Registros de pozos - apuntes.ceitba.org.ar fileRegistros de Pozos (I.T.B.A) Apunte de Gonzalo Pérez Cometto.- Página 1 de 43 Registros de pozos ** I.T.B.A. Repaso para el final

Registros de Pozos (I.T.B.A) Apunte de Gonzalo Pérez Cometto.-

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Registros de pozos ** I.T.B.A.

Repaso para el final Gonzalo Pérez Cometto

[email protected] ÍNDICE 1-2 MEDICIÓN DE LA PROFUNDIDAD 3-4 + Ruedas calibradas 3 + Marcas magnéticas 4 + Por casing agregado 4 MEDICIÓN DEL DIÁMETRO DEL POZO ** CALIPER ** 5 RESISTIVIDAD Y CONDUCTIVIDAD 6 TEMPERATURA DE FORMACIÓN 6 ECUACIÓN DE ARCHIE 7 MODELO DE FORMACIÓN INVADIDA 7 REGISTRO DE POTENCIAL ESPONTÁNEO ** SP ** 8 RWA (QUICK LOOK METHOD, PRESENCIA DE HC) 9 RXO/RT (QUICK LOOK METHOD, MOVILIDAD DEL HC) 9 GAMMA RAY (GR) - REGISTROS RADIOACTIVOS 10 REGISTRO DE NEUTRÓN 11 REGISTRO DE DENSIDAD 13 REGISTROS DE RESISTIVIDAD 17 Lateral Log 17 Factor Geométrico (J) 17-18 Factor geométrico (G) 19 Profundidad de investigación 19 Induction Log Depth, ILD 19


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AIT (Array induction Tool) 19 MSFL, MCFL y MLL 20 Microlog 20 RESONANCIA MAGNÉTICA NUCLEAR (RMN) 21 Registro SÓNICO 24 Cementación 26 Registros CBL-VDL 26 Microanillo 29 Ensayadores de formación 30 ALGUNOS EJERCICIOS 31 REFERENCIAS 38 ANEXO DE FÓRMULAS 39 – 43

Nota importante LEER POR FAVOR:

Este material fue elaborado por Gonzalo Pérez Cometto para estudiar en la cursada de Registros de Pozos y de ninguna manera pretende transformarse

en material de estudio. Se asume que quien lo lea posee la responsabilidad y el criterio suficiente,

como alumno del I.T.B.A. y ligado a sus valores, de discernir sobre la veracidad del contenido sea correcto o no, quedando a su completo criterio

el uso que le de al mismo. EL AUTOR DE ESTE MATERIAL RECOMIENDA asistir a clases, despejar dudas con los profesores y aprovechar su buena disposición y experiencia (son excelentes y muy reconocidos en la industria), leer la bibliografía básica y la recomendada, el material de la cátedra y todo

elemento asociado, ejercitar mucho, hacer los TPs, para poder asentar los conocimientos de la materia como corresponde antes de leer el presente

resumen puesto que un alumno del ITBA NUNCA utilizaría este material como única y principal fuente de lectura por no estar asociada a la cátedra. Otra metodología de estudio correspondería a un alumno mediocre que no

representa los ideales de la facultad y que a la larga será fácilmente reconocido por profesores, compañeros e incluso colegas cuando sean

profesionales. EL PRESTIGIO DE LA FACULTAD LO CONSTRUIMOS TODOS, VOS TAMBIÉN, NO SEAS MEDIOCRE.


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MEDICIÓN DE LA PROFUNDIDAD + A cable: Ruedas calibradas Marcas Magnéticas

+ Estimación por casing Ruedas calibradas Hay dos ruedas, cada una mide el número de vueltas por separado y luego se promedia. Son de alta precisión.

La tensión del cable varía según: Subida (+ tensión) Bajada

La profundidad suele tomarse en bajada y los perfilajes en subida. El error se considera tolerable si es 1 en 1000 metros. Referencia de profundidad MT ó GL (Ground level), nivel del terreno en Argentina.


