Source: https://www.lacomunidadpetrolera.com/2008/12/qu-es-la-rmn.html
Timestamp: 2020-04-03 20:08:50+00:00

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Resonancia magnética nuclear (RMN) - La Comunidad Petrolera
by Angel Da Silva diciembre 2, 2008 abril 14, 2017 0
La (RMN) es un fenómeno que ocurre cuando los núcleos de los átomos que poseen una propiedad llamada spin, son influenciados por un campo magnético estático y excitado por un campo de radio frecuencia. Siendo spin una propiedad fundamental de la naturaleza con carga eléctrica. Electrones como protones y neutrones poseen un spin de 1/2.
Los instrumentos de RMN para pozos petroleros deben ser lo suficientemente resistentes como para soportar los medios árticos, tropicales, desérticos y marinos, además de una caída desde 1 m (3 pies) sobre una superficie de acero, que habitualmente produce un impacto de 100 g. Deben soportar la abrasión que sufren al ser arrastrados varios kilómetros sobre la rugosidad de la roca en la excavación. Deben cumplir con las leyes que regulan el transporte en avión y helicóptero, que es de especial importancia para el equipo de RMN que contiene poderosos imanes permanentes. Las condiciones y las limitaciones de espacio son, en muchos aspectos, más severas que las que encontramos en la exploración del espacio exterior o del fondo del océano. Durante las mediciones, la torre de perforación no está en funcionamiento. Como los costos diarios de la torre de perforación pueden ser de entre U$10.000 y U$100.000, las compañías petroleras quieren reducir el tiempo de medición. Esto representa una limitación importante en las operaciones prácticas. Habitualmente, se necesitan los datos con un intervalo de profundidad de 300 metros (1000 pies) o más, con una resolución vertical de 30 centímetros (un pie). Para que sea económicamente viable, el aparato de RMN debe moverse continuamente a una velocidad de más de 5 centímetros (2 pulgadas) por segundo. Esto significa que se necesita realizar una medición complicada en menos de seis segundos. Compara esto con la resonancia magnética nuclear que se utiliza en el ámbito de la medicina, donde el paciente debe permanecer recostado y totalmente inmóvil alrededor de media hora.
Los especialistas en RMN no se encuentran en el pozo de petróleo. El aparato de RMN del pozo debe ser mantenido, preparado y operado por ingenieros quienes también son responsables de otros instrumentos de radiación electromagnética, acústica y nuclear que funcionan de manera simultánea. De esta manera, se pone mucho énfasis en los instrumentos que pueden operar en forma autónoma bajo condiciones que cambian continuamente. Los instrumentos de medición para pozos generalmente se transportan hacia el pozo en un camión, que también transporta 10 kilómetros (6 millas) de cable blindado de 7 conductores que se usa para bajar los instrumentos al pozo. En la práctica actual, el cable transporta 1 kilovatio de energía y 500 kilobits por segundo de telemetría digital. La potencia requerida para la medición de RMN es de aproximadamente 100 vatios, repartidos entre el transmisor, el receptor, los sensores auxiliares y una computadora ubicada en el interior del pozo.
La identificación y cuantificación de la geometría de la roca y la movilidad de los fluidos, sobre la base de las características de la relajación de la rotación nuclear del fluido, se encuentran entre los aportes más importantes del perfilaje de RMN. La separación de la porosidad en los componentes de fluido adherido y fluido libre, resulta esencial para evaluar la producibilidad del yacimiento. En las formaciones delgadas y laminadas, la producibilidad depende no sólo de la relación neta de los volúmenes de fluido adherido y fluido libre, sino también de la ubicación relativa de los dos volúmenes de fluido dentro de los diferentes estratos laminados. Las mediciones resultan útiles en este aspecto, sólo si son sensibles a las variaciones espaciales sobre una escala de longitud comparable con el espesor de la laminación. El ingeniero de producción puede hacer uso de los datos de RMN de alta resolución para evaluar la producibilidad de las secciones de laminación delgada, obtener en forma precisa el volumen poroso con hidrocarburos, e identificar las barreras de permeabilidad vertical, que pueden contribuir a evitar la producción de agua no deseada de las napas acuíferas. Por otra parte, el ingeniero de terminaciones puede utilizar los datos de alta resolución para posicionar con mayor precisión los diseños de las operaciones de disparo, fracturación y estimulación de la formación.
