambos detectores atraviesan la misma formación y la misma cantidad de lodo de pozo, entonces al calcular la relación entre el registro del detector cercano y el registro del detector lejano, la influencia del lodo será minimizada mientras que la resistividad en la formación se mantendrá. De esta manera se reduce en forma considerable el error en los registros.

Figura 7. Equipos de Registro de Pozos de Petróleo

2.2.3.4. PRESENTACION DEL REGISTRO En la mayoría de las sondas comerciales de perfilaje neutrónico, la distancia entre la fuente y detector es de 1 a 2 pies y solamente aquellos rayos gamma emitidos por captura de neutrones cerca del contador son detectados, mientras que aquellos que vienen de la vecindad de la fuente no alcanzan al contador. 12

El equipo Gamma Neutrón Tool (GNT) es una herramienta de medición no direccional que emplea un detector sensible a los rayos gamma de captura de alta energía y a los neutrones de velocidad termal. Puede utilizarse en pozo abierto o entubado. La porosidad leída de un registro en pozo entubado es menos exacta debido a incertidumbres surgidas por el peso y posición de la tubería de revestimiento y la presencia de cemento detrás de esta, para este caso se pueden utilizar combinaciones de distancia fuente- detector de acuerdo a las condiciones en que se encuentra el pozo. La mayoría de las sondas neutrónicas son diseñadas para registrar simultáneamente rayos gamma. Cuando se corre el registro GNT en pozos entubados también se registran las cuplas o cuellos de la tubería de revestimiento Como se menciona, las respuestas de equipo GNT reflejan principalmente la cantidad de hidrogeno en la formación. Como el petróleo y el agua contienen prácticamente la misma cantidad de hidrogeno por cantidad de volumen, las respuestas reflejan la porosidad de la formación llena de liquido (en formaciones limpias). De esta manera, la lectura de perfil Neutrónico depende principalmente del índice de hidrogeno de la formación. El índice de hidrogeno es proporcional a la cantidad de hidrogeno por unidad de volumen, tomando como unidad el índice de hidrogeno del agua dulce. 2.2.3.5. APLICACIONES El perfil Neutrónico es un elemento útil:          

Para la delineación de formaciones y para correlacionar pozos que han sido perforados con lodos cuya base puede ser agua o petróleo. Este perfil provee un registro cuantitativo de la presencia de lutitas y arcillas. Determina la porosidad de la formación, lo cual es probablemente una de sus más importantes aplicaciones. Para determinar la presencia de gas cuando se corre en combinación con otro registro de porosidad como el registro de densidad. El perfil neutrónico puede ser utilizado en condiciones favorables para la distención entre el petróleo y gas. El perfil neutrónico es usado en combinación con otros perfiles de porosidad para la interpretación litológica. Puede ser corrido en pozos perforados con gas o aire. El equipo GNT es utilizado para registrar pozos entubados. Cuando se corre el registro GNT las sondas neutrónicas son diseñados para registrar simultáneamente perfiles de rayos gamma y neutrónico. Generalmente estas sondas tienen de diámetro 3-5/8” y1-11/16”. Cuando se corre con el equipo GNT en pozos entubados también es posible registrar cuplas o cuellos de la tubería de revestimiento.

Uno de los más importantes usos del perfil neutrónico es la determinación de la porosidad, la precisión para tal fin es mayor en pozos abiertos. El equipo GNT 13

