REGISTROS DE LA INTEGRIDAD DEL POZO PERFILAJE DE POZOS
26/07/2011 UNIVERSIDAD DE LOS ANDES
TRABAJO REALIZADO POR:
©
KARELIA LA MARCA
©
JENNY VANEGAS
©
MIRLA GODOY
©
JESUS MONSALVE
©
VICTOR ROMERO
©
WILLIAM RAMIREZ
0
ÍNDICE ÍNDICE DE FIGURAS
2
INTRODUCCIÓN
3
Production logging tool (plt) para área de producción
4
Registro de adherencia de cemento o cement bond log
6
Variable density log (vdl) para la cementación
13
Measurement while drilling (mwd) para la perforación
20
Logging while drilling (lwd) para la perforación
25
Resonancia magnética nuclear (rmn)
29
Dip meter (buzamiento)
38
CONCLUSIONES
43
BIBLIOGRAFÍA Y PÁGINAS WEB CONSULTADAS
44
1
ÍNDICE ÍNDICE DE FIGURAS
2
INTRODUCCIÓN
3
Production logging tool (plt) para área de producción
4
Registro de adherencia de cemento o cement bond log
6
Variable density log (vdl) para la cementación
13
Measurement while drilling (mwd) para la perforación
20
Logging while drilling (lwd) para la perforación
25
Resonancia magnética nuclear (rmn)
29
Dip meter (buzamiento)
38
CONCLUSIONES
43
BIBLIOGRAFÍA Y PÁGINAS WEB CONSULTADAS
44
1
ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1. Representación esquemática de la herramienta CBL 7
Figura 15. Descripción del sistema MWD
22
Figura 2. 3 pies de la señal CBL
8
Figura 16. Telemetría Acústica.
23
Figura 3. 5 pies de la señal VDL
8
Figura 17. Telemetría a pulso de lodo negativo
23
9
Figura 18. Telemetría a pulso de lodo positivo
24
Figura 5. Bond buena formación
10
Figura 19. Telemetría Electromagnética
24
Figura 6. tubería libre
11
Figura 4. Bond típicos de cemento presentación Log (Haga clic sobre la imagen para obtener la escala completa)
Figura 7. calibración típica CBL tableEarly herramientas CBL
12
Figura 20. Evolución de los registros de adquisición durante la
27
perforación LWD.
Figura 21. Alineación del eje de la barra imantada con el eje del
31
momento rotacional del núcleo.
Figura 8. pinza multidedos
16
Figura. 22 .Aparato de RMN.
33
Figura 9. Registro tipo de los datos de la pinza
16
Figura 23. Propiedades RMN de diferentes fluidos.
36
17
Figura 24. Perfil tipo de RMN:
37
Figura 10. herramienta del registro VDL y VDL y registro tipo de adherencia del cemento
Figura 11. Esquema de reflexión de ondas ultrasónicas que se
Figura 25. patrones de inclinación y anomalías geológicas que 19
comúnmente les están asociados.
39
Figura 12. Herramienta de registro ultrasónico
19
Figura 26. Interpretación de los datos de pozo Lisama – 13. 13.
41
Figura 13. Registro tipo de VDL
19
Figura 14. Herramienta MWD
21
trasmite a través de la herramienta a las diferentes superficies que conforman el pozo.
Figura 27. Ejemplo de registro de buzamiento gr, resistividad,
42
registros de imagen acústicos y dipmeter en una zona de fractura
2
INTRODUCCIÓN
La industria petrolera, es muy amplia en cada una de sus actividades, es por ello, que una vez que se han realizado operaciones se deben correr registros para determinar la veracidad de los trabajos realizados. Tal es el caso del perfilaje de producción, el cual es el conjunto de las mediciones efectuadas en el subsuelo posteriores a la completación inicial del pozo. Este tiene por objetivo proporcionar información sobre la naturaleza natu raleza y el movimiento de los fluidos dentro del pozo. poz o. El perfilaje de producción se aplica a dos grandes
áreas
como
son
el
comportamiento
de
los
yacimientos
y
los
problemas
en
el
pozo.
No existen dos tareas iguales de registro de la producción. Cada una es única y resulta imprescindible utilizar las herramientas adecuadas
para
cada
proyecto
específico
a
fin
de
garantizar resultados ópticos.
El sistema de registro de la producción comprende tres tipos de series, a las cuales se pueden agregar diversos sensores y el paquete de productos de usos múltiples. Una selección de accesorios se encuentra disponible para garantizar que la serie de herramientas se utilice utilic e adecuadamente para la adquisición óptima de datos. En el desarrollo de este trabajo, se conocerá lo que es un registro de producción PLT, CBL, VDL, MWD, LWD, RMN y DIPMETER, tipos, objetivos, función, sus aplicaciones y las herramientas que conforman dichos registros. Las herramientas de tercera generación para la adquisición de registros durante la perforación añaden una nueva dimensión a los actuales esfuerzos que hace la industria petrolera para construir pozos más eficientes y efectiv os en materia de costos. Las mejoras introducidas en las herramien tas se traducen en menores riesgos y mayor exactitud en la colocación de los pozos. Como resultado, la obtención de registros en tiempo real para la perforación está rápidamente convirtiéndose en una realidad. r ealidad. Durante las operaciones operacion es de perforación es preciso conocer la localización localiza ción exacta del pozo para asegurar un adecuado posicionamiento del mismo dentro del objetivo, por lo que el principal propósito es estudiar y analizar la calidad de los datos obtenidos por la herramienta MWD mediante la aplicación de métodos correctivos a través de los cuales se obtiene datos más exactos y se coloca correctamente al pozo. 3
PRODUCTION LOGGING TOOL (PLT) PARA AREA DE PRODUCCIÓN DEFINICIÓN
OBJETIVOS
APLICACIONES 1. Estimación del daño a la formación.
HERRAMIENTAS
2. Evaluación de la Geometría del yacimiento. Son los registros que se pueden tomar después que se han cementado las tuberías de revestimiento, colocado el aparejo de producción y disparado el intervalo productor, es decir, después de la terminación inicial del pozo, estos registros han permitido conocer con más detalle no solo el comportamiento de los pozos, sino también de las formaciones. Algunos de los beneficios que se pueden obtener con este tipo de registro, son la evaluación de la eficiencia de la terminación, información detallada sobre las zonas que producen o aceptan fluidos, detección de zonas ladronas, entre otros. Estos registros no se utilizan con mucha frecuencia (debido a su alto costo), sino cuando el área presenta complicaciones litológicas y/o estructurales. Generalmente se utilizan junto con un perfil de GR.
Realizar mediciones de parámetros relacionados con la Identidad y la cantidad de fluidos moviéndose dentro de un pozo. Estas medidas se realizan en el fondo del pozo y en cada intervalo productor del mismo.
3. Presión del Yacimiento. 4. Gradiente de Presión 5. Temperatura 6. Localización de zonas productoras e Manómetro. inyectoras. 7. Ubicación de zonas de entra da de ga s. 8. Localización de zonas con anomalías en la producción o inyección.
Establecer el comportamiento del perfil de producción en un sistema pozo-yacimiento, mediante la adquisición de información que, permita, entre otras cosas, determinar las zonas de entrada de petróleo, gas o agua y cuantificar los caudales aportados por cada una de estas zonas.
9. Gradiomanómetro 10. Identificación de los fluidos en flujos 11. Medidor de Flujo de
ICL-A INDUCTION COLLAR LOCATOR, sirve para hacer correcciones en profundidad de los registros, y verificar variaciones en el diámetros de los pozos. NGT-B GAMMA RAY NGT-S GAMMA RAY
Multifásicos. 12. Ubicación
CPT-B COMBO TOOL, provee información en alta resolución de presiones y temperaturas en el pozo.
los
intervalos
productores. 13. Evaluación de los procesos cañoneo y/o estimulación. 14. Determinación de la contribución de las distintas zonas productoras.
4
PRODUCTION LOGGING TOOL (PLT): A pesar de que los registros de producción se corren más a menudo
correlaciones en profundidad, por medio de datos de rayos gamma y otros.
para diagnosticar problemas en el pozo a
La técnica para analizar estas corridas confiablemente es medir
profundidad cuando se detectan anomalías en la tasa de flujo en
la presión y asumir una tasa de flujo constante durante toda la
superficie, estas herramientas pueden ser utilizadas también
prueba, esto en la práctica, prevalece durante condiciones de
para realizar pruebas para determinar características del
apagado. Así, esta acumulación de ensayos se han convertido
yacimiento. En esencia, medir la tasa de flujo dentro del pozo,
en el método más confiable para medir la calidad de un pozo.
justo arriba de la zona de producción, permite una mejor
El reto principal en los análisis de pozos es distinguir los
interpretación, porque los problemas de almacenamiento del
cambios de presión causados por características propias del
pozo son casi eliminados. Análisis de estos registros pueden
yacimiento y los que son causados por variaciones en la tasa de
indicar parámetros tales como la permeabilidad, daño y presión
flujo. Dichas herramientas, los PLT’s , son útiles para adquirir
al mismo tiempo y las condiciones de vida del yacimiento.
información del flujo y la presión simultáneamente.
Estas herramientas consisten en un solo cable con herramientas
El único punto negativo de realizar estos análisis es que el
individuales, cada una conteniendo uno o varios sensores, se
operador no quiere parar la producción para realizar estas
corren con un monocable que provee energía y además
pruebas, porque existe el riesgo de que no vuelva a fluir luego
transmite los datos a superficie. Estas herramientas son
de apagado, lo que es un inconveniente si se habla de dichos
diseñadas para proveer toda una gama de datos en cualquier
términos. Por dichas razones, a pesar de su precisión y utilidad
condición, ya sea agua, gas o petróleo, pudiendo establecer
es un método que está siendo obsoleto.
