registros radioactivos en agujero entubado - instituto

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y

ARQUITECTURA

UNIDAD TICOMÁN

CIENCIAS DE LA TIERRA

REGISTROS RADIOACTIVOS

EN AGUJERO ENTUBADO

T E S I S QUE PARA OBTENER EL TITULO DE:

INGENIERO PETROLERO

PRESENTAN:

LARA SALAZAR VANESSA NAYELI

MUÑOZ GUTIÉRREZ MIGUEL ÁNGEL

ASESOR:

ING. A. ENRIQUE MORFIN FAURE

México D.F. Marzo, 2010

ÍNDICE

OBJETIVO

RESUMEN

ABSTRACT

INTRODUCCIÓN

CAPITULO I.- PRINCIPIOS FÍSICOS

1.1 INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................ 9

1.2 ÁTOMO ..................................................................................................................................... 9

1.3 RAYOS ALFA ............................................................................................................................ 15

1.4 RAYOS BETA ............................................................................................................................ 15

1.5 RAYOS GAMA .......................................................................................................................... 15

1.6 EFECTO FOTOELÉCTRICO ......................................................................................................... 16

1.7 EFECTO COMPTON ................................................................................................................. 19

1.8 PRODUCCIÓN DE PARES ......................................................................................................... 21

1.9 ÍNDICE DE HIDRÓGENO .......................................................................................................... 23

1.9.1 RESPUESTA A LOS HIDROCARBUROS ............................................................................... 24

1.10 DETECTORES ......................................................................................................................... 25

1.11 SECCIÓN TRANSVERSAL DE CAPTURA .................................................................................. 25

CAPITULO II.- CONFIGURACIÓN DE HERRAMIENTAS

2.1 CONFIGURACIÓN DE LA HERRAMIENTA RAYOS GAMA CONVENCIONAL (GR) ...................... 30

2.2 CONFIGURACIÓN DE LA HERRAMIENTA NEUTRÓN COMPENSADO (CNL) .............................. 31

2.3 CONFIGURACIÓN DE LA HERRAMIENTA DE DECAIMIENTO TÉRMICO (TDT) ......................... 32

2.4 CONFIGURACIÓN DE LA HERRAMIENTA DE EVALUACIÓN DE SATURACIÓN DEL YACIMIENTO

(RST) ................................................................................................................................................. 33

CAPITULO III.- PRINCIPIOS DE MEDICIÓN DE LAS HERRAMIENTAS

3.1 PRINCIPIO DE MEDICIÓN DE RAYOS GAMA CONVENCIONAL (GR) ......................................... 36

3.2 PRINCIPIO DE MEDICIÓN DE NEUTRÓN COMPENSADO (CNL) ................................................ 38

3.3 PRINCIPIO DE MEDICIÓN DE DECAIMIENTO TÉRMICO (TDT) ................................................. 40

3.4 PRINCIPIO DE MEDICIÓN DE EVALUACIÓN DE SATURACIÓN DEL YACIMIENTO (RST) ........... 42

3.4.1 MODO SIGMA................................................................................................................... 42

3.4.2 MODO INELÁSTICO ........................................................................................................... 43

CAPITULO IV.- PRESENTACIONES DE REGISTROS

4.1 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO RAYOS GAMA CONVENCIONAL (GR) ..................................... 47

4.2 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO NEUTRÓN COMPENSADO (CNL) ........................................... 49

4.3 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO DE DECAIMIENTO TÉRMICO (TDT) ....................................... 51

4.4 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO EVALUACIÓN DE SATURACIÓN DEL YACIMIENTO (RST) ....... 53

CAPITULO V.- EJEMPLOS DE APLICACIÓN

EJEMPLO 1 .................................................................................................................................... 56

EJEMPLO 2 .................................................................................................................................... 58

EJEMPLO 3 .................................................................................................................................... 60

EJEMPLO 4 .................................................................................................................................... 62

EJEMPLO 5 .................................................................................................................................... 64

EJEMPLO 6 .................................................................................................................................... 66

EJEMPLO 7 .................................................................................................................................... 68

EJEMPLO 8 .................................................................................................................................... 70

CAPITULO VI.- VENTAJAS Y DESVENTAJAS

6.1 REGISTRO RAYOS GAMA CONVENCIONAL (GR) ..................................................................... 73

6.1.1 VENTAJAS ........................................................................................................................ 73

6.1.2 DESVENTAJAS ................................................................................................................... 73

6.2 REGISTRO NEUTRÓN COMPENSADO (CNL) ............................................................................ 74

6.2.1 VENTAJAS ......................................................................................................................... 74

6.2.2 DESVENTAJAS .................................................................................................................. 74

6.3 REGISTRO DE DECAIMIENTO TÉRMICO (TDT) ............................................................................ 75

6.3.1 VENTAJAS ........................................................................................................................ 75

6.3.2 DESVENTAJAS .................................................................................................................. 75

6.4 REGISTRO DE EVALUACIÓN DE SATURACIÓN DEL YACIMIENTO (RST) .................................. 75

6.4.1 VENTAJAS ........................................................................................................................ 77

6.4.2 DESVENTAJAS .................................................................................................................. 77

CAPITULO VII.- CONCLUSIONES

7.1 CONCLUSIONES ....................................................................................................................... 78

ANEXO I

GLOSARIO

BIBLIOGRAFÍA

Sistemas radioactivos en agujero entubado

Esia– Ticomán Página 4

OBJETIVO

Los registros de pozos petroleros son técnicas geofísicas in situ, que se utilizan

en las operaciones petroleras para obtener mayor información de los parámetros

físicos y geológicos del pozo, tales como: cantidad de petróleo móvil (aquel que

puede ser extraído), saturación de agua en la formación, resistividad de las rocas,

porosidad de las mismas, etc., para con ello tener una mejor perspectiva de las

condiciones en las que se encuentra el pozo.

En una clasificación física tenemos que estas técnicas son de naturaleza:

eléctrica, nuclear, acústica y electromagnética, cada una de las cuales da una

información específica acerca de la formación de interés en función de las

propiedades físicas que estas herramientas contengan según sea su

configuración. El análisis en conjunto de varias de ellas, sumada con la

información que se tenga del campo petrolero (sísmicas, información de pozos

cercanos y otros), permiten obtener una recopilación de datos correspondiente a la

zona productora.

En el presente trabajo se analizan los fundamentos físicos de algunas de estas

herramientas radioactivas utilizadas en agujeros entubados como son Rayos

Gama Convencional (GR), Neutrón Compensado (CNL), Decaimiento Térmico

(TDT), Evaluación de Saturación del Yacimiento (RST).



RESUMEN

En este trabajo se describen los principios físicos, configuración de la

herramienta, principios de medición, presentación de registros, ejemplos de

aplicación, así como ventajas y desventajas de las herramientas radioactivas en

agujero entubado como son: GR, CNL, TDT, RST, los cuales utilizan un

mecanismo de emisión de rayos hacia la formación a través de una fuente

radioactiva para la obtención de datos de porosidad, saturación de fluidos, etc.,

con el fin de recaudar datos confiables de las condiciones en que se encuentra el

yacimiento en el medio petrolero.



ABSTRACT

This paper describes the physical principles, configuration tool, measurement

principles, log presentation, log application, as well as advantages and

disadvantages of radioactive systems tools in casing hole as: GR, CNL, TDT, RST,

these tools use a ray emission mechanism towards the formation through a

radioactive source to obtain porosity´s data, fluid saturation, etc.., so as to collect

reliable data about the conditions under which the reservoir is located in the oil

mean.



INTRODUCCIÓN

Hace más de medio siglo se introdujo el registro eléctrico en la industria petrolera.

Desde entonces se han desarrollado y utilizado en forma general más tipos de

registros. A medida que la técnica evolucionaba los registros también lo hacían

para la adquisición de datos más confiable. Hoy en día, el análisis detallado de un

conjunto de registros provee un método para derivar e inferir valores precisos para

la obtención de los parámetros petrofísicos siguientes: saturación de hidrocarburos

y agua, porosidad, índice de permeabilidad y litología de la roca del yacimiento.

Aunque existen publicaciones que describen diferentes métodos de registro, estas

son casi inaccesibles para los usuarios de registros de pozos ya que presentan un

enfoque un tanto comercial en cuanto al contenido de la información lo cual desvía

el enfoque de lo que realmente interesa acerca de un registro geofísico.

Por lo tanto, este documento presenta una reseña concreta, en términos claros,

legibles y sobre todo accesibles de los tipos de registros radioactivos y las

técnicas de interpretación de los mismos, dirigido tanto a estudiantes que inician la

carrera en esta área como a profesionistas de otras que se encuentran vinculadas

con la misma y que requieren de información concisa acerca de este tema.

CAPITULO I

PRINCIPIOS FÍSICOS



En el capítulo 1, se presentan los principios físicos que describen la función que

desempeñan las herramientas radioactivas de registros geofísicos, ya que de esto

depende la correcta comprensión de cada uno de los procesos en los que se

basan dichas herramientas para poder tener una buena interpretación de los

resultados obtenidos.