es aplicado en pozos entubados, registrado simultáneamente con el perfil de rayos gamma. 2.2.4.REGISTRO NEUTRÓNICO CON DETECTOR SIMPLE 2.2.4.1. PRINCIPIO BÁSICO DE FUNCIONAMIENTO Una herramienta de neutrón “detector- simple” mide también radiaciones gamma o neutrones de baja energía producidas por bombardeos a la formación con neutrones de alta energía. Los componentes principales de la herramienta neutrónica con detector simple son: una fuente química de neutrones veloces y un detector de rayos gamma. La fuente emite neutrones de alta –energía que son retardados (moderados) hacia colisiones con el núcleo en la formación. Después de las colisiones simples, los neutrones son reducidos a una energía más baja. Cuando un neutrón es absorbido, un rayo gamma es emitido. Dependiendo del tipo de detector usado, la herramienta de neutrón cuenta con retorno de neutrones de baja energía o rayos gamma de captura emitidos y el hidrogeno que es encontrado principalmente en los fluidos que ocupan los espacios porosos, es el moderador principal de la velocidad que pueden ser registrados con el Neutrón Detector-Simple. Desde que el gas tiene un índice de hidrogeno más bajo que el petróleo o el agua, el registro Neutrónico “Detector-Simple”, indicara una porosidad baja en una zona de gas. Por otro lado, este registro indicara porosidades altas en zonas arcillosas, ya que las arcillas tienen un índice alto de hidrogeno debido al contacto con el agua subterránea. Cuando los registros Neutrónicos de Detector Simple son comparados con otros registros que no son afectados en forma similar por el contenido de hidrogeno, las respuestas de estas características pueden ser usadas para identificar zonas de gas, contactos liquido-gas, y estimar contenidos de arcilla. 2.2.4.2. PRESENTACION DEL REGISTRO Los registros Neutrónicos de Detector-Simple pueden ser corridos tanto en agujero abierto como en agujero entubado. Una combinación de registros de Rayos Gamma y Neutrón de Detector- Simple es frecuente corrida de un registro de localizador de collares de cañería en registros para agujero entubado. 2.2.4.3. APLICACIONES  Determina la porosidad de la formación.  Detecta zonas de gas.  Detecta contactos liquido/gas.  El perfil de detector-simple sirve para correlacionar formaciones entre registros de agujero abierto y agujero entubado.  Además permite la correlación de la profundidad para la perforación, baleo y otros servicios con cable. 2.2.5.REGISTRO LOCALIZADOR DE COLLARES DE TUBERIA (CCL) 2.2.5.1. PRINCIPIO BÁSICO DE FUNCIONAMIENTO

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El localizador de collares de tubería (CCL) consiste de dos imanes cilíndricos permanentes y una bobina para indicar cambios en el aumento de metal en la cañería. El CCL (Casing Collar Locator) es corrido con casi todos los registros de agujero entubado. Los baleos son registrados con un CCL y los intervalos a ser perforados son establecidos con respecto a la posición de los collares. Desde que el CCL responde a los cambios en los incrementos de metal alrededor de la herramienta, los registros CCL pueden ser usados para localizar separación de collares de cañería, daños o pérdidas de tubería. 2.2.5.2. APLICACIONES  Principalmente el CCL localiza collares de tubería.  Sirve para localizar agujeros en la tubería.  sirve para localizar separaciones, daños o pérdidas de tubería. 2.2.6.REGISTROS SÓNICOS 2.2.6.1. Principio básico de funcionamiento de equipo El sistema sónico registra señales en forma de ondas, y puede ser utilizado tanto en agujero abierto como entubado. Procesos técnicos digitales extraen intervalos de tiempo ∆t además de amplitudes compresionales de onda. Estas medidas básicas proveen información evaluables sobre tipos de roca, porosidad, intervalos naturalmente fracturados, propiedades elásticas de la formación, e impedancia acústica. Esta herramienta contiene piezoeléctricos espaciados formas de onda registradas pozo y transmitidas a la receptores son registradas señal debido al movimiento

un transmisor piezoeléctrico y cuatro receptores para registrar el grupo de ondas acústicas. Las por la herramienta son digitalizadas en el fondo del superficie, y las ondas que llegan a los cuatro por cada transmisor para evitar variaciones en la de la herramienta.

Por tanto el perfil sónico es un registro de la profundidad ∆t, o sea el tiempo requerido por una onda compresional de sonido para recorrer un pie de formación, conocido también como “tiempo de tránsito”, ∆t es el valor recíproco de la velocidad de una onda compresional de sonido. El tiempo de tránsito en una formación dada depende de su litología y porosidad. La formación recorrida por la primera carrera penetra apenas unas pocas pulgadas de la pared del pozo, debido a que el “diámetro de investigación” del perfil sónico no es muy grande. En formaciones sedimentarias la velocidad del sonido depende de muchos factores principalmente del material de la roca (arcilla, dolomita), de su matriz (arenisca, caliza, dolomita) y de la porosidad. En reservorios que tienen muy baja saturación de agua, alta saturación de hidrocarburos residuales y poca invasión habrá valores de ∆t algo mayores que aquellos que existen frente a las mismas formaciones cuando están saturadas por agua. 2.2.6.2. OPERACIÓN DEL EQUIPO.

