Source: https://www.scribd.com/document/37787319/Libro-65-Anos-de-Registros-en-MEXICO
Timestamp: 2016-07-24 18:58:44+00:00

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Libro - 65 Anos de Registros en MEXICO
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La preparación de este documento fué coordinada por: Heberto Ramos Rodríguez y Daniel Zinat Conte con la colaboración de:
Margarito Palacios Maldonado, Manfred Frass, José Medrano, Armando Corral, Antonio Uva, Sameh Hanna, Jean Francois Mengual, Rene Casco, Guillermo Peña, Instituto Mexicano del Petróleo.
Uno de los campos del conocimiento donde la innovación tecnológica ha mantenido un ritmo cada vez más acelerado, es el de los registros geofísicos. Con una decidida vocación innovadora, las compañías de servicio han venido
darnos una imagen cada vez más completa y real de los yacimientos, y gracias a ellas los ingenieros petroleros podemos tomar mejores decisiones. La difusión de la historia a lo largo de la cual se han generado estos conocimientos propiciará, sin duda, que las diversas disciplinas relacionadas con ellos se enriquezcan, al aprovechar sus aportaciones para una mejor comprensión de los yacimientos; de tal manera que, este tipo de documentos adquiere un valor incalculable, en tanto que nos permite ver en retrospectiva el camino avanzado en este terreno. Sólo a la luz de la historia, el presente adquiere sentido, y el futuro, rumbo.
desarrollando sistemas cada vez más sensibles y acordes a las necesidades de la exploración, la perforación y la ingeniería de yacimientos, y han aportado soluciones tecnológicas para superar con éxito los retos que afronta la industria petrolera. A lo largo de estos 65 años de actividad, bien podemos decir que los registros geofísicos son otros, han cambiado drásticamente y su valor se ha incrementado de manera exponencial. Hoy, estas herramientas son capaces de
Carlos A. Morales Gil
Subdirector de la Región Sur del PEP
esta marcha innovadora seguirá cosechando éxitos en beneficio de la industria petrolera. desde las llamadas cajas negras a principios del siglo XX (1912) de los científicos Conrad y Marcel Schlumberger. tales como:
yacimientos naturalmente fracturados.
Heberto Ramos Rodríguez
Gerente de Planeación de la Región Sur del PEP
. litologías complejas. dadas las
avanzados que hoy se llevan a cabo. la perforación y la geología. cambios de porosidad. es necesario realizar más investigaciones
tecnológicas y mejorar el desempeño de los equipos para enfrentar con éxito los retos actuales. centros de investigación y personal de campo. Sin embargo. donde los técnicos mexicanos.
universidades. a fin de continuar realizando investigaciones que vayan más allá de las fronteras convencionales. por el valor que agregan al trabajo de la ingeniería de yacimientos. hasta las computadoras donde se procesan imágenes de alta resolución. con la exactitud de sus mediciones. Estoy seguro que con el esfuerzo de compañías. para seguir cosechando resultados en el conocimiento del subsuelo. no podríamos definir los yacimientos ni realizar los estudios
comportamiento multivariable. a fin de incrementar nuestra capacidad para evaluar sistemas petrolíferos de
características de los yacimientos petrolíferos de nuestro subsuelo. la precisión de su operación y la versatilidad de su visualización actual. han contribuido de manera muy significativa al avance de este proceso innovador.PRESENTACIÓN
La continua innovación tecnológica que se ha observado en el campo de los registros geofísicos. Sin ellos. Los registros geofísicos se han convertido en una herramienta indispensable en el campo de la industria petrolera. el desafío que todas las compañías de servicio al campo petrolero enfrentan es mantenerse a la vanguardia en la marcha del progreso tecnológico. Desde luego. es digna de celebrarse hoy que se cumplen 65 años del inicio de los registros geofísicos de pozos en México.
1 HISTORIA DE LOS REGISTROS ELECTRICOS EN MEXICO 2 EVOLUCION DEL REGISTRO DE RESISTIVIDAD 3 EVOLUCION DEL REGISTRO DE POROSIDAD 4 EVOLUCION DEL REGISTRO SONICO 5 EVOLUCION DE LA INTERPRETACION Y ANALISIS DE REGISTROS GEOFISICOS 6 EVOLUCION DEL REGISTRO DE CEMENTACION 7 EVOLUCION DEL REGISTRO DE ECHADOS 8 REGISTROS ESPECIALES DE POZOS ENTUBADOS 9 EVOLUCION DEL REGISTRO DE PRODUCCION 10 TOMA DE INFORMACION CON MUESTRAS DE PARED Y DE FLUIDOS DE FORMACION 11 PRUEBAS DE POZOS 12 BIBLIOGRAFIA DE TRABAJOS TECNICOS PRESENTADOS EN EL AlPM
HISTORIA DE LOS REGISTROS ELECTRICOS EN MEXICO
ANTECEDENTES Conocer las características de las formaciones geológicas cortadas por los pozos, tanto en su naturaleza litológica, como en lo relativo a su contenido, es motivo de profundo interés ya que la extracción eficiente de los hidrocarburos dependerá del conocimiento de los diferentes parámetros que tal información proporciona.
pozo, fue tomado el 5 de septiembre de 1927 en Pechelbronn, Francia. Los ingenieros Henry Doll, Charles Sheibli y Roger Jost participaron en esa primera operación, la cual se hizo por estaciones, ya que los valores de resistividad eran leídos metro por metro, operando el cable con un malacate movido a mano.
Para adquirir esta información se cuenta con el muestreo de los pozos que consiste en el registro de lo que la barrena va perforando. Este muestreo puede ser directo (estudiando muestras y núcleos de la formación) o indirecto (mediante el análisis continuo del fluido de perforación) o por la introducción de cables con conductores eléctricos de dispositivos medidores de los distintos parámetros característicos de las formaciones atravesadas y de contenido. El método de muestreo, que más avances tecnológicos ha reportado, es el originalmente conocido como registro eléctrico, al que actualmente se le ha adicionado una serie de mediciones de otros parámetros para su interpretación.
El éxito inicial ofreció posibilidades insospechadas para la aplicación de este método en la industria petrolera. De 1927 a 1931 el método de registros Schlumberger llegó a Venezuela, Canadá, Rusia y Estados Unidos cuando fue agregada a la curva de resistividad la de la medición del potencial natural de las formaciones, lo que permitió diferenciar el tipo de agua de formación.
Por el éxito alcanzado, el método Schlumberger fue aplicado en Rumania, Sumatra, Trinidad y Estados Unidos, en la década de los treintas. Los primeros registros de pozos perforados por personal mexicano, inmediatamente después de la expropiación de 1938, fueron tomados por los ingenieros Francisco Inguanzo Suárez, Armando Morán Juárez y Javier Luna González.
Esta técnica de muestreo indirecto, se debe al genio de dos hombres: Conrad y Marcel Schlumberger, ingenieros de la Escuela "Politechnique" y de la Escuela "Centrale" de Paris, quienes empezaron por aplicar el método de medición de la resistividad de las rocas ideado por ellos en la localización de yacimientos de minerales, lo cual aconteció por el año de 1912.
Sin embargo, el auge de la industria petrolera hizo que su método se enfocara casi totalmente al registro de los pozos petrolíferos. Así, el primer registro de resistividad de las formaciones atravesadas por un
1.2 Equipo de registro continuo operado manualmente. El primer pozo perforado por Petróleos Mexicanos en 1938 fue el denominado "El Plan 55" en un lugar cercano al poblado de las Choapas, Veracruz, el cual llegó a una profundidad de 841 m. Los primeros registros fueron tomados con equipos que dejaron las compañías y que gracias al ingenio y destreza reacondicionaron los técnicos mexicanos, así se siguieron utilizando por Petróleos Mexicanos hasta que Schlumberger empezó a vender equipos y materiales que permitieron avanzar en el registro operado a mano ya que usando cable de cuatro conductores, se logro tomar registros a una velocidad máxima de 400 metros por hora.
I.1 Primer registro eléctrico en Pechelbronn 5 de septiembre de 1927.
65 aniversario de los registros eléctricos en México
LOS PRIMEROS REGISTROS EN MÉXICO (1938-1943) Los primeros registros en pozos perforados en México fueron tomados por las Cías. Royal Dutch Shell y la British Petroleum, usando equipos patentados por Schlumberger, operados manualmente. Tres curvas de potencial natural y dos de resistividad, una denominada normal corta con espaciamiento pequeño de 0.4 m y otra inversa con espaciamiento mayor a 5.70 m. Permitían diferenciar mejor las formaciones, su contenido y conocer el grado de invasión del Iodo de perforación. Los geólogos de la compañía Aguila (SHELL) entrenaban entonces a los ingenieros mexicanos. Después de la expropiación de 1938, surge el embargo de México por los Estados Unidos e Inglaterra.
Lassauzet de Surenco S. A., y el Ing. R. López Saucedo y Javier Luna González de Petróleos Mexicanos. Se tomaron dos registros de potencial espontáneo, uno con el pulsador funcionando y el otro sin corriente.
PETROLEOS MEXICANOS POZO E.P.No 66
1.4 Registro del pozo Poza-Rica No 25
GEOFÍSICA: AVANCES TECNOLÓGICOS (1943-1979) Los registros eléctricos se tomaron en los años de 1938 a 1943 con equipos operados manualmente por geólogos o ingenieros petroleros Mexicanos. A partir de 1943 llegaron los primeros equipos con unidades cuadricables. Se tomaban entonces las curvas de resistividad normal y potencial espontáneo. En 1947 llegaron unidades de registros que operaban con cámaras de cinco galvanómetros y cable de seis conductores.
1.3 Registro tomado el 20 de Abril 1940 en El Plan.
FIRMA DEL CONIRATO DE PETROLEOS MEXICANOS CON SCHLUMBERGER, EN EL AÑO DE 1943 Debido al embargo de Estados Unidos e Inglaterra, Schlumberger ofreció a PEMEX que las ventas de equipos y refacciones fabricadas en sus plantas se hicieran a través de su agencia en Panamá. El 25 de octubre de 1943, se firmó el contrato entre Petróleos Mexicanos y Schlumberger Surenco, S.A. El 20 de diciembre del mismo año Schlumberger corrió su primer registro eléctrico en el pozo Poza Rica 25. Los operadores fueron los ingenieros René
1.5 Equipo cuadricable en El Plan en 1947.
De ahí en adelante, la introducción de nuevas técnicas siguió un paso acelerado: con el microlog (1950), el fotoclinómetro (1951), el registro de rayos gama neutrón (1954), el registro de desviación y medición de echados continuo (1957), el registro sónico (1960) y el probador de formación (1961).
El avance tecnológico en el área de la computación había alcanzado también la especialidad de los registros geofísicos, las computadoras de gran capacidad se podían instalar dentro de unidades móviles, convirtiéndolas en laboratorios, como consecuencia de lo anterior, Schlumberger puso a la disposición de Petróleos Mexicanos sus nuevas unidades cibernéticas CSU, y en junio de 1979, corrió el primer registro con CSU costaafuera. También en 1979, se inaugura en la ciudad de México el centro de computación de Schlumberger integrado por ingenieros mexicanos y de otras nacionalidades. Desde entonces, este centro ha sido el apoyo de Petróleos Mexicanos en la introducción de procesamientos avanzados. A partir de 1980 y hasta la fecha, se han llevado a cabo numerosos cursos de larga duración sobre interpretación de registros para capacitación del personal de Petróleos Mexicanos quienes se han visto beneficiados con procesamientos como Global (1983), el registro sísmico vertical VSP (1985), la detección de fracturas SONATA (1986), la evaluación de formaciones con litología compleja ELAN (1989), y loS procesamientos para herramientas multisensores de imágenes Maxis-500 a partir de 1991.
1.6 Tomando registro en Reynosa con tableros (1951)
Las primeras cabinas marinas OSU-C se introdujeron en México en 1963, el registro de inducción (6FF40) en 1964, los registros de producción en 1967, el registro de densidad en 1969, el de echados HDT en 1971, el registro de microproximidad fue introducido en 1971, el doble laterolog en 1974 y el registro de doble inducción en 1979.
LA ERA DEL CSU
En el año de 1979, Petróleos Mexicanos como usuario y adquiriente exclusivo de la tecnología Schlumberger se ve afectado por el cambio de sistemas de registros. Por lo tanto, la compañía toma la decisión a principios de la década de los ochentas de descontinuar la producción de equipo convencional integrado por tableros de control y sustituirlos por sistemas computarizados.
A raíz del incremento de la perforación en el mar, y de la necesidad de usar las últimas tecnologías de punta. Petróleos Mexicanos firmaron un contrato de servicios con Schlumberger Offshore Services en el año de 1978.
Se designó un grupo encabezado por la nueva generación de profesionales de geofísica y apoyados por reconocidos ingenieros petroleros y geólogos, para analizar todas las alternativas de solución, sus repercusiones, y concluyeron en recomendar la adquisición de la nueva tecnología.
Petróleos Mexicanos decide y conviene con Schlumberger la adquisición de unidades CSU para mantenerse a la vanguardia de la especialidad y garantizar la obtención de información con un alto porcentaje de recursos propios de la institución. Este plan de sustitución de tecnología, es y ha sido objeto de análisis minucioso año con año, a fin de que cada uno de los centros operacionales de Petróleos Mexicanos justifique sus adquisiciones de acuerdo a sus volúmenes de servicio y vida útil de su equipo y
1.7 El sistema CSU (unidad de servicio cibernética).
herramientas asignados, de tal forma que se hagan los ajustes que la institución juzgue convenientes. El cambio de tecnología, que representaba la introducción de los sistemas CSU, implicó la necesidad imperiosa de proporcionar actualización y entrenamiento a profesionales de distintas especialidades.
distribuidos en el territorio mexicano. Durante los últimos años, la presencia de la compañía Schlumberger ha sido determinante en la introducción de nuevos servicios, ya que toda nueva herramienta introducida al país y posteriormente adquirida por Petróleos Mexicanos debe ser probada en los pozos mexicanos. Al mismo tiempo, Schlumberger se beneficia de las condiciones de las formaciones productoras en México para probar nuevas herramientas y/o nuevas técnicas (como por ejemplo detección de fracturas de pozos profundos y calientes. Este intercambio tecnológico ha sido beneficioso para ambas empresas y debe perdurar.
La gerencia de Registros Geofísicos y Línea de Acero de Petróleos Mexicanos envió a un grupo escogido de personal técnico a las escuelas de Schlumberger en el extranjero para adquirir los conocimientos necesarios en la operación y mantenimiento de los sistemas cibernéticos. Fueron estos profesionales los iniciadores de los programas anuales de entrenamiento que se impartieron en su tiempo para la especialidad. Posteriormente a la etapa inicial, con el respaldo de la gerencia de Petróleos Mexicanos y el apoyo de Schlumberger, se logra en 1982 contar con un centro de capacitación continua el cual con los recursos asignados, imparte cursos a los profesionales de nuevo ingreso y actualiza al personal experimentado en las nuevas técnicas de la especialidad.
Esta área ha ido modernizándose con unidades cibernéticas y equipos de fondo de la nueva generación. Ha superado condiciones adversas de los pozos para tomar registros de hasta 7600 metros de profundidad y ha capacitado a su personal para la máxima utilización de sus recursos, tomando entre 3000 y 5000 registros por año, en la década de los ochentas.
PROYECTOS ESPECIALES CON PETROLEOS MEXICANOS Y EL INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO (1987-1993) En el año de 1987, Petróleos Mexicanos requiere, de parte de Schlumberger, la fabricación de un camión de disparos, con un chasis mexicano. Se hace el estudio correspondiente y se elige el chasis FAMSA al cual se le adapta un malacate especial en la planta de Schlumberger en París. Al mismo tiempo se utilizaban en Bakersfield (EUA) unos equipos Schlumberger computarizados, basándose en computadoras personales llamados BLUE para operaciones de disparos.
1.8 Centro de capacitación de registros eléctricos.
Con la asesoria de Schlumberger, inicia exitosamente Petróleos Mexicanos en Agosto de 1982 la operación de sus dos primeras unidades CSU, asignándolas en el sureste de la República Mexicana, base operativa Reforma, Chiapas par operar en la zona petrolera de vital importancia para el país. Las ventajas de los procedimientos de la patente Schlumberger y la capacidad de los profesionales operativos y la de los usuarios de la información han logrado que Petróleos Mexicanos, con un plan mesurado de adquisiciones, cuente a la fecha con la infraestructura, unidades, equipo y personal especializados en los 11 distritos de servicios o pozos
Al camión FAMSA se le instala el sistema BLUE, y así se hacen pruebas de campo a finales del año 1988 y durante la mayor parte de 1989 con el mismo camión. Este camión no tiene planta eléctrica, solamente un alternador de 12 voltios que produce una corriente alterna para los circuitos, y un compresor para un aire acondicionado especialmente diseñado para los climas de la Zona Sureste. Después de las pruebas exitosas, Petróleos Mexicanos decide sustituir todos sus camiones de disparos por las nuevas unidades.
En el año de 1987, el Instituto Mexicano de Petróleo y Schlumberger firman un convenio general de desarrollo de tecnologías. El primer proyecto llamado "SONIMP" es el desarrollo de una sonda tipo sonar para la medición de cavernas de sal para el
LA INTRODUCCIÓN DEL SISTEMA MAXIS. es introducido el sistema Maxis . la compañía Flopetrol había desarrollado un equipo de pruebas en la Zona Sureste.
El desarrollo de la sonda llevó dos años. Después de la cancelación de su contrato.9 El camión Blue.10 El equipo de superficie del SONIMP
proyecto es una sonda de punto libre con anclaje electromagnético.
En diciembre de 1997.
1.11 Cabina computarizada Maxis 500. lo cual redunda en ahorro para Petróleos Mexicanos de más de 2 millones de dólares sobre la base de 150 operaciones en 18 meses. llamado " Computest" conjuntamente con Petróleos Mexicanos. La simplicidad del uso del sistema y la extrema confiabilidad han permitido agilizar las operaciones de medición de las cavernas de Tuzandepetl. y proporcionan a Petróleos Mexicanos un ahorro sustancial.500. el equipo sustituyó a un aparato rentado por una compañía extranjera. Desde 1978 en el campo de pruebas de pozos.Petróleos Mexicanos adquiere su primer sistema Maxis en el distrito de Reynosa. y empieza la nueva era de avances tecnológicos con la adquisición de multisensores de imágenes. llamado SITIMP. ofrecía ventajas como rapidez de resultados. La sonda compatible con CSU.1
almacenamiento del petróleo.
