INSTITUTO TECNOLOGICO SUPERIOR DE COSAMALOAPAN PETROFISICA Y REGISTROS DE POZOS

ING. MAY TONY REYES LOPEZ

INGENIERIA PETROLERA 507-A

KARLA B. AVILA COBOSSOFIA LOPEZ CAZARINFABIOLA MARQUEZ CELEDONIORICARDO REYES ANGELESESTEFANI VILLALOBOS RAYGOZASAID E. ZAMUDIO BUSTOS

Los registros de pozos de petróleo son técnicas geofísicas in situ, que se realizan en la operaciones petroleras para obtener una mayor información de los parámetros físicos y geológicos del pozo, tales como: cantidad de petróleo móvil, saturación de agua en formación, resistividad de las rocas, porosidad de las mismas, etc.

En la actualidad se utilizan para determinar el contenido de hidrocarburos, agua, minerales y competencia de las rocas que están sujetas a diferentes esfuerzos, también sirven para localizar y analizar rocas arcillosas y con composición mineralógica compleja.

Son técnicas que se utilizan para determinar casi de manera directa propiedades y parámetros físicos de las rocas.

El registro geofísico de pozos, consiste en una serie de mediciones, obtenidas por una sonda con varios sensores o antenas transmisoras y receptores que se introducen en una perforación para determinar las curvas de cada parámetro del pozo

Es la capacidad que tienen las rocas de oponerse al paso de corriente eléctrica inducida y es el inverso de la conductividad.

La resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos presentes en los poros de las rocas.

Si los poros de una formación contienen agua salada presentará alta conductividad y por lo tanto la resistividad será baja, pero si están llenos de petróleo o gas presentará baja conductividad, y por lo tanto la resistividad será alta.

Con este se mide la resistividad de la Formación, aplicando conceptos básicos de electricidad. La corriente puede atravesar únicamente a través del agua en la formación, por lo tanto la resistividad va a depender de:

Estructura de poro

Resistividad del Agua de la Formación.

Cantidad de Agua y presencia de Hidrocarburo en la Formación.

Inducción: El campo magnético que emite la bobina transmisora se induce en la formación y éste se induce en la bobina receptora para darnos por resultado el parámetro de Inducción. Se utiliza en lodos resistivos (lodo fresco o base aceite).

Eléctrico: La herramienta o sonda envía una corriente de un Amper que circula a través de la formación y en algún punto retorna, éste principio mide la resistividad de la formación al ser recibida por un electrodo de polaridad opuesta al transmisor.

Doble Laterolog: Este registro utiliza el mismo principio eléctrico, se diferencia de los demás por tomar el registro lateral doble.

Una de las herramientas que se utilizan en los Registros Resistivos es la Fuente: Corriente Eléctrica

La determinación de la porosidad de la formación se puede hacer de manera indirecta a través de las medidas obtenidas de herramientas nucleares o acústicas.

Las herramientas nucleares utilizan fuentes radiactivas. Mediante la medición de la forma de interactuar, con la formación de las partículas irradiadas por la fuente, se pueden determinar algunas características.

Se tienen tres tipos de herramientas nucleares:

Radiación natural Rayos gamma, espectroscopiaNeutrones neutrón compensadoRayos gamma litodensidad compensada

• Radiación natural: Rayos gamma, espectroscopia

Las herramientas para medir la radiación natural no requieren de fuentes radioactivas y la información que proporcionan es útil para determinar la arcillosidad y contenido de minerales radioactivos de la roca.

Neutrones: neutrón compensado

Las herramientas de neutrón compensado y litodensidad requieren de fuentes radiactivas emisoras de neutrones rápidos y rayos gamma de alta energía, respectivamente.

• Rayos gamma: litodensidad compensada

Dada la forma diferente en que las partículas interaccionan con la materia, resulta útil la comparación directa de las respuestas obtenida para la detección de zonas congas, arcillosas, etc.

Es un registro en función del tiempo, t, que requiere una onda sonora para atravesar un pie de formación. Esto es conocido como tiempo de tránsito, delta t, t es el inverso de la velocidad de la onda sonora.

El principio del registro sónico: consiste en la propagación del sonido en un pozo es un fenómeno complejo que está regido por las propiedades mecánicas de ambientes acústicos diferentes. Estos incluyen la formación, la columna de fluido del pozo y la misma herramienta del registro. El sonido emitido del transmisor choca contra las paredes del agujero.

Las medidas acústicas se usaron por primera vez en un pozo en 1951 con el objetivo de 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. Al poco tiempo se descubrió que las señales de velocidad podían usarse para determinar la porosidad de las formaciones. De esta manera, las herramientas sónicas se convirtieron en instrumentación indispensable para la determinación de presencia y cantidad de hidrocarburos en las formaciones. El registro sónico determina:PorosidadTipo de rocaFactores que lo afectan Hidrocarburos (especialmente gas)