REGISTROS ULTRASONICOS DE EVALUACIÓN DE LA CEMENTACIÓN

8/13/2019 REGISTROS ULTRASONICOS DE EVALUACIN DE LA CEMENTACIN

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Registro e cemento

REGISTROS ULTRASONICOS DE EVALUACIN DE LA CEMENTACIN

El avance de la aplicacin de la tecnologa ULTRASONICA acompaado de los gigantesavances en los equipos de medicin electrnica aplicados al campo mdico no podaquedarse fuera de la industria petrolera. Nuevos registros de imagen fueron introducidosen la evaluacin de los pozos. En lo referente a la evaluacin del cemento nueva familiade registros ultrasnicos fueron desarrollados y fabricados. Con estos registros msavanzados se intent eliminar la incertidumbre que puede surgir cuando se presenta unresultado promedio de la vibracin del casing en la curva del CBL. La herramientaultrasnico mediante un cabezal giratorio orientado, que porta un emisor de 500 KHZ y unreceptor es capaz de efectuar 100 lecturas en los 360 de la circunferencia del casing, auna razn de 4 lecturas por pie, en pozos entubas ( estos se duplican en pozos a hoyoabierto ). Esto permite que la herramienta, enfoca el estudio en una pulgada cuadrada delcasing, a la cual se le mide la decadencia de la onda reflectada y as poder inferir un valor

de la IMPEDANCIA SONICA al material detrs del casing. Cuando este se corre en hoyoabierto el registro de imagen que se obtiene presenta informacin sobre las fracturas queall se encuentra. No solo con esta precisin de enfocar la onda en una pulgada quedabien identificado un canal entre el casing y el cemento, sino que por la orientacin de laherramienta queda exactamente definido su AZIMUT para poder caonearlo y mejorar elcemento. Ahora la otra diferencia entre los registros ultrasnicos y los CBL tradicionaleses la filosofa de la medicin. Tal como vimos en el escrito del CBL, anteriormentedistribuido, la lectura se basa sobre la medicin de la onda que viaja a lo largo del casingy la cual representara la fuerza de vibracin del mismo sencillamente el grado deatenuacin por el cemento detrs del casing. La nueva teora tiene otra base terica parala medicin de la calidad del cemento y la identificacin del material detrs del casing, lacual considera las propiedades acsticas de la matera, bsicamente la impedanciaacstica. Z = v * Por ejemplo el aguan tiene una densidad de 1 y una Z de 1, para el gas

Z < 1 y para el cemento es entre 1 y 6 laboratorios de cemento, la cual impide que setenga una visin clara en la interpretacin de los registros. Es doloroso confesar quenuestro distrito ha desembolsado una buena cantidad de divisas en este tipo de registrosque no han sido bien evaluados por nuestro personal por nuestra poca experticia. Meatrevo a decir que esta limitacin est presenta tambin en los departamentos deGeologa, petrofisica y exploracin, en donde muchos registros de la nueva generacindesde el MDT, RESONANCIA MAGNETICA, SONICO DIPOLAR, etc. Fueron tomados ypoco provecho le hemos sacado a su valor tcnico. La interpretacin bsica siempre ha

estado al cargo de los ingenieros de las contratistas y aqu debo aclarar que loscontratistas alrededor del mundo no venden interpretaciones incluidas en el servicio, laoperadora debe tener sus propios especialistas para ello. En nuestro caso hay escasez deespecialistas a todo nivel, incluyendo el de un anlisis de Build up que est desde losaos 80 en el mercado. La solucin a este radica en un esfuerzo conjunto donde lagerencia da oportunidades y el ingeniero pone su inters y dedicacin a ello, no solo seaprende en los cursos

Ahora bien, ese cambio en la filosofa en s no es tan diferente de la teora anterior, se


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sigue estudiando la onda que regresa al receptor luego del choque con la pared delcasing, lo que prcticamente es el ECO Los registros tradicionales miden la fuerza deleco, su amplitud, mientras la nueva herramienta mide el tiempo de decadencia del eco

Solo que la nueva herramienta con su avances de construccin mecnica y la electronicainvolucrada que permite ensaar el casing pulgada a pulgada forma la gran ventaja de la

nueva herramienta, pero cuando se llega a los resultados presentados en el registro sibien la herramienta cuenta con la gran electronica para manejar y procesar millones dedatos se encuentra con el problema de cmo presentar estos millones de datos en elmapa de cemento sobre el papel, de tal modo que el ingeniero de manera visual interpretay detecta los canales a lo largo del casing. Otra vez caemos en los promedios, de talmodo que luego que la herramienta estudia el casing pulgada a pulgada lo vuelve apresentar sobre el papel en promedios de unos 15 de circunferencia. Esto no est malcon lo que presentaba el CBL convencional de promedio de 360 y tambien es mejor quelo que presenta el sectorial radial cada 45grados.Queda decir, que esta herramienta es de tal alto valor que en modo se corre para evaluarel cemento el la interfase con el casing, pero tiene otro modo de correr que permite

estudiar el casing pulgada a pulgada midiendo su espesor de donde se detecta zonaserosionadas o zonas con hueco, esto se hace a muy baja velocidad de corrida deherramienta. Otra gran ventaja de esta herramienta es su uso a hoyo abierto antes debajar el casing como registro de imagen para detectar fracturas en la roca buzamientode las capas, as sustituye el registro de imagen tradicional, en hoyos con un lodo a basede aceite.