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Marcas magnéticas Cable que cada 50 metros se le agrega un imán. El cable se baja y en su recorrido pasa por un detector. El mismo es una bobina, que gracias al movimiento relativo del imán, se carga y emite una señal.

Por casing agregado Es una estimación inicial. Según los largos de los casing agregados, la acumulada da la profundidad.

1csg ≈ 30 ft


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MEDICIÓN DEL DIÁMETRO DEL POZO ** CALIPER ** Permite conocer el diámetro real del pozo. De distintos tipos, 2 a 4 brazos que es el más preciso. Uso principal Calcular el volumen del pozo para cementar. Usos secundarios Saber si hubo derrumbes o si una capa es permeable. Diámetro nominal = Diámetro del trépano Diámetro real = Diámetro del caliper Si: Dreal < Dnominal Hubo invasión del lodo a la formación ya que se formó el

mudcake (revoque) Dreal > Dnominal Hubo derrumbe (formación poco consolidada) Dreal = Dnominal Formaciones impermeables y bien consolidadas.


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RESISTIVIDAD Y CONDUCTIVIDAD

r = resistencia = ohm R = resistividad = ohm.m C = conductividad = mho/m = Siemens/m Se suele registrar C = conductividad = 1000/R= mmho/m Agua dulce NO es conductora. Agua salada es conductora. A + Salinidad, + Temperatura más conductiva (menos resistiva)

Las resistividades R1 y R2 de una solución a temperaturas T1 y T2

++

=77,677,6.

1

221 T

TRR (T °F)

++

=5,215,21.

1

221 T

TRR (T °C)

TEMPERATURA DE FORMACIÓN Se asume un gradiente lineal

dprofundidaGradienteTT SUP .+=

1

1

profTT

Gradiente SUP−=

Tsup, es la media anual de la alocación.


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ECUACIÓN DE ARCHIE Sirve para formaciones limpias, sin arcilla.

wmwo RRFRφ1. ==

Ro: Resistividad de la roca saturada 100% en agua F : Factor de formación m: Exponente de cementación

nw

mw

nw

wt S

RS

RFR

..

φ==

Rt: Resistividad de la roca n: Exponente de saturación

n = 2 en general

27,1 ≤≤ m El uso principal de la ecuación de Archie es hallar la saturación de agua:

tm

ww R

RS

.φ=

MODELO DE FORMACIÓN INVADIDA


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REGISTRO DE POTENCIAL ESPONTÁNEO ** SP ** Se aprovecha del potencial natural, aquí dado principalmente por diferencias de salinidades. Uso principal detectar zonas de arenas (capas permeables) y arcillas (capas impermeables) Uso secundario Estimar Rw (y Sw) y Vcl (volumen de arcillas) La idea es la siguiente. Uno medirá el SP sobre el lodo si hay admisión habrá medición distinta (deflexión en la curva) A mayor deflexión, mayor admisión se considera una arena más limpia (con menor cantidad de arcillas) NO habrá admisión si el lodo es no conductivo sólo es útil en lodos a base agua

−=

eqw

eqmf

RR

KSP,

,log.

K = constante

)(.24,065 CTK °+= )(.133,061 FTK °+=

Rmf,eq es el Rmf corregido por actividades químicas Se obtiene de tablas o bien,

Si Rmf (@ 75 °F) > 0,1 RmfR eqmf .85,0, = Para estimar el volumen de arcillas se asume que la arena limpia será la de mayor deflexión en la curva SP

MAX

SP SPSPVcl −= 1)(

SPMAX se considera zona de areniscas 100% (aunque no sea cierto).


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RWA (QUICK LOOK METHOD, PRESENCIA DE HC) Al usar la Ec. de Archie sólo es válido en formaciones limpias.

o

wt

mt

twA R

RRR

FR

R === φ.