5
DEFINICIÓN
REGISTRO DE ADHERENCIA DE CEMENTO O CEMENT BOND LOG OBJETIVOS APLICACIONES HERRAMIENTAS
El registro CBL (Registro De Adherencia De Cemento O Cement Bond Log) se ha utilizado desde la década de 1960. Aún es ampliamente Ejecutar para inspeccionar la utilizado y se prefiere a menudo a integridad del cemento de sellado de muchos otros instrumentos de la envoltura y la formación. Esto evaluación más reciente de cemento. garantizará que los fluidos de la A mediados de 1980 herramientas de formación fluirán en la cubierta transductor ultrasónico fueron cuando la zona productiva esté introducidas como el cet y las perforada y no hacia la parte exterior herramientas de pet. del casing. Un registro de adherencia del cemento (CBL) se ejecuta para inspeccionar la El propósito de interpretar el registro integridad del cemento de sellado de la CBL es asegurar el aislamiento de envoltura y la formación. Esto una buena zona sobre una formación garantizará que los fluidos de la productiva. Al ver la presentación de formación fluirán en la cubierta registro CBL un análisis cualitativo cuando la zona productiva esté de la adherencia del cemento puede perforada y no hacia la parte exterior ser determinado. del casing.
1. Determinar la calidad del cemento. 2. Correlacionar registros. 3. Una
indicación
resistencia
de a
la la
compresión del cemento.
Representación esquemática de la herramienta CBL.
6
Aplicaciones Del Registro CBL Se Encuentran:
Operación Del Registro CBL:
Determinar La Calidad Del Cemento: vínculo entre el cemento y el casing así como también entre el cemento y la formación para la zona de aislamiento.
Una vez que un pozo ha sido determinado para ser producido, el casing es corrido en el agujero abierto y el cemento se bombea al exterior para sellarlo a la pared del pozo.
Correlacionar Registros: a hueco abierto (open hole logs) con registros de pozo entubado (cased hole logs) utilizando el Casing Collar Locator (CCL) y la herramienta de Gamma Ray.
Un registro de adherencia del cemento (CBL) se ejecuta para inspeccionar la integridad del cemento de sellado de la envoltura y la formación. Esto garantizará que los fluidos de la formación fluirán en la cubierta cuando la zona productiva esté perforada y no hacia la parte exterior del casing.
Indicación de la resistencia a la compresión del cemento: Esta herramienta también mide el espesor de casing, micro anillo y la canalización del cemento, pero no miden los ingresos de cemento a la formación.
Medición A Través Del Registro CBL: Representación esquemática de la herramienta CBL:
La herramienta CBL es similar en funcionamiento a la herramienta Sónica (sonic tool) a hueco abierto. Consta de un transmisor y dos receptores a distancias de 3 y 5 pies del transmisor. Al igual que con la herramienta Sonic las ondas compresionales u ondas P se utilizan para medir el tiempo de viaje desde el transmisor al receptor. La herramienta CBL no es compensada a diferencia de la herramienta Sonic a hueco abierto. La centralización de la CBL es esencial para garantizar su operación. Con este fin, un centralizador de diámetro exterior que coincida con el diámetro interior de la carcasa debe estar siempre colocado en la herramienta CBL. La señal 3-pie (3-foot signal) desde el emisor hacia el primer receptor, principalmente medirá la adherencia del cemento al casing. Si hay poco o ningún vínculo, la amplitud de la señal será muy grande. Si hay buena adherencia, la amplitud será muy pequeña. Esto se conoce comúnmente como el TT3 (Tiempo de viaje de 3 pies) o señal CBL (Registro CBL de Adherencia del cemento).
Figura 1: Representación esquemática de la herramienta CBL 7
Una onda de compresión similar se medirá con la señal de 5-pie desde el emisor hasta el segundo receptor. La señal sin embargo leerá más profundamente en la formación. Predominante medirá la adherencia del cemento a la formación. Al igual que para el TT3, una amplitud grande de la onda indicará una mala adherencia mientras que una amplitud lo contrario. Se conoce comúnmente como el TT5 (Tiempo de viaje de 5 pies) o señal VDL (Registro de Densidad Variable VDL).
Figura 3: 5 pies de la señal VDL La forma de onda de 5 pies y se utiliza de manera diferente a los pies 3. Aquí el umbral horizontal "corta a través de" los picos positivos de la señal recibida. Esta es la sección transversal a través de los picos positivos que se muestra en la pista de Vaso de Leche, como si se ve desde la parte superior de la forma de onda.
La Profundidad De La Investigación Y Resolución Vertical:
Figura 2: 3 pies de la señal CBL Aquí la línea horizontal es el umbral de detección. El tiempo de viaje TT3 se mide entre el transmisor de impulsos en la salida y la amplitud de llegar "E2". La amplitud de la señal CBL se mide por la altura de la primera llegada.
La señal de 3 pies CBL medidas inmediatamente fuera de la carcasa. La señal de 5 pies CBL tiene un espacio más grande y se muestra a lo largo del tren de ondas enteras. Por lo tanto, lee varias pulgadas en la formación.
8
Presentación:
La Presentación CBL No Ha Cambiado En Muchos Años: Pista 1: La medición de GR para la correlación de abrir los registros de pozo. El localizador CCL magnética de cuello que los picos de enfrente de los cuellos carcasa El tiempo de viaje TT3 es una función del tamaño de la carcasa. Véase la figura 2. Track 3: CBL (3 pies) de amplitud en mV. De bajas amplitudes (mejor adherencia del cemento), el 0-20mV curvas entra en la pantalla para una medición precisa. Véase la figura 2. Track 4: TT5 señal se muestra en una presentación de la firma. Esto muestra el tren de ondas enteras. Track 5: TT5 señal se muestra en la pseudo presentación VDL estándar. Es una "vista de pájaro" de la forma de onda TT5 "por encima" del umbral. Véase la Figura 3
Figura 4: Bond típicos de cemento presentación Log (Haga clic sobre la imagen para obtener la escala completa)
9
Buena Bond: señal CBL - El intervalo de 3307.5-3310.5ft tiene vínculo muy bueno entre el cemento y la cubierta, en virtud de pequeña amplitud CBL en la pista 3 de aprox. 4mV. A menudo, en estas amplitudes baja el tiempo de viaje se TT3 ciclo de saltar. Señal VDL - Hay llegadas buena formación indica en la pantalla VDL en la pista 5. La llegada de la formación son representados por las líneas de VDL muy gruesa (espesa debido a la amplitud es muy alta). Estas llegadas formación también debe seguir el pozo abierto de Sonic tiempos de tránsito. Esto indica un buen cemento para unir la formación también.
Figura 5: Bond buena formación
10
aproximadamente 62mV. Hay un poco de cemento esparcidos alrededor de la tubería que está reduciendo la señal CBL en los lugares, pero en esencia se trata todavía de tubería libre. No hay ningún sello de cemento continuo a la carcasa. La TT3 es la lectura 280usec y la señal de tubería libre es tanto lo que indica 62mV 5,5 pulgadas carcasa. Señal VDL - En el inicio de la señal VDL en la pista 5 no son líneas rectas que representan las llegadas delgada carcasa. La llegada de la formación de gruesas también son relativamente rectas que no son representativos de la respuesta de la formación.
Combinaciones De Herramientas: La herramienta CBL requiere una medición de rayos gamma para correlacionar la profundidad con el rayo gamma agujero abierto. Una caja de collar de localización también se utiliza para permitir la correlación de cable pistolas de dispa ros.
Asociados Mnemónicos: CBL - Registro de Adherencia del Cemento. CCL - Caja Collar de localización. VDL - registro de densidad variable. PET - Herramienta de Echo Pulsada (HLS). TT3 - Tiempo de viaje de 3 pies. CET - Herramienta de Evaluación de cemento (Schl). Figura 6: tubería libre
Libre de la señal de la tubería: señal CBL - Aquí se puede ver que la señal de tubería libre está llegando a un máximo de
TT5 - Tiempo de viaje de 5 pies.
11
Calibración:
Por lo general 62mV de 7 pulgadas y 72mV de 5,5 "caja. Consulte la tabla en la Figura 5.
Registro de Control de Calidad: Micro anillo es a menudo un problema cuando se realiza un trabajo de cemento cubierta.
Figura 7: calibración típica CBL tableEarly herramientas CBL no fueron calibrados. Las amplitudes de 3 pies se realizaron mediciones de varias señales de tubería libre. Ver Figura 2 contrario. A medida que más herramientas se hicieron diferentes amplitudes tubería libre fueron medidos y estos necesitan ser calibrados para que coincida con los registros realizados con las herramientas originales. Herramientas de CBL por lo tanto necesitan la amplitud de la señal para ser calibrado para cada tamaño de la carcasa. El tiempo de viaje de cada señal no requiere de calibración, como es el caso con la herramienta Sonic.
Lecturas Registro tipo:
Del cemento a la carcasa de bonos se produce cuando la amplitud de la señal CBL es menos de unos 10 mV. De espesor 'ondulada' VDL indica la respuesta del cemento para unir la formación. Señal de tubería libre toma valores específicos para diferentes tamaños de carcasa.
