APLICACIÓN DE LOS REGISTROS RADIACTIVOS EN EL …

INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA Y ARQUITECTURA CIENCIAS DE LA TIERRA

UNIDAD TICOMAN

APLICACIÓN DE LOS REGISTROS RADIACTIVOS

EN EL CAMPO FURBERO .

TESIS PARA OBTENER EL TITULO DE

INGENIERO PETROLERO

PRESENTAN:

ANGULO ARTEAGA JUAN MARIO

VELAZQUEZ VAZQUEZ JESUS

ASESOR:

ING. ALBERTO ENRIQUE MORFIN FAURE

MEXICO D. F MARZO 2011

APLICACIÓN DE LOS REGISTROS RADIOACTIVOS EN EL CAMPO FURBERO

2

CONTENIDO

OBJETIVO .................................................................................................... 4

RESUMEN .................................................................................................... 5

ABSTRACT ................................................................................................... 6

INTRODUCCIÓN ......................................................................................... 8

CAPITULO I. PRINCIPIOS FISICOS...................................................... 10

1.1 GENERALIDADES DE LAS PARTICULAS ATOMICAS ........ 11

1.2.1 CLASIFICACION DE LA RADIACTIVIDAD ......................... 12

1.2.2 RADIACION NO IONIZANTE .................................................. 12

1.2.3 RADIACION IONIZANTE ......................................................... 13

1.3 TIPOS DE ONDAS RADIOACTIVAS ............................................. 13

1.3.1 RADIACIÓN ALFA ..................................................................... 13

1.4 MECANISMOS DE INTERACCION. ............................................. 16

1.4.1 EFECTO COMPTON .................................................................. 16

1.4.2 EFECTO FOTOELÉCTRICO .................................................... 17

1.4.3.PRODUCCIÓN DE PARES ........................................................ 18

1.5 INTERACCION DEL NEUTRON CON LA MATERIA ................ 20

1.5.1 COLISIÓN ELÁSTICA ............................................................... 20

1.5.2 COLISIÓN NO ELÁSTICA ........................................................ 20

1.5.3 INDICE DE CAPTURA ............................................................... 20

CAPITULO II.CONFIGURACION DE LA HERRAMIENTA............... 21

2.1 RAYOS GAMA –NEUTRON (GRN) ................................................ 22

2.1.1 DESCRIPCION ............................................................................ 22

2.1.2 CONFIGURACION DE LA SONDA .......................................... 22

2.2 ESPECTROSCOPIA DE RAYOS GAMA NATURALES (NGT) .. 24

2.2.1 DESCRIPCION ............................................................................ 24

2.2.2 CONFIGURACION DEL SISTEMA ......................................... 24

2.3 NEUTRON COMPENSADO (CNL) ................................................. 26

2.3.1 DESCRIPCION GENERAL ........................................................ 26

2.4 LITODENSIDAD (LDT) ................................................................... 27

2.4.1 DESCRIPCIÓN ............................................................................ 27

CAPITULO III. PRINCIPIO DE MEDICION ......................................... 28

3.1 RAYOS GAMA (GR). ........................................................................ 29

3.2 NEUTRON COMPENSADO (CNL). ................................................ 31

3.3 ESPECTROSCOPIA DE RAYOS GAMAS NATURALES (NGT).

................................................................................................................... 34

3.4 LITODENSIDAD (LDT). .................................................................. 37


3

CAPITULO IV. PRESENTACION DEL REGISTRO ............................. 40

4.1 RAYOS GAMA. ................................................................................. 41

4.2 ESPECTROSCOPIA DE RAYOS GAMA (NGT). .......................... 43

4.3 NEUTRÓN COMPENSADO............................................................. 45

4.4 LITODENSIDAD (LDT). .................................................................. 47

CAPITULO V. VENTAJAS Y DESVENTAJAS ..................................... 49

5.1 HERRAMIENTA RAYOS GAMA CONVENCIONAL (GR) ........ 50

5.2 HERRAMIENTA DE NEUTRON COMPENSADO (CNL) ........... 51

5.3 HERRAMIENTA LITODENSIDAD NEUTRON (LDT) ................ 52

5.4 HERRAMIENTA DE ESPECTROSCOPIA DE RAYOS GAMMA

NATURALES (NGT) ............................................................................... 53

CAPITULO VI. EJEMPLOS DE APLICACION ..................................... 55

CAPITULO VII. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............ 86

CONCLUSIONES .................................................................................... 87

RECOMENDACIONES .......................................................................... 88

ANEXOS ...................................................................................................... 89

LISTADO DE FIGURAS......................................................................... 90

ABREVIATURAS .................................................................................... 93

GLOSARIO .............................................................................................. 95

BIBLIOGRAFIA ......................................................................................... 99


4

OBJETIVO

La presente tesis trata de los requisitos necesarios para que los alumnos de

ingeniería petrolera se inicien en los sistemas de registros geofísicos

radioactivos: Litodensidad, Neutrón Compensado, Rayos Gama,

Espectroscopía de Rayos Gama Naturales aplicados en el campo Furbero.

Finalmente por medio de los diversos ejemplos de aplicación se comprenda la

importancia de la enseñanza de los elementos básicos que requiere un

ingeniero petrolero, para identificar las zonas de hidrocarburos, así mismo la

forma de interpretar los datos obtenidos y el análisis para la toma de

decisiones.


5

RESUMEN

CAPITULO I.- PRINCIPIOS FÍSICOS.

Interacción de los componentes físicos como base para comprender los

registros radioactivos entre pozo y formación.

CAPÍTULO II.- CONFIGURACIÓN DE LAS HERRAMIENTAS.

Descripción y funcionamiento de la configuración de cada una de las

herramientas radioactivas en el medio petrolero.

CAPÍTULO III.- PRINCIPIO DE MEDICIÓN.

Operación y principio de medición bajo en la cual operan los sistemas

radioactivos mencionados en esta tesis.

CAPITULO IV.- PRESENTACIÓN DEL REGISTRO.

Representación de los distintos parámetros que intervienen en la formación

para efectuar la gráfica denominada registro geofísico.

CAPITULO V.- VENTAJAS Y DESVENTAJAS.

En esta sección se describen las ventajas y desventajas del sistema de acuerdo

a las condiciones pozo-formación.

CAPÍTULO VI.- EJEMPLOS DE APLICACIÓN.

Se proporciona la información de registros de distintos pozos en el medio

petrolero.

CAPÍTULO VII.- CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.

Comentarios generales de los sistemas radioactivos mencionados en el trabajo

de tesis.


6

ABSTRACT

CHAPTER I.- PHYSICAL PRINCIPLES.

Interaction of physical components as the basis for understanding between

well logs and formation radioactive.

CHAPTER II.- TOOL CONFIGURATION.

Description and operation of the configuration of each of the tools in the

petroleum environment

CHAPTER III.-MEASURING PRINCIPLES.

Operation and low measurement principle which operates radioactive systems

mentioned in this thesis

CHAPTER IV.- LOG PRESENTATION.

Representation of various parameters involved in training to make the graph

called geophysical log.

CHAPTER V.- ADVANTAGES AND DISADVANTAGES.

This section describes the advantages and disadvantages of the system

according to the well- formation conditions.

CHAPTER VI.- LOG PRESENTATION.

It´s provides information according to the individual log from each well.

CHAPTER VII.- COMMENTS AND RECOMMENDATIONS.

General comments from radioactive systems mentioned in this thesis.


7

LOCALIZACIÓN Y ANTECEDENTES DEL CAMPO FURBERO.

En el año1869 en la República Mexicana Adolfo Autrey perforo

aproximadamente 40 metros cerca de las chapopoteras de Cougas, conocido

como Furbero, en las inmediaciones de Papantla, Ver. Sin encontrar

producción, nuevamente en 1880, varios pozos fueron perforados sin éxito,

cerca de las chapopoteras, en las Haciendas Cerro Viejo y Chapopote Núñez,

al Norte del Estado de Veracruz. Iniciado 1899, Edward L. Doheny y C.A.

Canfield, hicieron una inspección en la regiones de Tampico, San José de las

Rusias, Tempoal, San Jerónimo , Chinampa, Ebano y Chijol, en el Estado de

San Luís Potosí y en mayo de 1900 organizaron la Mexican Petroleum

Company of California e iniciaron perforaciones el 1 de mayo de 1901.

Actualmente Pemex Exploración y Producción (PEP) tiene localizados 83

pozos de crudo en un área de 13.6 kilómetros cuadrados, de los cuales tiene

una producción promedio 118 barriles por día. Teniendo una densidad de

crudo de 28.3 ° API .


8

INTRODUCCIÓN

El conocimiento general, oportuno y eficiente de la naturaleza litológica de los

pozos petroleros en lo relativo a su contenido de fluidos es motivo de

profundo interés para la producción de hidrocarburos. Ya que por medio de

registros se logra mayor información de las cualidades del pozo y sus

características, así como a su vez el tipo de formación que se tiene, para que

la extracción de los hidrocarburos sea lo mas optima.

Esta información se consigue a través del muestreo eléctrico en los pozos; es

decir, del registro que la barrena de perforación genera al atravesar las capas

terrestres. Este muestreo se hace en forma directa, estudiando y comparando

muestras de la formación o mediante el análisis continuo del fluido de

perforación, y por la introducción de dispositivos mediante cable con

conductores conectados a sensores que miden los distintos parámetros

característicos de las formaciones atravesadas por la barrena.

Desde los inicios de este tipo de muestreo, el que mayores avances

tecnológicos ha logrado es originalmente reconocido como registro eléctrico.

Actualmente a este se le han sumado una serie de numerosos registros

denominados genéricamente “Registros Geofísicos”.

Un registro geofísico es la representación digital o analógica de una propiedad

física que se mide contra la profundidad o también se define como un grafico

x-y en donde el eje “y” representa la profundidad del pozo y el eje “x”

simboliza los valores de algunos parámetros como son: porosidad, densidad,

tiempo de tránsito, resistividad, diámetro del pozo, evaluación de la

cementación para la tubería de revestimiento, localización de coples de

tuberías, materiales radioactivos naturales que se encuentran en la formación

que sirven de parámetros de ubicación para futuros registros geofísicos,

disparos en la formación y tipo de residuos generados en él.