RwA es la resistividad del agua de formación aparente, incluye a TODOS los fluidos que contiene la roca. Entonces, RwA = Rw 100% Agua

(Rt = Ro) RwA > Rw Presencia de Hidrocarburos

(Rt y Ro son distintos) RXO/RT (QUICK LOOK METHOD, MOVILIDAD DEL HC) Al usar la Ec. de Archie sólo es válido en formaciones limpias. Como,

nw

wt S

RFR

.= y n

xo

mfxo S

RFR

.=

n

xo

w

w

mf

t

xo

SS

RR

RR

= .

Entonces,

Si Sw<Sxo w

mf

t

xo

RR

RR

< Por lo tanto HAY HC MÓVIL

Si Sw=Sxo w

mf

t

xo

RR

RR

= Por lo tanto HAY HC INMÓVIL o bien AGUA


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GAMMA RAY (GR) - REGISTROS RADIOACTIVOS No emite radiación, solo recepta la radiación natural de la naturaleza ya que hay elementos que son naturalmente radiactivos: Se corre despacio porque la radioactividad es un fenómeno aleatorio. + K, potasio Arcillas + Th, torio Areniscas y carbonatos + Uranio La radiación se mide en cps (cuentas por segundo) pero en los registros se utilizan los °API como estandarización. Principal aplicación Correlación de pozos Aplicaciones secundarias Puesta en profundidad de ensayos, estimación de Vcl. Como mide mucho en zonas de arcillas (la deflexión allí es mayor) se toma como capas de arcillas. Se puede estimar el Vcl,

MINMAX

MINGR GRGR

GRGRVcl

−−

=)(

GRMIN saco valor de zona de arenas limpias (menor deflexión y con SPmax) GRMAX saco valor de zona de máxima deflexión (y menor SP)


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REGISTRO DE NEUTRÓN COMPENSADO El registro neutrón compensado (CNL) está afectado por litología debido a que los neutrones son moderados principalmente por el hidrógeno pero otros átomos como el carbono, el oxígeno y el silicio tienen también un efecto moderador. Además, en la etapa de absorción de neutrones termales el cloro tiene un efecto importante. El registro se calibra en calizas saturadas en agua dulce, y por lo tanto la porosidad leída es la real en calizas. Para arenisca o dolomita se debe efectuar una corrección de acuerdo al gráfico adjunto, que también muestra la corrección adicional por salinidad adicional que se debe aplicar en el caso de aguas muy saladas. En cuencas donde no hay calizas se acostumbra presentar directamente el registro convertido a escala arenisca mediante el gráfico, que para porosidades medianas y altas equivale a sumarle aproximadamente 5 unidades de porosidad. Emite neutrones y recibe Rayos Gamma. Los neutrones en su viaje por la formación chocan contra átomos y pierden energía. Como el hidrógeno es muy másico entonces provoca que pierdan mucha energía. Luego de sucesivos choques llegan a un nivel de energía llamado termal y son absorbidos. Sólo no sirve, se corre junto con el registro de densidad.

FAR

NEAR

cpscps

Ratio = α PHIN

Lectura baja Alta phi, alto H2 Lectura alta Baja phi, bajo H2

Principal utilidad Detectar la presencia de gas (para ello precisa comparar con el registro de densidad) Utilidad secundaria Calcular la porosidad junto con el registro de densidad. En gas lee cualquier cosa y da lectura negativa y en arcillas en general no anda bien.

clclDN PHIDPHIN

PHIDPHINVcl−−

=

Porosidad Formaciones limpias y sin gas

ND φφ = PHINPHIDPHI ==

Formaciones arcillosas y sin gas

ND φφ <

Sin corregir por arcillas Dφφ = Corregido por arcillas DClDDC Vclφφφφ .−==


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Formaciones arcillosas y con gas

ND φφ > Se hace corrección por excavamiento del gas (producido por átomos que no son de hidrógeno)

