PERFILES DE RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR

Presentación del tema: "PERFILES DE RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR"— Transcripción de la presentación:

1 PERFILES DE RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR
DOCENTE: ING. GRISEL JIMENEZ INTEGRANTES: CALLE GIOVANNA CONDORI CRISTIAN COSME KAREN FERNANDEZ JACQUELINE USQUIANO STEFFI

2 INTRODUCCION El registros de resonancia magnética nuclear (RMN) durante la perforación representa un avance significativo en la tecnología de geo navegación y evaluación de formaciones, que traslada los beneficios que ofrecen las herramientas de RMN operadas con cable a las operaciones de perforación en tiempo real. Ahora es posible obtener parámetros petrofísicos críticos, tales como las estimaciones de permeabilidad y productividad durante la perforación, lo cual provee información que ayuda a los petrofísicos, geólogos y perforadores a lograr el óptimo emplazamiento del pozo dentro de un yacimiento.

3 INTRODUCCION

4 HISTORIA Un fenómeno mediante el cual un núcleo absorbe radiación electromagnética de una frecuencia específica en presencia de un fuerte campo magnético. Isidor Isaac Rabi ( ), un físico estadounidense nacido en Austria, detectó la resonancia magnética por primera vez en Desde entonces, la resonancia magnética se ha aplicado a la detección de átomos de luz (como el hidrógeno en los hidrocarburos) y se ha utilizado como una forma no destructiva de estudiar el cuerpo humano.

5 A mediados de la década del 90, se ampliaron las posibilidades de estas herramientas con respecto a la caracterización de la movilidad de los fluidos en el yacimiento y recientemente, se han obtenido extraordinarios adelantos en las posibilidades de adquisición de datos, lo cual representa un significativo aumento en las velocidades de adquisición de registros.

6 Una ventaja fundamental que presenta la última generación de herramientas de RMN, es su capacidad de proporcionar un espectro más amplio de información acerca de los yacimientos. . Los datos de RMN permiten responder muchas preguntas claves a casi todos los profesionales relacionados con la exploración y producción, incluyendo los ingenieros de yacimiento, los ingenieros de producción y los geólogos.

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9 OBJETIVOS Comprender el principio fundamental y básico del comportamiento y empleo de la resonancia magnética nuclear. Estudiar el manejo y aplicación de las herramientas para la evaluación de formaciones en tiempo real. Con herramientas de perfilaje de resonancia magnética nuclear por pulsos (RMN) podemos resolver problemas difíciles en la evaluación de las formaciones. Dar a conocer los principales parámetros que se pueden obtener mediante la resonancia magnética nuclear.

10 FUNDAMENTOS TEORICOS DE LA RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR (RMN)
La caracterización de los hidrocarburos se ha perfeccionado gracias a la interpretación de registros de RMN, combinados con otras mediciones. En definitiva, se obtiene una evaluación más precisa de la producibilidad del yacimiento.

11 Principios Físicos de la Resonancia Magnética Nuclear
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.

12 Principios físicos básicos de las mediciones de RMN en reservorios clásticos
En este estado de magnetización estable se aplican los pulsos en una frecuencia (en realidad una banda de frecuencias) igual a la frecuencia de Larmor que es la única frecuencia a la cual es posible comunicar energía a los protones. Este fenómeno es denominado resonancia magnética nuclear (RMN).

13 Este primer eco tiene la información de la cantidad de protones que participaron en el experimento de RMN y como éstos están contenidos en los fluidos la amplitud de este eco es proporcional a la porosidad del medio que estamos midiendo.

14 Los espectros representan la concentración de señal que corresponde a cada T2. En los mismos, la variable independiente x, representa la constante de tiempo T2, que a pesar de tener unidades de tiempo, no tiene el significado físico del tiempo. La amplitud de los ecos de cada experimento, puede ser expresada en función de la concentración de señal de la siguiente manera P(T2) Donde: P(T2): distribución verdadera de T2 T: tiempo n: eco número (n.TE): variable tiempo acotada M(n.TE): Magnetización inicial e: base de los logaritmos naturales T2: variable constante de tiempo que caracteriza fenómenos RMN TE: tiempo entre ecos