LIMITACIONES DE LA HERRAMIENTA/ INTERPRETACIN

Como cualquier otra herramienta esta presentan serios problemas cuando:

El fluido en el pozo tiene alto porcentaje de slido es de alta densidad Cuando el fluido en el pozo tiene gas libre disuelto La herramienta debe estar bien centralizada, en hoyos inclinados, el alto peso de la

herramienta ( 380 lbs , comparada con 80 lbs del CBL hace esta tarea difcil La interpretacin del registro requiere una zona de casing libre para la calibracin, cosa

difcil de conseguir segn los procedimientos nuestros de cementar los liners hasta elcolgador La relacin entre la impedancia Z y el esfuerzo a la compresin de las lechadas de

cemento, segn su densidad y aditivos deben ser normalizadas en el pas y instaladas ensoft Ware de la herramienta para crear el mapa de cemento representativo. Esimportante que nuestro personal a cargo de la corrida de estas herramientas de

nueva generacin, tengan suficiente preparacin tcnica

PRINCIPIO DE MEDICIN ULTRASONICALa filosofa de esta tecnologa es similar al registro convencional en el sentido que elcasing es bombardeado por ondas de sonido, en este caso de frecuencia ultrasnica yluego en vez de medir la amplitud de la vibracin del casing para deducir el grado deatenuacin, lo que se relaciona con el acoplamiento cemento- casing, la herramienta


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ultrasnica mide el gradiente de declinacin de la decadencia de la onda, a partir de lacual se identifica el material que rodea al casing y su compresibilidad. Cabe destacar quela impedancia Acstica ( Z ) se define como el producto velocidad del sondo en el materialmultiplicado por la densidad del mismo y su unidad es el Meryl. Esta informacin sepresenta en forma de colores lo que facilita la interpretacin visual en lo que se llama

MAPA DEL CEMENTO, que presnta la impedancia en los 360 de circunferencia delcasing de manera orientada, el azimut 0 es el lado alto del pozo y el azimut 180representa el lado bajo del pozo inclinado y se ubica en el centro de la grafica, es comoabrir el casing sobre un plano horizontal. Esto permite al ingeniero identificar el tope delcemento y posibles canales. Es de indicar que frente a un casing libre la decadencia eslarga y va disminuyendo con el mejoramiento del cemento, por esta razn y con el fin decalibrar la herramienta es requerida una seccin de tubera libre, lo cual no est disponiblepor estar cementando el espacio entre el liner y el casing hasta el colgador. Este es unproblema que compromete la calibracin de la herramienta y hay que buscarle unasolucin.

DESCRIPCION DE LA HERRAMIENTAEs una herramienta de muy altas cualidades mecnicas y electrnicas. En vista que losregistros ultrasnicos tomados en el DGA en su gran mayora fueron corridos porHalliburton vamos a describir la herramienta CAST-V, cuya sigla en ingls significa :Cercunferential Acoustic Scanning ToolVizualization puede correrse en huecosentubados o desnudos: En los huecos entubados estudia el espesor del casing y lacalidad del material detrs del casing, no tiene capacidad para penetrar en el cemento ymucho menos para alcanzar a evaluar la interfase FORMACIONCEMENTO. Cuando seusa en hueco abierto se convierte en un registro de imgenes que identifica fracturas enla formacin.

La herramienta consta de un cabezal rotativo, que lleva un generador de onda sonoraultrasnica de 500 Hz y un receptor a un pulgada de distancia para detectar las ondasreflectadas luego de chocar el casing. Prcticamente hay dos emisores uno enfocadohorizontalmente y el otro enfocado hacia verticalmente hacia abajo. Al igual que todos losregistros este se corre desde el fondo del pozo hacia la superficie. En su viaje bajando enel pozo el emisor horizontal est bloqueado y el emisor vertical est abierto las lecturasledas representan la respuesta a la velocidad de la onda en el fluido que est llenando elpozo. Lo que significa que se est midiendo su contenido de solidos. En mucho denuestro pozo no se pudo empezar lecturas en el fondo por el carcter telescpico de lacompletacin del pozo que dificulta buena limpieza en su fondo. Acordemos que lasondas de alta frecuencia son muy influenciada por la densidad del medio, de tal modo que

un fluido de alto contenido de slidos atena fuertemente la onda y altera el resultado. Elcabezal gira a una alta velocidad los 360 permitiendo de esta manera una cuberturacompleta de los 360 grados del casing, recoge 100 lecturas por pies de viaje hacia arribaa una razn de 4 lecturas por pie en cada azimut.

