Source: https://www.scribd.com/document/96627270/Trabajo-de-Registro
Timestamp: 2018-10-21 14:51:30+00:00

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Uploaded by Mariana L Castillo Vivas
Rayos Gamma[1]
RegistroBasico
Ergonomia-xii Ing Industrial
Theory&Practiceexample4 2pressure File
Formulario Parte 2
Formulario de Combustion Parte 1
Universidad de Oriente Núcleo de Monagas Escuela de Ingeniería de Petróleo Registro de Pozos
Prof. Ing. Lennys Fernández Integrantes: Mariana L castillo V CI: 19.405.766 Daniela CI: 20.111.130 Ramon CI: Alberto Camacho Sección: 04
TECNICAS DE PERFILAJES
Cuando se excita el momento magnético de núcleos atómicos con un campo magnético externo se producen señales cuantificables que permiten identificar a un determinado elemento. En el caso específico de la resonancia magnética se excita el momento magnético de núcleos atómicos de hidrógeno (protones) y al cuantificar el tiempo durante el cual el momento magnético se altera (polarización_T1) y el tiempo que tarda en regresar a su estado estable (decaimiento_T2) se puede medir la cantidad y distribución del hidrógeno, lo que da una indicación directa de los fluidos contenidos en los poros. La aplicación de ésta tecnología persigue identificar: •Agua asociada a arcillas •Agua libre •Volumen de cada uno de los fluidos presentes •Permeabilidad •Tamaño de poros.
Registro básico para la correlación y la evaluación Petrofísica que permite definir los tipos de minerales de arcilla presentes, además de otros minerales e identificar la existencia de un cambio mineralógico que ocurre en las Formaciones a ser atravesadas. El registro geofísico espectral de rayos gamma registra la radioactividad de las formaciones rocosas. Estas emanan del contenido de uranio, torio, y potasio. En especial el gama ray espectral muestra la cantidad de cada de estos elementos que contribuyen a esta radioactividad. Aplicaciones A veces se usa en la exploración mineral y agua de perforación de pozos, pero con mayor frecuencia para la evaluación de la formación en petróleo y gas de perforación de pozos. Los diferentes tipos de roca emitir diferentes cantidades y diferentes espectros de radiación gamma natural. En particular, lutitas generalmente emiten más rayos gamma que otras rocas sedimentarias, como la arenisca, yeso, sal,
carbón, dolomita, piedra caliza o porque potasio radiactivo es un componente común en su contenido de arcilla, y porque la capacidad de intercambio catiónico de la arcilla les causa para la adsorción de uranio y torio. Esta diferencia de radiactividad entre las pizarras y areniscas / rocas carbonatadas gamma permite que la herramienta para distinguir entre lutitas y pizarras no. Es útil para calcular cuantitativamente volúmenes de calizas. Sugiere cambios en la litología, y puede ser usado para calcular volúmenes de material radioactivo, indicando ambientes deposicionales y sugiere zonas de fracturas o de roca madre. El sensor es esencialmente un cintilometro hecho con cristales de ioduro de sodio. El registro de rayos gamma, al igual que otros tipos de pozos, se realiza mediante la reducción de un instrumento por el agujero y la radiación gamma de grabación en cada profundidad. En los Estados Unidos, el dispositivo más comúnmente registra mediciones a intervalos 1/2-ft. La radiación gamma que se registra es en unidades de la API, una medida originada por la industria petrolera. Limitaciones Los Registros Gamma se ven afectados por el diámetro del pozo y las propiedades del fluido de llenado del pozo, sino porque los registros de rayos gamma se utiliza con mayor frecuencia en forma cualitativa, las correcciones son por lo general no es necesario. Ventajas Una de las ventajas del registro de rayos gamma más algunos otros tipos de registros de pozos es que funciona a través del acero y el cemento las paredes de los pozos entubados. A pesar de hormigón y el acero absorben parte de la radiación gamma, lo suficiente como viaja a través del acero y el cemento para que las determinaciones cualitativas. A veces no lutitas también tienen niveles elevados de radiación gamma. La Arenisca puede contener mineralización de uranio, feldespato potásico, la arcilla de relleno, o fragmentos de roca que hacen que se tienen lecturas más alto de lo habitual gamma. Carbón y dolomita puede contener absorbidos uranio, depósitos de evaporación pueden contener minerales como el potasio carnalita. Cuando este es el caso, el registro de rayos gamma del espectro se puede hacer para identificar estas anomalías.