Una vez que el cemento ha sido bombeado en el espacio anular, micro anillo puede ocurrir cuando la presión de la bomba en boca de pozo se mantiene demasiado tiempo, haciendo que la caja se expanda. Cuando se libera la presión de la carcasa se retrae y se produce una ruptura delgada entre la carcasa y el cemento. La presión en la boca de pozo inmediatamente después del trabajo de cementación debe mantenerse al mínimo. Otra causa del micro espacio anular que se produce si hay cualquier recubrimiento residual que queda en el exterior de la carcasa durante la fabricación. Cuando el trabajo de cementación se ejecuta estos recubrimientos inhibir el cemento para unir a la carcasa dejando de nuevo una fractura delgada micro o ruptura entre el revestimiento y el cemento. El trabajo de cemento requiere un fluido libre de químicos al ras para eliminar cualquier capa inmediatamente antes de que el cemento se bombeara fuera de la carcasa. Del mismo modo que necesita un lavado sin que se ejecute para eliminar cualquier torta de barro de la pared del pozo. Esto ayudará a asegurar un buen cemento para unir la formación también.
12
Las operaciones de perforación pueden causar micro anillo. Un registro CBL funcionar poco después de la carcasa se encuentra no puede confirmar si existe sin embargo micro anillo.
la presión de 1000psi. Si la señal de CBL reduce a menos de 10 mV después del micro anillo existe. El micro anillo no suele ser un problema para el aislamiento de la zona.
Si el tiempo de viaje de 3 pies no es principalmente una línea recta, entonces la herramienta CBL no está bien centralizada y la adherencia del cemento no será exacta.
Interpretación:
Correcciones: Micro anillo se nota cuando la señal de CBL es de aproximadamente 10 20mV. Si se sospecha de micro anillo, la cubierta se debe presionar a la cabeza y 1000psi y la encuesta de CBL correr de nuevo bajo
El propósito de interpretar el registro CBL es para asegurar el aislamiento de zona bien sobre una formación productiva. Al ver la presentación de registro CBL, un análisis cualitativo de la adherencia del cemento puede ser determinado.
Limitación: El pozo debe tener líquido en el pozo con el fin de acoplamiento acústico que se produzca.
VARIABLE DENSITY LOG (VDL) PARA LA CEMENTACI N DEFINICIÓN
OBJETIVOS Proporciona
APLICACIONES una
representación gráfica de
1. Es utilizado para discriminar mejor entre la carcasa y la formación de las llegadas.
la forma de la onda sonora
2. El Vaso de Leche se utiliza generalmente para evaluar
Es una imagen del tren de onda
real registrado en un 5 pies
el cemento para unir la formación y ayuda a detectar la
completo de señal en el receptor
transmisor / receptor de
presencia de canales y la intrusión de gas. Un bono de
a 5 pies.
separación.
cemento pobre es señalado por un fuerte negro paralelo y blanco a rayas verticales.
Permite
diferenciar
HERRAMIENTAS
las
3. Una buena adherencia del cemento se observa en
señales del revestidor y la
general una respuesta de color gris mate sin rasgos
formación.
cuando la señal de la carcasa que se espera.
(1) Pinza multidedos (2) Registros sónico (3) Registros ultrasónico
13
Una presentación de la onda acústica en un receptor de una
color gris mate sin rasgos cuando la señal de la carcasa que se
medición sónica o ultrasónica, en el que se presenta la
espera. La salida CBL / VDL se ve afectada por: la
amplitud en el color o la sombra de una escala de grises. El
excentricidad de herramientas, micro-anillos; formaciones
registro de densidad variable se utiliza comúnmente como un
rápida, la presencia de gas, y recubrimientos delgados de
complemento en el registro de cementación, y ofrece una mejor
cemento.
idea de su interpretación, en la mayoría de los casos y los
Ventajas del registro VDL
efectos microanular rápida llegada de la formación-pueden ser identificados
utilizando esta pantalla
adicional. En pozo
abierto, puede ser mostrado al lado del registro sónico de
tiempo de tránsito como una presentación cualitativa del tren de ondas acústicas, y a veces se utiliza para la detección de la
fractura mediante el examen de los patrones de Chevron dada por Stoneley olareflexiones (y otras reflexiones de onda) en las
Desventajas del registro VDL
fracturas cruzar el pozo. El VDL proporciona una representación gráfica de la forma de la onda sonora real grabada en un 5 pies transmisor / receptor de separación. Este trazado, que debe ser utilizado para
discriminar
mejor
entre la carcasa y la formación de las llegadas. El Vaso de Leche se utiliza generalmente para evaluar el cemento para unir la formación y ayuda a detectar la presencia de canales y la intrusión de gas. Un bono de cemento pobre es señalado por un fuerte negro paralelo y blanco a rayas verticales. Una buena
Presenta la imagen de la onda sónica total Es el único registro en ver hasta la formación La combinación con el CBL y VDL ha sido la herramienta primaria de evaluación de cementación durante años Permite diferenciar fácilmente las señales del revestidor y la formación.
Los valores muy altos pueden ser ambiguos. Pueden ser sensibles a las formaciones más rápidas.
Herramientas para medir la integridad del p ozo Los pozos existentes son típicamente entubados y cementado durante la construcción, lo que las herramientas para investigar los necesitan para ser capaz de investigar la integridad de la carcasa, el cemento, el vínculo entre el revestimiento y el cemento, y el vínculo entre el cemento y la formación. Las
adherencia del cemento se observa en general una respuesta de 14
herramientas que se pueden utilizar para medir la integridad
Herramienta Pinza Multidedos
puede ser dividido en:
Una herramienta de pinza es una herramienta con varios dedos
(1) Herramientas de registro que no cambia físicamente el bien
que
sobresalen
radialmente
desde
el
cuerpo
de
la
de ninguna manera (no destructiva) y toma de muestras
herramienta. Los dedos son utiliza para medir el radio interior
(2) Herramientas de pruebas que causen, aunque de menor
del pozo de 360 ° con una precisión de + -0,05
importancia, un cambio físico en el pozo. Herramientas de
pulgadas. Multidedos pinza herramientas se puede utilizar para
registro para la integridad del pozo incluyen multidedos
medir el diámetro interno de las cubiertas entre el 1 ¾ pulgadas
pinza herramientas, herramientas sonoras de bonos,
y 13 3 / 8. [Schlumberger, 2004] los cambios en el radio
ultrasonidos herramientas de registro.
interno pueden indicar desgaste de la corrosión, u otros daños
(3) Herramientas de muestreo y las pruebas son pozo entubado
en el pozo.
movilidad y herramientas de análisis de fluidos, y las
Aunque multidedos herramientas pinza dar información sobre
herramientas de extracción de núcleos laterales.
el estado del interior de la carcasa se no puede proporcionar información sobre el estado de la parte exterior o el grosor de
Herramientas de registro
la carcasa. Para más información sobre el uso de herramientas
Las herramientas de registro se describe en esta sección
multidedos pinza y la visualización de los datos multidedos
se utilizan para examinar el bien sin causar ningún
pinza se puede encontrar en los trabajos de Oliver [2005], y
permanente cambios en las condiciones del pozo.
Julián et al. [2007]. La Figura 8 muestra ejemplos de una
Estas herramientas se utilizan para examinar el estado
herramienta de pinza. Figura 9 se muestra una lectura de
de la cubierta, la interfaz entre la carcasa y el cemento,
registro típico de una herramienta de pinza.
el cemento, y la interface entre el cemento y la formación.
15
entre la carcasa y el cemento, la densidad del cemento, y la vínculo entre el cemento y la formación. Herramientas
sonoras
de
bonos
suelen
proporcionar
información sobre los bonos de cemento en el pozo con dos parámetros. Métrica, llamado el índice de bonos, da una estimación cuantitativa del cemento a la carcasa de bonos. Una unidad con un índice de bonos de más de 0,80 (en una escala de Figura 8: pinza multidedos
0 a 1) a distancia dictados por el diámetro de la carcasa que normalmente se considera tener un buen aislamiento zonal. El cálculo del índice de bonos se basa en la amplitud de una onda sonora atenuada dentro del pozo, la amplitud de la onda sonora atenuada por una envoltura no cementada, y la teórica amplitud de una onda sonora si hay un 100% de la tubería de revestimiento de cemento de unión. La métrica de otra, llamada una densidad variable registro, es una presentación de la magnitud de la onda real medido en el receptor. Esta medida da Información cualitativa sobre los bonos de la caja-a-cemento y
Figura 9: Registro tipo de los datos de la pinza
la adherencia del cemento a la formación.
Herramienta Sónica de Bono
En un pozo con una buena adherencia entre el cemento y la
Herramientas sonoras de bonos o instrumentos de cemento de
cubierta de las ondas sonoras transmitidas será atenuada cuando
bonos transmitir una señal a través del pozo de la cubierta y la
la señal regresa desde el pozo hasta el receptor. En un pozo con
formación y luego medir el tiempo de la magnitud y el tránsito
un pobre de cemento a la carcasa de bonos de la devolución la
de la señal refractada. El tiempo de la fuerza y el tránsito de la
señal se muestra poca atenuación. Herramientas sonoras de los
refracción señales de proporcionar información sobre el vínculo
bonos tienden a funcionar bien en la mayoría de los líquidos 16
Que se pueden encontrar dentro de un pozo y no se afectados por la rugosidad de la carcasa. Tanto el índice de bonos y las mediciones de densidad variable de registro mira la media de enlace entre el cemento y la carcasa y no se identifican las vías específicas de los lugares (radial) donde puede haber un vínculo pobres. Además, en zonas donde una gran amplitud (poco atenuada) es la onda medida habrá ambigüedad en cuanto a la causa porque las mediciones son sensibles a las formaciones rápidas, líquido llena microannuli y cementos Contaminados. Por último un microanular seco todavía puede permitir una alta atenuación aunque no es el aislamiento zonal. Boyd et al. [2006] y Hayman et al. [1991] proporcionar más información sobre sónica herramientas de bonos. La Figura 10 muestra un esquema de un vínculo demasiado sonoro y en la figura 10 se muestra una presentación típica de registro Sónica de datos.
