tesis que para obtener el tÍtulo de ingeniero ......en méxico se introdujeron las primeras cabinas...

INGENIERÍA PETROLERA REGISTROS GEOFÍSICOS

ESIA TICOMÁN Página 1

Escuela Superior de Ingeniería y Arquitectura

Unidad Ticomán.

“LA TÉCNICA AL SERVICIO DE LA PATRIA”

“APLICACIÓN DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS EN EL DISTRITO DE

PAPANTLA, VERACRUZ”

TESIS QUE PARA OBTENER EL TÍTULO

DE INGENIERO PETROLERO

PRESENTA:

GÓMEZ BLÁZQUEZ DIANA GUADALUPE.

DIRECTOR DE TESIS: ING. ALBERTO ENRIQUE MORFÍN FAURE

31 de Mayo de 2011



Agradecimientos.

A mis padres:

Por ser mi fortaleza cuando los necesite, por apoyarme en las buenas y

en las malas y dejar escoger mi vida de la mejor manera, porque ustedes

son lo más importante para mí, les agradezco de todo corazón su

comprensión, cariño y amor incondicional que me tienen, en todo

momento los llevo conmigo. Sin ustedes no estaría hoy aquí. Mami, no

me equivoco al decir que eres la mejor madre del mundo, gracias por tus

noches de desvelo y preocupaciones, papi gracias por ser mi papá y

creer en mí. Los amo.

A mis hermanitos:

Por la compañía y amor que me brindan, son los mejores hermanos que

cualquiera quisiera tener, Danita y Raúl han estado conmigo en todo

momento, y es de sobra decir que los quiero demasiado y que siempre

estaré para ustedes, los amo.

A ti:

Por sacarme una sonrisa en los peores momentos, por estar conmigo

cuando lo necesito y por quererme tanto, eres una persona muy especial

para mí, te amo.

A mis profesores:

Por su disposición y ayuda brindada, por ser exigentes y llenarme de

sabiduría en sus clases sin recibir nada a cambio, gracias por tener

paciencia ante mis dudas y ser parte de mi formación como persona.

Gracias por ser tan buenas personas.

Al ingeniero Alberto Morfin:

Quien a venido guiando mi formación no solamente académica, sino

como persona, por sus consejos y por escucharme siempre, en las buenas

y en las malas, por la ayuda que me brindó para la realización de esta

tesis. Gracias por ser una persona buena y atenta y sobre todo por

ayudar a todo aquel politécnico que se lo pida.



Al señor:

Por darme la vida y guiarla por el buen camino. Gracias por darme la

fuerza y coraje para salir adelante.

A mis perritos:

Pandi, Hershey, Wiki,Wiko, Popi, Panchito y Caramelito porque siempre

me reciben tan felices al llegar a casa, ustedes le dan alegría y amor a

toda la familia, son los guardianes más feroces que he conocido, los

quiero bebes. Y tu Matea mi conejita que se cree perro, gracias por ser

tan valiente.

Con amor Diany G.G.B.



CONTENIDO INTRODUCCIÓN. ....................................................................................................................... 8

OBJETIVO................................................................................................................................. 10

RESUMEN ................................................................................................................................. 11

ABSTRACT ............................................................................................................................... 12

CAPÍTULO I.- PRINCIPIOS FÍSICOS. ................................................................................. 13

CONCEPTOS BÁSICOS. .................................................................................................. 14

CAPÍTULO II.- CONFIGURACIÓN-PRINCIPIO DE MEDICIÓN DE LAS

HERRAMIENTAS. .................................................................................................................... 25

SISTEMA INDUCTIVO (AIT+GR). ......................................................................................... 26

PRESENTACION DE LA HERRAMIENTA. ..................................................................... 26

PRINCIPIO DE MEDICIÓN................................................................................................. 27

SISTEMA RAYOS GAMA (GR). ............................................................................................ 29

PRESENTACIÓN DE LA HERRAMIENTA. ..................................................................... 29


SISTEMA COMBINADO DE RADIOACTIVIDAD (LDT+CNL+GR). ................................. 31



SISTEMA CNL. ......................................................................................................................... 33



SISTEMA SONICO DE POROSIDAD (BHC+GR) ............................................................ 36



CAPÍTULO III.-PRESENTACION DE LOS REGISTROS. ................................................. 39

REGISTRO LDL- RG ............................................................................................................... 40

REGISTRO CNL-LDL-RG ....................................................................................................... 44

REGISTRO BCH-RG ............................................................................................................... 48


REGISTRO AIT-RG ................................................................................................................. 56

REGISTRO BHC-RG ............................................................................................................... 60

REGISTRO AIT-RG ................................................................................................................. 64


REGISTRO BHC-RG ............................................................................................................... 72



CAPÍTULO IV.-VENTAJAS-DESVENTAJAS. ..................................................................... 76

CONCLUSIONES. ................................................................................................................... 78

RECOMENDACIONES. .......................................................................................................... 79

ANEXOS. ................................................................................................................................... 80

BIBLIOGRAFÍA. ....................................................................................................................... 81



INTRODUCCIÓN.

HISTORIA DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS EN MEXICO.

Hasta los años 70, los registros geofísicos se obtenían con unidades de tipo

convencional. Estas operaban con cable electromecánico de siete

conductores. Dentro de la cabina de la unidad se encontraban los paneles o

tableros electrónicos y una cámara registradora de nueve galvanómetros que

proporcionaban mediciones en película transparente.

En México se introdujeron las primeras cabinas marinas para la toma de

registros geofísicos en 1963. El registro de introducción empezó a realizarse en

1964, los registros de producción en 1967., el registro de densidad en 1969., el

de echados en 1971. El registro de microproximidad fue introducido en 1971, el

doble lateral en 1974, y el registro de doble inducción en 1979.

En el año de 1979, Petróleos Mexicanos se vio afectado por el cambio de

sistemas de registros, esto ocurrió porque se descontinuó la producción del

equipo convencional integrado por tableros de control que fueron sustituidos

por sistemas computarizados. Toca la responsabilidad de analizar todas las

alternativas de solución de sus repercusiones a Petróleos Mexicanos, que

adquiere la nueva tecnología. Además, para mantenerse a la vanguardia de la

especialidad y garantizar la obtención de información con un alto porcentaje de

exactitud para la toma de registros geofísicos, la institución adquiere unidades

cibernéticas a la compañía Schlumberger.

En junio de 1991, se introdujo en México un nuevo sistema computarizado.

Este utiliza una telemetría de punta de 500 kb por segundo.

Actualmente la unidad especializada en la toma de registros geofísicos

aplicados en la perforación de pozos se colocado a la vanguardia en tecnología

de registros. Esto se debe a la adquisición de tres sistemas que han sido

instalados en unidades cibernéticas.

Otras compañías líderes en tecnología de registros cuentan con sistemas de

computo integrados. Existe un sistema de registros que entrega

constantemente datos exactos de alta calidad y proporciona la capacidad de



proceso de una estación de trabajo. El uso de componentes de mayor potencia

de procesamiento permite más combinaciones de herramientas y velocidades

mayores de registros.



OBJETIVO Conocer el comportamiento de las herramientas AIT, GR, LDT, CNL y BHC en

las formaciones para determinar la litología y su contenido de fluidos para una

exitosa extracción de hidrocarburos.



RESUMEN Capítulo I. Se hace la recopilación de los parámetros petrofísicos que un

ingeniero petrolero debe tener para la interpretación de los registros geofísicos.

Capítulo II. En este capítulo se tiene la configuración y principio de medición

de las siguientes herramientas: AIT, GR, LDT,CNL y BHC.

Capítulo III. Se presenta y analiza los registros geofísicos de las herramientas

indicadas en el capítulo II.Se analizan los registros geofísicos de los ejemplos

del campo Furbero para la determinación de la litología y zonas de interés.

Capítulo IV. Se comparan las ventajas y desventajas de las características de

las herramientas utilizadas de acuerdo a las condiciones ambientales que

presentan el pozo y formación.

Capítulo V. Se realiza una recopilación de los capítulos vistos y analizados

anteriormente para la toma de conclusiones y recomendaciones.



ABSTRACT Chapter I. Is the collection of petrophysical parameters must be a petroleum

engineer for the interpretation of geophysical logs.