9

El registro geofísico representa la propiedad física o química del sistema roca-

fluido: como la resistencia al paso de la corriente, radiactividad natural,

transmisión de ondas acústicas, respuesta de neutrones por efecto de contenido

de hidrógeno, temperatura, contraste de salinidades entre fluidos, etc. Estas

propiedades se detectan con dispositivos llamados sondas, las cuales son

cilindros de metal que tienen en su parte interior circuitos electrónicos

sofisticados y delicados.

Desde un punto de vista rigorista, el registro geofísico se representa como un

sistema lineal. La sonda recibe una señal de la formación, esta se procesa a

través de circuitos electrónicos y se registra en forma digital o película

fotográfica en superficie.


10

CAPITULO I. PRINCIPIOS

FISICOS


11

1.1 GENERALIDADES DE LAS PARTICULAS ATOMICAS

El núcleo es la parte central de un átomo, donde se concentra más del 99.99%

de la masa total y tiene carga positiva. Está formado por protones y neutrones

(denominados nucleones) que se mantienen unidos por medio de una

interacción nuclear.

El neutrón es un barión neutro formado por dos quarks abajo y un quark

arriba. Es una partícula sin carga eléctrica. Forma junto con los protones, los

núcleos atómicos. El neutrón es necesario para la estabilidad de casi todos los

núcleos atómicos (la única excepción es el hidrógeno), ya que interactúa

fuertemente atrayéndose con los protones, pero sin repulsión electrostática.

El protón es una partícula subatómica con una carga eléctrica elemental

positiva (1,602 176 487 × 10–19

culombs) y una masa de 938,272 013 MeV/c2

(1,672 621 637 × 10–27

kg) o, del mismo modo, unas 1.836 veces la masa de

un electrón.

El electrón comúnmente representado por el símbolo e−, es una partícula

subatómica de tipo fermiónico. En un átomo los electrones rodean el núcleo,

compuesto únicamente de protones y neutrones.

El positrón o antielectrón es la antipartícula correspondiente al electrón, por lo

que posee la misma masa y carga eléctrica (aunque de diferente signo, ya que

es positiva).

Figura 1. Partículas atómicas.

http://es.wikipedia.org/wiki/%C3%81tomo

http://es.wikipedia.org/wiki/Prot%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/wiki/Neutr%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/wiki/Bari%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/wiki/Quark


http://es.wikipedia.org/wiki/N%C3%BAcleo_at%C3%B3mico

http://es.wikipedia.org/wiki/Interacci%C3%B3n_nuclear_fuerte

http://es.wikipedia.org/wiki/Interacci%C3%B3n_nuclear_fuerte

http://es.wikipedia.org/wiki/Part%C3%ADcula_subat%C3%B3mica

http://es.wikipedia.org/wiki/Carga_el%C3%A9ctrica

http://es.wikipedia.org/wiki/Culombio

http://es.wikipedia.org/wiki/MeV

http://es.wikipedia.org/wiki/C

http://es.wikipedia.org/wiki/Electr%C3%B3n



http://es.wikipedia.org/wiki/Fermi%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/wiki/%C3%81tomo

http://es.wikipedia.org/wiki/N%C3%BAcleo_at%C3%B3mico


http://es.wikipedia.org/wiki/Neutr%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/wiki/Antipart%C3%ADcula

http://es.wikipedia.org/wiki/Electr%C3%B3n


12

1.2 RADIACTIVIDAD

Es el proceso de transmisión de ondas o partículas a través del espacio o de

algún medio. Las ondas y las partículas tienen muchas características

comunes, la radiación suele producirse predominantemente en una de las dos

formas.

La radiación mecánica corresponde a ondas que sólo se transmiten a través de

la materia, como las ondas de sonido. La radiación electromagnética es

independiente de la materia para su propagación, sin embargo la velocidad,

intensidad y dirección de su flujo de energía estan influidos por la presencia

de la materia.

1.2.1 CLASIFICACION DE LA RADIACTIVIDAD

La radiación electromagnética se divide en dos grandes tipos de acuerdo al

tipo de cambios que provocan sobre los átomos en los que actúa:

1.2.2 RADIACION NO IONIZANTE

Son aquellas que no son capaces de producir iones al interactuar con los

átomos de un material. Se clasifican en dos grandes grupos:

Los campos electromagnéticos

Las radiaciones ópticas

Dentro de los campos electromagnéticos se distinguen los generados por

líneas de corriente eléctrica o por campos eléctricos estáticos. Otros ejemplos

son las ondas de radiofrecuencia, utilizadas por las emisoras de radio, y las

microondas utilizadas en electrodomésticos y en el área de

telecomunicaciones.

Entre las radiaciones ópticas se mencionan los rayos láser y la radiación solar

como los rayos infrarrojos, luz visible y radiación ultravioleta. Estas

radiaciones pueden provocar calor y ciertos efectos fotoquímicos al actuar

sobre el cuerpo humano.


13

1.2.3 RADIACION IONIZANTE

Son radiaciones con energía necesaria para arrancar electrones de los átomos.

Cuando un átomo queda con un exceso de carga eléctrica, ya sea positiva o

negativa, se dice que se ha convertido en un ión (positivo o negativo).

Entonces son radiaciones ionizantes los rayos X, las radiaciones alfa, beta y

gama. Las radiaciones ionizantes pueden provocar reacciones y cambios

químicos con el material con el cual interaccionan. Por ejemplo, son capaces

de romper los enlaces químicos de las moléculas o generar cambios genéticos

en células reproductoras.

1.3 TIPOS DE ONDAS RADIOACTIVAS

1.3.1 RADIACIÓN ALFA

Las partículas alfa son conjuntos de dos protones y dos neutrones, es decir, el

núcleo de un átomo de helio, arrancadas del núcleo de un átomo radiactivo. La

emisión de este tipo de radiación ocurre en general en átomos de elementos

muy pesados, como el uranio, torio o radio. El núcleo de estos átomos tiene

suficientes neutrones - protones y eso los hace inestables. Al emitir una

partícula alfa, el átomo cambia la composición de su núcleo, y queda

transformado en otro con dos protones y dos neutrones menos. Esto se conoce

como transmutación de los elementos. Así por ejemplo, cuando el uranio 238

cuyo número atómico (Z = número de protones en el núcleo) es de 92, emite

una partícula alfa, queda transmutado en un átomo de torio 234, cuyo número

atómico es de 90.

La característica de estas partículas a ser muy pesadas y tener doble carga positiva

las hace interactuar con cualquier otra partícula con que se encuentre incluyendo

los átomos que constituyen el aire (cuando penetra en un centímetro de aire puede

producir hasta 30.000 pares de iones), causando numerosas ionizaciones en una

distancia corta.

figura 2.Interacción de las Radiaciones Alfa con la Materia


14

1.3.2 RADIACIÓN BETA

Las partículas beta tienen una carga negativa y una masa muy pequeña, por ello

reaccionan menos frecuentemente con la materia que las alfa pero su poder de

penetración es mayor que estas (casi 100 veces más penetrantes). Son frenadas por

metros de aire, una lámina de aluminio o unos cm. de agua.

Este tipo de radiación se origina en un proceso de reorganización nuclear en que el

núcleo emite un electrón, junto con una partícula no usual, casi sin masa,

denominada antineutrino que se lleva algo de la energía perdida por el núcleo. Así

como la radiactividad alfa, la beta tiene lugar en átomos ricos en neutrones, y

suelen ser elementos producidos en reacciones nucleares naturales, y más a

menudo en las plantas de energía nuclear. Cuando un núcleo expulsa una partícula

beta, un neutrón es transformado en un protón. El núcleo aumenta así en una

unidad su número atómico Z y por tanto, se transmuta en el elemento siguiente de

la Tabla Periódica de los Elementos.

Si una partícula beta se acerca a un núcleo atómico, desvía su trayectoria y pierde

parte de su energía (se "frena"). La energía que ha perdido se transforma en rayos

X. Este proceso recibe el nombre de "Radiación de Frenado". Otra interesante

reacción ocurre cuando una partícula beta colisiona con un electrón positivo. En

este proceso, ambas partículas se aniquilan y desaparecen, liberando energía en

forma de rayos gama.

Figura 3.Interacción de las Radiaciones Beta con la Materia.


15

1.3.3 RADIACIÓN GAMA

Las emisiones alfa y beta suelen ir asociadas con la emisión gama. Es decir las

radiaciones gama suelen tener su origen en el núcleo excitado generalmente, tras

emitir una partícula alfa o beta, el núcleo tiene todavía un exceso de energía, que

es eliminado como ondas electromagnéticas de elevada frecuencia. Los rayos

gama no poseen carga ni masa; por tanto, la emisión de rayos gama por parte de

un núcleo no conlleva a cambios en su estructura, interaccionan con la materia

colisionando con las capas electrónicas de los átomos que están en su camino

provocando la pérdida de una determinada cantidad de energía radiante con lo cual

pueden atravesar grandes distancias; Su energía en frenado es variable, pero en

general puede atravesar cientos de metros en el aire, y son detenidas solamente por

capas grandes de hormigón, plomo o agua.

Con la emisión de estos rayos, el núcleo compensa el estado inestable que sigue a

los procesos alfa y beta. La partícula alfa o beta primaria y su rayo gama asociado

se emiten casi simultáneamente. Sin embargo, se conocen algunos casos de

emisión alfa o beta pura, es decir procesos no acompañados de rayos gama;

también se tienen algunos isótopos que emiten rayos gama de forma actual; Esta

emisión tiene lugar cuando un isótopo existe en dos formas diferentes, los

llamados isómeros nucleares, con el mismo número atómico y número másico

pero distintas energías. La emisión de rayos gama acompaña a la transición del

isómero de mayor energía a la de menor energía.

Figura 4. Poder de penetración de las radiaciones.