1.1 INTRODUCCIÓN

La unidad más pequeña de un elemento químico es el átomo, el cual mantiene

sus propiedades y por tanto es imposible dividirlo mediante procesos químicos. La

combinación de átomos de diferentes elementos da como resultado “compuestos

químicos”, de los cuales la unidad más pequeña es la molécula.

En nuestro entorno existen materiales diatómicos tales como el hidrógeno,

oxígeno y nitrógeno, los cuales son moléculas constituidas por dos átomos

idénticos entre sí, así como también existen materiales monoatómicos como el

helio, neón y argón.

1.2 ÁTOMO

Sommerfield supuso mediante la generalización de la teoría del átomo de Bohr

basado en el modelo de Ruthenford, que un átomo se encuentra constituido por un

núcleo puntiforme del orden de 10-12 cm. De radio, cargado positivamente

(neutrones y protones), y alrededor del cual giran los electrones en orbitas

elípticas.

Las orbitas se encuentran cuantificadas de tal manera que solo ciertas orbitas

que reúnan condiciones especiales pueden ser descritas, por lo tanto a cada orbita

le corresponde cierta energía. Un electrón girando en su órbita, no emitirá energía

pero si pasa por una transición brusca de una órbita “L” a una “K”, este emitirá una

cantidad de energía igual a EL-EK en forma de radiación electromagnética, donde

EL es la energía de la órbita L y EK de la órbita K.

Las orbitas son clasificadas con letras tales como K, L, M, etc. según se alejen

del núcleo, en este caso la primera será K, la segunda L y así sucesivamente

(figura 1).

El número atómico se denomina con la letra “Z”, el cual representa el número de protones del átomo en cuestión. La masa o peso atómico se representa mediante la letra “A”, el cual expresa la cantidad de nucleones (neutrones mas protones) de un átomo.

Con “Z” y “A” queda definido un átomo y estos son colocados como subíndices y superíndices del símbolo del elemento respectivamente.



Existen también los isótopos, los cuales contienen igual número de protones, pero diferente número de neutrones, por tanto estos tienen igual “Z” pero diferente “A”, y por ello también características iguales entre sí debido a que esto está en función a la cantidad del número de electrones o protones. Por ejemplo el hidrógeno contiene tres isótopos conocidos, con pesos atómicos de 1, 2, 3; H1, H2, H3, comúnmente conocidos como hidrógeno o protio, deuterio y tritio respectivamente (figura 3); aunque los tres se comportan de la misma manera por ser hidrógenos (figura 2).

Los elementos que constituyen la materia en la naturaleza comúnmente se forman por una mezcla de varios de sus isótopos, esta mezcla se define por el porcentaje de isótopos que presente.

Einstein postuló que la masa tiene una equivalencia en energía y por lo tanto es posible convertir la materia en energía y viceversa según la siguiente fórmula:

E= MC2

E= Energía en ergs o joules.

M= Masa en g o kg.

C= Velocidad de la luz en el vacío en cm/s, o m/s.



Donde un electrón-volt (1 e.v) es la energía cinética adquirida por un electrón al estar sujeta a un diferencial de potencial de un volt.

1 e.v. = 1.6x10-12 ergs.

Figura 1.- Modelo Atómico de Bohr donde K=1, L=2, M=3, N=4, O=5, P=6, Q=7.

Figura 2.- Representación Esquemática del Átomo de Hidrógeno.



Figura 3.- Isótopos del Átomo de Hidrógeno.



Existe también la energía de amarre del núcleo, la cual consiste en suministrar 2.23 Mev para poder separar el protón y neutrón del núcleo de deuterio. Esta energía por núcleo es a su vez menor en núcleos de elementos ligeros que en los pesados.

La radiación se refiere a la emanación de partículas nucleares (fotones electromagnéticos de alta energía) de una fuente radiactiva o dispositivo reactor, en el cual existe una sustancia radioactiva en el interior de un dispositivo hueco de plomo de paredes gruesas (figura 4).

Dichas radiaciones provocan la fluorescencia de ciertos cuerpos, ionizan los gases, liberan energía, atraviesan espesores de considerable tamaño y tienen una acción fisiológica comparable a la de rayos "X".

Entre los átomos de núcleo pesado y complejo, se encuentran algunos

parcialmente estables y que espontáneamente se transforman en otros isótopos

más estables cambiando de masa; se dice que los núcleos de estos átomos son

radioactivos.

Los elementos cuyos átomos tienen esta característica y que se encuentran en

las formaciones sedimentarias, son el potasio 40, isótopo del potasio 39, los

elementos de la familia del uranio, entre los cuales se encuentra el actinio y el

radio; y los elementos de la familia del torio.

La transformación de la materia va por lo general acompañada de ciertas

manifestaciones de energía.

Así por ejemplo, cuando ciertos combustibles se queman, la transformación de

la materia se manifiesta en la forma de calor, luz y humo, quedando al final un

residuo.

De manera análoga, cuando un átomo se desintegra lo hace con liberación

de energía radioactiva, siendo el "residuo" el isótopo correspondiente.

Son tres los tipos básicos de radiación que un átomo emite al desintegrarse y

se conocen comúnmente como rayos alfa (α), rayos beta (β) y rayos gama (γ).



Figura 4.- Efectos de un Campo Magnético Sobre los Rayos Alfa (α), Beta (β) y Gama (γ).

De los tres tipos de radiaciones antes citados, los rayos alfa son los de más alta

energía aunque de relativa poca penetración.

Sustancia radioactiva



1.3 RAYOS ALFA

Se caracterizan por su carga positiva dado que están conformados por átomos

de helio que han perdido sus dos electrones. Están constituidos por dos protones

y 2 neutrones.

Se componen de dos cargas positivas y su número de masa es igual a 4. Su

velocidad es muy variable y está comprendida entre 14 y 75 Km/s., y depende del

elemento emisor.

En general los emisores de rayos alfa son elementos pesados. La utilidad de

estos en los registros radioactivos ha sido limitada debido a que son absorbidos

fácilmente por la formación debido a que tanto su carga eléctrica positiva como su

masa son relativamente grandes.

1.4 RAYOS BETA

Son electrones libres emitidos por núcleos de los átomos radioactivos con

velocidades enormes, algunos son semejantes a la de la luz, estos rayos beta

tienen cargas negativas y son de mucha menor energía que los rayos alfa; no

obstante, no son detenidos tan fácilmente como los rayos alfa, pues en este caso

serían necesarios algunos milímetros de acero o un cierto espesor de agua para

detenerlo, sin embargo, también son absorbidos antes de llegar a la herramienta

correspondiente.

1.5 RAYOS GAMA

Son ondas electromagnéticas como las del radio, de la luz y de los rayos "X".

Este tipo de radiación es el de mayor penetración, es por esto que su aplicación

en los registros radioactivos es de gran importancia.

Pueden ser absorbidos por tres mecanismos, que dependen de la energía del

rayo gama y número atómico del material absorbente.

Cuando el nivel de energía del rayo gama es bajo (menor de 100 Kev.), el

mecanismo de absorción que predomina es el llamado efecto fotoeléctrico.



1.6 EFECTO FOTOELÉCTRICO

Se llama efecto fotoeléctrico al fenómeno observado cuando se proyecta sobre

la superficie de un metal, un haz de luz de frecuencia elevada (luz ultravioleta),

que provoca que el metal emita electrones. Lo anterior se indica en la figura 5, el

tubo al vacío contiene dos electrodos conectados a una fuente de energía

(batería), al extremo de la lámina metálica que va a ser irradiada se le llama

ánodo, de dicha superficie irradiada emergen fotoelectrones de los cuales

solamente algunos tienen energía para alcanzar el otro extremo de la lámina

llamado cátodo (a pesar de su polaridad negativa), en este momento existe una

corriente que es registrada por el amperímetro del circuito (A).

Figura 5.- Observación Experimental del Efecto Fotoeléctrico.

La corriente de la fuente del circuito actúa como un potencial de frenado (V), es

decir a medida que aumenta este potencial, menos electrones llegan al cátodo y la

corriente disminuye, hasta que el potencial de la fuente (V) iguala o sobrepasa el

valor de Vo, ningún electrón incide sobre el cátodo y por lo tanto la corriente cesa.

La absorción de los rayos gama por este mecanismo consiste en la expulsión

de un electrón de un átomo por un rayo gama (figura 6) al existir la interacción de

un fotón gama incidente sobre los electrones de un átomo absorbente, el fotón



incidente desaparece totalmente porque cede toda su energía al electrón que

desplaza con gran energía cinética, es decir un fotoelectrón.

Figura 6.- Absorción Fotoeléctrica.

Después de la salida del fotoelectrón, las capas electrónicas del átomo que

cedió el electrón se "redistribuyen".

El proceso fotoeléctrico, es el predominante de interacción para rayos-x de baja

energía y para sustancias absorbentes de alto número atómico.

Para que tenga lugar el Efecto Fotoeléctrico se necesita que el fotón incidente

tenga una energía de 0.1 Mev.