Figura 10: herramienta del registro VDL y registro tipo de adherencia del cemento que muestra la pista de correlación (izq), registro de enlace y seguimiento de índice de bonos (centro) y registro de densidad variable (derecha).
17
Herramienta de registro Ultrasónica
pueden
Herramientas ultrasónicas también utilizan ondas sonoras para investigar la integridad del pozo. Las herramientas utilizan ultrasonidos ondas para medir el estado interno de la carcasa, el radio interior de la carcasa, el grosor de la carcasa, y la impedancia
acústica
carcasa. Mediciones
del
material
ultrasónicas
fuera
también
de
la
proporcionan
información en la interfase entre el cemento y la cubierta. Por otra parte, la generación más reciente de la herramienta de ultrasonido puede proporcionar información sobre la interfaz de la próxima, que en muchos casos es la interfaz cementoformación, pero también podría ser otra interfaz cementocubierta. La impedancia acústica de un material es un producto de la velocidad acústica y la densidad del material. De la impedancia acústica del material fuera de la carcasa se pueden clasificar en cemento, cemento microdebonded (tiene un microanular entre la carcasa y el cemento), líquido o gas. A diferencia de las herramientas sonoras discutido ya las herramientas ultrasónicas pueden tomar imágenes del bien en 360 grados, de manera específica las vías o áreas debonded pueden ser identificados. La ventaja de utilizar las herramientas de ultrasonidos es que pueden proporcionar información sobre el estado de la cubierta y el cemento en el mismo paso, que proporcionan una imagen detallada del bien, y se diferencian
diferentes
tipos
de
materiales
detrás
de
la
carcasa. También, al igual que las herramientas que ya discutió las herramientas ultrasónicas son no destructiva. El éxito de las mediciones por ultrasonido dentro de un bien está limitado por la condición de la carcasa y las condiciones del fluido del pozo. Ambos son particularmente importantes en los pozos existentes, la caja puede tener estado expuestos a fluidos u operaciones que dañado la caja. El fluido del pozo debe estar limpio y consistente con el fin de estimar la impedancia acústica del fluido. No es raro que los pozos viejos que tengan, "Basura" y los sedimentos en los que es difícil de limpiar. En un proyecto reciente que utiliza una herramienta de evaluación de ultrasonido, trozos de material fueron encestadas del pozo, y pese a los intentos de limpiar el líquido del pozo del pozo medición de las propiedades del fluido realizadas durante el descenso mostraron las propiedades del fluido a ser errático y difícil de caracterizan. Por lo tanto, es importante que en todos los proyectos de futuro bastante tiempo se dedique a la limpieza de los fluidos del pozo a garantizar que la medida tiene éxito propiedades de los fluidos. La medición de las propiedades del fluido es necesario calibrar adecuadamente los resultados de la medición por ultrasonidos. Para más información sobre las herramientas de registro de ultrasonidos puede se encuentra en el trabajo de Nelson y Guillot [2006] y van Kuijk et 18
al. [2005]. La figura 8 muestra un esquema de un de ondas ultrasónicas que se refleja y se transmite dentro de un pozo, la Figura 9 muestra una imagen de imágenes ultrasónicas herramienta, y la figura 10 se muestra un registro típico de una herramienta de ultrasonidos.
Figura 12: Herramienta de registro ultrasónico
Figura 11: Esquema de reflexión de ondas ultrasónicas que se trasmite a través de la herramienta a las diferentes superficies que conforman el pozo . Figura 13: Registro tipo de VDL
19
MEASUREMENT WHILE DRILLING (MWD) PARA LA PERFORACI N DEFINICIÓN
Es un sistema desarrollado para llevar a cabo la perforación del pozo y las mediciones relacionadas con la transmisión de información a la superficie durante la perforación de un pozo. Herramientas MWD se transmiten de fondo de pozo como parte del ensamble de fondo de pozo (BHA). Las herramientas están contenidas dentro de un collar de perforación (tipo de sonda) o se incorporan a los mismos collares. Los resultados medidos se almacenan en las herramientas MWD y algunos de los resultados pueden ser transmitidos digitalmente a la superficie con uso de la telemetría de lodo emisor a través del barro u otras tecnologías avanzadas. Algunos sistemas MWD tienen la capacidad de recepción de órdenes de control codificados que se envían por el encendido y apagando bombas de lodo y / o cambiar la velocidad de rotación de la tubería de perforación o de otras tecnologías avanzadas de telemetría tales como tubos de cableado. Los servicios de MWD permiten entregar los datos en tiempo real o velocidades de transmisión cuatro veces el estándar de la industria, mejora la estabilidad del pozo y la calidad del agujero, y así optimiza la colocación de máxima producción con mayor rapidez.
OBJETIVOS
APLICACIONES
HERRAMIENTAS
Herramientas MWD (contenidas dentro de un collar de perforación), utiliza acelerómetros y magnetómetros para medir la inclinación y azimut del pozo. Determinar mecanismos y propiedades, como también la comprensión de cada uno de los parámetros que se aplican, así como la descripción, características, principios de funcionamientos de la herramienta.
Estudiar los diferentes métodos para la obtención de las medidas que proporciona la herramienta y el análisis de los factores que afectan a estas mediciones durante los trabajos de perforación.
1. Telemetría mediante Pulsos De Lodo. 2. Rayos Gammas naturales. 3. Estima las encuestas de direcciones en tiempo real . 4. Presión de pozo. 5. Temperatura. 6. Vibraciones. 7. Golpes 8. Presión de la formación. 9. Puede tomar muestras de la formación. 10. Cara de la herramienta. 11. Telemetría electromagnética. 12. Tubería de perforación con conexión de cable.
20
Fundamento teórico de la Herramienta MWD El sistema MWD es un procedimiento de medición que se realiza pozo abajo mediante un dispositivo electrónico localizado en el BHA cerca de la broca, el cual proporciona una gran variedad de datos direccionales que incluyen parámetros como: radioactividad, resistividad de la formación, temperatura anular, torque en el interior del pozo, peso de la broca, desviación del hueco, azimut y el Angulo en la de la herramienta. Estas medidas geológicas son enviadas a superficies a través de lodos mediante una onda continua de pulsos de presión y finalmente decodificados en sistema binario, la información se registra en tiempo real y se almacena en una cinta magnética.
aplicaciones eran costa afuera donde se perforaban pozos direccionales. Se hicieron progresos significativos en la tecnología MWD ya que se incorporo un método para enviar la información por medio de telemetría por pulsos de lodo. En 1950 con posteriores estudios de medidas de gamma ray y resistividad que pueden ser transmitidos a la superficie. Con este tipo de trabajo se demostró los ahorros de costos, de tomar y transmitir los datos mientras se perfora, donde la cámara incorporada en el interior del instrumento, grababa la información a hueco abierto cuando se regresaba a la superficie produciendo un pequeño disco fotográfico, esto se tomaba un par de horas para ser registrado. Esto era crítico en pozos profundos o pozos con problemas de inestabilidad donde era preciso avanzar rápidamente. En los años 70 se extendieron las investigaciones sobre MWD que involucro a cuatro sistemas de transmisión “sistema de telemetría” (Acústicos, Electromagnéticos, Hardwire y presión de lodo).
Figura 14: Herramienta MWD
Historia de MWD El primer trabajo de MWD fue realizado en 1930, mediante el uso de un circuito continuo conectado a un dispositivo de resistividad que se encuentra en la tubería de perforación. Las primeras mediciones comerciales disponibles fueron las direccionales, es decir, inclinación y azimut y casi todas las
A finales de los 80, se hicieron las primeras mediciones cuantitativas de los parámetros de formación y guardados en memoria, luego se tuvo la capacidad de transmitir señales de resistividad, porosidad neutran y densidad gamma. Paralelamente con la transmisión de medidas cuantitativas, la telemetría y el uso más difundido de los sistemas MWD hizo que la perforación de pozos horizontales y direccionales fuera más común y confiable.
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Descripción del sistema MWD El sistema MWD ha sido diseñado para conocer una gran variedad de datos direccionales mientras se perfora, disponibles en tiempo real, grabados en la locación y pudiendo ser transmitidos hacia un centro de operaciones. Los diseños disponibles permiten configurar la herramienta para varias combinaciones de sensores y BHA específicos. El sistema MWD presenta tres componentes primarios:
un paquete de sensores de fondo un método para enviar información (telemetría), desde el paquete de sensores de fondo a superficie mientras avanza la perforación. Equipo de superficie para recibir a información y ponerla en un formato adecuado.
Composición interna de la Herramienta
Sensores direccionales MWD Los sensores que se encuentran en la herramienta MWD proporcionan las medidas direccionales que permiten una eficiente perforación y ubicación del pozo dentro del objetivo establecido. Además estaos miden la orientación de la herramienta con respecto a os campos magnéticos y gravitacionales de la tierra, es decir, el azimut e inclinación del pozo. Los sensores que generalmente se utilizan son:
DM (Directional Module), es un sensor que soporta altas temperaturas y se le utiliza con el sistema de telemetría de pulso positivo.