16

1.4 MECANISMOS DE INTERACCION. La emisión de rayos gama alcanzan al detector con su energía original, puesto

que en la formación, el pozo y en la herramienta se esparcen aleatoriamente

creando nuevas partículas o desapareciendo, esto debido a que existen tres

tipos de interacciones en el paso de los rayos gama por la formación los cuales

se mencionan a continuación:

1.4.1 EFECTO COMPTON

Ocurre en todo el rango de energía de los rayos gama y es la base de las

medidas de densidad. Esta partícula interactúa con un electrón del átomo y le

transfiere parte de su energía en forma cinética. El fenómeno es proporcional a

la cantidad de electrones.

Figura 5. Representación del efecto Comptón.


17

1.4.2 EFECTO FOTOELÉCTRICO

Ocurre en el rango bajo del rayos gama. El fotón incidente desaparece y

transmite su energía a un electrón del átomo en forma de energía cinética. Esta

interacción es la base del registro de litología, dado que el fenómeno depende

del elemento con que interactúa.

Figura 6. Representación del efecto fotoeléctrico.


18

1.4.3.PRODUCCIÓN DE PARES

La Producción de Pares (electrón + positrón) ocurre solamente cuando la

energía del rayo gama incidente es superior a 1,02 MeV. La energía del rayo

gama luego de chocar con un núcleo se transforma en la masa del electrón y

del positrón, y en su energía cinética.

Figura 7. Representación del efecto de producción de pares.


19

Figura 8. Interacción de los rayos gama y la materia.


20

1.5 INTERACCION DEL NEUTRON CON LA MATERIA

1.5.1 COLISIÓN ELÁSTICA

Se caracteriza porque el neutrón prácticamente rebota casi con la

misma energía de incidencia, contra los átomos de la formación; esto

ocurre cuando el neutrón choca con átomos de núcleo muy pesado.

1.5.2 COLISIÓN NO ELÁSTICA

Se caracteriza porque el neutrón prácticamente transmite toda su

energía a los átomos con los cuales choca; esto se presenta cuando el

neutrón y el átomo se asemejan en su peso y la colisión es centrada.

1.5.3 INDICE DE CAPTURA (Σ)

Es la interacción en la cual los neutrones que han disminuido su energía al

nivel termal (0.025eV) por choques sucesivos, son capturados por núcleos de

los elementos de la formación. Al hacerlos emiten un rayo gama característico

de cada elemento.

Figura 9. Colisión del neutrón.


21

CAPITULO II.CONFIGURACION

DE LA HERRAMIENTA


22

2.1 RAYOS GAMA –NEUTRON (GRN)

2.1.1 DESCRIPCION

La sección de rayos gama no contiene fuente y responde a la emisión de rayos

gama de la formación y ambiente del pozo.

Los rayos gama naturales de la formación provienen principalmente de tres

elementos químicos: Torio 232, Uranio 238 y sus secuencias de decaimiento

antes de llegar a un isotopo estable y el Potasio 40.

2.1.2 CONFIGURACION DE LA SONDA

La sonda de este sistema consta de:

Fuente Emisora de Neutrones

Sección Electrónica de Rayos Gama -Neutrón

Uno o dos detectores de Neutrones o Rayos Gama.

La configuración se presenta en la figura 10.

Fuente Emisora de Neutrones: Las Fuentes emisoras de neutrones

empleadas están compuestas por Berilio y un elemento radioactivo emisor de

Rayos Alfa. Esta fuente generadora va a tener una fuente radioactiva que se

llama “radioisótopo” y está constituida por:

AmBe

PvBe

Tiene una energía de mev = 2 x 106 ev , en donde ev se define como el voltaje

que se aplica al electrón para que inicie su movimiento.

Sección Electrónica de Rayos Gama -Neutrón: En el se reciben impulsos y

se procesan. La señal llega como impulso (señal variable) y se tiene que

definir para que se conviertan en pulsos.

Detectores de Neutrones o Rayos Gama: Hay tres tipos de detectores, los

cuales son:

Cámara de Ionización

Contador Geiger Mueller

Detector de Centelleo (el más utilizado).


23

Detector de Centelleo: El detector de centelleo es el más utilizado ya que es

económico y funciona gracias a un Tubo Fotomultiplicador.

Figura 10. Configuración de la sonda de la herramienta de Rayos Gama.

NARIZ


24

2.2 ESPECTROSCOPIA DE RAYOS GAMA NATURALES (NGT)

2.2.1 DESCRIPCION

Los registros de Rayos Gama responden a la radioactividad producida por el

decaimiento de tres elementos: Torio, Uranio y Potasio, pero no determinan la

proporción relativa de cada uno de estos elementos. El nuevo método de

registro con la herramienta NGT está diseñado para obtener los tres elementos

radioactivos de la formación.

2.2.2 CONFIGURACION DEL SISTEMA

El sistema que se utiliza consta de:

Cartucho de telemetría

Cabeza adaptadora

Cartucho electrónico

Detector de centelleo

Nariz

Para obtener una buena medición es importante correr o bajar la herramienta a

una velocidad máxima de registro de 900 pies/hora debido a las variaciones

estadísticas de las mediciones, así como también en forma descentralizada, es

necesario el uso de una adaptador y un sistema de excentralizador con la

finalidad de pegar la herramienta a la pared del pozo(figura11).


25

figura11. Configuración del sistema NGT.


26

2.3 NEUTRON COMPENSADO (CNL)

2.3.1 DESCRIPCION GENERAL

El objetivo de este sistema es determinar la densidad de los átomos de

hidrógeno (Índice de Hidrógeno) de la cual se deriva la porosidad. Esta

herramienta está constituida por dos detectores (lejano y cercano), una fuente

radiactiva (Americio-Berilio), brazo excentralizador para mantener la

herramienta pegada a la pared del pozo y la electrónica correspondiente para

realizar el procesado de datos en el sistema (figura 12).

Figura 12. Configuración de la sonda CNL.


27

2.4 LITODENSIDAD (LDT)

2.4.1 DESCRIPCIÓN

Esta herramienta está constituida por un cartucho electrónico, sonda, par de

detectores de centelleo (lejano y cercano), sistema de telemetría, patín y una

fuente radioactiva de Cesio 137, (figura 4). Sobre el patín se monta una fuente

de rayos gama de 661 KeV y dos detectores.

Figura 13. Configuración de la sonda LDT.


28

CAPITULO III. PRINCIPIO DE

MEDICION


29

3.1 RAYOS GAMA (GR).

El sistema mide los niveles de radiación de los rayos gama naturales en el

pozo. Cuando estos rayos gama chocan contra el cristal de yoduro de sodio del

detector, emiten fotones de luz. Los niveles de luz son bajos de modo que un

tubo fotomultiplicador (PMT) amplifica las señales hasta que alcanzan un

nivel detectable a fin de que el sistema electrónico las registre y las envíe al

sistema de superficie para su registro. Los rayos gama en el pozo son

generalmente el resultado de potasio en la formación, y esto es lo que se

supone en situaciones normales. Sin embargo, el torio y el uranio también

están presentes en ciertas ubicaciones; en ese caso, se requiriere un rayo gama

espectral para distinguir los niveles de energía diferente de estos isótopos. El

rayo gama se usa para la correlación de profundidad, litología e identificación

de óxido radioactivo, vinculadas con la producción de agua.

El sistema de GR puede ser operado en pozos entubados lo que lo hace muy

útil como curva de correlación en operaciones de terminación o modificación

de pozo. Con frecuencia se correlacionan con el SP y como sustituto de la

misma en pozos perforados con lodo salado, aire o lodos base aceite. Es útil

para la localización de capas con o sin arcilla.

La sonda de rayos gama contiene un detector (figura 14) para medir la

radiación gama que origina la formación cerca de la sonda. En la actualidad,

se emplean contadores de centelleo.

Debido a su eficacia, los contadores de centelleo necesitan unas cuantas

pulgadas de longitud, por lo tanto que se obtiene un buen detalle de la

formación.


30

Funcionamiento del detector de centelleo (Figura 14 ):

El cristal de Yoduro de Sodio (NaI) va a detectar rayos gama ()

de la formación.

El flujo de electrones se envía al primer fotodinodo.

El flujo de electrones del 1er

fotodinodo se envía al 2°.

Al pasar por el tubo fotomultiplicador se obtiene un impulso

amplificado.

Detecta el flujo de electrones

Figura 14.Detector de centelleo.


31

3.2 NEUTRON COMPENSADO (CNL).

Neutrones de alta energía se emiten de una fuente radioactiva (16 curies).

Estas partículas neutras (neutrones) tienen una masa casi idéntica a los átomos

de hidrógeno. Los neutrones chocan con los núcleos de los átomos de la

formación y se esparcen a través de éstas, perdiendo energía en cada choque,

hasta llegar a un nivel de energía termal, en el cual pueden ser capturados.

El detector mide el número de neutrones que atraviesan la formación sin ser

capturados y son inversamente proporcionales a la cantidad de átomos de

hidrógeno presentes (figuras 15 y 16).

La herramienta detecta neutrones termales, los cuales se interpretan como el

Índice de Hidrógeno proporcional a la cantidad de agua o hidrocarburos

contenidos en la formación, la cual es directamente proporcional a la

porosidad de la formación.

La herramienta contiene una fuente de neutrones, rápidos que bombardean la

formación. Estos son desacelerados (o termalizados) por colisión,

principalmente con núcleos de hidrógeno en la formación. Algunos de los

neutrones desacelerados regresan a la herramienta. Luego, son contados por

dos detectores de He3, espaciados a distancias diferentes de la fuente. Las

salidas dobles proporcionan la compensación para el efecto del cemento -

revestimiento, la fuente emite neutrones de alta energía que penetran la región

que rodea la herramienta y progresivamente pierden energía en interacciones

con los núcleos de formación. Los núcleos con masa similar a la del neutrón

reducen su energía de los neutrones lo máximo posible. Este núcleo es el de

hidrógeno y por lo tanto la base para la suposición de que la energía reducida

de los neutrones llega a los detectores. Esta medición el número de neutrones

que alcanzan los detectores, y la relación del resultado con la porosidad. Se

supone que la presencia de hidrógeno se debe al agua o a hidrocarburos que

ocupan el espacio poroso. Si la porosidad es alta, el hidrógeno abundante en el

espacio poroso rápidamente desacelera los neutrones a energías térmicas,

donde sobreviven brevemente antes de ser capturados por el núcleo de

formación. Por consiguiente, unos pocos neutrones alcanzan los detectores, y

los conteos son bajos.


