RST (Reservoir Saturation Tool)

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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA CIENCIAS DE LA TIERRA REGISTROS PROCESADOS RST – Reservoir Saturation Tool

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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA CIENCIAS DE LA TIERRA

REGISTROS PROCESADOS

RST – Reservoir Saturation Tool

ANABEL CRISTAL CHAVEZ PEREZ

FEBRERO DE 2015

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Objetivo

Recopilar la información más importante sobre el registro de saturación de yacimientos (RST).

Introducción

La herramienta RST, provee las mediciones necesarias para la determinación de saturaciones a través de la tubería, importante para el monitoreo del agotamiento del yacimiento.

La mayoría de las técnicas neutrón-gamma están basadas en el número de cuentas totales sobre niveles amplios de energías. Sin embargo la interacción de los neutrones con los núcleos de los elementos que construyen las formaciones, lleva a la producción de rayos gamma con características propias.

Configuración y principio de medición

El RST basa su medición, al igual que el GST (Gamma Ray Spectroscopy Tool), en el análisis del espectro de rayos gamma inducíos por la interacción de neutrones en la formación. Esto lo hace con un nuevo diseño de fuente (minitrón y dos detectores en línea de Gd2SiO5 – Gadolinium Oxyorthosilicate, con un diámetro externo de la herramienta de 1 11/16 pg.

Básicamente el RST es un medidor de espectros de rayos gamma inducidos. Neutrones de alta energía son emitidos por un acelerador de pulsos. La interacción de los neutrones con la formación produce rayos gamma que son detectados por un cristal de yoduro de sodio. La cantidad de rayos gamma y su energía forman un espectro que es registrado a cada nivel de profundidad.

En la superficie, el espectro se compara con las características de los elementos más comúnmente encontrados en la naturaleza. Este proceso tiene lugar durante la adquisición de datos. La cantidad de rayos gamma que se atribuyen a cada uno de estos elementos es registrada como un porcentaje del espectro total de rayos gamma. Estas contribuciones relativas son la base para la evaluación de la formación.

Modos operativos

La herramienta RST puede operarse en tres modos básicos: inelástico, captura y sigma. En el modo inelástico los rayos gamma son producidos por interacciones de neutrones rápidos. Altas energías y cortos tiempos de vida son involucrados.

La producción de rayos gamma tiene lugar prácticamente durante la emisión de neutrones y ocurre relativamente cerca de la fuente. Los elementos comunes que se detectan son el carbono (C), oxigeno (o), silicio (Si), Calcio (Ca), azufre (S) y hierro (Fe).

En el modo de captura (captura-tau), neutrones de energía termal son atrapados para luego producir los rayos gamma. Esto ocurre cuando los neutrones han reducido su

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energía y están relativamente lejos de la fuente. Los elementos comúnmente detectados son hidrogeno (H), silicio (Si), Calcio (Ca), cloro (CL), hierro (Fe) y azufre (S). La sección de captura de la formación es también computada.

En el modo de SIGMA, la herramienta trabaja bajo el mismo principio del TDP-P, Thermal Decay Time Log.

Figura 1. Configuración de la herramienta

Especificaciones de la herramienta

Diámetro 1 11/16 pg 2 ½ pgPresión 15000 psi (1020

bar)15000 psi (1020

bar)Temperatura 300 °F (150 °C) 300 °F (150 °C)Diámetro máximo 1710 pg 2505 pgTamaño mínimo de la tubería de producción

1813 pg 2625 pg

Tamaño máximo de la tubería de revestimiento

7 pg API 9 5/8 pg API

Longitud 33.6 pues (10.2m) 32.7 pies (9.97m)Peso 143 lb (65kg) 250 lb (114 kg)

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Figura 2. Configuración de la herramienta.

Presentación de los registros

La herramienta RST proporciona una medición amplia de la relación carbón-oxigeno. El sistema de dos detectores proporciona mejores respuestas y dada su precisión supera a la obtenida con las herramientas tradicionales.

Esta herramienta es capaz de medir la sección transversal de captura de la formación con mayor exactitud que una herramienta de decaimiento térmico TDT.

Las mediciones de carbono-oxígeno y sigma pueden efectuarse en forma simultánea durante la obtención del registro. Las herramientas RST pueden correrse con cable coaxial del diámetro reducido y son combinables con las herramientas de producción para poder monitorear el yacimiento en un solo viaje en el pozo. Las mediciones de carbono-oxigeno son extremadamente útiles en yacimientos de aceite con alta porosidad de acuerdo a las siguientes condiciones:

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Salinidad de agua de formación variable

Esta es la aplicación básica para las herramientas de espectrometría inelástica como la salinidad de agua que no se ve afectada por las mediciones de carbono-oxigeno.

