Instrumentación

Dado que las mediciones de saturación del PNC están diseñadas para pozos de producción entubados que son muy delgados, por lo general 1 11/16 pulgadas de diámetro. Esto permite la inserción de la herramienta en pozos de producción que pueden contener tubería. Por supuesto, el diámetro pequeño complica la ingeniería de este tipo de herramientas.

Algunos dispositivos utilizan sistemas de doble detector en un intento para corregir la perturbación que puede ser provocada por el pozo, así como para proporcionar una estimación de la porosidad.

Las técnicas para la extracción de la sección transversal de captura de formación intrínseca han proliferado junto con el número de mediciones experimentales en las formaciones de diferente porosidad y la salinidad y la carcasa variada y condiciones del pozo.

Uno de los retos en la toma de la medición decaimiento térmica es la separación de las señales de sondeo y de formación.Aunque a uno le gustaría controlar solo la población de neutrones de la formación, los rayos gamma de captura desde el pozo son detectados también.Este componente es de poco interés para la determinación de las propiedades de la formación.

La figura 15.3 muestra el enfoque utilizado en un solo dispositivo. La distribución del tiempo de rayos gamma ilustra el decaimiento de la señal del pozo y la parte debido a la formación.

Fig. 15.4 Los datos de laboratorio de un dispositivo de doble detector que ilustra el tiempo de decaimiento de dos componentes. Comparación de la formación observada Σ con el valor intrínseco de 15,7 cu muestra que el efecto de difusión es más pequeño para el detector lejano.

Poco tiempo después de la explosión de neutrones, una serie de puertas cronometradas acumula la tasa de recuento de rayos gamma, ya que decae. Este ciclo se repite cada 800 mu s. Después de 1.250 de estos ciclos, una señal de fondo se determina, que luego se resta de la secuencia anterior de las mediciones de impulsos.

En este experimento la absorción del pozo Σbh excede la absorción formación Σfor, dando lugar al rápido decaimiento del componente del pozo.

En otra situación en la que el fluido de perforación es fresco y el fluido de formación es salino, de modo que Σfor > Σbh, el componente de decaimiento mas rápido puede ser asociado con la formación.

En este caso, esperando un tiempo suficientemente largo antes de determinar la constante de desintegración resultará en la obtención sólo del valor Σbh.En tal caso, la descomposición de la curva de decaimiento en sus componentes es una ventaja.

Deshacerse del componente del pozo en la medición de la curva de decaimiento es sólo una parte del problema.El efecto de difusión también se puede ver en los datos de la Fig. 15.4.El 42 p.u. arenisca en la que se hicieron las mediciones tenido una matriz Σ determinado independientemente para ser 11,1 cu.El pozo se llena con agua salada, y el actual Σ de la formación llena de agua dulce es 15.7 cu.A la izquierda, el más cerca de los dos detectores ve el componente de decaimiento de la formación con una aparente Σ de 18.3 cu, mientras que, a la derecha, el más alejado de los detectores de la fuente produce una aparente Σ de 16,7. Como era de esperar, este último valor es muy cercano al valor intrínseco, pero el efecto de la difusión sigue observándose.

La tabla 15.2 compara, para algunos materiales puros, los valores de intrínseca Σ con los observados con un solo sistema de medición temprana.

Tenga en cuenta, las grandes discrepancias en los materiales de matriz; parte se deben a la absorción de impurezas en las muestras y parte al efecto de difusión, sin corregir en este dispositivo temprano.

Otro enfoque para eliminar el efecto de pozo y la determinación de los efectos de la difusión de los datos medidos se basa en un instrumento que utiliza una doble pulsación de la fuente de neutrones. Este instrumento utiliza primero un pulso corto cuya descomposición está dominada principalmente por el medio ambiente del pozo para determinar una aproximación de Σbh , seguido por un pulso mucho más largo que combina efectos del pozo y formación juntos, junto con los efectos de difusión.

Interpretación

Independientemente de los detalles de ingeniería y variaciones en los modos de pulsos, los dispositivos descritos anteriormente se utilizan para la determinación de la saturación de agua, particularmente en pozos entubados.

El absorbente más común e importante de neutrones termales es el cloro,que está presente en la mayoría de las aguas de formación. Por lo tanto una medición del parámetro Σ se asemeja a las medidas habituales de resistividad en agujero descubiertos. Se puede distinguir entre el agua salada y aceite contenida en los poros. Si se conoce la porosidad, las interfaces de gas/aceite pueden ser localizados. Cuando se conocen la salinidad, la porosidad y la litología, la saturación de agua se puede calcular.

Este tipo de análisis se simplifica si la porosidad se conoce de otra, presumiblemente en registros de agujero descubierto. Sin embargo, en muchas aplicaciones de un registro de este tipo no está disponible y la presencia de la tubería prohíbe el uso de otro dispositivo de porosidad.