15 Estos espectros son datos en el dominio de T2, es decir que mediante este proceso se pasa de variables de tiempo a variables de T2. Dicho en otras palabras, del dominio del tiempo al dominio de T2. Es posible fijar límites en este espectro de T2 de manera de dividir a la porosidad, que es el área del espectro de T2, en porciones que representen muy aproximadamente a las porosidades efectiva, irreducible y móvil. Esto dependerá de una correcta elección del método de adquisición y de los valores T2 límite o de corte elegido

16 MAGNETISMO NUCLEAR Muchos núcleos atómicos poseen un momento magnético y se comportan como imanes en rotación. Estos imanes interactúan con los campos magnéticos externos y producen señales medibles que se pueden maximizar si los campos oscilan a la frecuencia de resonancia de un núcleo en particular. 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, los ejes de los momentos rotacionales nucleares del hidrógeno están alineados al azar

17 POLARIZACION 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. Cuando B0 se aplica a un núcleo magnético, B0 ejerce un momento torsional sobre el núcleo que actúa para alinear el eje del momento rotacional nuclear con B0.

18 Datos sin procesar del perfil Porosidad y Distribución T2 con RMN
Antes de que una formación sea perfilada con una herramienta RMN, los protones en los fluidos de la formación están orientados al azar. A medida que la herramienta pasa en frente de la formación, va generando campos magnéticos que activan esos protones. Se usan secuencias pulsantes diseñadas para generar una serie de así llamados écos de momentos rotacionales, que son medidos por las herramientas de perfilaje con RMN y se exhiben en los perfiles como trenes de ecos.

19 La amplitud inicial de un tren de ecos es proporcional al número de núcleos de hidrógeno asociados con los fluidos en los poros dentro del volumen sensible. La Fig. 2 muestra la distribución de T2 derivada del tren de ecos de la Fig. 1.

20 PERMEABILIDAD

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23 HERRAMIENTAS DEL REGISTRO DE RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR
ING. PETROLERA 21/09/2018 HERRAMIENTAS DEL REGISTRO DE RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR REGISTRO DE RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR 21/09/2018 REGISTROS DE POZOS UMSA

24 Las mediciones obtenidas con las herramientas RMN
ING. PETROLERA 21/09/2018 La extraordinaria tecnología de adquisición de registros o perfilaje de resonancia magnética nuclear (RMN) ha estado en continua evolución durante los últimos diez años. Las compañías petroleras utilizan las mediciones de RMN en una variedad de aplicaciones cada vez más numerosas. Las mediciones obtenidas con las herramientas RMN Transformar la terminación de pozos. También el desarrollo de los yacimientos. REGISTRO DE RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR 21/09/2018 REGISTROS DE POZOS UMSA

25 Las herramientas de registro de RMG utilizan potentes imanes permanentes para crear un intenso campo magnético estático (Bo) de polarización dentro de la formacion . La variable T2 es la constante de tiempo que caracteriza el decaimiento de la componente transversal de la magnetización. REGISTRO DE RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR 21/09/2018

26 PRESENTACION DE LA CURVA DE REGISTRO DE RESONANCIA MAGNETICA
REGISTRO DE RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR 21/09/2018

27 GEOLOGOS Y PETROFISICOS- mejor conocimiento de la geometría del poro
LOS DATOS OBTENIDOS CON LAS HERRAMIENTAS RMN PERMITEN RESPONDER PREGUNTAS CLAVES A CASI TODOS LOS PROFESIONALES COMO: TERMINACIÓN- para diseñar tratamientos de estimulación de yacimientos como estimulación hidráulica. YACIMIENTO- evaluar cualidades de la roca con datos RMN de alta resolución, par la localización de barreras de permeabilidad vertical. GEOLOGOS Y PETROFISICOS- mejor conocimiento de la geometría del poro La caracterización de los hidrocarburos se ha perfeccionado gracias a la interpretación de registros RMN, combinados con otras mediciones. REGISTRO DE RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR 21/09/2018

28 Entre estas herramientas tenemos las siguientes:
1. RMN 2. CMR (herramienta combinable de RMN) 3. CMR-200 4. CMR-PLUS REGISTRO DE RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR 4. MRIL (herramienta de imágenes por resonancia magnética) 21/09/2018