Las secciones transversales de captura de los neutrones térmicos en aguas dulces u con aceite son similares a los fluidos que no pueden ser distinguidos por los sistemas TDT. Las herramientas de carbono-oxigeno deberían ser usadas en este caso.

Fluidos de inyección de salinidad diferente respecto al agua de formación.

Cuando un agua de salinidad diferente es inyectada en un yacimiento a través de bombeo por pozos auxiliares, el análisis a través de los registros TDT puede complicarse y los resultados deben ser desconfiables, sin embargo la combinación del registro carbono-oxígeno y sigma proporcionan mejores soluciones tanto para el cálculo de saturación de aceite como para el de la salinidad del agua de formación.

Salinidad del agua de formación variable o desconocida

Cuando se presentan cambios en la salinidad del agua de formación de los yacimientos atravesados por un pozo, el análisis a través de los registros TDT resulta complicado. Si la salinidad se desconoce, los cambios en la saturación de hidrocarburos no pueden ser directamente inferidos a partir de los cambios de la medición de sigma. La combinación carbono-oxígeno y sigma pueden ser útiles con este caso.

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Ejemplos de aplicación explicados a detalle

La presentación definitiva de la interpretación muestra la proporción de agua en el agujero para el pozo cerrado y fluyendo. En la pista central, la diferencia de los valores de saturación con el pozo cerrado y fluyendo a través del intervalo X770 hasta X940 pies indica que el petróleo desde el agujero volvió a invadir la formación durante el cierre. Esto también fue verificado por la curva de retención fluyente. El análisis volumétrico se

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presenta en la pista derecha. Los datos de porosidad y litología fueron tomaos de los cómputos ELAN del agujero abierto.

La presentación del registro es la siguiente:

Carril I. Retención de fluidos a pozo cerrado y abierto

Carril de profundidad. Curva de diámetro del pozo

Carril II. Saturación de agua a pozo cerrado

Saturación de agua a pozo fluyendo

Carril III. Volúmenes de matriz

Balantes de agua y aceite.

Explicación

La diferencia de los valores de saturación de agua a pozo cerrado y abierto de 770 a 840 pies indica que el aceite desde el agujero volvió a invadir la formación durante el cierre. Esto también fue verificado por las curvas de retención fluyente del carril uno (hold up).

Del análisis de fluidos se observa que la producción de aceite proviene del intervalo 728 a 760 pies de profundidad; en esta misma zona se observa que la matriz predominante es caliza.

La producción de agua está localizada en el intervalo 850 a 900 pies.

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El calibre del agujero y las curvas de la tasa de conteo de ráfaga inelástica se presentan en la columna de la profundidad. La pista 1 muestra la formación sigma y las curvas sigmas del agujero. El análisis de fluido RST en la pista 2 muestra el agua de la

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formación, el petróleo producido y el remanente, La pista 3 exhibe el volumen de petróleo computado de la relación carbono-oxígeno y del procesamiento alfa. El análisis de los volúmenes de la formación se observa en la pista 4.

La presentación del registro es la siguiente:

Carril de profundidad. Curva de diámetro del pozo (CALI)

Curva de choques inelásticos (INFD)

Carril I. Sigma de la formación (SFFD)

Sigma del agujero (SBHN)

Carril II. Análisis de la porosidad (RST)

Volumen de agua (Vw)

Volumen de hidrocarburo móvil (Produces Oil)

Volumen de hidrocarburo residual (Remaning Oil)

Carril III. Volumen de hidrocarburos de la relación carbono-oxigeno

Volumen de hidrocarburos del procesamiento alfa.

Carril IV. Volúmenes de lutita, agua adherida, cuarzo, calcita, gas, aceite y agua.

Explicación

Intervalo 280 a 390 pies.

La curva de sigma de la formación lee un valor de 13 unidades de captura, la sigma del agujero lee 25 unidades de captura; la curva de CALI indica ausencia de cavernas en el pozo. Del análisis de la curva de porosidad obtenida del RST se tiene un valor promedio de 15 unidades de porosidad, debido a la presencia de matriz caliza con lutita; así mismo se tiene la indicación de contenido de hidrocarburos móvil-residual y bajo el de agua en la parte superior de intervalo con tendencia al aumento en la inferior; se concluye que en este intervalo la zona es de 280 a 330 pies.

Intervalo 390 a 510 pies.

De la lectura de las sigmas se tiene valores promedio de 33 a 30 unidades de captura, que corresponden a zonas sin presencia de hidrocarburos y con alto porcentaje de agua.

Las curvas de volumen de hidrocarburos denotan valores bajos y valores altos para el agua. La litología presenta en este intervalo denota arena con fuerte influencia de lutitas,

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en consecuencia la relación carbono-oxigeno (COR) es baja, contrario a cuando se tiene hidrocarburo la cual tiene de aumentar.

