Registros de pozos ** I.T.B.A. Repaso para el final Gonzalo Pérez Cometto MEDICIÓN DEL DIÁMETRO DEL POZO ** CALIPER ** 5

Transcripción

1 egistros de pozos ** I.T.B.A. epaso para el final Gonzalo Pérez Cometto ÍNDICE 1-2 MEDICIÓN DE LA POFUNDIDAD uedas calibradas 3 + Marcas magnéticas 4 + Por casing agregado 4 MEDICIÓN DEL DIÁMETO DEL POZO ** CALIPE ** 5 ESISTIVIDAD Y CONDUCTIVIDAD 6 TEMPEATUA DE FOMACIÓN 6 ECUACIÓN DE ACHIE 7 MODELO DE FOMACIÓN INVADIDA 7 EGISTO DE POTENCIAL ESPONTÁNEO ** SP ** 8 WA (QUICK LOOK METHOD, PESENCIA DE HC) 9 XO/T (QUICK LOOK METHOD, MOVILIDAD DEL HC) 9 GAMMA AY (G) - EGISTOS ADIOACTIVOS 10 EGISTO DE NEUTÓN 11 EGISTO DE DENSIDAD 13 EGISTOS DE ESISTIVIDAD 17 Lateral Log 17 Factor Geométrico (J) Factor geométrico (G) 19 Profundidad de investigación 19 Induction Log Depth, ILD 19 Página 1 de 43

2 AIT (Array induction Tool) 19 MSFL, MCFL y MLL 20 Microlog 20 ESONANCIA MAGNÉTICA NUCLEA (MN) 21 egistro SÓNICO 24 Cementación 26 egistros CBL-VDL 26 Microanillo 29 Ensayadores de formación 30 ALGUNOS EJECICIOS 31 EFEENCIAS 38 ANEXO DE FÓMULAS Nota importante LEE PO FAVO: Este material fue elaborado por Gonzalo Pérez Cometto para estudiar en la cursada de egistros de Pozos y de ninguna manera pretende transformarse en material de estudio. Se asume que quien lo lea posee la responsabilidad y el criterio suficiente, como alumno del I.T.B.A. y ligado a sus valores, de discernir sobre la veracidad del contenido sea correcto o no, quedando a su completo criterio el uso que le de al mismo. EL AUTO DE ESTE MATEIAL ECOMIENDA asistir a clases, despejar dudas con los profesores y aprovechar su buena disposición y experiencia (son excelentes y muy reconocidos en la industria), leer la bibliografía básica y la recomendada, el material de la cátedra y todo elemento asociado, ejercitar mucho, hacer los TPs, para poder asentar los conocimientos de la materia como corresponde antes de leer el presente resumen puesto que un alumno del ITBA NUNCA utilizaría este material como única y principal fuente de lectura por no estar asociada a la cátedra. Otra metodología de estudio correspondería a un alumno mediocre que no representa los ideales de la facultad y que a la larga será fácilmente reconocido por profesores, compañeros e incluso colegas cuando sean profesionales. EL PESTIGIO DE LA FACULTAD LO CONSTUIMOS TODOS, VOS TAMBIÉN, NO SEAS MEDIOCE. Página 2 de 43

3 MEDICIÓN DE LA POFUNDIDAD + A cable: uedas calibradas Marcas Magnéticas + Estimación por casing uedas calibradas Hay dos ruedas, cada una mide el número de vueltas por separado y luego se promedia. Son de alta precisión. La tensión del cable varía según: Subida (+ tensión) Bajada La profundidad suele tomarse en bajada y los perfilajes en subida. El error se considera tolerable si es 1 en 1000 metros. eferencia de profundidad MT ó GL (Ground level), nivel del terreno en Argentina. Página 3 de 43

4 Marcas magnéticas Cable que cada 50 metros se le agrega un imán. El cable se baja y en su recorrido pasa por un detector. El mismo es una bobina, que gracias al movimiento relativo del imán, se carga y emite una señal. Por casing agregado Es una estimación inicial. Según los largos de los casing agregados, la acumulada da la profundidad. 1csg 30 ft Página 4 de 43