1.500 La herramienta SONIMP puede ser utilizada donde quiera que se desee medir cavernas en domos salinos destinados al almacenamiento de hidrocarburos o a la producción de sal. hasta culminar con pruebas de campo en el área de Tuzandepetl en el año de 1991. se han introducido nuevas técnicas y nuevas herramientas como el DST . que se describirán en los siguientes capítulos. Además.TCP (llamado Tubing Conveyed Perforating) para un mayor beneficio de Petróleos Mexicanos. El segundo En Junio de 1991.
1. el cual utiliza una telemetría de punta de 500 kilobits por segundo. y la posibilidad de obtener en tiempo real una gráfica radial o polar. con la llegada del primer camión de registros.
es la resistencia medida entre lados opuestos de un cubo unitario de la sustancia a una temperatura específica.m). La resistividad se expresa en forma abreviada así:
R = r (A/L) Donde R resistividad en ohm metros. con una sonda que tenía el dispositivo "normal" con espaciamiento pequeño de 0. A área en metros cuadrados L longitud en metros. se logró tomar registros a una velocidad máxima de 400 metros por hora. El metro es la unidad de longitud y el ohmio es la unidad de resistencia eléctrica. r resistencia en ohmios.2 EVOLUCION DE LOS REGISTROS DE RESISTIVIDAD
EQUIPO DE REGISTRO CONTINUO OPERADO MANUALMETE
ANTECEDENTES La resistividad de la formación es un parámetro clave para determinar la saturación de hidrocarburos.
11.4m y otro dispositivo "inverso" de 5.1 Equipo de registro continuo manual. los primeros registros se tomaban con la "caja negra".
La resistividad de una formación depende de: La resistividad de agua de formación. La cantidad de agua presente. la conductividad se expresa generalmente en milimhos por metros (mmho/m) donde 1000 mmho/m = 1 mho/m.
A partir de 1936. La geometría estructural de los poros. La conductividad es la inversa de la resistividad y se expresa en mhos por metro.70 m de espaciamiento.
11.2 Registro eléctrico en el Plan
Schlumberger empezó a vender equipos y materiales que permitieron avanzar en el registro operado a mano ya que usando cable de cuatro conductores. Las unidades de resistividad son el ohmio-metro cuadrado por metro. La electricidad puede pasar a través de una formación sólo debido al agua conductiva que contenga dicha formación. Para evitar fracciones decimales. La resistividad (resistencia específica) de una sustancia.
. o simplemente ohm-metro (ohm.
2 EVOLUCION DE LOS REGISTROS DE RESISTIVIDAD
de investigación proporcionar las mediciones de resistividad de un volumen muy pequeño de enjarre y de formación adyacentes al agujero. el enjarre afecta menos al primero y éste da una mayor resistividad en la lectura. lo que señala las formaciones invadidas y por lo tanto permeables. Con estos electrodos. los sólidos del lodo se acumulan en la pared del agujero y forman un enjarre. la resistividad del enjarre es ligeramente mayor que la del Iodo y mucho menor que aquella de la zona invadida cerca del agujero.4 Registro microlog
PRINCIPIO DE MEDICION El patín de goma del microlog se presiona contra la pared del agujero por medio de brazos y resortes. y las resistividades son en general. Se llevaron a cabo en los campos de la Región Norte. uno del otro. dos dispositivos normales de 16 y 64 pulgadas y el dispositivo lateral de 18 pies 8 pulgadas. La cara del patín tiene tres pequeños electrodos alineados que están espaciados 1 pulgada. Entre los años 1943 hasta 1963. miles de registros los cuales son los únicos hasta el día de hoy para evaluar los yacimientos del área. Ante un enjarre de baja resistividad. La comparación de las dos curvas sirve para identificar con facilidad el enjarre.
MICROLOG(1950) Con la herramienta microlog dos dispositivos espaciamiento corto y con diferentes profundidades a
El dispositivo micronormal de 2 pulgadas. Por lo general. de 2 a 10 veces la resistividad del Iodo. En formaciones impermeables.
11. mucho mayores que en formaciones permeables. las dos curvas se leen de manera similar o exhiben una separación "negativa".
11. los únicos registros de resistividad disponibles fueron los sondeos eléctricos convencionales. en general. ambos instrumentos dan una medición de resistividad moderada. A medida que el fluido de perforación penetra a las formaciones permeables. una medición microinversa de 1 x 1 pulgada. (R2” se graban de manera simultánea. Por lo tanto. (R1"x1” y una micronormal de 2 pulgadas.3 Sondeo eléctrico en los años 1950
Este consistía en curva de potencial espontáneo. tiene una profundidad de investigación mayor a la del microinverso. lo que produce una separación de curva "positiva".
la curva de conductividad del registro de inducción se graba en las Pistas 2 y 3. Durante más de 25 años el dispositivo de inducción ha sido la principal herramienta de resistividad utilizada en formaciones de resistividad de baja y media perforadas con agua dulce. Los instrumentos de electrodos no funcionan en Iodos no conductivos. Los intentos de utilizar electrodos para registrar en esos tipos de fluido. se envía una corriente alterna de alta frecuencia y de intensidad constante a través de la bobina transmisora. Desde entonces otras herramientas mejoradas la han reemplazado. Diseñados para una investigación profunda. la nomenclatura 6FF40). Sin embargo. se han desarrollado y empleado varias clases de equipos.
11. no resultaron satisfactorios. los registros de inducción pueden enfocarse con el propósito de minimizar las influencias del agujero. tanto el normal de 16 pulgadas.2 EVOLUCION DE LOS REGISTROS DE RESISTIVIDAD
REGISTRO DE INDUCCIÓN (1964)
PRINCIPIO DE MEDICION Las herramientas de inducción en la actualidad poseen muchas bobinas transmisoras y receptoras.
La herramienta de registro inductivo-eléctrico (IES6FF40) incluía un dispositivo de inducción de seis bobinas enfocadas con espacia miento nominal de 40 pulgadas (de allí. En todas las herramientas. se registran en escala convencional de resistividad lineal. puede comprenderse el principio al considerar una sonda con una sola bobina transmisora y otra receptora. Con la experiencia se demostró que el registro de inducción tenía muchas ventajas sobre el registro eléctrico convencional cuando se aplicaba en pozos de registro perforados con Iodos en base agua. En la Pista 2.
La herramienta de registro de inducción se desarrolló en principio para medir la resistividad de la formación en pozos que contienen Iodos con base aceite y en agujeros perforados neumáticamente. en este periodo.
11. Algunas veces. aumentando hacia la izquierda. y un electrodo de potencial espontáneo.
MICROLATEROLOG (1969) La herramienta microlaterolog se diseñó para
11'7 Mi
Lodo c-
\~ Fom
11. un normal de 16 pulg. las formaciones adyacentes y la zona invadida. La escala lineal se expresa en milimhos por metro (mmho/m). como la curva recíproca de inducción. La figura anterior ilustra la presentación original del IES.7 Distribucion de corrientes del ML y MLL
. las curvas SP y/o GR se graban en la Pista 1.6 Sistema básico de 2 bobinas para el registro de inducción. aceite o aire.5 Registro de inducción(/ES BFF40).
de hecho. el micr010g por lo general aparece en las Pistas 2 y 3 de escala lineal.
de invasión rebasa de 3 a 4 pulgadas. El calibrador se graba en la Pista 1.8 Presentación del microlog y microlatettolog
Pruebas de laboratorio y resultados simulados en computadora han demostrado que la formación virgen. pero cobra importancia en espesores mayores. Al grabarse por sí mismo. El microcalibrador se muestra en la Pista 1. se presenta a escala lineal en la Pista 1. Cuando también se graba el microlog.9 Diagrama esquemático de la herramienta doble laterolog Rxo
11.2 EVOLUCION DE LOS REGISTROS DE RESISTIVIDAD
determinar de manera precisa Rxo con valores más altos de Rxo/Rmc donde la interpretación del microlog carece de resolución.10 Registro DLL-MicroSFL
. Los registros de microresistividad se gradúan en unidades de resistividad.
11. no presenta ninguna influencia sobre las lecturas de microlaterolog si la profundidad
11. . Los registros de Proximidad y microlaterolog se graban en una escala algorítmica de cuatro décadas a la derecha de la pista de profundidad. La influencia del enjarre no reviste interés si ésta es menor a 3/8 de pulg.
Esto provocó el desarrollo de la herramienta doble laterolog DLL MicroSFL con mediciones simultáneas. si la invasión es poco profunda. una lectura debe ser tan profunda como práctica. tengan muy poco efecto sobre las mediciones. La distancia entre los extremos de los electrodos de guardia de la herramienta DLL-Rxo es nominal del haz de 2 pies asegura una buena resolución vertical.11 Registro doble inducción
Las resoluciones verticales de los instrumentos deben ser similares. una combinación de las siguientes características debería ser requerida: Los efectos corregibles. otra será poco profunda y una tercera se hará entre ambos extremos. sin embargo.2 EVOLUCION DE LOS REGISTROS DE RESISTIVIDAD
REGISTRO DE PROXIMIDAD (1971) PRINCIPIO La herramienta de Proximidad es similar en principio al dispositivo microlaterolog. Anteriormente se habían desarrollado en Laterolog 3 y7. el potencial de hidrocarburos en el pozo. . El registro sónico proporcionaba una evaluación de la porosidad y el DIL una evaluación de la saturación.
DOBLE INDUCCIÓN 1979 El sistema DIL-LL8 utilizaba un instrumento de inducción para lectura profunda (ID. Para obtener exactitud en resistividades altas o bajas.2 a 40.) y un electrodo SP. se requieren electrodos de guardia muy grandes. del agujero deben ser pequeños y/o
II. Las investigaciones radiales deben encontrarse bien distribuidas. en ciertos horizontes geológicos.
las herramientas laterolog anteriores y se extiende a una gama de condiciones de la formación en donde es posible determinar de manera confiable Rt. iv. Los electrodos se montan en un patín más amplio. La herramienta DIL-SFL es parecida a la DIL-LL8 excepto que el SFL ha reemplazado al LL8 como instrumentos de investigación a nivel poco profundo. En este se varían y se miden las corrientes de medición (i) y el voltaje de medición (V). La herramienta DLL tiene una respuesta que va de 0. De este modo.
La figura anterior es un esquema de la herramienta que muestra la disposición de los electrodos utilizada por los dos instrumentos laterolog.000 ohm-m.
Esta herramienta podía combinarse con el registro sónico compensado y con un dispositivo de rayos gamma (GR).
EL DOBLE LATEROLOG (1974) Para obtener una mayor exactitud en la interpretación. se emplea un sistema de medición "de potencia constante".. El sistema se enfoca de manera automática por medio de electrodos de supervisión. El diseño del patín y el electrodo son de tal manera que enjarres isotrópicos de hasta de 3/4 de pulg. rango mucho más amplio que aquel que cubren los instrumentos laterolog anteriores. La herramienta de Proximidad tiene una profundidad de investigación considerablemente mayor que las de los instrumentos microlog y microlaterolog. similar al IES 6FF40). esto es. que se aplica a la pared del agujero. un dispositivo de inducción media (ILm) un dispositivo LL8 (que reemplaza el normal de 16 pulg. Esta combinación ofrecía. Para lograr esto. se mantiene constante. como inversiones en capas resistivas delgadas. Ambos usan los mismos electrodos y tienen el mismo espesor de haz de corriente. También no tenía la inconveniencia de los instrumentos normales. El LL8 era un dispositivo enfocado de investigación somera con mejor resolución en capas delgadas y menor influencia del agujero en comparación con el normal de 16 pulg. el producto de ambos (esto es. la capacidad de evaluar en un solo registro. La medición del laterolog (LLD) de la herramienta DLL posee una profundidad de investigación mayor que
El dispositivo IM tiene una resolución vertical parecida a la del 6FF40 (lid) pero sólo alcanza la mitad de la profundidad de investigación. la resistividad Rt puede afectar la medición de Proximidad. El agujero afecta menos la medición del SFL que la
. la potencia). pero tienen un tipo de enfoque diferente para proporcionar sus distintas características sobre profundidad de investigación.
2 y 1 pie.13 Imágenes de resistividad
II. los cuales proveen un perfil de invasión y una determinación precisa de Rt.2 EVOLUCION DE LOS REGISTROS DE RESISTIVIDAD
del LL8 La herramienta de inducción Phasor está provista de un dispositivo de inducción de lectura profunda (IDPH). La resolución vertical de un pie provee información de capas finas y otros efectos estructurales con mínimos efectos de capas adyacentes.
HERRAMIENTA DE ARREGLO INDUCTIVO AIT (1996) La herramienta AIT provee una imagen de la resistividad de la formación que refleja la estratificación y el contenido de hidrocarburos de la formación. un instrumento SFL y un electrodo SP. otro de inducción para lectura a nivel medio (IMPH). Estas mediciones se traducen por 5 registros correlacionados entre si en profundidad y teniendo profundidades de investigación de 10 a 90 pulgadas. además de la de 20 kHz (la frecuencia de operación mayormente utilizada). La herramienta cuenta con transmisión digital y sistema de procesamiento además de un sistema de verificación continua de calibración. Puede operarse a frecuencias de 10 y 40 kHz. El AIT mide las señales R y X de 8 arreglos de receptores. seis de los cuales son operadas a 2 frecuencias en forma simultánea.12 Registro AIT con un pie de resolución vertical
II. así como el perfil de invasión. Cada juego de cinco registros está disponible en resoluciones verticales de 4.
Uno de los factores que genera mayor complicación para estimar la porosidad es la cantidad y distribución de fragmentos de arcilla en el conjunto de la roca a evaluar.
La primera herramienta de neutrón de Schlumberger fue llamada GNT.
LA HERRAMIENTA NEUIRON DE POROSIDAD Cuando la formación es bombardeada por neutrones de alta energía.
Tabla 1 Energía de !os neutrones
Las fuentes químicas emiten continuamente neutrones con una energía entre 4 y 6 MeV.3 EVOLUCION DEL REGISTRO DE POROSIDAD
ANTECED ENTES La porosidad de un yacimiento se ha definido como: "la fracción total de la roca que no está ocupado por constituyentes sólidos".
III. estos viajan a unos 10000Km/s y poseen un alto poder de penetración. en la cual se emitían neutrones y se detectaban las cuentas de los rayos gama emitidos por la formación. Véase la figura III-1. en difusión y captura.1 Registro GLN
. Poseía un solo detector que mide los rayos gama de captura y el registro se presentaba en unidades de API. Esta porosidad puede estar o no conectada. dependiendo de los procesos geológicos que la roca haya sufrido en el tiempo de su depositación hasta hoy en día. al reaccionar a los flujos de neutrones. se producen varios tipos de interacciones entre los núcleos de los átomos y estos neutrones. En la tabla 1 se muestran todos los posibles efectos y reacciones. De allí que las herramientas que se han diseñado en el transcurso de los años buscan medir o inferir la porosidad total de cada capa que compone un yacimiento. La medición física de esta propiedad petrofísica es uno de los parámetros más importantes a la hora de estimar el potencial productivo de un yacimiento. desacelerados. Al interactuar elástica o in-elásticamente con los núcleos atómicos de la formación y el Iodo del pozo se producen neutrones con diversas fases de energía: rápidos.
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III. los cuales son capaces de medir tanto neutrones termales como epitermales. ya convertidas directamente de las cuentas del detector (véase figura 111.3 donde se presenta un ejemplo del registro SNP).2 Herramienta SNP
A diferencia de la herramienta anterior. y la relación de las cuentas entre los detectores cercano y lejano es convertido a unidades de porosidad..2)
detectores dobles lo que reducía los efectos del agujero.
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-. La fuente y un detector sencillo se encontraban mostados en un patín el cual.4.
III. de acuerdo a la gráfica de la figura III-5. era presionado contra la pared del pozo.3 EVOLUCION DEL REGISTRO DE POROSIDAD
Posteriormente se desarrolló la herramienta SNP (Sidewall Neutron Porosity Tool).1 . Su proceso se basaba en neutrones termales.3 Registro SLN
. . lo que reducía su sensibilidad a elementos que pudiesen absorber neutrones con energía termal. (Véase figura III.. la cual medía neutrones epitermales. . cl :[. El CNT -G es una herramienta que posee igualmente dos detectores. la cual usaba
f~'1L4 : . el registro del SNP se presentaba en unidades de porosidad equivalentes de caliza. En los años setentas se desarrolló la herramienta CNT (Compensated Neutron Tool). La herramienta se corría excentralizada como se muestra en la figura III.
4 Esquema de la herramienta CNL
III.6 Ejemplo registro de CNL
.5 Algoritmo de conversión de cuentas a porosidad.3 EVOLUCION DEL REGISTRO DE POROSIDAD
Detector lejano
Detector cercano
(Véase figura 7)
En intervalos de formaciones arcillosas donde se presentan altas saturaciones de gas.
Una innovación de la sonda APS es que la fuente de neutrones no es química sino que se ha reemplazado por un minitrón o acelerador de partículas que genera neutrones en el rango epitermal.9 Registro de detección de zonas de gas basado en la respuesta del APS. Arreglo de detectores. el arreglo de un detector doble epitermal y el detector de captura. el registro CNL puede tener un comportamiento errático. los efectos de litología e índice de hidrógeno se minimizan. (Véase figura 8)
111. que consiste de un arreglo de detectores con una fuente epitermal. En la figura 9 se muestra un registro donde se ejemplifica la capacidad del APS de detectar zonas de gas. Dado el espaciamiento del arreglo de detectores.7 Herramienta APS. El arreglo de detectores incluye los clásicos cercano y lejano de rango termal. de alta energía. donde se muestran tanto las curvas termal y epitermal. mientras que el APS puede mostrar la curva convencional y la porosidad APS donde se visualiza el efecto del gas.
.3 EVOLUCION DEL REGISTRO DE POROSIDAD
En la década de los años 90 se presentó la herramienta APS (Array Porosity Sonde).
Existen tres tipos de interacciones de los rayos gama y la materia:
Para minimizar este efecto en las lecturas. se desarrolló una herramienta con dos detectores también llamada compensada (figura 11). Estas ya se oprimían contra la pared del pozo con un fleje. pero aún así sufrían en la calidad de la respuesta debido al enjarre.3 EVOLUCION DEL REGISTRO DE POROSIDAD
MEDIDAS DE DENSIDAD DE FORMACIÓN Un factor importante en el proceso de caracterización y evaluación de yacimientos es la composición litológica. Las correcciones de las lecturas de las cuentas se realizan en la superficie en tiempo real y para ello se utilizan los valores medidos en ambos detectores y una gráfica conocida con el nombre de "espina de pescado". El proceso físico que permite obtener esta información utiliza rayos gama emitidos por una fuente radioactiva química que interactúa con la formación.10 Esquema de la primera sonda de densidad III.11 Diseño de sonda de dos detectores
III. (Véase figura 12)
a) generación de un par b) efecto compton c) efecto foto eléctrico. tal como se muestra en la figura 10. El registro que se utiliza para este fin es el registro de densidad. Esta se obtiene de los núcleos continuos o de los registros geofísicos.12 Gráfica de corrección de lecturas de densidad
. Las primeras herramientas de densidad poseían un solo detector. tipo. espesor así como la densidad del mismo.