Chapter II. This chapter has the configuration and principle of measurement of

the following tools: AIT, GR, LDT, CNL and BHC.

Chapter III. It presents and discusses the geophysical logs of the tools listed in

Chapter II. Geophysical logs are analyzed examples Furbero field to determine

the lithology and areas of interest.

Chapter IV. Compares the advantages and disadvantages of the features of the

tools used according to environmental conditions that present well and training.

Chapter V. We present a collection of chapters previously seen and analyzed

for making conclusions and recommendations.



CAPÍTULO I.- PRINCIPIOS FÍSICOS.



CONCEPTOS BÁSICOS.

POROSIDAD ( ).

La porosidad es el volumen de poros o huecos que contiene una unidad

volumétrica de formación. Por ejemplo, un pedazo de vidrio tiene una porosidad

cero, pero una esponja tiene una porosidad muy alta. Las calizas y las

evaporitas tienen una porosidad de prácticamente cero. Las areniscas bien

consolidadas presentan una porosidad de 10% a 15%. Las arenas no

consolidadas llegan a tener un 30% o más de porosidad. En las lutitas o arcillas

se tienen porosidades con contenido de agua de más de 40%, sin embargo, los

poros individuales son generalmente tan pequeños que la roca es impermeable

al flujo de los líquidos.

Las porosidades se clasifican según la disposición del material que rodea a

los poros, a la distribución y a la forma de los poros. En una roca limpia, la

matriz se compone de granos de arena individuales, con formas más o menos

esféricas y apiñados de manera que los poros se localizan entre ellos. A esta

porosidad se le llama porosidad intergranular, o e matriz. Por lo general ha

existido en las formaciones desde el momento en que se depositaron, razón

por lo cual se le conoce como porosidad primaria.

Según la forma en que fueron depositadas las calizas y las dolomías, éstas

pueden mostrar porosidad intergranular, así mismo, pueden tener porosidad

secundaria en forma de pequeñas cavidades y fracturas. La porosidad

secundaria se debe a la acción del agua subterránea o a fuerzas tectónicas en

la matriz de la roca después de su depósito. Por ejemplo, las aguas de

infiltración ligeramente ácidas, agrandan los espacios porosos al desplazarse a

través de los canales de interconexión en las calizas. Los caparazones de

pequeños crustáceos atrapados en el interior pueden disolverse y formar

cavidades. Por ejemplo, las aguas de infiltración ricas en minerales, forman

depósitos que sellan parcialmente varios poros o canales de una formación y

alteran la geometría de los poros.



POROSIDAD INTERGRANULAR.

Está compuesta principalmente de granos de arena individuales con formas

más o menos esféricos y compactos, que permiten que se comuniquen entre

ellos. Este tipo de formaciones existen desde el momento que se depositaron,

por esta razón también se conoce como porosidad primaria.

POROSIDAD SECUNDARIA.

Este tipo de porosidad se debe a la acción del agua subterránea, alteración

química de fuerzas tectónicas que se presentan después de su depósito.

POROSIDAD EFECTIVA.

Es el cociente del volumen total de poros comunicados entre el volumen total

de roca.

POROSIDAD ABSOLUTA.

Esta se define como el cociente que resulta de dividir el volumen total de poros

entre el volumen total de roca.

RESISTIVIDAD (R).

La resistividad es la propiedad de las sustancias a la oposición de flujo de

corriente a través de la misma. En un registro geofísico se tiene como unidad

de resistividad el ohm-m.

La resistividad tiene como reciproco a la conductividad, la cual se expresa en

milimhos/m (mmhos/m)

Al realizar un registro para buscar saturaciones potenciales de crudo y gas, la

mayoría de las formaciones se componen de rocas que al estar secas, no

llegan a conducir corriente eléctrica, tal es el caso de la matriz de la roca que

posee una conductividad nula o una resistividad infinitamente alta. La corriente

eléctrica solo fluirá a través del agua intersticial que satura la estructura porosa

de la formación, ya que el agua intersticial contiene sales disueltas.



Como se menciono las sales son un parámetro que indica que tal alta o baja es

la resistividad o conductividad, dado que químicamente hablando esta

disociada en cationes (⁺) y aniones (⁻), bajo la influencia del campo eléctrico.

Estos iones se mueven transportando una corriente eléctrica a través de una

solución. Si las demás condiciones permanecen estables, mientras mayor sea

la concentración salina, como consecuencia va a ser menor la resistividad que

presente el agua de formación y por lo tanto la de la matriz de la roca.

SATURACIÓN.

La saturación de una formación es la fracción del volumen poroso que ocupa

un líquido. Con base en esto, la saturación del agua se define como la fracción

o porcentaje del volumen poroso que contiene agua de formación.

Cuando existe sólo agua en los poros, la formación tiene una saturación de

agua del 100%.

El símbolo de la saturación es la letra S y para denotar la saturación de un

líquido en particular se utilizan varios subíndices, por ejemplo:

Saturación del agua.

Saturación de petróleo

Saturación de hidrocarburos, etcétera.

La saturación del petróleo o gas es la fracción del volumen poroso que los

contiene. De este modo, la suma de todas las saturaciones de una determinada

roca de formación debe ser igual al 100%.



Los poros en un yacimiento siempre están saturados de fluidos.

Matriz porosa.

Agua.

Aceite y/o gas.

.

Figura 1.- Poros de la roca saturada.

PERMEABILIDAD.

La permeabilidad es la capacidad de un material para que un fluido lo atraviese

sin alterar su estructura interna. Se afirma que un material es permeable si deja

pasar a través de él una cantidad apreciable de fluido en un tiempo dado, e

impermeable si la cantidad de fluido es despreciable.

Para ser permeable, un material debe ser poroso, es decir, debe contener

espacios vacíos o poros que le permitan absorber fluido. A su vez, tales

espacios deben estar interconectados para que el fluido disponga de caminos

para pasar a través del material.

CONDUCTIVIDAD(C).

La conductividad es la propiedad de los cuerpos de transportar electricidad;

en la normalización de unidades internacionales se usan los símbolos

(gamma) y ( appa) para la conductibilidad eléctrica y sus unidades son

siemens por metro (S/m) o bien siemens/cm (S/cm); su expresión matemática

es: = G 1/q, en la cual G es la conductancia eléctrica (G=L/R); L es la longitud

del conductor; q= es la sección transversal del conductor ; R=resistencia

eléctrica en (R=1/G=V/I). Generalmente, en la práctica de la conductividad se

expresa por el valor de su inversa que es la resistencia eléctrica específica, que

http://es.wikipedia.org/wiki/Fluido

http://es.wikipedia.org/wiki/Porosidad



se denota con la letra griega Rho ( ) y se expresa matemáticamente por medio

de =R q/L ( m).

La resistencia eléctrica de de cualquier sustancia se determina

numéricamente por la resistencia que obtiene en un centímetro cubico de esa

sustancia, tomando en forma de cubo a la corriente eléctrica dirigida

perpendicularmente a una de las aristas de ese cubo; ella se mide en -m

(=100 - cm) y se relaciona con la conductibilidad, así = 1/ .

La corriente eléctrica se propaga en las rocas y minerales por medio de tres

mecanismos los cuales son: eléctrico, electrolítico, conducción dieléctrica.

La conducción eléctrica es el mecanismo normal que se presenta en los

materiales que contienen electrones libres, tales como los metales.

En cuanto a la conducción eléctrica, el transporte de electricidad se realiza

por medio de conducción iónica (por moléculas que tienen un exceso o una

deficiencia de electrones). La corriente fluye lentamente en comparación con la

conducción óhmica y el movimiento representa un real transporte de material

que generalmente resulta en la transformación química.

Cuando los electrones se desplazan ligeramente respecto a sus núcleos es

relativamente ligera la separación de cargas negativas y positivas, es entonces

cuando se denomina polarización dieléctrica es el resultado de cambio

eléctrico, iónico o molecular por la polarización causada por el campo eléctrico

alterno.

RADIOACTIVIDAD.