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La herramienta BCS (Sónico Compresazo) utilizada para obtener perfiles sónicos consta de una sonda que elimina substancialmente los efectos debido a cambios en el diámetro del pozo como también los errores producidos por la inclinación de la sonda. El sistema BCS usa un transmisor (emisor) encima y otro debajo de dos pares de receptores. Cuándo un transmisor es activado por un pulso, este genera una onda de sonido la cual penetra la formación. Se mide el tiempo transcurrido entre la detección del primer arribo a los dos receptores correspondientes. La velocidad del sonido en la sonda sónica y en el lodo de perforación es menor que en la formación. La herramienta BHC mide el tiempo que una onda compresional de sonido toma para viajar un pie (tiempo de tránsito) a través de la formación las cuales están directamente relacionadas con su litología y su porosidad. En general formaciones mas densas generan menores tiempos de tránsito, por lo tanto un incremento en el tiempo de tránsito usualmente indica un aumento de porosidad. 2.2.6.3. APLICACIONES El registro sónico determina:     

El tipo de flujo (simple o doble fase). Afluencia de arenas que estén presentes. Velocidades de flujo. Determina la migración de fluidos detrás la cañería. Problemas de pozos no detectados por otros medios tales como goteras entre arreglo de la tubería.

2.2.7.REGISTRO CBL-VDL (CEMENT BOND LOG- VARIABLE DENSITY LOG) 2.2.7.1. PRINCIPO BÁSICO DE FUNCIONAMIENTO El objetivo del CBL es de proveer una indicación exacta de la fuerza compresiva del cemento que depende del acoplamiento transversal entre la cañería, el cemento, y la formación. Es también útil tener una indicación de la distribución del cemento alrededor de la cañería para detectar la presencia de canales lo cual es registrado por rl VDL. Sistemas tradicionales de CBL dan un valor promedio alrededor de la circunferencia de la cañería, y el perfil es difícil de interpretar en los casos de canalización y microanulus. 2.2.7.2. OPERACIÓN DEL EQUIPO Una nueva herramienta, llamada CET, permite una evaluación más detallada del cemento detrás de la cañería. Se obtiene una medida de la fuerza compresiva del cemento a la vez de la localización de los canales.

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el nuevo sistema CET utiliza una técnica de impulso- eco para examinar en detalle la circunferencia del pozo. Ocho transductores individuales orientados radialmente, examinan cada uno, una pequeña sección angular de la cañería. Los transductores operan como emisores de impulsos ultrasónicos y como receptores del eco reverberado por la cañería. La reverberación (o velocidad de decaimiento) de la energía hacia el interior de la cañería está afectada por la impedancia acústica del fluido en la cañería, de la cañería propiamente dicha y del cemento en el sector “visto” por el transductor. El espesor de la cañería determina el tiempo de tránsito de los ecos dentro del acero y, por consiguiente, la frecuencia de la reverberación. El impulso transmitido es parcialmente reflejado desde la cañería hacia el transductor, y es seguido por la reverberación de la energía que ha pasado dentro del acero y ha sido varias veces reflejada en las interfases cañería-fluido. La herramienta mide el ritmo de decaimiento de la energía reflejada. La herramienta consta de ocho transductores colocados en la sonda, distantes 45 grados entre sí en una trayectoria helicoidal. Estos transductores tienen un diámetro aproximado de una pulgada (2.54cm) Este diámetro corresponde el tamaño del puno investigativo en la cañería, porque el haz ultrasónico es casi cilíndrico para la frecuencia de interés. Cada transductor es disparado secuencialmente, y su señal recibida es multiplexada Todos los datos son puestos en profundidad por el equipo de superficie, un noveno transductor (transductor de referencia) se encuentra en la dirección axial de la herramienta, con una superficie reflectora fija a una distancia conocida por delante de él. el registro simultáneo de ambos perfiles, el CBL y el VDL son necesarios para tener efectividad en la operación, puesto que el CEMENT BOND LOG, provee una evaluación cuantitativa de la cementación, el registro Variable Density Log se utiliza para confirmar esta evaluación en forma cualitativa y reconocer problemas o condiciones de al cementación. Se usa la medición del tiempo de tránsito para verificar continuamente la velocidad del sonido en el fluido. La resolución vertical de la herramienta es de alrededor de 2pulgadas (5cm). La forma del impulso emitido se muestra en la figura de la herramienta con el eco recibido. La primera parte del eco reflejado por la cañería es casi una réplica del impulso emitido. Tiene una gran amplitud por la diferencia considerable que existe entre la impedancia acústica del fluido y la impedancia de la cañería. La parte ulterior del eco es medida por la integración sobre una ventana fijada al final de la señal. Una buena adherencia del cemento resulta en una baja lectura, una mala adherencia produce una señal integrada grande. 17

