grupo 1 resomacia magnetica (1).pdf
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Jery López Mamani
Diego Ray Catorceno Gutiérrez
Fernando Ricaldez
Katherine Bernabé Rivero
INTRODUCCION.
1. DESARROLO HISTORICO.
2. MARCO TEORICO.
3. HERRAMIENTA.
4. EJEMPLO.
5. CONCLUSIONES.
6. BIBLIOGRAFIA.
Estos datos permiten identificar los
tipos de fluidos y sus propiedades
básicas, la porosidad, las zonas de
transición y el potencial de
producción en ambientes complejos.
La Resonancia Magnética Nuclear (RMN)
es un método químico-físico basado en
las propiedades magnéticas de los
núcleos atómicos.
Bloch y Purcell (EEUU) en 1945. Estos
científicos recibieron el premio Nobel en 1952 por su descubrimiento.
La extraordinaria tecnología de
adquisición de perfilaje de (RMN) ha
estado en continua evolución durante los
últimos diez años. Las compañías
petroleras utilizan estas mediciones en una variedad de aplicaciones.
En el centro de la herramienta MRIL, un
imán permanente produce un campo
magnético que magnetiza los materiales
de la formación. Una antena que rodea a
este imán transmite energía de
radiofrecuencia hacia la formación, en
ráfagas controladas con precisión en el
tiempo en forma de campo magnético
oscilatorio.
El núcleo de hidrógeno se puede
considerar como una barra imantada cuyo
eje magnético está alineado con el eje del
momento rotacional del núcleo. Cuando
hay muchos átomos de hidrógeno
presentes y no existe ningún campo
magnético externo.
Para hacer una medición RMN los átomos de hidrogeno se alinean como barras imantadas a lo largo de la dirección de un campo magnético estático conocido como B0.
Esta polarización insume un tiempo característico conocido como T1, que depende del medio que rodea al hidrogeno.
Los movimientos de los núcleos
atómicos pueden controlarse y
detectarse directamente con un
aparato de resonancia magnética
nuclear (RMN).
Muchos (aunque no todos) núcleos
atómicos pueden pensarse como
pequeñas barras magnéticas que
tienen un polo norte y un polo sur.
La RNM se construye en
base a una señal que
proviene de los núcleos
de hidrógeno. En el
centro de la herramienta
MRIL, un imán
permanente produce un
campo magnético que
magnetiza los materiales
de la formación.
La amplitud de los ecos es proporcional a
la magnetización neta en el plano
transversal al campo estático creado por
los imanes permanentes. La amplitud del
eco inicial se relaciona directamente con
la porosidad de la formación. La
intensidad de los ecos subsiguientes se
reduce exponencialmente durante el ciclo
de medición.
-Tamaño de poros.
-Las propiedades del fluido presente en el yacimiento.
-La presencia de minerales paramagnéticos en la roca.
-Los efectos de difusión de los fluidos.
Los tres mecanismos principales que inciden en los
tiempos de relajación T2son:
- La relajación de la superficie granular o superficial
- La relajación intrínseca del fluido.
- La relajación resultante de la difusión molecular en un
gradiente de B0 solo afecta T2
Relajación de la Superficie Granular:
Los fluidos que se encuentran cercanos o en contacto con la superficie de los granos, relajan mucho más rápido que aquellos alejados de dichas superficies. Debido a las complejas interacciones magnéticas que ocurren entre los protones de los fluidos y los átomos de impurezas paramagnéticas en la superficie de los granos
Relajación Intrínseca del Fluido:
Por ejemplo, la contribución de la relajación intrínseca del fluido se debe principalmente ala interacción magnética entre los protones de las moléculas del fluido, la que a menudo se denomina interacción espín-espín.
Resumen de los tiempos de relajación de los
distintos fluidos en función del mecanismo de
relajación.
La herramienta MRIL de NUMAR mide
fracciones cilíndricas (shells) resonantes y
concéntricas, de espesor variable, y a
distancias fijas de la herramienta,
determinándose la DOI según el tamaño
del agujero y la posición de la herramienta
en el mismo.
En 1995 la herramienta Combinable de
Resonancia Magnética CMR, fue
introducida por Schlumberger. Consta de
una antena corta direccional, ubicada
entre dos imanes optimizados, enfocado
la medición de la herramienta en una zona
vertical de 6 pulgadas y hasta 1.1
pulgadas dentro de la formación.
La difusión molecular es la clave para
revelar las propiedades de los fluidos
derivadas de los datos RMN. El gas y el
agua poseen velocidades de difusión
características que pueden ser calculadas
para determinadas condiciones de fondo
de pozo.