NATURAL GAMMA TOOL (NGT)
La herramienta de Gamma Natural utiliza un detector de centelleo de yoduro de sodio para medir la radiación de rayos gamma natural de la formación y el 5-ventana de la espectroscopia de resolver el espectro detectado en los tres componentes más comunes de la radiación de origen natural: el potasio, torio, y el uranio. La parte de alta energía del espectro se divide en tres ventanas de energía, cada uno con un pico característico de la serie tres radiactividades. La concentración de cada componente se determina a partir de las tasas de conteo, en cada ventana.
La resolución vertical en el registro es de aproximadamente 1. las mediciones están sujetas a grandes variaciones estadísticas. una medición de rayos gamma del uranio-libre. y sobre la energía de los rayos gamma. ya que el resultado es a veces ambigua. Los resultados finales son los rayos gamma total. un aumento de potasio puede estar relacionado con un origen de algas o de la presencia de glauconita. incluso a baja velocidad. aún puede afectar la respuesta de la herramienta. Limitaciones El radio de la investigación depende de varios factores: el tamaño del agujero. el peso del lodo. En sondeos ODP KCl a veces se añade al lodo para estabilizar las arcillas de agua dulce que tienden a hincharse y formar puentes. La respuesta de TGN se ve afectada por el tamaño de la perforación. utilizando el registro.Dado que la región de alta energía contiene sólo el 10% de las tasas de recuento total del espectro. Limitaciones Efectos ambientales. Todos estos efectos se tienen en cuenta durante el tratamiento de los datos NGT en tierra. Presentación del Registro . Técnicas de filtrado se utiliza para reducir aún más el ruido estadístico mediante la comparación y un promedio de cuenta a una cierta profundidad con un recuento de la muestra justo antes y después. Aplicaciones Se utiliza para la lectura de Arcilla. mientras que la presencia de uranio se asocia a menudo con la materia orgánica. El potasio y el torio son los elementos primarios radiactivos presentes en las arcillas. puede ayudar a combinar estas curvas o las proporciones de los elementos radiactivos. densidad de la formación a granel (más densas formaciones de mostrar una radiactividad ligeramente más bajas). y aunque es probablemente KCl diluido por el momento la herramienta alcanza la profundidad total. torio y uranio. y por la presencia de bentonita o KCl en el barro. Mineralogía Los carbonatos suelen mostrar una firma de rayos gamma de baja. la densidad del lodo. Este procedimiento se lleva a cabo antes de registrar las operaciones de inicio.5 m (46 cm). y las concentraciones de potasio. Los resultados son considerablemente mejorado con la inclusión de la contribución de la parte baja energía del espectro. con el efecto fotoeléctrico de la herramienta lithodensity. (un rayo gamma de energía más alta puede alcanzar el detector de profundizar en la formación).
Registro de Velocidad Resolución vertical Profundidad de Investigación 1.) Una pantalla completa de los datos con SGR. CGR.2 cm) .El registro de NGT se lleva un registro sistemático de cada cadena de registro para la correlación entre las corridas de registro. Con este propósito SGR (rayos gamma total en unidades API) y la CGR (rayos gamma computarizada .58 m (2.en unidades API) generalmente se muestran junto con otras curvas (resistividad. Especificaciones Clasificación de temperatura Presión nominal Diámetro de la herramienta La longitud de herramienta Intervalo de muestreo Max. usualmente se ofrece por separado. sonic.24 cm) 900 m / h 0. URAN (en ppm).61 m) 8en 6 (15.75-1 pies (20-31 cm) (46 cm) . y la POTA (en% de peso en húmedo). etc.5 pies 300 ° F (149 ° C) 20 kpsi (13. y THOR (en ppm). densidad.SGR menos componente de uranio .8 kPa) 3 5 / 8 en (9.