PCD (pressure case Directional), sensor utilizado con el sistema de telemetría de pulso positivo y electromagnético (EMT) y trabaja a temperatura estándar.
PM (Position Monitor), sensor utilizado con el sistema de telemetría de pulsos negativo y trabaja a una temperatura estándar.
Configuración de los collares cortos y largos
Figura 15: Descripción del sistema MWD
El collar corto permite el empleo de sensores MWD que contiene magnetómetros cerrados y dan la dirección de la herramienta, este collar se encuentra a 15-20 m detrás de la 22
broca dependiendo del diseño de BHA. De esta manera la configuración del collar corto ayuda a obtener datos del pozo más rápido que la configuración del collar largo.
Configuración de la probeta Dual Con esta configuración se pueden realizar dos mediciones de un mismo punto, reduciendo la incertidumbre en la profundidad vertical.
Dispositivos de medición de la herramienta MWD La trayectoria real de un pozo se determina midiendo la inclinación y la dirección a varias profundidades, las cuales son determinadas por herramientas magnéticas y giroscópicas. Debido al desarrollo de la tecnología en lo que a telemetría concierne actualmente existen arreglos de magnetómetros y acelerómetros para tomar un survey.
Figura 16: Telemetría Acústica.
Telemetría por pulsos de lodo.
Pulso de lodo negativo.
Sistema de telemetría o transmisión de datos Este sistema consiste en la adquisición, procesamiento, transporte, almacenamiento electrónico de datos y visualización de cualquier evento, proceso o variable medida a distancia. Existen diferentes de sistemas entre ellos se encuentran:
Telemetría acústica.
Figura 17: Telemetría a pulso de lodo negativo 23
Pulso de lodo positivo.
Acelerómetros Son dispositivos que se utilizan para medir la inclinación del campo gravitacional terrestre local en los planos X, Y y Z, cada acelerómetro consiste de una masa magnética suspendida en un campo electromagnético. La gravedad desvía la masa de su posición de equilibrio, se aplica al sensor una cantidad de corriente suficiente para que regrese la masa de su posición de equilibrio, esta corriente es directamente proporcional a la fuerza gravitacional que actúa sobre el cuerpo. Existen dos tipos de acelerómetros que comúnmente se utilizan y son:
Figura 18: Telemetría a pulso de lodo positivo
Telemetría electromagnética.
Acelerómetros de forced - balanced.
Acelerómetros de quartz – hinged.
Magnetómetros Son dispositivos que cuantifican la dirección o intensidad de la señal magnética de una muestra, es decir, miden el campo magnético total, que es distinto para cada punto geográfico, esta variación puede ser causada por las diferentes naturalezas de las rocas y la interacción de las partículas cargadas del sol y la magnetosfera de un planeta.
Ventajas de medición
Figura 19: Telemetría Electromagnética
Mejor precisión del instrumento. Menos errores humanos porque no se leen los datos de manera manual.
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Desventajas de medición
Se utilizan pequeñas correcciones.
Producción de datos en menos tiempo.
Eficiente análisis de los datos.
No interfiere con las operaciones de perforación.
Más costoso que los instrumentos convencionales. Requiere collares no-magnéticos en el BHA de perforación.
LOGGING WHILE DRILLING (LWD) PARA LA PERFORACI N DEFINICIÓN
OBJETIVOS
APLICACIONES
Son instrumentos para evaluación
1. Se basan en la resistividad corta
de la formación que registran los Construir el pozo por navegación a través de las datos en su memoria y deben formaciones en función de la pasar estos datos a la herramienta litología que se está atravesando. MWD, para su transmisión a superficie
en
tiempo
real,
resulta pertinente destacar que el desarrollo histórico de la
Determinar invasión.
perfiles
de
Identificar de contactos de comienza fluidos tales como gas/aceite, agua/petróleo y gas/petróleo. exactamente con la aparición de puntos de de la primera herramienta Ubicar corazonamiento y de MWD para evaluación de la revestimiento mientras se está perforando. formación. tecnología
LWD
HERRAMIENTAS
normal
y
la
propagación
resistividad de
por onda
electromagnética. Una herramienta sónica. La cual consta de dos medida se basa en la medida de la transmisores y cuatro receptores y emite una radiactividad natural emitida por las señal que viaja a través formaciones. del fluido de perforación pasa a la formación y 3. La herramienta de neutrón la medida regresa a la herramienta se basa en la dispersión que sufren los 2. La herramienta de rayos gamma la
neutrones emitidos por la herramienta al chocar con los núcleos de los átomos de las formaciones registradas
25
El Logging while drilling (LWD) o registro de adquisición
acimutales dando gran exactitud y precisión en los
durante la perforación, fue introducida a finales de la década de
procesos disminuyendo costes, usando de una manera
1980. Según Schlumberger “Es la tecnología desarrollada
eficiente tiempos de explotación y perforación además
para tomar medidas de las propiedades de las formaciones
de disminuir en algunos casos las cantidades de pozos
mientras se está construyendo el pozo”. Debido a que las
exploratorios.
herramientas LWD son instrumentos para evaluación de la
La más reciente adquisición en los sistemas de
formación que registran los datos en su memoria y deben pasar
registro LWD de tercera generación es la aparición
estos datos a la herramienta MWD, para su transmisión a
de una herramienta sónica.
superficie en tiempo real, resulta pertinente destacar que el
transmisores y cuatro receptores y emite una señal
desarrollo histórico
LWD comienza
que viaja a través del fluido de perforación pasa a
exactamente con la aparición de la primera herramienta
la formación y regresa a la herramienta, además de
MWD para evaluación de la formación.
un
de
la
tecnología
“caliper”
compensar
ultrasónico
La cual consta de dos
especial
que
permite
las medidas por “standoff” y por estado
Las diversas herramientas desarrolladas se pueden dividir en
mecánico del pozo. Esta herramienta presenta algunos
tres generaciones:
cambios con respecto al diseño de su contraparte de las
La primera de las cuales proporcionaba mediciones
herramientas a cable, estos cambios se relacionan con
direccionales y registros para una evaluación básica de
los esfuerzos que debe soportar la herramienta, el
la formación y servían como registros de pozos
ruido
desviados y verticales, se aplicaban correlaciones
recuperación de los datos. La figura 20 muestra las tres
estratigráficas y estructurales, entre pozos cercanos y
generaciones de herramientas desarrolladas para
evaluación básica de las formaciones
LWD, indicando el tipo de herramienta desarrollada así
La segunda generación
como las innovaciones que conlleva su aplicación.
inserto el concepto de
en
las operaciones de perforación y la el
geonavegación, imágenes de resistividad, mediciones 26
átomos de las formaciones registradas, especialmente por los núcleos de los átomos de hidrógeno de los fluidos que llenan los espacios porosos. La información recopilada de las herramientas LWD se graba en la memoria y una parte de ella se envía a superficie en tiempo real por un sistema de telemetría, onda electromagnética, cable, sónico ó pulsos de presión en el lodo hasta la superficie para la evaluación de la formación Figura 20: Evolución de los registros de adquisición durante la perforación
en tiempo real.
LWD. Fuente: Geney (2000).
Contar con información en tiempo real según Geney (2000), “ha permitido el desarrollo de procesos tales como la
Principio de aplicación Para
el
desarrollo de las diferentes herramientas
de la
geonavegación o construcción del pozo, utilizando la
tecnología LWD, se han tenido en cuenta los principios físicos
información
de
las
propiedades de las formaciones
de funcionamiento de algunas de las herramientas de registro a
perforadas para ubicarlo en la posición óptima con respecto a
cable, según Geney (2000), para las herramientas de
los límites de capas o contactos de fluidos ”. Esto además ha
resistividad se han desarrollado algunos diseños basados en la
permitido la realización de
resistividad corta normal y la resistividad por propagación
seguros y eficientes.
procesos de perforación más
de onda electromagnética, para la herramienta de rayos gamma la medida se basa en la medida de la radiactividad natural
Las
aplicaciones
presentes
permiten
entre
otras
la
emitida por las formaciones, para la herramienta de neutrón la
geonavegación o construcción del pozo por navegación a
medida se basa en la dispersión que sufren los neutrones
través de las formaciones en función de la litología que
emitidos por la herramienta al chocar con los núcleos de los
se está atravesando, la determinación de perfiles de 27
invasión, la identificación de contactos de fluidos tales
Permite la geonavegación, lo
que
permite
la
como gas/aceite, agua/petróleo y gas/petróleo, la ubicación
ubicación optima del mismo con respecto a los
de puntos de corazonamiento y de revestimiento mientras
límites
se está perforando, la determinación de la presencia de
intersección con otras formaciones, la capa de gas en
fracturas además de las tradicionales evaluación de la
yacimientos que
resistividad verdadera y determinación de las saturaciones de
gas/petróleo o agua/petróleo en algunas situaciones
agua, petróleo y gas, etc.
donde no se considera pertinente que ocurra.
de
las formaciones de interés evitando la la presentan,
y los contactos
Desventajas de los sistemas de registro LWD . Ventajas de los sistemas de registro LWD .