La energía cinética del electrón (fotoelectrón) es igual a la diferencia entre la

energía del rayo gama (fotón) y la energía de unión del electrón. En forma de

ecuación se representa de la siguiente forma:

hV = EB + T

hV = Es la energía del rayo gama (fotón).

EB = Es la energía de unión del electrón. T = Es la energía cinética del electrón emitido (fotoelectrón).



Por lo tanto la energía del fotoelectrón es menor que la energía del rayo gama.

La absorción de los rayos gama por efecto fotoeléctrico es mayor mientras

mayor sea el número atómico de los elementos absorbedores.

Este mecanismo se presenta cuando el nivel de energía del rayo gama es

menor de 100 Kev.



1.7 EFECTO COMPTON

En el Efecto Compton, el fotón incidente interactúa con un electrón orbital,

cediendo sólo parte de su energía a la vez que es desviado en un ángulo ϕf y el

electrón (electrón dispersado) es desviado en un ángulo θe. Mientras mayor es el

ángulo de desviación mayor es la energía cedida al electrón. La energía que se

cede al electrón, la conserva el fotón desviado y tiene una frecuencia del fotón

incidente (figura 7).

Figura 7.- Representación del Efecto Compton.

Una de las características de este efecto es que el fotón no se convierte

totalmente en energía del electrón, como es el caso del efecto fotoeléctrico.

El ángulo ϕf está formado por las direcciones del fotón inicial y del disperso.

El ángulo θe está formado por la dirección del fotón original y la del electrón

dispersado.



Para el caso de los rayos gama, cuando ocurre la absorción por este

mecanismo se generan electrones y rayos gama adicionales, estos nuevos rayos

a su vez pueden ser absorbidos por cualquiera de los dos mecanismos, pero

debido a que estos tienen menor energía que los rayos gama originales son

absorbidos dentro de una cierta distancia fija.

Este tipo de mecanismo se presenta cuando el nivel de energía del rayo gama

es intermedio (valores entre 100 Kev. y 2 Mev.).



1.8 PRODUCCIÓN DE PARES

Un fotón (rayos gama) puede ceder toda o parte de su energía a un electrón;

siendo posible también que un fotón se materialice en un electrón y un positrón

(electrón positivo), proceso en que la energía se convierte en masa.

Si la energía de los rayos gama, excede el doble de la energía equivalente a la

masa del electrón (1.022 MeV), entonces el proceso de producción de pares es

energéticamente posible.

En esta interacción el fotón desaparece y es reemplazado por la energía

cinética del electrón y el positrón. El electrón y el positrón, ceden su energía al

medio interior de la célula, pero mientras el electrón se recombina con el medio, el

positrón toma un electrón del medio para producir la aniquilación de pares (figura

8).

Figura 8.- Efecto de Producción de Pares.



El efecto producción de pares ocurre para una energía de 1.02 Mev, ya que con

esta energía el efecto es dominante.

Cualquier energía adicional del fotón se transforma en energía cinética del par

(electrón y positrón).

Es por lo anterior, que este mecanismo de absorción se presenta cuando los

niveles de energía de los rayos gama son altos (mayores de 2 Mev.).



1.9 ÍNDICE DE HIDRÓGENO

Es la cantidad de hidrógeno por unidad de volumen. En la formación la presencia

de hidrógeno se debe generalmente a los fluidos.

Las herramientas del neutrón miden el índice de Hidrógeno, para el cual el agua

dulce tiene un valor de uno, mientras que para el agua salada es menor (el Cloro

reemplaza a algunos Hidrógenos). El índice de Hidrógeno del aceite es

ligeramente más pequeño que el del agua, y para el gas se tiene un valor muy

bajo de índice de Hidrógeno (figura 9), lo que explica el cambio observado en la

herramienta de neutrones cuando se encuentra en una zona con gas.

Figura 9.- Índice de Hidrógeno.



1.9.1 RESPUESTA A LOS HIDROCARBUROS

Los hidrocarburos líquidos tienen índices de Hidrógeno cercanos al del agua. Sin

embargo, el gas generalmente tiene una concentración de Hidrógeno

considerablemente más baja que varía con la temperatura y la presión. Por lo

tanto, cuando el gas está presente a una distancia suficiente al agujero para estar

dentro de la zona de investigación de la herramienta, el registro de neutrones leerá

una porosidad muy baja. Esta característica permite que se utilice el registro de

neutrones con otros registros de porosidad para detectar zonas de gas e identificar

contactos gas / líquido. Una combinación de registros de neutrones y de densidad

proporciona una lectura de porosidad más exacta y un valor de saturación de gas

mínima.

La respuesta cuantitativa de la herramienta de neutrones a los hidrocarburos

ligeros o al gas, depende principalmente del índice de Hidrógeno y de otro factor,

el "efecto de excavación". El índice de Hidrógeno se puede estimar a partir de la

composición y la densidad del hidrocarburo. Para los hidrocarburos ligeros

(gases), proporciona un cálculo estimado de su índice de Hidrógeno, el índice de

Hidrógeno de los hidrocarburos más pesados (aceites) puede estimarse por medio

de la ecuación:

Ho =1.28 o

Esta ecuación supone que la composición química del petróleo es n CH2. Ho se

deriva de la comparación de la densidad del hidrógeno y el peso molecular del

agua con los del petróleo.

Otro conjunto de ecuaciones puede utilizarse para estimar el índice de hidrógeno

de los hidrocarburos líquidos:

Para hidrocarburos ligeros (h < 0.25)

Hh 2.2 h

Para hidrocarburos pesados (h > 0.25)

Hh h + 0.3

Incluso otra propuesta sugiere la ecuación:

h

h

hH

5.216

5.249



Investigaciones matemáticas indican que el efecto del gas en la formación cercana

al agujero es mayor de lo que se esperaría al considerar solamente su densidad

de Hidrógeno más pequeña. Se habían realizado cálculos previos como si la

porción llena de gas de la porosidad estuviera reemplazada por la matriz de la

roca. Los nuevos cálculos muestran que cuando se "excava" esta roca adicional y

se remplaza con gas, la formación tiene una característica desaceleradora de

neutrones más pequeña. La diferencia calculada en las lecturas de registros de

neutrones se denomina "efecto de excavación". Si este efecto no se toma en

cuenta, se dan valores muy altos de saturación de gas en la zona lavada o valores

muy bajos de porosidad.

1.10 DETECTORES

A excepción hecha del contador de centelleo, todos los detectores que se usan en

las diferentes herramientas radioactivas de pozos, aprovechan como principio el

hecho de que las radiaciones nucleares tienen la propiedad de ionizar los gases.

1.11 SECCIÓN TRANSVERSAL DE CAPTURA

En los registros gama-gama y de neutrones, están implícitos los procesos

atómicos de absorción o captura. Se explicará, en forma muy simplificada, el

concepto se sección eficaz de captura o absorción, o sección transversal de

captura o absorción; éste es uno de los conceptos básicos para la interpretación

del registro de Decaimiento Térmico (TDT).

Cuando una partícula atómica atraviesa la materia, tiene una cierta probabilidad

de reaccionar con los núcleos de los átomos. La sección transversal atómica de

captura del material atravesado es una medida de la probabilidad de que la

partícula incidente sea capturada por la partícula del material que sirve de blanco.

Concretando, la sección transversal atómica de captura para los neutrones es el

área efectiva dentro de la cual tiene que pasar un neutrón para que pueda ser

capturado por un núcleo atómico. Este valor probabilístico depende de la

naturaleza y energía de la partícula y de la naturaleza del núcleo de captura. La

sección transversal atómica de captura se mide en barns; 1 barns = 10-24 cm2.

La figura 10, ilustra una sección de material de composición heterogénea, por

ejemplo una roca que contiene hidrocarburos y agua salada. Esquemáticamente,

se indica que los núcleos atómicos están separados cierta distancia unos de otros.



Cuando este material se somete a un bombardeo de partículas atómicas, cada

partícula tiene la oportunidad de pasar entre las superficies asociadas a los

núcleos, así como también de incidir sobre ellas, provocando una reacción.

La sección transversal macroscópica de captura, Ʃabs, es el área efectiva de la

sección transversal por unidad de volumen del material para la captura de

neutrones; esta sección depende del número de átomos presentes y de las

secciones transversales atómicas de captura. La unidad de medida de Ʃabs es

cm2/cm3, o sea el reciproco de cm (cm-1). La unidad práctica de medida de Ʃabs

son las unidades de captura (u.c.).

1 u.c.=10-3

cm-1

Figura 10.- Sección Transversal de Captura.



De preferencia, siempre que sea posible, es aconsejable determinar la Ʃma que

se va a usar en interpretación, por medio de técnicas de gráficas cruzadas. De

manera práctica esta puede ser determinada mediante la multiplicación por 1.6 los

valores de las secciones transversales de captura teóricas (tabla 2). En la práctica

se pueden usar los valores que aparecen en la tabla 1, que son valores promedios

obtenidos a partir de registros.