32

Por el contrario, si la porosidad disminuye hay menos hidrógeno presente y

los neutrones interaccionan con la formación sin perder energía suficiente para

ser capturados antes de alcanzar los detectores. Por lo tanto, muchos de los

neutrones alcanzan los detectores, y la tasa de conteo es alta. El uso de dos

detectores permite que se compensen diferentes efectos del pozo.

Este sistema se utiliza cuando se pierden los datos en agujero descubierto o

para determinar la presencia de gas detrás de la tubería cuando funciona en

combinación con otro sistema. Se utiliza para determinar la porosidad de la

formación cuando se coloca la tubería. Al determinar la porosidad o presencia

de gas, las compañías planifican la producción con un mayor grado de

confianza, con lo cual aumentan la productividad y la eficacia.

Figura 15. Interacción de neutrones con la formación con alto contenido

de hidrógeno.

Sonda

Pozo Lodo


33

Figura 16. Respuesta de una formación con bajo contenido de hidrógeno.

Sonda

Pozo

Lodo


34

3.3 ESPECTROSCOPIA DE RAYOS GAMAS NATURALES (NGT).

Este sistema detecta los Rayos Gama emitidos espontáneamente por la

formación, por elementos químicos en la misma que sufren numerosos

choques (efecto Compton) antes de llegar al detector, el espectro se afecta por

la respuesta del detector. El espectro de la herramienta es similar al que se

observa en la figura 17.

Figura 17. Espectros visualizados en la herramienta NGT.


35

El espectro se divide en 5 ventanas de energía (W1---W5) y los pulsos se

cuentan por segundo en cada ventana. Las cuentas depende de las

concentraciones de Uranio, Potasio y Torio en la formación y de la posición

de la ventana en el espectro de energía. Por ejemplo, la ventana 3 que está

alrededor de 1,46 MeV se afecta por la concentración de Potasio en la

formación, mientras que la ventana 5 depende de la concentración de Torio.

Analizando las cuentas en cada ventana es posible obtener las concentraciones

de U, Th y K en la formación.

Las arenas limpias tienen pocos elementos radioactivos, pero las arcillas

tienen mayor cantidad. Las cantidades pueden ser del orden de algunas partes

por millón para el Torio y el Uranio, y algunos por cientos para el Potasio.

Los únicos isótopos inestables que por su degradación producen una

apreciable cantidad de rayos gama y cuya vida media es suficientemente larga

son:

Potasio 40 cuya vida media es 1,3 X 109 años.

Uranio 238 cuya vida media es 4,4 X 109 años.

Torio 232 cuya vida media es 1,4 X 1010 años.

Estos tres isótopos en su degradación hacia isótopos estables son los que

originan la radioactividad natural de las formaciones. El Potasio 40 decae

directamente en el Argón 40 que es estable, el proceso origina la emisión de

Rayos Gama de 1,46 MeV de energía.

El proceso es más complejo en el Uranio 238 y Torio 232 dado que generan

una serie de isótopos intermedios inestables antes de llegar al isótopo estable

final. Como cada uno de los isótopos intermedios genera rayos gama cuando

decae en el isótopo siguiente, ambas series (Uranio y Torio) producen rayos

gama con diferentes energías (figura 18).


36

Figura 18. Espectro de emisión de Rayos Gama.

Figura 18. Espectros de emisión de rayos gama.

Los espectros mencionados en la figura 18 indica que las series de Torio y

Uranio están en equilibrio secular. Una serie radioactiva está en proporción

secular cuando todos los dispositivos "hijos" intermedios decaen a la misma

velocidad con la que son emanados por los isótopos "padres.


37

3.4 LITODENSIDAD (LDT).

El sistema de Litodensidad es una versión mejorada del sistema FDC(densidad

compensable). Además de la medición de densidad total, la herramienta

también mide el factor fotoeléctrico de la formación Pe. Su principio de

medición está basado en una fuente de rayos gama de alta energía (661 kev),

que colisionan con los electrones de la formación, perdiendo energía

secuencialmente, pasando por el efecto “Compton”, hasta llegar a un nivel de

energía en el que interactúan con los electrones de los átomos, transfiriendo su

energía, denominado efecto fotoeléctrico. Así es como el fenómeno de

absorción ocurre emitiendo un electrón y rayos gama que logran llegar a los

detectores, depende de la cantidad de choques y la densidad electrónica de la

formación.

El registro de litodensidad se obtiene a través de una herramienta que mide

simultáneamente el índice de absorción de captura fotoeléctrica (Pef) y la

densidad de la formación (ρb). El factor fotoeléctrico se obtiene de los rayos

gama, de baja energía, y se usa para detección de fracturas.

El factor fotoeléctrico se relaciona con la litología; mientras que la medición

de b responde a la porosidad y de manera secundaria a la matriz de la roca y

al fluido en los poros, la medición de Pe responde a la matriz de la roca

(litología) y de manera secundaria a la porosidad y fluido en los poros.

A distancia definida de la fuente, del detector lejano, el espectro de energía

puede parecerse al de la figura 19. El número de rayos gamma en la región de

mayor energía (región Comptón) se relaciona con la densidad de electrones de

la formación (es decir, un incremento en la densidad de la formación

disminuye el número de rayos gama). Los gama en la región de menor energía

(efecto fotoeléctrico) está inversamente relacionado con la densidad de

electrones y con la absorción fotoeléctrica. Al comparar los conteos en estas

dos regiones, se determina el efecto fotoeléctrico. El espectro de rayos gama

en el detector cercano se utiliza sólo para corregir la medición de densidad del

detector lejano por el efecto de enjarre y rugosidad en la pared del pozo. Es

común referirse a la "sección de captura fotoeléctrica" del átomo, en lugar de

referirse a la probabilidad de que un rayo gama se absorba por el átomo.


38

La sección de captura fotoeléctrica es la medida de la probabilidad de que el

fenómeno fotoeléctrico ocurra entre un electrón del átomo y el rayo gama. A

mayor sección de captura fotoeléctrica del átomo, mayor probabilidad de que

ocurra el fenómeno fotoeléctrico. La sección de captura fotoeléctrica se define

por unidad de volumen con el símbolo , y la sección de captura fotoeléctrica

por unidad de masa con el símbolo f.

La sección de captura por unidad de masa , suele denominarse "coeficiente

de absorción por unidad de masa". La figura 20 indica cómo varían los

coeficientes de absorción para los efectos Fotoeléctrico, Compton y

Producción de Pares en función de la energía del rayo gama incidente. En esta

figura se aprecia que para bajos valores de energía predomina el efecto

fotoeléctrico. En línea continua se presenta el coeficiente de absorción de dos

minerales típicos, calcita y sílice, y en línea punteada los mismos minerales

con 40% de porosidad.

Figura 19. Espectro de una formación con densidad constante pero con Z

diferentes.


39

Figura 20. Coeficientes de absorción por unidad de masa.


40

CAPITULO IV. PRESENTACION

DEL REGISTRO


41

4.1 RAYOS GAMA.

Figura 21. Registro de rayos gama y tiempo de tránsito.


42

Presentación del registro combinado de rayos gama y tiempo de transito

(figura 21).

CARRIL 1 UNIDADES

GR- Rayos Gama API

CARRIL 2 UNIDADES

Profundidad m

Tensión del cable psi

CARRIL 4 UNIDADES

ΔT Tiempo de tránsito µs/ft


43

4.2 ESPECTROSCOPIA DE RAYOS GAMA (NGT).

Figura22. Presentación del registro NGT


44

En la figura 22, se presenta el registro NGT con las siguientes características:

CARRIL 1 UNIDADES

GR1 API

GR 2 API

CARRIL 2 UNIDADES

Profundidad m


CARRIL 3 UNIDADES

Torio(Th) ppm

CARRIL 4 UNIDADES

Uranio(K) ppm

Potasio(U) %


45

4.3 NEUTRÓN COMPENSADO.

Figura 23. Registro CNL-LDT-RG


46

La figura 23, muestra una combinación del registro CNL con las

características que se presentan:

CARRIL 1 UNIDADES

GR(Rayos Gama) API

Caliper(Diámetro del pozo) Pulg

CARRIL 2 UNIDADES

Profundidad m


CARRIL 3 UNIDADES

ρb( Densidad formación) g/cm3

Pe(Factor fotoeléctrico) barns/electrón

ΦN(Porosidad Neutrón) UP

Δρ( Factor de corrección) g/cm3


47

4.4 LITODENSIDAD (LDT).

Figura24. Forma convencional de registro de litodensidad.


48

En la figura 24 se muestra ilustra el registro de litodensidad con las siguientes

características:

CARRIL 1 UNIDADES

GR(Rayos Gama) API

Caliper(Diámetro del pozo) Pulg

CARRIL 2 UNIDADES

Profundidad m

Tensión del cable Psi

CARRIL 3 UNIDADES

ρb( Densidad de la formación) g/cm3

ΦN(Porosidad Neutrón) UP

Δρ( Factor de corrección) g/cm3


49

CAPITULO V. VENTAJAS Y

DESVENTAJAS


50

5.1 HERRAMIENTA RAYOS GAMA CONVENCIONAL (GR)

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.

Definir el volumen de arcilla.

Operable en pozos verticales u horizontales.

Determina el tipo de arcilla,

Presencia de lutitas.

Presencia de formaciones limpias.

Se opera actualmente.

DESVENTAJAS

Afectada por:

Presión mayor de 20000 psi.

Temperatura mayor de 350° F.

Cavernas.

Derrumbes.


51

5.2 HERRAMIENTA DE NEUTRON COMPENSADO (CNL)

VENTAJAS

Operable en agujero entubado-descubierto.

Operable en cualquier tipo de lodo.

