Libro - 65 Anos de Registros en MEXICO

Octubre 2001

Octubre 2001

La preparación de este documento fué coordinada por:

Heberto Ramos Rodríguez y Daniel Zinat Conte

con la colaboración de:

Margarito Palacios Maldonado, Manfred Frass, José Medrano, Armando Corral, Antonio Uva, Sameh Hanna, Jean Francois Mengual, Rene Casco, Guillermo Peña, Instituto Mexicano del Petróleo.

PREFACIO

Carlos A. Morales GilSubdirector de la Región Sur del PEP

Uno de los campos del conocimiento donde la innovación

tecnológica ha mantenido un ritmo cada vez más acelerado,

es el de los registros geofísicos. Con una decidida vocación

innovadora, las compañías de servicio han venido

desarrollando sistemas cada vez más sensibles y acordes a

las necesidades de la exploración, la perforación y la

ingeniería de yacimientos, y han aportado soluciones

tecnológicas para superar con éxito los retos que afronta la

industria petrolera.

A lo largo de estos 65 años de actividad, bien podemos decir

que los registros geofísicos son otros, han cambiado

drásticamente y su valor se ha incrementado de manera

exponencial. Hoy, estas herramientas son capaces de

darnos una imagen cada vez más completa y real de los

yacimientos, y gracias a ellas los ingenieros petroleros

podemos tomar mejores decisiones.

La difusión de la historia a lo largo de la cual se han

generado estos conocimientos propiciará, sin duda, que las

diversas disciplinas relacionadas con ellos se enriquezcan,

al aprovechar sus aportaciones para una mejor comprensión

de los yacimientos; de tal manera que, este tipo de

documentos adquiere un valor incalculable, en tanto que nos

permite ver en retrospectiva el camino avanzado en este

terreno.

Sólo a la luz de la historia, el presente adquiere sentido, y el

futuro, rumbo.

PRESENTACIÓN

Heberto Ramos RodríguezGerente de Planeación de la Región Sur del PEP

La continua innovación tecnológica que se ha observado en

el campo de los registros geofísicos, desde las llamadas

cajas negras a principios del siglo XX (1912) de los

científicos Conrad y Marcel Schlumberger, hasta las

computadoras donde se procesan imágenes de alta

resolución, es digna de celebrarse hoy que se cumplen 65

años del inicio de los registros geofísicos de pozos en

México, donde los técnicos mexicanos, dadas las

características de los yacimientos petrolíferos de nuestro

subsuelo, han contribuido de manera muy significativa al

avance de este proceso innovador.

Los registros geofísicos se han convertido en una

herramienta indispensable en el campo de la industria

petrolera, por el valor que agregan al trabajo de la ingeniería

de yacimientos, la perforación y la geología, con la exactitud

de sus mediciones, la precisión de su operación y la

versatilidad de su visualización actual. Sin ellos, no

podríamos definir los yacimientos ni realizar los estudios

avanzados que hoy se llevan a cabo. Sin embargo, para

seguir cosechando resultados en el conocimiento del

subsuelo, es necesario realizar más investigaciones

tecnológicas y mejorar el desempeño de los equipos para

enfrentar con éxito los retos actuales, tales como:

yacimientos naturalmente fracturados, litologías complejas,

cambios de porosidad; a fin de incrementar nuestra

capacidad para evaluar sistemas petrolíferos de

comportamiento multivariable.

Desde luego, el desafío que todas las compañías de servicio

al campo petrolero enfrentan es mantenerse a la vanguardia

en la marcha del progreso tecnológico, a fin de continuar

realizando investigaciones que vayan más allá de las

fronteras convencionales.

Estoy seguro que con el esfuerzo de compañías,

universidades, centros de investigación y personal de campo,

esta marcha innovadora seguirá cosechando éxitos en

beneficio de la industria petrolera.

INDICE

1

HISTORIA DE LOS REGISTROS ELECTRICOS EN MEXICO

2

EVOLUCION DEL REGISTRO DE RESISTIVIDAD

3

EVOLUCION DEL REGISTRO DE POROSIDAD

4

EVOLUCION DEL REGISTRO SONICO

5EVOLUCION DE LA INTERPRETACION Y ANALISIS

DE REGISTROS GEOFISICOS

6

EVOLUCION DEL REGISTRO DE CEMENTACION

7EVOLUCION DEL REGISTRO DE ECHADOS

8REGISTROS ESPECIALES DE POZOS ENTUBADOS

9

EVOLUCION DEL REGISTRO DE PRODUCCION

10

TOMA DE INFORMACION CON MUESTRAS DE PARED Y DE FLUIDOS DE FORMACION

11

PRUEBAS DE POZOS

12

BIBLIOGRAFIA DE TRABAJOS TECNICOS PRESENTADOS EN EL AlPM

1 HISTORIA DE LOS REGISTROS ELECTRICOS EN MEXICO

ANTECEDENTES

Conocer las características de las formaciones geológicas cortadas por los pozos, tanto en su naturaleza litológica, como en lo relativo a su contenido, es motivo de profundo interés ya que la extracción eficiente de los hidrocarburos dependerá del conocimiento de los diferentes parámetros que tal información proporciona.

Para adquirir esta información se cuenta con el muestreo de los pozos que consiste en el registro de lo que la barrena va perforando. Este muestreo puede ser directo (estudiando muestras y núcleos de la formación) o indirecto (mediante el análisis continuo del fluido de perforación) o por la introducción de cables con conductores eléctricos de dispositivos medidores de los distintos parámetros característicos de las formaciones atravesadas y de contenido.

El método de muestreo, que más avances tecnológicos ha reportado, es el originalmente conocido como registro eléctrico, al que actualmente se le ha adicionado una serie de mediciones de otros parámetros para su interpretación.

Esta técnica de muestreo indirecto, se debe al genio de dos hombres: Conrad y Marcel Schlumberger, ingenieros de la Escuela "Politechnique" y de la Escuela "Centrale" de Paris, quienes empezaron por aplicar el método de medición de la resistividad de las rocas ideado por ellos en la localización de yacimientos de minerales, lo cual aconteció por el año de 1912.

Sin embargo, el auge de la industria petrolera hizo que su método se enfocara casi totalmente al registro de los pozos petrolíferos. Así, el primer registro de resistividad de las formaciones atravesadas por un

I.1 Primer registro eléctrico en Pechelbronn 5 de septiembre de 1927.

pozo, fue tomado el 5 de septiembre de 1927 en Pechelbronn, Francia. Los ingenieros Henry Doll, Charles Sheibli y Roger Jost participaron en esa primera operación, la cual se hizo por estaciones, ya que los valores de resistividad eran leídos metro por metro, operando el cable con un malacate movido a mano.

El éxito inicial ofreció posibilidades insospechadas para la aplicación de este método en la industria petrolera. De 1927 a 1931 el método de registros Schlumberger llegó a Venezuela, Canadá, Rusia y Estados Unidos cuando fue agregada a la curva de resistividad la de la medición del potencial natural de las formaciones, lo que permitió diferenciar el tipo de agua de formación.

Por el éxito alcanzado, el método Schlumberger fue aplicado en Rumania, Sumatra, Trinidad y Estados Unidos, en la década de los treintas.

Los primeros registros de pozos perforados por personal mexicano, inmediatamente después de la expropiación de 1938, fueron tomados por los ingenieros Francisco Inguanzo Suárez, Armando Morán Juárez y Javier Luna González.

1.2 Equipo de registro continuo operado manualmente.

El primer pozo perforado por Petróleos Mexicanos en 1938 fue el denominado "El Plan 55" en un lugar cercano al poblado de las Choapas, Veracruz, el cual llegó a una profundidad de 841 m.

Los primeros registros fueron tomados con equipos que dejaron las compañías y que gracias al ingenio y destreza reacondicionaron los técnicos mexicanos, así se siguieron utilizando por Petróleos Mexicanos hasta que Schlumberger empezó a vender equipos y materiales que permitieron avanzar en el registro operado a mano ya que usando cable de cuatro conductores, se logro tomar registros a una velocidad máxima de 400 metros por hora.

65 aniversario de los registros eléctricos en MéxicoI-1

PETROLEOS MEXICANOS POZO E.P.No 66


LOS PRIMEROS REGISTROS EN MÉXICO (1938-1943)

Los primeros registros en pozos perforados en México fueron tomados por las Cías. Royal Dutch Shell y la British Petroleum, usando equipos patentados por Schlumberger, operados manualmente. Tres curvas de potencial natural y dos de resistividad, una denominada normal corta con espaciamiento pequeño de 0.4 m y otra inversa con espaciamiento mayor a 5.70 m. Permitían diferenciar mejor las formaciones, su contenido y conocer el grado de invasión del Iodo de perforación. Los geólogos de la compañía Aguila (SHELL) entrenaban entonces a los ingenieros mexicanos. Después de la expropiación de 1938, surge el embargo de México por los Estados Unidos e Inglaterra.

1.3 Registro tomado el 20 de Abril 1940 en El Plan.

FIRMA DEL CONIRATO DE PETROLEOS MEXICANOS CON SCHLUMBERGER, EN EL AÑO DE 1943

Debido al embargo de Estados Unidos e Inglaterra, Schlumberger ofreció a PEMEX que las ventas de equipos y refacciones fabricadas en sus plantas se hicieran a través de su agencia en Panamá.

El 25 de octubre de 1943, se firmó el contrato entre Petróleos Mexicanos y Schlumberger Surenco, S.A. El 20 de diciembre del mismo año Schlumberger corrió su primer registro eléctrico en el pozo Poza Rica 25. Los operadores fueron los ingenieros René

I-2

Lassauzet de Surenco S. A., y el Ing. R. López Saucedo y Javier Luna González de Petróleos Mexicanos. Se tomaron dos registros de potencial espontáneo, uno con el pulsador funcionando y el otro sin corriente.

1.4 Registro del pozo Poza-Rica No 25

GEOFÍSICA: AVANCES TECNOLÓGICOS

(1943-1979)

Los registros eléctricos se tomaron en los años de 1938 a 1943 con equipos operados manualmente por geólogos o ingenieros petroleros Mexicanos. A partir de 1943 llegaron los primeros equipos con unidades cuadricables. Se tomaban entonces las curvas de resistividad normal y potencial espontáneo. En 1947 llegaron unidades de registros que operaban con cámaras de cinco galvanómetros y cable de seis conductores.

1.5 Equipo cuadricable en El Plan en 1947.

65 aniversario de los registros eléctricos en México


De ahí en adelante, la introducción de nuevas técnicas siguió un paso acelerado: con el microlog (1950), el fotoclinómetro (1951), el registro de rayos gama neutrón (1954), el registro de desviación y medición de echados continuo (1957), el registro sónico (1960) y el probador de formación (1961).

1.6 Tomando registro en Reynosa con tableros (1951)

Las primeras cabinas marinas OSU-C se introdujeron en México en 1963, el registro de inducción (6FF40) en 1964, los registros de producción en 1967, el registro de densidad en 1969, el de echados HDT en 1971, el registro de microproximidad fue introducido en 1971, el doble laterolog en 1974 y el registro de doble inducción en 1979.

A raíz del incremento de la perforación en el mar, y de la necesidad de usar las últimas tecnologías de punta. Petróleos Mexicanos firmaron un contrato de servicios con Schlumberger Offshore Services en el año de 1978.

1.7 El sistema CSU (unidad de servicio cibernética).

I-3

El avance tecnológico en el área de la computación había alcanzado también la especialidad de los registros geofísicos, las computadoras de gran capacidad se podían instalar dentro de unidades móviles, convirtiéndolas en laboratorios, como consecuencia de lo anterior, Schlumberger puso a la disposición de Petróleos Mexicanos sus nuevas unidades cibernéticas CSU, y en junio de 1979, corrió el primer registro con CSU costa-afuera.

También en 1979, se inaugura en la ciudad de México el centro de computación de Schlumberger integrado por ingenieros mexicanos y de otras nacionalidades.

Desde entonces, este centro ha sido el apoyo de Petróleos Mexicanos en la introducción de procesamientos avanzados. A partir de 1980 y hasta la fecha, se han llevado a cabo numerosos cursos de larga duración sobre interpretación de registros para capacitación del personal de Petróleos Mexicanos quienes se han visto beneficiados con procesamientos como Global (1983), el registro sísmico vertical VSP (1985), la detección de fracturas SONATA (1986), la evaluación de formaciones con litología compleja ELAN (1989), y loS procesamientos para herramientas multisensores de imágenes Maxis-500 a partir de 1991.

LA ERA DEL CSU

En el año de 1979, Petróleos Mexicanos como usuario y adquiriente exclusivo de la tecnología Schlumberger se ve afectado por el cambio de sistemas de registros. Por lo tanto, la compañía toma la decisión a principios de la década de los ochentas de descontinuar la producción de equipo convencional integrado por tableros de control y sustituirlos por sistemas computarizados.

Se designó un grupo encabezado por la nueva generación de profesionales de geofísica y apoyados por reconocidos ingenieros petroleros y geólogos, para analizar todas las alternativas de solución, sus repercusiones, y concluyeron en recomendar la adquisición de la nueva tecnología.

Petróleos Mexicanos decide y conviene con Schlumberger la adquisición de unidades CSU para mantenerse a la vanguardia de la especialidad y garantizar la obtención de información con un alto porcentaje de recursos propios de la institución.

Este plan de sustitución de tecnología, es y ha sido objeto de análisis minucioso año con año, a fin de que cada uno de los centros operacionales de Petróleos Mexicanos justifique sus adquisiciones de acuerdo a sus volúmenes de servicio y vida útil de su equipo y



herramientas asignados, de tal forma que se hagan los ajustes que la institución juzgue convenientes. El cambio de tecnología, que representaba la introducción de los sistemas CSU, implicó la necesidad imperiosa de proporcionar actualización y entrenamiento a profesionales de distintas especialidades.

La gerencia de Registros Geofísicos y Línea de Acero de Petróleos Mexicanos envió a un grupo escogido de personal técnico a las escuelas de Schlumberger en el extranjero para adquirir los conocimientos necesarios en la operación y mantenimiento de los sistemas cibernéticos. Fueron estos profesionales los iniciadores de los programas anuales de entrenamiento que se impartieron en su tiempo para la especialidad. Posteriormente a la etapa inicial, con el respaldo de la gerencia de Petróleos Mexicanos y el apoyo de Schlumberger, se logra en 1982 contar con un centro de capacitación continua el cual con los recursos asignados, imparte cursos a los profesionales de nuevo ingreso y actualiza al personal experimentado en las nuevas técnicas de la especialidad.

1.8 Centro de capacitación de registros eléctricos.

Con la asesoria de Schlumberger, inicia exitosamente Petróleos Mexicanos en Agosto de 1982 la operación de sus dos primeras unidades CSU, asignándolas en el sureste de la República Mexicana, base operativa Reforma, Chiapas par operar en la zona petrolera de vital importancia para el país.

Las ventajas de los procedimientos de la patente Schlumberger y la capacidad de los profesionales operativos y la de los usuarios de la información han logrado que Petróleos Mexicanos, con un plan mesurado de adquisiciones, cuente a la fecha con la infraestructura, unidades, equipo y personal especializados en los 11 distritos de servicios o pozos

I-4

distribuidos en el territorio mexicano.

Durante los últimos años, la presencia de la compañía Schlumberger ha sido determinante en la introducción de nuevos servicios, ya que toda nueva herramienta introducida al país y posteriormente adquirida por Petróleos Mexicanos debe ser probada en los pozos mexicanos. Al mismo tiempo, Schlumberger se beneficia de las condiciones de las formaciones productoras en México para probar nuevas herramientas y/o nuevas técnicas (como por ejemplo detección de fracturas de pozos profundos y calientes. Este intercambio tecnológico ha sido beneficioso para ambas empresas y debe perdurar.

Esta área ha ido modernizándose con unidades cibernéticas y equipos de fondo de la nueva generación. Ha superado condiciones adversas de los pozos para tomar registros de hasta 7600 metros de profundidad y ha capacitado a su personal para la máxima utilización de sus recursos, tomando entre 3000 y 5000 registros por año, en la década de los ochentas.

PROYECTOS ESPECIALES CON PETROLEOS MEXICANOS

Y EL INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO (1987-1993)

En el año de 1987, Petróleos Mexicanos requiere, de parte de Schlumberger, la fabricación de un camión de disparos, con un chasis mexicano.

Se hace el estudio correspondiente y se elige el chasis FAMSA al cual se le adapta un malacate especial en la planta de Schlumberger en París. Al mismo tiempo se utilizaban en Bakersfield (EUA) unos equipos Schlumberger computarizados, basándose en computadoras personales llamados BLUE para operaciones de disparos.

Al camión FAMSA se le instala el sistema BLUE, y así se hacen pruebas de campo a finales del año 1988 y durante la mayor parte de 1989 con el mismo camión. Este camión no tiene planta eléctrica, solamente un alternador de 12 voltios que produce una corriente alterna para los circuitos, y un compresor para un aire acondicionado especialmente diseñado para los climas de la Zona Sureste. Después de las pruebas exitosas, Petróleos Mexicanos decide sustituir todos sus camiones de disparos por las nuevas unidades.

En el año de 1987, el Instituto Mexicano de Petróleo y Schlumberger firman un convenio general de desarrollo de tecnologías. El primer proyecto llamado "SONIMP" es el desarrollo de una sonda tipo sonar para la medición de cavernas de sal para el



almacenamiento del petróleo.

1.9 El camión Blue.

El desarrollo de la sonda llevó dos años, hasta culminar con pruebas de campo en el área de Tuzandepetl en el año de 1991. La sonda compatible con CSU, ofrecía ventajas como rapidez de resultados, y la posibilidad de obtener en tiempo real una gráfica radial o polar.

La herramienta SONIMP puede ser utilizada donde quiera que se desee medir cavernas en domos salinos destinados al almacenamiento de hidrocarburos o a la producción de sal. La simplicidad del uso del sistema y la extrema confiabilidad han permitido agilizar las operaciones de medición de las cavernas de Tuzandepetl, y proporcionan a Petróleos Mexicanos un ahorro sustancial. Además, el equipo sustituyó a un aparato rentado por una compañía extranjera, lo cual redunda en ahorro para Petróleos Mexicanos de más de 2 millones de dólares sobre la base de 150 operaciones en 18 meses. El segundo

1.10 El equipo de superficie del SONIMP

proyecto es una sonda de punto libre con anclaje electromagnético, llamado SITIMP.

Desde 1978 en el campo de pruebas de pozos, la compañía Flopetrol había desarrollado un equipo de pruebas en la Zona Sureste, llamado " Computest" conjuntamente con Petróleos Mexicanos. Después de la cancelación de su contrato, se han introducido nuevas técnicas y nuevas herramientas como el DST - TCP (llamado Tubing Conveyed Perforating) para un mayor beneficio de Petróleos Mexicanos.

LA INTRODUCCIÓN DEL SISTEMA MAXIS- 500

En Junio de 1991, es introducido el sistema Maxis - 500, con la llegada del primer camión de registros, el cual utiliza una telemetría de punta de 500 kilobits por segundo.

En diciembre de 1997,Petróleos Mexicanos adquiere su primer sistema Maxis en el distrito de Reynosa, y empieza la nueva era de avances tecnológicos con la adquisición de multisensores de imágenes, que se describirán en los siguientes capítulos.

1.11 Cabina computarizada Maxis 500.

I-5 65 aniversario de los registros eléctricos en México

La cantidad de agua presente.