3 EVOLUCION DEL REGISTRO DE POROSIDAD
Todas las herramientas de densidad poseen una limitante común. la sonda TLD (Triple detector Litho Density Tool). la rugosidad de la pared del pozo. en pozos muy rugosos la cantidad de lodo entre el patín y la formación. se diseñó un patín de menor tamaño y se le añadió un tercer sensor a corta distancia de la fuente de radiación.15 Diseño del patín de TLD de una herramienta PEx .
111. Así.
III . Utilizando las cuentas de este detector se corrigen las lecturas obtenidas en los sensores cercano y lejano tradicionales. los efectos sobre el registro de densidad eran muy fuertes. Dado que esta herramienta se puede correr a 3600 ft/h. Este efecto se observa en la figura 13.14 Registro LDT
.13 Efecto de rugosidad en la calidad de registro FDC o LDT
A finales de la década de los 90 se introdujo como parte de la herramienta Platform Express. Así. En la figura 15 se observa el patín rediseñado del TLD. 30% menor que el convencional
III . conlleva a lecturas erráticas.
Un espaciamiento corto de los ecos hace que sea posible medir los decaimientos cortos en forma confiable. ubicada entre dos imanes optimizados. Anteriormente. se ampliaron las posibilidades de estas herramientas con respecto a la caracterización de la movilidad de los fluidos. a mediados de la década de los noventas. por lo tanto. Un mejor esquema de procesamiento que permite un análisis más completo de los tiempos de decaimiento T2 rápidos. Con la introducción de técnicas de pulsación a mayor frecuencia.
EL REGISTRO DE RESONANCIA MAGNÉTICA NUCLEAR CMR En la última década. se operaba apoyada contra las paredes del pozo por medio de un fleje descentralizador. el valor límite estándar para mediciones confiables de T2 era de 3 mseg. Con la mejor relación señal ruido. Esta comparación se presenta en la figura 16. a mediados del año 2000 se lanzó al mercado la última y más innovadora herramienta de RMN llamada CMR-Plus.3 mseg. enfoca la medición de la herramienta CMR en una zona vertical de 6 pulgadas [15 cm] y hasta 1. La primera herramienta Combinable de Resonancia Magnética Nuclear CMR-A. ya aparecía la primera modificación / segunda generación de herramienta CMR con la llegada del CMR-200. Las compañías de servicios continúan realizando importantes inversiones en tareas de investigación tendientes a perfeccionar las mediciones de RMN. introducida por Schlumberger en 1995. Este límite se redujo a 0. se han obtenido extraordinarios adelantos en las posibilidades de adquisición de datos. Estas características y los adelantos electrónicos incorporados en la herramienta que mejoran la relación señal-ruido en la secuencia de adquisición de datos. Esta mejora fue posible debido a tres factores:
PEF-TlO
Una reducción en el espaciamiento de los ecos de 0.2 mseg. los petrofísicos recibieron con satisfacción las herramientas de registro de Resonancia Magnética Nuclear por pulsos (RMN) por su capacidad de resolver problemas difíciles en la evaluación de las formaciones. lo cual ha significado un
Finalmente. Una antena corta direccional. ésta no puede medirse. El resultado de estos esfuerzos se ve reflejado en las continuas mejoras introducidas en las herramientas y las nuevas aplicaciones para las mismas. pero registrado a 3600 ft/h. Esta nueva característica del diseño le permite a la herramienta CMRPlus operar con mayor rapidez (toma de registros 4 a 5 veces más rápida que con la versión anterior CMR-200).16 Comparación de registros tomados a 1800ftlh (LDT) y a 3600 FTlh (TLD)
Mejoras del 50% en la relación señal-ruido de las mediciones de la primera herramienta Combinable de Resonancia Magnética CMR-A.3 mseg a 0.
111. Es claro que si la señal ha decaído antes de obtener la primera muestra. Los imanes de la herramienta CMR-Plus (ver figura 17) tienen 30 pulgadas (76 cm) de largo para permitir la pre-polarización de los átomos de hidrógeno en rotación mientras se perfila en forma continua.
aumento importante en las velocidades de adquisición de registros.3 EVOLUCION DEL REGISTRO DE POROSIDAD
Con el sensor cercano se obtiene un registro comparable con cualquier otro anterior. ahora es posible analizarlos en forma separada. Es posible imaginar el espaciamiento de los ecos como el intervalo de muestreo del decaimiento de T2 para cada nivel. En el año 1998.5 pulgadas [4 cm] dentro de la formación. los ecos tempranos se sumaban debido a que el ruido en cada eco era frecuentemente muy alto como para que se los pudiera tratar independientemente. ahora es posible caracterizar tales componentes con una mayor confiabilidad. También se agregó un modo de adquisición con precisión mejorada (E PM por sus
65 aniversario de los re8istros eléctricos en México
. Anteriormente. permiten obtener un alto grado de precisión en las mediciones de la formación con gran resolución vertical (Referencia 1). Recientemente.
o señal del fluido adherido. Gracias a los nuevos datos arrojados por el registro de RMN. A pesar de tener un alto contenido de agua estas dos zonas. La posibilidad de obtener mediciones de RMN de alta precisión en forma rápida. la aparentemente alta saturación de agua resultaba ser irreducible y por lo tanto. proporciona una guía de la cantidad de unidades de flujo que se necesitan para mejorar el esquema geológico. y tener así la certeza de una producción de gas con corte de agua bajo.
. optimizada para los componentes tempranos de T2 correspondientes a los poros pequeños. PEMEX había evitado disparar esta zona durante el proceso de desarrollo del campo. La porosidad efectiva es independiente de la litología. Las secuencias de tiempo de espera corto se apilan o acumulan para disminuir el ruido de la medición. para determinar la permeabilidad en forma continua a través de todo el espesor del yacimiento. en conjunto con una evaluación convencional de fluidos. tal zona produciría hidrocarburos libres de agua. De hecho. ayuda a predecir los fluidos a producir y eventualmente estimar el corte de agua.3 EVOLUCION DEL REGISTRO DE POROSIDAD
siglas en ingles). produciendo más de 7. el petrofísico pudo determinar la productividad de esas capas. Esta herramienta gráfica. La medición en modo E PM comprende una secuencia de pulsos con un tiempo de espera prolongado que mide todos los componentes de T2. un registro obtenido con la herramienta CMR reveló que en una zona. A partir de la nueva información. Con anterioridad. la herramienta Combinable de Resonancia Magnética Nuclear (CMR-Plus) de alta resolución resulta muy valiosa para la evaluación de formaciones. debido a la elevada saturación de agua y la posibilidad de que produjeran agua en exceso. lo cual resulta muy útil en casos de litologías complejas. con la capacidad de almacenamiento definida como el producto del volumen poroso con hidrocarburos y el espesor. de la permeabilidad y de la distribución del tamaño de poro. con lo cual se obtiene una mayor precisión en los datos de los ecos tempranos
porosidad efectiva y provee una estimación del índice de fluido libre (e irreducible). hace que los ingenieros perciban la potencialidad productiva de los pozos desde otra perspectiva. se abrió la zona y produjo gas seco (ver figura 18 con detalles de la producción inicial del pozo después de fracturar). que se conoce como gráfica de Lorenz.
III . el CMR ha demostrado su gran utilidad y ventaja al predecir con exactitud el comportamiento productor del yacimiento. de 2247-54 y 2267-71 m. estas zonas merecían un estudio para determinar si el agua era no movible (irreducible). fueron disparadas. se determina el comportamiento del flujo del yacimiento en una gráfica comparativa de la capacidad de flujo. En un pozo de desarrollo ubicado en la Cuenca de Burgos.17 Figura 17
Esto aumenta la precisión en las mediciones del volumen de fluido adherido y de la porosidad total CMR. En el algoritmo se utilizan los valores de la porosidad total y el agua irreducible derivados del registro CMR.
Para el petrofísico o evaluador. destinada a aumentar la precisión de la medición de T2 corta. seguida de una serie de secuencias con tiempo de espera reducido. hay zonas que podrían haber sido consideradas improductivas. ya que mide la
Los datos petrofísicos cuantitativos se aplican cada vez más en los simuladores numéricos utilizados para el manejo de los yacimientos.5 mmpc/d de gas con solamente 20 BPD de agua. definida como el producto de la permeabilidad y el espesor. El índice de fluido irreducible. El índice de fluido libre ayuda a detectar zonas productivas previamente inadvertidas en yacimientos complejos y difíciles de evaluar. Una vez más. La medición en modo E PM es una nueva versión de la secuencia de adquisición por pulsos y ecos de Carr-Purcell-Meiboom-Gill (CPMG). A partir de allí. Por ejemplo.
independiente de la resistividad de la formación. además de medir la permeabilidad de la formación. Podemos determinar la porosidad corregida por efecto de gas. Chanh Cao Minh and Greg
Gubelin (SPWLA. pero solamente con el registro de densidad LDT*) la saturación de agua (Sw).
Referencias: 1 ).m. En este ejemplo (ver figura 20). el cálculo de la saturación de agua (Sw) con un método convencional derivado de las ecuaciones de Archie es muy pesimista ya que la resistividad no muestra contraste y su valor es bajo.18 Figura 18
FORMACION Para concluir. son las principales causas baja la resistividad de la formación.~
111. Flaum C. 1999). 9-2. y obtener una interpretación valida. fracción de volumen poroso con hidrocarburos por el espesor. así como la permeabilidad. queda claramente establecido los beneficios y valor agregado del registro de resonancia magnética nuclear CMR al estimar directamente (sin el uso del registro de resistividad AIT*.3 EVOLUCION DEL REGISTRO DE POROSIDAD
L. Crary S.
2).19 Figura 19
Zona B Zona C
Capacidad de almacenamiento. Freedman B. La herramienta CMR combinada con el de densidad LDT (método "Density Magnetic Resonance".. un alto contenido de pirita y/o una alta concentración de agua irreducible.
3) Por primera vez podemos ahora cuantificar la cantidad de gas presente en los intervalos de interés con el método DMR. referencia 2) le permite determinar con exactitud la presencia de gas. Freedman. and Kleinberg R. en "How to use borehole nuclear magnetic resonance" (OilField review."COMBINING NMR ANO OENSITY LOGS FOR PETROPHYSICAL ANALYSIS IN GAS-BEARING FORMATIONS" from R.
2) En ese caso. Esa evaluación exhaustiva lo ayudará a determinar los probables cuerpos productores ya optimizar la terminación del pozo: 1) Las arcillas.
III . verano 1997).Allen O. así como la presencia de capas delgadas (formación laminada).. vamos a presentar cómo el registro de Resonancia Magnética Nuclear (CMR) puede identificar la presencia de gas en el campo aún con resistividad de menos de 1 Ω..
sin la necesidad de un registro de resistividad
Curva de potencial de flujo (indice de productividad) del registro de CMR.1 a 0.m
Saturaciòn de gas Sxg calculada a partir del metodo DMR
Alta saturaciòn de agua irreducible (toda el agua presente no fluye) Relaciòn de Poisson del DSI* indicando tambièn la presencia de gas
Claro cruce entre la curvas Delta t del CMR y Delta t del LDT. que nos permite evaluar la saturaciòn de hidrocarburo de ese intervalo.3 mD) Resistividad AHT90 lectura baja menos de 1 .G.3 EVOLUCION DEL REGISTRO DE POROSIDAD
Tanto el R. como el anàlisis litològico indican la presencia de una arena limpia Curva de permeabilidad K del CMR corregida por efecto de gas (0. indicando que ese intervalo aportarìa 70% de la producciòn total
III .20 Figura 20
a través de las formaciones. debido a las limitaciones por la proximidad del receptor. en función de la profundidad. Se utilizan no solo para evaluar las formaciones en la búsqueda de aceite y gas. sino también para el diseño y evaluación de terminación del pozo. la capacidad de procesar la señal en tiempo real y las mejoras de la adquisición de datos nos han permitido el estudio total de las ondas acústicas. 2.
Las medidas acústicas se efectuaron por primera vez en un pozo petrolero a comienzos de 1951.
. El perfil de velocidad es un registro. Las mediciones acústicas se basan en la transmisión de energía a través de pulsos de presión. todavía no se había podido resolver el efecto de descentralización. del tiempo requerido por una onda de sonido para atravesar una distancia determinada. ya que durante la medición estos valores se cancelaban al sustraer los tiempos de transito de ambos receptores. El efecto del Iodo del pozo sobre las ondas acústicas que viajan por los intervalos "a y c" de la figura 1 son desconocidos. Los estudios posteriores de las propiedades de propagación acústica revelaron que las propiedades de los materiales podrían ser evaluadas al estudiar su acoplamiento acústico. La generación siguiente constaba de un transmisor y dos receptores.
La siguiente generación fue de dos transmisores y dos receptores como se indica en la figura 3.
IV-1 Transmisor y receptor simple
Poco después se descubrió que las señales de velocidad acústica podrían utilizarse para estimar la porosidad de las formaciones. El tiempo de recorrido (o de tránsito) por el intervalo se mide comúnmente en microsegundos por pie. tanto para la identificación más precisa de las ondas compresionales como de la identificación y análisis de las ondas de corte y Stoneley. mediante el estudio de las amplitudes de su forma de onda acústica. sus medi. las formaciones alrededor del mismo son comprimidas y vibraciones acústicas son propagadas hacia la formación a partir del punto de impacto. con lo cual. que permitía eliminar los efectos del lodo.Su incapacidad de definir formaciones delgadas. Al igual que la anterior generación de herramientas sónicas. por lo cual no se conocía la velocidad de la formación con precisión. Entre los más graves tenemos: 1. Este hecho convirtió a las herramientas sónicas muy útiles en las evaluaciones de formaciones con el objeto de determinar la presencia y cantidad de hidrocarburos.4 EVOLUCION DEL REGISTRO SONICO
REGISTRO SONICO Las herramientas de registro sónicas son uno de los instrumentos más utilizados en las evaluaciones de hoy en día. las cuales eran necesarias para convertir las medidas en tiempo de las señales sísmicas de exploración en medidas de profundidad.ciones serían erróneas.Las primeras medidas fueron realizadas para determinar las velocidades acústicas de las formaciones. si la herramienta no se encontraba perfectamente centralizada. Si un pulso intenso de presión es generado en el pozo. Las medidas de tiempo de recorrido de la señal desde el transmisor al receptor único presentaron una serie de problemas tanto operacionales como para su interpretación.
Este fue el esquema del diseño de la primera herramienta sónica de registros eléctricos donde la energía acústica generada por el transmisor debía alcanzar al receptor ubicado a una distancia conocida. En los últimos años.
5). La Zona "a y b" (de la Fig. el viaje de las ondas acústicas que viajaban a cada receptor eran diferentes. 2.4 EVOLUCION DEL REGISTRO SONICO
IV-2 Transmisor simple y receptor doble
IV-3 Transmisor y receptor doble
Con la configuración de la figura 3 pudimos resolver bastante el problema de la centralización. La siguiente generación de herramientas sónicas es muy utilizada hoy en día. 4) son iguales. poseen dos transmisores y cuatro receptores. cosa que hasta ahora no podía evitarse. para así permitir a la onda acústica que penetre más profunda dentro de la formación antes de llegar a los receptores. Para poder calcular los tiempos de tránsito con mayor exactitud. En la actualidad este sistema compensado no es el más adecuado para todas las situaciones. estas señales son medidas. debidos a cavernas o cambios del tamaño de la barrena. Esta herramienta provee un sistema de compensación a los cambios del tamaño del pozo. Esta configuración proporciona una serie de ventajas sobre las pasadas generaciones. como por ejemplo: 1. En formaciones no consolidadas. el cual utiliza un arreglo de transmisores que emiten las señales a cada uno de los receptores. sin embargo. Por lo cual el delta t de la zona "a" no era igual al de la zona "b".
. Las medidas son independientes de los cambios de diámetros del pozo. almacenadas y procesadas de una manera más efectiva para tener una profundidad de investigación mucho mayor. la formación ha sido tan invadida por el lodo de perforación que las medidas de este arreglo compensado no son las más precisas.
IV-4 Transmisor doble y cuatro receptores
Por esta razón se diseñó un nuevo sistema compensado de profundidad derivada (DDBHC Fig. la distancia entre el transmisor y receptor debe incrementarse.
una fuente dipolar. Sin embargo. Los transductores pueden funcionar en diferentes frecuencias. establecen que las ondas cizallantes generadas por este tipo de fuente no pueden ser detectadas cuando el tiempo de tránsito de la formación es mayor que el tiempo de tránsito del fluido del pozo. Con este arreglo podemos identificar fácilmente cada componente de la forma de onda acústica (ondas compresionales. Este pulso se propaga alrededor del pozo generando un tren de ondas compresionales y cizallantes hacia la formación. las leyes físicas de reflexión y refracción de ondas. se detectaban sólo el primer arribo compresional de la forma de onda (Fig. la cual. en
. La junta
de aislamiento es un filtro mecánico que impide que las señales del transmisor se propaguen dentro de la herramienta. Esta deformación crea una onda "flexural" muy parecida a la onda cizallante. La sección de recepción consta de ocho estaciones receptoras ubicadas a intervalos de 6 pulgadas. tal como sucede con formaciones poco consolidadas.
La sección de transmisión comprende tres elementos: un transductor de cerámica omnidireccional (monopolar) y dos transductores electrodinámicos de banda ancha y unidireccionales (dipolares) ubicados en forma perpendicular entre sí. según los requerimientos de las distintas aplicaciones. Con los avances tecnológicos se desarrolló la herramienta de arreglo sónico (SDT).4 EVOLUCION DEL REGISTRO SONICO
2ftI
IV-5 Sistema DDBHC
IV. que consiste de un transmisor y 8 receptores separados cada seis pulgadas. mediante un transmisor electromagnético.6 y 7). la cual puede ser medida en cualquier tipo de formación. El registro dipolar de cizallamiento por imágenes (DSI) posee además de la fuente de energía monopolar.