Es la emisión de energía por la desintegración de núcleos de átomos

inestables. La energía emitida son partículas con carga eléctrica u ondas

electromagnéticas, que ionizan el medio que atraviesan. Una excepción lo

constituye el neutrón, que no posee carga, pero ioniza la materia en forma

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_nuclear

http://es.wikipedia.org/wiki/%C3%81tomo

http://es.wikipedia.org/wiki/Ondas_electromagn%C3%A9ticas

http://es.wikipedia.org/wiki/Ondas_electromagn%C3%A9ticas

http://es.wikipedia.org/wiki/Ionizaci%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/wiki/Neutr%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/wiki/Materia



indirecta. En las desintegraciones radiactivas se tienen varios tipos de

radiación: alfa, beta, gamma y neutrones.

También lo podemos definir como un fenómeno físico natural, por el cual

algunos cuerpos o elementos químicos llamados radiactivos, emiten

radiaciones que tienen la propiedad de impresionar placas fotográficas, ionizar

gases, producir fluorescencia, atravesar cuerpos opacos a la luz ordinaria, etc.

Debido a esa capacidad se les suele denominar radiaciones ionizantes (en

contraste con las no ionizantes). Las radiaciones emitidas pueden ser

electromagnéticas, en forma de rayos X o rayos gamma, o bien corpusculares,

como pueden ser núcleos de Helio, electrones o positrones, protones u otras.

En resumen, es un fenómeno que ocurre en los núcleos de ciertos elementos,

que son capaces de transformarse en núcleos de elementos de otros átomos.

La radiactividad es una propiedad de los isótopos que son "inestables". Es

decir que se mantienen en un estado excitado en sus capas electrónicas o

nucleares, con lo que para alcanzar su estado fundamental deben perder

energía. Lo hacen en emisiones electromagnéticas o en emisiones de

partículas con una determinada energía cinética. Esto se produce variando la

energía de sus electrones (emitiendo rayos X), sus nucleones (rayo gamma) o

variando el isótopo (al emitir desde el núcleo electrones, positrones, neutrones,

protones o partículas más pesadas), y en varios pasos sucesivos, con lo que

un isótopo pesado puede terminar convirtiéndose en uno mucho más ligero,

como el Uranio que con el transcurrir de los siglos acaba convirtiéndose en

plomo.

Es aprovechada para la obtención de energía, usada en medicina (radioterapia

y radiodiagnóstico) y en aplicaciones industriales (medidas de espesores y

densidades entre otras).

La radiactividad puede ser:

Natural: manifestada por los isótopos que se encuentran en la

naturaleza.

Artificial o inducida: manifestada por los radioisótopos producidos en

transformaciones artificiales

http://es.wikipedia.org/wiki/Elemento_qu%C3%ADmico

http://es.wikipedia.org/wiki/Radiaci%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/wiki/Radiaci%C3%B3n_ionizante

http://es.wikipedia.org/wiki/Radiaci%C3%B3n_no_ionizante

http://es.wikipedia.org/wiki/Rayos_X

http://es.wikipedia.org/wiki/Rayo_gamma

http://es.wikipedia.org/wiki/Part%C3%ADcula_alfa

http://es.wikipedia.org/wiki/Part%C3%ADcula_beta

http://es.wikipedia.org/wiki/Prot%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/wiki/Is%C3%B3topo

http://es.wikipedia.org/wiki/Estado_excitado

http://es.wikipedia.org/wiki/Estado_estacionario_(mec%C3%A1nica_cu%C3%A1ntica)

http://es.wikipedia.org/wiki/Electr%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/wiki/Positr%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/wiki/Neutr%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/wiki/Prot%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/wiki/Uranio

http://es.wikipedia.org/wiki/Plomo

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_nuclear

http://es.wikipedia.org/wiki/Radioterapia

http://es.wikipedia.org/wiki/Radiolog%C3%ADa



ONDA ACÚSTICA.

Una onda es una perturbación que avanza o se propaga en un medio material

o incluso en el vacío. A pesar de la naturaleza diversa de las perturbaciones

que originan, las ondas tienen un comportamiento semejante. El sonido es un

tipo de onda que se propaga en presencia de un medio que haga soporte en la

perturbación. Los conceptos generales sobre ondas sirven para describir el

sonido, pero inversamente a los fenómenos sonoros permiten comprender

mejor algunas de las características del comportamiento ondulatorio.

ONDA ELECTROMAGNÉTICA.

Una onda electromagnética es la perturbación simultanea de los campos

eléctricos- magnéticos existentes en una misma región. Las ondas originadas

por los campos eléctricos-magnéticos son de carácter transversal,

encontrándose en fase, pero estando las vibraciones accionadas en planos

perpendiculares entre sí.

Las ondas electromagnéticas no requieren un medio material para propagarse.

Independientemente de su frecuencia y longitud de onda, todas las ondas

electromagnéticas se desplazan en el vacio a una velocidad c= 299.792 km/s.

Todas las radiaciones del espectro electromagnético presentan las propiedades

típicas del movimiento ondulatorio, como la difracción y la interferencia.

Las ondas electromagnéticas son transversales; las direcciones de los campos

eléctrico y magnético son perpendiculares a la de propagación.

Figura 2.-Representación de las ondas electromagnéticas.



Todas se propagan en el vacío a una velocidad constante, muy alta (300 0000

km/s) pero no infinita. Las ondas electromagnéticas se propagan mediante una

oscilación de campos eléctricos y magnéticos.

ATENUACIÓN.

Atenuación es la reducción de nivel de una señal, cuando pasa a través de un

elemento de un circuito o la reducción en nivel de la energía de vibración,

cuando pasa a través de una estructura. La atenuación se mide en Decibeles,

pero también se puede medir en porcentajes. Por lo general, la atenuación

depende de la frecuencia, eso es la cantidad de atenuación varía en función de

la frecuencia. La atenuación de la energía de vibración en estructuras

mecánicas generalmente se aumenta si la frecuencia sube, pero puede ser una

función muy compleja de la frecuencia.

AMPLITUD.

La amplitud de onda del sonido es el grado de movimiento de las moléculas de

aire en la onda, que corresponde a la intensidad del enrarecimiento y

comprensión que la acompañan.

Cuanto mayor es la amplitud de onda, más intensamente golpean las

moléculas del tímpano y más fuerte es el sonido percibido.

La amplitud de onda del sonido puede expresarse en unidades absolutas

midiendo la distancia del desplazamiento de las moléculas del aire, o la

diferencia de presiones entre la compresión y el enrarecimiento, o la energía

transportada.

LONGITUD DE ONDA.

La longitud de onda es una distancia real recorrida por la onda (que no es

necesariamente la distancia recorrida por las partículas o el medio que propaga

la onda, como en el caso de las olas del mar, en las que la onda avanza

horizontalmente y las partículas se mueven verticalmente). La letra griega

λ(lambda) se utiliza para representar la longitud de onda en ecuaciones. La

longitud de onda es inversamente proporcional a la frecuencia de la onda. Una

http://es.wikipedia.org/wiki/%CE%9B

http://es.wikipedia.org/wiki/Frecuencia



longitud de onda larga corresponde a una frecuencia baja, mientras que una

longitud de onda corta corresponde a una frecuencia alta.

La longitud de onda de las ondas de sonido, en el intervalo que los seres

humanos pueden escuchar, oscila entre menos de 2 cm y aproximadamente 17

metros. Las ondas de radiación electromagnética que forman la luz visible

tienen longitudes de onda entre 400 nanómetros (luz violeta) y 700 nanómetros

(luz roja).

La frecuencia y longitud de onda de una onda están relacionadas entre sí

mediante la siguiente ecuación:

= c / f

Donde:

= longitud de onda C= velocidad de la onda F= frecuencia

Figura 3.-Representación de una onda.

FRECUENCIA.

Es una medida para indicar el número de repeticiones de cualquier fenómeno o

suceso periódico en la unidad de tiempo. Para calcular la frecuencia de un

evento, se contabiliza un número de ocurrencias de este teniendo en cuenta un

http://es.wikipedia.org/wiki/Nan%C3%B3metro



intervalo temporal, luego estas repeticiones se dividen por el tiempo

transcurrido.