La distorsión de la cañería causada por capas fluyentes de sal y el daño originado por la corrosión o desgaste de la cañería pueden ser también medidos. La capacidad de gravar permanente y simultáneamente las amplitudes de 3 y 5pies ahorra trabajos innecesarios como podría ser una cementación forzada. 2.2.7.3. APLICACIONES Los usos principales del perfil de control de cementación son: Evaluación radial del cemento (8 transductores)  Resistencia del cemento a la compresión  Identificación de canales Efectos circunstanciales  Cañerías concéntricas  Presencia de gas Información del pozo  Desgaste-corrosión de la cañería  Diámetro-ovalidad de la cañería  Daño a la cañería (fresado)  Desviación  Orientación relativa Además sirve para:  

La determinación del tope de cemento Determinar la calidad de adherencia entre la tubería y cemento

La determinación de la calidad de adherencia entre cemento y formación. 2.2.8.EL REGISTRO SP Y LOS PERFILES MICRO RESISTIVOS 2.2.8.1. ORIGEN DEL SP (POTENCIAL ESPONTANEO): La curva SP (Potencial Espontáneo) es una medida de corrientes eléctricas que se producen dentro del pozo debido al contacto entre diversos fluidos con salinidades diferentes , por consiguiente este registro se usa normalmente en pozos perforados con fluidos cuya base es agua dulce. 2.2.8.2. CARACTERISTICAS FISICAS: Los filtrados del lodo de perforación invaden aquellas zonas que exhiben alguna permeabilidad y en consecuencia se generan corrientes. La curva SP registra el potencial eléctrico (voltaje) producido por la interacción del agua formación, el fluido de perforación conductivo y ciertas rocas selectivas de iones (lutitas).

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Si la zona es impermeable como el caso de las lutitas, no habrá invasión por filtrados y no se generaran corrientes SP, por lo tanto el trazó de la curva será relativamente recto y sin caracteres distintivos.

La curva de SP generalmente se registra en la columna 1 (la de la izquierda) del registro, la magnitud de la deflexión se determina mediante la relación entre la resistividad del filtrado de lodo y la resistividad del agua presente en la formación. La relación matemática se expresa: SP= (60+0.133*T) Log (Rmf/Rw) 2.2.8.3. FORMA Y COMPORTAMIENTO DEL REGISTRO SP: La curva SP es un registro de la diferencia entre el potencial eléctrico de un electrodo móvil en el pozo y el potencial eléctrico de un electrodo fijo en la superficie en función de la profundidad.  

   

En frente de las lutitas, la curva 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 curva 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 arena; La deflexión puede ser a la izquierda (negativa) y a la derecha (positiva) dependiendo principalmente de las salinidades del lodo y del agua de formación. Si la salinidad del agua de formación es mayor a la del filtrado de lodo la deflexión será hacia la izquierda. Si la salinidad del agua de formación es menor a la del filtrado de lodo la deflexión de la curva de SP será a la derecha. El registro del SP se mide en milivoltios (mv). Si las salinidades del lodo y del agua de formación son iguales o casi iguales las deflexiones de la curva SP serán muy pequeñas.

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

No se puede registrar una curva SP en pozos llenos con lodos no conductivos, ya que estos no proporcionan una continuidad eléctrica entre el electrodo del SP y la formación.

Figura 9. Forma y comportamiento del registro sp 2.2.8.4. POTENCIAL ELECTROQUIMICO DEL SP: Considere una formación permeable con capas gruesas de lutitas arriba y abajo, supóngase también que los dos electrolitos presentes (filtrado de lodo y agua de formación) solo contienen cloruro de sodio (Na Cl), debido a su estructura laminar las lutitas son permeables a los cationes de Na +, pero impermeables a los aniones de Cl-, solo los cationes de Na+ se desplazan por las lutitas desde la solución mas concentrada hacia la menos concentrada, este movimiento de iones con cargas constituye una corriente eléctrica y la fuerza que hace que se muevan corresponde a una influencia de potencial a través de la lutita. Debido a que las lutitas solo dejan pasar a los cationes, parecen membranas selectivas de iones y por esto, el potencial a través de la lutitas se llama potencial de membrana. Otro componente del potencial electroquímico se produce en el límite de la zona invadida, donde el filtrado de lodo y el agua de formación están en contacto directo. Aquí los iones Na y Cl pueden difundirse (moverse) de cualquiera de las soluciones a la otra, como los iones Cl tienen una movilidad mayor que los Na , el resultado neto de esta difusión de iones es un flujo de caras negativas (iones Cl) de la solución mas concentrada a la menos concentrada, esto equivale a un flujo de corriente convencional en la dirección 20