2 EVOLUCION DE LOS REGISTROS DE RESISTIVIDAD

ANTECEDENTES

La resistividad de la formación es un parámetro clave para determinar la saturación de hidrocarburos, La electricidad puede pasar a través de una formación sólo debido al agua conductiva que contenga dicha formación.

La resistividad de una formación depende de:

La resistividad de agua de formación.

La geometría estructural de los poros.

La resistividad (resistencia específica) de una sustancia, es la resistencia medida entre lados opuestos de un cubo unitario de la sustancia a una temperatura específica. El metro es la unidad de longitud y el ohmio es la unidad de resistencia eléctrica. La resistividad se expresa en forma abreviada así:

R = r (A/L) Donde

R resistividad en ohm metros, r resistencia en ohmios, A área en metros cuadrados L longitud en metros.

Las unidades de resistividad son el ohmio-metro cuadrado por metro, o simplemente ohm-metro (ohm- m).

La conductividad es la inversa de la resistividad y se expresa en mhos por metro. Para evitar fracciones decimales, la conductividad se expresa generalmente en milimhos por metros (mmho/m) donde 1000 mmho/m = 1 mho/m.

EQUIPO DE REGISTRO CONTINUO OPERADO MANUALMETE

11.1 Equipo de registro continuo manual.

A partir de 1936, los primeros registros se tomaban con la "caja negra", con una sonda que tenía el dispositivo "normal" con espaciamiento pequeño de 0.4m y otro dispositivo "inverso" de 5.70 m de espaciamiento.

11.2 Registro eléctrico en el Plan

Schlumberger empezó a vender equipos y materiales que permitieron avanzar en el registro operado a mano ya que usando cable de cuatro conductores, se logró tomar registros a una velocidad máxima de 400 metros por hora.

65 aniversario de los registros eléctricos en MéxicoII-1

II-2


11.3 Sondeo eléctrico en los años 1950

Este consistía en curva de potencial espontáneo, dos dispositivos normales de 16 y 64 pulgadas y el dispositivo lateral de 18 pies 8 pulgadas.

Entre los años 1943 hasta 1963, los únicos registros de resistividad disponibles fueron los sondeos eléctricos convencionales.

Se llevaron a cabo en los campos de la Región Norte, miles de registros los cuales son los únicos hasta el día de hoy para evaluar los yacimientos del área.

MICROLOG(1950)

Con la herramienta microlog dos dispositivos aespaciamiento corto y con diferentes profundidades

de investigación proporcionar las mediciones de resistividad de un volumen muy pequeño de enjarre y de formación adyacentes al agujero. La comparación de las dos curvas sirve para identificar con facilidad el enjarre, lo que señala las formaciones invadidas y por lo tanto permeables.

11.4 Registro microlog

PRINCIPIO DE MEDICION

El patín de goma del microlog se presiona contra la pared del agujero por medio de brazos y resortes. La cara del patín tiene tres pequeños electrodos alineados que están espaciados 1 pulgada, uno del otro. Con estos electrodos, una medición microinversa de 1 x 1 pulgada, (R1"x1” y una micronormal de 2 pulgadas, (R2” se graban de manera simultánea. A medida que el fluido de perforación penetra a las formaciones permeables, los sólidos del lodo se acumulan en la pared del agujero y forman un enjarre. Por lo general, la resistividad del enjarre es ligeramente mayor que la del Iodo y mucho menor que aquella de la zona invadida cerca del agujero.

El dispositivo micronormal de 2 pulgadas, tiene una profundidad de investigación mayor a la del microinverso. Por lo tanto, el enjarre afecta menos al primero y éste da una mayor resistividad en la lectura, lo que produce una separación de curva "positiva". Ante un enjarre de baja resistividad, ambos instrumentos dan una medición de resistividad moderada, en general, de 2 a 10 veces la resistividad del Iodo. En formaciones impermeables, las dos curvas se leen de manera similar o exhiben una separación "negativa", y las resistividades son en general, mucho mayores que en formaciones permeables.



REGISTRO DE INDUCCIÓN (1964)

11.5 Registro de inducción(/ES BFF40).

La herramienta de registro de inducción se desarrolló en principio para medir la resistividad de la formación en pozos que contienen Iodos con base aceite y en agujeros perforados neumáticamente. Los instrumentos de electrodos no funcionan en Iodos no conductivos. Los intentos de utilizar electrodos para registrar en esos tipos de fluido, no resultaron satisfactorios. Con la experiencia se demostró que el registro de inducción tenía muchas ventajas sobre el registro eléctrico convencional cuando se aplicaba en pozos de registro perforados con Iodos en base agua. Diseñados para una investigación profunda, los registros de inducción pueden enfocarse con el propósito de minimizar las influencias del agujero, las formaciones adyacentes y la zona invadida.

11.6 Sistema básico de 2 bobinas para el registro de inducción.

PRINCIPIO DE MEDICION

Las herramientas de inducción en la actualidad poseen muchas bobinas transmisoras y receptoras. Sin embargo, puede comprenderse el principio al considerar una sonda con una sola bobina transmisora y otra receptora, se envía una corriente alterna de alta frecuencia y de intensidad constante a través de la bobina transmisora. Durante más de 25 años el dispositivo de inducción ha sido la principal herramienta de resistividad utilizada en formaciones de resistividad de baja y media perforadas con agua dulce, aceite o aire, en este periodo, se han desarrollado y empleado varias clases de equipos.

La herramienta de registro inductivo-eléctrico (IES6FF40) incluía un dispositivo de inducción de seis bobinas enfocadas con espacia miento nominal de 40 pulgadas (de allí, la nomenclatura 6FF40), un normal de 16 pulg. y un electrodo de potencial espontáneo. Desde entonces otras herramientas mejoradas la han reemplazado. En todas las herramientas, las curvas SP y/o GR se graban en la Pista 1.

La figura anterior ilustra la presentación original del IES. Algunas veces, la curva de conductividad del registro de inducción se graba en las Pistas 2 y 3. La escala lineal se expresa en milimhos por metro (mmho/m), aumentando hacia la izquierda. En la Pista 2, se registran en escala convencional de resistividad lineal, tanto el normal de 16 pulgadas, como la curva recíproca de inducción.

MICROLATEROLOG (1969) La herramienta microlaterolog se diseñó para

Lodo

Enjarre

Lodo

11'7

Mi

\~ Fom

c-

Enjarre

11.7 Distribucion de corrientes del ML y MLL


11.8 Presentación del microlog y microlatettolog

Pruebas de laboratorio y resultados simulados en computadora han demostrado que la formación virgen, de hecho, no presenta ninguna influencia sobre las lecturas de microlaterolog si la profundidad


determinar de manera precisa Rxo con valores más altosde Rxo/Rmc donde la interpretación del microlog carece deresolución. Los registros de microresistividad se gradúan en unidades de resistividad.

Al grabarse por sí mismo, el micr010g por lo general aparece en las Pistas 2 y 3 de escala lineal. El microcalibrador se muestra en la Pista 1.

Los registros de Proximidad y microlaterolog se graban en una escala algorítmica de cuatro décadas a la derecha de la pista de profundidad. El calibrador se graba en la Pista 1. Cuando también se graba el microlog, se presenta a escala lineal en la Pista 1.

de invasión rebasa de 3 a 4 pulgadas. La influencia del enjarre no reviste interés si ésta es menora 3/8 de pulg. , pero cobra importancia en espesoresmayores.

11.9 Diagrama esquemático de la herramienta doble laterolog Rxo

11.10 Registro DLL-MicroSFL



REGISTRO DE PROXIMIDAD (1971) PRINCIPIO

La herramienta de Proximidad es similar en principio al dispositivo microlaterolog. Los electrodos se montan en un patín más amplio, que se aplica a la pared del agujero. El sistema se enfoca de manera automática por medio de electrodos de supervisión. El diseño del patín y el electrodo son de tal manera que enjarres isotrópicos de hasta de 3/4 de pulg. , tengan muy poco efecto sobre las mediciones. La herramienta de Proximidad tiene una profundidad de investigación considerablemente mayor que las de los instrumentos microlog y microlaterolog. De este modo, si la invasión es poco profunda, la resistividad Rt puede afectar la medición de Proximidad.

EL DOBLE LATEROLOG (1974)

Para obtener una mayor exactitud en la interpretación, una combinación de las siguientes características debería ser requerida:

Los efectos del agujero deben ser pequeños y/ocorregibles.

Las resoluciones verticales de los instrumentos deben sersimilares.

Las investigaciones radiales deben encontrarse bien distribuidas; esto es, una lectura debe ser tan profunda como práctica, otra será poco profunda y una tercera se hará entre ambos extremos.

Esto provocó el desarrollo de la herramienta doble laterolog DLL MicroSFL con mediciones simultáneas. Anteriormente se habían desarrollado en Laterolog 3 y7.

La figura anterior es un esquema de la herramienta que muestra la disposición de los electrodos utilizada por los dos instrumentos laterolog. Ambos usan los mismos electrodos y tienen el mismo espesor de haz de corriente, pero tienen un tipo de enfoque diferente para proporcionar sus distintas características sobre profundidad de investigación.

La herramienta DLL tiene una respuesta que va de 0.2 a 40.000 ohm-m, rango mucho más amplio que aquel que cubren los instrumentos laterolog anteriores. Para obtener exactitud en resistividades altas o bajas, se emplea un sistema de medición "de potencia constante". En este se varían y se miden las corrientes de medición (i) y el voltaje de medición (V); sin embargo, el producto de ambos (esto es, la potencia), iv, se mantiene constante. La medición del laterolog (LLD) de la herramienta DLL posee una profundidad de investigación mayor que

las herramientas laterolog anteriores y se extiende a una gama de condiciones de la formación en donde es posible determinar de manera confiable Rt. Para lograr esto, se requieren electrodos de guardia muy grandes. La distancia entre los extremos de los electrodos de guardia de la herramienta DLL-Rxo es nominal del haz de 2 pies asegura una buena resolución vertical.

II.11 Registro doble inducción

DOBLE INDUCCIÓN 1979

El sistema DIL-LL8 utilizaba un instrumento de inducción para lectura profunda (ID, similar al IES 6FF40), un dispositivo de inducción media (ILm) un dispositivo LL8 (que reemplaza el normal de 16 pulg.,) y un electrodo SP.

El dispositivo IM tiene una resolución vertical parecida a la del 6FF40 (lid) pero sólo alcanza la mitad de la profundidad de investigación. El LL8 era un dispositivo enfocado de investigación somera con mejor resolución en capas delgadas y menor influencia del agujero en comparación con el normal de 16 pulg. También no tenía la inconveniencia de los instrumentos normales, como inversiones en capas resistivas delgadas.

Esta herramienta podía combinarse con el registro sónico compensado y con un dispositivo de rayos gamma (GR). Esta combinación ofrecía, en ciertos horizontes geológicos, la capacidad de evaluar en un solo registro, el potencial de hidrocarburos en el pozo. El registro sónico proporcionaba una evaluación de la porosidad y el DIL una evaluación de la saturación. La herramienta DIL-SFL es parecida a la DIL-LL8 excepto que el SFL ha reemplazado al LL8 como instrumentos de investigación a nivel poco profundo. El agujero afecta menos la medición del SFL que la



del LL8

La herramienta de inducción Phasor está provista de un dispositivo de inducción de lectura profunda (IDPH), otro de inducción para lectura a nivel medio (IMPH), un instrumento SFL y un electrodo SP. La herramienta cuenta con transmisión digital y sistema de procesamiento además de un sistema de verificación continua de calibración.

Puede operarse a frecuencias de 10 y 40 kHz, además de la de 20 kHz (la frecuencia de operación mayormente utilizada).

HERRAMIENTA DE ARREGLO INDUCTIVO AIT (1996)

La herramienta AIT provee una imagen de la resistividad de la formación que refleja la estratificación y el contenido de hidrocarburos de la formación, así como el perfil de invasión. La resolución vertical de un pie provee información de capas finas y otros efectos estructurales con mínimos efectos de capas adyacentes. El AIT mide las señales R y X de 8 arreglos de receptores, seis de los cuales son operadas a 2 frecuencias en forma simultánea. Estas mediciones se traducen por 5 registros correlacionados entre si en profundidad y teniendo profundidades de investigación de 10 a 90 pulgadas. Cada juego de cinco registros está disponible en resoluciones verticales de 4, 2 y 1 pie, los cuales proveen un perfil de invasión y una determinación precisa de Rt.

II.12 Registro AIT con un pie de resolución vertical


II.13 Imágenes de resistividad

III.1 Registro GLN

3 EVOLUCION DEL REGISTRO DE POROSIDAD

La porosidad de un yacimiento se ha definido como: "la fracción total de la roca que no está ocupado por constituyentes sólidos". Esta porosidad puede estar o no conectada, dependiendo de los procesos geológicos que la roca haya sufrido en el tiempo de su depositación hasta hoy en día. La medición física de esta propiedad petrofísica es uno de los parámetros más importantes a la hora de estimar el potencial productivo de un yacimiento. De allí que las herramientas que se han diseñado en el transcurso de los años buscan medir o inferir la porosidad total de cada capa que compone un yacimiento. Uno de los factores que genera mayor complicación para estimar la porosidad es la cantidad y distribución de fragmentos de arcilla en el conjunto de la roca a evaluar.

LA HERRAMIENTA NEUIRON DE POROSIDAD

Cuando la formación es bombardeada por neutrones de alta energía, se producen varios tipos de interacciones entre los núcleos de los átomos y estos neutrones. En la tabla 1 se muestran todos los posibles efectos y reacciones.

Tabla 1 Energía de !os neutrones

Las fuentes químicas emiten continuamente neutrones con una energía entre 4 y 6 MeV, estos viajan a unos 10000Km/s y poseen un alto poder de penetración. Al interactuar elástica o in-elásticamente con los núcleos atómicos de la formación y el Iodo del pozo se producen neutrones con diversas fases de energía: rápidos, desacelerados, en difusión y captura.

La primera herramienta de neutrón de Schlumberger fue llamada GNT, en la cual se emitían neutrones y se detectaban las cuentas de los rayos gama emitidos por la formación, al reaccionar a los flujos de neutrones. Poseía un solo detector que mide los rayos gama de captura y el registro se presentaba en unidades de API. Véase la figura III-1.


ANTECED ENTES

III-1


-..

Posteriormente se desarrolló la herramienta SNP (Sidewall Neutron Porosity Tool), la cual medía neutrones epitermales. La fuente y un detector sencillo se encontraban mostados en un patín el cual, era presionado contra la pared del pozo. (Véase figura III.2)

-'-\! ~ffj

III.2 Herramienta SNP

A diferencia de la herramienta anterior, el registro del SNP se presentaba en unidades de porosidad equivalentes de caliza, ya convertidas directamente de las cuentas del detector (véase figura 111.3 donde se presenta un ejemplo del registro SNP).

"'ti'-

En los años setentas se desarrolló la herramienta CNT(Compensated Neutron Tool), la cual usaba

III-2

detectores dobles lo que reducía los efectos del agujero. La herramienta se corría excentralizada como se muestra en la figura III.4. Su proceso se basaba en neutrones termales, y la relación de las cuentas entre los detectores cercano y lejano es convertido a unidades de porosidad, de acuerdo a la gráfica de la figura III-5. El CNT -G es una herramienta que posee igualmente dos detectores, los cuales son capaces de medir tanto neutrones termales como epitermales, lo que reducía su sensibilidad a elementos que pudiesen absorber neutrones con energía termal.

I

III.3 Registro SLN

lt' I rr¡


1

:iá ~

f~'1L4

: , cl :[,1 , , ..


III.4 Esquema de la herramienta CNL

III.5 Algoritmo de conversión de cuentas a porosidad.

III-3

III.6 Ejemplo registro de CNL


Detector lejano

Detector cercano

Fuente radioactiva


En la década de los años 90 se presentó la herramienta APS (Array Porosity Sonde), que consiste de un arreglo de detectores con una fuente epitermal. El arreglo de detectores incluye los clásicos cercano y lejano de rango termal, el arreglo de un detector doble epitermal y el detector de captura. (Véase figura 7)

III.7 Herramienta APS. Arreglo de detectores.

Una innovación de la sonda APS es que la fuente de neutrones no es química sino que se ha reemplazado por un minitrón o acelerador de partículas que genera neutrones en el rango epitermal, de alta energía. Dado el espaciamiento del arreglo de detectores, los efectos de litología e índice de hidrógeno se minimizan. (Véase figura 8)

En intervalos de formaciones arcillosas donde se presentan altas saturaciones de gas, el registro CNL puede tener un comportamiento errático, mientras que el APS puede mostrar la curva convencional y la porosidad APS donde se visualiza el efecto del gas. En la figura 9 se muestra un registro donde se ejemplifica la capacidad del APS de detectar zonas de gas.

111.9 Registro de detección de zonas de gas basado en la respuesta del APS, donde se muestran tanto las curvas termal y epitermal.

III-4 65 aniversario de los registros eléctricos en México



MEDIDAS DE DENSIDAD DE FORMACIÓN

Un factor importante en el proceso de caracterización y evaluación de yacimientos es la composición litológica. Esta se obtiene de los núcleos continuos o de los registros geofísicos. El registro que se utiliza para este fin es el registro de densidad. El proceso físico que permite obtener esta información utiliza rayos gama emitidos por una fuente radioactiva química que interactúa con la formación. Existen tres tipos de interacciones de los rayos gama y la materia:

a) generación de un par b) efecto compton c) efecto foto eléctrico.

Las primeras herramientas de densidad poseían un solo detector, tal como se muestra en la figura 10. Estas ya se oprimían contra la pared del pozo con un fleje, pero aún así sufrían en la calidad de la respuesta debido al enjarre, tipo, espesor así como la densidad del mismo.

III .10 Esquema de la primera sonda de densidad

Para minimizar este efecto en las lecturas, se desarrolló una herramienta con dos detectores también llamada compensada (figura 11). Las correcciones de las lecturas de las cuentas se realizan en la superficie en tiempo real y para ello se utilizan los valores medidos en ambos detectores y una gráfica conocida con el nombre de "espina de pescado". (Véase figura 12)

III.11 Diseño de sonda de dos detectores

III.12 Gráfica de corrección de lecturas de densidad

III-5


Todas las herramientas de densidad poseen una limitante común, la rugosidad de la pared del pozo. Así, en pozos muy rugosos la cantidad de lodo entre el patín y la formación, conlleva a lecturas erráticas. Este efecto se observa en la figura 13.

III .13 Efecto de rugosidad en la calidad de registro FDC o LDT

A finales de la década de los 90 se introdujo como parte de la herramienta Platform Express, la sonda TLD (Triple detector Litho Density Tool). Dado que esta herramienta se puede correr a 3600 ft/h, los efectos sobre el registro de densidad eran muy fuertes. Así, se diseñó un patín de menor tamaño y se le añadió un tercer sensor a corta distancia de la fuente de radiación. Utilizando las cuentas de este detector se corrigen las lecturas obtenidas en los sensores cercano y lejano tradicionales. En la figura 15 se observa el patín rediseñado del TLD.

111.15 Diseño del patín de TLD deuna herramienta PEx , 30% menor que el convencional

III-6

III .14 Registro LDT



Con el sensor cercano se obtiene un registro comparable con cualquier otro anterior, pero registrado a 3600 ft/h. Esta comparación se presenta en la figura 16.