5 MEDICIÓN DEL DIÁMETO DEL POZO ** CALIPE ** Permite conocer el diámetro real del pozo. De distintos tipos, 2 a 4 brazos que es el más preciso. Uso principal Calcular el volumen del pozo para cementar. Usos secundarios Saber si hubo derrumbes o si una capa es permeable. Diámetro nominal = Diámetro del trépano Diámetro real = Diámetro del caliper Si: Dreal < Dnominal Hubo invasión del lodo a la formación ya que se formó el mudcake (revoque) Dreal > Dnominal Hubo derrumbe (formación poco consolidada) Dreal = Dnominal Formaciones impermeables y bien consolidadas. Página 5 de 43

6 ESISTIVIDAD Y CONDUCTIVIDAD r = resistencia = ohm = resistividad = ohm.m C = conductividad = mho/m = Siemens/m Se suele registrar C = conductividad = 1000/= mmho/m Agua dulce NO es conductora. Agua salada es conductora. A + Salinidad, + Temperatura más conductiva (menos resistiva) Las resistividades 1 y 2 de una solución a temperaturas T1 y T2 1 1 = = 2 2 T. T 2 1 T. T ,77 (T F) + 6, ,5 (T C) + 21,5 TEMPEATUA DE FOMACIÓN Se asume un gradiente lineal T = TSUP + Gradiente. profundidad T1 T Gradiente = prof SUP 1 Tsup, es la media anual de la alocación. Página 6 de 43

7 ECUACIÓN DE ACHIE Sirve para formaciones limpias, sin arcilla. o 1 = F. w = m w o: esistividad de la roca saturada 100% en agua F : Factor de formación m: Exponente de cementación t = F. S w n w = w m n. S w t: esistividad de la roca n: Exponente de saturación n = 2 en general 1,7 m El uso principal de la ecuación de Archie es hallar la saturación de agua: 2 S w = w m. t MODELO DE FOMACIÓN INVADIDA Página 7 de 43

8 EGISTO DE POTENCIAL ESPONTÁNEO ** SP ** Se aprovecha del potencial natural, aquí dado principalmente por diferencias de salinidades. Uso principal detectar zonas de arenas (capas permeables) y arcillas (capas impermeables) Uso secundario Estimar w (y Sw) y Vcl (volumen de arcillas) La idea es la siguiente. Uno medirá el SP sobre el lodo si hay admisión habrá medición distinta (deflexión en la curva) A mayor deflexión, mayor admisión se considera una arena más limpia (con menor cantidad de arcillas) NO habrá admisión si el lodo es no conductivo sólo es útil en lodos a base agua K = constante SP = K. log mf, eq w, eq K = ,24. T ( C) K = 61+ 0,133. T ( F) mf,eq es el mf corregido por actividades químicas Se obtiene de tablas o bien, Si mf (@ 75 F) > 0,1 0,85 mf mf, eq =. Para estimar el volumen de arcillas se asume que la arena limpia será la de mayor deflexión en la curva SP Vcl ( SP) = 1 SP SP SP MAX se considera zona de areniscas 100% (aunque no sea cierto). MAX Página 8 de 43

9 WA (QUICK LOOK METHOD, PESENCIA DE HC) Al usar la Ec. de Archie sólo es válido en formaciones limpias. t m wa = = t. = F t w o wa es la resistividad del agua de formación aparente, incluye a TODOS los fluidos que contiene la roca. Entonces, wa = w 100% Agua (t = o) wa > w Presencia de Hidrocarburos (t y o son distintos) XO/T (QUICK LOOK METHOD, MOVILIDAD DEL HC) Al usar la Ec. de Archie sólo es válido en formaciones limpias. Como, t F. F. = y xo = n S S w n w xo mf xo t mf S =. w S w xo n Entonces, Si Sw<Sxo Si Sw=Sxo xo mf < Por lo tanto HAY HC MÓVIL t w xo mf = Por lo tanto HAY HC INMÓVIL o bien AGUA t w Página 9 de 43

10 GAMMA AY (G) - EGISTOS ADIOACTIVOS No emite radiación, solo recepta la radiación natural de la naturaleza ya que hay elementos que son naturalmente radiactivos: Se corre despacio porque la radioactividad es un fenómeno aleatorio. + K, potasio Arcillas + Th, torio Areniscas y carbonatos + Uranio La radiación se mide en cps (cuentas por segundo) pero en los registros se utilizan los API como estandarización. Principal aplicación Correlación de pozos Aplicaciones secundarias Puesta en profundidad de ensayos, estimación de Vcl. Como mide mucho en zonas de arcillas (la deflexión allí es mayor) se toma como capas de arcillas. Se puede estimar el Vcl, Vcl ( G) G G = G G MAX MIN MIN G MIN saco valor de zona de arenas limpias (menor deflexión y con SPmax) G MAX saco valor de zona de máxima deflexión (y menor SP) Página 10 de 43