Para estas ocasiones, una estimación de la porosidad se puede proporcionar partir de la relación de las tasas de conteo integrados desde un dispositivo detector dual. La estimación debe tener en cuenta el tamaño del pozo, el tamaño de la tubería , litología, y también, el espesor del cemento.

A pesar de la complejidad de la física de la medición y su ingeniería de implementación, Σ tiene una ley de mezcla particularmente simple. En el caso más simple de un solo mineral, el valor medido Σ consta de dos componentes, uno de la matriz y el otro del fluido de formación:

Esta simple ecuación se puede escribir porque se trata de secciones transversales macroscópicas; por definición, se combinan volumétricamente. Para determinar la saturación de agua, el componente líquido se subdivide en componentes de agua y de hidrocarburos:

En una formación limpia (libre de arcilla) la solución gráfica de esta simple ecuación para Sw se muestra en la Fig. 15.5. Para utilizar este método, los valores de Σw, Σh, y Σma deben conocerse o determinarse a partir de los registros. La presencia de una zona de agua en el intervalo registrado simplifica esta tarea.

Para la determinación de la saturación, la interpretación de la medición es cuestionable si la salinidad del agua es inferior a 100.000 ppm y si la porosidad es inferior al 15%. Esto es particularmente cierto en las zonas arcillosas, debido al rango limitado de variación-Σ en la saturación. La presencia de arcilla, que puede contener absorbentes térmicos como el boro, perturba seriamente este esquema de interpretación simple, pero una serie de referencias indican los métodos para hacer frente al problema.

Fig. 15.5 Una solución gráfica de saturación de agua a partir de la medición de Σ, cuando la porosidad se conoce en una formación limpia.

Fig. 15.6 Una presentación típica del registro Σ en un yacimiento simulado.

Tal vez la aplicación más exitosa de este tipo de medición se encuentra en la técnica de lapso de tiempo. En este procedimiento, el cambio en la saturación entre dos carreras en un yacimiento en producción se puede determinar directamente a partir de la diferencia entre los dos valores medidos Σ, la diferencia entre Σw y Σh, y el valor de la porosidad:

Para ilustrar el comportamiento de un registro de neutrones pulsados, véase la Fig. 15.6, que muestra secciones de arena arcillosa y carbonato.

Fig. 15.7 una grafica de Σ y densidad de una zona de la simulación del yacimiento. Dado que el intervalo utilizado no contiene hidrocarburos, la determinación de Σw es posible.

Espectroscopia de neutrón pulsado.

La evolución de un tipo diferente de dispositivo de neutrones pulsados (la herramienta de espectroscopia de rayos gamma inducidos) fue motivado principalmente por el deseo de hacer las mediciones de saturación de petróleo en la presencia de agua salina.

Esto, en principio, se puede hacer mediante la medición de átomos de carbono y oxigeno en la formación. Los dispositivos que se han diseñado para llevar a cabo esta medida se refieren a menudo como herramientas C/O.

Herramientas de espectroscopia de rayos gamma inducidos son una familia un tanto más complejo de herramientas de neutrones pulsados. Explotan la identificación de los rayos gamma resultantes de las interacciones de neutrones con los núcleos de formación en lugar de simplemente el comportamiento en el tiempo del flujo de rayos gamma detectado.

Estas reacciones son de los tres tipos generales discutidos anteriormente: reacciones de captura, inelásticas, y de partículas. En los tres casos, el núcleo resultante se deja en un estado de excitación que decae, produciendo rayos gamma con energías que son características del núcleo particular, que ha sido objeto de de-excitación.

Las interacciones inelásticas, que se producen sólo por encima de una umbral de energía que varía de un núcleo a núcleo, son producidas por los neutrones de relativamente alta energía. Por lo tanto, los rayos gamma detectados durante la ráfaga de neutrones media e inmediatamente después, antes de que la energía de los neutrones ha caído demasiado lejos, son más propensos a ser inelástica. Al tiempo suficiente después de que el generador de neutrones está apagado, los rayos gamma de captura comenzarán a aparecer como los neutrones termales.

Figura 15.8 indica esquemáticamente las reacciones importantes que se observan durante la fase inelástica de funcionamiento de un dispositivo de espectroscopia de neutrones pulsados. En un caso, el carbono es excitado por el neutrón rápido y emite un rayo gamma de 4,43 MeV. Se muestran otros dos tipos de reacciones con oxígeno. En uno, el oxígeno se transmuta en nitrógeno. Posteriormente, se desintegra y emite un rayo gamma de 6,13 MeV. El tercer caso es más complicado, en que el oxígeno se transmuta a 13C, que luego emite un rayo gamma de 3,68 MeV.