INTERPRETACIN


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La interpretacin del registro ULTRASONICO en cuanto al espesor de la herramienta esdirecto y se basa en medir el tiempo del viaje de la onda entre el borde interno y externodel casing, conociendo la velocidad de esta onda en el acero se calcula el espesor es unarelacin directa y confiable. En cuanto a la interpretacin de la calidad del cemento comohemos vista en la discusin arriba de la onda del eco reflectado del casing se saca el

gradiente de decadencia, estudios de laboratorio relacionan este factor con la impedanciaacstica de las materias involucradas en esta medicin y as se puede identificar elmaterial detrs del casing gas, agua solido. En los casos de los slidos esta impedanciaest relacionada con los esfuerzos de compresin del cemento por donde se puede inferirno solo la presencia del cemento detrs del casing sino su esfuerzo a la compresin, quea su vez est relacionado con la densidad de la lechada. Las complicaciones vienencuando se usa lechadas livianas, ya que un esfuerzo de 1000 lpc para una lechada decemento convencional se interpreta como un material de baja calidad mientras unalechada liviana de 12.5 lpg con un esfuerzo de 1000 se considera rebuena calidad. Lo quehay que identificar para las lechadas utilizadas en nuestro distrito es el efecto de losaditivos sobre el esfuerzo final de la lechada, lo que requiere trabajos de laboratorio y la

generacin de las tablas correspondientes.

Es bien sabido que cada vez la frecuencia de la onda es mayor su radio de penetracin esmenor, esto significa que las ondas de alta frecuencia se atenan ms rpidamente quelas de baja frecuencia, el resultado es un dimetro de investigacin menor. Tal vez es poreste motivo que las herramientas ultrasnicas se limitan a estudiar la interfase casing-cemento. En caso que el acoplamiento casing cemento es bueno pero debido a algunasburbujas de gas que emigraron dentro de la columna de cemento para luego dejar uncanal, este no ser detectado por la herramienta. Tambin en caso que el acoplamientocemento-formacin es pobre la herramienta tampoco lo detecta. En este sentido la

herramienta ultrasnica al igual que el CBL solo investiga el los contactos casing cementoy no alcanza ver ms profundo. Es por esta razn que la herramienta ultrasnica seaCAST-V USIT tiene que correr conjuntamente con la herramienta tradicional VDL, cuyoreceptor de 5 pies capta y reproduce la totalidad de la onda de 20 KHz en su diferentesfases de propagacin y nos indica las seales de casing, de formacin y del fluidollenando el pozo, segn orden de su llegada, o sea segn su velocidad de propagacin.

En vista que la interpretacin de este registro es bsicamente visual, los coloresimplementados en el mapa de cemento para identificar la impedancia deben serunificados y constantes, no se deben cambiar entre un pozo y otro una compaa y otra,tal como est ocurriendo en los registros radiales. PDVSA EST EN SU DERECHO DE

ESTABLECER SU PROPIO PATRN DE COLORES.Como una herramienta que ayuda a mejorar la interpretacin en las herramientasultrasnicas se acostumbra presentar las curvas de derivadas de las curvas deimpedancia. Las lneas verticales se interpretan como cemento defectuoso y las lneasnerviosas sea zig-zag se atribuyen a buen cemento. Algunos van ms all yrecomiendan presentar la segunda derivada de la impedancia, lo cual sera buenoaplicar.


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Una ultima palabra que debo aadir los registros de pozos no son medidas directas de laspropiedades que se quiere estudiar. No se trata de una pesa donde meta el arroz y pesaexactamente un kilogramo Los registros midenalgunas propiedades relacionados conlo que se quiere investigar: ejemplo: se quiere investigar si el cemento detrs del casing

forma un buen sello, si sabe que, se sabe que el al igual que la campana, cuando se agrracon la mano o est bien sujetado no permite eco, por lo cual se infiere que un buencemento alrededor del casing absorbe la onda y no lo permite vibrar. Cada vez que lacampana est ms libre su eco sera fuerte, se infiere esta propiedad a la amplitud de laonda. Entonces se desarrolla una herramienta que bombardea el casing con una ondasonora y mide la amplitud del eco generado. Una amplitud baja indica zona atenuada porun buen cemento. Entonces hemos visto como nuestros colegas lideres en tecnologarelacionan las propiedades hasta llegar a una propiedad medible, desarrollan laherramienta adecuada y infieren la interpretacin a la propiedad que se busca medianteteoras y pruebas primero de laboratorio y luego de campo. Que significa esto? Viendoprimero que todo las relaciones entre las propiedades luego los factores que afectan las

mediciones, condiciones de hoyo, temperatura, impurezas, errores estadsticos errores deherramienta, errores de medicin, que grado de certidumbre nos queda al interpretar unregistro cualquiera? As funciona la ciencia aplicada, as se han descubierto los campospetroleras y se han explotado, ahora preguntemos despus de tantos resultados exitososalguien desconfa de estas herramienta?