11 EGISTO DE NEUTÓN COMPENSADO El registro neutrón compensado (CNL) está afectado por litología debido a que los neutrones son moderados principalmente por el hidrógeno pero otros átomos como el carbono, el oxígeno y el silicio tienen también un efecto moderador. Además, en la etapa de absorción de neutrones termales el cloro tiene un efecto importante. El registro se calibra en calizas saturadas en agua dulce, y por lo tanto la porosidad leída es la real en calizas. Para arenisca o dolomita se debe efectuar una corrección de acuerdo al gráfico adjunto, que también muestra la corrección adicional por salinidad adicional que se debe aplicar en el caso de aguas muy saladas. En cuencas donde no hay calizas se acostumbra presentar directamente el registro convertido a escala arenisca mediante el gráfico, que para porosidades medianas y altas equivale a sumarle aproximadamente 5 unidades de porosidad. Emite neutrones y recibe ayos Gamma. Los neutrones en su viaje por la formación chocan contra átomos y pierden energía. Como el hidrógeno es muy másico entonces provoca que pierdan mucha energía. Luego de sucesivos choques llegan a un nivel de energía llamado termal y son absorbidos. Sólo no sirve, se corre junto con el registro de densidad. cps atio = cps NEA FA α PHIN Lectura baja Alta phi, alto H 2 Lectura alta Baja phi, bajo H 2 Principal utilidad Detectar la presencia de gas (para ello precisa comparar con el registro de densidad) Utilidad secundaria Calcular la porosidad junto con el registro de densidad. En gas lee cualquier cosa y da lectura negativa y en arcillas en general no anda bien. Vcl DN = PHIN PHIN cl PHID PHID cl Porosidad Formaciones limpias y sin gas = PHI = PHID = PHIN D N Formaciones arcillosas y sin gas < Sin corregir por arcillas = D D N Corregido por arcillas = = Vcl. DC D DCl Página 11 de 43

12 Formaciones arcillosas y con gas D > N Sin corregir por arcillas = 3 N D + 4 Corregido por arcillas = NC 3 NC DC + 4 = Vcl. N NCl Se hace corrección por excavamiento del gas (producido por átomos que no son de hidrógeno) Página 12 de 43

13 EGISTO DE DENSIDAD Emite ayos Gamma a la formación y los recibe luego de que estos son dispersados por la formación principalmente por el Efecto Compton. En general se utiliza el Ce (Cesio) como fuente radioactiva. A igual Z/A la variación en medición se debe a la densidad de la roca. Z = n atómico A = n másico Puede correrse en pozo entubado, a condición que haya buen cemento y que la cañería sea de 7 o mayor. Utilidad principal Mide la densidad de la roca bulk density y el factor fotoeléctrico de la formación (para estimar la mineralogía) Utilidad secundaria Estimación de la porosidad, del contacto (OWC/GWC), litología con LDT tool. Mide bien en: Areniscas Calcitas/calizas Dolomitas Agua En realidad se calibra la herramienta para que lea bien en agua. Porosidad Para obtener la porosidad efectiva se debe corregir por efecto de arcillas. Formaciones limpias y sin gas ρ = ρ + ρ 1 b f ma ( ) + ρ b, densidad leída + ρ f, densidad del fluido (1 p/agua) + ρ ma, densidad de matriz (2,65 g/cm 3 p/areniscas) D ρ = ρ MA MA ρ B ρ F ρ D = ρ MA MA ρ B ρ W Página 13 de 43

14 donde ρw es la densidad del agua que es función de la salinidad, presión y temperatura. Debido a su poca profundidad de investigación, el agua que afecta al perfil de densidad es la del filtrado del lodo. Para lodos dulces o salados hasta 30,000 ppm a condiciones de presión y temperatura de reservorio, ρw es aproximadamente igual a 1 g/cm3, por lo tanto: ρ MA D = ρ MA ρ B 1 Página 14 de 43