Indicador de permeabilidad de alta precisión: Otro aporte importante del perfilaje de RMN, lo constituye su capacidad de obtener una medición continua de permeabilidad. En las formaciones con laminaciones delgadas, la permeabilidad puede variar en órdenes de magnitud en pocos centímetros de distancia. En estas condiciones, es importante obtener un cálculo continuo de permeabilidad con la mayor resolución vertical posible. Las dos transformaciones de permeabilidad más utilizadas hoy en día basadas en mediciones de RMN, son la ecuación de Timur-Coates y la ecuación de SDR (Schlumberger – Doll Research Center).
Permeabilidad: La mayoría de las fórmulas utilizadas para estimar la permeabilidad implican combinaciones de porosidad y alguna estimación del tamaño de las gargantas de los poros. Si bien es cierto que los tiempos de decaimiento de la resonancia magnética dependen del tamaño de los poros, en muchos casos están relacionados con el tamaño de las gargantas. Por lo general se utilizan dos transformaciones. La primera de ellas emplea el promedio logarítmico de T2, T2, log, como indicador del tamaño de la garganta del poro: k= aФ4(T2, log)2 (SDR) ( Ecuac. 2) donde Ф es la porosidad expresada como fracción; y “a” es una constante que depende de la formación y que por lo general es igual a 4 md/(mseg)2 para las areniscas, y de 0,4 md/(mseg)2 para los carbonatos. La segunda transformación utiliza la relación entre el agua libre, FFI, y el agua de las arcillas, BFV, como indicador del tamaño de la garganta: k=a’ Ф4( FFI/BFV )2 (Timur/Coates) (Ecuac. 3) donde “a’” es una constante que depende de la formación y que, por lo general, es de 1×104 md en las areniscas. En las ecuaciones anteriores, Ф representa la porosidad de los núcleos medidos en el laboratorio (determinada por métodos de flotación) o bien la porosidad de RMN. En la interpretación de los perfiles, Ф se toma, por lo general, como la porosidad de la herramienta CMR, la cual se aproxima a la porosidad calculada en el laboratorio. Al igual que en el caso del fluido libre, siempre es conveniente recalibrar los coeficientes de las fórmulas de permeabilidad para un yacimiento específico por medio de las mediciones de laboratorio en los tapones de los núcleos. Los carbonatos, en particular, requieren estudios especiales. El nuevo indicador de permeabilidad RMN de alta resolución, se deriva de la suma de las amplitudes de los ecos y es directamente proporcional al área comprendida dentro de la envolvente de decaimiento del eco. La resolución vertical alcanzable con esta técnica novedosa es igual a la apertura de la antena de la herramienta, más la distancia recorrida durante una secuencia CPMG, más el tiempo de polarización. La resolución vertical así obtenida por lo general, es de 7 a 9 pulgadas (18 a 23 cm) para la herramienta CMR-Plus.
ROCAS QUE CONTIENEN PETRÓLEO Y AGUA. Magnitud del decaimiento: Cuando los poros contienen más de un fluido, el modelo se complica. En una roca mojada por agua, el petróleo no está en contacto con la superficie de los poros. Dado que en el caso de los petróleos livianos e intermedios, la interfaz petróleo-agua es una superficie que no sufre decaimiento magnético, el petróleo decae con el T2 de la masa de petróleo, independientemente del tamaño del poro (Fig.6). Los petróleos muy viscosos tienden a comportarse como un sólido y puede producirse un decaimiento en la superficie. Fig. 6.- En las rocas mojadas por agua, los hidrocarburos sólo decaen por mecanismos volumétricos y de difusión. La interfaz agua-hidrocarburo no es una superficie de decaimiento, excepto cuando se trata de petróleo de gran viscosidad.