Los métodos calibración primaria, secundaria y de
Aumento de la velocidad efectiva de perforación
campo no están estandarizados dependen de cada
Disminución del tiempo de plataforma para la toma de
empresa fabricante, lo cual añade incertidumbre
registros eléctricos
El incremento de los costos de las operaciones de
Evaluación de formaciones aún en pozos difíciles.
perforación, en las cuales se utilizan estas herramientas,
Incremento
perforación
si se presentan problemas inesperados los cuales
direccional y horizontal, lo que va acompañado de
incrementan la duración de esta etapa ya que por estas
un incremento en la productividad de los campos
herramientas se cobra adicionalmente una tarifa por día
Toma de información en formaciones vírgenes
en pozo, sea que este o no trabajando.
Telemetría de la información y toma de decisiones en
de
la
actividad
de
Los problemas de correlación exacta de profundidad
tiempo real, aumentando la eficiencia en la perforación
con los datos de las formaciones registradas, lo cual se
Grabación de la información en memoria de fondo de
hace mediante un encadenamiento con datos de
pozo, lo que permite la posterior evaluación detallada
tiempo y se ve afectada
de las propiedades de las formaciones perforadas y
compresión y estiramiento de la tubería.
registradas.
por
los
problemas
de
El uso de “caliper” ultrasónico no garantiza la correcta determinación del tamaño del pozo debido a la 28
interferencia potencial de los cortes de lodo que pasan
Para el caso de las herramientas de densidad, el problema
mientras se está realizando la medida, por lo cual la
del “standoff” y de la condición de pozo es crítico, puesto
corrección de las medidas de densidad se verá
que aunque se está registrando cuando se supone se tienen las
afectada.
mejores condiciones de pozo esto puede realmente no ser cierto y las medidas pueden ser erróneas.
RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR (RMN) DEFINICIÓN
La RMN es un método espectrométrico de análisis no destructivo, que se basa en la respuesta de los núcleos de hidrógeno cuando son expuestos a un campo magnético de alta homogeneidad.
Las herramientas de RMN desarrolladas hasta ahora para la evaluación de formaciones son aplicadas a la manipulación de núcleos de hidrógeno, el cual posee un solo protón.
PRINCIPIO DE MEDICIÓN Los registros de RMN miden el momento magnético de los núcleos de hidrógeno (protones) en el agua y en los hidrocarburos. Las herramientas de adquisición de registros de RMN utilizan potentes imanes permanentes para crear un fuerte campo de polarización magnética, estático y fuerte dentro de la formación. El tiempo de relajación longitudinal, T1, describe con qué rapidez se alinean o polarizan los núcleos en el campo magnético estático. La polarización completa de los protones en los fluidos que ocupan los poros lleva hasta varios segundos y puede efectuarse mientras la herramienta de adquisición de registros está en movimiento, pero los núcleos deben permanecer expuestos al campo magnético durante la medición. La relación entre T1 y el tamaño creciente de los poros es directa; sin embargo, es inversa con respecto a la viscosidad del fluido de formación.
APLICACIONES
HERRAMIENTAS
1. Porosidad total, efectiva y asociada a las arcillas (independiente de la mineralogía de la roca). El aparato de RMN consta de dos imanes 2. Distribución del tamaño de poros. de cobalto-samario, de aprox 30 3. Saturación de agua irreducible. centímetros de largo, que proyectan un 4. Estimación de permeabilidad. campo magnético en la formación. Una 5. Saturación de fluidos producibles. antena ubicada en un orificio cilíndrico en 6. Identificación del tipo de fluidos la superficie del aparato genera el campo presente en el espacio poroso. magnético oscilante, que también se 7. Detección de gas en yacimientos muy proyecta en la formación rocosa. Los dos arcillosos o de litología compleja. campos magnéticos están básicamente en 8. Determinación de contactos agua- posición perpendicular dentro del volumen petróleo, gas-petróleo y gas-agua. de la roca que se está examinando, que 9. Evaluación de yacimientos de muy abarca aprox2,5 cm dentro de la formación. baja resistividad. La antena se usa como transmisor y 10. Predicción de la productividad. receptor. 11. Estimación de la viscosidad de los fluidos
29
REGISTRO DE RESONANCIA MAGNÉTICA
Según Ávila et al (2002) la RMN es un método
NUCLEAR (RMN)
espectrométrico de análisis no destructivo, que se basa en la
La extraordinaria tecnología de adquisición de registros o
respuesta de los núcleos de hidrógeno cuando son expuestos a
perfilaje de resonancia magnética nuclear (RMN) ha estado en
un campo magnético de alta homogeneidad (idealmente, ya que
continua evolución durante los últimos 10 años. Las compañías
existen campos heterogéneos por diversas causas).
petroleras utilizan las mediciones de RMN en una variedad de aplicaciones cada vez más numerosas; por ejemplo, para
Principio de la RMN
caracterizar los fluidos de las formaciones durante la evolución
Si un núcleo de un elemento se coloca bajo el efecto de un
de los yacimientos y determinar la producibilidad de la
campo magnético, este se puede alinear en la misma dirección
formación. Hoy en día, las mediciones obtenidas con estas
del campo o en contra de él, diferenciándose dos estados de
herramientas permiten transformar completamente los diseños
energía, en donde el nivel de baja energía también es
de las terminaciones de los pozos y los desarrollos de los
denominado estado de equilibrio. Debido a que la diferencia
yacimientos. La identificación y cuantificación de la geometría
entre ambos estados de equilibrio es muy pequeña, ciertas
de la roca y la movilidad de los fluidos, sobre la base de las
perturbaciones hacen que los átomos cambien fácilmente de un
características de la relajación de la resonancia magnética
estado de energía a otro (se crea una situación de resonancia),
nuclear, se encuentran entre los aportes más importantes del
emitiendo cierta cantidad de radiación en este proceso, siendo
perfilaje de RMN. La separación de la porosidad en los
estas ondas lo que se capta en una herramienta de resonancia
componentes de fluido adherido y fluido libre resulta esencial
magnética nuclear lo cual constituye el principio físico de su
para evaluar la producibilidad del yacimiento. El perfilaje con
funcionamiento, sin embargo la mayoría de los elementos
RMN representa una nueva revolución en evaluación de
generan una señal demasiado pequeña para ser registrada,
formaciones con registros con cable eléctrico y las respuestas
excepto el hidrógeno cuya señal puede ser fácilmente
de la herramienta MRIL son únicas entre las herramientas de
detectada.
perfilaje.
30
El núcleo de hidrógeno se puede considerar como una barra imantada, cuyo eje magnético está alineado con el eje del momento rotacional del núcleo Figura 21. Cuando no existe la influencia de ningún campo magnético, los núcleos están alineados al azar. Los imanes de esta barra interactúan con los campos magnéticos externos y las señales medibles producidas se pueden maximizar si los campos oscilan a la frecuencia de resonancia de un núcleo en particular. Los perfiles basados en la técnica de RMN utilizan esta señal para medir la cantidad y la distribución del hidrógeno. Este elemento tiene un momento magnético relativamente grande y da una indicación directa de los fluidos contenidos en los poros. Las herramientas de RMN desarrolladas hasta ahora para la evaluación de formaciones son aplicadas a la manipulación de núcleos de hidrógeno, el cual posee un solo protón.
Teoría de la Resonancia Magnética Nuclear Los registros de RMN miden el momento magnético de los núcleos de hidrógeno (protones) en el agua y en los hidrocarburos. Los protones tienen una carga eléctrica, y su espín crea un momento magnético débil. Las herramientas de adquisición de registros de RMN utilizan potentes imanes permanentes para crear un fuerte campo de polarización magnética, estático y fuerte dentro de la formación. El tiempo de relajación longitudinal, T1, describe con qué rapidez se alinean o polarizan los núcleos en el campo magnético estático. La polarización completa de los protones en los fluidos que ocupan los poros lleva hasta varios segundos y puede efectuarse mientras la herramienta de adquisición de registros está en movimiento, pero los núcleos deben permanecer expuestos al campo magnético durante la medición. La relación entre T1 y el tamaño creciente de los poros es directa; sin embargo, es inversa con respecto a la viscosidad del fluido de formación. Se puede utilizar una serie de puntos de radiofrecuencia (RF) sincronizados, provenientes de la antena de la herramienta de adquisición de registros, para manipular la alineación de los protones. Los protones alineados se inclinan
Figura 21: Alineación del eje de la barra imantada con el eje del momento rotacional del núcleo. Fuente: Ávila et al (2002).
para formar un plano perpendicular al campo magnético estático. Estos protones inclinados tienen un movimiento de 31
precesión en torno a la dirección del fuerte campo magnético
curva de distribución de T2 refleja la distribución poral, donde
inducido. En su movimiento de precesión, los protones crean
a cada tiempo de relajación le corresponde una porosidad
campos magnéticos oscilantes, que generan una señal de radio
parcial como contribución de cada tamaño de poro. Los poros
débil pero medible. No obstante, como la señal decae
grandes exhiben una tasa de decaimiento lenta, es decir, una
rápidamente, tiene que ser generada mediante la aplicación
constante de tiempo T2 larga. A medida que disminuye el
reiterada de una secuencia de puntos de radiofrecuencia. Los
tamaño poral, la tasa de decaimiento se hace más rápida y por
protones en precesión a su vez generan una serie de puntos de
lo tanto el tiempo T2 más corto. En una roca real compuesta
señales de radio, o picos, conocidos como ecos de espín. La
por muchos tamaños de poro, cada uno de ellos contribuye
velocidad a la cual la precesión de los protones decae, o pierde
parcialmente a la porosidad total, se observa un decaimiento
su alineación, se denomina tiempo de relajación transversal T2.
compuesto, que al transformar los dominios de tiempo, se
Los procesos T1 y T2 son afectados predominantemente por la
convierte en un espectro de porosidades parciales en función
interacción entre las moléculas de fluido de poro, o
del tiempo de relajación T2. Esta inversión de los ecos a una
características de relajación aparente, y por las interacciones de
distribución de T2 es la parte fundamental del proceso de
los fluidos que ocupan los poros con las superficies granulares
interpretación de la medida de RMN.
de la matriz de roca, también conocidas como características de relajación de superficie. Por otra parte, en presencia de un gradiente de campo magnético significativo dentro de la zona resonante, hay relajación por difusión molecular que incide solamente en los procesos T2.