15 Formaciones arcillosas y sin gas En capas arcillosas la porosidad derivada de la densidad es igual, en primera aproximación, a la porosidad total de la formación. Es decir, que mide toda el agua, incluida el agua ligada a las arcillas. + ρ cl, densidad de las arcillas + V cl, volumen de arcillas ρ ma ρcl Si Dcl = ρ ρ ma w ρ = ρ + ρ V + ρ 1 b f cl cl ma = D V cl ( V ) Dcl cl Formaciones con gas La presencia de gas en la zona invadida disminuye la densidad de fluido ρ f = ρ ws xo + ρ ag ( 1 S xo ) Donde ρ ag es la densidad aparente del gas y no la real, debido a que la herramienta ha sido calibrada para leer correctamente en caliza y agua y por lo tanto no lee correctamente en gas. ρ ag se obtiene del gráfico de densidad del gas en función de presión y temperatura. Al disminuir la densidad del fluido, también disminuirá la densidad rb leída por la herramienta ρ = ρ + ( 1 ) ρ b f ma y por lo tanto la porosidad D leerá de más. También se corrige por efecto de pozo y stand-off. (Haaaay Tablas) Página 15 de 43

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17 EGISTOS DE ESISTIVIDAD Siguiendo el modelo de escalón para la invasión: Medición de t (resistividad zona virgen): Inducción (registros inductivos sólo para lodos poco conductivos) Laterolog (registros por electrodos sólo para lodos conductivos) AIT (Array induction tool), (registros inductivos sólo para lodos poco conductivos) Medición de xo (resistividad zona cercana): adios de investigación: MSFL, MCFL (miden xo) Microlog (detección de revoque y capa permeable) Zona invadida Zona virgen xo t Sxo Sw Microlog MSFL LLS LLD AIT En general se corrigen las lecturas por efecto de pozo. (Hay tablas) Lateral Log equiere lodos conductivos. Mide resistividad. A diferencia de SP, aquí se induce corriente. LLD mide más profundo. LLS mide más somero. Factor Geométrico (J) Dice cuanto realmente es la medición de la herramienta. NO confundir con efecto de pozo. Hay tablas donde se entra por el DIÁMETO DE INVASIÓN (no radio, diámetro) y se obtiene el J de la herramienta. a = J* xo + ( 1 J ) * t Página 17 de 43

18 Ejemplo, Determinar las lecturas de LLD y de LLS, para el caso de capa de espesor infinito y para el caso de que no hay efecto de pozo, o los registros ya están corregidos por efecto de pozo. T = 40 ohmm; XO = 10 ohmm; DI = 30 LLS = 0.59 * 10 ohmm + ( ) * 40 ohmm = 22.3 ohmm LLD = 0.24 * 10 ohmm + ( ) * 40 ohmm = 32,8 ohmm a = J * xo + (1 J) * t Página 18 de 43

19 Factor geométrico (G) Es similar al J pero se usa en herramientas inductivas, es decir en aquellas que miden conductividades. Ca = G * Cxo + (1 G) * Ct Profundidad de investigación Es aquella donde el factor geométrico es 0,5 Induction Log Depth, ILD Miden conductividades. La inversa da t. En general todos los registros inductivos son de poca resolución vertical. Se basa en crear campos magnéticos sobre la formación que es descrifrado por un receptor. AIT (Array induction Tool) Son como multiples inducciones. Esta herramienta arroja 5 curvas separadas a la misma distancia vertical pero a distintas profundidades. La más común es la AT (A: Array, T: Two distancia vertical es 2 pies) Así por ejemplo se tiene: AT 90 AT 60 AT 30 AT 20 AT 10 Donde el n es el radio de profundidad AT 90 es la + profunda. Las curvas se pisan No hay invasión Las curvas se separan Hay invasión OJO AT 10 NO es xo Página 19 de 43

20 MSFL, MCFL y MLL MSFL Micro Spherical Focus Log MCFL Micro Cilindrical Focus Log MLL Micro Lateral Log Miden xo mediante electrodos pero difieren en la forma de enfocar la formación (forma esférica, forma cilíndrica) Microlog Mide el revoque. En los registros se pinta de rojo cuando hay revoque. mc = resistividad del mud cake. Página 20 de 43