IV-7 Sistema de detección del primer arribo de señal.6 Registro sónico compensado
En los primeros veinte años de la historia de las herramientas sónicas. la cual produce un pulso de presión radial. de corte y Stoneley). genera un pulso de presión unidireccional propagándose en el pozo en el plano horizontal. Los registros acústicos convencionales o los vistos hasta ahora utilizan una fuente de energía monopolar.
La fuente monopolo de baja frecuencia genera una onda Stoneley de más alta calidad.5 pies
Versatilidad es un concepto integrado en el diseño del DSI.
Descripción de la herramienta DSI
IV-8 DSI sónico dipolar
. Cada estación contiene dos pares de hidrófonos: uno de ellos está alineado con el transmisor di polar superior y el otro está alineado con el transmisor di polar inferior. El cartucho de adquisición realiza un control automático de ganancia. provee datos esenciales a los análisis sísmicos de la técnica AVO (amplitude-variationwith-offset). Las ondas Stoneley pueden usarse en un nuevo análisis de permeabilidad con excelente aplicación en la evaluación de las características de fracturas abiertas (figura 11).
MonopoIo
Dipolo superior 2 pies Dipolo superior 0. detecta los puntos de cruce por encima de un umbral de amplitud predeterminado y transmite las señales a la superficie. el análisis de la Estabilidad del agujero.
Sección del transmisor
Aparte de las aplicaciones descritas. digitaliza simultáneamente ocho formas de onda con un rango dinámico de 12bits. amplía las ondas provenientes de más de un disparo. el DSI es un excelente dispositivo sónico.4 EVOLUCION DEL REGISTRO SONICO
una longitud de algo más de 3. facilitando así estos análisis. caracterizados por combinaciones seleccionables de transmisores / receptores y diferentes frecuencias de pulso. el DSI también provee datos para el Wellbore Stability Analysis. análisis de estabilidad del hoyo y control de arenamiento (figura 10).5 pies. apropiado para aplicaciones en un agujero abierto y entubado. Las mediciones de onda completa de esfuerzos direccionales del DSI son una ayuda importante en la interpretación sísmica de cizallamiento y. una ayuda incomparable a la hora de controlar el peso del Iodo de perforación así como la selección de la barrena. en particular.
Sección de receptores
junta de aislación
Con su presentación continua de Vp/Vs y el radio de Poisson. las cuales contribuyen al diseño de fracturas hidráulicas. la herramienta de DSI trae capacidades únicas al sismólogo y al ingeniero (figura 9). Cada modo va dirigido a una aplicación específica. Puede ser operado en seis diferentes modos. Los ingenieros aprecian la valiosa respuesta en litología. Para el petrofísico. Los resultados de cada par se restan para la recepción dipolar y se suman para la recepción monopolar. contenido de fluido y propiedades mecánicas. apuntando a una mayor eficiencia de perforación ya un menor daño de formación (figura 12).
4 EVOLUCION DEL REGISTRO SONICO
IV-9 Ejemplo de registro Sónico Dipolar (DSI)
IV-11Aplicaciones del DSI detección de fracturas
IV-10 Aplicaciones del DSI Análisis geomecánico ayudan a optimizar el diseño del pozo
IV-10 Aplicaciones del DSI Análisis anisotropico para determinar los máximos esfuerzos horizontales.
etc. SP. saturación. que es la máxima producción para una recuperación óptima de los hidrocarburos en la formación . por lo que la misma se obtenía a partir de las resistividades normal corta y normal larga que permitían estimar un valor de Ro. hacía posible la estimación de un valor de porosidad. proveía una herramienta para la interpretación de secuencias de arenas y arcillas mediante la utilización de medidas de densidad de formación. Finalmente se determinaban los espesores totales y netos que serían la entrada para la todavía artesanal tarea de mapeo de las estructuras y sus propiedades. Más adelante. Se estimaba la movilidad de fluidos mediante el análisis de las curvas de calibre (detección de enjarres).
hicieron su aparición los libros de cartas ("Chart Book") para efectuar las correcciones por efectos ambientales de los registros geofísicos. Schlumberger introdujo VOLAN. rayos gamma. que fue diseñado para proveer interpretación cuantitativa de secuencias litológicas complejas que contuviesen dos minerales importantes además de las arcillas. e) Determinación de la litología. contenido de arcilla. También se habían desarrollado ecuaciones empíricas que permitían estimar la porosidad en función de la profundidad.5 EVOLUCION DE LA INTERPRETACION Y ANALISIS DE REGISTROS GEOFÍSICOS
LA PETROFISICA
La evaluación de yacimientos a partir de los datos de registros ha seguido los siguientes objetivos: a) La localización de los yacimientos verticalmente dentro de la sección perforada. el cruce de curvas MicroNormal-Microinversa del Microlog. proveían los indicios acerca del posicionamiento en profundidad de los intervalos de interés. que permitían evaluar las porosidades con mayor exactitud. la cual era minimizada mediante un proceso iterativo. todavía no existían medidas directas de porosidad. en un ambiente donde es de fundamental importancia la minimización de incertidumbres para la optimización en costo y calidad de los procesos. Es por esta razón que el modelo debe normalmente ser simplificado de modo tal que permita obtener las propiedades fundamentales como porosidad. estaba basado en el mismo modelo litológico que el SARABAND. aparecieron las mediciones tiempo de tránsito. b) Determinación del tipo de fluidos en los yacimientos c) Cálculo de reservas totales y explotables d) Determinación de la productividad del pozo.
En 1971. z de los límites superiores e inferiores de dichos yacimientos. cálculos de porosidad y saturación. GLOBAL puede ser descrito como una serie de procesos que utilizaba las ecuaciones de respuesta de las distintas mediciones. índice de hidrógeno del neutrón. En esas épocas. haciendo posible que en el presente sea factible caracterizar las formaciones con la exactitud que demandan las más estrictas reglas fijadas por la industria petrolera. con el desarrollo de la tecnología de registros. descrito por Poupon et al. tanto la tecnología involucrada en las mediciones como las técnicas de procesamiento e interpretación de los datos han avanzado de manera constante. las tareas de procesamiento e interpretación de los datos de registros se realizó de una manera casi artesanal. que previamente se realizaban manualmente sobre copias en papel de los registros en escala de profundidad 1: 40. Fue al comienzo de la década de los setentas cuando Schlumberger introdujo los primeros programas de software para el procesamiento de registros geofísicos. En 1982. Estos fueron los primeros intentos de cuantificación del volumen de hidrocarburos. contenido de arcilla y litología. El programa SARABAND*. inspirado por
. y comercializado por Schlumberger. Durante muchos años. Una descripción correcta y detallada de un yacimiento requiere más a menudo parámetros que el número de medidas disponibles. pero utilizó por primera vez un modelo de "doble agua". tipo de hidrocarburo. Las deflecciones del SP y las lecturas de resistividad de los primeros registros eléctricos. es necesario estimar la calidad de la interpretación y por lo tanto la validez del modelo elegido. y además permitían correlacionar a los mismos entre diferentes pozos. desarrollado por Mayer y Sibbit. resistividades y eventualmente tiempos de tránsito. Con estas nuevas tecnologías. También durante esta década aparecieron los primeros programas para calcular los echados de las formaciones a partir de la información de HDT. Schlumberger introdujo el programa CORIBAND*. con un único objetivo inicial de identificar los intervalos de interés. que ya comenzaron a utilizarse para estimar el tipo de litología. en conjunto con condiciones de frontera geológicas predefinidas. y espacialmente mediante la determinación de las coordenadas x. Este programa determinístico. programa que permitía analizar la formación en términos de los porcentajes volumétricos de sus componentes. El programa calculaba una función de incoherencia. Los analistas trabajaban manualmente sobre los registros de campo. que combinado con el Rw derivado mediante el método del SP. y que introducía el cálculo de un grado de incertidumbre sobre las mismas como sobre los parámetros de computación. Debido a la simplificación mencionada. Si bien los objetivos primordiales se han mantenido al pasar los años. fases y ambiente de deposición. densidad de formación e índice de hidrógeno (Neutrón). En 1980. Schlumberger introdujo el programa GLOBAL*. como para tener una idea de la extensión lateral de las características petrofísicas observadas en el pozo. y. (1970).
hasta los observadores más inexpertos pueden apreciar la gran variedad de geometría. que ha permitido mejorar en calidad las mediciones tradicionales. Los yacimientos carbonatados. y por ende a cálculos de reservas erróneos. Cuando se observan núcleos o registros de imágenes de este tipo de pozos. que sería la base sobre la que se incorporarían a partir de entonces todas las nuevas metodologías de interpretación de registros. De esta manera. unido al desarrollo de nuevas herramientas computacionales es lo que ha motivado la evolución de los programas de interpretación y procesamiento. A mediados de la década de los ochentas. ha hecho necesario un análisis más riguroso de los términos involucrados en las ecuaciones de saturación y permeabilidad. para evaluar las siguientes situaciones: a) Capas delgadas b) Formaciones heterogéneas c) Proceso de invasión d) Litologías complejas e) Yacimientos de baja resistividad f) Movilidad de fluidos g) Propiedades mecánicas de la formación h) Evaluaciones en agujero entubado A Capas delgadas Para la evaluación de yacimientos formados por estratificaciones muy delgadas. También este tipo de información suministro los datos necesarios para clasificar y caracterizar las diferentes familias de fracturas naturales tan importantes en la productividad de los principales yacimientos de México. Nuevas mediciones han llegado en auxilio de los analistas. se introduce ELAN. presentan un alto grado de heterogeneidad en la distribución de sus propiedades. Fue posible cuantificar la distribución de porosidad primaria y secundaria con mayor exactitud. para los cálculos de saturación.
permita una caracterización más detallada de las formaciones en condiciones más extremas. para proveer información que
. medidas con diferentes resoluciones verticales. 1 Análisis petrofíslco ELAN
La continua evolución de la tecnología de adquisición de datos de registros geofísicos. fue necesario contar con las mediciones que resolvieran las propiedades de la formación aún en estas condiciones límite. permitieron mejorar esta situación al proveer mediciones de resistividad con una resolución vertical de 30 cm. lo cual contribuyó al entendimiento de los mecanismos de flujo de los yacimientos. En la Fig. al proveer un marco de trabajo de una gran flexibilidad para evaluar diferentes modelos petrofísicos. 2 se observa un ejemplo de la utilización de las imágenes de FMI para la discriminación de porosidad primaria y secundaria. La introducción de herramientas como el AIT. Esto conducía a valores de saturación afectados por resistividades de capas adyacentes. Es por
V. las computaciones de saturación son coherentes al involucrar mediciones que observan el mismo sector de la formación. y ha agregado nuevas y muy valiosas mediciones. La Figura 1 muestra un ejemplo de evaluación petrofísica con ELAN. tamaño y distribución de los poros. cuya fiel reproducción de las mediciones de campo permiten validar la confiabilidad de la metodología utilizada. sino también por fenómenos díagenéticos. permitió evaluar mejor las fases y estructura interna de las formaciones. Utilizando un método probabilístico. u otros tipos de información disponibles. el sistema permite evaluar la calidad de las soluciones mediante la generación de registros reconstruidos a partir de los modelos y parámetros elegidos. mediante el uso de cualquier información de registros geofísicos. La tendencia a la búsqueda de hidrocarburos en yacimientos cada vez más complicados. al haber sido su distribución de porosidad influenciada no solamente por el ambiente de deposición.5 EVOLUCION DE LA INTERPRETACION Y ANALISIS DE REGISTROS GEOFISICOS
el trabajo de Waxman y Smits (1968). B Formaciones heterogéneas La introducción de los registros de imágenes microresistivas o ultrasónicas (FMI-UBI). Durante mucho tiempo se utilizaron. por ejemplo densidad de 30 cm de resolución vertical en conjunto con resistividad de 180 cm de resolución vertical.
o con alto contenido arcilloso. se agregó una contribución invaluable para el análisis petrofísico de las formaciones. La figura 5 muestra un ejemplo de evaluación realizada utilizando los datos de CMR. entonces nos encontramos con otra considerable contribución para una exacta caracterización petrofísica de las formaciones. permite identificar el hidrocarburo presente en este tipo de formaciones. Obsérvese la Figura 4. pueden ahora ser identificados
. con aquellos realizados sobre muestras en laboratorio. La figura 3 muestra una comparación entre el análisis mineralógico realizado a partir de registros. Un buen análisis mineralógico. la gran importancia que las medidas de alta resolución adquieren en este tipo de formaciones. El conocimiento del volumen de fluidos ligados capilarmente y el de aquellos libres de moverse. y de fluidos unido a la medición de volumen de fluidos móviles mediante el CMR.3 Comporación de mineroiogía de muestras vs determinaciones de registros La baja resistividad de estas formaciones puede ser atribuida a un alto volumen de agua ligada capilarmente. al proveer curvas de resistividad con cinco profundidades de investigación diferentes (10. permitió una mejor caracterización del proceso de invasión. debido a las limitaciones tecnológicas de las mediciones disponibles fueron prácticamente ignorados durante mucho tiempo. conducentes a una computación más exacta de saturación y por ende del cálculo de reservas.2 Heterogeneidad de la roca cuantificada mediante datos del FMI
C Proceso de invasión La introducción de la herramienta AIT(herramienta de imágenes resistivas). como así también de los efectos de las arcillas sobre las resistividades medidas.
E Yacimientos de baja resistividad Este tipo de yacimientos que.
mediante tecnologías como la de Resonancia Magnética Nuclear.
V. de crítica importancia para el cálculo de saturación.5 EVOLUCION DE LA INTERPRETACION Y ANALISIS DE REGISTROS GEOFÍSICOS
ello. D Litologías complejas La introducción de instrumentos de medición que permiten realizar un completo análisis espectral de las radiaciones naturales o inducidas (NGT -ECS-RST).4 Zona prospectíva con resistívidad de 1Ohmm i~ntificada por registro de resonancia magnética nuclear
F Movilidad de fluidos Con el advenimiento de los registros de Resonancia Magnética Nuclear (CMR). 60 y 90"). permitió realizar análisis detallados de la mineralogía de las formaciones. donde se muestra un ejemplo de detección de hidrocarburos en una capa con resistividad de 1 Ohm-m. es un ingrediente fundamental para los cálculos de permeabilidad. al proveer los datos necesarios para realizar una mejor clasificación de fases y una más exacta determinación del exponente de cementación "m". suministrando información para un mejor entendimiento de los ambientes deposicionales. Si a esto se suma la capacidad de esta metodología para proveer una medida de porosidad independiente de la litología. 30. especialmente en arenas de grano muy fino. 20.
como también a los de producción del yacimiento. etc. conducentes a la optimización de los procesos de perforación. así como también la de registros antiguos. La figura 7 ilustra un ejemplo de evaluación utilizando los datos de RST (Reservoir Saturation Tool). o bien de los puntos de TR conducentes a la optimización del proceso de perforación..
H Análisis de pozos entubados
V-7 Ejemplo de la utilización de la medición carbono-osígegno para determinar la distribución de fluidos actual en el yacimiento
CONCLUSIONES Como se ha tratado de resumir en este breve capítulo. Esto hizo posible la evaluación de las propiedades mecánicas de las formaciones. la generación de registros sintéticos. ya sea proveniente de las nuevas tecnologías.-
. la evaluación de registros geofísicos ha recorrido un largo camino que ha permitido depurar los métodos. para determinar la distribución actual de fluidos. analizada en un ambiente de trabajo multidisciplinario. Esta herramienta también permite la determinación de la dirección de esfuerzos principales.5 EVOLUCION DE LA INIERPRETACION Y ANALISIS DE REGISTROS GEOFISICOS
. sobre todas las cosas. utilizando una plataforma de software que permita la integración e interacción entre los datos provenientes de diferentes disciplinas. La medición de la relación carbono-oxígeno.
La llegada de las herramientas de espectroscopía de rayos gamma permitió la evaluación de yacimientos viejos a través de la TR. hizo posible caracterizar la distribución de fluidos actual en los yacimientos.
V-5 Evaluación petrofísica discriminado fluidos ligados capilarmente de fluidos móviles. La figura 6 muestra un ejemplo donde la información provista por el DSI permite hacer conclusiones para un mejor diseño de las propiedades del lodo.
. en conjunto con los registros geofísicos antiguos. Toda la información disponible. para determinar la distribución de fluidos actuales en el yacimiento. la aplicación de redes neurales. agregada a los datos originales de registros geofísicos. nos ha dejado la enseñanza del gran respeto que los datos se merecen . pero. proveen el marco de trabajo ideal para la obtención de un modelo representativo de los yacimientos. que permita optimizar las operaciones de exploración y desarrollo de los mismos.3
V-6 Ejemplo de procesamiento de mecánica de rocas para evaluar la estabilidad de pozos
G Propiedades mecánicas de las formaciones
Con la introducción de la herramienta DSI (Sonido Dipolar). mediante el análisis estadístico de la información. etc. sino que también arrojan nuevos indicios que permiten el reanálisis de aquellos pozos que solamente cuentan con información antigua. fue posible la obtención de los tiempos de transito de cizallamiento aún en las condiciones más adversas (formaciones no consolidadas). La información de nueva tecnología no sólo es importante para la caracterización de las formaciones en aquellos pozos que disponen de ella. identificación de intervalos fracturados.
con la cual se pueden hacer registros de cementación en pozos a través del aparejo de producción. ha perdurado hasta nuestros días. de la onda sónica denominada VOL. ahorrándose de esta manera una bajada en el pozo. la cual representaba la onda que llega al receptor lejano (5 pies). respectivamente.1 Registro sónico de cementación del pozo El Golpe-3 en 1965
Las primeras herramientas sónicas introducidas en la industria petrolera. Posteriores avances tecnológicos mejoraron ostensiblemente la calidad de las mediciones y las hicieron extensibles a todos los rangos prácticos de las tuberías de revestimiento. y la presentación. como se denominaba en la época. Se desarrolló además una herramienta fina (SLT -J) de 1 11/16" de diámetro exterior. se remonta a los primeros años de la década de los sesenta cuando fue introducido en México. tomados en el año de 1963 en pozos del área de Comalcalco. ya que este servicio se puede correr en tuberías desde 4 %" hasta 13 3/8" de diámetro exterior. en la cual se instalaban un transmisor y un receptor. Posteriores avances trajeron la sonda metálica ranurada y la implementación del concepto BHC (Borehole Compensated) cuyas sondas funcionaban con dos transmisores y cuatro receptores. Solamente a principios de los años setenta se introdujeron
El CSU: UN NUEVO CONCEPTO EN LA ADQUISICION DE REGISTROS En 1978 se introdujo el sistema CSU. como la habilidad de combinar el registro CBL con el registro de correlación de rayos gamma (GR). por las siglas de su nombre en inglés (Cement Bond Log).