opuesta, la corrientes que fluye a través del empalme entre soluciones de salinidades diferentes se produce por medio de una fuerza electromagnética que se llama potencial de contacto liquido, la magnitud del potencial de contacto liquido es solo de 1/5 del potencial de la membrana. 2.2.8.5. POTENCIAL ELECTROCINETICO DEL SP: Un potencial electrocinetico (también se conoce como potencial de corriente o potencial de electrofiltracion) se produce cuando un electrolito fluye a través de un medio poroso, permeable y no metálico. La magnitud del potencial electrocinetico se determina por varios factores entre los que se encuentra la presión diferencial que produce el flujo y la resistividad del electrolito. En el pozo se produce una emf electrocinética por el flujo del filtrado de lodo a través del enjarre depositado en la pared del pozo en frente a las formaciones permeables , en la práctica en realidad casi no se genera una emf electrocinética a través de la formación permeable en sí, esto es porque prácticamente toda la presiona diferencial entre el pozo y la formación virgen inalterada se expande a través del enjarre menos permeable, cualquier presión diferencial a través de la formación por lo general no es lo suficientemente grande para producir una emf electrocinética considerable. Sin embargo una emf electrocinética se puede producirse a través de la lutita ya que puede tener suficiente permeabilidad para permitir una pequeña filtración de flujo desde el lodo. Cuando existe un potencial electrocinetico significativo, la deflexión del SP no se puede usar para calcular un valor confiable de la resistividad agua de formación Rw. 2.2.8.6. FACTORES QUE AFECTAN LA CURVA SP: 





El SP en función de la porosidad y permeabilidad, el movimiento de iones que causa el fenómeno del SP es posible solo en formaciones que tengan un mínimo de permeabilidad (es suficiente una pequeña fracción de milidarcy), no hay relaciona directa entre el valor de permeabilidad y la magnitud de la deflexión del SP, ni la deflexión del SP tiene una relación directa con la porosidad. La pendiente de la curva de SP a cualquier nivel es proporcional a la intensidad de las corrientes del SP en el lodo del pozo a ese nivel, la intensidad de las corrientes en el lodo esta al máximo en los limites de la formación permeable y de igual forma la pendiente de la curva esta al máximo en estos límites. La forma de la curva SP y la amplitud de la deflexión en frente de la capa permeable depende de varios factores son: 1. Resistividad Rxo y diámetro de invasión di de la zona contaminada por la invasión de filtrado de lodo. 2. Espesor h y resistividad verdadera Rt de la capa permeable. 3. Resistividad de la formación de lutita adyacente. 4. Resistividad Rm del lodo y diámetro del agujero. 21



Cuando se observan cambio en la línea base de lutitas es por que una capa de lutitas separa agua de formación de diferentes salinidades.

2.2.8.7. DETERMINACION DEL SSP O SP ESTATICO: El SSP es la deflexión del SP en frente de una formación limpia y gruesa, el valor del SSP se puede determinar trazando una línea que pase por el máximo SP (negativo) en frente de las capas gruesas permeables y se traza otra línea, luego se traza la línea base de lutitas; La diferencia en milivoltios de estas 2 líneas es el SSP. 2.2.8.8. MICROLOG O MICROPERFIL (ML): Es el registro de resistividades de zonas inmediatas al agujero (poca penetración) para identificar niveles permeables. Esta sonda lleva 3 electrodos, están separados entre si por 1” y alineados verticalmente, insertados en una almohadilla de caucho, sostenida en un brazo. Estos electrodos nominados de abajo hacia arriba como A, M 1 y M2 son pegados a la pared del pozo para correr registro, con la presión necesaria con que los resortes abran el brazo, simultáneamente también se separa un segundo brazo simétricamente opuesto de modo que entre ellos se sirven de reciproco apoyo. Un cuarto electrodo M3 de referencia, se sitúa en superficie. Al aplicar corriente de intensidad en A y registrando las diferencias de potencial entre M1 y M2 por una parte y por otra entre M 2 y M3, se obtiene 2 resistividades, la microinversa en el conjunto AM 1M2 y la micronormal dada por AM2M3. Considerando que las profanidades de investigación de los 2 arreglos de electrodos son diferentes, las resistividades registradas son distintas por que provienen de diferentes zonas. El sistema de electrodos para la curva micronormal, mide la resistividad de la zona lavada y la microinversa la resistividad del revoque de lodo, a la diferencia de sus valores se denomina separación. Normalmente la micronormal es mayor que la microinversa en rocas permeables, ahí se llama separación positiva, caso contrario separación negativa. El segundo brazo anteriormente mencionado que también tiene una almohadilla , la misma que porta un dispositivo para medir la distancia de las caras externas de las almohadillas, de esta manera se obtiene el microcalibre del pozo, que es un registro muy preciso y detallado del diámetro del agujero, es una herramienta que registra variaciones de hasta 1/8”. 2.2.8.9. LATEROLOG O LATEROPERFIL (LL): 22