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Registro carbono/oxigeno.

El registro carbono/oxigeno es una aplicacin que determina la presencia de agua

y aceite y sus saturaciones detrs del casing en formaciones cuyas aguas son frescas yde salinidad desconocida. Donde la salinidad es alta y se conoce, los registros de capturade neutrones pulsados son superiores en las determinaciones de la saturacin. Aexcepcin de la nueva generacin de herramientas de dimetro pequeo espectral, lasherramientas de carbono / oxgeno (C / O) han sido tradicionalmente las herramientas degran dimetro y estas requieren el cierre del pozo y la extraccin de la tubera antes deregistrar. Herramientas de dimetro Pequeo, como la herramienta de saturacin dereservorio (RST) de Schlumberger y otras herramientas que estn diseadas tanto para lacaptura y de medida C/O actualmente se estn introduciendo.

Las aplicaciones de estas inducidas por la herramienta de rayos gamma espectral(carbono-oxgeno, C / O) incluye lo siguiente:

Discriminar el contacto agua / aceite cuando la salinidad del agua de formacin es baja odesconocida. Evaluar las zonas de hidrocarburos y saturaciones, en ambientes donde la salinidad

agua sea fresca, mixtos o desconocidos. Localizar las zonas de agua y aceite en las inundaciones de agua donde exista

salinidades mixtas entre la formacin y las aguas de inundacin. Evaluar las saturaciones en formaciones detrs del casing cuando los registros de hueco

abierto no estn disponibles. Seguimiento de los frentes de vapor y de CO2 de inundacin / avance. Numerosas otras aplicaciones se derivan de los rendimientos de otros elementosdistintos al carbono y oxgeno.Carbono y el oxgeno no son suficientesSi bien a primera vista la relacin carbono/oxgeno parece como una medida til paraevaluar la formacin de saturaciones de fluidos, es de poca utilidad por s mismo. Elcarbono y oxgeno se derivan de varias fuentes, tales como fluidos de fondo de pozo de laperforacin, formacin de la matriz y, por supuesto, de los fluidos de formacin. Mientrasque la relacin deseada de C/O de los fluidos de la formacin, el C/O actual mide es la

relacin de las cuentas provenientes de varias fuentes.

De la ecuacin anterior se desprende que el agua como fluido de perforacin esprobablemente la mejor opcin, ya que elimina conteos adicionales de carbono en elhueco. En este sentido, una camisa de exclusin tambin puede ser colocada alrededorde la herramienta para minimizar el efecto de la perforacin. Mientras que el agua puedeser mejor, una sola fase fluida y conocida en el pozo, se explica y es suficiente paraobtener buenos resultados. La RST de mayor dimetro de Schlumberger mide en el


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hueco la relacin de C/O y es capaz de compensar el petrleo y el agua en el pozo. Elconocimiento del tipo de formacin tambin es crtica, ya que la caliza (CaCO 3) y laDolomita (CaMg (CO3) 2) son carbonatos con contribuciones de C y O, mientras que laarenisca (Si02) no tiene ninguna contribucin de C.La figura 7.1 muestra la relacin atmica del C/O, cuando los efectos de la perforacin se

excluyen, varan con la porosidad, la saturacin del aceite y el material de la matriz. Laslneas de los grficos del ventilador estn expresadas en unidades de la saturacin delaceite. Evidentemente, si es solo arenisca en la matriz, C/O es igual a cero en todas lasporosidades si So=0, 100% de agua en el espacio poroso. Si el aceite est presente, larelacin C/O aumenta con la porosidad y la saturacin del aceite.Cuando es una caliza o dolomita pura, la relacin atmica del C/O es 0.333 (un tomo decarbono y tres tomos de oxgeno) a cero porosidad debido a la presencia de CO3 en uncarbonato. Sin embargo, observe que la So = 0,0 en pendiente de la lnea hacia abajo concada vez mayor porosidad. Esto se debe al hecho de que el carbonato, CO3, est siendosustituido con el agua, H20, causando una disminucin en la relacin C/O. Cuando laporosidad es alrededor del 27%, la relacin del C/O es de 0 .3 lo cual podra indicar una

zona de agua en un carbonato o una zona de aceite en la arenisca.Como resultado de la relacin anterior, las herramientas que miden la relacin C/Otambin deben abordar la formacin de la matriz. Por lo tanto, como mnimo, unaherramienta tambin debe discriminar entre una caliza/dolomita, un carbonato y unaarenisca. Las herramientas disponibles hoy en da no slo miden de silicio (Si) y calcio(Ca) a partir de discriminar el carbonato de la arenisca, sino tambin miden lasconcentraciones elementales o rendimientos de elementos como el hidrgeno (H), cloro(Ci), azufre (S) y hierro ( Fe).