Datos arrojados por la herramienta ARI:  Fracturas: La respuesta de cada uno de los 12 registros de resistividad ARI está muy influenciada por las fracturas conductivas llenas de fluidos.  Saturación de la formación: La nitidez de enfoque de la medición LLhr permite evaluar cuantitativamente las formaciones laminadas de hasta 8 pulgadas de espesores. Las fracturas profundas pueden ser identificadas claramente y se diferencian de las grietas superficiales inducidas por la perforación a las cuales la herramienta es insensible. la formación se representa como imagen de la resistividad acimutal. Una medida auxiliar muy baja se incorpora para corregir completamente las resistencias acimutales para el efecto de la perforación. lo que .ARI (Azimuthal Resistivity Imager) Es una nueva herramienta de la generación laterolog. cada traza del registro queda modificada según su posición y orientación con relación a la fracturas. que realiza medidas direccionales de profundidad alrededor de la perforación con una resolución vertical de 8 pulgadas. Durante la perforación. Además. Aunque esta cobertura total de la imagen tiene mucho tiene menor resolución de las imágenes acústicas o micro eléctricas procedentes de la UBI. Usando 12 electrodos acimutales. la herramienta de ARI proporciona medidas orientadas profundas de las docenas resistencias mientras que retención de las lecturas profundas y de bajas estándar.
En estos casos las imágenes acimutales de la herramienta ARI ayudan a interpretar el registro de resistividad. . los bucles restantes no pueden funcionar adecuadamente. Si uno de los 12 circuitos acimutal falla mientras la herramienta está funcionando en el modo activo.  Pozos horizontales: Las mediciones convencionales profundas no revelan evidencias de perturbación de un estrato cercano. cuando Rt <Rxo. en particular. Desventajas Cuando la resistividad de lodo está por encima de 2 ohm-m ó en un caso en que los bucles de circuito acimutal de electrodos Fallan se debe trabajar en el modo pasivo. Mediciones de resistividad azimutal: Las mediciones de resistividad acimutal son sensibles a la herramienta eccentering en el pozo y la forma de la perforación irregular. Ventajas Corrección de la perforación. La curva lee casi tan profundamente en la formación como una curva profunda LLD laterolog. Para corregir estos efectos. Las mediciones individuales de la herramienta ARI permiten determinar e identificar los estratos vecinos. un auxiliar de medición simultánea se realiza con la matriz a una frecuencia de 71 kHz.asegura que no pase por alto ningún hidrocarburo y guía la selección de las corridas de los registros subsecuentes. Capacidad para determinar direccionalmente las correcciones de agujero.  Heterogeneidad de la formación: La resistividad promedio puede ser fuertemente afectada por la heterogeneidad de la formación. si un canal falla no afecta a los canales restantes. En el modo pasivo. Aparte de las mediciones profundas. lo que es suficientemente alta para evitar interferencias con el 35-Hz De los bucles de control. Mediciones varían según el tamaño y forma el agujero. Esta es una valiosa información para los pozos horizontales. dando estimado que permite corregir con precisión cada medición de resistividad acimutal profunda La herramienta se puede cambiar en el fondo del pozo de un modo a otro por el comando de software. los electrodos acimutales evalúan la resistividad superficial del agujero.  Resistividad en los estratos inclinados: Los electrodos ARI colocados en sentido del buzamiento de la formación apenas se ven afectados por la anisotropía de las capas aparentemente inclinadas. y la posición de la herramienta dentro del mismo. evaluación de formaciones fracturadas. Estas lecturas proporcionan una medición de resistividad mucho más precisa en formaciones inclinadas delgadas. La invasión profunda.