Sin corregir por arcillas 4

3 ND φφφ

+=

Corregido por arcillas 4

3 NCDC φφφ

+=

NClNNC Vclφφφ .−=


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REGISTRO DE DENSIDAD Emite Rayos Gamma a la formación y los recibe luego de que estos son dispersados por la formación principalmente por el Efecto Compton. En general se utiliza el Ce (Cesio) como fuente radioactiva. A igual Z/A la variación en medición se debe a la densidad de la roca. Z = n° atómico A = n° másico Puede correrse en pozo entubado, a condición que haya buen cemento y que la cañería sea de 7” o mayor. Utilidad principal Mide la densidad de la roca “bulk density” y el factor fotoeléctrico de la formación (para estimar la mineralogía) Utilidad secundaria Estimación de la porosidad, del contacto (OWC/GWC), litología con LDT tool. Mide bien en: Areniscas Calcitas/calizas Dolomitas Agua

En realidad se calibra la herramienta para que lea bien en agua. Porosidad Para obtener la porosidad efectiva se debe corregir por efecto de arcillas. Formaciones limpias y sin gas

( )φρφρρ −+= 1mafb

+ bρ , densidad leída + fρ , densidad del fluido (1 p/agua) + maρ , densidad de matriz (2,65 g/cm3 p/areniscas)

FMA

BMAD ρρ

ρρφ−−

=

WMA

BMAD ρρ

ρρφ−−

=


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donde ρw es la densidad del agua que es función de la salinidad, presión y temperatura. Debido a su poca profundidad de investigación, el agua que afecta al perfil de densidad es la del filtrado del lodo. Para lodos dulces o salados hasta 30,000 ppm a condiciones de presión y temperatura de reservorio, ρw es aproximadamente igual a 1 g/cm3, por lo tanto:

1−−

=MA

BMAD ρ

ρρφ


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Formaciones arcillosas y sin gas En capas arcillosas la porosidad derivada de la densidad es igual, en primera aproximación, a la porosidad total de la formación. Es decir, que mide toda el agua, incluida el agua ligada a las arcillas.

( )clmaclclfb VV −−++= φρρφρρ 1 + clρ , densidad de las arcillas + clV , volumen de arcillas

Si wma

clmaDcl ρρ

ρρφ

−−

=

DclclD V φφφ −=

Formaciones con gas

La presencia de gas en la zona invadida disminuye la densidad de fluido

)1( xoagxowf SS −+= ρρρ Donde agρ es la densidad aparente del gas y no la real, debido a que la herramienta ha sido calibrada para leer correctamente en caliza y agua y por lo tanto no lee correctamente en gas. agρ se obtiene del gráfico de densidad del gas en función de presión y temperatura. Al disminuir la densidad del fluido, también disminuirá la densidad rb leída por la herramienta

mafb ρφρφρ )1( −+= y por lo tanto la porosidad Dφ leerá de más. También se corrige por efecto de pozo y stand-off. (Haaaay Tablas)


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REGISTROS DE RESISTIVIDAD Siguiendo el modelo de escalón para la invasión: Medición de Rt (resistividad zona virgen):

Inducción (registros inductivos sólo para lodos poco conductivos) Laterolog (registros por electrodos sólo para lodos conductivos) AIT (Array induction tool), (registros inductivos sólo para lodos poco conductivos)

Medición de Rxo (resistividad zona cercana):

MSFL, MCFL (miden Rxo) Microlog (detección de revoque y capa permeable)

Radios de investigación:

Zona invadida Zona virgen Rxo Rt Sxo Sw

Microlog MSFL LLS LLD AIT En general se corrigen las lecturas por efecto de pozo. (Hay tablas) Lateral Log Requiere lodos conductivos. Mide resistividad. A diferencia de SP, aquí se induce corriente. LLD mide más profundo. LLS mide más somero. Factor Geométrico (J) Dice cuanto realmente es la medición de la herramienta. NO confundir con efecto de pozo. Hay tablas donde se entra por el DIÁMETRO DE INVASIÓN (no radio, diámetro) y se obtiene el J de la herramienta.