21 ESONANCIA MAGNÉTICA NUCLEA (MN) Todo protón tiene momento magnético que se alinea con un campo magnético externo (Bo). Se pretende alinear Bo tal que enfoque sobre los átomos de Hidrógeno. Mide porosidad total. Tiene poca resolución vertical. Permite inferir, por medio de ecuaciones empíricas, la permeabilidad. Conviene correrlo junto con ensayadores de formación para saber si hay gas y corregir. Mide la cantidad total de hidrógeno en los fluidos y la distribución del tamaño de poros. No ve los átomos de hidrógeno de la estructura cristalina de las rocas, por lo que las lecturas son independientes de la litología. Se calibra para que lea porosidad = 1 en un tanque de agua. En capas con gas en la zona invadida la porosidad leída es menor a la real. De la distribución del tamaño de poros se puede obtener la fracción de agua ligada a las arcillas, lo que provee una medición indirecta de la arcillosidad. La porosidad total menos el volumen de agua ligada puede suponerse igual a la porosidad efectiva. Los petróleos muy pesados pueden afectar la estimación de porosidad efectiva. De la distribución del tamaño de poros también puede estimarse la fracción de agua irreducible e indirectamente, la permeabilidad. No puede correrse en pozo entubado. Página 21 de 43

22 Los números salen empíricamente. = BVI + FFI (Porosidad Total) BVI = Bula Volume Irreductible FFI = Free Fluid Index Estimación de la permeabilidad Kenyon (Schlumberger): k 4 ( md) = cte..( T2,log ) 2 Timar-Coates (Halliburton): Cte = 4,6 (arenas) Cte = 0,4 (calizas) 2 4 FFI ( ).. k md = cte k BVI Cte = (areniscas) Página 22 de 43

23 Efecto del gas NM =.( 1 S g ) Volumen de Arcillas Vcl NM = 1 EFECTIVA TOTAL Página 23 de 43

24 egistro SÓNICO Se mide DT (Delta Tiempo), que es el tiempo que tarda una onda acústica (ó tren de ondas) en viajar una distancia unitaria de formación (1 pie). [ DT ] µ sec 1 = = foot Velocidad La velocidad es: Gases < líquidos < sólidos Si el pozo tiene cavernas lee más de fluido Vel es mayor DT es menor El gas produce saltos de ciclo ya que hace muy lenta la velocidad no se detecta su amplitud y se saltea. Hay de: 2 receptores 4 receptores (para zonas con derrumbes) Tipos de ondas: Compresionales, P. Son las que penetran la formación. Afectadas por litología y fluidos. De corte, Shear, S. Stones apidez: P > S > Stones Porosidad Willie: DT = MATIZ DT fluido. + DT.(1 ) DT DTMA 1 S, Willie DTF DT = MA. C 1 DTSHEA C = 100 va si la formación es poco consolidada (DT SHEA > 100) p p Página 24 de 43

25 aymer-hunt: S, H. DT DT = C DT 0,625 < C < 0,7 (se recomienda empezar con 0,67) Para gases C = 0,6 MA DT MA sale cuando la porosidad es nula. Página 25 de 43

26 Cementación La principal función del cemento es sellar capas entre sí, es decir cortar su comunicación hidráulica. En la cementación puede haber muchos problemas como: Cañerías mal centralizadas Derrumbes Preflujo ineficiente y flujo incorrecto. Degradación de una mezcla de cemento durante su fraguado. Ya que durante el fraguado el cemento sufre una descompresión y puede admitir fluido de formación. Si bien el cemento tiene una permeabilidad baja en pozos gasíferos puede haber flujo. egistros CBL-VDL Su principio de funcionamiento es medir el tiempo de tránsito de una onda por el fluido y la pared del casing. La onda es emitida por una fuente de 20 KHz. CBL mide el tiempo del primer arribo que corresponde al casing. La atenuación de la onda dependerá del diámetro del casing, la dureza del casing y del grado de cementación alrededor del casing. VDL Es como un CBL pero más separadas (fuente-receptor) entonces enfoca más lejos, entre el casing y la formación. Por ende, sirve para ver canalizaciones e intrusión de gas. Página 26 de 43

27 El cement bond Index, da una idea de cómo está cementada la circunferencia de la cañería. CBI > 0,8 es considerada una buena cementación. La representatividad de este índice es limitada entre otras cosas a pozos centralizados, sin microanillos En general, si se tiene alta atenuación es porque hay buena cementación o mucha atenuación de la formación. Analogía Golpear una tubería suelta (ver que vibra mucho) y luego sostenerla con las manos y volver a golpearla (ver que al toque se atenúa la onda). Página 27 de 43