.6 EVOLUCION DEL REGISTRO DE CEMENTACION
ANTECEDENTES El Registro de Cementación. El arreglo del transmisor superior y el receptor cercano (3 pies) se usó desde entonces como la configuración convencional para el registro de cementación. Los registros de cementación de esa época presentaban únicamente la curva de amplitud en milivoltios y la señal de los copies. consistían de un cartucho electrónico y una sonda de hule.
VI. más conocido como CBL. Existen records de registros Sónicos de Cementación. por sus siglas en inglés (Variable Density Log). los cuales estaban organizados en un arreglo simétrico de transmisor receptor lejano -receptor cercano a cinco ya tres pies de espaciamiento. y que consistía en un conjunto de paneles (tableros) específicos para cada tipo de herramienta y una cámara que convertía las señales eléctricas en rayos luminosos que imprimían una película. Con el CSU se hicieron más eficientes las operaciones de campo.
innovaciones tecnológicas.2 Arreglo del caL y VLD en la sonda del sónico
La introducción del VOL representó un avance muy significativo en el análisis cualitativo de la calidad de la cementación y. el cual remplazó con un computador al sistema análogo que subsistió por muchos años para recibir y procesar las señales de los diferentes tipos de registros eléctricos. como sabemos. como una aplicación tecnológica del Registro Sónico de Porosidad.
NUEVO DESARROLLO DEL SONICO DE CEMENTACION: El CMT
La herramienta CMT (Cement Mapping Tool) y la versión final (SCMT) proporcionan las mediciones del CBL-VDL de las herramientas convencionales y las del CBT en un registro que produce un mapa azimutal de la calidad del cemento. El CSU fue un avance mayor en la adquisición de los registros. pues se puede usar en pozos con tuberías de revestimiento de 3 1/2" hasta 9 5/8" y a través del aparejo de producción. en liners de 4 %" y 5" de diámetro exterior. por lo profundos. LOS REGISTROS ULTRASONICOS: El CET Y EL USIT A mediados de los años ochentas se introdujo en la industria petrolera un nuevo concepto en el estudio de la evaluación de las cementaciones utilizando una fuente ultrasónica. y para el registro de cementación CBL-VDL en particular significó la automatización del proceso.
VI. el PSP.5 Herramienta del CET
. El Registro Sónico de Cementación utiliza hoy en día las últimas tecnologías desarrolladas en las herramientas sónicas para producir un diagnóstico confiable de la calidad de la cementación en los pozos.3 Diagrama CBT
El diseño del CBT cumple dos objetivos primordiales: producir un registro CBL-VDL en pozos con tuberías de revestimiento menores de 7" y detectar el caso frecuente de señales de formación rápida (velocidades acústicas mayores que las del acero). las cuales afectaban la medición del registro con las herramientas convencionales. Además se puede combinar con la nueva herramienta de producción.
VI.4 Herramienta de registro CMT
Esta herramienta es muy versátil.
EL CBT Y SUS CARACTERISCAS Muchos campos petroleros en México producen de formaciones del Cretácico y del Jurásico y son terminados. Se diseñó una herramienta cuya sonda tenía un arreglo de 8 transductores helicoidales
VI. disminuyendo mucho la intervención del ingeniero y los posibles errores técnicos inherentes. para dar un diagnóstico completo de las condiciones del pozo y del yacimiento.6 EVOLUCION DEL REGISTRO DE CEMENTACION
pues los registros se podían grabar en cintas para su posterior uso o almacenamiento.
El USIT mide también los diámetros internos y el espesor de la tubería. y como tal.6 EVOLUCION DEL REGISTRO DE CEMENTACION
espaciados cada 6" y rotados a 45 grados. la cual se ha mantenido hasta el presente.6 El registro USIT de cementación
. el CET calculaba los radios internos y el espesor de la tubería de revestimiento. El CET medía la fuerza compresional máxima y mínima que los 8 transductores leían cada 6" de registro y producían un mapa de la distribución de la fuerza compresional del cemento. y en cada giro puede hacer mediciones hasta cada 5 grados azimutales. El USIT utiliza la tecnología de un transductor ultrasónico que rota a 7 revoluciones por segundo e investiga la calidad de la cementación midiendo la impedancia acústica del material detrás de la tubería de revestimiento.
VI.7 Registro moderno USIT-CBL-VDL-GR-CCL
VI. El transductor es transmisor y receptor a la vez. regular y mala cementación y sobretodo. pues fue remplazado a comienzos de los años noventa por la nueva tecnología ultrasónica del USIT. la presencia de canales de comunicación hidráulica.
El CET estuvo en el mercado poco tiempo. produciendo un mapa de la distribución de la impedancia acústica en el cual es muy fácil identificar zonas de buena. La idea era investigar en forma azimutal la calidad de la cementación y proporcionar un mapa de la distribución del cemento con el propósito de detectar los posibles canales de comunicación hidráulica que el sistema CBL no podía hacer por su diseño. Como medida adicional. tiene una aplicación muy importante en el estudio de la corrosión.
por consiguiente. específicamente se le conocía con el nombre de fotoclinómetro. Esta información permitía conocer por cada cierto segmento del pozo recorrido por la herramienta. Así se fueron desarrollando tecnologías que han permitido obtener de manera cada vez más precisa información que los geólogos puedan interpretar e incorporar en los modelos teóricos de los yacimientos del subsuelo. No se utilizaba un sistema óptico -mecánico sino uno electrónico donde se integraron magnetómetros e inclinómetros. Su principal limitación eran los pozos muy derrumbados donde el agujero era mucho más grande que la apertura máxima alcanzable por los brazos. En casos donde el pozo estaba lleno de lodo base aceite. unos de los patines podía perder contacto con la formación. aparecieron comercialmente en los años 50. Los Iodos supersaturados de sal producen una falta de reacción en las curvas de resistividad. de manera que el flujo eléctrico se forzaba a través de las rocas. Estas mediciones sí se realizaban en contacto con las formaciones. pudiendo calcular el valor del echado.7 EVOLUCION DEL REGISTRO DE ECHADOS
ANTECEDENTES Desde sus inicios la geología del pozo ha tenido como meta la identificación de las estructuras y detalles sedimentológicos.
En años subsiguientes. dado que las mediciones no poseían casi ninguna variación. 1 Figura 1
. pasando esta corriente por las formaciones y retornando a la herramienta en otra sección aislada eléctricamente de la primera.
En esta sonda se mejoró el sistema de control de desviación y control de azimut para posicionar la herramienta y. pero sí permitía interpretar la posición relativa de los pozos respecto a la orientación de las capas derivadas de otro tipo de información . frente a formaciones muy resistivas no se observaban cambios de carácter de las curvas de SP en cada patín. los patines. (Véase figura 2). Igualmente. ésta se realizaba manualmente. Así. Una de sus principales limitaciones eran los Iodos muy salados.
VII. hacia mediados de los años 50 se añadieron tres láminas metálicas donde de colocaron electrodos para medir curvas de SP (potencial espontáneo). la tecnología se fue desarrollando y generando un sistema de brazos mecánicos sobre los cuales se montaron patines que poseían un pequeño electrodo aislado eléctricamente. También en pozos con alta desviación. que se superponían a las curvas de resistividad. herramienta que permitía conocer la trayectoria del pozo perforado utilizando un sistema mecánico y óptico. donde un péndulo colgado sobre una escala circular era fotografiado a intervalos regulares (Véase figura 1). Desde el punto de vista de la interpretación. una fina película del mismo se queda entre el patín y la formación impidiendo observar cambios de resistividad. En la figura 3 se muestra un ejemplo de un registro de CDM. lo que dificultaba las correlaciones para calcular el echado. a través de los cuales se inyectaba corriente hacia la pared del pozo. Las primeras tecnologías que permitieron realizar mediciones indirectas de los detalles estructurales. que conforman las secuencias de rocas perforadas por los pozos. Esta herramienta se conoció con el nombre de dipmeter continuo (CDM) ó dipmeter de tres patines. Dado que era un mecanismo interno que no
tenía contacto con las formaciones no proporcionaba información de la geología de los yacimientos. buscando correlación de eventos usando plantillas plásticas. para conocer continuamente la orientación y posición de los patines. la desviación del pozo en ese punto.
pero en pozos altamente desviados pueden presentarse problemas de calidad de la respuesta. que se elevó hasta 3600 ft/h. mejorando notablemente la cobertura lateral aumentando significativamente la calidad de las correlaciones que se podían obtener. los brazos se pueden presionar contra la pared del agujero para mejorar la calidad de las medidas de resistividad (Véase figura 4). pudiéndose calcular echados con 3 ó 4 patines en contacto con la formación. la cual presenta características muy similares al HDT. dado que en esas condiciones el carácter de la respuesta es pobre En 1981 se introdujo la sonda SHDT (Stratigraphic High Resolution Dipmeter Tool). que es de tremendo impacto. un procesamiento de aplicación neta mente estratigráfico sedimentológica. dado que conociendo el ambiente de sedimentación permitió definir nuevas localizaciones para un intervalo determinado.2 Figura 2
EL SHDT
Cada patín se encontraba a 90 grados del siguiente. siendo los diámetros de agujero variables desde 41/2" hasta 21 ". se pudieron obtener echados que se asignaron a detalles estratigráficos. La herramienta se podía introducir al pozo cerrada yal llegar al fondo abrirla para tomar el registro. Las limitaciones eran menores. Al ser controlados hidráulicamente. de manera que existía un respaldo de los datos grabados.hidráulico de cuatros brazos con sus respectivos patines. el cual consistía de un sistema mecánico.7 EVOLUCION DEL REGISTRO DE ECHADOS
EL HDT Hasta 1971 no se pudo desarrollar una herramienta que pudiese superar las limitaciones del CDM. La resolución vertical de esta sonda era de Smm ó 0. la cual indica la dirección de transporte de sedimentos. como estratificación cruzada.
VII . un procesamiento de carácter estructural y el CSB. Los productos que se pueden obtener del registro SHDT son el MSD. hasta que se introdujo el HDT( High Resolution Dipmeter Tool). La información era grabada en cintas magnéticas y en película. Otra de las características mejoradas fue la velocidad de registro.2 pulgadas.3 Figura 3 VII. pero en cada patín se montaron dos electrodos con lo cual se obtenían ocho curvas de resistividad en vez de cuatro. con lo cual se corregía el problema de no contacto de alguno de los patines.
Utilizando correlaciones a corta distancia entre electrodos. La salinidad del Iodo sigue siendo un inconveniente no superado.
~ --. así como estructuras sedimentarias.---
VII. Basados en los patrones de echados. en base a los patrones de tendencia.6 Figura 6
.~ ---'2. En la Figura 6 se presentan algunos ejemplos de registros de echados y su interpretación. debido principalmente a la técnica que se tenía que aplicar para poder tener un resultado confiable. La versión para Iodos base aceite que apareció en la misma época del SHDT se llamó OBDT (Oil Based Dipmeter Tool).5 Figura 5
VII. para invertir en el desarrollo de una tecnología superior que permitiera a los geólogos ver los detalles estructurales y
VII. se desarrolla una serie de reglas. Esta herramienta posee bobinas inductivas en lugar de electrodos que registran los cambios de resistividad.4 Figura 4
En la Figura 5 se observa un esquema de la herramienta SHDT. Allí nació la tecnología de imágenes basadas en resistividad o en ultrasonido. obteniéndose un resultado similar al SHDT. La interpretación de los registros de echados fue una ciencia aparte en el mundo de los registros eléctricos. Esta limitación es la que produjo presión sobre los diseñadores de herramientas.7 EVOLUCION DEL REGISTRO DE ECHADOS
sedimentológicos de las formaciones atravesadas por los pozos. a nivel de capas o paquetes de capas. las cuales representan diversos tipos de estructuras regionales.
donde se pudieron observar los echados de las capas así como la orientación de las fracturas. con lo cual se obtenían cincuenta y ocho curvas de micro-resistividad. lo que permitió optimizar los programas de terminación de las zonas productoras. aunque al trabajar por contraste de resistividad en formaciones muy resistivas como son las de composición carbonática (calizas y/o dolomías) se pueden obtener imágenes. siempre y cuando su salinidad sea mayorde 130. con el fin de lograr una mayor cobertura lateral de la pared del agujero (figura 8a). que consiste de 4 patines con 4 aletas y en cada uno de estos 8 patines se han colocado 2 filas de 12 electrodos.
VII.8 Arreglo de electrodos FMS2 y FMS4
EL FMI Desde 1998 se ha utilizado en México la versión más reciente de las herramientas de imágenes. de buena calidad aun con Iodos base aceite. la cual es una evolución de la herramienta llamada BHTV (Bore Hole Tele Viewer).7 Figura 7
.000 ppm de sal. Estos valores de resistividad se les asignó una escala de colores.7 EVOLUCION DEL REGISTRO DE ECHADOS
EL FMS2 Y EL FMS4 La primera versión de este tipo de registro fue el FMS (Formation Micro Scanner) de dos patines. En la figura 8 se presenta un diagrama del arreglo de electrodos del patín del FMS2 y el arreglo de electrodos de la herramienta FMS4. En la figura 9 se muestra una comparación de la cobertura lateral de cada una de estas herramientas de imágenes y la resolución vertical que poseen. además se añadió una gama de 64 colores intermedios. Esto.5". desarrollos de porosidad vugular y frecuencia del fracturamiento. obteniéndose una cobertura lateral de180% de la pared del agujero en un diámetro de pozo de 8. ya que están diseñadas para Iodos conductivos principalmente base agua. su mayor ventaja es que no depende del tipo de lodo. llamada FMI (Formation Micro Imager). este poseía cuatro patines donde dos eran tipo SHDT con dos electrodos y dos poseían veintisiete electrodos en cada patín.
EL UBI Como alternativa para Iodos base aceite de baja salinidad. Hacia 1996 se introdujo esta tecnología a México.
VII. mientras que los valores bajos de resistividad se le asignaron colores obscuros (Figura 7). Con ello se comenzaron a generar imágenes de resistividad orientadas. orientación de núcleos. 65 aniversario de los registros eléctricos en Méxi<
VII. llamada UBI (Ultrasonic Borehole Imager. Dado su principio ultrasónico.8a Herramienta FMS4
La mayor limitación de las herramientas de imágenes con principios microrresistivos sigue siendo el tipo de lodo. donde los valores altos de resistividad se representan con colores claros. se introdujo en 1997 una herramienta con un principio ultrasónico. Esta poseía 16 botones en cada uno de los 4 patines. haciendo un total de 192 curvas de resistividad. figura 10). que permitían ver cambios verticales y laterales de resistividad a lo largo de pozo.
la cual es capaz de generar un registro de echados e imágenes durante la perforación. con una cobertura lateral del 100% de la pared del agujero. mientras mayor es el porcentaje de sólidos. una utiliza la barrena como electrodo. simultáneamente. Otra mejora que se implementó fue que la fuente de sonido y el receptor se montaron en cabezales de diámetro variable dependiendo del diámetro de la barrena utilizada para perforar el pozo.7 EVOLUCION DEL REGISTRO DE ECHADOS
VII. es decir. Igualmente. Dentro de las principales limitaciones de esta tecnología están la densidad y el porcentaje de sólidos en el Iodo.
En el año 2001 se introdujo en la región marina una herramienta de imágenes de resistividad RAB (Resistivity At the Bit). con lo cual se puede obtener cambios en resistividad de las formaciones antes que la barrena las toque físicamente. Mientras se perfora el pozo se obtiene en la unidad de superficie una imagen de las capas atravesadas por el pozo y su echado. (véase figura 11 ). la señal ultrasónica es refractada y la calidad de la imagen se degrada. Mientras mayor es la densidad del lodo mayor es la dificultad para rotar del transductor. Una segunda curva
VII . esta herramienta permite visual izar detalles de 1 centímetro o mayores. Desde el punto de vista de resolución vertical.9 Comparación de imágenes de las tres sondas de microresistividad
pudiéndose utilizar en sistemas base agua o base aceite. Esta herramienta posee cinco mediciones de resistividad del tipo laterolog. donde se presenta un ejemplo del registro de imágenes ultrasónica.10 Esquema del UBI
65 aniversario de los registros eléctricos en México VII-5
como se hacia en el pasado. en cualquier tipo de litología. una tecnología capaz de obtener imágenes y. las cuales facilitan la toma de decisiones en el pozo.1 1 Ejemplo de registro UBI
En el transcurso del año 2001 Schlumberger está introduciendo a nivel mundial una herramienta que representa la solución largamente esperada por todos los interpretes de registros. generando una imagen con una cobertura del1 00% de la pared del agujero. Su diseño presenta cuatro patines con arreglos de diez electrodos por patín. echados. con lo cual se pueden obtener imágenes en pozos perforados con Iodos base aceite de baja salinidad en cualquier tipo de formación. En la figura 15 se presenta un ejemplo de un registro obtenido con un GBMI y una fotografía de un núcleo continuo.
VII. Finalmente se tienen tres electrodos azimutales. 12 Herramienta RAB
VII. en Iodos base aceite. los cuales van girando a medida que se perfora (Figura12). figura 14). por consiguiente. Las imágenes poseen una resolución vertical de 5 cm. de cinco cm de diámetro.13 Ejemplo de registro RAS
65 aniversario de los re8istros eléctricos en México VII-6
. el cual proporciona una lectura perpendicular al eje de la herramienta. que permite geonavegar pozos direccionales u horizontales. A partir de estas curvas orientadas de resistividad se puede calcular un echado estructural de alta resolución. esto representa un desarrollo que elimina las barreras del pasado.
VII. Esta herramienta se ha llamado GBMI (Gil Based Mud Imager.7 EVOLUCION DEL REGISTRO DE ECHADOS
es un electrodo anular. permitiendo visual izar detalles estructurales y sedimentológicos (Figura 13). para mantener una trayectoria controlada geológicamente y no geométricamente.
7 EVOLUCION DEL REGISTRO DE ECHADOS
VII.14 Fotografía de OBMI
VII.15 Fotografía de la herramienta OBMI
el potencial de campos depresionados.1 Figura 1
VIII. con mejor repetibilidad de la misma para monitoreo periódico del yacimiento. Adicionalmente. 2000 Por último. y después de dos décadas. la herramienta CHFR (Cased-Hole Formation Resistivity tool) se encuentra en una etapa de prueba ya se demostró la factibilidad de tal medición. Captura de Neutrones (PNC) y Dispersión Inelástica (IS).