Medir el contenido de hidrogeno en la formación.

Determinar contactos litológicos (Arena-Lutita).

Determinar fallas, discordancias, fracturas.

Determinar presencia de agua, hidrocarburos, lutitas, arcillas.

Operable en cualquier tipo de litología.

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

Actualmente en uso.

DESVENTAJAS

Afectada por :

Cambio de porosidad.

Cavernas, derrumbes.

Arcillosidad.

Presión mayor a 20000 psi.

Temperatura mayor a 350 ° F.


52

5.3 HERRAMIENTA LITODENSIDAD NEUTRON (LDT)

VENTAJAS

Herramienta operable en agujero descubierto.

Determina presencia de fracturas.

Opera en forma confiable en cualquier tipo de lodo.

Mide la densidad de la formación, determina la porosidad.

Mide el diámetro del pozo y el factor fotoeléctrico.

Determina la presencia de cambios litológicos, contactos litológicos y la

de gas y agua de formación.

Determina el volumen de arcillosidad.

Puede determinar zonas de alta presión.

Opera en forma excentralizada.

Durante la operación en el pozo el sistema se auxilia mediante graficas

de apoyo para proporcionar mejores tomas de decisión de acuerdo al

problema presentado.

Determina cuerpos de espesor menor a 1 pie.

El parámetro factor fotoeléctrico (Pe) no se afecta por cambios de

porosidad.

Opera en pozos verticales y subverticales.

Desventajas

Inoperable en agujero entubado.

La medición del factor fotoeléctrico en lodos de perforación base barita

es afectada.

Se afecta si la presión de la columna es mayor a 20000 psi.

Se afecta con presencia de cavernas y la rugosidad en la pared del pozo,

derrumbes.

La herramienta no debe correrse a una velocidad > 12 mts/min.

Es afectada la densidad medida por cambios en la porosidad.


53

5.4 HERRAMIENTA DE ESPECTROSCOPIA DE RAYOS GAMMA

NATURALES (NGT)

VENTAJAS

Identificación de litología.

Estudios de ambientes deposicionales.

Investigación de tipo de arcilla.

Evaluación de la corrección de los rayos gama por arcilla

Identificación de material orgánico y de rocas generadoras.

Identificación de fracturas.

Registro geoquímico.

Análisis de litología complejas.

Operable en agujero entubado, útil en operaciones de terminación y

reacondicionamiento.

Correlación de pozos.

Desventajas

Afectada por:

Si la presión de la columna hidrostática es mayor de 20000 psi.

Si la temperatura de la formación es mayor a 350°f.

Presencia de cavernas y derrumbes en el pozo.

Si opera a través de 2 tuberías de revestimiento.


54

La siguiente tabla se compara las ventajas y desventajas generales de todas las

herramientas:

VENTAJAS LDT CNL GRN GR NGT

Opera en agujero

descubierto / / / / /

opera en agujero

entubado X / / / /

Opera con lodo base

agua / / / / /

Opera con lodo base

aceite / / / / /

combinabilidad / / / / / Define contactos

litológicos / / / / /

Determina volumen

de arcillas / / / / /

Opera en pozos

verticales/horizontales / / X / /

Determina el tipo de

arcilla X X X X /

Determina

formaciones limpias / / / / /

Opera actualmente / / X / / DESVENTAJAS Presión máxima>

20000 psi X X X X X

Temperatura

máxima> 350 °F X X X X X

cavernas X X X X X Derrumbes X X X X X


55

CAPITULO VI. EJEMPLOS DE

APLICACION


56

EJEMPLO 1. REGISTRO PROCESADO PARA DETERMINAR

PARAMETROS PETROFISICOS.

Figura 25a. Registro procesado para determinar características petrofísicas.


57

PRESENTACION

CARRIL 1

GR- Rayos gama (API)

CARRIL 2 Profundidad desarrollada (m)

CARRIL 3

TVD- Profundidad vertical (m)

CARRIL 4 Resistividad (rojo)- ohms-m

Resisitividad( negro)- ohms- m

Movilidad de fluidos (amarillo)

CARRIL 5

Saturación de fluidos (Sw) – porcentaje

Contenido de hidrocarburos (verde)

CARRIL 6

PHIE- porosidad efectiva (%)

CALC( indicador de producción)

Verde (producción)

CARRIL 7

NPRS-porosidad neutrón (azul)- porcentaje

DPRS- porosidad densidad (rojo)- porcentaje

DTES- tiempo de tránsito (microsegundos por pie) (morado)

Rojo- indicador de gas

CARRIL 8

KTPC (morado)- permeabilidad (milidarcys)

KALCODE (rojo)-permeabilidad (milidarcys)

Amarillo (indicador de permeabilidad)


58

CARRIL 9

PHIE- porosidad efectiva(%)- rojo

BVW- volumen de agua(%)- morado

BCL- volumen de arcillosidad (%)- gris

CAFE- volumen de arcillosidad

AMARILLO- arenisca calcárea

VERDE- volumen de hidrocarburos

ANARANJADO- brecha

ROJO- matriz

EXPLICACION

En la figura 25a, se tiene la correlación del rayos gama con los registros

geofísicos calculados a través del software correspondiente; rayos gama con

valores altos, resistividades con tendencia a aumentar y disminuir totalmente

en la parte inferior del registro, así como el traslape de esta curvas debido a

presencia de una zona arcillosa; la saturación de agua en valores altos como

consecuencia del volumen alto de arcillosidad calculado en el carril 9, así

mismo el indicador de hidrocarburos se activa a la profundidad de 950 m

(TVD) , a la vez el indicador del carril 6 y el incremento de porosidad efectiva

en ese mismo carril; tiempo de tránsito con tendencia a aumentar debido a la

presencia de lutitas y porosidad correspondiente en la misma condición;

porosidad neutrón como indicador aumenta debido a la misma condición de

lutita; permeabilidad aumenta a la profundidad de 950 m (TVD), por la

presencia de matriz caliza, se observa que el indicador de permeabilidad a lo

largo del registro se mantiene baja; el ultimo carril indica el volumen de

minerales y fluidos. Se concluye que la matriz predominante a lo largo de este

registro es de caliza arcillosa y presencia de sellos lutiticos ( café), como zona

de interés se tiene la profundidad de 950 m (TVD).


59

EJEMPLO 2. REGISTRO PROCESADO PARA DETERMINAR


Figura25b. Registro procesado para determinar características petrofísicas.


60

PRESENTACION

CARRIL 1



CARRIL 3





CARRIL 5



CARRIL 6



Verde (producción)

CARRIL 7





CARRIL 8





61

CARRIL 9







ANARANJADO- brecha

ROJO- matriz

EXPLICACION

En la figura26 b, se tiene el registro procesado para determinar los parámetros

petrofísicos de la formación; rayos gama con tendencia a disminuir;

resistividades aumentan e indican la presencia de arenas calcáreas de espesor

menor a 5 m y con posibilidades de contener hidrocarburos , en el carril 4 se

tiene en el lado izquierdo un indicador en color amarillo verdoso para

presencia de hidrocarburos, lo cual corresponde y correlaciona con el

indicador de saturación de fluidos del carril 5 de color verde; la porosidad

efectiva con tendencia a aumentar y presenta indicadores en zonas con interés

en color verde; por otro lado las porosidades neutrón-densidad y el tiempo de

tránsito con tendencia a disminuir y al cruce como indicador de hidrocarburo

entre las curvas de porosidad neutrón-densidad ; el indicador de permeabilidad

del carril 8 se activa y esta tiende a aumentar de acuerdo a la presencia de las

arenas calcáreas; en el carril 9, se tiene la presencia de la matriz arenisca

calcárea con arcilla(café)e indicación de volumen de hidrocarburos (verde) y

agua (blanco). Se concluye que la matriz predominante es arena calcárea de

espesor reducido pero con tendencia a hidrocarburos y de permeabilidad.


62

EJEMPLO 3 REGISTRO PROCESADO PARA DETERMINAR


Figura25c. Registro procesado para determinar características petrofísicas.


63

PRESENTACION

CARRIL 1



CARRIL 3



Resistividad ( negro)- ohms- m


CARRIL 5



CARRIL 6



Verde (producción)

CARRIL 7



DTES- tiempo de transito (microsegundos por pie) (morado)


CARRIL 8





64

CARRIL 9







ANARANJADO- brecha

ROJO- matriz

EXPLICACION

En la figura 25c , el rayos gama indica valores bajos y las resistividades con

tendencia a aumentar de acuerdo al tipo de formación, que en este caso es una

brecha calcárea con poco contenido de Lutita, así mismo la saturación de

hidrocarburos es alta de acuerdo al indicador que se tiene en el carril 5 y se

visualiza mas en el carril 6 con otro indicador de aportación en zonas de

interés, la porosidad efectiva en valores de 5 a 15 u.p ; por otro lado la

porosidad neutrón con tendencia a disminuir y en forma similar la porosidad

efectiva obtenida en el carril anterior, así mismo el tiempo de tránsito con

valores aproximados de 60 microsegundos por pie en la brecha; el indicador

de permeabilidad con valores bajos de acuerdo al carril 8; el carril 9 define el

volumen de minerales y fluidos que se tienen en esta formación, en igual

forma el volumen de lutita en esta zona denominada brecha es de valor bajo y

el contenido de hidrocarburos con tendencia constante, por otro lado en el

carril 3 se define los límites de la zona brecha en color verde, en el límite

superior de la brecha se tiene litología de una arena calcárea con porcentaje

mayor de lutitas. Se concluye que la brecha constituida por calizas es la zona

de interés ha ser probada y con posibilidades de ser productora de

hidrocarburos, en la misma se tiene un porcentaje menor lutítico.


65



Figura25 d. Registro procesado para determinar características petrofísicas.