Mojabilidad: Algunas rocas son mojadas por el petróleo, o bien contienen un porcentaje de la porosidad mojada por petróleo. Se considera que la invasión de ciertos filtrados, en especial aquéllos de los lodos a base de petróleo, puede modificar la mojabilidad de una roca. En un poro mojado por petróleo, el petróleo sufre un decaimiento en la superficie con una tasa de decaimiento que es igual a un cuarto de la del agua. Por lo tanto, los petróleos livianos decaen con mayor rapidez en los poros mojados por petróleo que en los poros mojados por agua. Sin embargo, es posible que los petróleos pesados no sufran el mismo efecto, puesto que el decaimiento total dependerá esencialmente del T2B.
ROCAS CON GAS
Rocas con gas: El gas tiene valores de T1 elevados, que oscilan entre 3 y 7 segundos, dependiendo de la temperatura y la presión de la formación. Por lo tanto en condiciones de perfilaje normales, sólo una parte de los protones del gas está polarizada y la señal obtenida es demasiado débil. El gas también tiene un IH muy bajo, lo cual hace descender aún más la señal relativa a una roca saturada con agua. Asimismo, el gas se difunde dentro del espacio de los poros durante el transcurso de la medición. A causa del gradiente generado en el campo magnético B0, aparece el efecto de un decaimiento adicional T2D—como se describe con la ecuación 1—que reducirá la medición de T2 y al mismo tiempo la mantendrá dentro del rango del fluido libre.
DATOS QUE PROVEE LA RMN. Entre algunos datos o descripciones del yacimiento que se pueden obtener de la RMN, se tiene:
Porosidades total y efectiva independientes de mineralogía.
Volumen de agua ligada a arcillas.
Volúmenes de agua capilar y fluido libre.
Distribución de tamaño poral.
Índice de Permeabilidad.
Volumen de Lutita y su distribución.
Saturaciones Residual de fluidos (PoroPerm + Gas, PoroPerm + Oil).
Viscosidad de HC (PoroPerm + Oil ).
APLICACIONES DE LA RMN.
Calidad & Productividad (Vsh, φt, φe, knmr, Swirr, Sor).
Porosidad en litologias Complejas/Mixtas Litologías.
Identificación de Zonas de baja resistividad Productivas (Shaly Sands).
Identificación de Zonas de bajo contraste Resistivo (Agua dulce).
Zonas de Gas – análisis de Saturación, knmr, φt.
Tipificación de fluidos (Gas , Oil. agua).
Viscosidad de petróleo- determinación de movilidad.
Optimización de fracturamiento en reservorios de baja porosidad.
Optimización de zonas para test y completación.
La generación actual de herramientas de RMN, permite obtener información confiable sobre la porosidad y permeabilidad de la formación, además de la caracterización de la roca y los fluidos contenidos dentro de las mismas.Las distribuciones confiables del tamaño de los poros se obtienen de distribuciones de T2 medidas en formaciones de areniscas clásticas.
La identificación de gas y bitumen en una formación constituye uno de los temas más importantes en la interpretación de registros. Los ejemplos presentados muestran las propiedades únicas de la herramienta CMR, al identificar y cuantificar el volumen de gas y de bitumen presentes en la zona invadida, eliminando incertidumbres inherentes a la interpretación tradicional del perfil de densidad–neutrón, aún en los casos con situaciones complejas, tales como lodo a base de petróleo e invasión profunda.
A pesar de los progresos logrados, aún quedan por resolver muchos desafíos técnicos, en particular con respecto a los carbonatos. Es evidente sin embargo, que gracias a investigaciones que se están llevando a cabo actualmente y las experiencias de campo realizadas con herramientas de RMN, ya sea en forma exclusiva o en combinación con otras herramientas, se encontrarán nuevas aplicaciones para esta tecnología de avanzada, tendientes a lograr una mejor caracterización de los yacimientos.
FUENTE *EVALUACIÓN DE FORMACIONES EN VENEZUELA: Técnicas en Venezuela 1980. Schlumberger. Mayo 1980, Caracas. *EVALUACION DE POZOS NUEVOS EN VENEZUELA: 1997. Schlumberger. Capítulo V Pág. 1-22. *TENDENCIAS EN REGISTROS DE RMN. NUMAR Corporation and Schlumberger. Oilfield Review.
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