DOCENTE:
ING. GRISEL JIMENEZ
INTEGRANTES:
CALLE GIOVANNA
CONDORI CRISTIAN
COSME KAREN
FERNANDEZ JACQUELINE
USQUIANO STEFFI

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.

Un fenómeno mediante el cual un núcleo
absorbe radiación electromagnética de
una frecuencia específica en presencia de
un fuerte campo magnético. Isidor Isaac
Rabi (1898 - 1988), un físico estadounidense
nacido en Austria, detectó la resonancia
magnética por primera vez en 1938. 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.
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.
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.





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.

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.

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.

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).

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.

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

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


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

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.
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.

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.
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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.
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PRESENTACION DE LA CURVA DE REGISTRO DE
RESONANCIA MAGNETICA
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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.
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1. RMN
2. CMR (herramienta
combinable de RMN)
3. CMR-200
4. CMR-PLUS
4. MRIL (herramienta de
REGISTRO
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imágenes por
resonancia
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magnética)
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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
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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 .
REGISTRO DE RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR
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
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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
 REGISTRO
Mejorar
el diseño de tratamientos
de estimulación
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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.
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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.
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
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.

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.
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.


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.
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)

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

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.

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.


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.











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.

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.
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.
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.
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.
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.
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.
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
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.
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.
Gracias por su
atención
REGISTRO DE RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR
02/10/2015
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