Según el sistema internacional, el resultado se mide en Hertz (Hz), un Hertz es

aquel suceso o fenómeno repetido una vez por segundo, 2 Hz son dos sucesos

(periodos) por segundo. Esta unidad se llamó ciclo por segundo (cps) y aún se

sigue utilizando:

Un método alternativo para calcular la frecuencia es medir el tiempo entre dos

repeticiones (periodo) y luego calcular la frecuencia (f) recíproca de esta

manera:

Donde:

T: es el periodo de la señal.

Figura 4.-Ejemplo de ondas de distintas frecuencias.

ONDAS P.

Las ondas P (primarias) son ondas longitudinales o compresionales, lo cual

significa que el suelo es alternadamente comprimido y dilatado en la dirección

de la propagación. Estas ondas generalmente viajan a una velocidad 1.73

http://es.wikipedia.org/wiki/Per%C3%ADodo_de_oscilaci%C3%B3n



veces de las ondas S y pueden viajar a través de cualquier tipo de material

líquido o sólido. Velocidades típicas son 1450m/s en el agua y cerca de

5000m/s en el granito.

ONDAS STONELEY.

Se originan en el lodo por la interacción lodo-formación, aunque son sensibles

a la rigidez de la pared del pozo, sufren poca atenuación por ser ondas de baja

frecuencia, la velocidad de esta es menor que la de las ondas laterales.

ONDAS RAYLEIGH.

Las ondas Rayleigh, también denominadas ground roll, son ondas superficiales

que producen un movimiento elíptico retrógrado del suelo. La existencia de

estas ondas fue predicha por John William Strutt, Lord Rayleigh, en 1885. Son

ondas más lentas que las ondas de cuerpo y su velocidad de propagación es

casi un 70% de la velocidad de las ondas S.

Figura 5.- Representación de las Ondas Rayleigh.

http://es.wikipedia.org/wiki/L%C3%ADquido

http://es.wikipedia.org/wiki/S%C3%B3lido

http://es.wikipedia.org/wiki/John_William_Strutt

http://es.wikipedia.org/wiki/1885



CAPÍTULO II.- CONFIGURACIÓN-PRINCIPIO DE

MEDICIÓN DE LAS HERRAMIENTAS.



SISTEMA INDUCTIVO (AIT+GR).

El objetivo de la herramienta AIT es realizar mediciones precisas de la

conductividad de la formación en pozo descubierto a diferentes profundidades

de investigación, por medio de la conductividad se calcula la resistividad que es

una variable necesaria para evaluar la saturación de agua requerida para

estimar la cantidad de hidrocarburos en el pozo.

PRESENTACION DE LA HERRAMIENTA.

En la figura 6, se tiene la presentación de la herramienta inductiva AIT.

Figura 6.- Sistema inductivo (AIT).



PRINCIPIO DE MEDICIÓN.

La sonda inductiva (AIT) contiene un sistema balanceado de 16 bobinas

receptoras , con espaciamientos de pulgadas hasta varios pies. Cada arreglo

receptor consta de una bobina receptora y una de enfoque, conectada entre sí

en serie y en oposición. Esto es con el objeto de reducir la señal del

acoplamiento directo entre transmisor-receptor.

La herramienta se basa en principios de inducción electromagnética. Un campo

magnético es generado por una corriente electrónica que fluye sobre una

trayectoria continua la cual se genera cuando se sujeta a un campo magnético.

La magnitud de ésta corriente es proporcional a la conductividad de la

formación.

Primer paso.-El transmisor produce un campo magnético primario, el cual tiene

los siguientes efectos:

Induce una corriente que fluye en la espira de la formación sobre el eje

longitudinal de la herramienta. Esta corriente inducida se desfasa 90

grados respecto a la corriente del transmisor.

Induce una corriente directamente en el receptor cuya amplitud es

grande y conocida como la señal de acoplamiento directo, como en casi

todas las herramientas inductivas, esta señal se cancela con el diseño

de arreglos mutuamente balanceados.

Segundo paso.- La corriente que fluye a través de la espira de formación

genera un segundo campo magnético.

Tercer paso.-Este campo magnético secundario genera otra corriente en la

bobina receptora, la cual se defasa 90 grados respecto a la espira de formación

y 180 grados respecto a la corriente del transmisor.

El sistema AIT se configura con un arreglo complejo de bobinas múltiples, si se

añade la formación alrededor de la herramienta se genera una corriente en la

misma, la que a su vez genera un campo magnético. Si quitamos el núcleo



conductivo alrededor del transformador, este campo magnético generado por la

trayectoria cerrada, es proporcional a la impedancia de la espiral adicional y se

detecta por el receptor, la amplitud del campo depende de la posición relativa

de la espira respecto a las bobinas transmisora-receptora.

La herramienta de inducción genera un campo electromagnético alrededor de

la sonda al pasar una corriente por una bobina transmisora. Este campo

primario se propaga en la formación y genera una corriente, la cual es coaxial

con el eje del pozo y defasada 90°respecto a la corriente del transmisor. La

corriente en la formación a su vez produce un campo magnético secundario el

cuál se detecta por las bobinas receptoras como alto voltaje. Este voltaje es

proporcional a la conductividad de la formación y esta a 90° fuera de fase con

respecto a la corriente de la formación.

A medida que aumenta la distancia transmisor-receptor, la contribución al

voltaje en el receptor provendrá de corrientes que circulan más profundamente

dentro de la formación, en altas conductividades el defasamiento en cada uno

de los pasos anteriores es mayor a 90°. Este defasamiento adicional se llama

efecto película (skin efect). Dado que el voltaje en el receptor esta 180° fuera

de fase con respecto a la corriente del transmisor, para separar el ruido de la

señal en los receptores, se usan circuitos detectores sensibles a la fase.

Adicionalmente el voltaje debido al acoplamiento entre transmisor-receptor se

cancela mediante bobinas balanceadas entre sí.

Las bobinas están devanadas sobre núcleos de cerámica, que permite a los

arreglos inductivos de poca penetración mantener la estabilidad necesaria, lo

cual resulta en mediciones inductivas más estables para un amplio rango de

condiciones ambientales.

Un dispositivo electrónico alimenta una señal a la bobina transmisora

generando un campo magnético en el núcleo de la bobina, este campo variable

induce un voltaje en la bobina receptora.

En el sistema AIT como la mayoría de las herramientas inductivas está

configurada de un arreglo complejo de bobinas múltiples.



SISTEMA RAYOS GAMA (GR). El sistema GR realiza la medición de la radioactividad natural de la formación,

como consecuencia de los fenómenos físicos que ocurren de manera natural

en la roca. La herramienta se corre normalmente en combinación con otros

servicios y reemplaza al potencial espontáneo en pozos perforados con lodo

base agua, base aceite ó aire.

PRESENTACIÓN DE LA HERRAMIENTA.

En la figura 7, se tiene la presentación de la herramienta de rayos gama.

Figura 7.-Sistema de rayos gama (GR).




La sonda GR contiene detectores de centello que incluyen un cristal de yoduro

de sodio para medir la radiación gama que se origina en el volumen de la

formación cerca de la sonda. Actualmente se emplean contadores de centelleo

acoplados con un fotomultiplicador y un amplificador-discriminador para esta

medición ya que son más eficaces que los contadores Geiger-Müeller que se

usaban en el pasado.

Debido a su mayor eficacia, los contadores de centelleo se constituyen de

unas cuantas pulgadas de longitud, por lo tanto se obtiene un buen detalle de

la formación. El sistema se opera en combinación con la mayoría de

herramientas en agujero abierto-entubado.

Su principal aplicación en agujero entubado es para correlación en

operaciones de terminación o reparación del pozo. Es útil para determinar

capas con o sin arcilla.

La radioactividad natural de las formaciones proviene de tres elementos

presentes en las rocas: uranio (U), torio (Th) y potasio (K). El decaimiento de

estos elementos genera la emisión continua de rayos gama naturales y pueden

medirse a través de un detector de centelleo de una longitud de 20 a 30 cm.



SISTEMA COMBINADO DE RADIOACTIVIDAD

(LDT+CNL+GR).

LITODENSIDAD(LDT).

Su objetivo es medir la densidad electrónica (pe) y el índice de sección de

captura fotoeléctrica promedio por electrón(Pe) o factor fotoeléctrico de la

formación.


En la figura 8, se tiene la presentación del sistema de litodensidad.

Figura 8.-Sistema de la herramienta de litodensidad (LDT).