X270

-~ ~

PEF-TlO

111.16 Comparación de registros tomados a 1800ftlh (LDT) y a 3600 FTlh (TLD)

EL REGISTRO DE RESONANCIA MAGNÉTICA NUCLEAR CMR

En la última década, los petrofísicos recibieron con satisfacción las herramientas de registro de Resonancia Magnética Nuclear por pulsos (RMN) por su capacidad de resolver problemas difíciles en la evaluación de las formaciones. Las compañías de servicios continúan realizando importantes inversiones en tareas de investigación tendientes a perfeccionar las mediciones de RMN. El resultado de estos esfuerzos se ve reflejado en las continuas mejoras introducidas en las herramientas y las nuevas aplicaciones para las mismas. Con la introducción de técnicas de pulsación a mayor frecuencia, a mediados de la década de los noventas, se ampliaron las posibilidades de estas herramientas con respecto a la caracterización de la movilidad de los fluidos. Recientemente, se han obtenido extraordinarios adelantos en las posibilidades de adquisición de datos, lo cual ha significado un

III-7

aumento importante en las velocidades de adquisición de registros. La primera herramienta Combinable de Resonancia Magnética Nuclear CMR-A, introducida por Schlumberger en 1995, se operaba apoyada contra las paredes del pozo por medio de un fleje descentralizador. Una antena corta direccional, ubicada entre dos imanes optimizados, enfoca la medición de la herramienta CMR en una zona vertical de 6 pulgadas [15 cm] y hasta 1.5 pulgadas [4 cm] dentro de la formación. Estas características y los adelantos electrónicos incorporados en la herramienta que mejoran la relación señal-ruido en la secuencia de adquisición de datos, permiten obtener un alto grado de precisión en las mediciones de la formación con gran resolución vertical (Referencia 1). En el año 1998, ya aparecía la primera modificación / segunda generación de herramienta CMR con la llegada del CMR-200. Anteriormente, el valor límite estándar para mediciones confiables de T2 era de 3 mseg. Este límite se redujo a 0,3 mseg, por lo tanto, ahora es posible caracterizar tales componentes con una mayor confiabilidad. Esta mejora fue posible debido a tres factores:

Una reducción en el espaciamiento de los ecos de 0,3 mseg a 0,2 mseg. Es posible imaginar el espaciamiento de los ecos como el intervalo de muestreo del decaimiento de T2 para cada nivel. Es claro que si la señal ha decaído antes de obtener la primera muestra, ésta no puede medirse. Un espaciamiento corto de los ecos hace que sea posible medir los decaimientos cortos en forma confiable.

Mejoras del 50% en la relación señal-ruido de las mediciones de la primera herramienta Combinable de Resonancia Magnética CMR-A.

Un mejor esquema de procesamiento que permite un análisis más completo de los tiempos de decaimiento T2 rápidos. Anteriormente, los ecos tempranos se sumaban debido a que el ruido en cada eco era frecuentemente muy alto como para que se los pudiera tratar independientemente. Con la mejor relación señal ruido, ahora es posible analizarlos en forma separada.

Finalmente, a mediados del año 2000 se lanzó al mercado la última y más innovadora herramienta de RMN llamada CMR-Plus. Los imanes de la herramienta CMR-Plus (ver figura 17) tienen 30 pulgadas (76 cm) de largo para permitir la pre-polarización de los átomos de hidrógeno en rotación mientras se perfila en forma continua. Esta nueva característica del diseño le permite a la herramienta CMR-Plus operar con mayor rapidez (toma de registros 4 a 5 veces más rápida que con la versión anterior CMR-200). También se agregó un modo de adquisición con precisión mejorada (E PM por sus

65 aniversario de los re8istros eléctricos en México


siglas en ingles). La medición en modo E PM es una nueva versión de la secuencia de adquisición por pulsos y ecos de Carr-Purcell-Meiboom-Gill (CPMG), destinada a aumentar la precisión de la medición de T2 corta, o señal del fluido adherido. La medición en modo E PM comprende una secuencia de pulsos con un tiempo de espera prolongado que mide todos los componentes de T2, seguida de una serie de secuencias con tiempo de espera reducido, optimizada para los componentes tempranos de T2 correspondientes a los poros pequeños. Las secuencias de tiempo de espera corto se apilan o acumulan para disminuir el ruido de la medición, con lo cual se obtiene una mayor precisión en los datos de los ecos tempranos

III .17 Figura 17

Esto aumenta la precisión en las mediciones del volumen de fluido adherido y de la porosidad total CMR.

Para el petrofísico o evaluador, la herramienta Combinable de Resonancia Magnética Nuclear (CMR-Plus) de alta resolución resulta muy valiosa para la evaluación de formaciones, ya que mide la

III-8

porosidad efectiva y provee una estimación del índice de fluido libre (e irreducible), de la permeabilidad y de la distribución del tamaño de poro. La porosidad efectiva es independiente de la litología, lo cual resulta muy útil en casos de litologías complejas. El índice de fluido libre ayuda a detectar zonas productivas previamente inadvertidas en yacimientos complejos y difíciles de evaluar. El índice de fluido irreducible, en conjunto con una evaluación convencional de fluidos, ayuda a predecir los fluidos a producir y eventualmente estimar el corte de agua. La posibilidad de obtener mediciones de RMN de alta precisión en forma rápida, hace que los ingenieros perciban la potencialidad productiva de los pozos desde otra perspectiva. Por ejemplo, hay zonas que podrían haber sido consideradas improductivas, debido a la elevada saturación de agua y la posibilidad de que produjeran agua en exceso. De hecho, estas zonas merecían un estudio para determinar si el agua era no movible (irreducible). En un pozo de desarrollo ubicado en la Cuenca de Burgos, un registro obtenido con la herramienta CMR reveló que en una zona, la aparentemente alta saturación de agua resultaba ser irreducible y por lo tanto, tal zona produciría hidrocarburos libres de agua. Con anterioridad, PEMEX había evitado disparar esta zona durante el proceso de desarrollo del campo. A partir de la nueva información, se abrió la zona y produjo gas seco (ver figura 18 con detalles de la producción inicial del pozo después de fracturar). A pesar de tener un alto contenido de agua estas dos zonas, de 2247-54 y 2267-71 m. fueron disparadas, produciendo más de 7.5 mmpc/d de gas con solamente 20 BPD de agua. Gracias a los nuevos datos arrojados por el registro de RMN, el petrofísico pudo determinar la productividad de esas capas, y tener así la certeza de una producción de gas con corte de agua bajo. Una vez más, el CMR ha demostrado su gran utilidad y ventaja al predecir con exactitud el comportamiento productor del yacimiento.

Los datos petrofísicos cuantitativos se aplican cada vez más en los simuladores numéricos utilizados para el manejo de los yacimientos. En el algoritmo se utilizan los valores de la porosidad total y el agua irreducible derivados del registro CMR, para determinar la permeabilidad en forma continua a través de todo el espesor del yacimiento. A partir de allí, se determina el comportamiento del flujo del yacimiento en una gráfica comparativa de la capacidad de flujo, definida como el producto de la permeabilidad y el espesor, con la capacidad de almacenamiento definida como el producto del volumen poroso con hidrocarburos y el espesor. Esta herramienta gráfica, que se conoce como gráfica de Lorenz, proporciona una guía de la cantidad de unidades de flujo que se necesitan para mejorar el esquema geológico.



L.~

111.18 Figura 18

FORMACION

Para concluir, vamos a presentar cómo el registro de Resonancia Magnética Nuclear (CMR) puede identificar la presencia de gas en el campo aún con resistividad de menos de 1 Ω.m. En este ejemplo (ver figura 20), queda claramente establecido los beneficios y valor agregado del registro de resonancia magnética nuclear CMR al estimar directamente (sin el uso del registro de resistividad AIT*, pero solamente con el registro de densidad LDT*) la saturación de agua (Sw).

III .19 Figura 19

111-9

La herramienta CMR combinada con el de densidad LDT (método "Density Magnetic Resonance", referencia 2) le permite determinar con exactitud la presencia de gas, además de medir la permeabilidad de la formación. Esa evaluación exhaustiva lo ayudará a determinar los probables cuerpos productores ya optimizar la terminación del pozo:

1) Las arcillas, así como la presencia de capas delgadas (formación laminada), un alto contenido de pirita y/o una alta concentración de agua irreducible, son las principales causas baja la resistividad de la formación.

2) En ese caso, el cálculo de la saturación de agua (Sw) con un método convencional derivado de las ecuaciones de Archie es muy pesimista ya que la resistividad no muestra contraste y su valor es bajo.

3) Por primera vez podemos ahora cuantificar la cantidad de gas presente en los intervalos de interés con el método DMR, independiente de la resistividad de la formación. Podemos determinar la porosidad corregida por efecto de gas, así como la permeabilidad, y obtener una interpretación valida.

Referencias: 1 )- Allen O., Crary S., Freedman B., Flaum C. and Kleinberg R. en "How to use borehole nuclear magnetic resonance" (OilField review, 9-2, verano 1997).

2)- "COMBINING NMR ANO OENSITY LOGS FOR PETROPHYSICAL ANALYSIS IN GAS-BEARING FORMATIONS" from R. Freedman, Chanh Cao Minh and Greg Gubelin (SPWLA, 1999).


0 20 40 60 80 100

Capacidad de almacenamiento, fracción de volumen poroso con hidrocarburos por el espesor.

Zona A

Zona B

Zona C


-

III .20 Figura 20

III-10 65 aniversario de los re8istros eléctricos en México

Resistividad AHT90 lectura baja menos

de 1 .m

Curva de permeabilidad K del CMR corregida por efecto de

gas (0,1 a 0,3 mD)

Relaciòn de Poisson del DSI* indicando

tambièn la presencia de gas

Saturaciòn de gas Sxg calculada a partir del metodo

DMR

Alta saturaciòn de agua irreducible (toda el agua

presente no fluye)

Curva de potencial de flujo (indice de productividad)

del registro de CMR, indicando que ese

intervalo aportarìa 70% de la producciòn total

Claro cruce entre la curvas Delta t del CMR y Delta t del LDT, que nos permite evaluar

la saturaciòn de hidrocarburo de ese intervalo, sin la necesidad de un registro

de resistividad

Tanto el R.G. como el anàlisis litològico indican la presencia

de una arena limpia

4 EVOLUCION DEL REGISTRO SONICO

REGISTRO SONICO

Las herramientas de registro sónicas son uno de los instrumentos más utilizados en las evaluaciones de hoy en día. Se utilizan no solo para evaluar las formaciones en la búsqueda de aceite y gas, sino también para el diseño y evaluación de terminación del pozo.

Las medidas acústicas se efectuaron por primera vez en un pozo petrolero a comienzos de 1951.Las primeras medidas fueron realizadas para determinar las velocidades acústicas de las formaciones, las cuales eran necesarias para convertir las medidas en tiempo de las señales sísmicas de exploración en medidas de profundidad.

Poco después se descubrió que las señales de velocidad acústica podrían utilizarse para estimar la porosidad de las formaciones. Este hecho convirtió a las herramientas sónicas muy útiles en las evaluaciones de formaciones con el objeto de determinar la presencia y cantidad de hidrocarburos.

Los estudios posteriores de las propiedades de propagación acústica revelaron que las propiedades de los materiales podrían ser evaluadas al estudiar su acoplamiento acústico, mediante el estudio de las amplitudes de su forma de onda acústica. En los últimos años, la capacidad de procesar la señal en tiempo real y las mejoras de la adquisición de datos nos han permitido el estudio total de las ondas acústicas, tanto para la identificación más precisa de las ondas compresionales como de la identificación y análisis de las ondas de corte y Stoneley.

Las mediciones acústicas se basan en la transmisión de energía a través de pulsos de presión. Si un pulso intenso de presión es generado en el pozo, las formaciones alrededor del mismo son comprimidas y vibraciones acústicas son propagadas hacia la formación a partir del punto de impacto. El perfil de velocidad es un registro, en función de la profundidad, del tiempo requerido por una onda de sonido para atravesar una distancia determinada, a través de las formaciones. El tiempo de recorrido (o de tránsito) por el intervalo se mide comúnmente en microsegundos por pie.

IV-1

IV-1 Transmisor y receptor simple

Este fue el esquema del diseño de la primera herramienta sónica de registros eléctricos donde la energía acústica generada por el transmisor debía alcanzar al receptor ubicado a una distancia conocida.

Las medidas de tiempo de recorrido de la señal desde el transmisor al receptor único presentaron una serie de problemas tanto operacionales como para su interpretación. Entre los más graves tenemos:

1.Su incapacidad de definir formaciones delgadas, debido a las limitaciones por la proximidad del receptor.

2. El efecto del Iodo del pozo sobre las ondas acústicas que viajan por los intervalos "a y c" de la figura 1 son desconocidos, por lo cual no se conocía la velocidad de la formación con precisión.

La generación siguiente constaba de un transmisor y dos receptores, que permitía eliminar los efectos del lodo, ya que durante la medición estos valores se cancelaban al sustraer los tiempos de transito de ambos receptores. Al igual que la anterior generación de herramientas sónicas, todavía no se había podido resolver el efecto de descentralización, con lo cual, si la herramienta no se encontraba perfectamente centralizada, sus mediciones serían erróneas.

La siguiente generación fue de dos transmisores y dos receptores como se indica en la figura 3.



IV-2 Transmisor simple y receptor doble

Con la configuración de la figura 3 pudimos resolver bastante el problema de la centralización; sin embargo, el viaje de las ondas acústicas que viajaban a cada receptor eran diferentes. Por lo cual el delta t de la zona "a" no era igual al de la zona "b".

La siguiente generación de herramientas sónicas es muy utilizada hoy en día, poseen dos transmisores y cuatro receptores. Esta configuración proporciona una serie de ventajas sobre las pasadas generaciones, como por ejemplo:

1. La Zona "a y b" (de la Fig. 4) son iguales. 2. Las medidas son independientes de los cambios dediámetros del pozo, debidos a cavernas o cambios deltamaño de la barrena.

Esta herramienta provee un sistema de compensación a los cambios del tamaño del pozo, cosa que hasta ahora no podía evitarse.

En la actualidad este sistema compensado no es el más adecuado para todas las situaciones. En formaciones no consolidadas, la formación ha sido tan invadida por el lodo de perforación que las medidas de este arreglo compensado no son las más precisas. Para poder calcular los tiempos de tránsito con mayor exactitud, la distancia entre el transmisor y receptor debe incrementarse, para así permitir a la onda acústica que penetre más profunda dentro de la formación antes de llegar a los receptores.

IV-2

IV-3 Transmisor y receptor doble

IV-4 Transmisor doble y cuatro receptores

Por esta razón se diseñó un nuevo sistema compensado de profundidad derivada (DDBHC Fig.5), el cual utiliza un arreglo de transmisores que emiten las señales a cada uno de los receptores, estas señales son medidas, almacenadas y procesadas de una manera más efectiva para tener una profundidad de investigación mucho mayor.



2 ft

8 ft

2ftI

IV-5 Sistema DDBHC

En los primeros veinte años de la historia de las herramientas sónicas, se detectaban sólo el primer arribo compresional de la forma de onda (Fig.6 y 7). Con los avances tecnológicos se desarrolló la herramienta de arreglo sónico (SDT), que consiste de un transmisor y 8 receptores separados cada seis pulgadas. Con este arreglo podemos identificar fácilmente cada componente de la forma de onda acústica (ondas compresionales, de corte y Stoneley). Los registros acústicos convencionales o los vistos hasta ahora utilizan una fuente de energía monopolar, la cual produce un pulso de presión radial. Este pulso se propaga alrededor del pozo generando un tren de ondas compresionales y cizallantes hacia la formación. Sin embargo, las leyes físicas de reflexión y refracción de ondas, establecen que las ondas cizallantes generadas por este tipo de fuente no pueden ser detectadas cuando el tiempo de tránsito de la formación es mayor que el tiempo de tránsito del fluido del pozo, tal como sucede con formaciones poco consolidadas. El registro dipolar de cizallamiento por imágenes (DSI) posee además de la fuente de energía monopolar, una fuente dipolar, la cual, mediante un transmisor electromagnético, genera un pulso de presión unidireccional propagándose en el pozo en el plano horizontal. Esta deformación crea una onda "flexural" muy parecida a la onda cizallante, la cual puede ser medida en cualquier tipo de formación.

La sección de transmisión comprende tres elementos: un transductor de cerámica omnidireccional (monopolar) y dos transductores electrodinámicos de banda ancha y unidireccionales (dipolares) ubicados en forma perpendicular entre sí. Los transductores pueden funcionar en diferentes frecuencias, según los requerimientos de las distintas aplicaciones. La junta

IV-7 Sistema de detección del primer arribo de señal.

de aislamiento es un filtro mecánico que impide que las señales del transmisor se propaguen dentro de la herramienta.

La sección de recepción consta de ocho estaciones receptoras ubicadas a intervalos de 6 pulgadas, en

65 aniversario de los registros eléctricos en MéxicoIV-3

IV.6 Registro sónico compensado

STC

Sección dereceptores


junta de aislación

MonopoIo

Sección del transmisor

Descripción de la herramienta DSI

IV-8 DSI sónico dipolar

una longitud de algo más de 3.5 pies. Cada estación contiene dos pares de hidrófonos: uno de ellos está alineado con el transmisor di polar superior y el otro está alineado con el transmisor di polar inferior. Los resultados de cada par se restan para la recepción dipolar y se suman para la recepción monopolar.

El cartucho de adquisición realiza un control automático de ganancia, digitaliza simultáneamente ocho formas de onda con un rango dinámico de 12bits, amplía las ondas provenientes de más de un disparo, detecta los puntos de cruce por encima de un umbral de amplitud predeterminado y transmite las señales a la superficie.

Con su presentación continua de Vp/Vs y el radio de Poisson, la herramienta de DSI trae capacidades únicas al sismólogo y al ingeniero (figura 9). Las mediciones de onda completa de esfuerzos direccionales del DSI son una ayuda importante en la interpretación sísmica de cizallamiento y, en particular, provee datos esenciales a los análisis sísmicos de la técnica AVO (amplitude-variation-with-offset). Los ingenieros aprecian la valiosa respuesta en litología, contenido de fluido y propiedades mecánicas, las cuales contribuyen al diseño de fracturas hidráulicas, análisis de estabilidad del hoyo y control de arenamiento (figura 10). Para el petrofísico, el DSI es un excelente dispositivo sónico, apropiado para aplicaciones en un agujero abierto y entubado. Las ondas Stoneley pueden usarse en un nuevo análisis de permeabilidad con excelente aplicación en la evaluación de las características de fracturas abiertas (figura 11). La fuente monopolo de baja frecuencia genera una onda Stoneley de más alta calidad, facilitando así estos análisis.

Versatilidad es un concepto integrado en el diseño del DSI. Puede ser operado en seis diferentes modos, caracterizados por combinaciones seleccionables de transmisores / receptores y diferentes frecuencias de pulso. Cada modo va dirigido a una aplicación específica.

Aparte de las aplicaciones descritas, el DSI también provee datos para el Wellbore Stability Analysis, el análisis de la Estabilidad del agujero, una ayuda incomparable a la hora de controlar el peso del Iodo de perforación así como la selección de la barrena, apuntando a una mayor eficiencia de perforación ya un menor daño de formación (figura 12).

65 aniversario de los registros eléctricos en MéxicoIV-4

Dipolo superior 2 pies Dipolo superior 0.5 pies


IV-5


IV-9 Ejemplo de registro Sónico Dipolar (DSI) IV-11Aplicaciones del DSI detección de fracturas

IV-10 Aplicaciones del DSI Análisis geomecánico ayudan a optimizar el diseño del pozo

IV-10 Aplicaciones del DSI Análisis anisotropico para determinar los máximos esfuerzos horizontales.