Equipos para el Carbono/Oxigeno

Las empresas de servicios que corren el carbono / oxgeno el equipo y el nombre de susrespectivos equipos se indican a continuacin. En el siguiente cuadro 7.1 se muestra unalista de equipos de 3 3 / 8 pulgadas (8,57 cm) o mayor. A menos que el tubing seabastante grande, este grupo de herramientas no est diseado para la operacin a travsdel tubing. El indica que el nombre escrito y las denominaciones son marcas de laempresa con la que estn asociados.Una nueva generacin de equipos se est introduciendo los cuales son capaces de hacertanto el C/O y una captura de las mediciones de calidad en tamaos de tubing pasante.

La herramienta RST de Schlumberger, diseada originalmente para la medida de C/O,actualmente se est programando como una alternativa en la secuencia de pulsos deneutrones para la captura del registro. Las otras empresas han mejorado susherramientas de captura para realizar una medicin espectral. Estas herramientas atravs del tubing pasante se enumeran a continuacin en la Tabla 7.2.Estas herramientas se han valorado al menos a 300 F (150 C) y 13.500 psi (93,1 MPa).Si se opera en cualquier lugar cerca a estas condiciones, pngase en contacto con sucompaa de servicio para el personal subalterno y limitaciones especficas.


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MTODOS DE OPERACIN PARA OBTENER LA RELACIN DE CARBONO/OXGENOSecuencia pulsanteTodos las herramientas de carbono / oxgeno son herramientas de neutrones pulsadosque utilizan un minitron o una fuente similar de neutrn como los usados en lasherramientas de captura. Las herramientas emiten estallidos peridicos de alta energa 14

millones de electrn voltios (MeV) y neutrones a una frecuencia mucho ms alta que lasherramientas de captura. El perodo comprendido entre estallidos es de 50microsegundos para el MSI C/O y 100 microsegundos para el PSG, GST, y RST. Lasmediciones se realizan tanto para los modos inelsticos y de captura.

Los llamados rayos gamma inelsticos surgen de la interaccin entre estos neutrones dealta energa y los tomos del pozo y la formacin en las proximidades de la fuente. Laenerga espectral de estos rayos gamma inelsticos se mide en una compuertacronometrada que est abierta durante el perodo de explosin de neutrones.Dentro de unos pocos microsegundos despus que la fuente se apaga, las colisionesinelsticas cesan y los neutrones bajan a su estado trmico. Los rayos gamma ahora

surgen principalmente en el modo trmico o de captura. Las energas de los rayos gammaen este modo son similares a los detectados por la herramienta de registro de captura deneutrones pulsados. Una compuerta cronometrada se abre durante este periodo decaptura entre los estallidos medidos por el espectro de energa de los rayos gammaderivados del modo de captura. Dado que este modo de captura contina durante cercade 1.000 microsegundos, estos rayos gamma tambin aparecen en el espectro inelsticomedida durante el perodo de estallido. Este espectro de captura debe ser restado delespectro inelstico para corregir estos conteos de captura en el fondo. De esta manera,las energas de rayos gamma en el espectro inelstico corregido estn dando comoresultado slo de colisiones inelsticas y no de eventos de captura.

La figura 7.2 muestra la fuente y la secuencia de sincronizacin para la herramienta deSchlumberger GST. La compuerta inelstica est abierta durante un perodo de estallidode neutrones, tras lo cual se abre una compuerta de captura para medir los conteos defondo. El espectro de las energas de rayos gamma se mide durante las compuertas y elespectro de la captura se resta del espectro inelstico, como se muestra. Hay doscompuertas de captura entre los estallidos de neutrones. El segundo se utiliza para medirla formacin eficaz en la seccin de captura. Esto no es una medida de buena calidad yno puede sustituir a la medicin de la formacin superior de captura disponible en elnuevo tubing pasante con las herramientas de C/O.


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1. Introduccin

En la industria petrolera es sustancial determinar la

presencia de hidrocarburos, y para estimar las reservas se

ha utilizado el perfilaje de pozos como el mtodo

econmico preferido para evaluar formaciones

perforadas. Los registros convencionales han mejorado

progresivamente su determinacin de porosidad y

saturacin de fluidos, pero no ha podido proveer una

estimacin sistemtica de la permeabilidad. Es por esta

razn que el perfilaje con resonancia magntica nuclear

representa una nueva revolucin en evaluacin de

formaciones con registros con cable elctrico.