3 pies [10.Uno de los problemas clave con el método de resistividad azimutal es su sensibilidad a heterogeneidades laterales. Con separación 0.2 a 100 000 ohm-m Arriba y abajo con todas las herramientas del registro salvo Formation Micro Scanner y Stratigraphic .1m] 3 5/8 pul [9. Sin separación 5 ½ pulg. Un sitio exhibe importantes cambios laterales de la resistividad azimutal puede producir mediciones de resistividad en que los efectos de la anisotropía son completamente enmascarados por los efectos de heterogeneidad.2cm] 528 [240Kg] 3600 pies/h [1100m/h] para una muestra de 1800 pies/h [550m/h] en buzamiento 350 ºF (175ºC) 1 pulg 20 000 psi 4 ½ pulg. Especificaciones Longitud Diámetro Peso Velocidad de Registro Temperatura máxima de operación Presión máxima Diámetro mínimo del agujero Rango de resistividad Combinación 33.
en intervalos de 3 pulgadas. Las bobinas se encuentran distribuidas a lo largo de la herramienta. La gran cantidad de mediciones hechas por la herramienta AIT permite la generación de imágenes profundas de la resistividad de la formación en 2 dimensiones. mostrando así las capas y los efectos de invasión como su atractivo principal. Entre sus características generales dicha herramienta puede adquirir 28 mediciones de inducción diferentes. Por lo tanto esta herramienta depende del uso de técnicas de . por ello se obtiene una onda corta y compacta. por lo tanto cada uno de esos 8 conjuntos posee una bobina receptora y una bobina secundaria.AIT (Array Induction Imager Tool) La herramienta AIT (Array Induction Imager Tool) tiene una distribución de ocho conjuntos de tres bobinas las cuales se encuentran asociadas con una bobina que transmite una frecuencia fija.
Al combinar la FMS con la AIT. bien sea arriba o abajo de ella. resistividad de la zona lavada y tres parámetros de invasión (el límite radial de la zona lavada (Rt).SAIT Slim Array Induction Imager Tool es mas delgada que QAIT especial para pozos con un mayor diámetro. Algunas modificaciones o herramientas AIT son usadas en la actualidad en la industria petrolera: .QAIT SlimXtreme Array Induction Imager Tool: caracterizada por ser delgada y con gran longitud.interpretación establecidas. AIT produce cinco curvas y profundidades de investigación de 10. esta información puede ser convertida en imágenes de saturación en 2D. Aplicaciones EL AIT se utiliza calcular los siguientes parámetros: la resistividad de la zona virgen. 2 pies en el medio y 1 pie. . . Una combinación resaltante es con la herramienta de Imágenes Resistivas (FMS) que se caracteriza por medir resistividades de la zona lavada. el cual utiliza Rxo. El color rojo se relaciona con altas resistividades y zonas saturadas con petróleo y el color azul se relaciona con bajas resistividades. como se ilustra en la [FIG 3]. el diámetro de invasión (d¡) y Rt debido a que se asume un desplazamiento. en donde se representan las saturaciones de los fluidos. Las diversas señales se combinan para producir respuestas a 1. y con zonas saturadas de agua. 2 y 4 pies de resolución vertical. se puede realizar una correlación entre las resistividades medidas por cada herramienta y así poder asegurar que los datos arrojados señalen el comportamiento real de la formación. Si el enfoque aumenta se puede observar que las capas finas son gradualmente mejor definidas. En la herramienta AIT la configuración y características permite que otras herramientas adicionales puedan ser corridas simultáneamente. límite radial de la invasión (Re) y el volumen del filtrado de lodo) Este modelaje de invasión del AIT permite una descripción más real del proceso de invasión que el modelo tradicional. 30. para hacer análisis de corrección. En la [FIG 2] se muestra las mediciones del AIT en un pozo. graficados con resoluciones verticales de 4 pies ubicada a la izquierda. tipo pistón para el fluido de la formación por la invasión. 60 y 90 pulgadas a partir del centro del hoyo con la finalidad de tener una resolución vertical de 12 pulgadas (1pie) lo cual permite observar capas finas con una alta precisión. 20.