Propiedades petrofísicas a través de RMN 1. Porosidad En las rocas saturadas con agua a cada tamaño de poro le corresponde un tiempo de relajación T2. En consecuencia, una
2. Permeabilidad La permeabilidad es una de las propiedades más importantes tanto para la caracterización como para la simulación de yacimientos y, por ende, influye en las decisiones que determinan el desarrollo del mismo. El problema radica en que existen pocas fuentes para obtenerla directamente, las pruebas de pozos (pruebas de presiones y pruebas durante la perforación) proveen información de la productividad o la capacidad de flujo, sin embargo, no generan información 32
referente a la heterogeneidad del yacimiento. Una de las
La herramienta de RMN:
aplicaciones más importantes obtenidas de los registros de RMN, es la capacidad que poseen para generar un perfil de permeabilidad en tiempo real. Para estimar la permeabilidad con RMN es necesario aplicar métodos que básicamente son una combinación de modelos y relaciones experimentales y teóricas, en los cuales la permeabilidad se relaciona con la porosidad, y en algunos casos con el radio de garganta de poro.
3. Saturación de agua irreducible, FFI y BFV La saturación de agua irreducible corresponde a la porción de agua contenida en la roca que no es posible producir. Al realizar las mediciones de RMN a muestras saturadas únicamente con agua irreducible, es posible obtener parámetros
Figura. 22 .Aparato de RMN. Fuente: https://www.planetseed.com/es/node/15791
de relevancia que posteriormente permitirán conocer la
El aparato de RMN para pozos Figura 22, consta de dos imanes
capacidad de producción de fluidos que posee una formación,
de cobalto-samario, cada uno de aproximadamente 30
estos parámetros son: FFI, el cual representa la cantidad de
centímetros (un pie) de largo, que proyectan un campo
fluidos que se pueden producir de la roca, y el volumen de
magnético en la formación. Una antena ubicada en un orificio
fluido ligado (BFV), el cual en ciertas bibliografías es
cilíndrico en la superficie del aparato genera el campo
denominado volumen bruto de agua irreducible (BVI) y
magnético oscilante, que también se proyecta en la formación
representa los fluidos que quedarán entrampados y son
rocosa. Los dos campos magnéticos están básicamente en
inmóviles dentro del volumen poroso; estos parámetros son
posición perpendicular dentro del volumen de la roca que se
indicativos de la cantidad (saturación) de fluidos que se pueden
está examinando, que abarca aproximadamente 2,5 cm (una
producir en la roca medida.
pulgada) dentro de la formación. La antena se usa como 33
transmisor y receptor. Una placa de desgaste de polímero durable que cubre la antena es la única superficie no metálica en el exterior del aparato. El metal no puede usarse en este caso porque podría impedir la transmisión y recepción del campo magnético.
Aplicaciones de la RMN en la evaluación de formaciones
Uso del aparato de RMN: ¿Ventajoso o desventajoso? El entorno de los pozos es excepcionalmente difícil. Suponga que se está a una profundidad de 10 kilómetros (6 millas) donde el gradiente geotérmico de la tierra puede dar origen a temperaturas de 350 °F (175 °C) o superiores y presiones de hasta 20.000 psi. Bajo estas condiciones, los instrumentos de medición de pozos no sólo deben ser capaces de sobrevivir sino
Porosidad total, efectiva y asociada a las arcillas (independiente de la mineralogía de la roca).
que además deben realizar mediciones cuantitativas. Los requisitos
de
los
componentes
electrónicos
exceden
Distribución del tamaño de poros.
Saturación de agua irreducible.
Estimación de permeabilidad.
Los instrumentos de RMN para pozos petroleros deben ser lo
Saturación de fluidos producibles.
suficientemente resistentes como para soportar los medios
Identificación del tipo de fluidos presente en el espacio
árticos, tropicales, desérticos y marinos, además de una caída
poroso.
desde 1 m (3 pies) sobre una superficie de acero, que
Detección de gas en yacimientos muy arcillosos o de
habitualmente produce un impacto de 100 g. Deben soportar la
litología compleja.
abrasión que sufren al ser arrastrados varios kilómetros sobre la
Determinación de contactos agua-petróleo, gas-petróleo
rugosidad de la roca en la excavación. Deben cumplir con las
y gas-agua.
leyes que regulan el transporte en avión y helicóptero, que es de
Evaluación de yacimientos de muy baja resistividad.
especial importancia para el equipo de RMN que contiene
Predicción de la productividad.
poderosos imanes permanentes. Las condiciones y las
Estimación de la viscosidad de los fluidos
limitaciones de espacio son, en muchos aspectos, más severas
ampliamente las especificaciones militares.
que las que se encuentran en la exploración del espacio exterior o del fondo del océano. 34
Durante las mediciones, la torre de perforación no está en
Los instrumentos de medición para pozos generalmente se
funcionamiento. Como los costos diarios de la torre de
transportan hacia el pozo en un camión, que también transporta
perforación pueden ser de entre U$10.000 y U$100.000, las
10 kilómetros (6 millas) de cable blindado de 7 conductores
compañías petroleras quieren reducir el tiempo de medición.
que se usa para bajar los instrumentos al pozo. En la práctica
Esto representa una limitación importante en las operaciones
actual, el cable transporta 1 kilovatio de energía y 500 kilobits
prácticas. Habitualmente, se necesitan los datos con un
por segundo de telemetría digital. La potencia requerida para la
intervalo de profundidad de 300 metros (1000 pies) o más, con
medición de RMN es de aproximadamente 100 vatios,
una resolución vertical de 30 centímetros (un pie). Para que sea
repartidos entre el transmisor, el receptor, los sensores
económicamente viable, el aparato de RMN debe moverse
auxiliares y una computadora ubicada en el interior del pozo.
continuamente a una velocidad de más de 5 centímetros (2 pulgadas) por segundo. Esto significa que se necesita realizar una medición complicada en menos de seis segundos. Compara esto con la resonancia magnética nuclear que se utiliza en el ámbito de la medicina, donde el paciente debe permanecer recostado y totalmente inmóvil alrededor de media hora.
Por otra parte, es sabido que 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 método económico preferido para evaluar formaciones perforadas. Los registros convencionales han mejorado progresivamente su determinación de porosidad y saturación de
Los especialistas en RMN no se encuentran en el pozo de
fluidos, pero no ha podido proveer una estimación sistemática
petróleo. El aparato de RMN del pozo debe ser mantenido,
de la permeabilidad. Es por esta razón que el perfilaje con
preparado y operado por ingenieros quienes también son
resonancia magnética nuclear representa una nueva revolución
responsables
radiación
en evaluación de formaciones con registros con cable eléctrico.
electromagnética, acústica y nuclear que funcionan de manera
La porosidad con NMRL es independiente de los minerales de
simultánea. De esta manera, se pone mucho énfasis en los
la matriz, y la respuesta total es muy
instrumentos que pueden operar en forma autónoma bajo
Sensible a las propiedades de los fluidos. Debido a diferencias
condiciones que cambian continuamente.
en tiempos de relajamiento y/o difusividad entre fluidos, los
de
otros
instrumentos
de
35
datos se pueden usar para distinguir agua asociada con la
porosidad medida con una herramienta MRIL( ó de RMN) no
arcilla, agua capilar, agua movible, gas, petróleo liviano, y
contiene ningún aporte de los minerales de la roca y no necesita
petróleos viscosos. Además se puede extraer más información,
calibrarse
tal como tamaño poral, permeabilidad, propiedades de
caracterización de hidrocarburos independientemente de la
hidrocarburos, cavidades, fracturas, y tamaños de granos. Las
litología hace que la herramienta MRIL sea fundamentalmente
técnicas de Resonancia Magnética Nuclear han ido progresando
diferente a las herramientas convencionales de perfilaje.
para
la
litología
de
la
formación.
Esta
durante los últimos años. El éxito en la identificación y cuantificación de hidrocarburos se debe a que integra los datos
La Figura 23 indica cualitativamente las propiedades RMN de
de perfiles convencionales con la metodología interpretativa
diferentes fluidos que se encuentran en los poros de las rocas, y
RMN para mejorar las aplicaciones de la misma.
la figura 24 representa un perfil típico de RMN.
Comparación entre el perfilaje con RMN y otras herramientas de registros Como las rocas de yacimiento tienen típicamente más fracción rocosa que espacios llenos de fluidos, las herramientas convencionales tienden a ser mucho más sensibles a los materiales en la matriz mineral que a los fluidos en los poros. Estos instrumentos están 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 formación como de las del agua que hay en el espacio poral.
Figura 23: Propiedades RMN de diferentes fluidos.