Telemetry CPLC
J Adqisition Cartridge R5C
5onde RSS
Accelerator Cartridge
VIII . efectúa un doble bombardeo de neutrones para los registros PNC (conocido también como modo sigma) y un único bombardeo de neutrones para los registros IS ( conocido como modo inelástico o modo
. Esa nueva herramienta viene en dos versiones distintas de 1 11/16" y 2 Y2" de diámetro para diversas y amplias aplicaciones (RST -A y B respectivamente). más precisamente el índice de hidrógeno (HI. la cual por sus características de avanzada representa la más eficiente manera de reevaluar a través de la tubería. y aún es recordado como el primer registro de saturación a través de la tubería. El famoso TDT -K tuvo una destacada década de historia. 1992 Finalmente. La herramienta de Control de Saturación (RST) utiliza ambas técnicas de registro. Además. el TDT P. Mientras que las herramientas de generaciones anteriores. así como su gran valor agregado a la hora de re-evaluar el potencial de un yacimiento. hoyes posible realizar mediciones continuas de resistividad a través de la tubería. y por último. el TDT -G de 3 3/8" tenía obvias limitaciones en tuberías de revestimiento y/o producción por su gran diámetro. muy similar a la porosidad neutrón de agujero descubierto NPHI).
precisión en la medición.D.2 Figura 1
1981 y 1986 Aparición de las primeras herramientas con "dual-burst" o de doble pulso de neutrón durante la secuencia de adquisición.S.T. así como para determinar el valor sigma Σ (o sección de captura microscópica) de la formación.8 REGISTROS ESPECIALES DE POZOS ENTUBADOS
EL REGISTRO DE MONITOREO DE SATURACION DEL YACIMIENTO (T. esas herramientas usaban un modelo de difusión para analizar el decaimiento del pulso de neutrones rápidos que otorgaba una mayor
El generador de neutrones o minitrón. llegó al mercado la herramienta RST (o registro de Monitoreo de la Saturación del yacimiento). apareció la primera modificación de la herramienta RST anterior con el RST -Pro (ver figura 1 para más detalles y especificaciones). Si bien por el momento.) En la actualidad se utilizan dos mecanismos de reacción nuclear para obtener la saturación de agua a través de la tubería: captura de neutrones ( PNC por sus siglas en inglés) y dispersión inelástica (IS). La cronología para la aparición de cada una de esas herramientas fue la siguiente: 1968 Primera herramienta con adquisición de neutrones PNC.T/R. tipo TDT (por Thermal Decay Time) utilizaban únicamente el modo de captura de neutrones PNC con el fin de evaluar la porosidad de la formación a través de la tubería. el TDT -M. 1972 Primera modificación de la herramienta anterior con una versión mucho más delgada de 1 11/16" de diámetro.
yacimientos donde la salinidad del agua de formación es baja o desconocida.8 REGISTROS ESPECIALES DE POZOS ENTUBADOS
carbon/oxígeno).c ). las herramientas tradicionales de Captura de Neutrones (PNC) son incapaces de proveer una lectura confiable de la saturación de hidrocarburos. La figura 3 muestra los espectros típicos obtenidos con el detector en un tanque de agua y petróleo durante un disparo de neutrones. La edición de la relación C/O se usa para determinar la saturación de hidrocarburos en pozos revestidos. independientemente de la salinidad del agua de formación. En
VIII .∆t. La tasa de decaimiento de la población de neutrones termales se caracteriza por su tiempo de decaimiento. son capturados por los núcleos presentes en la roca o el fluido de formación.
La herramienta RST. Ya que cada elemento tiene un espectro característico de energía de los rayos gamma que emite. el núcleo excitado emite un rayo gamma y el neutrón original se ve frenado (2. un yacimiento que contiene una mezcla de agua de inyección yagua de formación presenta problemas serios para la interpretación de mediciones PNC.a). La herramienta RST puede combinarse con la de registros de flujo o producción (CPL T) para proveer registros de la relación C/O y un perfil de producción en una sola corrida.4 Figura 4
. Se pueden identificar las características típicas del carbono en el espectro de petróleo y la del oxígeno en el espectro de agua. pierden energía a medida que se alejan del minitrón al chocar con los núcleos de los diversos elementos encontrados en la formación (ver figura 2. y la fracción de petróleo en el pozo. funcionando en el "modo de captura inelástica". El análisis de estos espectros provee las cuentas de carbono y oxígeno usadas para determinar la saturación de petróleo de la formación. eliminando así los costos asociados a la operación y minimizando las pérdidas de producción. Durante todos esos choques inelásticos. los distintos elementos pueden ser identificados por sus rasgos propios dentro del espectro total. Los neutrones de alta energía emitidos en el modo sigma. Además. registra los espectros de energía de los rayos gamma producidos por la interacción inelástica entre los neutrones bombardeados y los elementos de la formación y el hueco (2. Del mismo modo.b proceso de termalización por choque con un núcleo de hidrógeno H). el tiempo de decaimiento en una formación es función del volumen y la salinidad del agua contenida en la misma.3 Figura 3
La herramienta RST puede medir la relación carbon/oxígeno (C/O) sin necesidad de "matar" o cerrar el pozo y extraer la tubería de producción. la magnitud de la contribución de rayos gamma está relacionada con la cantidad del elemento presente en la formación o el hueco. Dado que el cloro es un absorbente muy eficiente de neutrones.
VIII . En cuando los neutrones alcanzan el nivel de energía termal (ver figura 2.
(verfigura 6)
La metodología consistió en registrar la herramienta de medición de saturación en yacimiento (RST) a través de la TR en modo de captura e inelástico. Se nota la separación entre las curvas de porosidad TPHI (11/96) y NPHI (11/84) en la pista 2. donde el contacto gas-aceite alcanza la profundidad de 2137 metros. Los neutrones interactúan con los elementos presentes en la formación. o peor aún. con su habilidad para determinar la saturación de hidrocarburos detrás de la tubería. sin evaluar. queda evidenciado una vez más como la herramienta RST le permite evaluar / caracterizar a través de la tubería intervalos productores pasados anteriormente por alto. quedan claramente establecidos los beneficios y valor agregado de ese registro. Unos meses más tarde. Su medición de la saturación de agua constituye una información fundamental para el monitoreo del yacimiento. la herramienta RST registrada en el modo I/C. llegando hasta la profundidad de 2152 metros ver en la pista 1 el notorio efecto de gas entre las curvas TPHI (11/96) y TPHI (3/97). Finalmente.4 Figura 4
. permite determinar la litología encontrada. En este ejemplo de monitoreo del desplazamiento del nivel del gas con el tiempo en un pozo de Cantarell. Básicamente en ese caso. se
En el caso de un pozo del campo Poza Rica. Al combinar y perfeccionar dos técnicas complementarias para obtener dicha información. se taponó el mencionado intervalo y se disparó el intervalo superior.8 REGISTROS ESPECIALES DE POZOS ENTUBADOS
A veces. problemas mecánicos y de re-completación o falta de información acerca de los yacimientos. han resultado en reservas de hidrocarburos no explotadas.5 Figura 5
Finalmente. ofreció una manera relativamente económica de confirmar reservas en pozos existentes. aun a través de la tubería de revestimiento. Se ejecuta el programa ELAN-Plus para determinar la porosidad y INCRESSpecrolith para evaluar la litología. algunas limitaciones económicas. que luego emiten un rayo gamma de energía específica. un segundo registro de RST demostró que ese contacto había bajado de 15 metros. no se pudo tomar los registros convencionales de agujero descubierto (como fue el caso de ese pozo del campo Fortuna Nacional a donde se decidió determinar la litología presente y evaluar la saturación de agua Sw a través de la tubería de revestimento TR de 3 %" en barrena de 57/8" -con la herramienta RST. ¿cómo podrían encontrarse y explotarse estas reservas atrapadas y olvidadas? La herramienta RST. el RST es un medidor de espectros de rayos gamma inducidos por neutrones de alta energía emitidos por un acelerador de pulsos. la herramienta RST representa un gran avance en los registros de pozos recubiertos. El registro en modo sigma puede proporcionar en forma rápida la Sw de la formación en aquellos casos en que la salinidad del agua de formación es alta y conocida. Vemos claramente como el primer intervalo de interés (2353/62 metros) quedó invadido por agua y no tiene más potencial productor. y utilizando el programa de análisis de mineralogía "Spectrolith".
VIII. Una aplicación inmediata de ese producto de interpretación en agujero recubierto "Spectrolith" surge cuando por razones ligadas a la perforación. Pero. Usando las recomendaciones elaboradas a partir de ese registro. permaneciendo el pozo productor de aceite sin agua. midiendo el espectro de energía de los rayos gamma emitidos por núcleos constituyentes de la formación. El modo C/O constituye una solución alternativa en aquellos yacimientos en los que la salinidad del agua de la formación es reducida o en aquellos yacimientos que se encuentran bajo inyección de agua.
. con Espiral Desechable ENERJET 2-1/8”. la composición volumétrica y una litología más exacta. Un éxito que resultó en ganancias significativas e inmediatas para el cliente. tuvieron éxito en determinar con precisión la litología presente así como indicar el mejor intervalo productor. a pesar de las condiciones adversas encontradas
Arena-Quarzo (determinado con el espectro del silicio.7 Mft3 de gas. Las principales características empleadas durante las diferentes etapas de ese procesado fueron las siguientes:
En ese ejemplo. Fe). C/O). conjuntamente con Petróleos Mexicanos.
durante la etapa de perforación. Si).
Intervalo disparado: x780/90 m. el RST -Spectrolith y el equipo de expertos de Schlumberger.
VIII. Arcilla (determinado con el espectro del hierro.8 REGISTROS ESPECIALES DE POZOS ENTUBADOS
ejecutó nuevamente el ELAN-Plus con las concentraciones elementales calculadas previamente para determinar la Sw. Porosidad ( estimada a partir de Sigma y TPHI) Saturación Sw (calculada con los espectros del carbono y oxígeno. Producción inicial: 500 bbl de condensado 1.
Para realizar una evaluación más detallada de la corrosión. El rayo de alta resolución focalizado puede detectar huecos externos o internos de 0. 16 pulgadas en algunos experimentos. Los orificios se observan claramente. A esta frecuencia. tanto interna como externa. según las especificaciones. A pesar de ello. la herramienta USIT se corrió para evaluar el cemento sobre una sección superior. que incluyen calibres de sensores múltiples. y para reducir los efectos de descentralización y de sensibilidad a la rugosidad.91 pulgadas.0. En este pozo. La herramienta PAL mide la pérdida de flujo y de la corriente parásita en 12 patines colocados contra al tubería. las perforaciones de los disparos realizados. salmuera 0 un Iodo liviano. la máxima atenuación aceptable del lodo es de 2 dB/cm/MHz.
reacondicionamiento del pozo.
. b) Resonancia y reflexiones
¿. que utiliza un transductor de alta frecuencia de 2 MHz para obtener una resolución espacial mucho mayor que el USIT.
VIII . El pozo fue disparado con una densidad de 12 tiros por pies.8 Ejemplo de un perfil USIT en el que se observar claramente. con respecto a un transductor plano. La herramienta METT mide el cambio de fase de una señal transmitida a través de la tubería.004 pulgadas y una precisión de +/. El rayo se enfoca en un ancho de O. La herramienta USIT.7 El principio del USIT: a) Transductor rotativo. puesto que tanto la corrosión como la calidad del cemento se pueden evaluar en una misma carrera.3 pulgadas de diámetro mínimo. lo que en la práctica significa agua. Al igual que en el caso de la herramienta USIT.04 pulgadas. se utiliza la herramienta Ultrasónica de Imágenes de Corrosión (UCI). La evaluación combinada del cemento y de la corrosión permitió tomar decisiones efectivas con respecto al
VIII . la tubería no resuena. Los orificios se pueden identificar hasta un diámetro de 1. mediante la medición de radio interno y el espesor de la tubería. La herramienta USIT resulta muy efectiva para la evaluación de pozos viejos. la velocidad del fluido se mide mientras la herramienta se encuentra dentro del pozo y se utiliza para calcular los radios interno y externo de la tubería con una resolución de 0. y luego se efectúo otra carrera para controlar las perforaciones y la integridad de la tubería de revestimiento. además del estado de la cementación. 11 a 2 pulgadas para mejorar aún más la resolución espacial. y de 0. empleando cargas con una entrada nominal de 0. constituye un buen detector de la corrosión.p
La resolución del USIT se puede apreciar a partir de la figura 8. y métodos electromagnéticos. que es sensible al espesor del mismo. dada la alta frecuencia. lo que se realizó exitosamente. si bien es posible medir claramente el tiempo de arribo de los ecos desde adentro y desde afuera de la tubería de revestimiento. como la herramienta electromagnética de Multifrecuencia (METT) y el Perfil Analítico de la Tubería (PAL).8 REGISTROS ESPECIALES DE POZOS ENTUBADOS
TECNICAS DE EVALUACION DE LA CORROSION La corrosión se puede detectar por medio de muchas técnicas.
lo más importante. lo que permite un cálculo de hold-up real. puede funcionar en condiciones en que habitualmente el gradiomanómetro es inexacto. d) Detector de temperatura para corregir las otras lecturas.1 Molinete para medir flujos
Si bien los objetivos primordiales se han mantenido al pasar los años. Adicionalmente se proporcionan dos medidas auxiliares: calibre y rumbo relativo.
Aparte. presión. lo cual dio una relación de la cantidad de flujo de cada zona . Esta herramienta era 1 mt mas corta que la antigua .02 gm/cc . evitando así problemas de interpretación incluso en pozos fluctuantes.
FLOW -VIEW(WATER HOLDUP)
La medición del Flo-View se basa en 4 sensores locales que diferencian entre agua e hidrocarburos. llamada PCT o "Production combinable tool" lo cual estaba constituido por seis sensores: a) Localizador de acoples para correlacionar y distinguir las diferentes herramientas de terminación . También la herramienta fue la primera que tenia un gradio-manómetro con una resolución de 0. temperatura. La ultima versión comercial de esta familia de herramientas fue introducida en México en 1997 llamada CPL T o "Combinable production logging tool" y tiene un nuevo sistema de telemetría todavía mas rápida que la anterior. Varios de estas herramientas son discutidas en los siguientes párrafos. c) Detector de presión ó manómetro para determinar la presión en el fondo y calcular los diferentes flujos tanto en el fondo como en superficie .
En 1982 fue introducida a México la herramienta PL T o "Production logging tool". presión y gradiomanómetro todo en la misma sonda. En 1967 se introdujo la primera herramienta de producción en México. basada sobre este tipo de telemetría. La respuesta de la herramienta es digital y no requiere calibración previa.
En 1990 llegó de la nueva generación de telemetría llamada telemetría B y también las nuevas herramientas. por la construcción de la herramienta. Entonces surgió la necesidad de conocer el porcentaje de aporte de cada zona y la presión y temperatura en el fondo. Además. Al mismo tiempo era 1 metro mas corta que el PTS . f) Un hélice o rotor. También la temperatura fue usada para calcular los factores de volumen usados para determinar el flujo total en superficie.
. Cada sensor tiene 4 posibles posiciones espaciales. La primer ventaja de este fue que las medidas físicas del fluido fueran mas cerca evitando problemas de interpretación entre zonas muy lejanas. independiente de la velocidad de deslizamiento (slipage) de los fluidos. haciendo un conteo de burbujas. en los últimos 10 anos ha salido al mercado varios herramientas las cuales pueden combinarse con la herramienta PL T original para mejorar la interpretación. por limitaciones del sensor de presión . tomando varias informaciones al mismo tiempo.
IX.9 EVOLUCION DEL REGISTRO DE PRODUCCION
EVOLUCIÓN DE LAS HERRAMIENTAS DE PRODUCCIÓN Las herramientas de registros de producción se desarrollaron cuando las compañías productoras empezaron a producir en más de un intervalo a la vez . la cual tenía una gran ventaja sobre la anterior siendo que ahora se podrían adquirir datos de todos los sensores al mismo tiempo. tanto la tecnología involucrada en las mediciones. ahorrando tiempo de perfilaje y. La herramienta puede detectar volúmenes de 5% y primera entrada de crudo o de agua con una resolución menor a un pié. de las 6 mediciones original (rayos gamma. localizador de acoples. El PTS o "Pressure temperature Sonde" salió como la primera herramienta que incluía los tres sensores de temperatura. densidad y flujo) para un perfil de producción. como presión. e) Un sensor de gradiomanómetro usado para determinar el tipo de fluido producido por cada intervalo. b) Detector de rayos gamma también para correlacionar y determinar zonas de depósitos radioactivos. como pozos horizontales o altamente desviados y es insensible a la salinidad del agua de formación. como las técnicas de procesamiento e interpretación de los datos han avanzado de manera constante.
topes de cemento o forzamientos de cementos y efectividad del cañoneo.
IX.3 Ejemplo de un perfil de flow view demostrando claramente los cortes de agua
PLT Flagship : El PL T flagship es la más reciente herramienta producida por Schlumberger y fue desarrollada para
. La herramienta es combinable con la original de PLT. es mucho mayor al del petróleo (2. En este caso.4) y al del gas ( 1 -2). por lo que su respuesta es bien sensitiva a la presencia y cantidad de agua en la mezcla.
DENSIDAD DE FLUIDO : Densímetro nuclear: el principio de esta herramienta es semejante al de la densidad que se utiliza en Registros de agujero abierto. incluyendo producción de varias zonas al mismo tiempo. determina anomalías en las terminaciones como colapsos.
CAPACITANCIA Esta herramienta responde esencialmente a la constante dieléctrica del fluido que pasa por el sensor de la herramienta. corrosión o depositación de parafinas. la herramienta mide la densidad del fluido que ocupa el centro de la columna en gr. En una interpretación de dos fases: (agua \petróleo). el " volumen" del agua puede leerse directamente del registro.2 La herramienta Flow View con sus cuatro sensores
El valor dieléctrico del agua (80)./cc. surgió la necesidad de tener un medidor de flujo delgado para mediciones dentro de la tubería. La herramienta está configurada por un inyector de trazador radiactivo y dos detectores de rayos gamma con espacimientos entre los mismos de acuerdo al rango de inyección/producción . CALIBRE Utilizado para obtener el diámetro interno de la tuberia o del hueco abierto.
MOLINETE: Con la evolución de la industria petrolera y las terminaciones. la determinación de los " volúmenes " se hace combinando la información de la densidad y la del corte de agua. muy confiable para la determinación del volumen en un ambiente donde hay diferencias notables entre las densidades de las fases.9 EVOLUCION DEL REGISTRO DE PRODUCCION
INYECCIÓN DE TRAZADORES Son utilizados principalmente en la evaluación de perfiles de inyección de agua. Cuando hay tres fases: agua/petróleo/gas. empaques de grava. pero también pueden ser adicionados a materiales inyectados a los pozos para evaluar fracturamientos. El spinner continuo fue la respuesta de Schlumberger para satisfacer esta necesidad del mercado.