usando la relación efecto de hoyo y de buzamiento. Trabaja en perfectas condiciones tanto para el caso de Rxo < Rt como para Rxo > Rt a diferencia de otras herramientas. Desventajas La limitación principal al usar las herramientas de la AIT en lodos salados sigue siendo la capacidad de hacer correcciones exactas de la perforación. la herramienta del Laterolog sigue siendo herramienta para medir resistividad por elección debido a que el Laterolog profundo es afectado menos por la invasión profunda que la herramienta de la inducción. por su gran calidad y son registros muy rápidos y eficientes con costos asociados relativamente competitivos. La desventaja principal es que hay que realizar una corrección por efecto del hoyo. Las mediciones que son realizadas con la herramienta son corregidas por efectos de pozo en tiempo real. donde la limitante de conductividad queda atrás y superada por esta tecnología. Especificaciones . Ventajas Es útil con cualquier tipo de fluido especialmente los lodos en base aceite. dando así un rango de operatividad para pozos saturados con sal. AIT-B esta es tecnología de la PLATAFORM EXPRESS muy importante para los campos de Venezuela desde 1996. La forma en que distribuyen los elementos de la herramienta generando esas variaciones de resistividad permite identificar las heterogeneidades laterales en el contorno del hoyo. Este factor le da una eficiencia única eliminando efectos ambientales de manera que pueden obtenerse perfiles confiables aún en presencia de pozos de forma irregular o una invasión..AIT-B y AIT-C: se diferencian por su diámetro usadas a temperaturas de 125ºC y a presiones de 103 MPa. Si el lodo es salado y la perforación es mala en cierta forma.
097 m/hr). 575 Ibs (261 Kg).400 bars).000 Lpc (1. 37 pulg (9.3 pies (12.5 pies (10.600 pie/hr (1.9 cm). .75 pulg (12 cm) 40. -15 °F a 350 °F (-25 °C a 75 °C).Velocidad de perfilaje Rango de Temperatura Rango de Presión Máximo Máximo tamaño del hoyo Longitud: Con SP y Sin SP Diámetro Peso 3.2 m).3 m) y 33. 4 . 20.
Secciones rugosas DENSIDAD-NEUTRON .R2) . Primera Lectura 't '= (T1-R1) . inferior transmisor y dos pares de receptor. La litología puede ser identificada. Dt o el tiempo en microsegundos de una onda acústica a viajar a través de la formación de un pie. La herramienta se compone principalmente de un transmisor superior. Lodos aireados. que es la inversa de la velocidad de la onda de sonido de compresión.BOREHOLE COMPENSATED SONIC LOG (Registro sónico compensado) La herramienta sonora mide el intervalo de tiempo de tránsito. Esta relación promedio de tiempo es bueno para las formaciones de limpieza. compactación de porosidad intergranular que contienen líquidos. Wyllie propuso la siguiente relación empírica para la determinación de la porosidad del registro sónico: Ø = (AT . Formaciones fracturadas.R2) En segundo lugar 't' de lectura = (T1 . La transmisión de la T1 es registrado por el receptor seguido por T2 y viceversa para compensar los efectos como la inclinación sonda y la condición agujero rugoso.(T2 .Δm) Donde Dt. t y Δm son los tiempos de tránsito en el fluido de los poros y la matriz de la roca. Limitaciones En las formaciones no consolidadas.(T1 . El tiempo de viaje integrado útiles en la interpretación sísmica. a lo largo de un camino paralelo a los 9 pozos. La detección de hidrocarburos en la arena de alta porosidad.Δm) / (Dt.R2) T = (memorizadas lectura 't' primero) más (Segunda lectura 't') / 2 Ventajas Efectos de la cobertura de cemento se puede medir fácilmente por comparación de datos del agujero abierto y entubado. respectivamente. Saturaciones de gas. t .