29 La CMR introducida por Schlumberger en 1995, esta herramienta es de patín porque es apoyada contra las paredes del pozo por medio de un fleje descentralizador. GRAFICO: diseño de la herramienta CMR. La herramienta CMR- pus utiliza una antena similar a la herramienta CMR-200; la configuración de los imanes y los elementos electrónicos también es similar. Los 2 imanes permanentes crean una zona sensible a un campo de resonancia en la formacion (arriba a la derecha y abajo a la izquierda). No obstante, los imanes de la herramienta CMR- Plus (abajo a la derecha) tiene 30 pulgadas de largo para permitir la pre polarización de los átomos del hidrogeno en rotación mientras se perfila en forma continua. Esta nueva característica del diseño, le permite a la herramienta CMR-Plus operar con mayor rapidez. 21/09/2018 REGISTRO DE RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR

30 - Este comprende un campo pre polarizado mas extenso
Esta herramienta tiene la ventaja de obtener datos de forma rápida y precisa lo q es muy importante en la toma de decisiones La CMR-PLUS - Este comprende un campo pre polarizado mas extenso - Aumenta la velocidad de perfilaje hasta 3600 pies/hora De bajo peso 450 lb La herramienta tiene un largo de 15,6 pies aprox . La MRIL - Incorpora un imán largo permanente para crear un campo estático lateral en la formacion - Se corre en la parte central del pozo y el volumen de medición consiste de una capsula resonante cilíndrica y concéntrica de 24 pulg de longitud y 0,004 pulg de espesor Alcanza una profundidad de investigación de 2,5 pulg lo cual reduce a la sensibilidad de la rugosidad del hueco REGISTRO DE RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR 21/09/2018

31 REGISTRO DE RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR
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33 Las herramientas MRIL pueden suministrar tres tipos de información:
Cantidades de los fluidos en la roca. Propiedades de estos fluidos. Tamaños de los poros que contienen estos fluidos Estudios de casos específicos y la teoría han mostrado que las herramientas MRIL proveen datos muy determinantes para: Distinguir zonas productivas de baja resistividad/bajo contraste Evaluar yacimientos de petróleo y/o gas de litología compleja Identificar petróleos pesados y de viscosidad mediana Estudiar formaciones de baja porosidad/baja permeabilidad Determinar saturación de petróleo residual Mejorar el diseño de tratamientos de estimulación REGISTRO DE RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR 21/09/2018

34 Porosidad independiente de la mineralogía
En particular, los datos de RMN proveen la siguiente valiosa información: Porosidad independiente de la mineralogía Distribución de porosidad, complementada con distribución de tamaños porales en formaciones saturadas con agua Volumen de agua irreductible y de fluido libre si hay un valor confiable de T2cutoff Permeabilidad, determinada a partir del índice de fluido libre y del volumen de agua irreductible ó T2 promedio Clasificación de hidrocarburos mediante el uso de (1) contrastes ponderados por T1 para agua, gas y/o petróleo liviano, (2) contrastes ponderados por difusividad para agua y petróleo viscoso, y (3) cálculos de saturación de agua para la zona virgen optimizados con RMN. REGISTRO DE RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR 21/09/2018

35 LIMITACIONES PARA LA HERRAMIENTA
Lecturas afectadas por el radio de invasión del fluido de perforación (en especial para petróleos de baja viscosidad tomándolos como acuíferos) Acuíferos con pequeños porcentajes de hidrocarburos producen diagnósticos erróneos. Solo trabaja a pozo abierto. REGISTRO DE RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR 21/09/2018

36 APLICACIONES DE LOS REGISTROS DE RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR EN LA EVALUACION DE YACIMIENTOS
Los registros convencionales han mejorado progresivamente su determinación de porosidad y saturación de fluidos, pero no ha podido proveer una estimación sistemática de la permeabilidad. Es por esta razón que el perfilaje con resonancia magnética nuclear representa una nueva revolución en evaluación de formaciones con registros con cable eléctrico debido a que las respuestas de los perfiles RMN son únicas entre los demás perfiles.

37 Las técnicas de Resonancia Magnética Nuclear han ido progresando durante los últimos años, El éxito en la identificación y cuantificación de hidrocarburos se debe a que integra los datos de perfiles convencionales con la metodología interpretativa RMN para mejorar las aplicaciones de la misma. Con este fin, se ha presentado un nuevo instrumento RMN, se han desarrollado nuevas técnicas de procesamiento de datos, y se han puesto a disposición de la industria nuevos paquetes de interpretación de datos tales como soluciones RMN en tiempo real.