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La porosidad con NMRL es independiente de los

minerales de la matriz, y la respuesta total es muy sensible a las propiedades de los fluidos. Debido

a

diferencias en tiempos de relajamiento y/o difusividad

entre fluidos, los datos se pueden usar para distinguir

agua asociada con la arcilla, agua capilar, agua movible,

gas, petrleo liviano, y petrleos viscosos. Adems se

puede extraer ms informacin, tal como tamao poral,

permeabilidad, propiedades de hidrocarburos, cavidades,

fracturas, y tamaos de granos.

Las tcnicas de Resonancia Magntica Nuclear han ido

progresando durante los ltimos aos, El xito en la

identificacin y cuantificacin de hidrocarburos se debe

a que integra los datos de perfiles convencionales con la

metodologa interpretativa RMN para mejorar las

aplicaciones de la misma. Con este fin, se ha presentado

un nuevo instrumento RMN, se han desarrollado nuevas

tcnicas de procesamiento de datos, y se han puesto a

disposicin de la industria nuevos paquetes de

interpretacin de datos (tales como soluciones RMN en

tiempo real). Adems de explicar principios y

aplicaciones bsicas de RMN, este libro provee un

entendimiento de estos ltimos logros en perfilaje RMN.

2. Fundamentos Tericos de la Resonancia

Magntica Nuclear (RMN)


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La caracterizacin de los hidrocarburos se ha

perfeccionado gracias a la interpretacin de registros de

RMN, combinados con otras mediciones. En definitiva,

se obtiene una evaluacin ms precisa de la

producibilidad del yacimiento.

2.1 Principios Fsicos de la Resonancia

Magntica Nuclear

La RNM se construye en base a una seal que proviene

de los ncleos de hidrgeno. En el centro de la

herramienta MRIL, un imn permanente produce un

campo magntico que magnetiza los materiales de la

formacin. Una antena que rodea a este imn transmite

energa de radiofrecuencia hacia la formacin, en rfagas

controladas con precisin en el tiempo en forma de

campo magntico oscilatorio. Durante el tiempo entre

pulsaciones, la antena se utiliza para escuchar la seal de

eco decadente proveniente de aquellos protones de

hidrgeno que estn en resonancia con el campo del

imn permanente. Dado que existe una relacin lineal

entre la frecuencia de resonancia del protn y la

intensidad del campo magntico permanente, se puede

ajustar la frecuencia de la energa transmitida y recibida

a efecto de investigar regiones cilndricas a dimetros


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diferentes alrededor de la herramienta MRIL.

2.1.1 Magnetismo Nuclear

Muchos ncleos atmicos poseen un momento

magntico y se comportan como imanes en rotacin.

Estos imanes interactan con los campos magnticos

externos y producen seales medibles que se pueden

maximizar si los campos oscilan a la frecuencia de

resonancia de un ncleo en particular.

El ncleo de hidrgeno se puede considerar como una

barra imantada cuyo eje magntico est alineado con el

eje del momento rotacional del ncleo,. Cuando hay

muchos tomos de hidrgeno presentes y no existe

ningn campo magntico externo, los ejes de los

momentos rotacionales nucleares del hidrgeno estn

alineados al azar

2.1.2 Polarizacin

Para hacer una medicin RMN los tomos de hidrogeno

se alinean como barras imantadas a lo largo de la

direccin de un campo magntico esttico conocido

como B0. Esta polarizacin insume un tiempo

caracterstico conocido como T1, que depende del medio

que rodea al hidrogeno. Cuando B0 se aplica a un ncleo

magntico, B0 ejerce un momento torsional sobre el

ncleo que acta para alinear el eje del momento

rotacional nuclear con B0.


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Cuando se aplica un momento torsional a un objeto

giratorio, el eje del objeto se mueve perpendicular al

momento torsional en un movimiento llamado precesin.

Una vez que los protones estn alineados en el campo

magntico esttico, estn polarizados. La polarizacin

crece en una constante de tiempo, que es el tiempo de

relajamiento longitudinal, T1.

2.2 Datos sin procesar del perfil Porosidad y

Distribucin T2 con RMN

Antes de que una formacin sea perfilada con una

herramienta RMN, los protones en los fluidos de la

formacin estn orientados al azar. A medida que la

herramienta pasa en frente de la formacin, va

generando campos magnticos que activan esos

protones. Se usan secuencias pulsantes diseadas para

generar una serie de as llamados cos de momentos

rotacionales, que son medidos por las herramientas de

perfilaje con RMN y se exhiben en los perfiles como

trenes de ecos. Estos trenes de ecos constituyen los datos

sin procesar de RMN.