Entonces dado que sólo los fluidos son visibles al MRI, la 36
Figura 24: Perfil tipo de RMN: Fuente: http://www.google.co.ve/imgres?imgurl=https://www.planetseed.com/files/uploadedimages/Science/Earth_Watch/Nuclear_Magnetic_Resonance_Six_Miles_Dee p/Related_Articles/log.gif&imgref. 37
DIP METER (BUZAMIENTO) DEFINICIÓN
El Dipmeter es una herramienta que posee cuatro brazos a 90º, los cuales registran los cambios de buzamientos de los estratos, por medio de lecturas de resistividad. Debe utilizarse junto con un GR, debido a que los buzamientos estructurales se miden sobre los planos de estratificación de las lutitas, ya que las arenas poseen buzamientos estratigráficos dentro de los paquetes, dentro de los cuales puede haber estratificación cruzada. Si no tomamos en cuenta la litología sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo de medir un buzamiento estratigráfico dentro de una arena y no un buzamiento estructural sobre una lutitas. Falla normal
Discordancia
OBJETIVOS
APLICACIONES
HERRAMIENTAS
Es una herramienta que utiliza cuatro sensores de micro inducción para medir la variación de la conductividad de la formación. La el combinación de un acelerómetro de tres pozos de ejes y tres ejes magneto métricos, mide con precisión la deriva de la perforación y la actitud de la herramienta.
Determinación de la caída estructural de los pozos de lodo no conductivos. Entrada para análisis estratigráfico de los lodo no conductivo. Este registro es un registro geofísico de fondo de pozo diseñado para medir el espesor aparente buzamiento y la dirección de buzamiento de las capas por medio de lecturas de resistividad.
Geometría del pozo El procesamiento del pozo proporciona información de inmersión, diámetro del agujero y los datos del inclinómetro. La información estructural y estratigráfica está disponible a través del procesado de la información obtenida. Proveen información de texturas, estructuras sedimentarias, dirección de transporte y espesor de estratos. Otras aplicaciones que tienen los registros de buzamiento es para estimar permeabilidad, distribución de tipos de arcillas, Vsh, detección de fracturas entre otros.
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Las herramientas de buzamiento registran de 4 a 8 curvas en la
EI desplazamiento del símbolo desde el extremo izquierdo del
dirección de 4 patines ubicados a 90° entre sí, obteniendo una
diagrama representa la magnitud del ángulo de inclinación.
mejor cobertura de la pared del pozo, donde las curvas permiten que se calculen los buzamientos. Generalmente los resultados del registro se presentan en un diagrama de flechas como en la figura 25.
Los programas cluster y geodip son dos tipos distintos de procesamiento que se usan comúnmente para los datos de HDT además del Dipmeter Advisor que transforma los cálculos de echados en información estructural o estratigráfica que consta de un proceso lógico complejo que requiere de mucha experiencia a través de la inteligencia artificial.
Ventajas del sistema de registro Dipmeter
El
procesamiento elimina las
fluctuaciones
de la
velocidad de la perforación.
La
aplicación del
principio de
inducción evita la influencia conductivo en
la
inyección
medición de
irregular de lodo no de corriente
en
la formación.
El registro se puede grabar en un solo paso para ahorrar tiempo de perforación.
Figura 25: patrones de inclinación y anomalías geológicas que comúnmente les están asociados.
Son capaces de detectar eventos muy delgados que pueden relacionarse con estructuras sedimentarias.
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Muy buena resolución vertical permite detectar localizar
En cuanto a su geometría de la estructura anticlinal se ve la
y medir es espesor de reservorios muy delgados.
variación de los valores de los ángulos de los flancos de 70
Desventajas de los sistemas de registros Dipmeter
grados presentando una estructura apretada en la parte norte a buzamientos menores a 10 grados en la parte sur donde se
El intervalo de muestreo de esta herramienta es muy
convierte en un pliegue amplio y la relación del doble cabeceo
corto cubre hasta cada 2,5 o 5mm en lugar de 15cm
que tiene esta estructura que varia del NE al SW.
Debe utilizarse junto con un GR, debido a que los buzamientos estructurales se miden sobre los planos de estratificación de las lutitas, ya que las arenas poseen buzamientos estratigráficos dentro de los paquetes, dentro de los cuales puede haber estratificación cruzada.
Desde el punto de vista estratigráfico permitió definir mejor los límites de estas unidades estratigráficas, se determinaron las direcciones de paleocorrientes de estas unidades estratigráficas, se documentaron muy bien las discordancias que existen entre las siguientes formaciones: Umir- Lisama; Lisama-Esmeraldas; Esmeraldas- Mugrosa; Mugrosa- Colorado y Colorado- Real y
APLICACIÓN DE LOS REGISTROS DE DIPMETER EN LA
ACTUALIZACIÓN
DE
LOS
MODELOS
GEOLÓGICOS DE LOS CAMPOS MADUROS DE LISAMA, TESORO, NUTRIA Y PEROLES, CUENCA VALLE MEDIO DEL MAGDALENA, COLOMBIA. Resumen En el área de estudio se analizaron, 85 pozos que tenían registros de dipmeter los cuales ayudaron en la actualización de los modelos geológicos de los campos Lisama, Tesoro, Nutria y Peroles.
los estratos de crecimiento en la Fm Colorado. A continuación describiremos la metodología empleada en este trabajo: 1. Definición de los valores regionales de rumbo y buzamiento de la estratificación para cada una de las diferentes formaciones para cada pozo, utilizando la metodología SCAT (Bengtson, 1981, 1982, Rubiano, 2000). 2. Corrección por vasculamiento (utilizando los valores regionales de la estratificación) de todos los datos 40
obtenidos del registro de dipmeter para cada pozo y unidad estratigráfica estudiada. 3. Interpretación de los datos de paleocorriente con base en la información anteriormente calculada. Una descripción detallada de esta metodología (ver RubianoOrtiz, 1998; Rubiano-Ortiz y Delgado-Abril, 2008).
Conclusiones Interpretando los registros de Dipmeter ayudan a corroborar o descartar las interpretaciones geológicas. En el área ayudo a cuantificar los valores de buzamiento de las estructuras y como cambia de norte (valores fuertes) al sur (valores suaves a moderados) También confirmo la posición de las fallas como en este caso la falla de la Salina. Se mostraron las relaciones de discordancias angulares entre las diferentes
formaciones:
Lisama,
Esmeraldas,
Mugrosa,
Colorado y Real. Se mostraron como los patrones de paleocorrientes cambian en el sentido vertical Y el sentido lateral se interpreto con base en
Figura 26: Interpretación de los datos de pozo Lisama – 13. El poso atravesó el flanco SE de la estructura, sus buzamientos en general son suaves a fuertes (10° a 60°). Se observa discordancia en la Formación Mugrosa. La información del corte paralelo al rumbo esta muy dispersa, sin embargo en el diagrama de mercator no se observan criterios de doble cabeceo. En la parte superior se interpreta la falla de la salina ( 3000, MD) que en contacto pone a la Formación Lisama con la Formación Colorado. ≈
los patrones de paleoflujo estratos de crecimiento o sintectónico en la Fm. Colorado. 41
Figura 27: Ejemplo de registro de buzamiento GR, RESISTIVIDAD, REGISTROS DE IMAGEN ACUSTICOS Y DIPMETER EN UNA ZONA DE FRACTURA
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CONCLUSIONES
Para llevar adelante las tareas de perforación, terminación y reparación de pozos es necesario un conjunto de personas con diferentes grados de especialización: ingenieros, geólogos, técnicos, obreros especializados y obreros; tienen responsabilidades directas como programación, supervisión, operación y mantenimiento, e indirectas, tales como las de las compañías proveedoras de servicios técnicos, productos químicos y fluidos de perforación, unidades de mezcla y bombeo de cemento u otros servicios de bombeo, unidades para correr registros eléctricos y proveedores de servicios auxiliares. La interpretación de los registros de Dipmeter ayudan a corroborar o descartar las interpretaciones geológicas. La extraordinaria tecnología de adquisición de registros o perfilaje de resonancia magnética nuclear (RMN). Ha estado en continua evolución durante los últimos diez años. Las compañías petroleras utilizan las mediciones de RMN en una variedad de aplicaciones cada vez más numerosa; por ejemplo, para caracterizar los fluidos de las formaciones durante la evaluación de los yacimientos y determinar la productibilidad de la formación. Hoy en día, las mediciones obtenidas con estas herramientas permiten transformar completamente los diseños de las terminaciones de los pozos y el desarrollo de los yacimientos. Para futuros estudios de la integridad del pozo, se recomienda que la explotación forestal y el
programa de medición se similar a la de las emisiones de CO de 30 años. La selección de las herramientas de la integridad del pozo debe tener en cuenta las fugas de diferentes vías. Los datos de permeabilidad del cemento proporcionan datos para calcular la velocidad de CO. Recoger los núcleos de las paredes laterales proporcionan muestras de la carcasa, el cemento, y la formación y por lo tanto permitir la inspección física de las interfaces entre el revestimiento y el cemento, y entre el cemento y la formación. Los registros de producción sirve para Diagnosticar problemas de producción y distribuir la producción (o inyección), Vigilar la colocación de cemento, Monitor de la corrosión, Monitor de contactos depósito de líquido, y Seleccionar las zonas recuperación. Algunos de los beneficios que se pueden obtener con estos tipos de registro, son la evaluación de la eficiencia de la terminación, información detallada sobre las zonas que producen o aceptan fluidos, detección de zonas ladronas, canalización de cemento, perforaciones.
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