Ra = J* Rxo + ( 1 – J ) * Rt


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Ejemplo, Determinar las lecturas de LLD y de LLS, para el caso de capa de espesor infinito y para el caso de que no hay efecto de pozo, o los registros ya están corregidos por efecto de pozo. RT = 40 ohmm; RXO = 10 ohmm; DI = 30” LLS = 0.59 * 10 ohmm + ( 1 – 0.59 ) * 40 ohmm = 22.3 ohmm LLD = 0.24 * 10 ohmm + ( 1 – 0.24) * 40 ohmm = 32,8 ohmm

Ra = J * Rxo + (1 – J) * Rt


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Factor geométrico (G) Es similar al J pero se usa en herramientas inductivas, es decir en aquellas que miden conductividades.

Ca = G * Cxo + (1 – G) * Ct Profundidad de investigación Es aquella donde el factor geométrico es 0,5 Induction Log Depth, ILD Miden conductividades. La inversa da Rt. En general todos los registros inductivos son de poca resolución vertical. Se basa en crear campos magnéticos sobre la formación que es descrifrado por un receptor. AIT (Array induction Tool) Son como multiples inducciones. Esta herramienta arroja 5 curvas separadas a la misma distancia vertical pero a distintas profundidades. La más común es la AT (A: Array, T: Two distancia vertical es 2 pies) Así por ejemplo se tiene: AT 90 AT 60 AT 30 AT 20 AT 10 Donde el n° es el radio de profundidad AT 90 es la + profunda. Las curvas se pisan No hay invasión Las curvas se separan Hay invasión OJO AT 10 NO es Rxo


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MSFL, MCFL y MLL MSFL Micro Spherical Focus Log MCFL Micro Cilindrical Focus Log MLL Micro Lateral Log Miden Rxo mediante electrodos pero difieren en la forma de enfocar la formación (forma esférica, forma cilíndrica) Microlog Mide el revoque. En los registros se pinta de rojo cuando hay revoque. Rmc = resistividad del mud cake.


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RESONANCIA MAGNÉTICA NUCLEAR (RMN) Todo protón tiene momento magnético que se alinea con un campo magnético externo (Bo). Se pretende alinear Bo tal que enfoque sobre los átomos de Hidrógeno. Mide porosidad total. Tiene poca resolución vertical. Permite inferir, por medio de ecuaciones empíricas, la permeabilidad. Conviene correrlo junto con ensayadores de formación para saber si hay gas y corregir. Mide la cantidad total de hidrógeno en los fluidos y la distribución del tamaño de poros. • No ve los átomos de hidrógeno de la estructura cristalina de las rocas, por lo que las lecturas son independientes de la litología. • Se calibra para que lea porosidad = 1 en un tanque de agua. • En capas con gas en la zona invadida la porosidad leída es menor a la real. • De la distribución del tamaño de poros se puede obtener la fracción de agua ligada a las arcillas, lo que provee una medición indirecta de la arcillosidad. • La porosidad total menos el volumen de agua ligada puede suponerse igual a la porosidad efectiva. • Los petróleos muy pesados pueden afectar la estimación de porosidad efectiva. • De la distribución del tamaño de poros también puede estimarse la fracción de agua irreducible e indirectamente, la permeabilidad. • No puede correrse en pozo entubado.


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Los números salen empíricamente.

FFIBVI +=φ (Porosidad Total) BVI = Bula Volume Irreductible FFI = Free Fluid Index Estimación de la permeabilidad Kenyon (Schlumberger):

2

log,24 ).(.)( Tctemdk φ=

Cte = 4,6 (arenas) Cte = 0,4 (calizas)

Timar-Coates (Halliburton):

2

4 ..)(

=

BVIFFIctemdk φ k

Cte = 10000 (areniscas)


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Efecto del gas

)1.( gNMR S−= φφ Volumen de Arcillas

TOTAL

EFECTIVANMRVcl

φφ

−= 1


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Registro SÓNICO Se mide DT (Delta Tiempo), que es el tiempo que tarda una onda acústica (ó tren de ondas) en viajar una distancia unitaria de formación (1 pie).