a través de pruebas de interferencia. transmisibilidad de la arena. Neutrones interactúan con los núcleos de hidrógeno que resulta en una pérdida de energía que se convierte en neutrones porosidad. Todos los hidrocarburos y el agua contienen hidrógeno. junto al registro sónico.Registro básico para la evaluación Petrofísica que permite: estimar la porosidad. pero la formación no suele ocurrir. que en conjunto con la interpretación de los otros registros eléctricos. de los diferentes fluidos presentes. índice de productividad a través de pequeñas pruebas tipo DST y potencial productivo de las arenas. permitirán definir los intervalos a cañonearse. La cantidad de hidrógeno en el gas afecta a la lectura. por lo que llenos de gas muestra una porosidad menor de porosidad que el petróleo o el agua llena la porosidad. . Adicionalmente. Es un registro cuya fuente emite neutrones en la formación. identificar la presencia y la cuantificación en aquellos casos favorables. dado que la herramienta cuenta con dos empacaduras. capacidad de flujo. Otro factor importante es que se puede determinar la transmisibilidad vertical de las unidades de flujo. esta herramienta permitirá determinar el tipo y composición de los fluidos móviles. estimar las constantes elásticas del medio. REGISTRO DE PRESIONES (Multiprobador de Presiones de Volumen Variable) Este registro permitirá evaluar el comportamiento de las presiones de formación en las unidades de flujo a perforarse.
Sónico Dipolar GR .Ejemplo: Programa de Perfilajes para la Localización FUL-S31W21A3 . PLT-BU Base Estimado 50 Puntos de Presión.Registro de Presiones * GR .Sónico .Sónico GR – Inducción GR . GR .SP . RUN FORMACION 1 LA PICA TIPO DE REGISTRO Resistividad .Densidad 2 CARAPITA Carapita). Lodo base de aceite. .Caliper de 4 Brazos GR .Caliper de 6 Brazos NARICUAL 3 Imágenes GR . GR Registro de Saturación.Densidad – Neutrón GR .GR.GR .Resonancia Magnética GR .Registro de Presiones Registro de Cementación.Inducción de alta penetración GR . (1000' base de OBSERVACIONES Lodo Base Agua Lodo base de aceite Nota: * Se evaluará al momento de hacer la corrida si se toman presiones en este hoyo máximo 10 puntos.
relación arena – lutita en capas finas e indicios de invasión. propiedades mecánicas de la roca. zona lavada y profundidad de invasión del fluido de perforación (Perfil de Invasión). porosidad efectiva y permeabilidad.  Sónico Dipolar: Evaluar presencia. orientado a tener un mayor control y complemento geológico al momento de afinar el modelo sísmico y estructura del campo.  Registro Espectral: Determinar contenido y tipo de arcillas. se requiere los siguientes procesamientos:  Inducción de Alta Penetración (90 pulgadas): Determinar resistividades verdaderas de la zona virgen. tipo y composición de los fluidos móviles. .El arreglo o disposición de los registros durante la corrida deberá ser evaluado por el Geólogo responsable de la localización en conjunto con la Mesa de Construcción del pozo para determinar la mejor combinación de herramientas que garantice la obtención de la data y la estabilidad del hoyo durante el perfilaje. calibrar con los núcleos y de esta manera evaluar en grado de efectividad de esta herramienta de perfilaje.  Registro de Imágenes: Determinar estratigrafía. definición cuantitativa de radiación natural e identificación mineral. así como. migración de fracturas y calibrar sísmica. Para la Formación Naricual (hoyo de producción). Breakouts. orientación de esfuerzos. presencia y dirección de fracturas. volumen del yacimiento y productividad de la formación. modelo de saturación de agua.  Resonancia Magnética: Caracterización Petrofísica del yacimiento. cantidad y orientación de anisotropía. permeabilidad relativa. buzamientos.  Registro de Presiones y Caracterización de yacimientos: Evaluar el comportamiento de las presiones del campo. asociado al modelo Petrofísico.