38 La sensibilidad de la RMN al tamaño del poro tiene dos aplicaciones simples pero muy impactantes. La primera es la permeabilidad, que está determinada por el tamaño de los poros. La segunda aplicación de los datos de la RMN es determinar una distribución de los tamaños de los poros. Como los poros dentro de una roca pueden variar considerablemente su tamaño, las distribuciones son muy amplias. La distribución del tamaño del poro brinda al geólogo mucha información sobre una roca; es mejor que observarla con un microscopio.

39 Identificación de hidrocarburos con RMN
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.

40 a) Cantidad de fluido La herramienta puede medir directamente la densidad de núcleos de hidrógeno en fluidos de yacimiento. b) Propiedades de los fluidos Las herramientas 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 (agua, petróleo, y gas)

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42 Porosidad En las rocas saturadas con agua a cada tamaño de poro le corresponde un tiempo de relajación T2. En consecuencia, una curva de distribución de T2 refleja la distribución poral, donde a cada tiempo de relajación le corresponde una porosidad parcial como contribución de cada tamaño de poro. Los poros grandes exhiben una tasa de decaimiento lenta, es decir, una constante de tiempo T2 larga. A medida que disminuye el tamaño poral, la tasa de decaimiento se hace más rápida y por lo tanto el tiempo T2 más corto. En una roca real compuesta por muchos tamaños de poro, cada uno de ellos contribuye parcialmente a la porosidad total, se observa un decaimiento compuesto, que al transformar los dominios de tiempo, se convierte en un espectro de porosidades parciales en función del tiempo de relajación T2. Esta inversión de los ecos a una distribución de T2 es la parte fundamental del proceso de interpretación de la medida de RMN

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44 Permeabilidad La permeabilidad es una de las propiedades más importantes tanto para la caracterización como para la simulación de yacimientos y, por ende, influye en las decisiones que determinan el desarrollo del mismo. El problema radica en que existen pocas fuentes para obtenerla directamente, las pruebas de pozos (pruebas de presiones y pruebas durante la perforación) proveen información de la productividad o la capacidad de flujo, sin embargo, no genera información referente a la heterogeneidad del yacimiento. Una de las aplicaciones más importantes obtenidas de los registros de RMN, es la capacidad que poseen para generar un perfil de permeabilidad en tiempo real. Para estimar la permeabilidad con RMN es necesario aplicar métodos que básicamente son una combinación de modelos y relaciones experimentales y teóricas, en los cuales la permeabilidad se relaciona con la porosidad, y en algunos casos con el radio de garganta de poro.

45 Saturación de agua irreducible, FFI y BFV
La saturación de agua irreducible corresponde a la porción de agua contenida en la roca que no es posible producir. Al realizar las mediciones de RMN a muestras saturadas únicamente con agua irreducible, es posible obtener parámetros de relevancia que posteriormente permitirán conocer la capacidad de producción de fluidos que posee una formación, estos parámetros son: FFI, el cual representa la cantidad de fluidos que se pueden producir de la roca, y el volumen de fluido ligado (BFV), el cual en ciertas bibliografías es denominado volumen bruto de agua irreducible (BVI) y representa los fluidos que quedarán entrampados y son inmóviles dentro del volumen poroso; estos parámetros son indicativos de la cantidad (saturación) de fluidos que se pueden producir en la roca medida.

46 El comportamiento de RMN de un fluido en el espacio poral de una roca de yacimiento es diferente al comportamiento de RMN del fluido en bruto. La distribución de T2 a partir de datos RMN ofrece una estimación razonable de la distribución de tamaños porales de una zona cuando la zona está 100% saturada con agua, como se muestra en la Figura, para muestras de areniscas y carbonatos. Aún cuando hay hidrocarburos, el BVI distingue las arenas de grano fino de las arenas de grano grueso. Esta información es muy útil cuando se evalúa la calidad y el ambiente deposicional de un yacimiento.

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48 Aplicaciones de la RMN en la evaluación de formaciones
Porosidad total, efectiva y asociada a las arcillas (independiente de la mineralogía de la roca). Distribución del tamaño de poros. Saturación de agua irreducible. Estimación de permeabilidad. Saturación de fluidos producibles. Identificación del tipo de fluidos presente en el espacio poroso. Detección de gas en yacimientos muy arcillosos o de litología compleja. Determinación de contactos agua-petróleo, gas-petróleo y gas-agua. Evaluación de yacimientos de muy baja resistividad. Predicción de la productividad. Estimación de la viscosidad de los fluidos.