[ ]Velocidadfoot

DT 1sec==

µ

La velocidad es: Gases < líquidos < sólidos Si el pozo tiene “cavernas” lee más de fluido Vel es mayor DT es menor El gas produce saltos de ciclo ya que hace muy lenta la velocidad no se detecta su amplitud y se “saltea”. Hay de: 2 receptores

4 receptores (para zonas con derrumbes)

Tipos de ondas: Compresionales, P. Son las que penetran la formación. Afectadas por litología y

fluidos. De corte, Shear, S.

Stones

Rapidez: P > S > Stones Porosidad Willie:

)1.(. φφ −+= MATRIZfluido DTDTDT

pMAF

MAWillieS CDTDT

DTDT 1.,

−−

=φ

1001 SHEAR

p

DTC

= va si la formación es poco consolidada (DTSHEAR > 100)


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Raymer-Hunt:

−

=− DTDTDTC MA

HRS .,φ

0,625 < C < 0,7 (se recomienda empezar con 0,67)

Para gases C = 0,6

DTMA sale cuando la porosidad es nula.


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Cementación La principal función del cemento es sellar capas entre sí, es decir cortar su comunicación hidráulica. En la cementación puede haber muchos problemas como: Cañerías mal centralizadas

Derrumbes

Preflujo ineficiente y flujo incorrecto.

Degradación de una mezcla de cemento durante su fraguado. Ya que durante el

fraguado el cemento sufre una descompresión y puede admitir fluido de formación.

Si bien el cemento tiene una permeabilidad baja en pozos gasíferos puede haber flujo. Registros CBL-VDL Su principio de funcionamiento es medir el tiempo de tránsito de una onda por el fluido y la pared del casing. La onda es emitida por una fuente de 20 KHz. CBL mide el tiempo del primer arribo que corresponde al casing. La atenuación de la onda dependerá del diámetro del casing, la dureza del casing y del grado de cementación alrededor del casing. VDL Es como un CBL pero más separadas (fuente-receptor) entonces enfoca más lejos, entre el casing y la formación. Por ende, sirve para ver canalizaciones e intrusión de gas.


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El cement bond Index, da una idea de cómo está cementada la circunferencia de la cañería. CBI > 0,8 es considerada una buena cementación. La representatividad de este índice es limitada entre otras cosas a pozos centralizados, sin microanillos… En general, si se tiene alta atenuación es porque hay buena cementación o mucha atenuación de la formación. Analogía… Golpear una tubería suelta (ver que vibra mucho) y luego sostenerla con las manos y volver a golpearla (ver que al toque se atenúa la onda).


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Microanillo Es un pequeño vacío alrededor del casing. Puede deberse a haber cementado a presión. Ün registro CBL daría que no hay cemento (o sea, cañería libre) pero para sacarse las dudas puede volver a correrse el perfil CBL a presión para “pegar” el casing al cemento. También se puede inferir junto al registro VDL ya que si después de la cañería se tiene buena cementación pero aldedor de la misma no hay cemento, entonces hubo microanillo. Si bien logra el cometido de aislar las formaciones entre sí para pozos de petróleo, en pozos de gas no lo hace.


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Ensayadores de formación Miden presiones y permiten tomar muestras de fluidos. Funcionan como pequeños ensayos de draw-down y Build-up. Usos de medir la presión: Estimar contactos, ver capas permeables e inferir permeabilidad de las mismas. En general se refiere a esta herramienta como RFT (Schlumberger) pero su nombre difiere según la compañía. Procedimiento: Una vez en profundidad * Se cierra válvula ecualizadota que comunicaba con el lodo Se tenía hasta ese entonces la presión hidrostática de la columna. * El patín y la goma empacan sobre la pared de la formación. Se observa ligero aumento de la presión por el hecho de apretar la goma. * Comienza el desplazamiento del pistón de la cámara de preensayo entrando fluido a la cámara. La presión baja en una magnitud que depende de la permeabilidad. En gral el volumen de la cámara es de 10 cm3 (puede haber dos cámaras según la poca o mucha permeabilidad) * Si la formación es lo suficientemente permeable al terminar el llenado se recupera la presión rápidamente hasta casi la presión de formación.