Para generar un tren de ecos como el de la Fig. 1, una

herramienta RMN mide la amplitud de los ecos en

funcin del tiempo. Como los ecos se miden en un

tiempo corto, una herramienta de RMN recorre slo unas


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pocas pulgadas en el pozo mientras registra el tren de ecos. Los trenes de ecos as registrados se

pueden

presentar en un perfil en funcin de la profundidad.

Figura 1. Decaimiento de un tren de ecos

La amplitud inicial de un tren de ecos es proporcional al

nmero de ncleos de hidrgeno asociados con los

fluidos en los poros dentro del volumen sensible. La

Fig. 2 muestra la distribucin de T2 derivada del tren de

ecos de la Fig. 1.

Figura 2. Distribucin de T2 derivada del tren de ecos de la Fig.

1

La distribucin de T2 de RMN se puede presentar de tres

maneras: en forma de onda, formato con imagen, y

grfico de distribucin de celdas. Cada una representa la

distribucin de la porosidad en funcin de valores de T2

y, por lo tanto, en funcin de los tamaos porales. Los

tres estilos de presentacin reflejan diferentes

visualizaciones del mismo conjunto de datos.

3. Comparacin entre el perfilaje con RMN

y otras herramientas de registros

Como las rocas de yacimiento tienen tpicamente ms

fraccin rocosa que espacios llenos de fluidos, las


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herramientas convencionales tienden a ser mucho ms

sensibles a los materiales en la matriz mineral que a los

fluidos en los poros. Estos instrumentos estn

fuertemente influidos por la presencia de minerales

conductivos, para que las respuestas de estas

herramientas puedan ser adecuadamente interpretadas, se

requiere un conocimiento detallado tanto de las

propiedades de la formacin como de las del agua que

hay en el espacio poral. Entonces dado que slo los

fluidos son visibles al MRI, la porosidad medida con una

herramienta MRIL no contiene ningn aporte de los

minerales de la roca y no necesita calibrarse para la

litologa de la formacin. Esta caracterizacin de

hidrocarburos independientemente de la litologa hace

que la herramienta MRIL sea fundamentalmente

diferente a las herramientas convencionales de perfilaje.

4. Identificacin de hidrocarburos con RMN

A pesar de la variabilidad de las propiedades RMN de

los fluidos, a menudo se puede predecir la ubicacin de

las seales de fluidos de diferentes tipos en la

distribucin de T2 , o, si hay datos medidos disponibles,

se puede identificar. Esta capacidad provee importante

informacin para la interpretacin de datos de RMN y

hace que muchas aplicaciones sean prcticas.


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4.1 Cantidad de fluido

La herramienta MRIL-PRIME puede medir directamente

la densidad de ncleos de hidrgeno en fluidos de

yacimiento. Como la densidad del ncleo de hidrgeno

presente en el agua es conocida, los datos de la

herramienta MRIL-PRIME se pueden convertir

directamente a una porosidad aparente llena de agua.

Esta conversin se puede hacer sin conocimiento de los

minerales que constituyen la fraccin slida de la roca, y

sin consideracin alguna acerca de los rastros qumicos

en los fluidos (tales como el boro) que puedan perturbar

las mediciones de porosidad por medio del Neutrn.

4.2 Propiedades de los fluidos

Las herramientas MRIL-PRIME estudian los fluidos en

una zona delgada a pocas pulgadas de la pared del pozo.

Estas herramientas MRIL pueden determinar la

presencia y las cantidades de diferentes fluidos (agua,

petrleo, y gas), y tambin algunas de las propiedades

especficas de los fluidos (por ejemplo, la viscosidad).

Los hidrocarburos tambin difieren entre s y de las

salmueras en viscosidad y difusividad. El perfilaje de

RMN utiliza estas diferencias para caracterizar los

fluidos en el espacio poral. La Fig. 1.3 indica


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cualitativamente las propiedades RMN de diferentes

fluidos que se encuentran en los poros de las rocas.

Figura 3. Propiedades de los fluidos

4.3 Tamao poral y porosidad

El comportamiento de RMN de un fluido en el espacio

poral de una roca de yacimiento es diferente al

comportamiento de RMN del fluido en bruto. Por

ejemplo, a medida que el tamao de los poros que

contienen agua disminuye, las diferencias entre las

propiedades aparentes de RMN del agua en los poros y

del agua en bruto aumentan. Se pueden usar mtodos

simples para obtener informacin suficiente sobre

tamao poral a partir de datos MRIL como para mejorar

considerablemente la estimacin de propiedades

petrofsicas clave tales como la permeabilidad y el

volumen de agua irreductible por capilaridad.

La distribucin de T2 a partir de datos RMN ofrece una

estimacin razonable de la distribucin de tamaos

porales de una zona cuando la zona est 100% saturada

con agua, como se muestra en la Fig. 4 para muestras de

areniscas y carbonatos. An cuando hay hidrocarburos,

el BVI distingue las arenas de grano fino de las arenas de

grano grueso. Esta informacin es muy til cuando se

evala la calidad y el ambiente deposicional de un


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yacimiento.