9 EVOLUCION DEL REGISTRO DE PRODUCCION
tener una respuesta de flujo en pozos horizontales donde las propiedades físicas de flujo son totalmente diferentes de aquellos en verticales.
IX. incluyendo un nuevo sensor de medición de velocidad de fases diferentes. La herramienta es un combinación de todas la herramientas de PL T en una sola herramienta.4 Molinete continuo
IX.5 El conjunto de flagship fue desarrollado para pozos horizontales
65 aniversario de los reBistros eléctricos en México
Otra mejora sobre las herramientas anteriores es que el RFT tenía la facilidad de realizar pre-pruebas o pre. dejando el orificio sellado. la más reciente herramienta de prueba de formación. Después vino el sensor de cuarzo. comercializada a fines de 1994. además permitía la combinación de múltiples herramientas bajadas en una sola corrida que se aplicaba mucho en evaluaciones al igual de pozos de alto riesgo. Fué desarrollada en 1992. De momento se está desarrollando una tecnología que cubre las necesidades de evaluación en pozo entubado.tests. permeabilidad. En cuanto al procesamiento de la información. permitía la evaluación en tiempo real de la respuesta de tiempo contra presión y muestras de fluido para producir los gráficos esféricos. Schlumberger introdujo la primera herramienta de prueba con cable llamada FT( Formation Testing Tool o Herramienta de Prueba de Formación). lo cual permitía al operador verificar que existiera un buen sello entre el empacador y la formación antes de extraer una muestra de formación. Se desarrolló también la tecnología para tomar dos pruebas de presión y dos muestras de fluido de formación en pozo revestido por bajada. el cual contenía los fluidos invadidos y la segunda cámara podía obtener una muestra más limpia. Schlumberger introdujo el RFT -8 versión telemétrica.
ó 6 galones.10 TOMA DE INFORMACION CON MUESTRAS DE PARED Y FLUIDOS DE FORMACION
EVOLUCION DE lA TOMA DE INFORMACION EN MEXICO ANTECEDENTES En 1955. En este caso.
En la década de los ochentas con los nuevos sistemas impulsados por el gran avance en tecnología e inicio de la era de telemetría. el objetivo principal del FT era la extracción de muestras de fluidos de formación a una profundidad especificada.
Otro beneficio fue que se incorporó un strain gauge (medidor de presión por resistencia) a la herramienta. el cual ten ía la habilidad de obtener dos muestras por viaje al pozo. El objetivo principal de esta herramienta era también la obtención de muestras y no presiones. La utilización e impacto de esta herramienta fue tan buena que duró en el mercado un periodo de 20 años. entre otros. Este servicio se realizaba ya sea con cable o con tubería utilizando el sistema TLC (tough logging condition). Horner. la cual era muy útil para poder grabar presiones y también para estimar permeabilidades. Aunque incluía un medidor de presión. Esta herramienta por su gran avance en procesamiento de señal y telemetría. la primera cámara era de 2 %
X. decremento e incremento de movilidades con las presiones extrapoladas y gráficos de presión v s profundidad. por lo que no estaba dedicada a obtener presiones.
La herramienta MDT (Probador Modular Dinámico de Formación).1 Comparativo de la evolución de la herramienta MDT
. el cual daba lecturas de presión mucho más precisas que el strain gauge. Fue diseñada para sacar una muestra de fluido por cada viaje al pozo. profundos o difíciles. Esta tiene la habilidad de realizar mediciones ilimitadas de presión en un solo viaje al pozo lo cual representa un avance significativo a la herramienta de generación anterior y por extraer dos muestras de fluido de formación ya sea independientes o del mismo lugar por cada viaje al pozo. representa una nueva herramienta de prueba de formación de cable.
Más adelante se desarrolló el FIT Probador de Intervalos de Formación (Formation Interval Tester). El problema que existía es que dejaba el orificio sin ser tapado. permitió mejorar la resolución del sensor de presión. La herramienta RFT o Herramienta de Pruebas Repetidas de Formación ( Repeat Formation Tester) fue introducida en 1975. También se utilizó el beneficio de realizar una muestra segregada de fluido de formación en el intervalo en cuestión.
X. El control de pulso es un avance espectacular. El módulo de control de flujo proporciona los medios para pulsar la formación a mayor profundidad y para controlar el pulso para mayor exactitud al determinar la permeabilidad vertical. entre otras aplicaciones el de bombear el fluido no deseado hacia la columna de lodo hasta que se vea a través del módulo de resistividad que la misma cambia a un valor ya fijo.2 Configuración estándar
X. ya que la distancia entre ellos es conocida. realizar pruebas de interferencia y mejorar los gradientes de presión. El módulo de bombeo hacia fuera (pump out) tiene. Con esto. Los módulos adicionales ofrecen capacidades adicionales. Contiene módulo eléctrico. ya que puede estimar la vertical y la horizontal en zonas de anisotropía al medir las movilidades respectivas. El módulo de multimuestreo contiene 6 cámaras de 450 cm3 situables para análisis de PVT. como es modular.10 TOMA DE INFORMACION CON MUESTRAS DE PARED Y FLUIDOS DE FORMACION
Cubre un rango muy amplio de adquisición de datos y objetivos de análisis como presión. Pueden realizarse muchas pruebas por cada viaje al pozo. Puede dar una estimación de la permeabilidad ya sea de la curva de incremento o decremento de presión. control de tiempo real de los gastos de flujo y volúmenes permitiendo la grabación de óptimas pruebas de presión de punto a punto a través de formaciones altamente heterogéneas.
Tiene un nuevo transductor de cuarzo diseñado específicamente para reaccionar rápidamente y de forma precisa a los cambios de temperatura y presión. permitiendo configuraciones óptimas para aplicaciones específicas.
Esta configuración puede arreglarse de tal forma que realice prueba a 2 pies del fondo colocando el probador en el fondo. el corazón del sistema. Estas mediciones exactas graficadas contra profundidad proporcionan la determinación de contactos de fluidos y/o movimientos de ellos dentro de las reservas para pozos productores.3 Configuraciones del MDT: Probador de fondo t probador doble
. Este representa uno de los avances más grandes que se ha tenido en tecnología. hidráulico. ya que se puede controlar para realizar mediciones en todo tipo de formaciones hasta en las no consolidadas. las cámaras y el probador. Se utiliza también para inflar y desinflar los empacadores. tiene varias configuraciones. Los cilindros o cámaras de muestreo son fácilmente manejables lo cual cumple con los reglamentos de transporte. La herramienta. por lo que reduce el tiempo del pozo requerido para obtener presiones de reservas. La primera es la estándar. Otra ventaja es que puede limitar la presión de draw down aplicada a la formación. se recupera una muestra pura del fluido de formación. Las ventajas adicionales de la configuración estándar incluyen la determinación de la resistividad del fluido a través de la línea de flujo. La configuración de multiprobador (tres probadores) proporciona una medición más acertada de la permeabilidad. La configuración de doble probador puede ser utilizada para monitorear zonas contiguas. muestra y determinación de permeabilidades.
Esta área grande proporciona el retiro de los fluidos a
X. Esto proporciona un build up de presión con un radio de investigación de 50 a 80 pies. El MDT permite además la toma de muestras para análisis PVT. los futuros disparos y reducir así los costos de terminación.
EJEMPLOS DE APLICACION Cuando se trata de disminuir los tiempos de equipo e incrementar la calidad en la toma de información en agujero descubierto. el MDT identificó dos formaciones con diferentes gradientes de presión y distinto grado de movilidad de fluidos (k/ ~ ) de la formación. Este utiliza técnicas de análisis óptico mediante un espectro de absorción para determinar el tipo de fluido. mientras que limita la velocidad del fluido a través de la arena. En un pozo del campo POL. Puede espaciarse a diferentes distancias.
El módulo analizador óptico de fluido es muy importante cuando no se pueden identificar los cambios de fluido.5 Configuración del MOT: Módulo de doble empaque y doble empaque con probador.4 Configuraciones del MDT: Multi probador y Multi muestreo con pump out y control de flujo. Eso se le llama mini DST.5 Configuraciones del MDT: Multi probador y Multi muestreo con pump out y control de flujo. los infla. estimación del factor de daño y permeabilidades en fracturas y matriz. El módulo de bombeo. información importante que los ingenieros de yacimientos emplean en sus simuladores. Los puntos de prueba pueden ser definidos a partir de los registros geofísicos previos o de imágenes resistivas FM I
X. Proporciona acceso a una área de la pared del pozo 3000 veces mayor que la del probador convencional.10 TOMA DE INFORMACION CON MUESTRAS DE PARED Y FLUIDOS DE FORMACION
altas razones de flujo sin caer la presión por debajo de la presión del punto de burbuja. la mínima es de 93 cm. El multi probador MDT cuenta con módulos intercambiables que permiten la definición del contenido de fluidos de la formación y su potencial productivo para optimizar las pruebas DST.
X. especialmente cuando se utilizan Iodos base aceite. el Multi probador Modular de Formaciones (MDT) corrido con cable eléctrico demuestra su versatilidad. Tiene aplicación además en formaciones fracturadas donde el probador puede tener menos oportunidades.
. a menos que la micro imagen de pozo esté disponible para la determinación del punto de prueba. El módulo de doble empacador emplea dos inflables para aislar un intervalo de prueba de pozo.
el CST -C. Esta corta núcleos cilíndricos de la paréd de la formación. se incrustaba en la formación. En los años sesentas surgió la primer herramienta de Schlumberger bajo el nombre de Tomador de Muestra de Núcleos (Core Sample Taker) Este sistema utilizaba un sistema de percusión. Aunque el MSCT nunca va a remplazar al CST. permeabilidades. Este sistema se sigue utilizando a la fecha.7 Figura 7
Ejemplo del pozo Chalupa 5 de la Región Norte. este a su vez. soluciona las limitaciones de la mencionada especialmente en formaciones de roca dura. CST -U. debido a la fuerza explosiva del barril. El MSCT contiene una barrena pequeña de diamante. Aunque el CST es el método primario para la extracción de núcleos.10 TOMA DE INFORMACION CON MUESTRAS DE PARED Y FLUIDOS DE FORMACION
X. El porcentaje de recuperación de esta herramienta es superior al95 por ciento. Entre otras. dependiendo también de las condiciones del pozo y tipo de formación . En zonas no consolidadas.Y. al final del corte. El sistema fue mejorando a través de los años con diferentes tipos de diseños de balas y herramientas.
En 1988 Schlumberger desarrolló la herramienta MSCT. la barrena se ladea cortando el núcleo. etc. CST . esta herramienta tiene algunas limitaciones. CST -V. Muestra además los puntos de presión contra la profundidad.etc.
MUESTRAS DE PARED DE INFORMACION En los años cincuentas se evaluó la posibilidad de obtener muestras de formación utilizando el cable de registros eléctricos. herramienta mecánica de núcleo de paréd. Este era muy efectivo. El cual lo coloca en el barril de muestreo y ahí deposita un marcador. En formaciones de roca dura. Una vez incrustado. el cual enviaba a alta velocidad un barril pequeño.8 Figura 8
. ya que se podían obtener muchas muestras en puntos específicos del agujero. Actualmente se utiliza ampliamente en la zona Norte. Estas muestras de formación son muy útiles para los analistas en la verificación de litologías y cálculos petrofísicos. porosidades. se jalaba la herramienta para recuperar el barril. lo cual reduce la indicación de porosidad de la muestra. la fuerza del barril causa que la permeabilidad y porosidad aumente. la cual perfora lateralmente dentro de la formación. CST -M. con el cual se pretendía tomar una muestra pequeña en puntos específicos del agujero una vez evaluados los registros estándar. El porcentaje de recuperación en la mayoría de los casos es alto. como tamaño de grano. Estos sistemas pueden disparar de 12 a 30 balas por herramienta. Se pueden combinar algunas de ellas para obtener hasta 60 muestras en una sola bajada. donde se puede observar que las permeabilidades dan una buena correlación con el registro CMR. los almacena en forma secuencial y los regresa a la superficie para análisis. Las balitas son disparadas en forma secuencial.
X. la fuerza explosiva resulta en compactación y deformación.
Lab testing in mud at elevated temperature
1979 Flopetrol se integra a Schlumberger.Mechanical simplicity . 1976 La lectura en tiempo real de las presiones de fondo se introdujo mediante la técnica de Lectura de Presión en Superficie (SRO). Las operaciones se extendieron rápidamente al resto del Hemisferio Occidental.
1994 Un consorcio de 11 clientes junto con
.Cycles Improvements . y M.2 Figura 2
Las pruebas de campo realizadas con esta herramienta fueron exitosas. En México se brinda el servicio en las regiones suroeste y noreste del Golfo de México. incluían el uso de un registrador mecánico de presión en el extremo de tubería para monitorear lo que estaba sucediendo en el fondo del pozo.Mechanically operated reversing valves
PCT-C 5 x 2-1/4.Limited test facility Improvements .Improved temperature rating (350) . lo que permitió un control más estrecho de la duración de la prueba y fue un beneficio importante para los ingenieros de yacimiento. H2S Limitations . 10k. ofreciendo pruebas de superficie y análisis de presión con 1 Línea
1987 Se inicia en México el servicio de TCP. 15k. H2S
Limitations . Se realizan trabajos con éxito en la región noreste de México.Seal test fixture . 15k. H2S
PCT-F 5 x 2-1/4. Johnson desarrollaron las primeras herramientas comerciales de prueba. con excelentes resultados. H2S Limitations . Durante los años ochentas se realizaron para métodos de adquisición automática superficie. En el transcurso de los años setenta se introdujeron también los registradores en modo memoria. Tools MFE
de acero y de fondo en áreas franco parlantes.Auxiliary features . 15k. Introducción la herramienta E-Z Tree. inicia sus primera operaciones con línea de acceso en México. También se mejoró la respuesta de los sensores de cristal a los cambios dinámicos.Testing with SLPJ only . y se aumentó la resolución del registro de presión de fondo. permitiendo realizar pruebas en plataformas flotantes de perforación donde el piso se mueve con relación al lecho marino.11 PRUEBAS DE POZO
CRONOLOGÍA DE PRUEBAS DE SUPERFICIE Y FONDO DE POZO DE SCHLUMBERGER 1926 Los hermanos E.
1971 Se crea una nueva generación de herramientas para cubrir las necesidades del DST de pozo entubado costa afuera: el PCT. Estas herramientas funcionan bajo el principio de presión aplicada al espacio anular sin necesidad de manipular los tubos después de haber anclado el empacador. que revolucionó las pruebas realizadas en las zonas marinas de explotación. mejorando así la calidad del elemento empacador y añadiendo una válvula compensadora (de paso). investigaciones de fondo y de presión y la curvas tipo y
Mech. a mediados de los treintas. H2S
PCT-G 3-1/8 x 1-1/8. un árbol de seguridad de lecho marino. 10k. . 15k.
Sleeve Type PCT 4-3/4 x 1-1/2.Pressure rating .1-7/8 dia.Casing dimensions Improvements .Low pressure operation .
1969 Flopetrol diseñó el primer quemador costa afuera.Improved temperature and pressure ratings . 10k. H2S Limitations . 1989 Con objeto de mejorar la efectividad de los costos y aumentar el uso de los resultados de pruebas de pozos se introdujo el sistema Data Latch.N2 spotting capability
IRDV-A 5 x 2-1/4.Capability of testing in tension . interpretación de datos de introducción de nuevos análisis con derivadas.330 temperature . Ellos se encontraban trabajando en campos petroleros en Arkansas.O. H2S Limitations . Las primeras herramientas de agujero descubierto que desarrollaron incorporaban una válvula y un elemento empacadorcónico.High temp seal .C. en particular en la región sureste del país.Unloading pressure Improvements .Added flow loop
Limitations . donde las condiciones locales exigían pruebas de formación frecuentes y costosas en agujero entubado.Pressure/ Temp Improvements . Desarrollos posteriores resultaron en la MFE "Multiflow Evaluator" en 1961 1933 Las tendencias.Mud immunes .New ball valve mechanism (higher unloading) .Barrite .Non-Fullbore .
PCT-E 5 x 2-1/4. 1960 Flopetrol fue creada en 1960.Unaffected by temperature
1977 Schlumberger.Rupture disc operated tools
PCT-D 5 x 1-7/8. El servicio se generaliza en todas las regiones petroleras de México. 1992 Se crea la tecnología inteligente IRIS. para realizar pruebas con equipos de perforación flotantes.
así como por la conducta real del yacimiento. operacionales. incluye básicamente: herramientas de fondo. cuando es registrado junto con los gastos de gas I aceite medidos en superficie. objetivos. así como en la región noreste y suroeste del Golfo de México. Schlumberger ofrece un servicio integrado de pruebas de pozos. eficiente yefectiva.3 Figura 3
Para poder probar un yacimiento de una manera exacta. estos están influenciados por aspectos técnicos.4 Figura 4
XI. el disturbio se crea cerrando el pozo. 2000 Se introduce la válvula de cierre de fondo MSDST en la región noreste de México. El “Servicio Integrado de Pruebas de Pozos”.
PRUEBAS INTEGRADAS DE POZOS Los costos relacionados con perforar y terminar un pozo obligan a que estas operaciones se ejecuten en una forma segura. Este cambio en la presión del yacimiento. esto significa que el yacimiento debe ser expuesto a un disturbio. Desarrollos posteriores permitieron innovar el sistema de empaques para que estos pudiesen operar arriba de los 260°C. las pruebas deben realizarse bajo condiciones dinámicas. las pruebas deben llevarse a cabo tanto en la superficie (pruebas de producción) como en el fondo (pruebas de presión) del pozo además. Se reintroduce el registro de producción en modo memoria MPL T. se puede lograr un perfil dinámico del pozo. Si el pozo se encuentra cerrado desde hace un tiempo largo.11 PRUEBAS DE POZO Schlumberger calificó un conjunto de herramientas de DST para operar en condiciones hostiles de hasta 25000 psi y temperaturas superiores a los 204°C. realizando trabajos en la región sureste de México. El disturbio en la presión de fondo también puede ser creado incrementando o reduciendo los gastos de gas /aceite. La forma en como el cambio de presión en el yacimiento es creado varía de acuerdo a las condiciones de flujo. brindando servicio en la región suroeste de México.