Sobre un patín van montados una fuente que emite rayos gama de 661 KeV y

dos detectores. Los rayos gama generados por la fuente se difunden en la

formación, chocan con electrones perdiendo parte de su energía (efecto

Compton) y algunos desaparecen luego de interactuar con los electrones de los

átomos, transfiriendo su energía (efecto fotoeléctrico). La cantidad de rayos

gama que logran llegar a los detectores con relativamente alta energía

depende de la cantidad de choques recibidos, y por ende de la densidad

electrónica de la formación. El efecto fotoeléctrico es importante a bajas

energías por lo que los rayos gama de baja energía que llegan a los detectores

no solo dependen de los choques recibidos sino también de las características

de absorción fotoeléctrica de la formación.

Los componentes de fondo son:

Cartucho electrónico NSC-C dentro e funda ECH-MSA.

Sonda Hidraúlica DRS-B equipa con patín PDH-L, conteniendo dos

detectores PGD-G.

La sonda mantiene el patín contra la pared y produce la señal para el diámetro

del pozo, los detectores se encuentran dentro del patín PDH-L, los cuales se

componen de un cristal y tubo fotomultiplicador. Estos no están protegidos por

el efecto de temperatura ( como suele suceder con otros equipos a través de

un sistema térmico ). También contiene módulos electrónicos, dos fuentes de

alto voltaje independientes y dos amplificadores de pulsos.

Cuando se efectúa una medición, se coloca la fuente de Cesio 137 de 1.5

curie en una cavidad en la parte inferior del patín. Un blindaje pesado de

tungsteno impide prácticamente la radiación lateral hacia atrás. El detector

cercano esta a 4 ½” de la fuente y el lejano a 14 ½”( en el sistema PGT los

espaciamientos son de 7” y 16” ). El cartucho electrónico (NSC-C) contiene la

mayor parte de la electrónica de fondo.



SISTEMA CNL. El objetivo del sistema CNL es determinar la densidad de átomos de hidrógeno

(índice de hidrógeno) de la cual se deriva la porosidad.

Esta herramienta se combina normalmente con la de litodensidad y rayos gama

para evaluar formaciones gasíferas, litologías complejas y formaciones que

requieran detectar minerales pesados o analizar la mineralogía de las arcillas.


En la figura 9, se tiene la presentación de la herramienta de neutrón

compensado, rayos gama y litodensidad.

Figura 9.-Combinación de las herramientas LDT-CNL-GR




Los neutrones son partículas eléctricamente neutras., cada una tiene una masa

casi idéntica a la masa de un átomo de hidrógeno. Una fuente radioactiva en la

sonda emite constantemente neutrones de alta energía (rápidos). Estos

neutrones chocan con los núcleos de los materiales de la formación en lo que

se considera como colisiones elásticas de “bolas de billar”. Con cada colisión el

neutrón pierde energía.

Los neutrones se generan a partir de una fuente química ubicada en la sonda.

La fuente es una mezcla de Americio y Berilio, que continuamente emiten

neutrones. Estos neutrones colisionan con los núcleos de los materiales de la

formación y pierden parte de su energía. La cantidad de energía perdida por

colisión depende de la masa relativa del núcleo con el que choca el neutrón.

Debido a que la masa del hidrógeno es casi igual a la del neutrón, la perdida

máxima de energía se produce cuando el neutrón choca con un átomo de

hidrógeno. Por lo tanto, la máxima perdida de energía es función de la

concentración de hidrógeno en la formación. Las colisiones con núcleos

pesados no desaceleran mucho el neutrón. Por lo tanto, la desaceleración de

neutrones depende en gran parte de la cantidad de hidrógeno de la formación.

Debido a que el hidrógeno en una formación porosa se concentra en los poros

llenos de líquidos, la perdida de energía está relacionada con la porosidad de la

formación, cada vez que los poros se llenan de gas en lugar de aceite o agua,

la porosidad de neutrones se reduce. Esto ocurre porque hay una menor

concentración de hidrógeno en el gas en comparación con el petróleo o el

agua. Una disminución de la porosidad neutrón por el gas se llama efecto de

gas.

Cuando la concentración de hidrógeno del material que rodea a la fuente de

neutrones es alta, la mayoría de estos son desacelerados y capturados a corta

distancia de la fuente antes de ser capturados. De acuerdo con esto, la tasa de

conteo con el detector aumenta para bajas concentraciones de hidrógeno y

viceversa. En una formación limpia, en donde los poros se llenan de agua o

aceite, el sistema mide los poros llenos de líquido.



Debido a las colisiones sucesivas en pocos microsegundos los neutrones

disminuyen a una velocidad térmica, correspondiente a energía cercana de

0.025 ev., se difunden aleatoriamente sin perder más energía, hasta que son

capturados por núcleos de átomos como cloro, hidrógeno o silicio.

El núcleo que captura se excita y emite un rayo gama de captura de alta

energía. Dependiendo del tipo de herramienta de neutrones, un detector capta

estos rayos gama de captura o neutrones.

La herramienta es un sistema de detección de neutrones térmicos de doble

espaciamiento. El equipo superficial recibe los promedios de velocidades de

conteo de los dos detectores para producir un registro en escala lineal del

índice de porosidad de los neutrones. La fuente de 16 curíes y un

espaciamiento mayor respecto a los detectores da al sistema una mayor

profundidad radial de investigación. Los efectos de pozo se reducen en gran

medida al promediar las dos velocidades de conteo que se afectan de manera

similar por estas alteraciones, pero no en pozos con gas.

Como la herramienta mide neutrones térmicos, la respuesta se afecta por los

elementos que tiene una alta sección transversal de captura. El sistema es

sensible a la arcilla ya que generalmente contiene pequeñas cantidades de

boro y otros elementos raros que tienen secciones transversales de captura

altas. Este efecto excesivo puede ocultar la respuesta de la herramienta al gas

en formaciones con arcilla.

Se obtiene dos mediciones de porosidad por separado, una con cada par de

detectores. En arcilla que contengan gran número de elementos absorbentes

de neutrones termales, la porosidad calculada por los detectores epitermales

tiene un valor bajo y concuerda de manera cercana con la porosidad derivada

de la densidad. La composición de las dos mediciones de porosidad indica el

contenido de arcilla o salinidad del fluido de formación.



En el espaciamiento fuente-detector, la velocidad de conteo de neutrones

epitermales es aproximadamente del orden de magnitud menor que la de

neutrones termales. Por lo tanto, para tener velocidades de conteo razonables

de neutrones epitimares, los detectores se colocan más cerca de la fuente que

los detectores termales, así la configuración del detector termal duplica la del

sistema de neutrón compensador estándar.

SISTEMA SONICO DE POROSIDAD (BHC+GR) Una herramienta sónica consiste de un transmisor que emite impulsos sónicos

y un receptor que capta las ondas acústicas de formación. Se le conoce como

tiempo de tránsito (Tlog), el cuales el inverso de la velocidad de la onda

sonora. El tiempo de tránsito para una formación determinada depende de su

litología y porosidad. Cuando se conoce la litología, esta dependencia de la

porosidad hace que el registro sónico sea útil como registro de porosidad de la

formación.


En la figura 10, se tiene la presentación de la herramienta de sónico

compensado.

FIGURA 10.-Sistema BCH.




La herramienta utiliza dos bobinas transmisoras de ondas acústicas (T1-T2),

las cuales generan una onda profesional que viaja a través del sistema pozo-

formación y es detectado en un sistema de bobinas receptoras (R1, R2, R3,

R4). Como estos censores son electroacústicas se convierte la energía

eléctrica en acústica y con ello el tiempo de tránsito (∆t) que tarda la onda

acústica en recorrer la formación una distancia de dos pies que es la

separación entre los receptores.

Su configuración es la siguiente: BT1 • BR2 (3’) • BR4 (5’) BT2 • BR3 (3’) • BR1 (5’)

Al ser activado electrónicamente un trasmisor emite una onda acústica de

compresión que se propaga en todas direcciones. La energía acústica

atraviesa el lodo, incide con la pared del pozo, entra en formación 1 pulgada y

regresa al lodo para finalmente incidir en los receptores.