La evaluación de yacimientos a partir de los datos de registros ha seguido los siguientes objetivos:

a) La localización de los yacimientos verticalmente dentro de la sección perforada, y espacialmente mediante la determinación de las coordenadas x, y, z de los límites superiores e inferiores de dichos yacimientos.

b) Determinación del tipo de fluidos en los yacimientos c) Cálculo de reservas totales y explotables d) Determinación de la productividad del pozo, que es

la máxima producción para una recuperación óptima de los hidrocarburos en la formación .

e) Determinación de la litología, fases y ambiente de deposición, como para tener una idea de la extensión lateral de las características petrofísicas observadas en el pozo.

Si bien los objetivos primordiales se han mantenido al pasar los años, tanto la tecnología involucrada en las mediciones como las técnicas de procesamiento e interpretación de los datos han avanzado de manera constante, haciendo posible que en el presente sea factible caracterizar las formaciones con la exactitud que demandan las más estrictas reglas fijadas por la industria petrolera, en un ambiente donde es de fundamental importancia la minimización de incertidumbres para la optimización en costo y calidad de los procesos. Durante muchos años, las tareas de procesamiento e interpretación de los datos de registros se realizó de una manera casi artesanal. Los analistas trabajaban manualmente sobre los registros de campo, con un único objetivo inicial de identificar los intervalos de interés. Las deflecciones del SP y las lecturas de resistividad de los primeros registros eléctricos, proveían los indicios acerca del posicionamiento en profundidad de los intervalos de interés, y además permitían correlacionar a los mismos entre diferentes pozos. En esas épocas, todavía no existían medidas directas de porosidad, por lo que la misma se obtenía a partir de las resistividades normal corta y normal larga que permitían estimar un valor de Ro, que combinado con el Rw derivado mediante el método del SP, hacía posible la estimación de un valor de porosidad. También se habían desarrollado ecuaciones empíricas que permitían estimar la porosidad en función de la profundidad. Estos fueron los primeros intentos de cuantificación del volumen de hidrocarburos. Más adelante, con el desarrollo de la tecnología de registros, aparecieron las mediciones tiempo de tránsito, densidad de formación e índice de hidrógeno (Neutrón), que permitían evaluar las porosidades con mayor exactitud. Con estas nuevas tecnologías,

5 EVOLUCION DE LA INTERPRETACION Y ANALISIS DE REGISTROS GEOFÍSICOS

LA PETROFISICA hicieron su aparición los libros de cartas ("Chart Book") para efectuar las correcciones por efectos ambientales de los registros geofísicos, que ya comenzaron a utilizarse para estimar el tipo de litología, contenido de arcilla, cálculos de porosidad y saturación. Se estimaba la movilidad de fluidos mediante el análisis de las curvas de calibre (detección de enjarres), el cruce de curvas MicroNormal-Microinversa del Microlog, etc. Finalmente se determinaban los espesores totales y netos que serían la entrada para la todavía artesanal tarea de mapeo de las estructuras y sus propiedades. El programa SARABAND*, descrito por Poupon et al. (1970), y comercializado por Schlumberger, proveía una herramienta para la interpretación de secuencias de arenas y arcillas mediante la utilización de medidas de densidad de formación, índice de hidrógeno del neutrón, rayos gamma, SP, resistividades y eventualmente tiempos de tránsito. También durante esta década aparecieron los primeros programas para calcular los echados de las formaciones a partir de la información de HDT, que previamente se realizaban manualmente sobre copias en papel de los registros en escala de profundidad 1: 40.

En 1971, Schlumberger introdujo el programa CORIBAND*, que fue diseñado para proveer interpretación cuantitativa de secuencias litológicas complejas que contuviesen dos minerales importantes además de las arcillas. En 1980, Schlumberger introdujo el programa GLOBAL*, desarrollado por Mayer y Sibbit. Una descripción correcta y detallada de un yacimiento requiere más a menudo parámetros que el número de medidas disponibles. Es por esta razón que el modelo debe normalmente ser simplificado de modo tal que permita obtener las propiedades fundamentales como porosidad, saturación, tipo de hidrocarburo, contenido de arcilla y litología. Debido a la simplificación mencionada, es necesario estimar la calidad de la interpretación y por lo tanto la validez del modelo elegido. GLOBAL puede ser descrito como una serie de procesos que utilizaba las ecuaciones de respuesta de las distintas mediciones, y que introducía el cálculo de un grado de incertidumbre sobre las mismas como sobre los parámetros de computación, en conjunto con condiciones de frontera geológicas predefinidas. El programa calculaba una función de incoherencia, la cual era minimizada mediante un proceso iterativo. En 1982, Schlumberger introdujo VOLAN, programa que permitía analizar la formación en términos de los porcentajes volumétricos de sus componentes. Este programa determinístico, estaba basado en el mismo modelo litológico que el SARABAND, pero utilizó por primera vez un modelo de "doble agua", inspirado por

65 aniversario de los registros eléctricos en MéxicoV-1

Fue al comienzo de la década de los setentas cuandoSchlumberger introdujo los primeros programas de softwarepara el procesamiento de registros geofísicos.

5 EVOLUCION DE LA INTERPRETACION Y ANALISIS DE REGISTROS GEOFISICOS

el trabajo de Waxman y Smits (1968). A mediados de la década de los ochentas, se introduce ELAN, que sería la base sobre la que se incorporarían a partir de entonces todas las nuevas metodologías de interpretación de registros, al proveer un marco de trabajo de una gran flexibilidad para evaluar diferentes modelos petrofísicos, mediante el uso de cualquier información de registros geofísicos, u otros tipos de información disponibles. Utilizando un método probabilístico, el sistema permite evaluar la calidad de las soluciones mediante la generación de registros reconstruidos a partir de los modelos y parámetros elegidos, cuya fiel reproducción de las mediciones de campo permiten validar la confiabilidad de la metodología utilizada. La Figura 1 muestra un ejemplo de evaluación petrofísica con ELAN.

V. 1 Análisis petrofíslco ELAN

La continua evolución de la tecnología de adquisición de datos de registros geofísicos, que ha permitido mejorar en calidad las mediciones tradicionales, y ha agregado nuevas y muy valiosas mediciones, unido al desarrollo de nuevas herramientas computacionales es lo que ha motivado la evolución de los programas de interpretación y procesamiento. La tendencia a la búsqueda de hidrocarburos en yacimientos cada vez más complicados, ha hecho necesario un análisis más riguroso de los términos involucrados en las ecuaciones de saturación y permeabilidad. Nuevas mediciones han llegado en auxilio de los analistas, para proveer información que

V-2

permita una caracterización más detallada de las formaciones en condiciones más extremas, para evaluar las siguientes situaciones:

a) Capas delgadas b) Formaciones heterogéneas c) Proceso de invasión d) Litologías complejas e) Yacimientos de baja resistividad f) Movilidad de fluidos g) Propiedades mecánicas de la formación h) Evaluaciones en agujero entubado

A Capas delgadas

Para la evaluación de yacimientos formados por estratificaciones muy delgadas, fue necesario contar con las mediciones que resolvieran las propiedades de la formación aún en estas condiciones límite. Durante mucho tiempo se utilizaron, para los cálculos de saturación, medidas con diferentes resoluciones verticales, por ejemplo densidad de 30 cm de resolución vertical en conjunto con resistividad de 180 cm de resolución vertical. Esto conducía a valores de saturación afectados por resistividades de capas adyacentes, y por ende a cálculos de reservas erróneos. La introducción de herramientas como el AIT, permitieron mejorar esta situación al proveer mediciones de resistividad con una resolución vertical de 30 cm. De esta manera, las computaciones de saturación son coherentes al involucrar mediciones que observan el mismo sector de la formación.

La introducción de los registros de imágenes micro- resistivas o ultrasónicas (FMI-UBI), permitió evaluar mejor las fases y estructura interna de las formaciones. Fue posible cuantificar la distribución de porosidad primaria y secundaria con mayor exactitud, lo cual contribuyó al entendimiento de los mecanismos de flujo de los yacimientos. En la Fig. 2 se observa un ejemplo de la utilización de las imágenes de FMI para la discriminación de porosidad primaria y secundaria. También este tipo de información suministro los datos necesarios para clasificar y caracterizar las diferentes familias de fracturas naturales tan importantes en la productividad de los principales yacimientos de México. Los yacimientos carbonatados, al haber sido su distribución de porosidad influenciada no solamente por el ambiente de deposición, sino también por fenómenos díagenéticos, presentan un alto grado de heterogeneidad en la distribución de sus propiedades. Cuando se observan núcleos o registros de imágenes de este tipo de pozos, hasta los observadores más inexpertos pueden apreciar la gran variedad de geometría, tamaño y distribución de los poros. Es por


B Formaciones heterogéneas

5 EVOLUCION DE LA INTERPRETACION Y ANALISIS DE REGISTROS GEOFÍSICOS

ello, la gran importancia que las medidas de alta resolución adquieren en este tipo de formaciones, al proveer los datos necesarios para realizar una mejor clasificación de fases y una más exacta determinación del exponente de cementación "m", de crítica importancia para el cálculo de saturación.

V.2 Heterogeneidad de la roca cuantificada mediante datos del FMI

La introducción de la herramienta AIT(herramienta de imágenes resistivas), permitió una mejor caracterización del proceso de invasión, al proveer curvas de resistividad con cinco profundidades de investigación diferentes (10, 20, 30, 60 y 90").

La introducción de instrumentos de medición que permiten realizar un completo análisis espectral de las radiaciones naturales o inducidas (NGT -ECS-RST), permitió realizar análisis detallados de la mineralogía de las formaciones, suministrando información para un mejor entendimiento de los ambientes deposicionales, como así también de los efectos de las arcillas sobre las resistividades medidas, conducentes a una computación más exacta de saturación y por ende del cálculo de reservas. La figura 3 muestra una comparación entre el análisis mineralógico realizado a partir de registros, con aquellos realizados sobre muestras en laboratorio.

E Yacimientos de baja resistividad

Este tipo de yacimientos que, debido a las limitaciones tecnológicas de las mediciones disponibles fueron prácticamente ignorados durante mucho tiempo, pueden ahora ser identificados

V-3

mediante tecnologías como la de Resonancia Magnética Nuclear.

V.3 Comporación de mineroiogía de muestras vs determinaciones de registros

La baja resistividad de estas formaciones puede ser atribuida a un alto volumen de agua ligada capilarmente, especialmente en arenas de grano muy fino, o con alto contenido arcilloso. Un buen análisis mineralógico, y de fluidos unido a la medición de volumen de fluidos móviles mediante el CMR, permite identificar el hidrocarburo presente en este tipo de formaciones. Obsérvese la Figura 4, donde se muestra un ejemplo de detección de hidrocarburos en una capa con resistividad de 1 Ohm-m.

V.4 Zona prospectíva con resistívidad de 1Ohmm i~ntificada por registro de resonancia magnética nuclear

F Movilidad de fluidos

Con el advenimiento de los registros de Resonancia Magnética Nuclear (CMR), se agregó una contribución invaluable para el análisis petrofísico de las formaciones. El conocimiento del volumen de fluidos ligados capilarmente y el de aquellos libres de moverse, es un ingrediente fundamental para los cálculos de permeabilidad. Si a esto se suma la capacidad de esta metodología para proveer una medida de porosidad independiente de la litología, entonces nos encontramos con otra considerable contribución para una exacta caracterización petrofísica de las formaciones. La figura 5 muestra un ejemplo de evaluación realizada utilizando los datos de CMR.


C Proceso de invasión

D Litologías complejas

5 EVOLUCION DE LA INIERPRETACION Y ANALISIS DE REGISTROS GEOFISICOS

. ,,-

.

.3

G Propiedades mecánicas de las formaciones

Con la introducción de la herramienta DSI (Sonido Dipolar), fue posible la obtención de los tiempos de transito de cizallamiento aún en las condiciones más adversas (formaciones no consolidadas). Esto hizo posible la evaluación de las propiedades mecánicas de las formaciones, conducentes a la optimización de los procesos de perforación, como también a los de producción del yacimiento. Esta herramienta también permite la determinación de la dirección de esfuerzos principales, identificación de intervalos fracturados, etc. La figura 6 muestra un ejemplo donde la información provista por el DSI permite hacer conclusiones para un mejor diseño de las propiedades del lodo, o bien de los puntos de TR conducentes a la optimización del proceso de perforación.

H Análisis de pozos entubados

La llegada de las herramientas de espectroscopía de rayos gamma permitió la evaluación de yacimientos viejos a través de la TR, para determinar la distribución actual de fluidos. La medición de la relación carbono-oxígeno, agregada a los datos originales de registros geofísicos, hizo posible caracterizar la distribución de fluidos actual en los yacimientos. La figura 7 ilustra un ejemplo de evaluación utilizando los datos de RST (Reservoir Saturation Tool), en conjunto con los registros geofísicos antiguos, para determinar la distribución de fluidos actuales en el yacimiento.

V-6 Ejemplo de procesamiento de mecánica de rocas para evaluar la estabilidad de pozos

V-7 Ejemplo de la utilización de la medición carbono-osígegno para determinar la distribución de fluidos actual en el yacimiento

CONCLUSIONES

Como se ha tratado de resumir en este breve capítulo, la evaluación de registros geofísicos ha recorrido un largo camino que ha permitido depurar los métodos; pero, sobre todas las cosas, nos ha dejado la enseñanza del gran respeto que los datos se merecen . Toda la información disponible, ya sea proveniente de las nuevas tecnologías, así como también la de registros antiguos, analizada en un ambiente de trabajo multidisciplinario, utilizando una plataforma de software que permita la integración e interacción entre los datos provenientes de diferentes disciplinas, proveen el marco de trabajo ideal para la obtención de un modelo representativo de los yacimientos, que permita optimizar las operaciones de exploración y desarrollo de los mismos. La información de nueva tecnología no sólo es importante para la caracterización de las formaciones en aquellos pozos que disponen de ella, sino que también arrojan nuevos indicios que permiten el reanálisis de aquellos pozos que solamente cuentan con información antigua, mediante el análisis estadístico de la información, la generación de registros sintéticos, la aplicación de redes neurales, etc.


V-4

V-5 Evaluación petrofísica discriminado fluidos ligados capilarmente de fluidos móviles.

ANTECEDENTES

VI.1 Registro sónico de cementación del pozo El Golpe-3 en 1965

6 EVOLUCION DEL REGISTRO DE CEMENTACION

El Registro de Cementación, más conocido como CBL, por las siglas de su nombre en inglés (Cement Bond Log), se remonta a los primeros años de la década de los sesenta cuando fue introducido en México, como una aplicación tecnológica del Registro Sónico de Porosidad. Existen records de registros Sónicos de Cementación, como se denominaba en la época, tomados en el año de 1963 en pozos del área de Comalcalco.

Las primeras herramientas sónicas introducidas en la industria petrolera, consistían de un cartucho electrónico y una sonda de hule, en la cual se instalaban un transmisor y un receptor. Posteriores avances trajeron la sonda metálica ranurada y la implementación del concepto BHC (Borehole Compensated) cuyas sondas funcionaban con dos transmisores y cuatro receptores, los cuales estaban organizados en un arreglo simétrico de transmisor receptor lejano -receptor cercano a cinco ya tres pies de espaciamiento, respectivamente. El arreglo del transmisor superior y el receptor cercano (3 pies) se usó desde entonces como la configuración convencional para el registro de cementación. Los registros de cementación de esa época presentaban únicamente la curva de amplitud en milivoltios y la señal de los copies. Solamente a principios de los años setenta se introdujeron

VI-1

innovaciones tecnológicas, como la habilidad de combinar el registro CBL con el registro de correlación de rayos gamma (GR), ahorrándose de esta manera una bajada en el pozo, y la presentación. de la onda sónica denominada VOL, por sus siglas en inglés (Variable Density Log), la cual representaba la onda que llega al receptor lejano (5 pies).

VI.2 Arreglo del caL y VLD en la sonda del sónico

La introducción del VOL representó un avance muy significativo en el análisis cualitativo de la calidad de la cementación y, como sabemos, ha perdurado hasta nuestros días.

Posteriores avances tecnológicos mejoraron ostensiblemente la calidad de las mediciones y las hicieron extensibles a todos los rangos prácticos de las tuberías de revestimiento, ya que este servicio se puede correr en tuberías desde 4 %" hasta 13 3/8" de diámetro exterior. Se desarrolló además una herramienta fina (SLT -J) de 1 11/16" de diámetro exterior, con la cual se pueden hacer registros de cementación en pozos a través del aparejo de producción.

El CSU: UN NUEVO CONCEPTO EN LA ADQUISICION DE REGISTROS

En 1978 se introdujo el sistema CSU, el cual remplazó con un computador al sistema análogo que subsistió por muchos años para recibir y procesar las señales de los diferentes tipos de registros eléctricos, y que consistía en un conjunto de paneles (tableros) específicos para cada tipo de herramienta y una cámara que convertía las señales eléctricas en rayos luminosos que imprimían una película. Con el CSU se hicieron más eficientes las operaciones de campo,



pues los registros se podían grabar en cintas para su posterior uso o almacenamiento. El CSU fue un avance mayor en la adquisición de los registros, y para el registro de cementación CBL-VDL en particular significó la automatización del proceso, disminuyendo mucho la intervención del ingeniero y los posibles errores técnicos inherentes.

EL CBT Y SUS CARACTERISCAS

Muchos campos petroleros en México producen de formaciones del Cretácico y del Jurásico y son terminados, por lo profundos, en liners de 4 %" y 5" de diámetro exterior.

VI.3 Diagrama CBT

El diseño del CBT cumple dos objetivos primordiales: producir un registro CBL-VDL en pozos con tuberías de revestimiento menores de 7" y detectar el caso frecuente de señales de formación rápida (velocidades acústicas mayores que las del acero), las cuales afectaban la medición del registro con las herramientas convencionales.

NUEVO DESARROLLO

DEL SONICO DE CEMENTACION: El CMT

La herramienta CMT (Cement Mapping Tool) y la versión final (SCMT) proporcionan las mediciones del CBL-VDL de las herramientas convencionales y las del CBT en un registro que produce un mapa azimutal de la calidad del cemento.

VI-2

VI.4 Herramienta de registro CMT

Esta herramienta es muy versátil, pues se puede usar en pozos con tuberías de revestimiento de 3 1/2" hasta 9 5/8" y a través del aparejo de producción. Además se puede combinar con la nueva herramienta de producción, el PSP, para dar un diagnóstico completo de las condiciones del pozo y del yacimiento.

El Registro Sónico de Cementación utiliza hoy en día las últimas tecnologías desarrolladas en las herramientas sónicas para producir un diagnóstico confiable de la calidad de la cementación en los pozos.

LOS REGISTROS ULTRASONICOS: El CET Y EL USIT

A mediados de los años ochentas se introdujo en la industria petrolera un nuevo concepto en el estudio de la evaluación de las cementaciones utilizando una fuente ultrasónica. Se diseñó una herramienta cuya sonda tenía un arreglo de 8 transductores helicoidales

EMISION

RECEPCION

VI.5 Herramienta del CET



espaciados cada 6" y rotados a 45 grados. La idea era investigar en forma azimutal la calidad de la cementación y proporcionar un mapa de la distribución del cemento con el propósito de detectar los posibles canales de comunicación hidráulica que el sistema CBL no podía hacer por su diseño. El CET medía la fuerza compresional máxima y mínima que los 8 transductores leían cada 6" de registro y producían un mapa de la distribución de la fuerza compresional del cemento. Como medida adicional, el CET calculaba los radios internos y el espesor de la tubería de revestimiento.