TABLA 1.- Sección Transversal de Captura Aparente

FORMACIONES LITOLÓGICAS UNIDADES DE CAPTURA (10-3 cm-1)

Arena Ortocuarcitica * 8.0 u.c

Arena Subarkósica 10.0 u.c

Caliza 12.0 u.c

Dolomita 8.0 u.c

* Una arena ortocuarcitica es aquella compuesta por granos de cuarzo

cementados con sílice. La subarkósica es la que contiene de 10 a 25% de

feldespato.



La sección transversal de captura de las lutitas usualmente varía de 35 a 55 u.c.

TABLA 2.- Sección Transversal de Captura

Elementos

comunes

Unidades de

captura por

gr/cm3

Elementos de

sección de

captura grande

Unidades de

captura por

gr/cm3

Cloro

Hidrógeno

Nitrógeno

Potasio

Fierro

Sodio

Azufre

Calcio

Aluminio

Fósforo

Silicio

Magnesio

Carbono

Oxigeno

570

200

83

32

28

14

9.8

6.6

5.4

3.9

3.4

1.7

0.16

0.01

Boro

Cadmio

Litio

Mercurio

Manganeso

45 000

18000

6200

1100

150

CAPITULO II

CONFIGURACIÓN DE LAS

HERRAMIENTAS



El capitulo 2 aborda la configuración que presentan las herramientas así como

las partes de que lo componen, de esta forma podemos comprender su

comportamiento y funcionamiento en el interior del pozo de cada una de las

herramientas antes descritas.

2.1 CONFIGURACIÓN DE LA HERRAMIENTA GAMA CONVENCIONAL (GR)

Esta herramienta tiene un principio de operación de tres tipos para determinar la

radiación originada en el volumen de formación cercana, por lo tanto cuenta con

un contador de centelleo que es el Geiger Muller y una cámara de ionización pues

todas las herramientas de rayos gama utilizaran un detector de centelleo

contenido en un cristal de yoduro de sodio y un tubo fotomultiplicador (Figura 11).

Figura 11.- Configuración de la Herramienta Rayos Convencional (GR).



2.2 CONFIGURACIÓN DE LA HERRAMIENTA DE NEUTRÓN COMPENSADO

(CNL)

En esta herramienta tenemos un sistema hidráulico, diseñado para utilizarse en

combinación con otras herramientas y así obtener un perfil neutrónico de la

porosidad y para la interpretación de la litología también se tiene en el centro una

fuente química generadora de neutrones.

En la parte superior van montados 2 detectores de neutrones térmicos a 15”

(0.37 m) y 24.7” (0.63 m) uno lejano y otro cercano respectivamente, y la fuente

ésta hecha de una mezcla de americio 241- berilio con una potencia de 3 a 5

curie, los cuales generan 2.2x106 neutrones por segundo por curie. Siendo los

mismos que la herramienta GR, cuando la sonda se corre en agujero abierto de un

diámetro de 6” s 16” (0.15 m a 0.4 m), lleva el fleje que mantiene la sonda contra

la pared del agujero (Figura 12).

Figura 12.- Configuración de la Herramienta Neutrón Compensado (CNL).



2.3 CONFIGURACIÓN DE LA HERRAMIENTA DE DECAIMIENTO TÉRMICO

(TDT)

Las herramientas TDT presentan dos diámetros, 338 y 1 11

16 pulgadas.

La primera es para usarse dentro de tuberías de revestimiento del pozo y la

segunda para ser usada en tuberías de producción que generalmente son de 2

pulgadas de diámetro nominal. En una funda de 358 de diámetro y una presión

máxima de 1406 kg/cm2 (20000 lb/pg2) para la herramienta de 338 . El rango

máximo de temperatura de operación de estas herramientas es de 150°C (300 °F).

En la figura 13 se muestra la herramienta de registro TDT, la cual incluye una

sonda resistente a fluidos con altas presiones y temperaturas que es adaptado

para ser suspendido y movido a través del pozo mediante un cable de acero.

Figura 13.- Configuración de la Herramienta de Decaimiento Térmico (TDT).



La herramienta contiene un generador de pulsos neutrón y dos detectores de

radiación que están localizados a diferentes distancias del generador neutrón

(detector cercano y lejano). El generador de neutrones genera pulsos discretos de

neutrones rápidos (14 Mev), la operación del generador de neutrones es

controlado en parte por un circuito de control de generadores de neutrones

La energía para la herramienta en el pozo es suministrada a través del cable

desde una fuente de potencia en superficie.

En la superficie las señales de datos de los detectores lejano y cercano son

amplificados, decodificados y procesados como sea necesario en el circuito de

telemetría en superficie.

El conteo de la velocidad de datos acumulada en los circuitos contadores de

señal y transferidos a los buffers de almacenamiento y los circuitos contadores de

señal son reseteados a cero.



2.4 CONFIGURACIÓN DE LA HERRAMIENTA EVALUACIÓN DE

SATURACIÓN DEL YACIMIENTO (RST)

Cartucho de Rayos Gama

Cartucho de Telemetría

CPLC

Cartucho electrónico

RSC

Sonda

RSS

Cartucho acelerador

RSX

RSC (Cartucho de saturación

de yacimientos)

Funciones

Recibe las señales de

los detectores y

construye sus

histogramas.

Contiene circuitos de:

Control, monitoreo, tiempo de

disparo del minitrón para

sincronizar RSX, Fuente de

alimentación, interfase de

telemetría y un

microcontrolador.

RSX Cartucho acelerador

Funciones:

Controla el PNG y

monitorea el

funcionamiento del

minitrón

Interfase de telemetría

Fuentes de

alimentación

Microcontrolador

CAPITULO III

PRINCIPIO DE MEDICIÓN



En el capítulo 3 se abordan los principios de medición de cada herramienta

respectivamente dando una explicación detallada de la operación en el pozo, su

función, así como los resultados esperados y su correcta interpretación.

3.1 PRINCIPIO DE MEDICIÓN DE LA HERRAMIENTA RAYOS GAMA

CONVENCIONAL (GR)

Es un registro que mide la radioactividad natural de las formaciones, es decir, la

medida de la radiación que se emite espontáneamente. Es por lo tanto útil en la

detección y evaluación de minerales como el potasio (K) y uranio (U). En

formaciones sedimentarias, que se caracteriza por que sus estratos se han

formado por el traslado de material a la superficie formando una capa encima de la

otra, refleja el contenido de lutitas, esto se debe a que los elementos radioactivos

tiendan a concentrarse en arcillas y lutitas.

El perfil de rayos gama puede ser registrado en pozos entubados, lo cual es

muy útil en operaciones de terminación y reacondicionamiento. Es

frecuentemente usado como sustituto del registro de potencial espontáneo (SP)

en los pozos entubados, donde es imposible obtener un SP, o en pozos abiertos

cuando el SP no es satisfactorio. En ambos casos es útil en la ubicación de capas

no arcillosas y para correlaciones. En su paso por la formación los rayos gama

pierden energía por colisiones, fenómeno denominado efecto Compton, y son

absorbidos por los átomos de la formación liberando electrones, fenómeno

denominado efecto fotoeléctrico.

El grado de la absorción varía con la densidad de la formación. De dos

formaciones con la misma cantidad de material radioactivo por unidad de volumen

pero de diferente densidad, la menos densa se mostrara como más radioactiva en

el perfil de rayos gama. En formaciones sedimentarias se encuentra normalmente

potasio en las arcillas o lutitas, lo que hace más fácil la evolución, ya que el

potasio solo emite radiación gama en un solo nivel energético de 1.44 eV.

En la respuesta del perfil, tiene que ser corregida por diversos efectos,

correcciones que se realizan utilizando software y/o gráficos especiales. Esta

respuesta corregida correlacionada es proporcional a la concentración en peso de

material radioactivo en la formación, y si consideramos una formación que

contiene principalmente un material radioactivo especifico, la lectura del perfil de

rayos gama (GR):

𝐺𝑅 = 𝑃1 𝑥 𝑉1

𝑃(𝑓) 𝑥 𝐴1



Donde:

P1 x V1/P(f) : concentración en peso del mineral radioactivo.

A1: factor proporcional correspondiente a la radioactividad del mineral.



3.2 PRINCIPIO DE MEDICIÓN DE LA HERRAMIENTA DE NEUTRÓN

COMPENSADO (CNL)

Los neutrones son partículas eléctricamente neutras; cada una tiene una masa

casi idéntica a la masa de un átomo de hidrógeno. Una fuente radioactiva en la

sonda (Am- Be) emite constantemente neutrones de alta energía (rápidos) que

producen choques con los núcleos de los materiales de la formación en lo que

podría considerarse como colisiones elásticas de “bolas de billar”. Con cada

colisión, el neutrón pierde algo de su energía (Figura 14).

Figura 14.- Colisiones del Neutrón.

La cantidad de energía perdida en cada colisión, depende de la masa relativa

del núcleo con el que choca el neutrón. La pérdida de energía es mayor cuando el

neutrón golpea con una masa prácticamente igual, es decir un núcleo de

hidrógeno. Las colisiones con núcleos pesados no desaceleran mucho al neutrón.