El lateroperfil para medir resistividades con mayor precisión en capas delgadas (mayor penetración), en formaciones duras de alta resistividad y/o, cuando el lodo es muy salino, ya que la columna de lodo tiene muy poca influencia en las mediciones que se hace con esta herramienta. Tal es la disposición de los electrodos en esta sonda, que la corriente queda forzada a fluir por la capa a profundidades mayores, cual si fuese un haz de rayos paralelamente enfocados en forma perpendicular al pozo. 2.2.8.10. PERFIL DE PROXIMIDAD (PL): 2.2.8.10.1. MICRO ESFERICO ENFOCADO (MSFL): Esta herramienta surge de la necesidad de conocer Rxo para realizar correcciones a las lecturas de otras herramientas y tener un valor adecuado de Rt. Esta herramienta se conoce genéricamente como registro microesferico enfocado (Micro Spherical Focused Log). Se basa en el principio de enfoque esférico usado en los equipos de inducción pero con espaciamiento de electrodo mucho menor. En este caso los electrodos se ubican en una almohadilla de hule que se apoya directamente sobre la pared del pozo. El arreglo microesferico reduce el efecto adverso del revoque de lodo, de esta manera se mantiene una adecuada profundidad de investigación. Las principales aplicaciones de este registro son: 1. 2. 3. 4.

Resistividad de la zona lavada. Localización de zonas permeables. Indicador de hidrocarburos. Calibrador.

2.2.8.10.2. APLICACIONES DEL SP: Las principales aplicaciones del registro SP son: 1. Diferencia entre rocas permeables y no permeables. 2. Define los límites entre capas y permite la correlación entre capas. 3. Proporciona la arcillocidad de la capa. 4. Permite la determinación del Rw. 5. El SP no tiene resolución en lodos base aceite. Se registra en agujero abierto. 2.2.9.REGISTRO DE DENSIDAD 2.2.9.1. Fundamento del Método Esta técnica es utilizada principalmente para determinar la porosidad de la formación. La medición de la densidad de la formación, también se aplica en la

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identificación de minerales, detección de gas, evaluación de las arenas arcillosas y litologías complejas en la determinación de las arcillas petrolíferas. Una fuente radioactiva, que para este caso será una muestra que emita radiación gamma, colocada en una almohadilla es aplicada contra la pared del pozo. Esta fuente emite hacia la formación rayos gamma, los cuales interaccionan con los electrones de la formación según el Efecto Compton, según el cual los rayos son dispersados por los núcleos de formación, de donde se obtiene rayos gamma de Compton, que es una radiación secundaria producida en los átomos dejándolos en estados excitados. Estos últimos rayos son detectados y evaluados como una medida de la densidad de la formación, ya que el número de rayos gamma Compton está directamente relacionado con el número de electrones en la formación. 2.2.9.2. Densidad Electrónica y Densidad de la Formación Schulumberger define un índice de densidad electrónica D(e), es decir, el numero de electrones por una unidad de volumen, proporcional a la densidad de la formación D(f) y que para una sustancia molecular es:

Donde SZ 's es la suma de los números atómicos que forman la molécula y Wm es el peso molecular. El valor entre corchetes normalmente es cercano a 1. Cuando se calibra la herramientas de Densidad, se obtiene que la densidad total aparente, D(ap), que “lee” la herramienta esta relacionada con la D(e) por:

2.2.9.3. Porosidad del Perfil de Densidad Para una formación limpia, de densidad de matriz D(mtx) conocida y que tiene una porosidad Q, saturada con un liquido de densidad promedio D(liq), la densidad total de la formación D(f) será:

Sabiendo que en la mayoría de los casos la diferencia entre la D (ap) y la D (f) es despreciable, excepto en gas e hidrocarburos livianos, tenemos:

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2.2.9.4. Equipo Los equipos utilizados con frecuencia son los contadores Geiger-Muller o Scintilometros, que son contadores proporcionales con fotomultiplicadores, y las fuentes normalmente usadas son: Cobalto (Co) que emite rayos gamma con energías 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 debido 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. En zonas de revoques más consistentes, algo del mismo lodo puede quedar interpuesto entre el patín y la formación. En este caso el revoque es “visto” por la herramienta como si fuera formación y por lo tanto su influencia debe ser tenida en cuenta. Al igual que en la técnica de Dual-Spacing Neutrón (DSN) descrita anteriormente, s pueden colocar en la sonda dos detectores para minimizar el efecto del lodo de perforación de dicha herramienta se llama FDC (Registro de Densidad Compensado).

Figura 9. Equipo de Registro Neutrónico 2.2.10. 2.2.10.1.

REGISTROS DE POROSIDAD PRINCIPIO DE ONDAS SONORAS.-

El sonido es una forma de energía radiante, de naturaleza puramente mecánica, es una fuerza que se transmite desde la fuente de sonido como un movimiento molecular del medio. Este movimiento es vibratorio debido a que las moléculas conservan una posición promedio. Cada molécula transfiere su energía (empuja) a la siguiente molécula antes de regresar a su posición original. Cuando una molécula transfiere su energía a otra, la distancia entre ellas es minima, mientras que entre la primera y la anterior a ella, la distancia es mayor que lo normal.

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Las áreas de distancias mínimas entre moléculas se llaman áreas de compresión y las de mayor distancia se llaman áreas de refracción, un impulso de sonido aparecerá como un área de compresión seguido de un área de retractación. A toda esta definición se llama onda sonora, esta es la forma en la que la energía acústica se transmite en el medio. 2.2.10.2.

EL PERFIL SONICO Y SU EVALUACION.-

El registro de velocidad acústica, como su nombre lo indica mide la velocidad del sonido en la formación, en su forma mas sencilla, consiste en un transmisor que emite impulsos sonicos y un receptor que capta y registra los impulsos, el registro sonico es simplemente un registro en función del tiempo T que requiere una onda sonora para atravesar un pierde de formación, este es conocido como tiempo de transito Dt, las aplicaciones del registro sonico serian: 1. 2. 3. 4.

Determinación de porosidad. El Dt es útil para la interpretación sísmica. Determinar zonas de gas. Zonas de fracturas.

2.2.10.3. MEDICION ACUSTICA.-

DEL

TIEMPO

DE

TRANSITO

DE

UNA

ONDA

El instrumento acústico contiene un trasmisor y dos receptores, cuando se activa el trasmisor la onda acústica se transmite por la columna de lodo, entra en la formación (tiempo de propagación o Dt) se determina mediante la diferencia en el tiempo de arribo en los dos receptores. Lo que se registra es el tiempo de recorrido, el cual es el reciproco de la velocidad, la unidad de medición es el microsegundo por pie, el tiempo de recorrido del sonido en una formación es principalmente función de la litología y la porosidad. En general a mayor densidad o consolidación corresponderá un menor tiempo de recorrido (Dt), por otro lado un aumento en el tiempo de recorrido indica un incremento de la porosidad. En formaciones sedimentarias, la velocidad del sonido depende de muchos parámetros, principalmente depende del material de la matriz de la roca (arenisca, caliza o dolomita) y de la distribución de porosidad, la porosidad disminuye la velocidad del sonido a través del material de la roca y a mismo tiempo aumenta el tiempo de transito. 2.2.10.4. DERIVACION DE LA POROSIDAD A PARTIR DE LAS ONDAS ACUSTICAS.Después de muchos estudios de laboratorio se desarrollo la ecuación de Wyllie, para formaciones limpias y consolidadas con pequeños poros distribuidos de manera uniforme, una relación lineal promediada en tiempo y porosidad. 26