El CET estuvo en el mercado poco tiempo, pues fue remplazado a comienzos de los años noventa por la nueva tecnología ultrasónica del USIT, la cual se ha mantenido hasta el presente. El USIT utiliza la tecnología de un transductor ultrasónico que rota a 7 revoluciones por segundo e investiga la calidad de la cementación midiendo la impedancia acústica del material detrás de la tubería de revestimiento. El transductor es transmisor y receptor a la vez, y en cada giro puede hacer mediciones hasta cada 5 grados azimutales, produciendo un mapa de la distribución de la impedancia acústica en el cual es muy fácil identificar zonas de buena, regular y mala cementación y sobretodo, la presencia de canales de comunicación hidráulica.

VI.6 El registro USIT de cementación

VI-3

El USIT mide también los diámetros internos y el espesor de la tubería; y como tal, tiene una aplicación muy importante en el estudio de la corrosión.

VI.7 Registro moderno USIT-CBL-VDL-GR-CCL


7 EVOLUCION DEL REGISTRO DE ECHADOS

ANTECEDENTES

Desde sus inicios la geología del pozo ha tenido como meta la identificación de las estructuras y detalles sedimentológicos, que conforman las secuencias de rocas perforadas por los pozos. Así se fueron desarrollando tecnologías que han permitido obtener de manera cada vez más precisa información que los geólogos puedan interpretar e incorporar en los modelos teóricos de los yacimientos del subsuelo. Las primeras tecnologías que permitieron realizar mediciones indirectas de los detalles estructurales, aparecieron comercialmente en los años 50, específicamente se le conocía con el nombre de fotoclinómetro, herramienta que permitía conocer la trayectoria del pozo perforado utilizando un sistema mecánico y óptico, donde un péndulo colgado sobre una escala circular era fotografiado a intervalos regulares (Véase figura 1). Esta información permitía conocer por cada cierto segmento del pozo recorrido por la herramienta, la desviación del pozo en ese punto. Dado que era un mecanismo interno que no

VII. 1 Figura 1

tenía contacto con las formaciones no proporcionaba información de la geología de los yacimientos, pero sí permitía interpretar la posición relativa de los pozos respecto a la orientación de las capas derivadas de otro tipo de información . Así, hacia mediados de los años 50 se añadieron tres láminas metálicas donde de colocaron electrodos para medir curvas de SP (potencial espontáneo). Estas mediciones sí se realizaban en contacto con las formaciones. Una de sus principales limitaciones eran los Iodos muy salados, dado que las mediciones no poseían casi ninguna variación. Igualmente, frente a formaciones muy resistivas no se observaban cambios de carácter de las curvas de SP en cada patín.

EL CDM

En años subsiguientes, la tecnología se fue desarrollando y generando un sistema de brazos mecánicos sobre los cuales se montaron patines que poseían un pequeño electrodo aislado eléctricamente; a través de los cuales se inyectaba corriente hacia la pared del pozo, pasando esta corriente por las formaciones y retornando a la herramienta en otra sección aislada eléctricamente de la primera, de manera que el flujo eléctrico se forzaba a través de las rocas. Esta herramienta se conoció con el nombre de dipmeter continuo (CDM) ó dipmeter de tres patines. (Véase figura 2).

En esta sonda se mejoró el sistema de control de desviación y control de azimut para posicionar la herramienta y, por consiguiente, los patines. No se utilizaba un sistema óptico -mecánico sino uno electrónico donde se integraron magnetómetros e inclinómetros, para conocer continuamente la orientación y posición de los patines.

Su principal limitación eran los pozos muy derrumbados donde el agujero era mucho más grande que la apertura máxima alcanzable por los brazos. También en pozos con alta desviación, unos de los patines podía perder contacto con la formación. Los Iodos supersaturados de sal producen una falta de reacción en las curvas de resistividad, lo que dificultaba las correlaciones para calcular el echado. En casos donde el pozo estaba lleno de lodo base aceite, una fina película del mismo se queda entre el patín y la formación impidiendo observar cambios de resistividad. Desde el punto de vista de la interpretación, ésta se realizaba manualmente, buscando correlación de eventos usando plantillas plásticas, que se superponían a las curvas de resistividad, pudiendo calcular el valor del echado. En la figura 3 se muestra un ejemplo de un registro de CDM.

65 aniversario de los registros eléctricos en MéxicoVII-1


EL HDT

Hasta 1971 no se pudo desarrollar una herramienta que pudiese superar las limitaciones del CDM, hasta que se introdujo el HDT( High Resolution Dipmeter Tool), el cual consistía de un sistema mecánico- hidráulico de cuatros brazos con sus respectivos patines.

VII.2 Figura 2

Cada patín se encontraba a 90 grados del siguiente, con lo cual se corregía el problema de no contacto de alguno de los patines, pudiéndose calcular echados con 3 ó 4 patines en contacto con la formación. Al ser controlados hidráulicamente, los brazos se pueden presionar contra la pared del agujero para mejorar la calidad de las medidas de resistividad (Véase figura 4). La herramienta se podía introducir al pozo cerrada yal llegar al fondo abrirla para tomar el registro, siendo los diámetros de agujero variables desde 41/2" hasta 21 ". La resolución vertical de esta sonda era de Smm ó 0.2 pulgadas. Otra de las características mejoradas fue la velocidad de registro, que se elevó hasta 3600 ft/h. La información era grabada en cintas magnéticas y en película, de manera que existía un respaldo de los datos grabados. Las limitaciones eran menores, pero en pozos altamente desviados pueden presentarse problemas de calidad de la respuesta. La salinidad del Iodo sigue siendo un inconveniente no superado, dado que en esas condiciones el carácter de la respuesta es pobre

VII .3 Figura 3

EL SHDT

En 1981 se introdujo la sonda SHDT (Stratigraphic High Resolution Dipmeter Tool), la cual presenta características muy similares al HDT; pero en cada patín se montaron dos electrodos con lo cual se obtenían ocho curvas de resistividad en vez de cuatro, mejorando notablemente la cobertura lateral aumentando significativamente la calidad de las correlaciones que se podían obtener.

Utilizando correlaciones a corta distancia entre electrodos, se pudieron obtener echados que se asignaron a detalles estratigráficos, como estratificación cruzada, la cual indica la dirección de transporte de sedimentos, que es de tremendo impacto, dado que conociendo el ambiente de sedimentación permitió definir nuevas localizaciones para un intervalo determinado. Los productos que se pueden obtener del registro SHDT son el MSD, un procesamiento de carácter estructural y el CSB, un procesamiento de aplicación neta mente estratigráfico sedimentológica.



B A

VII.4 Figura 4

En la Figura 5 se observa un esquema de la herramienta SHDT. Basados en los patrones de echados, se desarrolla una serie de reglas, las cuales representan diversos tipos de estructuras regionales, así como estructuras sedimentarias, a nivel de capas o paquetes de capas. En la Figura 6 se presentan algunos ejemplos de registros de echados y su interpretación, en base a los patrones de tendencia.

La versión para Iodos base aceite que apareció en la misma época del SHDT se llamó OBDT (Oil Based Dipmeter Tool). Esta herramienta posee bobinas inductivas en lugar de electrodos que registran los cambios de resistividad, obteniéndose un resultado similar al SHDT.

La interpretación de los registros de echados fue una ciencia aparte en el mundo de los registros eléctricos, debido principalmente a la técnica que se tenía que aplicar para poder tener un resultado confiable. Esta limitación es la que produjo presión sobre los diseñadores de herramientas, para invertir en el desarrollo de una tecnología superior que permitiera a los geólogos ver los detalles estructurales y

sedimentológicos de las formaciones atravesadas por los pozos. Allí nació la tecnología de imágenes basadas en resistividad o en ultrasonido.

~ --.~ ---'2- ---

VII.5 Figura 5

VII.6 Figura 6



EL FMS2 Y EL FMS4

La primera versión de este tipo de registro fue el FMS (Formation Micro Scanner) de dos patines, este poseía cuatro patines donde dos eran tipo SHDT con dos electrodos y dos poseían veintisiete electrodos en cada patín, con lo cual se obtenían cincuenta y ocho curvas de micro-resistividad. Estos valores de resistividad se les asignó una escala de colores, donde los valores altos de resistividad se representan con colores claros, mientras que los valores bajos de resistividad se le asignaron colores obscuros (Figura 7); además se añadió una gama de 64 colores intermedios. Con ello se comenzaron a generar imágenes de resistividad orientadas, que permitían ver cambios verticales y laterales de resistividad a lo largo de pozo. En la figura 8 se presenta un diagrama del arreglo de electrodos del patín del FMS2 y el arreglo de electrodos de la herramienta FMS4. Esta poseía 16 botones en cada uno de los 4 patines. Esto, con el fin de lograr una mayor cobertura lateral de la pared del agujero (figura 8a). Hacia 1996 se introdujo esta tecnología a México; donde se pudieron observar los echados de las capas así como la orientación de las fracturas, orientación de núcleos, desarrollos de porosidad vugular y frecuencia del fracturamiento, lo que permitió optimizar los programas de terminación de las zonas productoras.

EL FMI

Desde 1998 se ha utilizado en México la versión más reciente de las herramientas de imágenes, llamada FMI (Formation Micro Imager), que consiste de 4 patines con 4 aletas y en cada uno de estos 8 patines se han colocado 2 filas de 12 electrodos, haciendo un total de 192 curvas de resistividad, obteniéndose una cobertura lateral de180% de la pared del agujero en un diámetro de pozo de 8.5". En la figura 9 se muestra una comparación de la cobertura lateral de cada una de estas herramientas de imágenes y la resolución vertical que poseen.

VII.7 Figura 7

VII.8 Arreglo de electrodos FMS2 y FMS4

VII.8a Herramienta FMS4

La mayor limitación de las herramientas de imágenes con principios microrresistivos sigue siendo el tipo de lodo, ya que están diseñadas para Iodos conductivos principalmente base agua; aunque al trabajar por contraste de resistividad en formaciones muy resistivas como son las de composición carbonática (calizas y/o dolomías) se pueden obtener imágenes, de buena calidad aun con Iodos base aceite, siempre y cuando su salinidad sea mayorde 130.000 ppm de sal.

EL UBI

Como alternativa para Iodos base aceite de baja salinidad, se introdujo en 1997 una herramienta con un principio ultrasónico, llamada UBI (Ultrasonic Borehole Imager, figura 10), la cual es una evolución de la herramienta llamada BHTV (Bore Hole Tele Viewer). Dado su principio ultrasónico, su mayor ventaja es que no depende del tipo de lodo,

65 aniversario de los registros eléctricos en Méxi<VII -4


VII.9 Comparación de imágenes de las tres sondas de microresistividad

pudiéndose utilizar en sistemas base agua o base aceite. Otra mejora que se implementó fue que la fuente de sonido y el receptor se montaron en cabezales de diámetro variable dependiendo del diámetro de la barrena utilizada para perforar el pozo. Desde el punto de vista de resolución vertical, esta herramienta permite visual izar detalles de 1 centímetro o mayores, con una cobertura lateral del 100% de la pared del agujero, (véase figura 11 ), donde se presenta un ejemplo del registro de imágenes ultrasónica. Dentro de las principales limitaciones de esta tecnología están la densidad y el porcentaje de sólidos en el Iodo. Mientras mayor es la densidad del lodo mayor es la dificultad para rotar del transductor. Igualmente, mientras mayor es el porcentaje de sólidos, la señal ultrasónica es refractada y la calidad de la imagen se degrada.

En el año 2001 se introdujo en la región marina una herramienta de imágenes de resistividad RAB (Resistivity At the Bit), la cual es capaz de generar un registro de echados e imágenes durante la perforación; es decir, simultáneamente. Mientras se perfora el pozo se obtiene en la unidad de superficie una imagen de las capas atravesadas por el pozo y su echado. Esta herramienta posee cinco mediciones de resistividad del tipo laterolog, una utiliza la barrena como electrodo, con lo cual se puede obtener cambios en resistividad de las formaciones antes que la barrena las toque físicamente. Una segunda curva

VII-5

VII .10 Esquema del UBI



es un electrodo anular, el cual proporciona una lectura perpendicular al eje de la herramienta. Finalmente se tienen tres electrodos azimutales, de cinco cm de diámetro, los cuales van girando a medida que se perfora (Figura12), generando una imagen con una cobertura del1 00% de la pared del agujero. A partir de estas curvas orientadas de resistividad se puede calcular un echado estructural de alta resolución, que permite geonavegar pozos direccionales u horizontales. Las imágenes poseen una resolución vertical de 5 cm, permitiendo visual izar detalles estructurales y sedimentológicos (Figura 13), las cuales facilitan la toma de decisiones en el pozo, para mantener una trayectoria controlada geológicamente y no geométricamente, como se hacia en el pasado.

VII.1 1 Ejemplo de registro UBI

En el transcurso del año 2001 Schlumberger está introduciendo a nivel mundial una herramienta que representa la solución largamente esperada por todos los interpretes de registros, una tecnología capaz de obtener imágenes y, por consiguiente, echados, en Iodos base aceite, en cualquier tipo de litología, esto representa un desarrollo que elimina las barreras del pasado. Esta herramienta se ha llamado GBMI (Gil Based Mud Imager, figura 14). Su diseño presenta cuatro patines con arreglos de diez electrodos por patín, con lo cual se pueden obtener imágenes en pozos perforados con Iodos base aceite de baja salinidad en cualquier tipo de formación. En la figura 15 se presenta un ejemplo de un registro obtenido con un GBMI y una fotografía de un núcleo continuo.

VII. 12 Herramienta RAB

VII.13 Ejemplo de registro RAS

65 aniversario de los re8istros eléctricos en México VII-6


VII.14 Fotografía de OBMI

VII.15 Fotografía de la herramienta OBMI

VII-765 aniversario de los registros eléctricos en México

8 REGISTROS ESPECIALES DE POZOS ENTUBADOS

EL REGISTRO DE MONITOREO DE SATURACION DEL YACIMIENTO

(T.D.T/R.S.T.)

En la actualidad se utilizan dos mecanismos de reacción nuclear para obtener la saturación de agua a través de la tubería: captura de neutrones ( PNC por sus siglas en inglés) y dispersión inelástica (IS). Adicionalmente, hoyes posible realizar mediciones continuas de resistividad a través de la tubería. Si bien por el momento, la herramienta CHFR (Cased-Hole Formation Resistivity tool) se encuentra en una etapa de prueba ya se demostró la factibilidad de tal medición, así como su gran valor agregado a la hora de re-evaluar el potencial de un yacimiento.

La herramienta de Control de Saturación (RST) utiliza ambas técnicas de registro, Captura de Neutrones (PNC) y Dispersión Inelástica (IS). Mientras que las herramientas de generaciones anteriores, tipo TDT (por Thermal Decay Time) utilizaban únicamente el modo de captura de neutrones PNC con el fin de evaluar la porosidad de la formación a través de la tubería, más precisamente el índice de hidrógeno (HI, muy similar a la porosidad neutrón de agujero descubierto NPHI), así como para determinar el valor sigma Σ (o sección de captura microscópica) de la formación. La cronología para la aparición de cada una de esas herramientas fue la siguiente: 1968 Primera herramienta con adquisición de neutrones PNC, el TDT -G de 3 3/8" tenía obvias limitaciones en tuberías de revestimiento y/o producción por su gran diámetro. 1972 Primera modificación de la herramienta anterior con una versión mucho más delgada de 1 11/16" de diámetro. El famoso TDT -K tuvo una destacada década de historia, y aún es recordado como el primer registro de saturación a través de la tubería.

VIII .1 Figura 1

1981 y 1986 Aparición de las primeras herramientas con "dual-burst" o de doble pulso de neutrón durante la secuencia de adquisición, el TDT -M; y por último, el TDT -P. Además, esas herramientas usaban un modelo de difusión para analizar el decaimiento del pulso de neutrones rápidos que otorgaba una mayor

precisión en la medición, con mejor repetibilidad de la misma para monitoreo periódico del yacimiento. 1992 Finalmente, y después de dos décadas, llegó al mercado la herramienta RST (o registro de Monitoreo de la Saturación del yacimiento), la cual por sus características de avanzada representa la más eficiente manera de re-evaluar a través de la tubería, el potencial de campos depresionados. Esa nueva herramienta viene en dos versiones distintas de 1 11/16" y 2 Y2" de diámetro para diversas y amplias aplicaciones (RST -A y B respectivamente). 2000 Por último, apareció la primera modificación de la herramienta RST anterior con el RST -Pro (ver figura 1 para más detalles y especificaciones).

Gamma Ray

Telemetry CPLC

Adqisition Cartridge

R5C

5onde RSS

Accelerator Cartridge

RSX

J

VIII.2 Figura 1

El generador de neutrones o minitrón, efectúa un doble bombardeo de neutrones para los registros PNC (conocido también como modo sigma) y un único bombardeo de neutrones para los registros IS ( conocido como modo inelástico o modo

65 aniversario de los registros eléctricos en MéxicoVIII-1


carbon/oxígeno). Los neutrones de alta energía emitidos en el modo sigma. pierden energía a medida que se alejan del minitrón al chocar con los núcleos de los diversos elementos encontrados en la formación (ver figura 2.a). Durante todos esos choques inelásticos. el núcleo excitado emite un rayo gamma y el neutrón original se ve frenado (2.b proceso de termalización por choque con un núcleo de hidrógeno H). En cuando los neutrones alcanzan el nivel de energía termal (ver figura 2.c ), son capturados por los núcleos presentes en la roca o el fluido de formación. La tasa de decaimiento de la población de neutrones termales se caracteriza por su tiempo de decaimiento,∆t. Dado que el cloro es un absorbente muy eficiente de neutrones, el tiempo de decaimiento en una formación es función del volumen y la salinidad del agua contenida en la misma.

VIII .3 Figura 3

La herramienta RST puede medir la relación carbon/oxígeno (C/O) sin necesidad de "matar" o cerrar el pozo y extraer la tubería de producción, eliminando así los costos asociados a la operación y minimizando las pérdidas de producción. En

yacimientos donde la salinidad del agua de formación es baja o desconocida, las herramientas tradicionales de Captura de Neutrones (PNC) son incapaces de proveer una lectura confiable de la saturación de hidrocarburos. Del mismo modo, un yacimiento que contiene una mezcla de agua de inyección yagua de formación presenta problemas serios para la interpretación de mediciones PNC. La edición de la relación C/O se usa para determinar la saturación de hidrocarburos en pozos revestidos, independientemente de la salinidad del agua de formación. La herramienta RST puede combinarse con la de registros de flujo o producción (CPL T) para proveer registros de la relación C/O y un perfil de producción en una sola corrida.

La herramienta RST, funcionando en el "modo de captura inelástica", registra los espectros de energía de los rayos gamma producidos por la interacción inelástica entre los neutrones bombardeados y los elementos de la formación y el hueco (2.c). El análisis de estos espectros provee las cuentas de carbono y oxígeno usadas para determinar la saturación de petróleo de la formación, y la fracción de petróleo en el pozo. Ya que cada elemento tiene un espectro característico de energía de los rayos gamma que emite, los distintos elementos pueden ser identificados por sus rasgos propios dentro del espectro total. Además, la magnitud de la contribución de rayos gamma está relacionada con la cantidad del elemento presente en la formación o el hueco. La figura 3 muestra los espectros típicos obtenidos con el detector en un tanque de agua y petróleo durante un disparo de neutrones. Se pueden identificar las características típicas del carbono en el espectro de petróleo y la del oxígeno en el espectro de agua.