El sistema BHC se ve afectado al pasar por la discordancia dado que es una

herramienta acústica y al existir una transición de un material a otro, las

propiedades de las diferentes litologías cambian como la densidad, porosidad,

permeabilidad por mencionar algunos.

Por consiguiente las ondas acústicas pueden variar su velocidad de

penetración e intensidad, dando lugar a que se vea afectada la medición de la

herramienta.

Esta herramienta tiene un espaciamiento de tres pies entre el transmisor y el

receptor más cercano y una separación de dos pies entre receptores. En los

transmisores se generan un total de 20 pulsos por segundos. Para hacer cinco

mediciones completas. La velocidad de la herramienta es de 1500 metros por

hora, haciendo una medición de cada tres pulgadas.



La sonda generalmente se opera centralizada, la resolución vertical es la

distancia entre los receptores (dos pies). La profundidad de investigación es

muy pequeña, está controlada por la frecuencia en la onda (≈ 25Khz). Para una

formación homogénea es del orden de 0.5 a 1 pulgadas y es independiente del

espaciamiento de los receptores.



CAPÍTULO III.-PRESENTACION DE LOS REGISTROS.



EJEMPLO 1

En la figura 11, se tiene el registro combinado de rayos gama con densidad de la

formación para determinar la porosidad y litología.

FURBERO 2396

REGISTRO LDL- RG

FIGURA 11.-Registro de Litodensidad y Rayos Gama.

PRESENTACIÓN

Carril 1

Caliper (HCAL)-Diámetro del pozo (PULGADAS).

Gamma Ray-RayosGama(API)

Bit Size- Diámetro de la Barrena(PULGADAS)



Velocidad de desplazamiento de la herramienta (metros/minuto)

Carril 2

Tension (TENS)-Tensión del cable (PSI)

Profundidad del pozo (metros)

Carril 3 y 4

DensityCorrection(HDRA)-Corrección a la densidad(gramos/ centímetro cubico)

Std.Res.FormationDensity (RHOZ)-Densidad de la formación(gramos/ centímetro

cubico)

Std.Res.DensityPorosity (DPHZ)-Porosidad de densidad(UP)

EXPLICACIÓN

En la figura 11, se tiene el registro combinado de rayos gama con

densidad en el intervalo de 2200 a 2255 metros para determinar la

densidad, porosidad y litología., rayos gama con valores altos en 60 API,

calibrador en condiciones favorables, densidad en 2.60 g/cm3 y porosidad

en 5UP. De lo anterior se concluye que el agujero está en condiciones

favorables y la litología corresponde a una arena arcillosa de acuerdo a

los valores observados., esta zona no presenta indicación de

hidrocarburos y se debe correlacionar con los registros de inducción y

neutrón compensado para un mejor análisis.



EJEMPLO 2

En la figura 12, se tiene el registro combinado de rayos gama con densidad de la

formación para determinar la porosidad y litología.

FURBERO 2396

REGISTRO LDL-RG

FIGURA 12.-Registro de Litodensidad con Rayos Gama.

PRESENTACIÓN

Carril 1







Carril 2



Carril 3 y 4

DensityCorrection(HDRA)-Corrección a la densidad(gramos/ centímetro cubico)

Std.Res.FormationDensity (RHOZ)-Densidad de la formación (gramos/ centímetro

cubico)

Std.Res.DensityPorosity (DPHZ)-Porosidad de densidad (UP).

EXPLICACIÓN.


litodensidad para determinar la litología y porosidad en el intervalo de

2310 a 2415 metros, el rayos gama indica valores promedio de 40 API,

densidad en 2.60 g/cm3 y porosidad de densidad en 6UP.,de los valores

anteriores se concluye que se tiene una arena arcillosa, sin embargo en

los intervalos de 2310 a 2325 y 2375 a 2400 metros se observa una

disminución en los valores de densidad y porosidad de acuerdo al

comportamiento de las curvas, lo cual corresponde a un cambio litológico

correlacionado con el rayos gama. Se concluye la identificación de zonas

con posibilidades de contener hidrocarburos lo cual debe certificarse con

los registros de inducción y neutrón compensado.



EJEMPLO 3

En la figura 13, se tiene el registro combinado de neutrón compensado, litodensidad y

rayos para determinar la densidad, porosidad y litología.

FURBERO 2396

REGISTRO CNL-LDL-RG

FIGURA 13.-Registro de Neutrón Compensado, Litodensidad y Rayos Gamma.

PRESENTACIÓN

Carril 1





Carril 2





Carril 3 y 4


cubico)

NeutronPorosity (NPHI)-Porosidad Neutrón(UP).

EXPLICACIÓN.

En la figura 13, se tiene el registro combinado de litodensidad, neutrón

compensado y rayos gama para determinar la litología y porosidad de la

formación, en el mismo se observa una tendencia a aumentar en el rayos

gama, al igual que la porosidad neutrón y la densidad a un valor de 2.60

g/cm3 , lo cual corresponde a una zona arcillosa sin condiciones de ser de

interés para la generación de hidrocarburos.



EJEMPLO 4


rayos para determinar la densidad, porosidad y litología.

FURBERO 2396

REGISTRO CNL-LDL-RG

FIGURA 14.-Registro de Neutrón Compensado, Litodensidad y Rayos Gama.

PRESENTACIÓN

Carril 1







Carril 2



Carril 3 y 4


cubico)


EXPLICACIÓN.

En la figura 14, se tiene el registro combinado de litodensidad, neutrón

compensado y rayos gama para determinar la litología y porosidad de la

formación en el intervalo de 2310 a 2415 mts, en el mismo se observa una

tendencia a disminuir en el rayos gama, al igual que la porosidad neutrón

y la densidad a un valor de 2.60 g/cm3 , y así mismo una tendencia al

cruce de los parámetros de densidad y porosidad neutrón, lo cual

corresponde a una zona con contenido de hidrocarburos, indicado en las

zonas de 2310 a 2355 y 2375 a 2410 metros, las cuales se consideran de

interés para su explotación.



EJEMPLO 5

En la figura 15, se tiene el registro combinado de sónico compensado y rayos gama

para determinar el tiempo de tránsito, porosidad y litología.

FURBERO 2396

REGISTRO BCH-RG

FIGURA 15.-Registro Sónico Compensado con Rayos Gama.

PRESENTACIÓN

Carril 1

HITL Caliper (HCAL)-Diámetro del pozo(PULGADAS).

Gamma Ray (GR)-Rayos Gama(GAPI)

Bit Size- Diámetro de la Barrena (PULGADAS)


Carril 2



Carril 3 y 4



Sonic Porosity (SPHI) Porosidad Sónica(UP)

Delta-T (DT)Tiempo de tránsito -(US/F).

EXPLICACIÓN.

En la figura 15, se tiene el registro combinado de sónico compensado y

rayos gama para determinar las características acústicas de la formación

y la litología., el intervalo de 2200 a 2250 mts se tiene rayos gama con

valores altos, tiempos de tránsito de 75microseg/pie, y porosidad sónica

en 18 UP, del análisis de estos parámetros se observa la tendencia a una

arena arcillosa definida y correlacionada con las curvas del sistema

sónico, en este caso no se presenta zona de interés.



EJEMPLO 6

En la figura 16, se tiene el registro combinado de sónico compensado y rayos gama


FURBERO 2396

REGISTRO BHC-RG

FIGURA 16.-Registro Sónico Compensado con Rayos Gama.

PRESENTACIÓN

Carril 1







Carril 2



Carril 3 y 4



EXPLICACIÓN.

En la figura 16, se tiene el registro combinado de sónico compensado y

rayos gama para determinar las características acústicas de la formación

y la litología., el intervalo de 2310 a 2415 mts, se tiene rayos gama con

valores bajos, tiempos de tránsito de 60microsegundos/pie, y porosidad

sónica en 24UP, del análisis de estos parámetros se observa la tendencia

a una arena arcillosa definida y correlacionada con las curvas del sistema

sónico, de 2310 a 2355 y 2375 a 2410 metros se observa saltos de ciclo

en el tiempo de tránsito y porosidad lo cual correlaciona con los

parámetros del sistema de litodensidad-neutrón compensado, indicativo

de la presencia de hidrocarburos en una matriz arena-arcillosa.