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29 Microanillo Es un pequeño vacío alrededor del casing. Puede deberse a haber cementado a presión. Ün registro CBL daría que no hay cemento (o sea, cañería libre) pero para sacarse las dudas puede volver a correrse el perfil CBL a presión para pegar el casing al cemento. También se puede inferir junto al registro VDL ya que si después de la cañería se tiene buena cementación pero aldedor de la misma no hay cemento, entonces hubo microanillo. Si bien logra el cometido de aislar las formaciones entre sí para pozos de petróleo, en pozos de gas no lo hace. Página 29 de 43

30 Ensayadores de formación Miden presiones y permiten tomar muestras de fluidos. Funcionan como pequeños ensayos de draw-down y Build-up. Usos de medir la presión: Estimar contactos, ver capas permeables e inferir permeabilidad de las mismas. En general se refiere a esta herramienta como FT (Schlumberger) pero su nombre difiere según la compañía. Procedimiento: Una vez en profundidad * Se cierra válvula ecualizadota que comunicaba con el lodo Se tenía hasta ese entonces la presión hidrostática de la columna. * El patín y la goma empacan sobre la pared de la formación. Se observa ligero aumento de la presión por el hecho de apretar la goma. * Comienza el desplazamiento del pistón de la cámara de preensayo entrando fluido a la cámara. La presión baja en una magnitud que depende de la permeabilidad. En gral el volumen de la cámara es de 10 cm3 (puede haber dos cámaras según la poca o mucha permeabilidad) * Si la formación es lo suficientemente permeable al terminar el llenado se recupera la presión rápidamente hasta casi la presión de formación. VE DE AGEGA FIG 11-2 * El ensayo termina cerrando el ensayador, abriendo la válvula ecualizadora y expulsando los fluidos. El manómetro más preciso es el de cuarzo. Estimación de la permeabilidad k = q. µ q.µ = P P ws P wf El caudal se estima con el tiempo de llenado de la cámara (10cm3 en cierto tiempo ) 5660 es una constante que depende de la herramienta, en este caso es para FT. Al ser la permeabilidad estimada efectiva (no absoluta) y además por ser tan pequeño el radio de drenaje la permeabilidad hallada será pesimista. Página 30 de 43

31 ALGUNOS EJECICIOS Página 31 de 43

32 Página 32 de 43

33 Página 33 de 43

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35 CEMENTACIÓN Decir si hay buen/mal cemento Página 35 de 43

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37 Ensayadores de formación Poner ej. De ensayo de formación donde pidan medir k. Página 37 de 43

38 EFEENCIAS CNL Compensated Neutron Log LLD Lateal Log Depth (Similar, ILD Induction Log Depth) LLS Lateral Log Shalow MSFL Micro Spherical Focus Log SFL Spherical Focus Log AIT Array induction Tool (inducción múltiple) CM MN (ó MIL) esonancia Magnética Nuclear BHC Bore Hole Compensated (Sonic Log) CBL Cement Bond Log VDL Variable Density Log Las personas son irrazonables, ilógicas y centradas en si mismas, AMALAS DE TODAS MANEAS Si haces el bien, te acusarán de tener motivos egoístas, HAZ EL BIEN DE TODAS MANEAS Si tienes éxito ganarás falsos y verdaderos enemigos, TEN EXITO DE TODAS MANEAS El bien que hagas se olvidará mañana, HAZ EL BIEN DE TODAS MANEAS La honestidad y la franqueza te hacen vulnerable, SE HONESTO Y FANCO DE TODAS MANEAS Lo que te tomó años en construir puede ser destruido en una noche, CONSTUYE DE TODAS MANEAS La gente de verdad necesita ayuda pero te podrían atacar si lo haces, AYUDALES DE TODAS MANEAS Dale al mundo lo mejor que tienes y te patearán en los dientes, DALE AL MUNDO LO MEJO QUE TIENES DE TODAS MANEAS -De un letrero en la pared de Shishu Bhavan. La casa para niños en Calcutta. Página 38 de 43