petroleoamerica.com/2011/04/rayos-gamma-expectral.html .com/2011/04/ari-azimuthal-resistivity-imager. Los procesamientos finales y reportes escritos de los registros especiales se requieren en un máximo de cuatro días.html http://www.petroleoamerica. sin embargo se necesitaran preliminares los cuales deben ser entregados en campo (excepto el Sónico dipolar).A. geológico y de yacimientos previos a la selección de cañoneo.La compañía seleccionada se debe comprometer a entregar reportes escritos de los procesamientos realizados. BIBLIOGRAFIA http://www. para realizar análisis petrofísico. 1. Al final de la última corrida de registros (hoyo de producción) la compañía debe entregar una película con todos los registros inducción. 2001.
php/terms:neutron_log#neutron_log%20idneutron_ log http://petrofed.net/upload/IAI/17-20mar10/WellLoggingTech.pdf .org/glossary/wiki/doku.- http://www.winwinhosting.spe.
Una nueva característica incluye una mejora en las capacidades azimutales por medio del calculo de las medidas de la densidad y el factor fotoeléctrico (Pe) en dieciséis sectores individuales. derecha) los cuales son orientados con magnetómetros internos. La herramienta VISION Densidad Neutrón provee medidas de neutrón compensado y detallada litología para una evaluación cuantitativa de la formación mientras se perfora.SERVICIOS VISIÓN DENSIDAD NEUTRÓN. Las medidas han sido mejoradas con respecto a las anteriores tecnologías del Azimutal Densidad Neutrón (ADN). Con el uso de un estabilizador en pleno calibre (dentro de ½ in). Los datos son subsecuentemente agrupados en cuatro cuadrantes (arriba. el criterio primario para unos datos exactos de densidad requiere una mínima distancia entre la herramienta y la pared de la formación. izquierda. abajo. Los datos azimutales proveen imágenes cuantitativas las cuales son usadas para interpretaciones avanzadas e información de la inclinación de las formaciones. Debido a la limitada profundidad de investigación. las densidades en los cuatro cuadrantes y el Pe’s serán medidos con exactitud y cualquier contraste asociado entre los cuadrantes es una indicación de invasión a la formación o heterogeneidades en la formación. Las medidas directas de los datos azimutales eliminan la necesidad de emplear técnicas estadísticas para compensar por efectos de agujero en herramientas que miden densidad promedio. Contrariamente. cuando la herramienta es corrida lisa o con un estabilizador debajo .
formaciones heterogéneas. proveen detección precisa de estratos en pozos horizontales y eliminan la conjetura en aplicaciones direccionales. Las capacidades de imágenes de los servicios VISION añaden un valor nunca visto para la interpretación y para las aplicaciones direccionales. y cuantificaciones de las zonas productoras. temperatura. Las medidas de densidad son hechas con dos detectores uno a corto espaciamiento y otro a largo espaciamiento para compensar por efectos de diámetro de agujero. nódulos. rugosidad. requeridos en pozos que tienen arriba de 5° de desviación. y el caliper ultrasónico. Este uso de detectores provee un incremento en la calidad de los registros cuando se perfora a altas velocidades. índice de hidrógeno. Las medidas de densidad y porosidad son basadas en tecnología equivalente a la de los registros de cable provenientes de la herramienta Lito-Densidad (LDT) y Registro de Neutrón Compensado (CNL) respectivamente. forma. identifica la porosidad invariante del agujero (BIP). las medidas de porosidad neutrón son ambientalmente corregidas por tamaño de agujero. información de los neutrones es requerida para obtener las medidas de porosidad y cuantificar reservas. Un análisis espectral de los datos del detector de corto espaciamiento deriva la medida de Pe con una afilada resolución vertical.del calibre. Una nueva técnica de procesamiento. Schlumberger deriva la porosidad a través de medidas directas de neutrones en lugar de confiar en relaciones ambiguas de rayos gama. Además de los datos de densidad. El procesamiento BIP resuelve esto mediante la aplicación de una función matemática entre la relación