EJEMPLO 7


rayos gama para determinar la densidad, porosidad y radioactividad de la formación.

FURBERO 2368

REGISTRO CNL-LDL-RG

FIGURA 17.-Registro de Neutrón Compensado ,Litodensidad y Rayos Gama.

PRESENTACIÓN

Carril 1







Carril 2



Carril 3 y 4


cubico)


EXPLICACIÓN.

En la figura 17, se tiene el registro combinado de rayos gama, densidad y

porosidad de neutrón para determinar las características de densidad,

porosidad y litología de la formación; el intervalo de 2175 a 2250 metros,

se tiene rayos gama con tendencia a aumentar al igual que la porosidad

neutrón y disminución de la densidad, de lo cual se deduce una litología

de arenas arcillosas, lo cual corresponde con la correlación del registro

de inducción. Se concluye que este intervalo presenta pocas

posibilidades de contener hidrocarburos.



EJEMPLO 8



FURBERO 2368

REGISTRO CNL-LDL-RG

FIGURA 18.-Registro de Neutrón Compensado, Litodensidad y Rayos Gama.

Carril 1







Carril 2



Carril 3 y 4


cubico)


EXPLICACIÓN.

En la figura 18, se tiene el registro combinado de rayos gama,

litodensidad y neutrón compensado para determinar la litología,

porosidad y contenido de fluidos; rayos gama con tendencia a disminuir

al igual que la densidad y porosidad neutrón, así mismo se observa una

tendencia al cruce de las curvas de densidad-porosidad neutrón, lo cual

indica la posibilidad de que ese intervalo sea productor de hidrocarburos

, lo cual se correlaciona con el incremento de la resistividad en el sistema

de inducción.



EJEMPLO 9

En la figura 19, se tiene el registro combinado de inducción con rayos gama para

determinar la conductividad, radioactividad y tipo de litología.

FURBERO 2368

REGISTRO AIT-RG

FIGURA 19.-Registro Inductivo y Rayos Gama.

PRESENTACIÓN.

Carril 1

Gamma Ray(GR)-Rayos Gama(API)




Carril 2



Carril 3

AIT 10-Curva de resistividad de 10 pulgadas de radio de investigación(ohms-metros).





Carril 4

AIT 10-Curva de conductividad de 10 pulgadas de radio de investigación(milimhos/metros).





EXPLICACIÓN.


inducción para determinar la litología y posible presencia de fluidos en la

zona por analizar., en el intervalo de 2175 a 2250 metros se tiene que el

rayos gama presenta tendencia en 60 API; resistividades en 12 Ohms-

metro y conductividades con tendencia a aumentar; de la correlación de

estas curvas se observa la tendencia a una arena arcillosa, así mismo en

el intervalo de 2205 a 2220 metros se tiene un incremento en las

resistividades y disminución en las conductividades, lo anterior debido a

un cambio litológico. Se concluye que la litología en ese intervalo es de

arena arcillosa con pocas posibilidades de tener hidrocarburos, a la vez

es recomendable su correlación con los registros de agujero descubierto

que posteriormente se analizaran en esta tesis.



EJEMPLO 10

En la figura 20, se tiene el registro combinado de inducción con rayos gama para

determinar la conductividad, radioactividad y tipo de litología.

FURBERO 2368

REGISTRO AIT-RG


PRESENTACIÓN.

Carril 1



Carril 2





Carril 3






Carril 4






EXPLICACIÓN.


inducción para determinar la litología y presencia de hidrocarburos; a lo

largo del registro se indica la disminución del rayos gama y aumento de la

resistividad con disminución de la conductividad, así mismo las curvas

de resistividad con tendencia a separarse como indicativo de movilidad

de fluidos en la formación y posibilidad de contener hidrocarburos en una

matriz de areniscas arcillosas, lo cual se debe certificar con los registros

de litodensidad, porosidad neutrón y sónico de porosidad.



EJEMPLO 11

En la figura 21, se tiene el registro combinado de sónico compensado con rayos gama


FURBERO 2368

REGISTRO BHC-RG

FIGURA 21.-Registro Sónico Compensado y Rayos Gama.

PRESENTACIÓN

Carril 1





Carril 2





Carril 3 y 4



EXPLICACIÓN.

En la figura 21, se tiene el registro combinado de rayos gama con sónico

de porosidad compensado para determinar la litología, porosidad y

presencia de hidrocarburos; el intervalo de 2175 a 2250 metros indica

rayos gama con tendencia a aumentar al igual que el tiempo de tránsito y

la porosidad en forma variable, debido a la presencia de lutita en la

formación arenosa, se observa que de la correlación de estos parámetros

con el de litodencidad y porosidad de neutrón se tiene pocas

posibilidades de contener hidrocarburos en una matriz de arena con

arcilla.



EJEMPLO 12



FURBERO 2368

REGISTRO BHC-RG


PRESENTACIÓN

Carril 1







Carril 2



Carril 3 y 4



EXPLICACIÓN.

En la figura 22, se tiene un registro combinado de rayos gama con sónico

de porosidad para determinar la litología, porosidad y contenido de

fluidos; el rayos gama con tendencia a disminuir al igual que el tiempo de

tránsito y la porosidad, también se observa variación en el tiempo de

tránsito y su porosidad debido a la presencia de hidrocarburos, lo cual no

corresponde a arcillas dado la disminución del rayos gama. Se concluye

que este intervalo es de interés para la generación de hidrocarburos en

una matriz de areniscas. Debe observarse la correlación de todos los

registros tomados para certificar la presencia de fluidos en la formación,

así como la porosidad y el tipo de formación.



EJEMPLO 13

En la figura 23, se tiene el registro combinado de rayos gama con inducción para

determinar la resistividad, radioactividad, litología.

FURBERO 2301

REGISTRO AIT-RG


PRESENTACIÓN.

Carril 1





Carril 2



Carril 3






Carril 4






EXPLICACIÓN.


inducción para determinar la litología y posible presencia de fluidos en la

zona por analizar., en el intervalo de 2250 a 2350 metros, se tiene que el

rayos gama presenta tendencia en 60 API; resistividades en 12 Ohms-

metro y conductividades con tendencia a aumentar; de la correlación de

estas curvas se observa una secuencia de arenas con lutitas de acuerdo a

la variación de la curva de resistividad y su correspondencia con la

conductividad . Se concluye que la litología corresponde a una

intercalación de arenas con arcillas, lo cual se debe de certificar con los

demás registros tomados en agujero descubierto; se visualiza que existen

pocas posibilidades de contener hidrocarburos.



EJEMPLO 14

En la figura 24, se tiene el registro combinado de rayos gama con inducción

para determinar la resistividad, radioactividad, litología.

FURBERO 2301

REGISTRO AIT-RG


PRESENTACIÓN.

Carril 1





Carril 2



Carril 3






Carril 4






EXPLICACIÓN.

En la figura 24, se tiene el registro combinado de rayos gama con inducción para determinar

la litología y posible presencia de fluidos en la zona por analizar., en el intervalo de 2400 a

2499 metros, se tiene que el rayos gama presenta con tendencia a 50 API; resistividades en

forma variable en 22 Ohms-metro y conductividades con tendencia a disminuair; de la

correlación de estas curvas se observa una secuencia de areniscas con lutita de acuerdo a la

variación de la resistividad y correspondencia con la conductividad . Se concluye que la

litología corresponde a una intercalación de areniscas con arcillas, lo cual se debe de

certificar con los demás registros tomados en agujero descubierto; se visualiza que existen

posibilidades de contener hidrocarburos.



EJEMPLO 15



FUERBERO 2301

REGISTRO CNL-LDL-RG

FIGURA 25.- Registro de Neutrón Compensado, Litodensidad y Rayos Gama.

PRESENTACIÓN.

Carril 1

Gamma Ray(GR) Rayos Gama(API).






Carril 2



Carril 3 y 4


cubico)


EXPLICACIÓN.


porosidad neutrón para determinar las características de densidad,

porosidad y litología de la formación; el intervalo de2250 a 2350, se tiene

rayos gama con tendencia a aumentar al igual que la porosidad neutrón y

disminución de la densidad, de lo cual se deduce una litología de arenas

arcillosas, lo cual corresponde con la correlación del registro de

inducción. Se concluye que este intervalo presenta pocas posibilidades

de contener hidrocarburos.