Por lo tanto, la desaceleración de neutrones depende en gran parte de la

cantidad de hidrógeno de la formación. Debido a las colisiones sucesivas, en unos

cuantos microsegundos los neutrones disminuyen su velocidad a velocidades

térmicas, correspondientes a energías cercanas a 0.025 eV.



Entonces, se propagan aleatoriamente, sin perder más energía, hasta que son

capturados por los núcleos de átomos como el cloro, hidrógeno o silicio.

El núcleo que hace la captura, se excita intensamente y emite un rayo gama de

captura de alta energía (Figura 15). Dependiendo del tipo de herramientas de

neutrones, un detector en la sonda capta estos rayos gama de captura o los

neutrones mismos.

Figura 15.- Representación Gráfica de la Vida de un Neutrón.

Cuando la concentración de hidrógeno del material que rodea a la fuente de

neutrones es alta, la mayoría de estos pierden velocidad y son capturados a una

corta distancia de la fuente. Por el contrario, si hay poca concentración de

hidrógeno, los neutrones se alejarán de la fuente antes de ser capturados. De

acuerdo con esto, la tasa de conteo en el detector aumentará para bajas

concentraciones de hidrógeno y viceversa.



3.3 PRINCIPIO DE MEDICIÓN DE LA HERRAMIENTA DE DECAIMIENTO

TÉRMICO (TDT)

El registro de Decaimiento Térmico (TDT) proporciona una forma de reconocer

la presencia de hidrocarburos en formaciones que han sido revestidas cuando la

salinidad lo permite, para detectar cambios en la saturación de agua durante la

vida productiva del pozo.

El TDT registra la sección transversal de captura de las formaciones mediante

una medición de la tasa de decaimiento de los neutrones termales, Ƭ. Dado que el

cloro es entre los elementos comunes el que absorbe la mayor cantidad de

neutrones, la respuesta del TDT está determinada en forma primaria por el cloro

presente (como cloruro de sodio) en el agua de formación.

En las rocas de yacimientos más comunes, el tiempo de decaimiento varía

entre 75 y 450 microsegundos. La unidad de medida usual es la sección

macroscópica de captura, sigma (Σ), que se expresa en unidades de captura, y

que equivale a

Σ =4545 / Ƭ.

Su principio de operación de basa en un pequeño generador de neutrones,

llamado minitrón, ubicado cerca del fondo de la herramienta, emite pulsos de

neutrones de alta energía (unos 200 pulsos por segundo), que a causa de las

colisiones con el ambiente del agujero y con la formación, pierden energía y

alcanzan nivel termal, tras lo cual son capturados por otros átomos, con una

emisión de rayos gama.

Los cambios relativos en la población de neutrones de energía termal son

muestreados por detectores ubicados a corta distancia de la fuente. Durante el

período de medición la población de neutrones decrece exponencialmente, debido

a la captura o a la migración de los neutrones.

La figura 16 muestra como es el proceso. En el extremo izquierdo hay un rápido

decaimiento debido a las altas tasas de absorción en los fluidos del agujero y el

revestidor. Luego viene una línea recta que corresponde al decaimiento de la

densidad de neutrones en la formación y finalmente la curva se aplana, con

lecturas que corresponden a la radioactividad inducida en la formación y la sonda.



Figura 16.- Principio de Medición de la Herramienta

de Decaimiento Térmico (TDT).

La captura de neutrones no es el único proceso que ocurre, pues también hay

neutrones que sufren difusión. La difusión es un proceso mediante el cual en un

grupo de partículas emitidas cerca del minitrón, las que están más agrupadas

tienden a ocupar los espacios vacíos y se alejan de las otras partículas y esto

afecta la detección. Matemáticamente se ha comprobado que la difusión nunca

desaparece.



3.4 PRINCIPIO DE MEDICIÓN DE LA HERRAMIENTA DE EVALUACIÓN DE

SATURACIÓN (RST)

Existen dos métodos básicos:

• Herramientas PNC (Pulsed Neutron Capture) :

Estas herramientas también se conocen como modo Sigma. Miden la sección

de captura de neutrones de la formación o parámetro Sigma, que está asociada a

la cantidad de iones de cloro presentes en la formación, usualmente en la forma

sales disueltas en el agua de formación. Un aumento del valor de Sigma se

interpreta como reemplazo de agua salada por hidrocarburos.

• Herramientas PNS (Pulsed Neutron Spectroscopy):

Estas herramientas también se conocen como modo Carbono/Oxígeno o modo

Inelástico. Determinan la saturación de aceite midiendo directamente las señales

de carbono y oxígeno a través de espectroscopia de rayos gamma. Esta medida

tiene la principal ventaja de ser independiente de la salinidad del agua de

formación.

El RST permite registrar los modos sigma y Carbono/Oxigeno en una misma

bajada en el pozo

3.4.1 Modo Sigma

El principio básico para la generación de información consiste en que el

generador de neutrones (minitrón), efectúa un doble bombardeo de neutrones

para los registros de captura de neutrones (conocido también como modo sigma).

Los principios de interpretación son simples (Figura 17). Las contribuciones

relativas registradas corresponden a minerales-fluidos encontrados en las

formaciones.

Hidrógeno : Agua, Arcillas, Hidrocarburos

Calcio : CaCO3, CaSO4

Silicio : SiO2, Arcillas

Cloro : NaCl

Azufre : Azufre, CaSO4

Hierro : FeS2, Arcillas

Carbono : Hidrocarburos



Figura 17.- Interacciones de los Neutrones con la Formación.

El modo Sigma permite determinar la sección de captura (Sigma) de la formación,

la porosidad y la salinidad del fluido en el agujero.

Comparando registros efectuados en diferentes momentos en el tiempo se puede

determinar la evolución de contactos y tener una idea cualitativa de la depletación

del yacimiento.

Si se quiere estimar Sw, es necesario conocer la salinidad del agua de formación

en el intervalo analizado y además debe ser lo suficientemente alta como para

producir contraste entre agua y aceite (= sección transversal de captura).

3.4.2 Modo Inelástico (Carbon/Oxygen ratio, RST)

El principio básico para la generación de información consiste en que el generador

de neutrones (minitrón), efectúa un único bombardeo de neutrones para los

registros IS (conocido como modo inelástico o modo carbono/oxígeno).

La producción de neutrones rápidos del generador tiene lugar prácticamente

durante la emisión de neutrones, estos neutrones rápidos chocando con los

núcleos de la formación en forma inelástica perdiendo parte de su energía y

emitiendo rayos gama cuyo nivel de energía está bien definida en la Figura 18.



Figura 18.- Modo Inelástico.

El modo inelástico tiene un ciclo fijo en el tiempo. Los rayos gama producidos por

las interacciones de neutrones rápidos se detectan durante la emisión de

neutrones, La ventana A registra el espectro inelástico durante la emisión de

neutrones. Debido principalmente a la interacción con el hidrógeno, los neutrones

pierden energía y cuando estos alcanzan el nivel termal son capturados por los

núcleos de la formación, emitiendo nuevamente rayos gama, los espectros de

estos rayos gama se registran en las ventanas B y C, de la Figura 19. Una fracción

del espectro de la ventana B es utilizada para remover el background de captura

del espectro registrado por la ventana A, para dar un espectro inelástico neto, los

espectros medidos se comparan con los espectros estándares de cada elemento,

para determinar la contribución relativa de cada uno al espectro total.

Figura 19.- Espectro Inelástico Neto.



La herramienta RST, funcionando en el modo de captura inelástica, registra los

espectros de energía de los rayos gamma producidos por la interacción inelástica

entre los neutrones bombardeados y los elementos de la formación y el poro. El

análisis de estos espectros provee las cuentas de carbono y oxígeno usadas para

determinar la saturación de petróleo de la formación y la fracción del petróleo en el

pozo. La magnitud de la contribución de rayos gamma está relacionada con la

cantidad del elemento presente en la formación o poro.

CAPITULO IV

PRESENTACIÓN DE LOS REGISTROS



En el capítulo 4 se presentan los registros en imágenes, mostrando sus curvas de

interpretación, unidades de medida, carriles utilizados.

4.1 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO RAYOS GAMA CONVENCIONAL (GR)

Figura 20.- Presentación del Registro Rayos Gama Convencional (GR).



PRESENTACIÓN

CARRIL I

- Caliper (pulgadas)

- Rayos gama (API)



4.2 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO NEUTRÓN COMPENSADO (CNL)

En la figura 21, se presenta el registro de neutrón compensado combinado

con rayos gama-caliper.

Figura 21.- Presentación del Registro Neutrón Compensado (CNL).



PRESENTACIÓN

CARRIL I

- Caliper (pulgadas)

- Rayos gama (API)

CARRIL II

- Profundidad del pozo(m)

CARRIL III

- PHI-D(UP)

- PHI-N(UP)



4.3 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO DE DECAIMIENTO TÉRMICO (TDT)

En la figura 22, se presenta el registro de decaimiento térmico (TDT) combinado

con rayos gama.