VER DE AGREGAR FIG 11-2 * El ensayo termina cerrando el ensayador, abriendo la válvula ecualizadora y expulsando los fluidos. El manómetro más preciso es el de cuarzo. Estimación de la permeabilidad

wfws PPq

Pqk

−=

∆=

µµ ..5660..5660

El caudal se estima con el tiempo de llenado de la cámara (10cm3 en cierto tiempo…) 5660 es una constante que depende de la herramienta, en este caso es para RFT. Al ser la permeabilidad estimada efectiva (no absoluta) y además por ser tan pequeño el radio de drenaje la permeabilidad hallada será pesimista.


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ALGUNOS EJERCICIOS


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CEMENTACIÓN Decir si hay buen/mal cemento


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Ensayadores de formación Poner ej. De ensayo de formación donde pidan medir k.


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REFERENCIAS CNL Compensated Neutron Log LLD Lateal Log Depth (Similar, ILD Induction Log Depth) LLS Lateral Log Shalow MSFL Micro Spherical Focus Log SFL Spherical Focus Log AIT Array induction Tool (inducción múltiple) CMR RMN (ó MRIL) Resonancia Magnética Nuclear BHC Bore Hole Compensated (Sonic Log) CBL Cement Bond Log VDL Variable Density Log

Las personas son irrazonables, ilógicas y centradas en si mismas, AMALAS DE TODAS MANERAS

Si haces el bien, te acusarán de tener motivos egoístas,

HAZ EL BIEN DE TODAS MANERAS

Si tienes éxito ganarás falsos y verdaderos enemigos, TEN EXITO DE TODAS MANERAS

El bien que hagas se olvidará mañana,

HAZ EL BIEN DE TODAS MANERAS

La honestidad y la franqueza te hacen vulnerable, SE HONESTO Y FRANCO DE TODAS MANERAS

Lo que te tomó años en construir puede ser destruido en una noche,

CONSTRUYE DE TODAS MANERAS

La gente de verdad necesita ayuda pero te podrían atacar si lo haces, AYUDALES DE TODAS MANERAS

Dale al mundo lo mejor que tienes y te patearán en los dientes,

DALE AL MUNDO LO MEJOR QUE TIENES DE TODAS MANERAS

-De un letrero en la pared de Shishu Bhavan. La casa para niños en Calcutta.


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ANEXO DE FÓRMULAS Básicos

TOTAL

FLUIDO

VV

=φ FLUIDO

AGUA

VV

Sw = HCSSw +=1

Ley de Darcy

)(.

21 PPL

Aqk

−=

µ

Las resistividades R1 y R2 de una solución a temperaturas T1 y T2

++

=77,677,6.

1

221 T

TRR (T °F)

++

=5,215,21.

1

221 T

TRR (T °C)

Temperatura

dprofundidaGradienteTT SUP .+=

1

1

profTT

Gradiente SUP−=

Tsup, es la media anual de la alocación. Ec. Archie Válido para formaciones limpias (es decir, areniscas con hasta 10% de Vcl)

nw

mw

nw

wt S

RS

RFR

..

φ==

n = 2 en general

27,1 ≤≤ m

t

mw

w RR

S.φ

=

SP, potencial espontáneo Mayor deflexión en zona de arenas “limpias”.


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−=

eqw

eqmf

RR

KSP,

,log.