1995 Se genera en México el proyecto de un barco ecológico. equipo de superficie y sistemas de adquisición de datos. desde su diseño hasta la interpretación. Satisfaciendo todas estas condiciones. Cualquier prueba tiene un conjunto de
. 1997 Schlumberger inicia sus primeras operaciones con línea de acero en México. Si el pozo ha estado fluyendo por un largo tiempo. proporciona información acerca de los parámetros y geometría del yacimiento. lo cual causará un cambio en la presión del yacimiento. desde el fondo del pozo hasta el quemador. 1998 Se introducen los sistemas de medición multifásica (MPFM). la mejor forma para crear el disturbio es poner a fluir el pozo. en el sureste de México. Se brinda servicio a las regiones suroeste y noreste del Golfo de México.
XI. quemador ecológico y tanques. para medir un yacimiento de manera correcta. 1999 La segunda generación de medidores multifásicos XVenturi arriva a México. con una instalación permanente que consta de tres fases de separación simultánea. logísticos y de equipo. lo cual es llamado "periodo de cierre" (Buildup). lo cual es llamado "periodo de flujo" (drawdown).
! Equipo de medición portátil! Sensores de presión y temperatura en tiempo real. Estos registros se realizan utilizando sensores de alta resolución. ! Sistemas redundantes automáticos de seguridad en caso de contingencias. Un arreglo estándar de un equipo de medición superficial. como son: . el cual a su vez dirige el fluido del pozo a un separador.
VENTAJAS DE LAS PRUEBAS DE MEDICIÓN SUPERFICIAL El equipo de separación temporal debe realizar.5 Figura 5
(PRUEBA DE PRODUCCIÓN/MEDICIÓN SUPERFICIAL) La medición de la producción en superficie. Los gastos de fluidos producidos por el pozo por varios estranguladores. una amplia gama de funciones. y ésta a su vez a una computadora. incluyendo los periodos de limpieza. bajados al fondo del pozo con cable eléctrico. no han sido instaladas.11 PRUEBAS DE POZO para pruebas de exploración como pruebas de desarrollo. con datos de gastos procesados por computadora. gas yagua). ! Disponer de los fluidos resultantes de una manera ambientalmente segura. En la superficie. ya que las instalaciones permanentes de producción. ! Recolectar muestras de superficie. De esta forma. incluye cambio de estranguladores y cierre del pozo. ! Separar el crudo producido por el pozo en tres fluidos separados (aceite. podría presentar el siguiente equipo de medición: Cabeza de prueba (Flowhead) Árbol de estrangulación Sistema de paro por emergencia (ESO) Separadores Tanques de medición Bombas de transferencia Múltiples de gas y de Aceite.Instalaciones para la toma de muestras en el árbol de estrangulación y en el separador. consiste en un equipo temporal de separación.Control inmediato de la presión del pozo y de los gastos de gas / aceite.
ELS (REGISTRO DE PRESIÓN DE FONDO EN TIEMPO REAL) Los registros de presión y temperatura en tiempo real se utilizan para poder determinar y asegurar la calidad de los datos de presión y temperatura de fondo en todo momento y al instante de que se están creando los disturbios de presión.. el cual es conectado en superficie a una interfase de adquisición (SBSA). son importantes para conocer la producción del pozo en condiciones estabilizadas de fondo y determinar el estrangulador ideal que causaría un mejor aprovechamiento del yacimiento. los fluidos producidos durante los "transientes de presión" deben ser manejados usando instalaciones temporales de equipo de medición superficial. ! Realizar la medición de una forma precisa de los fluidos separados. por lo general. donde se realiza la separación por densidad de las fases líquida y gaseosa. Quemadores ecológicos. el ingeniero de yacimientos puede determinar y definir el cumplimiento de los objetivos de la prueba en el momento en que se obtenga. Esto aplica tanto
. EQUIPO DE MEDICIÓN SUPERFICIAL "WELL TEST' Al periodo de tiempo durante el disturbio de presión en el yacimiento. que incluye un árbol de estrangulación conectado al medio árbol de Petróleos mexicanos. de una forma segura y confiable. donde los datos son procesados. se le conoce en la ingeniería de yacimientos como "transiente de presión". Esta separación hace que se pueda contabilizar el gasto de aceite y de gas que se está produciendo utilizando un determinado estrangulador.
así como en el espacio anular simultáneamente.Herramienta de alta resolución (detecta cambios de hasta 0.. sensores de cuarzo (WCQR y WTQR) y sensores de zafiro (WTSR y SLSR). ya condiciones extremas de presión y temperatura (18000psi. El ingeniero de yacimientos puede decidir continuar con el programa o definitivamente detenerlo. lo que permite registrar por debajo y por encima de la válvula de fondo. .PSPK I Interés da! Empacador anular Com.
VENTAJAS DE LOS REGISTROS DEPRESIÓN DE FONDO EN TIEMPO REAL Entre las numerosas ventajas de los registros en tiempo real se pueden mencionar las siguientes:
DST PRUEBAS CON CIERRE EN FONDO DST resulta ser un conjunto de herramientas de fondo que acompañan a la sarta de prueba y permite realizar múltiples funciones.
XI.11 PRUEBAS DE POZO
En cualquier momento de la prueba.6 Figura 6
Los registradores presentan gran flexibilidad en cuanto a los tipos de servicio.
XI.paralu18s da Fondo Da~8Z8r S~V/MCCV 1!Ao. y -Válvula da CFaJlack\n Probar -PVTlrF1V Válvula da Prueba V'lvuB da PTSV/SBSV oeguI1d8d y Válvula da ridad SJB/JAR Junta-da~
. y leer las sondas en la superficie. e ingresarlos al software de análisis e interpretación de Schlumberger.8S de R. se propone utilizar herramientas con sensores de cuarzo.
CIerre de Fondo PCTV Iy Prueba de Sarta coImuestraa de Cdedor de bndo Muestras Aislar Z". ya solicitud del ingeniero de yacimientos. y modificar la programación de las mismas (si el desarrollo de la prueba lo amerita) sin necesidad de sacar la sarta de DST. las cuales presentan una resolución 10 veces mayor que las herramientas de zafiro. tales como:
..01 psi). Este sistema permite recuperar la información registrada por las sondas.Asegura estabilización de datos de fondo para realizar la medición de gastos en superficie. se pueden exportar del software de adquisición a un archivo ASCII.
Configuración de fondo
XI. Además de poder ser utilizadas en el sistema "Datalatch" de Schlumberger cuando se realiza una terminación temporal del pozo (DST). Para efectuar la medición de registro de presión de fondo. trabajando tanto en el modo de tiempo real con cable eléctrico o en memoria con I ínea de acero."nasr SLPJ da I axpanSl6n da la EJq)81Ik\n
Schlumberger cuenta con 4 tipos de herramientas de fondo...Reducción de costos de operación al evitar redundancia de datos.Asegurar el objetivo de la prueba mediante la validación de datos en el pozo y el uso de herramienta en modo memoria. los datos de presión y temperatura de fondo que hasta ese momento se tengan.7 Figura 7
..175 °C). donde se permite introducir hasta cuatro herramientas de alta resolución dentro de un porta registrador en la sarta de DST.. . si el objetivo ha sido logrado.xP.. .8 Figura 8
18glstrador I T. Estas herramientas pueden ser utilizadas en ambientes corrosivos.
ASPECTOS IMPORTANTES EN EL TCP Es importante conocer los parámetros que limitan la eficiencia de producción en los yacimientos para diseñar los sistemas de terminación y disparo lo más óptimo y económico. . se reduce el efecto de almacenamiento. por el contrario. .
VENTAJAS DE REALIZAR UN DST
. tipo de fluido a producir. se reducen las operaciones.Desde un punto de vista operativo. realizar el disparo en "sobre-balance" podría disminuir la permeabilidad de esta zona hasta en un 60% de la original. El resto de las variables relacionadas a la eficiencia de productividad pueden ser modificadas mediante la selección del sistema de disparos: . obteniendo información valiosa como régimen de flujo y reduciendo el tiempo de prueba.Al poder realizar cierres en fondo. Algunos de estos parámetros están directamente relacionados al tipo de formación que se está evaluando (Ko a) y al proceso de perforación (K do L).11 PRUEBAS DE POZO Cada pozo a probar requiere de un diseño particular el cual está ligado a los objetivos de la prueba y los requerimientos del cliente.Existen herramientas de DST que protegen a la sarta de las elongaciones y contracciones que sufre ésta debido a cambios de temperatura. ya que permite ver más rápido la respuesta del yacimiento. así tenemos que si lo realizamos en "bajobalance" inmediatamente después del disparo. . disminuyendo así los esfuerzos adicionales en ella.En la situación que se dispare el pozo con TCP se puede crear bajo balance bien sea con N2 cualquier otro tipo de fluido.La válvula de fondo es una barrera adicional para cerrar el pozo ante cualquier eventualidad. es posible lograr una limpieza tal que este valor se acerque mucho más a la permeabilidad original de la formación (K) y no disminuya nuestra eficiencia de producción.Es posible probar la sarta a medida que va bajando al pozo. Las pistolas pueden ser posicionadas en la zona de interés utilizando herramientas de registros como el rayos gamma CCL.9 Selección del TCP en función del objetivo de la prueba. espaciadores y accesorios que bajan en la parte final de una sarta de prueba o una terminación permanente.Se evita que los datos se distorsionen por efecto de segregación de fases.
XI. garantizando que las operaciones se efectuarán sin ningún riesgo debido a la capacidad de la sarta de soportar las condiciones del pozo durante la prueba.
. La temperatura de fondo. presión de fondo.La válvula de circulación permite controlar el pozo circulando fluido de mayor peso en la sarta. . tipo de fluido en la TR para controlar representan también parámetros que deben ser tomados en cuenta al momento de diseñar una prueba de DST.
TCP (PERFORACIONES CON PISTOLAS TRANSPORTADAS POR TUBERIAS) El sistema de disparos a través de tubería consiste en una sarta de pistolas. Permeabilidad de la zona compactada (Kc) Esta puede ser modificada realizando una limpieza óptima de los túneles de las perforaciones a través de todo el intervalo disparado. que va a dificultar la tarea de interpretación para obtener los parámetros del yacimiento. Esta técnica permite disparar todas las pistolas o disparar selectivamente de manera eficiente con bajo balance. controlando el pozo en el fondo y evitando tener altas presiones en superficie. ya que contando con una válvula de circulación múltiple se puede dislocar fluidos en la sarta sin la necesidad de utilizar tubería flexible.
. éstos son escogidos dependiendo del tipo de formación. patrón de
SELECCION DE TCP EN FUNCION DE LOS P ARAMETROS DEL POZO La selección de las pistolas y tipo de explosivo también va a depender de las condiciones del pozo. por medio de micro.Sobre balance extremo (EOB) constituye un caso particular en el cual se conectan zonas de mayor permeabilidad.11 Tamaño de pistola v s diámetro de casing
VENTAJAS DE REALIZAR UN TCP El disparo de un pozo utilizando la técnica de TCP puede resultar muy ventajoso desde el punto de vista de seguridad y económico. Por ejemplo.Densidad de Disparo (N) Existe una gran variedad de configuraciones. fracturado hidráulicamente. El disparo del pozo utilizando TCP permite bajar la terminación permanente junto con las pistolas reduciendo así el tiempo para poner el pozo en producción. Alta desviación. . A continuación se nombran algunas de estas ventajas: Disparo de una sola bajada. Si se tiene el bajo balance adecuado es posible que el pozo empiece a fluir sin necesidad de estimularlo. usualmente se escogen dependiendo del tipo de terminación a realizar. estos son escogidos dependiendo del tipo de formación y daño presente. etc. Variedad con respecto a densidad.Diámetro del túnel (d) Se pueden lograr diversos tamaños/diámetros con los diferentes sistemas/tipos de carga.
XI.10 Rango de temperatura de explosivos.fracturas creadas durante el tratamiento ácido y por medio de la disipación de la altísima energía generada por la expansión del nitrógeno. permitiendo así limpiar los agujeros perforados. tamaño del revestimiento (casing). zonas con daño severo propensas a arenamiento pueden requerir diámetros grandes. Con el TCP no es necesario tener loS radios apagados en el momento de armado de pistolas. Largos intervalos. Disminución del tiempo de terminación.11 PRUEBAS DE POZO
. . . grandes espaciamientos pueden ser detonados. empaque con grava. Una sola bajada permite disparar un pozo bajo-balance y ponerlo a producción o a prueba inmediatamente. etc. por consiguiente no genera un daño adicional a la formación. Perforación Bajo-Balance.Penetración (P) Se pueden lograr diversas penetraciones con los diferentes sistemas.
XI. Seguridad. Permite tener una respuesta inmediata del pozo. ya que el disparo de las pistolas es mecánico. Grandes desviaciones no representan ningún impedimento para efectuar una operación de disparo. de las características de producción de la zona y del tipo de terminación a realizar. tipo de fluido en donde van a ser accionadas las pistolas. fracturas. etc. reduciendo los costos para el cliente.. Algunos de estos parámetros son la temperatura de fondo. flujo natural.
discretizando los porcentajes aportados por los diferentes intervalos analizados en pozos productores. Confiabilidad. Existe una gran diversidad de mecanismos de disparo y accesorios que permiten efectuar el disparo de una manera más eficiente tomando en cuenta las condiciones del pozo y los requerimientos operacionales. el uso modular de las herramientas permite el uso de toda la sarta o sólo de las herramientas que se necesiten. En pozos inyectores es posible determinar la admisión de cada intervalo -Correlación de profundidad -Pruebas de presión-temperatura -Detección de zona de pérdida de circulación. ofreciendo resultados de calidad a bajo costo. gas yagua.
. eliminando la necesidad de energizar la sarta desde superficie.14 Figura 14
APLICACIONES El registro en modo memoria es una medición de las características del pozo.
XI. y tipo de carga. MPL T se establece como una opción lógica en numerosos servicios. dado que puede ejecutarse desde una PC regular con sistema MS-DOS instalado. donde la fuente de poder y el almacenamien1o de datos se incluyen en la herramienta. Ambos sistemas se enlazan solamente al momento de realizar la programación de la herramienta o al momento de descargar la información adquirida por la herramienta en fondo.12 Cabezas de disparo
XI. -Determinación de producción de aceite. Además. El sistema de registro de producción en modo memoria (MPL) consiste en dos grupos de componentes: el sistema en superficie y las herramientas de fondo. El programa base es fácil de usar.11 PRUEBAS DE POZO disparo. Detección de fugas en TP y TR -Determinación de flujo por detrás de TP y TR -Registros realizados con línea de acero y con tubería flexible. Con ello.
XI.13 Accesorios
REGISTRO DE PRODUCCIÓN EN MODO MEMORIA (MPLT) El registro de producción en modo memoria de Lee Tools busca cumplir con la demanda de registros de producción donde los trabajos con cable no pueden ser realizados. Según el objetivo de la prueba se puede escoger el sistema más apropiado para alcanzar exactamente las necesidades.
-Utiliza como medio de energización baterías. quemador.Cabeza
26-Jun 13:00
0 26-Jun 14:00
Gasto de Crudo
XI. Menos personal expuesto al riesgo. No se requiere permiso de quema (15 días de trámite) Diseño compacto y ligero Ahorra tiempos de transporte Maximiza los espacios en los equipos. y no cable. aceite yagua a condiciones de línea. Alto índice de seguridad y menos costos Indirectos. Menos costos indirectos y tiempo de operación. Mejor calidad y precisión de datos para el análisis e interpretación de las pruebas. El medidor multifásico efectúa la medición de gastos de gas. aunque las fases no estén separadas.
PRINCIPIO DE MEDICIÓN EQUIPOS DE MEDICION MULTIFASICA (X-VENTURI) Con equipo de medición multifásica (Phase Tester) instalado a boca de pozo.'
No se desfogan gases o vapores a la atmósfera No hay presencia de flama No se necesita presa de quema. se realiza medición para conocer el comportamiento del pozo y su producción actual. Baches.11 PRUEBAS DE POZO
tecnología y método de trabajo que: -Permite al usuario adquirir datos de calidad provenientes de diversos sensores. en lugar de una sola herramienta con todas las aplicaciones (modular).Presión de trabajo es de
5000 psi.Menor cantidad de líneas superficiales con presión. etc..16 Figura 16 XI.15 Figura 15
NUEVA TECNOLOGÍA Medición de los gastos de gas. -Almacena datos contra tiempo con una gran precisión. Diseñado para operar en ambiente hostil
Presion Cabeza / psig
. aceite yagua a condiciones de línea No contamina el medio ambiente. -Permite obtener registro con la misma calidad que aquellos realizados en tiempo real. anular. anular / baches. Permite medir diversos flujos multifásicos: burbujas. . remolino. Provee mayor cantidad de datos en tiempo real. Alto índice de seguridad. pero reduciendo equipo y personal.
Medición Multifásica durante el periodo de estabilización
Gastos de Crudo bbls/d
1000 2000 800 1500 600 1000 400 500
Periodo de medición
0 26-Jun 11:00
26-Jun 12:00 Fecha Presion .
César Arjona A. Casas Lecona Ing. Angel Castrejón
Solución analítica de los registros de medición de echados. Orlando Gómez Rivera Ing.
1968 1968 1969 1969 1969 1969
Registros de producción obtenidos con registradores Schlumberger en pozos del Distrito de Poza Rica y del Campo Tamaulipas Constituciones Ing. Ing. Martín Nava G. "Registro de trazado res radiactivos en pozos inyectores de agua” Perfiles de producción en el pozo productor de la prueba piloto para la inyección de agua al yacimiento jurásico del campo San. Evelio Arias A. Orlando Gómez Rivero
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Evaluación de la porosidad en formaciones limpias y arcillosas. Martín Nava G.
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Organización de una Unidad de Trabajo para la computarización de registros geofísicos y evaluación de las formaciones. Carlos Salgado Ing. testimonios de la aportación científica. Cálculo de la permeabilidad a partir de los gradientes de resistividad del registro eléctrico. Ing. Ing. Ing. Orlando Gómez Rivera Ing.12 BIBLIOGRAFIA DE TRABAJOS TÉCNICOS PRESENTADOS EN EL AIPM
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Gráficas de Azimuth contra echado para el análisis estructural (DAPSA). Martínez H Ing. Ing. James Hi Spurlin
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Aplicación de un nuevo método de análisis de registros de pozos en el sureste de México.`
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Litoestratigrafia por computadora a partir de registros geofisicos. Vinicio Suro Pérez MAXIS 500 un sistema innovador de registros geofísicos Ing. Dr.Q. Héctor Martínez V. Gustavo Mendoza Romero Método para la detección de fracturas a partir del análisis de las Ing. Oscar Ortiz Ing. Dr. Francisco Chacón Ing. Ing. Fernando Castrejón V. Exponentes de cementación derivados de registros: su importancia Ing.
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