66

PRESENTACION

CARRIL 1



CARRIL 3



Resistividad (negro)- ohms- m


CARRIL 5



CARRIL 6



Verde (producción)

CARRIL 7





CARRIL 8





67

CARRIL 9

PHIE- porosidad efectiva (%)- rojo

BVW- volumen de agua (%)- morado





ANARANJADO- brecha

ROJO- matriz

EXPLICACION

En la figura25 d, el rayos gama denota tendencia a disminuir; resistividades en

forma variable y aumentar, de la correlación con el parámetro de saturación de

agua se observa una disminución de la misma con un incremento de la

resistividad; por otro lado la porosidad efectiva aumenta a 2370 m (md) y

disminuye hasta 2425m (md); el indicador de hidrocarburos se presenta con

mayor frecuencia en el carril 6 en color verde y la porosidad efectiva a

aumentar de 2335m a 2370m (md); las porosidades neutrón-densidad con

tendencia a disminuir y al cruce; la permeabilidad aumenta en el intervalo

2357m a 2370 m (md) en color amarillo; el indicador de litología presentado

en el carril 9 indica que la litología predominante es caliza con porcentaje

menor de lutita y el indicador de hidrocarburos se acentúa a la profundidad de

2357m a 2370 m (md); el carril 3 indica en diferentes colores la presencia de

diversas formaciones de acuerdo al comportamiento de las curvas de

resistividad, contenido de fluidos y litología. Se concluye que la matriz

predominante es caliza con porosidad variable de acuerdo al contenido de

lutita y fluidos pero la zona de interés es de 2357m a 2370 m (md), en la cual

la porosidad efectiva aumenta, así como el contenido de hidrocarburos y

permeabilidad.


68



Figura26 a. Registro procesado para determinar características petrofísicas.


69

PRESENTACION

CARRIL 1



CARRIL 3





CARRIL 5

Saturación de fluidos (sw) – porcentaje


CARRIL 6



Verde (producción)

CARRIL 7





CARRIL 8





70

CARRIL 9







ANARANJADO- brecha

ROJO- matriz

EXPLICACION

En la figura 26 a, se tiene el rayos gama con valores bajos y constantes , por

otro lado las curvas de resistividad con tendencia variable y aumentar como

indicación de areniscas calcáreas definidas en su espesor y magnitud;

saturación de agua con valores bajos en estas areniscas e indicación de

posibles presencia de hidrocarburos; porosidad efectiva aumenta e indicación

de zonas productoras en color verde(carril 6); por otro lado las porosidades

con tendencia a separarse en zonas arcillosas y en casos donde se tenga el

cruce es indicativo de zonas con posibilidades de tener hidrocarburos; en el

carril 8 se tiene en escala logarítmica en color amarillo la permeabilidad en

dichas formaciones productoras; en el carril 9 se observa el calculo del

volumen de minerales, volumen de fluidos y porosidad efectiva por otro lado

en color café la presencia de arcillas y en color amarillo la de areniscas

calcáreas como matriz, asimismo el volumen de fluidos son indicativos de

Hidrocarburos (verde) y agua (blanco) como condición de la presencia de

fluidos de dichas zonas productoras. Se concluye que la matriz es de arenas

calcáreas con presencia de lutitas en forma variable y en los casos donde la

permeabilidad y la porosidad aumentan se consideran zonas de posible interés

para su producción. También los parámetros de los carriles 1,4,y 7 son

tomados directamente de los registros de pozo y en los demás carriles se

tienen los datos calculados a través de software; en los carriles 2 y3 se tiene en

el primero los metros desarrollados del pozo y en el tercero los metros

verticalizados del mismo.


71



Figura26 b. Registro procesado para determinar características petrofísicas.


72

PRESENTACION

CARRIL 1



CARRIL 3





CARRIL 5



CARRIL 6



Verde (producción)

CARRIL 7





CARRIL 8





73

CARRIL 9







ANARANJADO- brecha

ROJO- matriz

EXPLICACION

En la figura 26 b, se identifica 3 zonas de interés en el carril 3; el rayos gama

define la correlación de estas 3 zonas; resistividades de 2450 a 2500m (md)

con tendencia a disminuir y al traslape de acuerdo al incremento del rayos

gama, indicación de zonas lutíticas, en las cuales la saturación de agua es alta ,

porosidad efectiva disminuye y porosidad neutrón respecto a la densidad

tiende a aumentar más, la permeabilidad en esta zona disminuye y el indicador

de lutita indica valores altos con indicación en las arenas calcáreas ; por otro

lado de 2500 a 2540 m (md) se observa un cambio en la disminución del rayos

gama , incremento en las resistividades, disminución de la saturación de agua ,

incremento de hidrocarburos y es porosidad efectiva ; tendencia al cruce de las

porosidades neutrón- densidad, así como aumento en la permeabilidad y

presencia de una caliza definida con intercalaciones lutíticas y aumento del

contenido de hidrocarburos en color verde. Se concluye que la zona de interés

es de 2517 a 2540m (md) con presencia de una caliza de alta porosidad,

permeabilidad y presencia de hidrocarburos ,así como el cruce de las

porosidades densidad- neutrón, por otro lado de 2450 a 2500m (md) se

visualiza una zona lutítica como roca sello.


74


PARÁMETROS PETROFÍSICOS

Figura26 c. Registro procesado para determinar características petrofísicas.


75

PRESENTACION

CARRIL 1



CARRIL 3





CARRIL 5



CARRIL 6



Verde (producción)

CARRIL 7





CARRIL 8





76

CARRIL 9







ANARANJADO- brecha

ROJO- matriz

EXPLICACION

En la figura 26 c , se tiene el rayo gama con valores bajos y resistividades a

aumentar en la parte superior de este registro ; en color rojo en el carril de

profundidad se tiene una zona con tendencia a alta resistividad y otra con

tendencia a disminuir; la saturación de fluidos en el intervalo de 2050 a

2100m (TVD) con saturaciones de agua en forma variable pero a disminuir en

la parte superior de dicho intervalo, lo cual corresponde con las curvas del

carril 6, en el cual la porosidad efectiva tiende a aumentar y la indicación de

hidrocarburos en color verde en dicho carril, por otro lado las curvas de

porosidad densidad- neutrón con tendencia a medir más la de neutrón y en

ocasiones con tendencia al cruce lo cual es síntoma de posible presencia de

hidrocarburos, por otro lado el cálculo de la permeabilidad indica valores

bajos, con excepción en la parte superior de este registro(amarillo) que

aumenta , así mismo del carril 9 se observa una brecha conglomératica en

color anaranjado, en la cual las resistividades aumentan y las porosidades

tienden a bajar ; se concluye que la matriz observada es de calizas con arcilla e

indicación de posibles zonas con hidrocarburos en color verde de acuerdo a la

identificación del fluido correspondiente que es de hidrocarburos, en ese

carril se tiene que la porosidad efectiva tiende a bajar la cual se compara con

la porosidad efectiva del carril 6 en color rojo. Se observa que en la toma de

registros se tiene una calibrador como parámetro de referencia de las

condiciones del pozo, en este caso no se cuenta con el. Rayos gama y

resistividades para efecto de apoyo en la determinación de litología y posible

contenido de fluidos; también se toma en cuenta el comportamiento de las

curvas de porosidad densidad- neutrón para efectos de litología, contenidos de

fluidos y cálculo de la porosidad efectiva, así mismo al principio de este

ejemplo se tiene el rayos gama indica valores bajos, lo cual al compararse con

el cálculo de arcillosidad del carril 9 se tiene valores altos de acuerdo al valor

considerado del rayos gama como indicador de arcillosidad para el cálculo de

volumen de arcillosidad.


77


PARÁMETROS PETROFÍSICOS

Figura27 a. Registro procesado para determinar características petrofísicas.


78

PRESENTACION

CARRIL 1 GR- Rayos gama (API)

CARRIL 2

Profundidad desarrollada (m)

CARRIL 3 TVD- Profundidad vertical (m)

CARRIL 4

Resistividad (rojo)- ohms-m

Resistividad( negro)- ohms- m


CARRIL 5 Saturación de fluidos (Sw) – porcentaje


CARRIL 6 PHIE- porosidad efectiva (%)


Verde (producción)

CARRIL 7





CARRIL 8





79

CARRIL 9







ANARANJADO- brecha

ROJO- matriz

EXPLICACION

En la figura 27a, se observa tendencia a aumentar el rayos gama de 1050 a

1105 m (Md)y las resistividades de valor bajo a valor alto indicativo de una

zona de transición y entrada a una zona de mayor resistividad , en dicho

intervalo la saturación de agua es alta, sin presencia de porosidad efectiva,

zona de producción, porosidades densidad- neutrón altos y tiempo de tránsito

correlacionable y similar al de resistividades y a disminuir de acuerdo al tipo

de litología; la permeabilidad es baja de acuerdo a la litología observada, esta

se calcula en el carril 9 y se observa un cuello arcilloso en color café. El

intervalo de 1105 a 1145m, indica que el rayos gama presenta tendencia a

disminuir, resistividades altas, saturación de agua saturada, porosidad efectiva

en valor mínimo, tiempo de tránsito con valores bajos al igual que la

permeabilidad y la litología en una matriz ígnea correspondiente a carbonatos

en color rojo. Se concluye que la matriz contiene un cuello arcilloso en la

parte superior y en la inferior de carbonatos. En este ejemplo no se tiene zonas

de interés de acuerdo al análisis y comportamientos de las curvas

consideradas.


80


PARAMETROS PETROFISICOS

Figura27 b. Registro procesado para determinar características petrofísicas.