4.4 Distribucin de tamao poral

Cuando una roca humectada con agua est totalmente

saturada con agua, el valor de T2 de un solo poro es

proporcional a la relacin entre superficie y volumen del

poro, lo cual es una medida del tamao del poro.

Entonces, la distribucin de T2 observada de todos los

poros en la roca representa la distribucin de tamaos

porales de la roca

Figura 4. Muestras de Areniscas

Figura 5. Muestras de Carbonatos

4.5 Determinacin del BVI

La estimacin del BVI, el volumen bruto de agua

irreductible en una formacin, es una de las primeras y

ms ampliamente utilizadas aplicaciones del perfilaje de

RMN. Actualmente hay dos mtodos disponibles para la

determinacin del BVI. El primer mtodo, BVI de

umbral (CBVI), se basa en un valor fijo de T2 (T2cutoff)

que divide la distribucin de T2 en dos componentes,

uno consiste en tamaos porales que contienen agua


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asociada y otro consiste en tamaos porales que

contienen fluidos libres. El segundo mtodo para la

determinacin del BVI, llamado BVI espectral (SBVI),

se basa en el reconocimiento de que un poro dado puede

contener tanto fluidos libres como asociados.

5. Evaluacin de Yacimientos con RMN

El yacimiento penetrado por este pozo (POZO X)

consiste en una formacin de arenisca masiva de grano

medio a fino, que se desarroll a partir de sedimentos de

lecho marino. Dentro de la formacin se observa una intensa influencia por actividad biolgica. La

permeabilidad al aire tpicamente est en un rango entre

1 y 200 md, con una porosidad de ncleo que vara entre

20 y 30 p.u. La porcin superior del yacimiento (Zona

A) tiene una resistividad ms alta (aproximadamente 1

ohm-m) que la de la porcin inferior del reservorio

(Zona B, aproximadamente 0.5 ohm-m). Los

hidrocarburos que se producen son petrleos livianos

con viscosidad de 1 a 2 cp. El pozo se perfor con lodo a

base de agua. Los perfiles convencionales se muestran

en la Fig. 6. Los resultados del MRIL tanto de TDA

como de MRIAN estn ilustrados en la Fig. 7.

La disminucin de la resistividad en la porcin inferior

del yacimiento se debe a cambios de textura (tamaos de


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granos ms pequeos, en cuyo caso el pozo podra

producir sin agua) o a un aumento en el volumen de agua

movible. La capacidad para contestar cabalmente esta

pregunta podra tener implicaciones significativas para

los clculos de reservas, opciones para diseo de la sarta

de produccin del pozo, y futuras decisiones sobre

desarrollo del campo. Otro elemento clave de

informacin para este tipo de yacimiento es que la

produccin efectiva acumulada con frecuencia excede

ampliamente las reservas recuperables calculadas

inicialmente en base a un umbral de saturacin de agua

del 60%. Si toda la zona en cuestin estuviera realmente

en condiciones de saturacin de agua irreductible,

entonces el intervalo productivo neto total podra

incrementarse de 25 a 70 pies. El incremento resultante

en volumen poral neto de hidrocarburos sera de ms del

200%, y las reservas recuperables esperadas se

incrementaran considerablemente.

Figura 6. Registros Convencionales Pozo X

Los resultados del MRIL en la Fig. 7 ayudaron a

determinar que la reduccin en la resistividad obedece a

un cambio en el tamao de los granos y no a la presencia

de agua movible. Los dos tipos potenciales de agua

irreductible que pueden causar una reduccin en


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resistividad medida son agua asociada con la arcilla

(cuyo volumen est indicado por MCBW) y agua

irreductible por capilaridad (cuyo volumen est indicado

por BVI). La medicin de agua asociada con la arcilla de

MRIL (Pista 3) indica que todo el yacimiento tiene muy

bajo MCBW. La curva de BVI del MRIL (Pista 7) indica

una secuencia de engrosamiento de grano hacia arriba

(BVI aumenta con la profundidad). El incremento en

BVI y la correspondiente reduccin en resistividad se

pueden entonces atribuir a cambios de textura.

Los resultados de la combinacin de anlisis con TDA

(Pista 6) y TDA/MRIAN (Pista 7) implican que en todo

el yacimiento no hay cantidades significativas de agua

movible y que el agua existente est en condicin

irreductible. En base a estos resultados, el operador

perfor el intervalo de XX163 a XX234. La produccin

inicial de 2,000 barriles por da no tena agua y confirm

entonces el anlisis con MRIL

Figura 7. Registros MRIL Pozo X

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REGISTROS ULTRASONICOS DE EVALUACIÓN DE LA CEMENTACIÓN