VIII .4 Figura 4

8



VIII .4 Figura 4

A veces, algunas limitaciones económicas, problemas mecánicos y de re-completación o falta de información acerca de los yacimientos, han resultado en reservas de hidrocarburos no explotadas, o peor aún, sin evaluar. Pero, ¿cómo podrían encontrarse y explotarse estas reservas atrapadas y olvidadas? La herramienta RST, con su habilidad para determinar la saturación de hidrocarburos detrás de la tubería, ofreció una manera relativamente económica de confirmar reservas en pozos existentes. Su medición de la saturación de agua constituye una información fundamental para el monitoreo del yacimiento. Al combinar y perfeccionar dos técnicas complementarias para obtener dicha información, la herramienta RST representa un gran avance en los registros de pozos recubiertos. El registro en modo sigma puede proporcionar en forma rápida la Sw de la formación en aquellos casos en que la salinidad del agua de formación es alta y conocida. El modo C/O constituye una solución alternativa en aquellos yacimientos en los que la salinidad del agua de la formación es reducida o en aquellos yacimientos que se encuentran bajo inyección de agua. En este ejemplo de monitoreo del desplazamiento del nivel del gas con el tiempo en un pozo de Cantarell, quedan claramente establecidos los beneficios y valor agregado de ese registro. Se nota la separación entre las curvas de porosidad TPHI (11/96) y NPHI (11/84) en la pista 2, donde el contacto gas-aceite alcanza la profundidad de 2137 metros. Unos meses más tarde, un segundo registro de RST demostró que ese contacto había bajado de 15 metros, llegando hasta la profundidad de 2152 metros ver en la pista 1 el notorio efecto de gas entre las curvas TPHI (11/96) y TPHI (3/97).

En el caso de un pozo del campo Poza Rica, queda evidenciado una vez más como la herramienta RST le permite evaluar / caracterizar a través de la tubería intervalos productores pasados anteriormente por alto.

Vemos claramente como el primer intervalo de interés (2353/62 metros) quedó invadido por agua y no tiene más potencial productor. Usando las recomendaciones elaboradas a partir de ese registro, se taponó el mencionado intervalo y se disparó el intervalo superior, permaneciendo el pozo productor de aceite sin agua.

VIII.5 Figura 5

Finalmente, la herramienta RST registrada en el modo I/C, midiendo el espectro de energía de los rayos gamma emitidos por núcleos constituyentes de la formación, y utilizando el programa de análisis de mineralogía "Spectrolith", permite determinar la litología encontrada, aun a través de la tubería de revestimiento. Una aplicación inmediata de ese producto de interpretación en agujero recubierto "Spectrolith" surge cuando por razones ligadas a la perforación, no se pudo tomar los registros convencionales de agujero descubierto (como fue el caso de ese pozo del campo Fortuna Nacional a donde se decidió determinar la litología presente y evaluar la saturación de agua Sw a través de la tubería de revestimento TR de 3 %" en barrena de 57/8" -con la herramienta RST. (verfigura 6)

La metodología consistió en registrar la herramienta de medición de saturación en yacimiento (RST) a través de la TR en modo de captura e inelástico. Básicamente en ese caso, el RST es un medidor de espectros de rayos gamma inducidos por neutrones de alta energía emitidos por un acelerador de pulsos. Los neutrones interactúan con los elementos presentes en la formación, que luego emiten un rayo gamma de energía específica. Se ejecuta el programa ELAN-Plus para determinar la porosidad y INCRES- Specrolith para evaluar la litología. Finalmente, se


2100

2150


ejecutó nuevamente el ELAN-Plus con las concentraciones elementales calculadas previamente para determinar la Sw, la composición volumétrica y una litología más exacta.

En ese ejemplo, el RST -Spectrolith y el equipo de expertos de Schlumberger, conjuntamente con Petróleos Mexicanos, tuvieron éxito en determinar con precisión la litología presente así como indicar el mejor intervalo productor. Un éxito que resultó en ganancias significativas e inmediatas para el cliente, a pesar de las condiciones adversas encontradas

durante la etapa de perforación.

Las principales características empleadas durante las diferentes etapas de ese procesado fueron las siguientes:

Arena-Quarzo (determinado con el espectro del silicio, Si). Arcilla (determinado con el espectro del hierro, Fe). Porosidad ( estimada a partir de Sigma y TPHI) Saturación Sw (calculada con los espectros del carbono y oxígeno, C/O).

VIII.6 Figura 6


Intervalo disparado: x780/90 m. con Espiral Desechable ENERJET 2-1/8”. Producción inicial: 500 bbl de condensado 1,7 Mft3 de gas.

x750

VIII .8 Ejemplo de un perfil USIT en el que se observar claramente, además del estado de la cementación, las perforaciones de los disparos realizados.


TECNICAS DE EVALUACION DE LA CORROSION

La corrosión se puede detectar por medio de muchas técnicas, que incluyen calibres de sensores múltiples, y métodos electromagnéticos, como la herramienta electromagnética de Multifrecuencia (METT) y el Perfil Analítico de la Tubería (PAL). La herramienta METT mide el cambio de fase de una señal transmitida a través de la tubería, que es sensible al espesor del mismo. La herramienta PAL mide la pérdida de flujo y de la corriente parásita en 12 patines colocados contra al tubería. La herramienta USIT, mediante la medición de radio interno y el espesor de la tubería, constituye un buen detector de la corrosión, tanto interna como externa. Los orificios se pueden identificar hasta un diámetro de 1.2 pulgadas.

Para realizar una evaluación más detallada de la corrosión, se utiliza la herramienta Ultrasónica de Imágenes de Corrosión (UCI), que utiliza un transductor de alta frecuencia de 2 MHz para obtener una resolución espacial mucho mayor que el USIT. El rayo se enfoca en un ancho de O, 11 a 2 pulgadas para mejorar aún más la resolución espacial, y para reducir los efectos de descentralización y de sensibilidad a la rugosidad, con respecto a un transductor plano. A esta frecuencia, la tubería no resuena, si bien es posible medir claramente el tiempo de arribo de los ecos desde adentro y desde afuera de la tubería de revestimiento. Al igual que en el caso de la herramienta USIT, la velocidad del fluido se mide mientras la herramienta se encuentra dentro del pozo y se utiliza para calcular los radios interno y externo de la tubería con una resolución de 0,004 pulgadas y una precisión de +/- 0.04 pulgadas. El rayo de alta resolución focalizado puede detectar huecos externos o internos de 0,3 pulgadas de diámetro mínimo, según las especificaciones, y de 0, 16 pulgadas en algunos experimentos. A pesar de ello, dada la alta frecuencia, la máxima atenuación aceptable del lodo es de 2 dB/cm/MHz, lo que en la práctica significa agua, salmuera 0 un Iodo liviano.

La resolución del USIT se puede apreciar a partir de la figura 8. El pozo fue disparado con una densidad de 12 tiros por pies, empleando cargas con una entrada nominal de 0.91 pulgadas. Los orificios se observan claramente. En este pozo, la herramienta USIT se corrió para evaluar el cemento sobre una sección superior, y luego se efectúo otra carrera para controlar las perforaciones y la integridad de la tubería de revestimiento, lo que se realizó exitosamente. La herramienta USIT resulta muy efectiva para la evaluación de pozos viejos, puesto que tanto la corrosión como la calidad del cemento se pueden evaluar en una misma carrera. La evaluación combinada del cemento y de la corrosión permitió tomar decisiones efectivas con respecto al

reacondicionamiento del pozo.

VIII .7 El principio del USIT: a) Transductor rotativo, b) Resonancia y reflexiones

¿;p

~

VIII-565 aniversario de los registros eléctricos en México

.

9 EVOLUCION DEL REGISTRO DE PRODUCCION

EVOLUCIÓN DE LAS HERRAMIENTAS DE PRODUCCIÓN

Las herramientas de registros de producción se desarrollaron cuando las compañías productoras empezaron a producir en más de un intervalo a la vez . Entonces surgió la necesidad de conocer el porcentaje de aporte de cada zona y la presión y temperatura en el fondo. En 1967 se introdujo la primera herramienta de producción en México, llamada PCT o "Production combinable tool" lo cual estaba constituido por seis sensores:

a) Localizador de acoples para correlacionar y distinguir las diferentes herramientas de terminación .

b) Detector de rayos gamma también para correlacionar y determinar zonas de depósitos radioactivos.

c) Detector de presión ó manómetro para determinar la presión en el fondo y calcular los diferentes flujos tanto en el fondo como en superficie .

d) Detector de temperatura para corregir las otras lecturas, como presión, por limitaciones del sensor de presión . También la temperatura fue usada para calcular los factores de volumen usados para determinar el flujo total en superficie.

e) Un sensor de gradiomanómetro usado para determinar el tipo de fluido producido por cada intervalo.

f) Un hélice o rotor, lo cual dio una relación de la cantidad de flujo de cada zona .

IX.1 Molinete para medir flujos

Si bien los objetivos primordiales se han mantenido al pasar los años, tanto la tecnología involucrada en las mediciones. como las técnicas de procesamiento e interpretación de los datos han avanzado de manera constante.

En 1982 fue introducida a México la herramienta PL T o "Production logging tool", la cual tenía una gran ventaja sobre la anterior siendo que ahora se podrían adquirir datos de todos los sensores al mismo tiempo, ahorrando tiempo de perfilaje y, lo más importante, tomando varias informaciones al mismo tiempo, evitando así problemas de interpretación incluso en pozos fluctuantes. Esta herramienta era 1 mt mas corta que la antigua .

En 1990 llegó de la nueva generación de telemetría llamada telemetría B y también las nuevas herramientas, basada sobre este tipo de telemetría. El PTS o "Pressure temperature Sonde" salió como la primera herramienta que incluía los tres sensores de temperatura, presión y gradiomanómetro todo en la misma sonda. La primer ventaja de este fue que las medidas físicas del fluido fueran mas cerca evitando problemas de interpretación entre zonas muy lejanas. También la herramienta fue la primera que tenia un gradio-manómetro con una resolución de 0.02 gm/cc .

La ultima versión comercial de esta familia de herramientas fue introducida en México en 1997 llamada CPL T o "Combinable production logging tool" y tiene un nuevo sistema de telemetría todavía mas rápida que la anterior. Al mismo tiempo era 1 metro mas corta que el PTS .

Aparte, de las 6 mediciones original (rayos gamma, localizador de acoples, presión, temperatura, densidad y flujo) para un perfil de producción, en los últimos 10 anos ha salido al mercado varios herramientas las cuales pueden combinarse con la herramienta PL T original para mejorar la interpretación. Varios de estas herramientas son discutidas en los siguientes párrafos.

FLOW -VIEW(WATER HOLDUP)

La medición del Flo-View se basa en 4 sensores locales que diferencian entre agua e hidrocarburos, haciendo un conteo de burbujas, lo que permite un cálculo de hold-up real, independiente de la velocidad de deslizamiento (slipage) de los fluidos. Cada sensor tiene 4 posibles posiciones espaciales. La respuesta de la herramienta es digital y no requiere calibración previa. Adicionalmente se proporcionan dos medidas auxiliares: calibre y rumbo relativo. La herramienta puede detectar volúmenes de 5% y primera entrada de crudo o de agua con una resolución menor a un pié. Además, por la construcción de la herramienta, puede funcionar en condiciones en que habitualmente el gradiomanómetro es inexacto, como pozos horizontales o altamente desviados y es insensible a la salinidad del agua de formación.

65 aniversario de los registros eléctricos en MéxicoIX-1


IX.2 La herramienta Flow View con sus cuatro sensores

IX.3 Ejemplo de un perfil de flow view demostrando claramente los cortes de agua

IX-2

INYECCIÓN DE TRAZADORES

Son utilizados principalmente en la evaluación de perfiles de inyección de agua, pero también pueden ser adicionados a materiales inyectados a los pozos para evaluar fracturamientos, empaques de grava, topes de cemento o forzamientos de cementos y efectividad del cañoneo. La herramienta está configurada por un inyector de trazador radiactivo y dos detectores de rayos gamma con espacimientos entre los mismos de acuerdo al rango de inyección/producción .

CALIBREUtilizado para obtener el diámetro interno de la tuberia o del hueco abierto, determina anomalías en las terminaciones como colapsos, corrosión o depositación de parafinas.

CAPACITANCIAEsta herramienta responde esencialmente a la constante dieléctrica del fluido que pasa por el sensor de la herramienta.

El valor dieléctrico del agua (80), es mucho mayor al del petróleo (2- 4) y al del gas ( 1 -2), por lo que su respuesta es bien sensitiva a la presencia y cantidad de agua en la mezcla.

En una interpretación de dos fases: (agua \petróleo), el " volumen" del agua puede leerse directamente del registro. Cuando hay tres fases: agua/petróleo/gas, la determinación de los " volúmenes " se hace combinando la información de la densidad y la del corte de agua.

DENSIDAD DE FLUIDO : Densímetro nuclear: el principio de esta herramienta es semejante al de la densidad que se utiliza en Registros de agujero abierto. En este caso, la herramienta mide la densidad del fluido que ocupa el centro de la columna en gr./cc, muy confiable para la determinación del volumen en un ambiente donde hay diferencias notables entre las densidades de las fases.

MOLINETE:Con la evolución de la industria petrolera y las terminaciones, incluyendo producción de varias zonas al mismo tiempo, surgió la necesidad de tener un medidor de flujo delgado para mediciones dentro de la tubería. El spinner continuo fue la respuesta de Schlumberger para satisfacer esta necesidad del mercado. La herramienta es combinable con la original de PLT.

PLT Flagship : El PL T flagship es la más reciente herramienta producida por Schlumberger y fue desarrollada para



tener una respuesta de flujo en pozos horizontales donde las propiedades físicas de flujo son totalmente diferentes de aquellos en verticales. La herramienta es un combinación de todas la herramientas de PL T en una sola herramienta, incluyendo un nuevo sensor de medición de velocidad de fases diferentes.

IX.4 Molinete continuo

IX.5 El conjunto de flagship fue desarrollado para pozos horizontales

65 aniversario de los reBistros eléctricos en MéxicoIX-3

continuos

10 TOMA DE INFORMACION CON MUESTRAS DE PARED Y FLUIDOS DE FORMACION

EVOLUCION DE lA TOMA DE INFORMACION EN MEXICO

ANTECEDENTES

En 1955. Schlumberger introdujo la primera herramienta de prueba con cable llamada FT( Formation Testing Tool o Herramienta de Prueba de Formación). Fue diseñada para sacar una muestra de fluido por cada viaje al pozo. Aunque incluía un medidor de presión, el objetivo principal del FT era la extracción de muestras de fluidos de formación a una profundidad especificada, por lo que no estaba dedicada a obtener presiones.

Más adelante se desarrolló el FIT Probador de Intervalos de Formación (Formation Interval Tester), el cual ten ía la habilidad de obtener dos muestras por viaje al pozo. El objetivo principal de esta herramienta era también la obtención de muestras y no presiones.

La herramienta RFT o Herramienta de Pruebas Repetidas de Formación ( Repeat Formation Tester) fue introducida en 1975. Esta tiene la habilidad de realizar mediciones ilimitadas de presión en un solo viaje al pozo lo cual representa un avance significativo a la herramienta de generación anterior y por extraer dos muestras de fluido de formación ya sea independientes o del mismo lugar por cada viaje al pozo.

Otra mejora sobre las herramientas anteriores es que el RFT tenía la facilidad de realizar pre-pruebas o pre- tests, lo cual permitía al operador verificar que existiera un buen sello entre el empacador y la formación antes de extraer una muestra de formación.

Otro beneficio fue que se incorporó un strain gauge (medidor de presión por resistencia) a la herramienta, la cual era muy útil para poder grabar presiones y también para estimar permeabilidades. Después vino el sensor de cuarzo, el cual daba lecturas de presión mucho más precisas que el strain gauge.

La utilización e impacto de esta herramienta fue tan buena que duró en el mercado un periodo de 20 años.

Se desarrolló también la tecnología para tomar dos pruebas de presión y dos muestras de fluido de formación en pozo revestido por bajada. El problema que existía es que dejaba el orificio sin ser tapado. De momento se está desarrollando una tecnología que cubre las necesidades de evaluación en pozo entubado, dejando el orificio sellado.

También se utilizó el beneficio de realizar una muestra segregada de fluido de formación en el intervalo en cuestión. En este caso, la primera cámara era de 2 %

ó 6 galones, el cual contenía los fluidos invadidos y la segunda cámara podía obtener una muestra más limpia.

En la década de los ochentas con los nuevos sistemas impulsados por el gran avance en tecnología e inicio de la era de telemetría, Schlumberger introdujo el RFT -8 versión telemétrica. Esta herramienta por su gran avance en procesamiento de señal y telemetría, permitió mejorar la resolución del sensor de presión; además permitía la combinación de múltiples herramientas bajadas en una sola corrida que se aplicaba mucho en evaluaciones al igual de pozos de alto riesgo, profundos o difíciles. Este servicio se realizaba ya sea con cable o con tubería utilizando el sistema TLC (tough logging condition). En cuanto al procesamiento de la información, permitía la evaluación en tiempo real de la respuesta de tiempo contra presión y muestras de fluido para producir los gráficos esféricos, Horner, permeabilidad, decremento e incremento de movilidades con las presiones extrapoladas y gráficos de presión v s profundidad, entre otros.

La herramienta MDT (Probador Modular Dinámico de Formación), la más reciente herramienta de prueba de formación, representa una nueva herramienta de prueba de formación de cable. Fué desarrollada en 1992, comercializada a fines de 1994.

X.1 Comparativo de la evolución de la herramienta MDT

65 aniversario de los registros eléctricos en MéxicoX-1


Cubre un rango muy amplio de adquisición de datos y objetivos de análisis como presión, muestra y determinación de permeabilidades. Este representa uno de los avances más grandes que se ha tenido en tecnología. La herramienta, como es modular, tiene varias configuraciones. La primera es la estándar, el corazón del sistema. Contiene módulo eléctrico, hidráulico, las cámaras y el probador. Los módulos adicionales ofrecen capacidades adicionales, permitiendo configuraciones óptimas para aplicaciones específicas.

Tiene un nuevo transductor de cuarzo diseñado específicamente para reaccionar rápidamente y de forma precisa a los cambios de temperatura y presión, por lo que reduce el tiempo del pozo requerido para obtener presiones de reservas, control de tiempo real de los gastos de flujo y volúmenes permitiendo la grabación de óptimas pruebas de presión de punto a punto a través de formaciones altamente heterogéneas. Estas mediciones exactas graficadas contra profundidad proporcionan la determinación de contactos de fluidos y/o movimientos de ellos dentro de las reservas para pozos productores. Puede dar una estimación de la permeabilidad ya sea de la curva de incremento o decremento de presión. Las ventajas adicionales de la configuración estándar incluyen la determinación de la resistividad del fluido a través de la línea de flujo. Pueden realizarse muchas pruebas por cada viaje al pozo.

X.2 Configuración estándar

X-2

Esta configuración puede arreglarse de tal forma que realice prueba a 2 pies del fondo colocando el probador en el fondo. La configuración de doble probador puede ser utilizada para monitorear zonas contiguas, realizar pruebas de interferencia y mejorar los gradientes de presión, ya que la distancia entre ellos es conocida. La configuración de multiprobador (tres probadores) proporciona una medición más acertada de la permeabilidad, ya que puede estimar la vertical y la horizontal en zonas de anisotropía al medir las movilidades respectivas. El módulo de control de flujo proporciona los medios para pulsar la formación a mayor profundidad y para controlar el pulso para mayor exactitud al determinar la permeabilidad vertical. El control de pulso es un avance espectacular, ya que se puede controlar para realizar mediciones en todo tipo de formaciones hasta en las no consolidadas. El módulo de multimuestreo contiene 6 cámaras de 450 cm3 situables para análisis de PVT. Los cilindros o cámaras de muestreo son fácilmente manejables lo cual cumple con los reglamentos de transporte. El módulo de bombeo hacia fuera (pump out) tiene, entre otras aplicaciones el de bombear el fluido no deseado hacia la columna de lodo hasta que se vea a través del módulo de resistividad que la misma cambia a un valor ya fijo. Con esto, se recupera una muestra pura del fluido de formación. Otra ventaja es que puede limitar la presión de draw down aplicada a la formación. Se utiliza también para inflar y desinflar los empacadores.