81

PRESENTACION


CARRIL 2



CARRIL 4


Resistividad( negro)- ohms- m


CARRIL 5 Saturación de fluidos (Sw) – porcentaje




Verde (producción)

CARRIL 7

NPRS-porosidad sónica (azul)- porcentaje




CARRIL 8





82

CARRIL 9







ANARANJADO- brecha

ROJO- matriz

EXPLICACION En la figura 27 b, se tiene rayos gama con tendencia a disminuir ,

resistividades a bajar y presencia de areniscas bien definidas, la saturación de

agua en dichas areniscas disminuye y la posible definición de hidrocarburos

aumenta así como de la porosidad efectiva, de la correlación de las

porosidades neutrón- densidad, se observa una tendencia a medir más la

primera , así como también la tendencia al cruce que correlaciona con el

incremento de las resistividades y disminución de la saturación de agua; en la

correlación de estas porosidades se busca la tendencia al cruce como

indicativo de presencia de hidrocarburos, por otro lado la permeabilidad

presenta valores bajos con excepción de los cuerpos de 1950 a 1975 m (MD),

en la que se tiene mayor permeabilidad; del cálculo de la litología se observa

una tendencia de mayor peso del volumen de arcilla e indicación en color

amarillo de las areniscas calcáreas posibles generadoras de hidrocarburos; así

mismo en el margen derecho de este carril 9 se observa el cálculo del volumen

de fluidos, indicando en color verde la presencia posible de hidrocarburos y en

blanco el de agua, se detecta que a la profundidad de 2015 a 2023 m (MD) se

tiene un cuello arcilloso denotado en color café; debe observarse la tendencia

a aumentar la porosidad neutrón de acuerdo al incremento de la arcillosidad; la

porosidad efectiva se presenta en el carril 6 en color rojo, en la cual se

considera que es corregida por condiciones ambientales pozo- formación. Se

concluye que en este registro la litología es de areniscas calcáreas arcillosas,

en la cual la arcilla tiene un gran peso y afecta la medición de las herramientas

de registros, por lo que se deben aplicar las metodologías necesarias para

corregir la medición de los diferentes parámetros petrofísicos, como se

mencionó la zona de interés se encuentra de 1950 a 1975 m (md), el cual se

considero anteriormente como zona posible generadora de hidrocarburos.


83


PARAMETROS PETROFÍSICOS

Figura 27 c. Registro procesado para determinar características petrofísicas.


84

PRESENTACION


CARRIL 2



CARRIL 4




CARRIL 5 Saturación de fluidos (sw) – porcentaje




Verde (producción)

CARRIL 7





CARRIL 8





85

CARRIL 9







ANARANJADO- brecha

ROJO- matriz

EXPLICACION

En la figura 27 c , rayos gama con tendencia a disminuir y en ocasiones a

aumentar como indicativo de cuerpos arcillosos, resistividades de valores

bajos de 2355 a 2387m (MD) ; de 2387 a 2455m (MD) se observa una

tendencia a aumentar la resistividad de acuerdo a la litología presentada de

calizas de baja porosidad, lo cual se observa en el carril 9 para efecto de

litología en el cual el volumen de arcillosidad disminuye y el efecto de la

formación denominada brecha aumenta, en ese intervalo la saturación de agua

indicada en el carril 5 es variable y el carril 6 indica posibles zonas de

hidrocarburos con incremento de porosidad efectiva, por otro lado las

porosidades neutrón- densidad del carril 7 indican una tendencia a aumentar la

primera con respecto a la segunda y en la brecha estas porosidades disminuyen

grandemente; en el ultimo carril con el cálculo de la litología se observa un

intervalo de 2387 a 2403m (md) con una arenisca calcárea de bajo volumen de

arcilla, alta permeabilidad, alta porosidad efectiva, saturación de agua baja e

indicación de hidrocarburos, lo cual denota una posible zona de interés con

contenido de hidrocarburos ;se concluye que de 2345 a 2455 m(md) la única

zona de interés es la que se menciono con anterioridad ; el intervalo 2345 a

2387m (md) indica la presencia de un cuello arcilloso. Es importante

mencionar que antes de efectuar el procesamiento correspondiente para la

obtención de los parámetros petrofísicos de interés, debe efectuarse un control

de calidad a todos los registros tomados en agujero descubierto para certificar

la calidad del procesamiento.


86

CAPITULO VII. CONCLUSIONES

Y RECOMENDACIONES


87

CONCLUSIONES

Del estudio de esta tesis se concluye lo siguiente:

La interpretación de registros geofísicos en el campo furbero contribuyó al

análisis de diferentes pozos para determinar algunas propiedades petrofísicas y

a su vez determinar si aun es factible seguirlo explotando, por tanto éste

campo actualmente tiene problemas en cuanto a la declinación de su

producción debido a la baja permeabilidad.

Sin embargo hay que recordar que los registros radioactivos de rayos gama,

espectroscopia de rayos gama natural, litodensidad y neutrón compensado son

usados en pozos exploratorios, desarrollo, terminación y operaciones

especiales de acuerdo a las condiciones que se tenga en el pozo en cuestión.

La aplicación continua de estas herramientas es para determinar el contenido

de lutitas, litología, tipo de fluidos, contactos litológicos, volumen de

minerales, porosidad de la formación, volumen de arcillosidad, condiciones

ambientales pozo-formación.

Los sistemas radioactivos se usan durante la perforación de pozos

direccionales así como en pozos horizontales.

Es importante realizar una evaluación que nos permita determinar la

concentración de los elementos radioactivos (Torio, Uranio, Potasio) para

identificar la litología que puede ser arena, caliza y dolomía o mezcla de ellos

y no da por hecho que se trata de una simple arcilla por que la radioactividad

es alta.

Para aquellos pozos que se están perforando y se tenga que asentar la tubería

de revestimiento antes de lo programado, debido a problemas que se pueden

presentar como son zonas anormales, zonas de derrumbe, etc.; es de gran

ayuda la aplicación de estos registros radioactivos a través de pozo entubado,

debido a que no se cuenta con datos de la formación (tal vez solo por

correlación de pozos vecinos), de esta forma obtenemos los datos esenciales

de litología, tipos de fluidos, saturación de fluidos, porosidad zonas arcillosas,

que nos dan la pauta a seguir para identificar las zonas potenciales a explotar.


88

RECOMENDACIONES

En este campo se recomienda realizar estudios de recuperación

secundaria para determinar si es candidato a la inyección de agua para

aumentar su producción.

El uso de forma combinada de estas herramientas nos brinda datos

necesarios para una correcta evaluación de la formación, tales como

tipos de fluidos, saturación de fluidos, contacto agua- aceite, porosidad

y litología, etc., son de vital importancia para delimitar zonas de interés

y por tal la explotación al máximo de las reservas de hidrocarburos.

Se recomienda el uso de estas herramientas en formaciones arenosas

para determinar zonas de derrumbes y de alta presión; como alternativa

sería entubar el pozo (sin posibilidad de tomar registros en pozo

descubierto); por tal se debe utilizar esta técnica en los registros para

reconocer el tipo de formación así como sus propiedades petrofísicas.

También se recomienda utilizar estas herramientas en carbonatos

fracturados que pueden presentar importantes pérdidas de circulación,

teniendo que entubar el pozo para aislar el intervalo de dichas pérdidas

de fluido. Al tomar los registros en pozo entubado, además de evitar la

pérdida de fluido los riesgos de operación son menores.

Se recomienda la obtención de estos registros en forma combinada en

una sola corrida para obtener información de la litología, porosidad,

índice de absorción, etc.; según sea la necesidad. Esto se hace con el fin

de reducir los costos en la perforación, así como la obtención de

información en forma más eficiente.

Se considera que la información desarrollada en esta tesis sea de apoyo

al estudiantado de las carreras de Geociencias en la unidad de

aprendizaje de Registros Geofísicos.


89

ANEXOS


90

LISTADO DE FIGURAS

Figura 1. Partículas atómicas.

Figura 2.Interacción de las Radiaciones Alfa con la Materia.

Figura 3.Interacción de las Radiaciones Beta con la Materia.

Figura 4. Poder de penetración de las radiaciones.

Figura 5. Representación del efecto Compton.

Figura 6. Representación del efecto fotoeléctrico.

Figura 7. Representación del efecto de producción de pares.

Figura 8. Interacción de los rayos gama y la materia.

Figura 9. Colisión del neutrón.

.

Figura 10. Configuración de la sonda de la herramienta de Rayos Gama.

Figura 11. Combinación del sistema NGT.

Figura 12. Configuración de la sonda CNL.

Figura 13. Configuración de la sonda LDT.

Figura 14.Detector de centelleo.

Figura 15. Interacción de neutrones con la formación con alto contenido de

hidrógeno al ser bombardeado por la fuente.

Figura 16. Respuesta de una formación con bajo contenido de hidrógeno al

bombardeo de neutrones.

Figura 17. Espectros visualizados en la herramienta NGT.


91

Figura 18. Espectros de emisión de rayos gama.

Figura 19. Espectro de una formación con densidad constante pero con Z

diferentes.

Figura 20. Coeficientes de absorción por unidad de masa.

Figura 21. Registro de rayos gama y tiempo de tránsito.

Figura22. Presentación del registro NGT.

Figura 23. Registro CNL-LDT-RG.

Figura24. Forma convencional de registro de litodensidad.

Figura 25a. Ejemplo 1, registro procesado para determinar características

petrofísicas.

Figura 25b. Ejemplo 2, registro procesado para determinar características

petrofísicas.

Figura 25c. Ejemplo 3, registro procesado para determinar características

petrofísicas.

Figura 25d. Ejemplo 4, registro procesado para determinar características

petrofísicas.

Figura26 a. Ejemplo 5, registro procesado para determinar características

petrofísicas.

Figura26 b Ejemplo 6, registro procesado para determinar características

petrofísicas.

Figura26 c. Ejemplo 7, registro procesado para determinar características

petrofísicas.


92

Figura27 a. Ejemplo 8, registro procesado para determinar características

petrofísicas.

Figura27 b. Ejemplo 9, registro procesado para determinar características

petrofísicas.

Figura27 c. Ejemplo 10, registro procesado para determinar características

petrofísicas.


93

ABREVIATURAS

Am-Be = Americio 246 - Berilio

k Constante

C Δtsh = Constante obtenida con la fórmula de Wyllie

Cp= Compactación de la arcilla.

d =Diámetro del pozo

ρ =Densidad

ρa= Densidad de la anhidrita.

ρg =Densidad del grano de arena

ρb =Densidad neta corregida, dada por el registro.

ρf =Densidad de los fluidos de la formación

ρgav= Densidad promedio de los granos de la matriz.

ρd =Densidad de la dolomita.