Figura 22.- Presentación del Registro de Decaimiento Térmico (TDT).



PRESENTACIÓN

CARRIL I

- Rayos gama (API)

CARRIL II

- Profundidad del pozo(m)

CARRIL III

- Curva de relación(Ratio)

CARRIL IV

- Detector cercano (N1)

- Detector lejano (F1)



4.4 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO DE EVALUACIÓN DE SATURACIÓN

DEL YACIMIENTO (RST)

En la figura 23, se presenta el registro de saturación de fluidos combinado con

caliper.

Figura 23.- Presentación del Registro de

Evaluación de Saturación del Yacimiento (RST).



PRESENTACIÓN

CARRIL I

- Profundidad del pozo(pies)

CARRIL II

- Caliper(pulgadas)

CARRIL III

- TPHI(UP)

- RHOB(g/cm3)

- NPHI(UP)

CAPITULO V

EJEMPLOS DE APLICACIÓN



En el capítulo 5 se muestran ejemplos de aplicaciones de cada registro así como

su interpretación correspondiente, se tiene el comportamiento de acuerdo a las

condiciones de las formaciones y la presencia de hidrocarburos.

EJEMPLO 1

En el ejemplo 1, se tiene el registro de rayos gama y el cálculo correspondiente del

volumen de arcillosidad.

Figura 24.- Registro de Rayos Gama Convencional (GR).

B

A



EXPLICACIÓN

En la figura 24, se tiene el registro convencional de rayos gama y el cálculo

correspondiente a su volumen de arcillosidad.

CARRIL COMPONENTES EXPLICACIÓN

1 Rayos Gama La tendencia del rayos gama es

indicativa de valores altos y por tal el

volumen de arcillosidad también lo es,

en la zona de 3100m se tiene una

disminución del valor del rayos gama

así como del volumen de arcillosidad, lo

cual también se manifiesta a partir de

3150m.

2 Volumen de Arcillosidad

Se concluye que a un aumento de rayos gama se tiene la misma relación con el

volumen calculado, en este caso estas dos curvas operan como indicadoras del

contenido de rayos gama y por tal del contenido de arcilla; así mismo estos

parámetros se usan como indicadores litológicos de la formación.



EJEMPLO 2

En el ejemplo 2, se tiene el registro procesado obtenido de los registros en agujero

descubierto para la determinación de la porosidad, litología y contenido de fluidos.

Figura 25.- Registro Procesado Rayos Gama Convencional (GR), Potencial Espontaneo (SP).



EXPLICACIÓN


1 Correlación de curvas rayos

gama y potencial natural.

Identifican las zonas arcillosas que en este caso se presentan en forma variable.

2 Índice de volumen de

arcillosidad. El volumen de arcillosidad disminuye en forma constante.

3 Índice del cálculo de volumen de matriz correspondiente a

arena.

Este valor aumenta en forma constante, por tanto el porcentaje de arena en la formación es mayor.

4 Presencia de carbono Valor en disminución constante; poca presencia de dicho elemento.

5 Indicador de la densidad de

grano

Mediante esta tendencia se obtiene un valor promedio de 2.65 g/cc

6 Indicador de volumen litológico Indica presencia de arena lutítica en combinación con caliza

En la presentación del registro se tienen indicadores en forma de puntos

sobre las curvas correspondiente a núcleos obtenidos en laboratorio y se

observa la correlación de estos respecto al parámetro considerado.



EJEMPLO 3

En el ejemplo 3, se observa los registros de rayos gama convencional, porosidad

neutrón y litodensidad.

Figura 26.-Registro Combinado de Porosidades

con Rayos Gama Convencional (GR).

A

B

D

C



EXPLICACIÓN

En la figura 26, se presenta el registro combinado de litodensidad, neutrón

compensado y rayos gama.


1 Correlación de curvas de

Rayos Gama con Caliper.

La zona en donde el rayos gama

acusa un máximo valor, se tiene el

mismo comportamiento para la

porosidad neutrón y disminución de

la porosidad densidad. En el

intervalo con presencia de caverna

denotado por el incremento del

calibrador la tendencia a aumentar

de las porosidades se debe a que

estas herramientas miden el

comportamiento del lodo de

perforación. La zona con tendencia a

valores bajos del rayos gama,

disminución del calibrador y

tendencia a cruzarse de las curvas

de porosidad neutrón- densidad

representa la presencia de

hidrocarburos, sin embargo si estas

2 curvas tienden a juntarse con

indicación de valor bajo del rayos

gama es indicativo de agua en la

matriz correspondiente.

2 Comparación de curvas

Densidad- Neutrón.

Se concluye que la correlación de la curvas de porosidad es para indicar la

presencia de cambio litológicos y contenido de fluidos en la formación; se debe

tomar como parámetros de referencia la correlación de las curvas de rayos gama

y calibrador.



EJEMPLO 4

En el ejemplo 4, se observa los registros de rayos gama, litodensidad y neutrón

compensado.

Figura 27.-Registro Combinado de Porosidades

con Rayos Gama Convencional (GR).



EXPLICACIÓN

En la figura 27, se presenta los registros radioactivos para determinar la litología y

presencia de fluidos en la formación.


1 Correlación de curvas rayos

gama y calibrador.

Determinan las condiciones de formación y pozo, el calibrador denota condiciones confiables en el agujero y los valores altos en gama indican zonas de lutitas

2 Profundidad del pozo Indica a qué distancia esta tomado el registro.

3 Comparación de porosidades

Densidad- Neutrón, Factor fotoeléctrico y densidad.

De 4750 pies en adelante se tiene una tendencia a disminuir del rayos gama, porosidad neutrón, densidad; el factor fotoeléctrico con un valor de 3 barns/electrón indica presencia de arenas arcillosas. La curva de corrección a la densidad con tendencia constante indica valores confiables en la medición

Se concluye que en este pozo no se tiene indicativo de zonas generadoras de

hidrocarburos y la litología que predomina es de arenas arcillosas con

intercalaciones de lutitas, así mismo las porosidades son altas debido al tipo

de litología que se tiene a lo largo del pozo. Los valores obtenidos de las

mediciones son confiables de acuerdo al control de calidad efectuado a cada

uno de estos parámetros.



EJEMPLO 5

Figura 28.- Registro Procesado de Rayos Gama Convencional (GR), Potencial Espontaneo (SP), Decaimiento Térmico (TDT), Evaluación de Saturación del Yacimiento (RST).



EXPLICACIÓN

En la figura 28, se observa la correlación de los registros en agujero descubierto y

procesado para determinar los diferentes parámetros petrofísicos de la formación.

CARRIL Componentes EXPLICACIÓN

1 Comparación de curvas de

rayos gama y potencial natural.

Indican presencia de cuerpos permeables en la zona de 2250 mts a 2380 debido al incremento del rayos gama y disminución del potencial natural.

2 Profundidad del pozo. Indica la distancia a la cual fue tomado el registro.

3 Comparación de curvas de

resistividad en un rango logarítmico de 2 ciclos

Indica presencia de arenas arcillosas en el intervalo de 2380 a 2400 m por la disminución y traslape de estas curvas y que el potencial natural se mantiene en la línea de lutitas y rayos gama a disminuye. De igual manera esto se presenta en el intervalo de 2400 a 2430 m.

4 Curva de porosidad (TDT). Presenta valores altos por tanto la formación es altamente permeable en todo el registro

5 Correlación de las curvas

del detector cercano- detector lejano

Cuando se visualice un cruce entre dichos detectores corresponderá a indicación de hidrocarburo en la zona de interés

6 Parámetro de sigma en U.C.

Tiene valores menores a 20 U.C. es indicativo de presencia de hidrocarburos, lo cual se visualiza sobre la curva en color amarillo

7 Curvas de carbono-oxígeno y relación carbono/oxigeno

Estas presentan posible presencia de hidrocarburos en la zona de interés.

8 Saturación de agua e

hidrocarburos

En color verde se tiene posible presencia de hidrocarburos y la curva en azul la de agua.

9

Cálculo de la porosidad efectiva y el volumen de

agua e hidrocarburo respectivamente

El agua está representada en color azul y el hidrocarburo en verde.

10 Volumen de minerales Indica alto contenido de arcilla en una matriz arenosa con volumen de agua-hidrocarburo.



Se concluye que la zona de interés es de 2345 a 2375 metros y de 2405 a 2425

metros en matriz arena con bajo contenido de arcilla, así mismo se recomienda

efectuar el control de calidad a los respectivos registros geofísicos tomados en

agujero descubierto y correlacionar con los procesamientos obtenidos, debiendo

tener cuidado en el cálculo del volumen de arcilla y de porosidad efectiva,

también es indicativo el cálculo del volumen de minerales que se pueden tener a

lo largo del pozo.



EJEMPLO 6

Figura 29.- Registro Procesado de Potencial Espontaneo (SP) y Evaluación de Saturación del

Yacimiento (RST).



EXPLICACIÓN

En la figura 29, se tiene la correlación de las curvas de potencial natural,

resistividades y el procesado con volúmenes de minerales y fluidos.