39 ANEXO DE FÓMULAS Básicos = V V FLUIDO TOTAL V AGUA Sw = HC V FLUIDO 1 = Sw + S Ley de Darcy k q. L = µ A ( P 1 P 2 ) Las resistividades 1 y 2 de una solución a temperaturas T1 y T2 1 = 2 T. T ,77 (T F) + 6,77 1 = 2 T. T ,5 (T C) + 21,5 Temperatura T = TSUP + Gradiente. profundidad T1 T Gradiente = prof SUP 1 Tsup, es la media anual de la alocación. Ec. Archie Válido para formaciones limpias (es decir, areniscas con hasta 10% de Vcl) t = F. S w n w = w m n. S w n = 2 en general 1,7 m 2 S w = w m. t SP, potencial espontáneo Mayor deflexión en zona de arenas limpias. Página 39 de 43

40 SP = K. log mf, eq w, eq K = constante que depende sólo de la temperatura K = ,24. T ( C) K = 61+ 0,133. T ( F) Si mf (@ 75 F) > 0,1, eq = 0,85 mf Caso contrario, de tablas mf. Vcl ( SP) = 1 SP SP MAX SP MAX se considera zona de areniscas 100% (aunque no sea cierto). G Mayor deflexión en zona de arcillas 100% porque son las más radioactivas. Vcl ( G) G G = G G MAX MIN MIN G MIN saco valor de zona de arenas limpias (menor deflexión y con SPmax) G MAX saco valor de zona de máxima deflexión (y menor SP) DN El neutrón se corre junto con el densidad para detectar gas. Vcl DN = PHIN PHIN cl PHID PHID cl Formaciones limpias y sin gas = PHI = PHID = PHIN D N Formaciones arcillosas y sin gas D < N Sin corregir por arcillas = D Corregido por arcillas = DC = D Vcl. Formaciones arcillosas y con gas DCl Página 40 de 43

41 D > N Sin corregir por arcillas = 3 N D + 4 Corregido por arcillas = 3 NC DC + 4 = Vcl. NC N NCl Se hace corrección por excavamiento del gas (producido por átomos que no son de hidrógeno) Densidad Formaciones limpias y sin gas ρ = ρ + ρ 1 b f ma ( ) + ρ b, densidad leída + ρ f, densidad del fluido (1 p/agua) + ρ ma, densidad de matriz (2,65 g/cm 3 p/areniscas) Página 41 de 43

42 Formaciones arcillosas y sin gas En capas arcillosas la porosidad derivada de la densidad es igual, en primera aproximación, a la porosidad total de la formación. Es decir, que mide toda el agua, incluida el agua ligada a las arcillas. ρ = ρ + ρ V + ρ 1 b f cl cl ma ( V ) cl Si Dcl ρ = ρ ma ma ρcl ρ w = D V cl Dcl TENE PESENTE D y N MIDEN TOTAL COEGIDAS MIDEN EFECTIVA MN = BVI + FFI (Porosidad Total) BVI = Bula Volume Irreductible FFI = Free Fluid Index Estimación de la permeabilidad Kenyon (Schlumberger): k 4 ( md) = cte..( T2,log ) 2 Timar-Coates (Halliburton): Cte = 4,6 (arenas) Cte = 0,4 (calizas) 2 4 FFI ( ).. k md = cte k BVI Cte = (areniscas) Efecto del gas NM =.( 1 S g ) Página 42 de 43

43 Volumen de Arcillas Vcl NM = 1 EFECTIVA TOTAL egistro SÓNICO [ DT ] µ sec 1 = = foot Velocidad Willie: DT = MATIZ DT fluido. + DT.(1 ) DT DTMA 1 S, Willie DTF DT = MA. C 1 DTSHEA C = 100 va si la formación es poco consolidada (DT SHEA > 100) p aymer-hunt: S, H. DT DT = C DT 0,625 < C < 0,7 (se recomienda empezar con 0,67) Para gases C = 0,6 MA DT MA sale cuando la porosidad es nula. p FT k = q. µ q.µ = P P ws P wf El caudal se estima con el tiempo de llenado de la cámara (10cm3 en cierto tiempo ) 5660 es una constante que depende de la herramienta, en este caso es para FT. Al ser la permeabilidad estimada efectiva (no absoluta) y además por ser tan pequeño el radio de drenaje la permeabilidad hallada será pesimista. Página 43 de 43