Pe= Factor fotoeléctrico de la formación(barns/electrón)

Cali= Calibrador(pulgadas)

LLD= Doble lateral profundo (ohms-m)

LLS= Doble lateral somero (ohms-m)

Th= Torio (ppm)

K= Potasio (%)

U= Uranio

K_= Permeabilidad

Md = Metros desarrollados

HC’s = Midrocarburos

VOL= Volumen

Ф= Porosidad verdadera

Фs =Porosidad calculada por sistema sónico

Фsdis= Porosidad calculada por sistema sónico para arcillas dispersas.

Фsh =Porosidad de arcillas adyacentes

Фssh =Porosidad del registro sónico, en arcillas, esta entre 0.2 y 0.4, y

tan bajas como 0.1 en carbonatos arcillosos.

Фe =Porosidad efectiva en formación arcillosa

Фeff =Porosidad efectiva

Фig =Porosidad intergranular

Фim =Porosidad intermatriz

Фneff =Porosidad no-efectiva

(Фs)cc= Porosidad registro sónico corregido por compactación,

FDC =Registro de Densidad Compensado


94

S =Saturación

Sg =Saturación de gas libre

So =Saturación de petróleo

Sw =Saturación de agua

Sgxo= Saturación del gas en la zona lavada.

SNP= Sidewall Neutrón Porosity

t =Tiempo de una onda para desplazar una distancia, inversamente

proporcional a la velocidad de las ondas acústicas en cada tipo de

formación (μseg/pie.)

Δt =Tiempo medido sónico en (μseg / pie).

Δtsh= Tiempo medido del sistema en arcillas dispersas.

Δtw =Tiempo medido del sistema en agua.

Δtsh =Tiempo de tránsito en arcillas adyacentes

Δtma =Tiempo de tránsito la matriz (μseg / pie).

Δtma(ave)= Tiempo de tránsito en matriz promedio (μseg / pie).

Δtma(dol) =Tiempo de tránsito en matriz dolomita (μseg / pie).

Δtma(anh) =Tiempo de tránsito en matriz anhidrita (μseg / pie).

Δtma(gyp) =Tiempo de tránsito en matriz yeso (μseg / pie).

Δtf =Tiempo de tránsito en el fluido (μseg / pie).


95

GLOSARIO

Agujero entubado: Es el agujero que ya tiene la tubería para poder trabajar.

Arenisca: Es una roca sedimentaria compacta de granos detritos de arena,

principalmente cuarzo.

Campo eléctrico: Se denomina 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.

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 se debe estar a oscuras para que la luz

ambiental no le afecte.

Espectro: Suele denominarse así a la banda del espectro electromagnético

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

forma de bandas coloreadas ordenadamente de acuerdo con su longitud de

onda.

Litología: Es la parte de la geología que trata de las rocas, especialmente del

tamaño de grano, partículas y de sus características físicas y químicas.

Migración: (Migration). Término utilizado en exploración para denominar del

movimiento que sufre el aceite, del lugar donde se formó hasta la roca

almacenadora o trampa.

Hidrocarburos: (Hydrocarbons). Grupo de compuestos orgánicos que

contienen principalmente carbono e hidrógeno. Son los compuestos orgánicos

más simples y pueden ser considerados como las substancias principales de las

que se derivan todos los demás compuestos orgánicos. Los hidrocarburos más

simples son gaseosos a la temperatura ambiente, a medida que aumenta su

peso molecular se vuelven líquidos y finalmente sólidos, sus tres estados

físicos están representados por el gas natural, el petróleo crudo y el asfalto.

Los hidrocarburos pueden ser de cadena abierta (alifáticos) y enlaces simples

los cuales forman el grupo de los (alcanos y parafinas) como el propano,


96

butano o el hexano. En caso de tener cadena abierta y enlaces dobles forman

el grupo de los alquenos u olefinas como el etileno o el propileno. Los

alquinos contienen enlaces triples y son muy reactivos, por ejemplo el

acetileno. Tanto los alquenos como los alquinos, ambos compuestos

insaturados, son producidos principalmente en las refinerías en especial en el

proceso de desintegración (cracking). Los compuestos de cadena cerrada o

cíclicos pueden ser tanto saturados (cicloalcanos) como el ciclohexano o

insaturados. El grupo más importante de hidrocarburos cíclicos insaturados es

el de los aromáticos, que tienen como base un anillo de 6 carbonos y tres

enlaces dobles. Entre los compuestos aromáticos más representativos se

encuentran el benceno, el tolueno, el antroceno y el naftaleno.

Inyección de gas: (Air drive). Proceso mecánico que proporciona en forma

continua o intermitente gas o aire comprimido al pozo para desplazar los

fluidos producidos, generando una reducción de la presión en el fondo del

pozo e incrementando sustancialmente la tasa de extracción de petróleo.

Lodo de perforación: (Drilling mud). Fluido que se utiliza durante la

perforación de un pozo. Además de su función de llevar los recortes de la

barrena a la superficie, el lodo de perforación enfría y lubrica la barrena y la

sarta de perforación, previene descontroles al evitar la manifestación de las

presiones de las formaciones del subsuelo, y forma un enjarre en la pared del

agujero para prevenir la pérdida de fluido hacia la formación.

Aunque originalmente era una mezcla de tierra, especialmente arcillas en el

agua, el lodo empleado actualmente es más complejo, ya que es una mezcla de

líquidos, reactivos sólidos y sólidos inertes, el más común es una mezcla de

barita, arcillas, agua y aditivos químicos.

Perforación de desarrollo: Perforación que se lleva a cabo después del

descubrimiento de una reserva de hidrocarburos. Generalmente se requieren

varios pozos para desarrollar una reserva.

Petróleo (Petroleum): El petróleo es una mezcla que, se presenta en la

naturaleza compuesta predominantemente de hidrocarburos en fase sólida,

líquida o gaseosa; denominando al estado sólido betún natural, al líquido

petróleo crudo y al gaseoso gas natural, esto a condiciones atmosféricas.

Existen dos teorías sobre el origen del petróleo: la inorgánica, que explica la

formación del petróleo como resultado de reacciones geoquímicas entre el

agua y el dióxido de carbono y varias substancias inorgánicas, tales como

carburos y carbonatos de los metales y, la orgánica que asume que el petróleo


97

es producto de una descomposición de los organismos vegetales y animales

que existieron dentro de ciertos periodos de tiempo geológico.

Petróleo crudo alto en azufre: (High sulfur oil). Petróleo que contiene de

0.51 a 2.0% de azufre; en este caso, la fracción de gasolina lo contiene en no

más de 0.15% la de combustibles para motores a chorro no más de 0.25%, y la

de combustibles para motores diesel, no más del 1%.

Petróleo crudo bajo en azufre: (Light sulfur oil). Petróleo que contiene no

más de 0.5% de azufre, con la particularidad de que la fracción de gasolina

lo contiene no más de0.15%, la de combustible para motores a chorro, no

más de 0.1% y la de combustible para motores diesel, no más de 0.2%.

Petróleo crudo equivalente: Es la suma del petróleo crudo, condensado y gas

seco equivalente al líquido (ver barril de petróleo crudo equivalente).

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- redacción 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.

Permeabilidad: (Permeability). Característica de la roca almacenadora que

permite el movimiento de fluidos a través de poros interconectados. La

unidad de medida es el milidarcy.

Porosidad: (Porosity). Relación entre el volumen de poros existentes en una

roca con respecto al volumen total de la misma. Es una medida de la

capacidad de almacenamiento de la roca.

Pozo: (Well). Perforación para el proceso de búsqueda o producción de

petróleo crudo gas natural o para proporcionar servicios relacionados con

los mismos. Los pozos se clasifican de acuerdo a su objetivo y resultado

como: pozos de aceite y gas asociado, pozos de gas seco y pozos inyectores.


98

Pozo exploratorio: (Exploratory well). Perforación realizada en un área en

donde al momento no existe producción de aceite y/o gas, pero que los

estudios de exploración petrolera establecen probabilidad de contener

hidrocarburos. La perforación exploratoria es una técnica directa que consiste

en hacer un pozo a través delas diferentes estructuras del subsuelo, tomando

datos y muestras del mismo en forma sistemática, de los cuales se puede

derivar información precisa de las características de cada capa rocosa y de la

posibilidad de encontrar acumulaciones explotables de hidrocarburos.

Roca almacenadora: Roca sedimentaria (calizas, arenas o lutitas) con un alto

grado de permeabilidad que permite que el petróleo emigre hacia ellas, y

dadas, sus características estructurales o estratigráficas forma una trampa que

se encuentra rodeada por una capa sello que evitará el escape de los

hidrocarburos.

Roca generadora: Roca sedimentaria compuesta de grano muy fino y con

abundante contenido de carbono orgánico que se deposita bajo condiciones

reductoras y de baja energía, propiciando a través del tiempo la generación de

hidrocarburos.

Transductor: Dispositivo que convierte algún tipo de energía en una señal

eléctrica.

Trampa: (Trap): En exploración petrolera, define un yacimiento petrolífero

con una geometría que permite la concentración de hidrocarburos y los

mantiene en condiciones hidrodinámicas propicias impidiendo que estos

escapen.

Yacimiento: (Reservoir bed, deposit): Unidad del subsuelo constituida por

roca permeable que contiene petróleo, gas y agua, las cuales conforman un

solo sistema.

Zona de alta presión: Es la zona donde la presión excede o esta 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)


99

BIBLIOGRAFIA

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perforación”, PEMEX, Perforación y Mantenimiento de Pozos, pp.110,

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Ingeniería Petrolera, No1226, ESIA Unidad Ticomán, año 2004, pp.

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5. FALLA, Villegas Elías, “Interpretación de Registros de Pozos de

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6. ARROYO Carrazco Alejandro, 2007, Bases Teóricas e Interpretación

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7. MARTINEZ, Méndez Edith, “ Aplicación del registro de

Litodensidad”, Morfín Faure Alberto, Esia Ticomán ,IPN, México

Enero 2001 p.81

8. CORTÉS, Vázquez Alfredo, “Fundamentos e Interpretación del

Registro de Electroscopia de Rayos Gama” Tesis de Ingeniería

Petrolera

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