Ø = (Treg – Tma) / (Tf – Tma) Treg = Lectura del registro sonico. Tma = Tiempo de transito de la matriz. Tf = Tiempo de transito del fluido de saturación (aproximadamente 189 microsegundos) para sistemas de lodo de agua dulce. Por lo general, las areniscas consolidadas y compactas tiene porosidades de 15% a 25%, en dichas formaciones, la respuesta del registro sonico parece ser relativamente independiente del contenido exacto de los poros: agua, aceite, gas en incluso arcilla diseminada, sin embargo en algunas areniscas de mayor porosidad (30% o más) que tienen muy poco saturación de agua (alta saturación de HCB) y una invasión muy poco profunda, los valores T pueden ser algo mayores que aquellos en las mismas formaciones cuando están saturadas de agua. 2.2.10.5.

PERFIL DE DENSIDAD DE FORMACION.-

El registro de densidad, mide la densidad de los electrones en la formación mediante una fuente química de rayos gamma y dos receptores de dichos rayos, el numero de electrones que puede transmitirse de la fuente a los receptores es proporcional a la densidad de la formación, los registros de densidad a diferencia de los registros acústicos se pueden correr en pozos perforados con aire comprimido o con cualquier clase de lodo. La densidad de una formación es la relación entre su masa (peso) y su volumen por lo tanto la unidad de medida gr/cc. En formaciones con densidad baja (alta porosidad) la mayor parte de los rayos gamma producidos por la fuente llegan hasta el receptor y pueden ser contados a medida que aumente la densidad (disminuye la porosidad) menos y menos rayos llegan al receptor. La densidad de los electrones está relacionada con la densidad real de la formación esta densidad real depende de: 1. Matriz de la roca. 2. Porosidad. 3. Densidad del fluido que ocupa los poros. Ø = (δma – δtotal) / (δma– δfluido) Este registro mide la porosidad efectiva y sufre menos los efectos de la presencia de lutitas. Efecto de hidrocarburos no es visible la densidad del fluido (H2O y PET es cerca 1). En zonas de gas da una porosidad densidad alta. 2.2.10.6.

FUNCIONAMIENTO Y EQUIPO.-

Una fuente radioactiva, que para este caso será una muestra que emita radiación gamma, colocada en una almohadilla, es aplicada contra la pared del 27

pozo, esta fuente emite hacia la formación rayos gamma, los cuales interaccionan con los electrones de la formación, los rayos son dispersados por los núcleos de la formación, de donde se obtienes rayos gamma de Compton, que es una radiación secundaria producida en los átomos de la formación y que se originan por que la formación cede energía a los átomos dejándolos excitados, estos últimos rayos son detectados y evaluados como una medida de densidad de la formación ya que el numero de rayos gamma de Compton esta directamente relacionado con el numero de electrones de la formación. Los equipos utilizados con frecuencia son los contadores de Geiger-Muller que son contadores proporcionales con fotomultiplicadores y las fuentes normalmente usadas son: Cobalto, Cesio. 2.2.10.7. USO CONJUNTO NEUTRON.-

DE

PERFILES

SONICO,

DENSIDAD

Y

En algunas áreas es prácticamente común el correr más de un registro para determinar la porosidad de un pozo, las combinaciones más probables son:   

Densidad – Neutrón. Densidad – Sonico. Sonico – Neutrón.

Los registros combinados se usan para: 1. Diferenciar petrolero y gas del agua. 2. calcular volúmenes de litología. 3. Determinar el volumen de lutitas en la matriz. 1.- Los registros sonico y densidad muestran reacciones exactamente contrarias a la del registro de neutrón en presencia de gas en los poros, los registros sonico y densidad indican una porosidad alta en tanto que el de neutrón una porosidad baja. 2.- Según lo mencionado las características de los registros de densidad, acústico y neutrón son función de la litología, por consiguiente cuando la formación consiste de dos litologías diferentes, los gráficos que muestran las características de dos de los registros permiten calcular el porcentaje de cada litología. 3.- En general, existen relaciones matemáticas que pueden usarse para calcular el volumen de lutita en base a los registros de porosidad, la relación que mas comúnmente se usa es entre la porosidad a partir del registro de densidad con la del registro sonico o neutrón. BIBLIOGRAFÍA www.rincon petrolero.com Interpretación de registros de Pozos de Petróleo. Falla Villegas, Elias Jhon Schlumberger. Cement Bonnd Log Interpretation /Applications

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Schlumberger. Evaluacion de pozos. W.E.C. 1997.

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