El diseño de la herramienta MR Scanner
ofrece la DOI fija de un dispositivo de
patín, con la flexibilidad de las DOI
múltiples de las fracciones cilíndricas
resonantes.
Consta de una antena principal
optimizada para obtener datos de las
propiedades de los fluidos y dos antenas
más cortas, de alta resolución, más
adecuadas para la adquisición de las propiedades RMN básicas.
Convencional:
-Más sensibles a los materiales en la matriz
mineral que a los fluidos presentes en los
poros.
-Los instrumentos están fuertemente
influidos por la presencia de minerales
conductivos.
-Requiere calibración de la herramienta con
la litología
- La caracterización de hidrocarburos y la
porosidad no depende de la litología.
- No necesita de fuentes radioactivas.
-Con una buena DOI se puede asumir la
porosidad como la porosidad total.
-La medición proviene de una región la cual se
encuentra libre de los efectos de invasión como
los del filtrado de lodo.
-Los datos de saturación de agua son
independientes de los datos de salida obtenidos.
A pesar de la variabilidad de las propiedades RMN de los fluidos, a menudo se puede predecir la ubicación de las señales de fluidos de diferentes tipos en la distribución de T2, o si hay datos medidos disponibles, se puede identificar. Esta capacidad provee una importante información para la interpretación de datos de RMN y hacen que muchas aplicaciones sean válidas.
Las herramientas MRIL-PRIME estudian
los fluidos en una zona delgada a pocas
pulgadas de la pared del pozo. Estas
herramientas pueden determinar la
presencia y las cantidades de diferentes
fluidos así como también algunas de las
propiedades específicas de los fluidos.
- Tamaño poral y porosidad:
El comportamiento de
RMN de un fluido en el
espacio poral de una roca
de yacimiento es
diferente al
comportamiento de RMN
en fluido en bruto. A
medida que el tamaño de
los poros que contiene
agua disminuye.
Hace referencia al agua contenido en el
espacio poroso que no se mueve en la
roca y en lacara de pozo durante la
producción. Este volumen es determinado
de la medición de la permeabilidad, pero
puede ser estimado razonablemente de
una curva de presión capilar
1. Cutoff BVI (CBVI): se basa en un valor fijo de t2
(t2cutoff), que divide la distribución t2 en dos
componentes: un compuesto de tamaños de
poros que contienen agua den los límites y el
otro consiste en tamaños de poros conteniendo
de fluidos libres.
2. BVI espectral (SBVI): se basa en el
reconocimiento de que un poro dado puede
contener tanto libre como fluidos de los límites.
-Porosidad independiente de la mineralogía.
-Distribución de la porosidad, complementada
con la distribución de tamaños porales en
formaciones saturadas con agua.
-Permeabilidad, determinada a partir del índice
de fluido libre y el volumen de agua irreducible.
-Volumen de agua irreducible y fluido libre, si
hay un valor confiable de T2.
-Cantidad de fluido en la roca.
-Propiedades de los fluidos.
-Tamaño de los poros, que contienen el
fluido.
-Distinguir zonas productoras.
-Evaluar yacimientos de petróleo y/o gas de
litología compleja.
-Determinar saturación de petróleo residual.
-Identifica crudos pesados y mediana
viscosidad.
-Estudiar formaciones de baja porosidad y
permeabilidad
El instrumento de RMN produce un
registro del pozo que deja constancia de
los datos procesados como una función
de profundidad. A continuación
encontrarás una parte de un típico registro
de pozo.
-En la columna A: aquí se encuentra la escala de
profundidad en ft.
-La columna B: representa la litología que tiene el pozo en
ese intervalo.
-La columna C: muestra un registro de la permeabilidad al
fluido derivada de la RMN. La permeabilidad cambia por
orden de magnitud en esta sección. En la formación de
granos finos la permeabilidad es insignificante, mientras
que en la sección superior de granos gruesos es
sustancial.
-Columna D: representa el tipo de fluido presente en la
roca.
-Columna E: ilustra la distribución de tamaño de los poros,
según se deduce de las mediciones de RMN.
El perfilaje RMN identifica y cuantifica la geometría de la roca y la movilidad de los fluidos, basado en las características de la relajación. - Uno de los aspectos singulares de las mediciones de RMN es que detecta y distingue fluidos diferentes en sitio, sin hacerlos fluir y analiza los fluidos en la matriz de la roca. - Debido a diferencias en tiempos de relajamiento y/o difusividad entre fluidos, - Puede extraer información tal como tamaño poral, - El éxito en la identificación y cuantificación de hidrocarburos se debe a que integra los datos de perfiles