K = constante que depende sólo de la temperatura

)(.24,065 CTK °+=

)(.133,061 FTK °+=

Si Rmf (@ 75 °F) > 0,1 RmfR eqmf .85,0, = Caso contrario, de tablas

MAXSP SP

SPVcl −= 1)(

SPMAX se considera zona de areniscas 100% (aunque no sea cierto). GR Mayor deflexión en zona de “arcillas 100%” porque son las más radioactivas.

MINMAX

MINGR GRGR

GRGRVcl

−−

=)(

GRMIN saco valor de zona de arenas limpias (menor deflexión y con SPmax) GRMAX saco valor de zona de máxima deflexión (y menor SP) DN El neutrón se corre junto con el densidad para detectar gas.

clclDN PHIDPHIN

PHIDPHINVcl−−

=

Formaciones limpias y sin gas

ND φφ = PHINPHIDPHI ==

Formaciones arcillosas y sin gas

ND φφ <

Formaciones arcillosas y con gas

Sin corregir por arcillas Dφφ = Corregido por arcillas DClDDC Vclφφφφ .−==


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ND φφ > Se hace corrección por excavamiento del gas (producido por átomos que no son de hidrógeno) Densidad Formaciones limpias y sin gas

( )φρφρρ −+= 1mafb

+ bρ , densidad leída + fρ , densidad del fluido (1 p/agua) + maρ , densidad de matriz (2,65 g/cm3 p/areniscas)

Sin corregir por arcillas 4

3 ND φφφ

+=

Corregido por arcillas 4

3 NCDC φφφ

+=

NClNNC Vclφφφ .−=


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Formaciones arcillosas y sin gas En capas arcillosas la porosidad derivada de la densidad es igual, en primera aproximación, a la porosidad total de la formación. Es decir, que mide toda el agua, incluida el agua ligada a las arcillas.

( )clmaclclfb VV −−++= φρρφρρ 1

Si wma

clmaDcl ρρ

ρρφ

−−

=

DclclD V φφφ −=

TENER PRESENTE

Dφ y Nφ MIDEN TOTALφ

CORREGIDASφ MIDEN EFECTIVAφ RMN

FFIBVI +=φ (Porosidad Total) BVI = Bula Volume Irreductible FFI = Free Fluid Index Estimación de la permeabilidad Kenyon (Schlumberger):

2

log,24 ).(.)( Tctemdk φ=

Cte = 4,6 (arenas) Cte = 0,4 (calizas)

Timar-Coates (Halliburton):

2

4 ..)(

=

BVIFFIctemdk φ k

Cte = 10000 (areniscas)

Efecto del gas

)1.( gNMR S−= φφ


Página 43 de 43

Volumen de Arcillas

TOTAL

EFECTIVANMRVcl

φφ

−= 1

Registro SÓNICO

[ ]Velocidadfoot

DT 1sec==

µ

Willie:

)1.(. φφ −+= MATRIZfluido DTDTDT

pMAF

MAWillieS CDTDT

DTDT 1.,

−−

=φ

1001 SHEAR

p

DTC

= va si la formación es poco consolidada (DTSHEAR > 100)

Raymer-Hunt:

−

=− DTDTDTC MA

HRS .,φ

0,625 < C < 0,7 (se recomienda empezar con 0,67)

Para gases C = 0,6

DTMA sale cuando la porosidad es nula.

RFT

wfws PPq

Pqk

−=

∆=

µµ ..5660..5660

El caudal se estima con el tiempo de llenado de la cámara (10cm3 en cierto tiempo…) 5660 es una constante que depende de la herramienta, en este caso es para RFT. Al ser la permeabilidad estimada efectiva (no absoluta) y además por ser tan pequeño el radio de drenaje la permeabilidad hallada será pesimista.

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Registros de pozos - apuntes.ceitba.org.ar fileRegistros de Pozos (I.T.B.A) Apunte de Gonzalo Pérez Cometto.- Página 1 de 43 Registros de pozos ** I.T.B.A. Repaso para el final