1 Potencial Natural (SP). Se indica una comparación en la

cual el potencial natural indica un

cuerpo permeable y las de

resistividad una tendencia a

aumentar, por otro lado el cálculo

de volumen de litología indica un

volumen bajo de arcillosidad en

matriz arena y con un alto

contenido de hidrocarburo de

acuerdo a la zona de color verde

que se tiene; así mismo se observa

que arriba y debajo de esta zona de

interés se tiene cuerpos lutíticos

dado la tendencia de moverse la

curva de potencial natural hacia la

línea de lutitas y el traslape y la

reducción de las resistividades, en

igual forma de la imagen se tiene

un volumen alto de arcillosidad

(color gris) con presencia de agua,

lo cual se indica en color blanco.

2 Profundidad del Pozo.

3 Comparación de

Resistividades Normal

Corta (SN) y Normal

Larga (LN).

4 Volúmenes de

Minerales y Fluidos.

Se concluye que en el intervalo 2400 a 2430 metros de profundidad se observa

nuevamente un desplazamiento de la curva de potencial natural indicando la

presencia de un cuerpo permeable y una tendencia a aumentar en las curvas de

resistividad, el cual según la litología del registro procesado corresponde a una

arena arcillosa con posibilidades de contener hidrocarburo indicado en color

verde para el cálculo de volumen de fluidos.



EJEMPLO 7

Figura 30.- Registro Combinado de Decaimiento Térmico (TDT),

Rayos Gama Convencional (GR) y Coples (CCL).



EXPLICACIÓN

En la figura 30, se tiene la presentación del registro de decaimiento térmico (TDT)

combinado con rayos gama (GR) y coples (CCL).

CARRIL Componentes EXPLICACIÓN

1 Curva F3 (control de

calidad), curva de rayos gama y curva de coples.

F3 presenta una tendencia constante indicando que las mediciones son confiables, la curva de coples con tendencia bien definida y de buena calidad, el rayos gama denota presencia de lutitas al aumentar en la parte superior del registro.

2 Profundidad del pozo Indica a qué distancia esta tomado el registro

3

Curva sigma, curva de tiempo intrínseco,

curvas de detectores, curva de relación.

En las tendencias a un cruce en las curvas de detectores junto con valores de sigma menores a 20 U.C. indican presencia de hidrocarburos. La curva de relación. C y D son zonas de interés dado que los valores de sigma disminuyen, aumenta el valor de tau y se tiene una tendencia al cruce de las curvas F1 y N1, además de la disminución del rayos gama presenta una disminución.

De acuerdo al comportamiento de dicho registro en forma confiable se

deduce que se tiene una litología arena arcillosa de alta porosidad.



EJEMPLO 8

Figura 31.- Registro Procesado de Decaimiento Térmico (TDT).

A



EXPLICACIÓN

En la figura 31, se tiene la correlación de varias corridas del sistema de

decaimiento térmico (TDT) y la saturación de agua obtenida con el mismo sistema.


1 Corrida 1 En color verde se denota la

presencia de agua, en azul el de

hidrocarburo móvil y en negro el

residual; el contorno del volumen

de hidrocarburo residual denota

la porosidad efectiva de la

formación y de acuerdo al rango

que presenta se observan

valores altos de porosidad, lo

cual denota tenerse formaciones

arenosas.

2 Corrida 2

3 Corrida 3

4 Contenido de Fluidos

En conclusión de la correlación de las curvas de sigma y por sus valores mayores

a 20 U.C. se tiene el indicativo de tener agua en la formación correspondiente,

como zona de interés se tiene lo indicado en color azul y negro del volumen de

fluidos y la tendencia a disminuir del sigma; el carril del lado izquierdo denota la

profundidad del pozo en pies, de la observación de todo este registro se tiene que

la mayoría está invadida de agua con excepción del intervalo A.

CAPITULO VI

VENTAJAS Y DESVENTAJAS



En el capítulo 6 se presentan las ventajas y desventajas que presentan las

herramientas a las diferentes circunstancias que pueden presentarse a la hora de

correr el registro en el pozo.

6.1 HERRAMIENTA RAYOS GAMA CONVENCIONAL (GR)

6.1.1 VENTAJAS

Operable en Agujero descubierto o entubado.

Operable en cualquier tipo de lodo.

Combinable con otras herramientas.

Medir radiación generada por la formación.

Definir contactos litológicos.

Determinar el volumen de arcilla.

Operable en pozos verticales o horizontales.

Determinar el tipo de arcilla.

Determinar presencia de lutitas.

Determinar presencia de formaciones limpias.

Disponible en el mercado.

6.1.2 DESVENTAJAS

Afectada por presiones mayores de 20000 psi.

Afectada por temperaturas mayores de 350 °F.

Afectada por cavernas.

Afectada por derrumbes.



6.2 HERRAMIENTA DE NEUTRÓN COMPENSADO (CNL)

6.2.1 VENTAJAS

Operable en agujero entubado.

Operable en cualquier tipo de lodo.

Medir el contenido de hidrógeno de la formación.

Determinar contactos litológicos (Arena- lutita).

Determinar fallas, discordancias, fracturas.

Determinar presencia de H2O, hidrocarburos, lutitas, arcillas.

Operable en cualquier tipo de litología.

Operable en cualquier tipo de pozo (vertical o de alta desviación).

Actualmente en uso.

6.2.2. DESVENTAJAS

Afectada por cambio de porosidad.

Afectada por cavernas, derrumbes.

Afectada por arcillosidad.

Afectada por presiones mayores a 20000 psi.

Afectada por temperaturas mayores a 350 °F.



6.3. HERRAMIENTA DE DECAIMIENTO TÉRMICO (TDT)

6.3.1. VENTAJAS

Determina tipo de fluido

Determina avance del agua

Determina saturación de fluidos

Determina tipo de litología

Correlacionable con diversos registros

Operable en agujero entubado

Combinable con GR + CCL

Operable en arenas o calizas de alta porosidad

6.3.2. DESVENTAJAS

Se ve afectado por el efecto de difusión

Afectado por efecto de agujero

Afectado por la profundidad de investigación

Afectado por el espesor de las capas



6.4. HERRAMIENTA DE EVALUACIÓN DE SATURACIÓN DEL YACIMIENTO

(RST)

6.4.1. VENTAJAS

Determinar la saturación y contactos de fluidos (en tuberías simples o

múltiples) presente en la formación para tomar decisiones en programas de

reparaciones. Detectar pozos con presencia de hidrocarburos que se hayan

pasado por alto en la evaluación original.

Monitorea el decaimiento de producción del yacimiento.

Evalúa porosidad.

Evalúa litología.

Detecta el frente de inyección de agua.

6.4.2. DESVENTAJAS

Afectada por presiones mayores de 15000 psi. Afectada por temperaturas mayores de 300 °F.

CAPITULO VII

CONCLUSIONES-

RECOMENDACIONES



En el capítulo 7 se presentan las conclusiones y recomendaciones de las

herramientas radioactivas, se explican cuáles son las condiciones optimas de

correr el registro en el pozo y la importancia de cada herramienta en la correcta

interpretación de cada registro.

7.1. CONCLUSIONES

Con el paso de los años se han desarrollado dispositivos para mejorar las

mediciones de la saturación de fluidos en agujero entubado mediante registros de

neutrón compensado. Estos registros permiten verificar si existen depósitos de

hidrocarburos a través de la tubería, de este modo acumulaciones desconocidas

de petróleo han sido descubiertas mediante la innovación en el diseño de estas

herramientas.

A causa de las necesidades en la industria petrolera la importancia de utilizar

registros geofísicos en pozo entubado ha ido en aumento, dando lugar a nuevas

aplicaciones que han facilitado las intervenciones de nuevas herramientas de

registros, por ejemplo los sistemas de saturación de fluidos y de rayos gama

utilizados con éxito en pozos que presentan disminución en su producción por

daños a la tubería o la formación.

La interpretación de registros es el proceso de análisis con los diferentes tipos de

herramientas radioactivas para determinar las siguientes características:

Identificar la presencia de yacimientos.

Estimar el volumen de hidrocarburos “in situ”.

Estimar el volumen de hidrocarburos recuperables.

Auxiliar en la identificación de ambientes de depósito.

Determinar el tipo de litología, porosidad, volumen de arcillosidad, condiciones de pozo, saturación de fluidos.

Las ventajas que otorgan los registros geofísicos en pozo entubado son de suma

importancia ya que brindan un panorama muy certero acerca de la situación de la

producción y del estado del pozo.

La implementación de registros radioactivos son altamente recomendables ya que

gracias a ellos es posible determinar condiciones que presenta la formación sin

verse afectado por la presencia de tubería, son de gran ayuda detectando cambios

en la saturación de agua durante la vida productiva del pozo en formaciones que

han sido revestidas cuando la salinidad lo permite.



RECOMENDACIONES

Se recomienda aplicar estas herramientas en campos maduros ya que por

diversas causas pueden llegar a producir gran cantidad de agua. Con la

ayuda de estas herramientas se pueden tomar las medidas necesarias para

observar el avance del agua respecto al hidrocarburo.