Determinación del agua y contenido de hidrocarburos.

Se muestra el registro procesado de pozo, se quiere determinar el contenido de fluidos a través de los registros en agujero abierto y entubado (RST); la presentación de las curvas por carril es la siguiente.

Carril I. Profundidad del pozo (pies)

Carril II. Volumen de agua congénita

(Registros en agujero Volumen de aceite movible

Abierto). Volumen de aceite residual

Volumen de porosidad

Relación carbono-oxigeno registro RST

Carril III. Relación carbono-oxigeno del detector cercano

Relación carbono-oxigeno del detector lejano

Relación de aceite en agujero abierto

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Carril IV. Volumen mezcla de agua

Volumen de aceite remanente

Volumen de porosidad

Relación carbono-oxígeno y sigma registro RST

Carril V. Sección transversal de captura

Carril VI. Volumen de agua congénita

Volumen de agua de inyección

Volumen de aceite remanente

Volumen de porosidad

Explicación

Intervalo 140 a 170 pies

Las relaciones carbono-oxigeno indican una ligera variación, el valor de sigma con lecturas promedio de 12 unidades de captura, de la correlación de los registros en agujero abierto y entubado se observa una tendencia mayor de agua que de aceite.

Intervalo 170 a 215 pies

De la correlación de sigma y carbono-oxigeno, se observa una tendencia a aumentar en la primera y una deflexión mayo de la segunda; de análisis de fluidos se tiene la presencia alta de agua y de hidrocarburos.

Intervalo 170 a 215 pies.

De la correlación de sigma y carbono-oxigeno, se observa una tendencia a aumentar en la primera y una deflexo mayor de la segunda; del análisis de fluidos se tiene la presencia alta de agua y de hidrocarburos.

Intervalo 215 a 270 pies

Reducción de valor sigma y ligera variación del carbono*oxigeno, tendencia a disminuir la del agua y aumentar la del hidrocarburo.

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Reparación de un pozo productor de aceite.

Se presenta un registro procesado para la toma de decisiones y la reparación de un pozo productor de aceite que con el tiempo presento una saturación alta de agua, la explicación es la siguiente:

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Presentación del registro

Carril I. Profundidad del pozo (pies), indicando del lado izquierdo los intervalos iniciales perforados, del lado derecho presentan los nuevos intervalos propuestos después de la reparación del pozo.

Carril II. Curva de rayos gamma (API)

Carril III. Satura con de agua inicial de pozos

Saturación de agua obtenida con la herramienta RST

Desviación estándar de la saturación del agua.

Carril IV. (Registro RST obtenido en abril/83)

Volumen de agua inicial

Volumen de aceite producible obtenido con el sistema RST

Volumen de aceite

Porosidad

Carril V. (Registros en agujero abierto de junio/78)

Volumen de agua inicial

Volumen de aceite inicial

Porosidad

Carril VO. Porosidad

Volumen de agua adherida

Volumen de matriz arena

Volumen de arcilla

Porosidad

Explicación

Del volumen de minerales se observa que la matriz es arena con intercalaciones arcillosas variables y una porosidad promedio de 15 a 253 UP.

Del cálculo inicial de la saturación de agua e hidrocarburos (1978) se observó y tomo decisión de seleccionar los intervalos productores de 415 a 465, 510 a 515, 565 a 620, 645 a 660 pies.

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Después de producir durante 5 años. El pozo presento un aumento en la producción de agua, por lo que se decidió en tomar el registro RST, compararse con los registros obtenidos en la vida inicial de producción del pozo, el cálculo de aceite producible indicado en el carril IV y la nueva saturación de agua observada en el carril III, por tal razón se procedió a la reparación del pozo, consistiendo el re cementar los intervalos iniciales productores y perforar menos intervalos en las siguientes profundidades: 335 a 360, 590 a 605, 645 a 655 pies. Después de esto el pozo produjo 1250 BPD con un porcentaje de 1% de agua, es decir la precisión en la producción se mejoró de un 10% a un 68%.

Conclusiones

A partir del registro RST es posible determinar saturaciones de fluidos agua y realizar un análisis mineralógico a través de los diferentes espectros registrados, principalmente los relacionados con la presencia de aluminio, silicio, calcio, hierro, sulfuros, titanio y gadolinio, y estos a la vez se usan para la evaluación petrofísica de la formación, en conjunto con los registros de resistividad y densidad a pozo abierto.

No es necesario el cambio de fluidos del pozo, evitando daños al yacimiento por invasión y de esta manera disminuye el índice de falla, de igual manera el registro se toma sin tener la necesidad de cerrar el pozo y se toma con pozo fluyente o estático.

Bibliografía

Morfin Enrique, Registros para perforación (Imágenes), PEMEX, agosto 1999.