de cuentas cercanas y lejanas. excentricidad. Adicionalmente la corrección por salinidad de la formación puede ser aplicada conforme sea requerida. salinidad y excentricismo. Las imágenes VISION proveen una ayuda visual para clarificar preguntas complejas en la interpretación como son. Pe. la densidad del cuadrante de abajo generalmente proveerá la mejor densidad de la formación pues el contacto con el agujero es típicamente alcanzado a través de las fuerzas gravitacionales. esta ha sido desarrollado para tener una mejor compensación para la porosidad neutrón por efectos de agujero. Cualquier dato azimutal puede ser graficado como imagen incluyendo las medidas de densidad. fracturas. La medida de porosidad resultante es invariante con respecto al diámetro del agujero. Los métodos tradicionales que tomaban una simple relación entre las cuentas del detector cercano y el detector lejano no podían compensar adecuadamente para variaciones de agujero desconocidas y regularmente no medibles (tamaño.echados de las formaciones. etc). Las medidas azimutales reducen la sensitividad a la rugosidad del agujero. En las imágenes bien detalladas puede ser identificado fácilmente y rápidamente secuencias de delgadas capas de arenas y lutitas y la inclinación de las formaciones. Una de las ventajas de Schlumberger es la utilización de detectores de centello en contraste de los menos eficientes detectores de tubo de Geiger-Muller. Esta relación cancela efectivamente los efectos por diámetro de agujero dentro de un radio de arreglo desde el centro de la herramienta. alejamiento. Como los procedimientos estándares indican. forma del . Las imágenes son usadas para dirigir los pozos apropiadamente hacia zonas de alta porosidad e indicar la orientación de los pozos con respecto la geometría de la estructura. Las medidas virtualmente no requieren corrección por ensanchamiento de agujero.
agujero o alejamiento de la herramienta. . Esto es especialmente importante en situaciones dinámicas de LWD con herramientas excéntricas e inexacta medidas de caliper.
Como todas las herramientas nucleares LWD de Schlumberger. . En caso de que la sarta llegara a quedar atrapada. las fuentes son mecánicamente conectadas e insertadas de una manera segura en el centro de la herramienta.La herramienta utiliza dos fuentes radioactivas para registrar estas incluyen una fuente de neutrones y una de rayos gama. la fuente puede ser recuperada vía línea de acero para eliminar riesgos operacionales y ambientales durante las operaciones de pesca.
La herramienta de 6 ¾ in también proveen un sensor ultrasónico para información de caliper / alejamiento. la densidad. Las herramientas VISION Densidad Neutrón son combinadas como una parte integral de los servicios de VISION475 y VISION675. y el factor fotoeléctrico. . y GeoVISION675 para un completo servicio de evaluación de formaciones con un triple-combo. Las medidas ultrasónicas son alineadas con los detectores de densidad para obtener imágenes de caliper en el modo de memoria.Además de la porosidad neutrón. medidas de shocks en el fondo y rpm son también hechas.
• La capacidad de LINC permite recuperar los datos de la memoria en el fondo para minimizar los viajes. • Los datos de los dieciséis sectores proveen capacidad de imágenes detalladas. • Los datos de cuadrantes proveen datos exactos de densidad ya sea configuraciones lisas o con estabilizador. Porosidad Neutrón.Características y beneficios: • Mediciones nucleares azimutales mientras se perfora. • Combinable con otros servicios. • Las imágenes de densidad son usadas para calcular los echados de las formaciones e identificar características de largas escalas estratigráficas. • Densidad de la formación. • La capacidad de imágenes provee información para dirigir los pozos hacia zonas más productivas. . • Las imágenes proveen un camino fácil y eficiente para la interpretación de datos complejos. Factor fotoeléctrico y caliper ultrasónico. • Las fuentes radioactivas son recuperables con línea de acero para reducir problemas ambientales.
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