Con la aplicación de las herramientas estudiadas en los capítulos

anteriores, se puede evaluar la formación para identificar posibles zonas de

interés pasadas por alto cuando se perforo el pozo, debido tal vez a que no

se contaba con la información necesaria para realizar una mejor detección

de hidrocarburos.

Se recomienda el uso de estas herramientas en formaciones arenosas ya

que es probable tener zonas de derrumbes o zonas de alta presión en las

cuales es necesario entubar el pozo y tomar registros a través de ellos para

conocer las características de la formación presente.

Estos registros también pueden ser utilizados en pozos fracturados que

presenten perdida de circulación debido a esto se recomienda aislar el

intervalo de interés y tomar los registros en agujero entubado para evitar

este tipo de problema y reducir los riesgos de operación.

Es importante enfatizar que para reducir la incertidumbre en cuanto al tipo

de formación, tipo de fluidos y las propiedades petrofísicas de la roca, es de

vital importancia analizar todas y cada una de las mediciones obtenidas

mediante registros geofísicos tanto en pozo descubierto como entubado.



ANEXO I

Figura 1. Modelo Atómico de Bohr .......................................................................................... 11

Figura 2. Representación Esquemática del Átomo de Hidrógeno ............................................. 11

Figura 3. Isótopos del Átomo de Hidrógeno ............................................................................ 12

Figura 4. Efecto de un Campo Magnético Sobre los Rayos Alfa (α), Beta (β) y Gama (γ) ............. 14

Figura 5. Observación Experimental del Efecto Fotoeléctrico ................................................... 16

Figura 6. Absorción Fotoeléctrica ........................................................................................... 17

Figura 7. Representación del Efecto Compton .......................................................................... 19

Figura 8. Efecto de Producción de Pares .................................................................................. 21

Figura 9. Índice de Hidrógeno ......................................................................................................... 23

Figura 10. Sección Transversal de Captura ..................................................................................... 26

Tabla 1. Sección Transversal de Captura Aparente ........................................................................ 27

Tabla 2. Sección Transversal de Captura ......................................................................................... 28

Figura 11. Configuración de la Herramienta Rayos Gama Convencional (GR) .............................. 30

Figura 12. Configuración de la Herramienta Neutrón Compensado (CNL) ..................................... 31

Figura 13. Configuración de la Herramienta de Decaimiento Térmico (TDT) ................................ 32

Figura 14. Colisiones de Neutrón .................................................................................................... 38

Figura 15. Representación Gráfica de la Vida de un Neutrón ......................................................... 39

Figura 16. Principio de Medición de la Herramienta de Decaimiento Térmico (TDT) ................... 41

Figura 17. Interacciones de los Neutrones con la Formación ........................................................ 43

Figura 18. Modo Inelástico ............................................................................................................... 44

Figura 19. Espectro Inelástico Neto ................................................................................................ 44

Figura 20. Presentación del Registro Rayos Gama Convencional (GR) ........................................... 47

Figura 21. Presentación del Registro Neutrón Compensado (CNL) ............................................... 49

Figura 22. Presentación del Registro de Decaimiento Térmico (TDT) ............................................ 51

Figura 23. Presentación del Registro de Evaluación de Saturación del Yacimiento (RST) ............ 53



Figura 24. Registro de Rayos Gama Convencional (GR) .................................................................. 56

Figura 25. Registro Procesado de Rayos Gama Convencional (GR), Potencial Espontaneo (SP) .. 58

Figura 26. Registro Combinado de Litodensidad, Neutrón Compensado (CNL), Rayos Gama

Convencional (GR) ........................................................................................................................... 60

Figura 27. Registro Combinado de Calibrador, Neutrón Compensado (CNL), Rayos Gama

Convencional (GR) ........................................................................................................................... 62

Figura 28. Registro Procesado de Rayos Gama Convencional (GR), Potencial Espontaneo (SP),

Decaimiento Térmico (TDT), Evaluación de Saturación del Yacimiento (RST) ............................... 64

Figura 29. Registro Procesado de Potencial Espontaneo (SP) y Evaluación de Saturación del

Yacimiento (RST) .............................................................................................................................. 67

Figura 30. Registro Combinado de Decaimiento Térmico (TDT), Rayos Gama Convencional (GR) y

Coples (CCL) ...................................................................................................................................... 69

Figura 31. Registro Procesado de Decaimiento Térmico (TDT) ...................................................... 71



GLOSARIO

Aceite.- Petróleo crudo y otros hidrocarburos producidos en el yacimiento en

forma líquida.

Agujero entubado.- Es el agujero que ya tiene la tubería para poder perforar.

Alerón.- Elemento generalmente de fibra, plástico, goma o aluminio que se ubica

en la parte trasera de un instrumento con una inclinación.

API.- Grados api es la unidad de medida de la densidad del aceite, introducida por

el instituto americano del petróleo.

Arenisca.- Es una piedra sedimentaria compacta de granos detritos de arena,

principalmente cuarzo.

Campo eléctrico.- Se denomina campo eléctrico a la deformación del espacio

alrededor de una región que contiene carga, creado por la presencia de ella,

también al espacio donde se manifiesta la atracción o repulsión sobre otras

cargas.

Compuerta.- Media puerta que cierra la mitad inferior de la entrada del algunos

instrumentos.

CPS.- Cuentas por segundo.

Detector de centelleo.- El material que produce el destello se llama cristal de

centelleo y se selecciona para que tenga una alta eficiencia en absorber variación

ionizante y emitir luz (luminiscencia). Debe ser transparente para poder transmitir

la luz producida, y debe estar a oscuras para que la luz ambiental no le afecte.

Espectro.- Suele denominarse así a la banda del espectro electromagnético

situada entre 400 y 700 nm; ya que es sensible el ojo humano. Se dispone en

forma de bandas coloreadas ordenadamente de acuerdo con su longitud de onda.

Estratigrafía.- Rama de la geología cuya finalidad es el estudio de las rocas vistas

como capas o estratos. Centrada en especial en las rocas sedimentarias, la

disciplina se ha extendido a todo tipo de rocas y a sus interrelaciones, en especial

las cronológicas.

Explotación (producción).- Operación que consiste en la extracción de petróleo

y/o gas de un yacimiento.



Hidrocarburo.- Es un compuesto orgánico que contiene solo carbón e hidrógeno.

Los hidrocarburos frecuentemente dan lugar a productos derivados del petróleo,

gas natural y carbón mineral.

Litología.- Es la parte de la geología que trata de las rocas, especialmente de su

tamaño de grano, el tamaño de las partículas y de sus características físicas y

químicas.

Porosidad.- Es la propiedad de las rocas de contener huecos o espacios vacios y

nos da la idea de que capacidad de almacenamiento existe en el medio poroso.

Potencial espontaneo.- Es la medida de la diferencia de potencial entre un

electrodo fijo y otro móvil, sin fuente emisora, esta diferencia de potencial se debe

entre otras causas, a procesos de oxidación- reducción en presencia de agua.

Potencial natural (SP).- Es una medida de las corrientes eléctricas que se

producen dentro del pozo debido al contacto entre diversos fluidos con salinidades

diferentes.

Profundidad de investigación.- Es la profundidad desde el objetivo hasta la

superficie.

Propiedades petrofísicas.- Son las propiedades físicas de la roca como:

porosidad, densidad, volumen de hidrocarburos.

Tiempo de transito.- Es el tiempo en que la onda sónica tarda desde su salida

hasta su llegada a un receptor en una formación, ocupada en el cálculo de

geopresiones y propiedades petrofísicas.

Transductor.- Dispositivo que convierte algún tipo de energía en una señal

eléctrica.

Yacimiento.- Cuerpo de roca porosa y permeable del subsuelo que puede

almacenar gas y/o aceite. La mayoría de los yacimientos son de caliza, dolomía,

arenisca o una combinación de estos.

Zona de alta presión.- Es la zona donde la presión excede o está por debajo de

la presión normal esperada a una profundidad dada. La presión normal se

incrementa aproximadamente 10.5 Kpa por metro de profundidad (0.465 lb/plg2

por cada pie de profundidad).



BIBLIOGRAFÍA

1.- Apuntes de curso de Registros Geofísicos II, Ing. Alberto E. Morfín Faure;

I.P.N. ESIA- Ticomán.

2.- Enhancing Through-Tubing Formation Evaluation Capabilities With the Thermal

Decay Tool, Jeckovich, G.T., Olesen, J-R., Schlumberger Well Services; SPE

Annual Technical Conference and Exhibition, 8-11 October 1989, San Antonio,

Texas.

3. - The compensated neutron log and the effects of environment, Wilson, Billy f.,

Wichmann, p.a, Fall Meeting of the Society of Petroleum Engineers of Aime, 6-9

October 1974, Houston, Texas.

4.- Aplicaciones de la Interpretación de registros, Schlumberger Educational-

Service, 1984.

registros radioactivos en agujero entubado - instituto

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