49 EVALUACION DE YACIMIENTOS CON RMN
Una ventaja fundamental que presenta la última generación de herramientas de RMN, es su capacidad de proporcionar un espectro más amplio de información acerca de los yacimientos. Los datos de RMN permiten responder muchas preguntas claves a casi todos los profesionales relacionados con la exploración y producción, incluyendo los ingenieros de yacimiento, los ingenieros de producción y los geólogos. La caracterización de los hidrocarburos también se ha perfeccionado gracias a la interpretación de registros de RMN, combinados con otras mediciones. En definitiva, se obtiene una evaluación más precisa de la producibilidad del yacimiento.

50 EVALUACION DE LA CALIDAD DE LAS ROCAS RESERVORIO
La información adquirida provee indicadores de calidad petrofísica de reservorio, el análisis de estos indicadores de calidad petrofísica permite caracterizar los reservorios mediante la aplicación de valores límite a los mismos. Uno de los indicadores mas utilizados es la porosidad asociada a fluidos móviles. De esta manera, los reservorios de mejor calidad poseen valores de FLUJO MOVIL mayores a los límites establecidos estadísticamente por área y por formación.

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52 CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS DE RESERVORIO
La distinción de fluidos de reservorio se realiza aprovechando una propiedad característica de cada tipo de fluido llamada difusión, la cual es producida por un decaimiento adicional de los ecos en presencia de un campo magnético gradacional como el generado por la herramienta de RMN.

53 MGTE El análisis Multi Gradient Inter-Echo Time (comúnmente: módulo de gradiente) computa espectros de T2 para diferentes valores de Gradiente de Campo magnético y Tiempo entre ecos. El diagnostico de fluidos con espectros MGTE se realiza por comparación visual de los espectros de T2.

54 SIMET Simultaneous Inversion of Multiple Echo Trains (comúnmente inversión simultanea) el cual analiza el total de la señal de trenes de eco separando por difusividad de los átomos de hidrógeno y mediante técnicas denominadas forward modeling inversion.

55 Cuando el fluido presente en el reservorio analizado es petróleo de formación, los espectros deberán verse prácticamente iguales (sin desplazamientos relativos). El espectro de T2 correspondiente al GTE de 89 no deberá estar desplazado hacia la izquierda respecto de los GTE de 36 y 17. Esto se debe a la poca difusión que presenta este tipo de fluido. Por otro lado los espectros diferenciados en la columna correspondiente a SIMET muestran espectros de petróleo en tiempos altos y con gran amplitud.

56 Cuando el fluido contenido en el reservorio es agua de formación, el espectro de la derecha (GTE: 69) presentará un desplazamiento (“shift”) hacia la izquierda respecto a los del GTE: 36 y 17 (ver Figura 6). Este desplazamiento se debe a la mayor difusión del agua respecto del petróleo. Los espectros diferenciados en la columna correspondiente a SIMET no muestran espectros de petroleo mientras que si aparecen bien definidos los espectros de agua

57 ANALISIS DE MAPAS DE DIFUSION
Cuando en los poros existen dos fluidos, uno humectante, normalmente agua y uno no humectante, normalmente hidrocarburo, la señal proveniente del fluido no humectante no depende de los tamaños porales y sino que depende solo del tipo de fluido. Un mapa de difusión se presenta como un simple crossplot del espectro difusión versus el espectro de T2 intrinseco. T2 es el tiempo de relajación que corresponde a la constante de tiempo del decaimiento del tren de ecos y la difusividad D es la medida de la habilidad de las moléculas para moverse aleatoriamente en el fluido.

58 El coeficiente de difusión del agua depende de la temperatura, de la presión, de los sólidos disueltos y, en menor grado, de su salinidad. Sin embargo, el coeficiente de difusión del agua permanece constante. En correspondencia con esto último, la línea de agua se grafica como línea horizontal La línea del petróleo sobre la imagen se representa como una línea diagonal porque tanto T2 como D varían con la viscosidad del petróleo.

59 Grafico de interpretación de mapas de difusión mostrando zonas que permiten discriminar fluidos de igual T2 pero diferente difusión

60 Gracias por su atención
REGISTRO DE RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR 21/09/2018

61 GRACIAS POR SU ATENCION