X.3 Configuraciones del MDT: Probador de fondo t probador doble



X.4 Configuraciones del MDT: Multi probador y Multi muestreo con pump out y control de flujo.

X.5 Configuración del MOT: Módulo de doble empaque y doble empaque con probador.

El módulo analizador óptico de fluido es muy importante cuando no se pueden identificar los cambios de fluido, especialmente cuando se utilizan Iodos base aceite. Este utiliza técnicas de análisis óptico mediante un espectro de absorción para determinar el tipo de fluido. El módulo de doble empacador emplea dos inflables para aislar un intervalo de prueba de pozo. El módulo de bombeo, los infla. Puede espaciarse a diferentes distancias, la mínima es de 93 cm. Proporciona acceso a una área de la pared del pozo 3000 veces mayor que la del probador convencional. Esta área grande proporciona el retiro de los fluidos a

altas razones de flujo sin caer la presión por debajo de la presión del punto de burbuja, mientras que limita la velocidad del fluido a través de la arena. Esto proporciona un build up de presión con un radio de investigación de 50 a 80 pies. Eso se le llama mini DST. Tiene aplicación además en formaciones fracturadas donde el probador puede tener menos oportunidades, a menos que la micro imagen de pozo esté disponible para la determinación del punto de prueba.

EJEMPLOS DE APLICACION

Cuando se trata de disminuir los tiempos de equipo e incrementar la calidad en la toma de información en agujero descubierto, el Multi probador Modular de Formaciones (MDT) corrido con cable eléctrico demuestra su versatilidad. En un pozo del campo POL, el MDT identificó dos formaciones con diferentes gradientes de presión y distinto grado de movilidad de fluidos (k/ ~ ) de la formación, información importante que los ingenieros de yacimientos emplean en sus simuladores. El multi probador MDT cuenta con módulos intercambiables que permiten la definición del contenido de fluidos de la formación y su potencial productivo para optimizar las pruebas DST, los futuros disparos y reducir así los costos de terminación. El MDT permite además la toma de muestras para análisis PVT, estimación del factor de daño y permeabilidades en fracturas y matriz. Los puntos de prueba pueden ser definidos a partir de los registros geofísicos previos o de imágenes resistivas FM I

X.5 Configuraciones del MDT: Multi probador y Multi muestreo con pump out y control de flujo.

65 aniversario de los registros eléctricos en MéxicoX-3


X.7 Figura 7

Ejemplo del pozo Chalupa 5 de la Región Norte, donde se puede observar que las permeabilidades dan una buena correlación con el registro CMR. Muestra además los puntos de presión contra la profundidad.

MUESTRAS DE PARED DE INFORMACION

En los años cincuentas se evaluó la posibilidad de obtener muestras de formación utilizando el cable de registros eléctricos, con el cual se pretendía tomar una muestra pequeña en puntos específicos del agujero una vez evaluados los registros estándar. En los años sesentas surgió la primer herramienta de Schlumberger bajo el nombre de Tomador de Muestra de Núcleos (Core Sample Taker) Este sistema utilizaba un sistema de percusión, el cual enviaba a alta velocidad un barril pequeño, este a su vez, se incrustaba en la formación. Una vez incrustado, se jalaba la herramienta para recuperar el barril. Este era muy efectivo, ya que se podían obtener muchas muestras en puntos específicos del agujero. El porcentaje de recuperación en la mayoría de los casos es alto, dependiendo también de las condiciones del pozo y tipo de formación . Estas muestras de formación son muy útiles para los analistas en la verificación de litologías y cálculos petrofísicos, como tamaño de grano, porosidades, permeabilidades, etc. El sistema fue mejorando a través de los años con diferentes tipos de diseños de balas y herramientas. Entre otras, el CST -C, CST -M, CST -U, CST -V, CST - Y,etc. Estos sistemas pueden disparar de 12 a 30 balas por herramienta. Se pueden combinar algunas de ellas para obtener hasta 60 muestras en una sola bajada. Las balitas son disparadas en forma secuencial. Este sistema se sigue utilizando a la fecha.

X-4

En 1988 Schlumberger desarrolló la herramienta MSCT, herramienta mecánica de núcleo de paréd. Esta corta núcleos cilíndricos de la paréd de la formación, los almacena en forma secuencial y los regresa a la superficie para análisis. Aunque el CST es el método primario para la extracción de núcleos, debido a la fuerza explosiva del barril, esta herramienta tiene algunas limitaciones. En zonas no consolidadas, la fuerza explosiva resulta en compactación y deformación, lo cual reduce la indicación de porosidad de la muestra. En formaciones de roca dura, la fuerza del barril causa que la permeabilidad y porosidad aumente. Aunque el MSCT nunca va a remplazar al CST, soluciona las limitaciones de la mencionada especialmente en formaciones de roca dura. El MSCT contiene una barrena pequeña de diamante, la cual perfora lateralmente dentro de la formación, al final del corte, la barrena se ladea cortando el núcleo. El cual lo coloca en el barril de muestreo y ahí deposita un marcador.El porcentaje de recuperación de esta herramienta es superior al95 por ciento. Actualmente se utiliza ampliamente en la zona Norte.

X.8 Figura 8


CRONOLOGÍA DE PRUEBAS

DE SUPERFICIE Y FONDO DE POZO DE

SCHLUMBERGER

1926 Los hermanos E.C. y M.O. Johnson desarrollaron las primeras herramientas comerciales de prueba. Ellos se encontraban trabajando en campos petroleros en Arkansas, donde las condiciones locales exigían pruebas de formación frecuentes y costosas en agujero entubado. Las primeras herramientas de agujero descubierto que desarrollaron incorporaban una válvula y un elemento empacadorcónico.

XI.2 Figura 2

Las pruebas de campo realizadas con esta herramienta fueron exitosas, mejorando así la calidad del elemento empacador y añadiendo una válvula compensadora (de paso). Desarrollos posteriores resultaron en la MFE "Multiflow Evaluator" en 1961

1933 Las tendencias, a mediados de los treintas, incluían el uso de un registrador mecánico de presión en el extremo de tubería para monitorear lo que estaba sucediendo en el fondo del pozo.

1960 Flopetrol fue creada en 1960, ofreciendo pruebas de superficie y análisis de presión con 1 Línea

XI-1

de acero y de fondo en áreas franco parlantes. Las operaciones se extendieron rápidamente al resto del Hemisferio Occidental.

1969 Flopetrol diseñó el primer quemador costa afuera, que revolucionó las pruebas realizadas en las zonas marinas de explotación.

1971 Se crea una nueva generación de herramientas para cubrir las necesidades del DST de pozo entubado costa afuera: el PCT. Estas herramientas funcionan bajo el principio de presión aplicada al espacio anular sin necesidad de manipular los tubos después de haber anclado el empacador, permitiendo realizar pruebas en plataformas flotantes de perforación donde el piso se mueve con relación al lecho marino.

1976 La lectura en tiempo real de las presiones de fondo se introdujo mediante la técnica de Lectura de Presión en Superficie (SRO), lo que permitió un control más estrecho de la duración de la prueba y fue un beneficio importante para los ingenieros de yacimiento. En el transcurso de los años setenta se introdujeron también los registradores en modo memoria. También se mejoró la respuesta de los sensores de cristal a los cambios dinámicos, y se aumentó la resolución del registro de presión de fondo. El servicio se generaliza en todas las regiones petroleras de México.

1977 Schlumberger, inicia sus primera operaciones con línea de acceso en México.

1979 Flopetrol se integra a Schlumberger. Introducción la herramienta E-Z Tree, un árbol de seguridad de lecho marino, para realizar pruebas con equipos de perforación flotantes. En México se brinda el servicio en las regiones suroeste y noreste del Golfo de México.

Durante los años ochentas se realizaron investigaciones para métodos de adquisición automática de fondo y de superficie, interpretación de datos de presión y la introducción de nuevos análisis con curvas tipo y derivadas.

1987 Se inicia en México el servicio de TCP, con excelentes resultados, en particular en la región sureste del país.

1989 Con objeto de mejorar la efectividad de los costos y aumentar el uso de los resultados de pruebas de pozos se introdujo el sistema Data Latch.

1992 Se crea la tecnología inteligente IRIS. Se realizan trabajos con éxito en la región noreste de México.

1994 Un consorcio de 11 clientes junto con

65 aniversario de los reBistros eléctricos en México

11 PRUEBAS DE POZO

1965 1970 1975 1980 1985 1990

Sleeve Type PCT4-3/4 x 1-1/2, 15k, H2S

PCT-C5 x 2-1/4, 10k, H2S

PCT-D5 x 1-7/8, 15k, H2S

Limitations- Non-Fullbore- Mechanically operated reversing valves

Limitations- Unloading pressure

Limitations- Barrite- 1-7/8 dia.- Pressure rating- Testing with SLPJ only- Limited test facility

Improvements- Rupture disc operated tools

Improvements- New ball valve mechanism (higher unloading)- High temp seal- N2 spotting capability

Mech. ToolsMFE

1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996

PCT-E PCT-F

IRDV-A5 x 2-1/4, 10k, H2S

5 x 2-1/4, 10k, H2S 5 x 2-1/4, 15k, H2S

PCT-G3-1/8 x 1-1/8, 15k, H2S

Limitations- Pressure/ Temp

Limitations- Casing dimensions

Limitations- 330 temperature- Cycles

Improvements- Auxiliary features- Capability of testing in tension- Improved temperature rating (350)- Added flow loop

Improvements- Seal test fixture- Mud immunes- Improved temperature and pressure ratings- Lab testing in mud at elevated temperature

Improvements- Low pressure operation- Mechanical simplicity- Unaffected by temperature IRIS

Schlumberger calificó un conjunto de herramientas de DST para operar en condiciones hostiles de hasta 25000 psi y temperaturas superiores a los 204°C. Desarrollos posteriores permitieron innovar el sistema de empaques para que estos pudiesen operar arriba de los 260°C.

1995 Se genera en México el proyecto de un barco ecológico, con una instalación permanente que consta de tres fases de separación simultánea, quemador ecológico y tanques. Se brinda servicio a las regiones suroeste y noreste del Golfo de México.

1997 Schlumberger inicia sus primeras operaciones con línea de acero en México.

1998 Se introducen los sistemas de medición multifásica (MPFM), realizando trabajos en la región sureste de México, así como en la región noreste y suroeste del Golfo de México.

1999 La segunda generación de medidores multifásicos X-Venturi arriva a México, brindando servicio en la región suroeste de México.

2000 Se introduce la válvula de cierre de fondo MSDST en la región noreste de México. Se reintroduce el registro de producción en modo memoria MPL T, en el sureste de México.

XI.3 Figura 3

PRUEBAS INTEGRADAS DE POZOS

Los costos relacionados con perforar y terminar un pozo obligan a que estas operaciones se ejecuten en una forma segura, eficiente yefectiva.

Schlumberger ofrece un servicio integrado de pruebas de pozos, desde su diseño hasta la interpretación, desde el fondo del pozo hasta el quemador. Cualquier prueba tiene un conjunto de

objetivos, estos están influenciados por aspectos técnicos, operacionales, logísticos y de equipo, así como por la conducta real del yacimiento. Satisfaciendo todas estas condiciones, se puede lograr un perfil dinámico del pozo. El “Servicio Integrado de Pruebas de Pozos”. incluye básicamente: herramientas de fondo, equipo de superficie y sistemas de adquisición de datos,

XI.4 Figura 4

Para poder probar un yacimiento de una manera exacta, las pruebas deben llevarse a cabo tanto en la superficie (pruebas de producción) como en el fondo (pruebas de presión) del pozo además, para medir un yacimiento de manera correcta, las pruebas deben realizarse bajo condiciones dinámicas, esto significa que el yacimiento debe ser expuesto a un disturbio, lo cual causará un cambio en la presión del yacimiento. Este cambio en la presión del yacimiento, cuando es registrado junto con los gastos de gas I aceite medidos en superficie, proporciona información acerca de los parámetros y geometría del yacimiento.

La forma en como el cambio de presión en el yacimiento es creado varía de acuerdo a las condiciones de flujo. Si el pozo se encuentra cerrado desde hace un tiempo largo, la mejor forma para crear el disturbio es poner a fluir el pozo, lo cual es llamado "periodo de flujo" (drawdown). Si el pozo ha estado fluyendo por un largo tiempo, el disturbio se crea cerrando el pozo, lo cual es llamado "periodo de cierre" (Buildup). El disturbio en la presión de fondo también puede ser creado incrementando o reduciendo los gastos de gas /aceite.

65 aniversario de los registros eléctricos en MéxicoXI-2

11 PRUEBAS DE POZO

XI.5 Figura 5

(PRUEBA DE PRODUCCIÓN/MEDICIÓN

SUPERFICIAL)

La medición de la producción en superficie, consiste en un equipo temporal de separación, que incluye un árbol de estrangulación conectado al medio árbol de Petróleos mexicanos, el cual a su vez dirige el fluido del pozo a un separador, donde se realiza la separación por densidad de las fases líquida y gaseosa. Esta separación hace que se pueda contabilizar el gasto de aceite y de gas que se está produciendo utilizando un determinado estrangulador. Los gastos de fluidos producidos por el pozo por varios estranguladores, son importantes para conocer la producción del pozo en condiciones estabilizadas de fondo y determinar el estrangulador ideal que causaría un mejor aprovechamiento del yacimiento.

VENTAJAS DE LAS PRUEBAS DE MEDICIÓN SUPERFICIAL

El equipo de separación temporal debe realizar, de una forma segura y confiable, una amplia gama de funciones, como son: .Control inmediato de la presión del pozo y de los gastos de gas / aceite, incluye cambio de estranguladores y cierre del pozo. Esto aplica tanto

XI-3

para pruebas de exploración como pruebas de desarrollo, incluyendo los periodos de limpieza.

! Separar el crudo producido por el pozo en tres fluidos separados (aceite, gas yagua).

! Realizar la medición de una forma precisa de los fluidos separados.

! Recolectar muestras de superficie- .Instalaciones para la toma de muestras en el árbol de estrangulación y en el separador.

! Sistemas redundantes automáticos de seguridad en caso de contingencias.

! Equipo de medición portátil- ! Sensores de presión y temperatura en tiempo

real. con datos de gastos procesados por computadora.

! Disponer de los fluidos resultantes de una manera ambientalmente segura.

EQUIPO DE MEDICIÓN SUPERFICIAL "WELL TEST'

Al periodo de tiempo durante el disturbio de presión en el yacimiento, se le conoce en la ingeniería de yacimientos como "transiente de presión". En la superficie, los fluidos producidos durante los "transientes de presión" deben ser manejados usando instalaciones temporales de equipo de medición superficial, ya que las instalaciones permanentes de producción, por lo general, no han sido instaladas. Un arreglo estándar de un equipo de medición superficial, podría presentar el siguiente equipo de medición:

Cabeza de prueba (Flowhead) Árbol de estrangulación Sistema de paro por emergencia (ESO) Separadores Tanques de medición Bombas de transferencia Múltiples de gas y de Aceite. Quemadores ecológicos.

ELS (REGISTRO DE PRESIÓN DE FONDO EN TIEMPO REAL)

Los registros de presión y temperatura en tiempo real se utilizan para poder determinar y asegurar la calidad de los datos de presión y temperatura de fondo en todo momento y al instante de que se están creando los disturbios de presión. De esta forma, el ingeniero de yacimientos puede determinar y definir el cumplimiento de los objetivos de la prueba en el momento en que se obtenga. Estos registros se realizan utilizando sensores de alta resolución, bajados al fondo del pozo con cable eléctrico, el cual es conectado en superficie a una interfase de adquisición (SBSA), y ésta a su vez a una computadora, donde los datos son procesados.


11 PRUEBAS DE POZO

Configuración de fondo En cualquier momento de la prueba, ya solicitud del ingeniero de yacimientos, los datos de presión y temperatura de fondo que hasta ese momento se tengan, se pueden exportar del software de adquisición a un archivo ASCII, e ingresarlos al software de análisis e interpretación de Schlumberger. El ingeniero de yacimientos puede decidir continuar con el programa o definitivamente detenerlo, si el objetivo ha sido logrado.

CIerre de Fondo PCTV Iy Prueba de

Sarta co-

Imuestraa de Cdedor de bndo Muestras Aislar Z",,8S de R.xP.PSPK

I Interés da! Empacador anular Com,,"nasr SLPJ

da I axpanSl6n da la EJq)81Ik\n

18glstrador I T..paralu18s da

Fondo Da~8Z8r S~V/MCCV 1!Ao,. y -Válvula da -CFaJlack\n Probar -PVTlrF1V

Válvula da Prueba V'lvuB da PTSV/SBSV oeguI1d8d y Válvula da

ridad

SJB/JAR Junta-da~

~

XI.6 Figura 6

'f'

VENTAJAS DE LOS REGISTROS DEPRESIÓN DE FONDO EN TIEMPO REAL

Entre las numerosas ventajas de los registros en tiempo real se pueden mencionar las siguientes:

...

! .Asegurar el objetivo de la prueba mediante la validación de datos en el pozo y el uso de herramienta en modo memoria.

! .Reducción de costos de operación al evitar redundancia de datos.

! .Herramienta de alta resolución (detecta cambios de hasta 0.01 psi).

! .Asegura estabilización de datos de fondo para realizar la medición de gastos en superficie.

..

Schlumberger cuenta con 4 tipos de herramientas de fondo, sensores de cuarzo (WCQR y WTQR) y sensores de zafiro (WTSR y SLSR). Para efectuar la medición de registro de presión de fondo, se propone utilizar herramientas con sensores de cuarzo, las cuales presentan una resolución 10 veces mayor que las herramientas de zafiro. Estas herramientas pueden ser utilizadas en ambientes corrosivos, ya condiciones extremas de presión y temperatura (18000psi,175 °C).

XI.7 Figura 7

Los registradores presentan gran flexibilidad en cuanto a los tipos de servicio, trabajando tanto en el modo de tiempo real con cable eléctrico o en memoria con I ínea de acero. Además de poder ser utilizadas en el sistema "Datalatch" de Schlumberger cuando se realiza una terminación temporal del pozo (DST), donde se permite introducir hasta cuatro herramientas de alta resolución dentro de un porta registrador en la sarta de DST, lo que permite registrar por debajo y por encima de la válvula de fondo, así como en el espacio anular simultáneamente. Este sistema permite recuperar la información registrada por las sondas, y modificar la programación de las mismas (si el desarrollo de la prueba lo amerita) sin necesidad de sacar la sarta de DST, y leer las sondas en la superficie.

DST PRUEBAS CON CIERRE EN FONDO

DST resulta ser un conjunto de herramientas de fondo que acompañan a la sarta de prueba y permite realizar múltiples funciones, tales como:

XI.8 Figura 8

65 aniversario de los registros eléctricos en México Xl-4

11 PRUEBAS DE POZO

Cada pozo a probar requiere de un diseño particular el cual está ligado a los objetivos de la prueba y los requerimientos del cliente. La temperatura de fondo, presión de fondo, tipo de fluido a producir, tipo de fluido en la TR para controlar representan también parámetros que deben ser tomados en cuenta al momento de diseñar una prueba de DST.