EJEMPLO 16



FUERBERO 2301

REGISTRO CNL-LDL-RG

FIGURA 26.- Registro de Neutrón Compensado, Litodensidad y Rayos Gama.

PRESENTACIÓN.

Capitulo 1

Gamma Ray(GR) Rayos Gama(API)






Carril 2



Carril 3 y 4


cubico)


EXPLICACIÓN.


porosidad neutrón para determinar las características de densidad,

porosidad y litología de la formación; el intervalo de 2400 a 2499 metros,

se tiene rayos gama con tendencia a aumentar al igual que la porosidad

neutrón y disminución de la densidad, de lo cual se deduce una litología

de arenas arcillosas, lo cual corresponde con la correlación del registro

de inducción. Se concluye que este intervalo presenta pocas

posibilidades de contener hidrocarburos de 2400 a 2460 metros, pero de

2460 a 2499 metros, se tiene una tendencia a disminuir rayos gama,

calibrador en condiciones confiables y presencia al cruce de la densidad

y porosidad neutrón como consecuencia de indicativo de hidrocarburos

en una matriz arena arcillosa.



EJEMPLO 17



FURBERO 2301

REGISTRO BHC-RG


PRESENTACIÓN

Carril 1







Carril 2



Carril 3 y 4



EXPLICACIÓN.

En la figura 27, se tiene un registro combinado de rayos gama con sónico


fluidos; el rayos gama con variaciones de acuerdo a la litología, lo cual

corresponde con los cambios del tiempo de tránsito y porosidad neutrón.

Se concluye la presencia de una alternancia lutitica –arcillosa con pocas

posibilidades de contener hidrocarburos, dado que para que estos

existan el rayos gama debe de disminuir al igual que la porosidad, lo cual

se certifica con los registros de inducción litodensidad y neutrón

compensado.



EJEMPLO 18



FURBERO 2301

REGISTRO BHC-RG


PRESENTACIÓN

Carril 1







Carril 2

Tensión (TENS)-Tensión del cable (PSI)


Carril 3 y 4



EXPLICACIÓN.

En la figura 28, se tiene el registro combinado de rayos gama con sónico


fluidos; el rayos gama con variación y tendencia a aumentar de acuerdo a

la litología, lo cual corresponde con los cambios de resistividad, tiempo

de tránsito, densidad y porosidad neutrón. Se concluye la presencia de

una alternancia lutitica en areniscas con pocas posibilidades de contener

hidrocarburos, dado que para que estos existan el rayos gama debe de

disminuir al igual que la densidad y porosidad neutrón, el intervalo de

2460 a 2499 metros indica tendencia a disminuir el rayos gama,tiempo de

tránsito a disminuir al igual que la porosidad sónica en forma variable, lo

cual es indicativo que este intervalo presente hidrocarburos lo cual se

certificó con la densidad y porosidad neutrón con tendencia al cruce en

una matriz de arenisca arcillosa.



CAPÍTULO IV.-VENTAJAS-DESVENTAJAS.



En la tabla 1, se tiene las condiciones operativas de los sistemas de

registros geofísicos.

HERRAMIENTAS

AIT CNL GR BHC LDT

LODO BASE

AGUA

ACEITE

OP EN AGUJERO DESCUBIERTO

OPERABLE EN AGUJERO ENTUBADO

X X

PRESION MAXIMA < 20000 PSI

TEMPERATURA < 350 ° F

DETERMINACION DE POROSIDAD

X X

CAVERNAS

X X X X X

VOLUMEN DE ARCILLOSIDAD

VELOCIDAD DE OPERACIÓN

3600 m/hora 1500 m/hora 1500 m/hora

1500 m/hora

1500 m/hora

COMBINABLE CON HERRAMIENTAS

AIT+ GR+FMI

GR +LDT+CNL

GR+LDT+CNL

GR+BHC +DIL

GR+LDT+CNL

EXCENTRALIZACION

X X

RUGOSIDAD

X X X

DETERMINAR LITOLOGIA

DETERMINAR SATURACION DE FLUIDOS

X X X X

FRACTURAS X X

IDENTIFICADOR DE GAS

X

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. TABLA 1.- Condiciones operativas de los registros geofísicos.



CONCLUSIONES. Analizando los puntos vistos en esta tesis se debe considerar lo siguiente:

En base a la información obtenida y el análisis se llega a la conclusión de que

la herramienta GR en combinación con AIT es el primer sistema para localizar

arenas arcillosas y de interés.

Con las herramientas en este trabajo es factible determinar los siguientes

parámetros: tipo de litología, contactos litológicos, porosidad, saturación de

fluidos, determinación de discordancias, zonas lutiticas, determinación de

volumen de arcillosidad, aplicación en cualquier tipo de litología, identificación

de zona de interés con hidrocarburos, zonas de alta presión, presión de poro,

zonas fracturadas, ubicación del pozo y formaciones, configuración mecánica

de pozo, desplazamiento del casquete de gas, determinación de domos

salinos. Esto es un apoyo a la ingeniería petrolera, geofísica y geológica, a

partir de todo esto se puede realizar un cálculo estimado de las reservas.



RECOMENDACIONES. Se sugiere la aplicación de esta gama de registros en la solución a los

problemas que se tienen en el pozo-formación.

Se debe realizar la operación de estos sistemas en forma combinable de

acuerdo a la condición que guarde el pozo.

Se considera importante que estos registros sean el soporte en el aprendizaje a

los alumnos de la carrera de ingeniería petrolera.

Solución a los problemas y toma de decisiones de acuerdo a la etapa de

perforación del pozo.



ANEXOS. ÍNDICE DE IMAGENES

Figura 1.-Poros de la roca saturada 17

Figura 2.-Representación de las ondas electromagnéticas 20

Figura 3.-Representación de una onda 22

Figura 4.-Ejemplo de ondas de distintas frecuencias 23

Figura 5.- Representación de las Ondas Rayleigh 24

Figura 6.- Sistema inductivo (AIT) 26

Figura 7.-Sistema de rayos gama (GR) 29

Figura 8.-Sistema de la herramienta de litodensidad (LDT) 31

Figura 9.-Combinación de las herramientas LDT-CNL-GR 33

Figura 10.-Sistema de la herramienta BCH 36

Figura 11.-Registro de Litodensidad y Rayos Gama 41

Figura 12.-Registro de Litodensidad con Rayos Gama 42

Figura 13.-Registro de Neutrón Compensado, Litodensidad y Rayos Gama 44


Figura 15.-Registro Sónico Compensado con Rayos Gama 48

Figura 16.-Registro Sónico Compensado con Rayos Gama 50

Figura 17.-Registro de Neutrón Compensad, Litodensidad y Rayos Gama 52


Figura 19.-Registro Inductivo y Rayos Gama 56

Figura 20.- Registro Inductivo y Rayos Gama 58

Figura 21.-Registro Sónico Compensado y Rayos Gama 60




Figura 25.- Registro de Neutrón Compensado, Litodensidad y Rayos Gama 68

Figura 26.- Registro de Neutrón Compensado, Litodensidad y Rayos Gama 70



INDICE DE TABLAS TABLA 1.- Condiciones operativas de los registros geofísicos 77



BIBLIOGRAFÍA.

MORFIN, Faure Alberto, “Interpretación de Registros para Perforación”,

PEMEX, Subdirección de Perforación y Mantenimiento de Pozos.

SCHLUMBERGER, “Registros Geofísicos en México” Tomo 1

Schlumberger Offshore Services, 1a Edición, Villahermosa, Tabasco,

2008.

ASQUIT, George, Gibson Charles, “Basic Well Log Analysis for

Geologists” the American Association of Petroleum Geologists, 1982.

ARROYO Carrazco Alejandro,2007, Bases Teóricas e Interpretación de

Registros Geofísicos de Pozos, facultad de ingeniería UNAM.

SCHLUMBERGER. Principios/Aplicaciones de la interpretación de

Registros.

PEMEX. “Registros Geofísicos” UN SIGLO DEL PETRÓLEO EN

MÉXICO

tesis que para obtener el tÍtulo de ingeniero ......en méxico se introdujeron las primeras cabinas...

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