VENTAJAS DE REALIZAR UN DST

! .La válvula de fondo es una barrera adicional para cerrar el pozo ante cualquier eventualidad, controlando el pozo en el fondo y evitando tener altas presiones en superficie-

! .La válvula de circulación permite controlar el pozo circulando fluido de mayor peso en la sarta-

! .Es posible probar la sarta a medida que va bajando al pozo, garantizando que las operaciones se efectuarán sin ningún riesgo debido a la capacidad de la sarta de soportar las condiciones del pozo durante la prueba.

! .Existen herramientas de DST que protegen a la sarta de las elongaciones y contracciones que sufre ésta debido a cambios de temperatura, disminuyendo así los esfuerzos adicionales en ella.

! .Al poder realizar cierres en fondo, se reduce el efecto de almacenamiento, obteniendo información valiosa como régimen de flujo y reduciendo el tiempo de prueba, ya que permite ver más rápido la respuesta del yacimiento.

! .Se evita que los datos se distorsionen por efecto de segregación de fases, que va a dificultar la tarea de interpretación para obtener los parámetros del yacimiento.

! .Desde un punto de vista operativo, se reducen las operaciones, ya que contando con una válvula de circulación múltiple se puede dislocar fluidos en la sarta sin la necesidad de utilizar tubería flexible-

! .En la situación que se dispare el pozo con TCP se puede crear bajo balance bien sea con N2 cualquier otro tipo de fluido.

TCP (PERFORACIONES CON PISTOLAS TRANSPORTADAS POR TUBERIAS)

El sistema de disparos a través de tubería consiste en una sarta de pistolas, espaciadores y accesorios que bajan en la parte final de una sarta de prueba o una terminación permanente. Las pistolas pueden ser posicionadas en la zona de interés utilizando herramientas de registros como el rayos gamma CCL. Esta técnica permite disparar todas las pistolas o disparar selectivamente de manera eficiente con bajo balance.

XI.9 Selección del TCP en función del objetivo de la prueba.

ASPECTOS IMPORTANTES EN EL TCP

Es importante conocer los parámetros que limitan la eficiencia de producción en los yacimientos para diseñar los sistemas de terminación y disparo lo más óptimo y económico.

Algunos de estos parámetros están directamente relacionados al tipo de formación que se está evaluando (Ko a) y al proceso de perforación (K do L). El resto de las variables relacionadas a la eficiencia de productividad pueden ser modificadas mediante la selección del sistema de disparos:

, Permeabilidad de la zona compactada (Kc) Esta puede ser modificada realizando una limpieza óptima de los túneles de las perforaciones a través de todo el intervalo disparado, así tenemos que si lo realizamos en "bajo-balance" inmediatamente después del disparo, es posible lograr una limpieza tal que este valor se acerque mucho más a la permeabilidad original de la formación (K) y no disminuya nuestra eficiencia de producción; por el contrario, realizar el disparo en "sobre-balance" podría disminuir la permeabilidad de esta zona hasta en un 60% de la original.

65 aniversario de los registros eléctricos en MéxicoXI-5

11 PRUEBAS DE POZO

! .Sobre balance extremo (EOB) constituye un caso particular en el cual se conectan zonas de mayor permeabilidad, fracturas, etc., por medio de micro- fracturas creadas durante el tratamiento ácido y por medio de la disipación de la altísima energía generada por la expansión del nitrógeno.

! .Penetración (P) Se pueden lograr diversas penetraciones con los diferentes sistemas, estos son escogidos dependiendo del tipo de formación y daño presente.

! .Densidad de Disparo (N) Existe una gran variedad de configuraciones, usualmente se escogen dependiendo del tipo de terminación a realizar, flujo natural, fracturado hidráulicamente, empaque con grava, etc.

! .Diámetro del túnel (d) Se pueden lograr diversos tamaños/diámetros con los diferentes sistemas/tipos de carga, éstos son escogidos dependiendo del tipo de formación, de las características de producción de la zona y del tipo de terminación a realizar. Por ejemplo, zonas con daño severo propensas a arenamiento pueden requerir diámetros grandes, etc.

SELECCION DE TCP EN FUNCION DE LOS P ARAMETROS DEL POZO

La selección de las pistolas y tipo de explosivo también va a depender de las condiciones del pozo. Algunos de estos parámetros son la temperatura de fondo, tipo de fluido en donde van a ser accionadas las pistolas, tamaño del revestimiento (casing).

XI.10 Rango de temperatura de explosivos.

XI-6

XI.11 Tamaño de pistola v s diámetro de casing

VENTAJAS DE REALIZAR UN TCP

El disparo de un pozo utilizando la técnica de TCP puede resultar muy ventajoso desde el punto de vista de seguridad y económico. A continuación se nombran algunas de estas ventajas:

Disparo de una sola bajada. Una sola bajada permite disparar un pozo bajo-balance y ponerlo a producción o a prueba inmediatamente. Largos intervalos, grandes espaciamientos pueden ser detonados, reduciendo los costos para el cliente.

Alta desviación. Grandes desviaciones no representan ningún impedimento para efectuar una operación de disparo.

Perforación Bajo-Balance. Permite tener una respuesta inmediata del pozo, permitiendo así limpiar los agujeros perforados; por consiguiente no genera un daño adicional a la formación. Si se tiene el bajo balance adecuado es posible que el pozo empiece a fluir sin necesidad de estimularlo.

Seguridad. Con el TCP no es necesario tener loS radios apagados en el momento de armado de pistolas, ya que el disparo de las pistolas es mecánico.

Disminución del tiempo de terminación. El disparo del pozo utilizando TCP permite bajar la terminación permanente junto con las pistolas reduciendo así el tiempo para poner el pozo en producción.

Variedad con respecto a densidad, patrón de


11 PRUEBAS DE POZO

disparo, y tipo de carga. Según el objetivo de la prueba se puede escoger el sistema más apropiado para alcanzar exactamente las necesidades.

Confiabilidad. Existe una gran diversidad de mecanismos de disparo y accesorios que permiten efectuar el disparo de una manera más eficiente tomando en cuenta las condiciones del pozo y los requerimientos operacionales.

XI.12 Cabezas de disparo

XI.13 Accesorios

REGISTRO DE PRODUCCIÓN

EN MODO MEMORIA (MPLT)

El registro de producción en modo memoria de Lee Tools busca cumplir con la demanda de registros de producción donde los trabajos con cable no pueden ser realizados, ofreciendo resultados de calidad a bajo costo. El programa base es fácil de usar, dado que puede ejecutarse desde una PC regular con sistema MS-DOS instalado. Además, el uso modular de las herramientas permite el uso de toda la sarta o sólo de las herramientas que se necesiten. Con ello, MPL T se establece como una opción lógica en numerosos servicios.

El registro en modo memoria es una medición de las características del pozo, donde la fuente de poder y el almacenamien1o de datos se incluyen en la herramienta, eliminando la necesidad de energizar la sarta desde superficie. El sistema de registro de producción en modo memoria (MPL) consiste en dos grupos de componentes: el sistema en superficie y las herramientas de fondo. Ambos sistemas se enlazan solamente al momento de realizar la programación de la herramienta o al momento de descargar la información adquirida por la herramienta en fondo.

XI-7

XI.14 Figura 14

APLICACIONES

-Determinación de producción de aceite, gas yagua, discretizando los porcentajes aportados por los diferentes intervalos analizados en pozos productores. En pozos inyectores es posible determinar la admisión de cada intervalo

-Correlación de profundidad -Pruebas de presión-temperatura -Detección de zona de pérdida de circulación. -

Detección de fugas en TP y TR -Determinación de flujo por detrás de TP y TR -Registros realizados con línea de acero y con tubería flexible.


11 PRUEBAS DE POZO

tecnología y método de trabajo que:

-Permite al usuario adquirir datos de calidad provenientes de diversos sensores, en lugar de una sola herramienta con todas las aplicaciones (modular). -Almacena datos contra tiempo con una gran precisión. -Utiliza como medio de energización baterías, y no cable. -Permite obtener registro con la misma calidad que aquellos realizados en tiempo real, pero reduciendo equipo y personal.'

EQUIPOS DE MEDICION MULTIFASICA (X-VENTURI)

Con equipo de medición multifásica (Phase Tester) instalado a boca de pozo, se realiza medición para conocer el comportamiento del pozo y su producción actual.

XI.15 Figura 15

NUEVA TECNOLOGÍA

Medición de los gastos de gas, aceite yagua acondiciones de línea No contamina el medio ambiente. Alto índice de seguridad. Menos costos indirectos y tiempo de operación. Provee mayor cantidad de datos en tiempo real. Mejor calidad y precisión de datos para el análisise interpretación de las pruebas. Alto índice de seguridad y menos costosIndirectos. Menos personal expuesto al riesgo.

- Menor cantidad de líneas superficialescon presión.- Presión de trabajo es de5000 psi.

Diseñado para operar en ambiente hostil

XI-8

No se desfogan gases o vapores a la atmósfera No hay presencia de flama No se necesita presa de quema, quemador, etc. No se requiere permiso de quema (15 días de

trámite) Diseño compacto y ligero

Ahorra tiempos de transporte Maximiza los espacios en los equipos.

PRINCIPIO DE MEDICIÓN

El medidor multifásico efectúa la medición de gastos de gas,aceite yagua a condiciones de línea, aunque las fases no estén separadas. Permite medir diversos flujos multifásicos: burbujas, Baches, remolino, anular, anular / baches.

XI.16 Figura 16


11 PRUEBAS DE POZO

Medición Multifásica durante el periodo de estabilización

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

26-Jun 11:00 26-Jun 12:00 26-Jun 13:00 26-Jun 14:00Fecha

Gas

tos

de C

rudo

bbl

s/d

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

Pres

ion

Cab

eza

/ psi

g

Presion - Cabeza Gasto de Crudo

Periodo de medición

1959 Balance de porosidad aplicado a la interpretación de registros en calizas limpias. Ing. Jesús Chavarría García

1960 Solución analítica de los registros de medición de echados. Su aplicación al desarrollo de los campos. Ing. Mario Villalobos Luna

1960 Un método para calcular la saturación residual de hidrocarburos y su aplicación al análisis de registros. Ing. Orlando Gómez Rivera

1962 El desarrollo presente de los registros eléctricos y técnicas auxiliares en pozos petroleros. Ing. Orlando Gómez Rivera

1963 Cálculo de la permeabilidad a partir de los gradientes de resistividad del registro eléctrico. Ing. Eduardo Loreto

1963 Interpretación del registro de medición de echados. Ing. E. Casas Lecona 1964 El registro de inducción. Ing. Angel Castrejón 1965 Normas para facilitar la interpretación de los registros geofísicos en arenas del

Distrito Reynosa. Ing. Nehemías Herrera 1966 Nuevas fórmulas para interpretación cuantitativa de registros eléctricos en

arenas arcillosas. Ing. Orlando Gómez Rivera 1968 "Registro de trazado res radiactivos en pozos inyectores de agua” Ing. Martín Nava G. 1968 Perfiles de producción en el pozo productor de la prueba piloto para la

inyección de agua al yacimiento jurásico del campo San. Andrés, Ver. Ing. Mar1ín Nava G. 1969 Registros de producción obtenidos con registradores Schlumberger en pozos

del Distrito de Poza Rica y del Campo Tamaulipas Constituciones Ing. Martín Nava G. 1969 Notas sobre registros computarizados, fundamentos e interpretación. Ing. Bernardo Martell 1969 Computación automática de los registros geofísicos en el pozo. Curvas de

análisis de la formación (FAL) Ing. M P. Tixier 1969

Interpretación de registros de producción en pozo de bombeo neumático. Ing. René Delgado 1970 Evaluación de la porosidad en formaciones limpias y arcillosas, en base al

registro sónico al de densidad y al de neutrón epitermal Ing. Carlos Salgado 1970 Correlación estadística del exponente de cementación como ayuda a la

interpretación de registros de pozos. Ing. Orlando Gómez Rivero 1971 Organización de una Unidad de Trabajo para la computarización de registros

geofísicos y evaluación de las formaciones. Ing. Martín Nava G. Registros de producción &n pozos de la Zona Sur. Ing. Evelio Arias A. 1971 La computación de registros eléctricos en eI IMP. Ing. César Arjona A. 1971 "Evaluación de la porosidad en formaciones limpias y arcillosas a base de

registros sónicos, de densidad y neutrón epitermel. Ing. Claude de Bailliencourt 1971 Interpretación del registro combinado sónico de cementación densidad

variable. Ing. José Joaquín Fernández

Relación de trabajos publicados en la revista Ingeniería Petrolera de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México (Al PM), testimonios de la aportación científica, tecnológica y de campo que se ha realizado en nuestro país.


12 BIBLIOGRAFIA DE TRABAJOS TÉCNICOS PRESENTADOS EN EL AIPM

XII-1

1971 "Importancia de un programa apropiado de registros geofísicos en la evaluación de las formaciones. Ing. Lorenzo Fong Piña

1971 "Sirve para algo el registro sónico de cementación? Ing. José Ernesto Galván 1971 Registros de producción en la Zona Sur. Ing. Raymundo Lorrabaquio 1972

Interpretación de anomalías detectadas por el registro radioactivo. Ing. José Luis Reyes 1972 Interpretación del análisis detectado por el registro radioactivo. Ing. Salvador Macías H. 1972 Aplicación de los registros continuos de desviación en el cálculo de

las coordenadas de pozos direccionales. Ing R. Torres Navarro 1975 Diseño y aplicación de un dispositivo de registro de potencial para el

estudio de fugas de corriente o interferencia exterior de tuberías de revestimiento. Ing. Rolando Aguilar

1977 Método para determinar el exponente de cementación y algunos parámetros como ayuda en el análisis de registros de pozos. Ing. Orlanda Gómez Rivera

1977 Correlación de registros de pozos lejanos perforados en el Arca Cretórica de Tabasco-Chiapas, en la plataforma continental Campeche Yucatán y su relación con la posible existencia de un tren de estructuras cretóricas jurásicas, alrededor de la Península de Yucatán. Ing. Martín Nava G.

1977 "Análisis de registros geofísicos en arenas arcillosas. Método simplificado Fert. Ing. Miguel Linares F.

1978 El registro sónico como indicador de gas. Ing. Miguel Linares F. 1978

Nuevas técnicas para mejorar la interpretación de registros de pozos. Ing. Orlando Gómez Rivero 1978 Evaluación de formaciones en pozos petrolíferos exploratorios

mediante registros geofísicos. Ing. Bernardo Martell 1978 El registro sónico como indicador de gas. Ing. Nehemías Herrera 1979 Estudio petrofísico de yacimiento de baja porosidad y su -aplicación

en el análisis de registro de pozos. Ing. Orlando Gómez Rivera 1980 Saca muestras de pared para formaciones suaves. Ing. Martín Nava Gomez 1981 Método de interpretación de registros de pozos en rocas Ing. Roberto

Torres Navarro complejas. Su aplicación de los pozos de la bahía deCampeche.

Ing. Roberto Torres Navarro Ing. Orlando Gómez Rivero

1981 Determinación de fracturas. Ing. Sergio Vázquez Arciniega 1981 Definición de los casquetes de gas en un yacimiento, por medio del

registros geofísicos. Ing. Juan Sánchez M Ing. Rubén Rodr!guez

1982

Aplicación de nuevas técnicas de medición geofísica en la República Mexicana.

Ing. Beniel Rarnírez Ing. Renato Nava Ing. Daniel Zinat

1982 Método de evaluación de formaciones por computadora utilizado por Pemex. Ing. Bernardo Mar1ell

1983

Aplicación de la Ecuación de Wayman Smits al análisis de registros de pozos del área Chicontepec

Ing. Orlando Gómez Rivero Ing. Oscar Mora Barrera

1983 Aplicación de los productos derivados de la Unidad Cibernética CSU en la Zona N. E. de México.

Ing. Daniel Zinat lng. Carlos Rigattieri

1983

EIDCA un nuevo método para el análisis de fracturamiento atravesado en pozos.

Ings. Daniel Zinat, G. Coustere G. Rebaul, M. Sutter, M. Vargas R. Larca, R. Nava, H. Ramírez y Patricia Zamara

65 aniversario de los registros eléctricos en MéxicoXII-2


`

1985 Litoestratigrafia por computadora a partir de registros geofisicos. Ing. Patricia Zamora 1985 Gráficas de Azimuth contra echado para el análisis estructural

(DAPSA). Ing. Honorio Ramírez 1986 El registro sísmico vertical. Ing. André Khayan 1987 Programa de disparos en el campo LUNA. Ing. Mario Vargas 1987 Detección de fracturas con el SONATA. Ing. Francisco Chacón 1987 Indices de resistividad de rocas fracturadas. Ing. Oscar Ortiz Ing. Eduardo Viro 1987 Aplicación de un nuevo método de análisis de registros de pozos en

el sureste de México. Fis. Gustavo Mendoza Romero 1987 Método para la detección de fracturas a partir del análisis de las

ondas sísmicas. Ing. Orlanda Gómez Rivera Ing. Oscar Mea Barrera

1988 Exponentes de cementación derivados de registros: su importancia en formaciones de carbonatos.

Ing. Héctor Martínez V. Ing. Oscar Ortiz Robles Ing. Eduardo José Viro

1988 Correlación de registros con técnicas de inteligencia artificial.

Ing. Daniel Iglesias S. Ing. Heberto Ramos

1990 Los registros de producción aplicados a problemas en pozos de Ila zona marina.

M en c. Aurelio López López Ing. Honorio Ramirez

1991 Generación de registros sintéticos de resistividad aparente. Dr. Pedro Anguiano Rojas 1992 Pozos productores de hidrocarburos con resistividad profunda y

somera invertida. Ing. Héctor Martínez V. 1992

Respuesta de los registros geofísicos en cavidades subterráneas. Ing. Tito Livio Pérez Ahuja 1992

Interpretación de registros geofísicos en pozos horizontales del campo agua fría.

Ing. Norberto Monroy Ayala Ing. Domingo Saavedra Torres In.Q. Héctor Martínez V.

1992 Interpretación de registros de pozos por medio de técnicas de optimización.

Dr. Luis Ramos Martínez Dr. Vinicio Suro Pérez

1992 MAXIS 500 un sistema innovador de registros geofísicos Ing. Javier A. Guzmán Poo 1994

Registros geofísicos de pozos y localizaciones de intervalos fracturados en formaciones carbonatadas de México.

Ing. Fernando Castrejón V. Dr. Alma América Porras L. In.CI. Oscar Pérez M.

1996 Sistema de toma de registros durante la perforación (LWD) una alternativa a la toma de registros con cable. - Dr. Luis Roca Ramírez

1998 Interpretación de registros geofísicos de pozos antiguos.

Dr. Pedro Anguiano R. Dr. James Hi Spurlin

1999 Registros presión -temperatura en ambiente Windows: ahorro de tiempo y disminución de tiempo para PEMEX

Ing. Marco A. Martínez H Ing. Luis Manuel Pérez P .

2000 Evaluación de calidad de registros geofísicos. Ing. Servio Tulio Subiaur A.

2001 Correlación de información petrofísica de yacimientos heterogéneos naturalmente fracturados.

Ing. Heberto Ramos R. Ing. Manuel Morales S.

XII-3 65 aniversario de los registros eléctricos en México


Documents

Libro - 65 Anos de Registros en MEXICO