3. CONCEPTOS BÁSICOS PARA LA INTERPRETACIÓN.

3.1 PARÁMETROS PETROFÍSICOS.

Los parámetros petrofísicos necesarios para la evaluación de un yacimiento, son difíciles de

medir o simplemente no se pueden obtener; sin embargo los podemos calcular de algunas
características de las formaciones como son: resistividad (conductividad), densidad, tiempo de
tránsito, potencial natural, contenido de hidrógeno de la roca y la radioactividad natural de las
rocas.
La interpretación de registros nos permite traducir los parámetros medibles de la formación, en
parámetros petrofísicos deseados para la evaluación.
Las rocas sedimentarias son las principales productoras de petróleo, el hidrocarburo se extrae de
las acumulaciones en los espacios porosos de las rocas del yacimiento, normalmente son arenisca,
calizas o dolomías. La cantidad de petróleo o gas contenida en una unidad volumétrica del
yacimiento es el producto de la porosidad por la saturación de hidrocarburos.
Los parámetros petrofísicos que necesitamos para definir el potencial de un yacimiento son:
porosidad, saturación (de agua e hidrocarburos) y permeabilidad; no los podemos obtener de
manera directa y los deducimos de características de la formación que se pueden medir
directamente con las herramientas de registros geofísicos.
La geometría del yacimiento, temperatura, presión y litología, pueden desempeñar un papel
importante en la evaluación, terminación y producción de un yacimiento.

3.2 POROSIDAD.

Es el volumen de poros por cada unidad volumétrica de la formación. Existe porosidad primaria y
secundaria, la cual se define por la siguiente ecuación.
Vp
Φ= donde:
Vt
F .- Porosidad.
Vp.- volumen del espacio poral.
Vt.- Volumen total de la roca.

1
La porosidad primaria se forma al mismo tiempo que se va formando la roca, y se le conoce como
intergranular, ha existido desde el momento en que se depositaron las formaciones; la porosidad
que se forma posterior a la roca se le conoce como porosidad secundaria, algunos ejemplos son
fracturas, fallas o cavernas. La porosidad va a variar de acuerdo al tipo de litología, los carbonatos
(calizas-dolomías) y las evaporitas (sal, anhidrita, yeso y silvita, etc.) pueden tener porosidad
primaria igual a cero, sin embargo pueden existir cavernas, fracturas o fallas que afecten a la
formación y esto provoca una porosidad secundaria; en el caso de las areniscas no consolidadas
pueden llegar a 30% o más de porosidad, las lutitas o arcillas pueden tener una porosidad con
contenido de agua de más del 40%, sin embargo los poros individualmente son tan pequeños que
la roca es impermeable al flujo de los líquidos.
La porosidad aparente es el valor obtenido de un registro de porosidad (densidad, neutrón,
sónico), asumiendo litología, ausencia de arcilla y zona lavada totalmente invadida. Después de
evaluar la litología, el volumen de arcilla y los fluidos en la zona lavada puede decidir cual es el
valor de la porosidad verdadera ó efectiva.

3.3 SATURACIÓN.

Es el porcentaje del volumen poroso ocupado por el fluido en consideración (agua y/o
hidrocarburos). El símbolo de la saturación siempre es “S” y se indica con un subíndice el tipo de
saturación en consideración como “Sw” para saturación de agua, “So” para la saturación de
petróleo, y se expresa en decimales con valores entre 0 y 1 es decir en porcentajes:

Sw = 100Vw
Vp
donde:
Sw.- Saturación de agua.
Vw.- Volumen del espacio poral ocupado por agua.
Vp.- Volumen total del espacio poral.

Si solo contiene agua en su espacio poroso decimos que esta saturada 100% de agua (Sw
=100%), con este dato podemos calcular el valor de Ro (zona limpia invadida 100% con agua).

2
Comparando el valor de Ro con la resistividad verdadera (Rt), medida por los registros, se pueden
identificar las zonas acuíferas (donde Rt = Ro) y las que contienen hidrocarburos (Rt >Ro).
No importa lo rica que sea la formación en cuanto a petróleo o gas, siempre existe una pequeña
cantidad de agua capilar, que no puede ser desplazada, la cual se denomina agua irreductible
Swirr; de la misma manera pasa con el petróleo, siempre queda atrapada una cantidad en la parte
del volumen del poro y se le conoce como saturación de aceite residual (ROS).

3.4 PERMEABILIDAD (k).

Es la facilidad con la que un fluido fluye a través de una formación, su unidad es el darcy
podemos definirlo como un fluido de 1cm3 de volumen y una unidad de viscosidad que fluye a
través de una área de formación de 1 cm2, en 1 segundo, bajo la acción de 1 atmósfera de
presión, como el darcy es una unidad muy grande, utilizamos la milésima parte del darcy el
milidarcy (md).
La permeabilidad también puede definirse como la oposición que una roca ofrece a los fluidos
que penetran y fluyen a través de la formación, se puede expresar como el número de canales o
aberturas que tenga una roca del yacimiento lo suficientemente grandes para dejar pasar el fluido.
Para que la roca sea permeable debe tener poros interconectados capilares o fracturas, algo de
porosidad efectiva, es lo único que proporciona la permeabilidad.
Permeabilidad efectiva.- Es la que tiene una formación para un fluido, cuando otro fluido no
miscible con el primero también esta presente. Tiene las mismas unidades que la permeabilidad y
los fluidos en consideración se identifican mediante subíndices, por ejemplo para el petróleo es
“o” “Ko”, “w” para el agua “kw” y “g” para el gas “kg”.
Permeabilidad relativa.- Es la relación de la permeabilidad efectiva para ese fluido a la
permeabilidad del fluido homogéneo de la muestra, la permeabilidad relativa es igual a kw/k para
el agua y Ko/K para el petróleo.
Cabe señalar para que una formación sea productora no basta que sea porosa si no también debe
ser permeable.

3
3.5 GEOMETRÍA DE LOS YACIMIENTOS.

Los yacimientos no se encuentran definidos en cuanto a forma, tamaño, u orientación; en la figura

se observan los principales tipos de yacimientos que encontramos en la cuenca cabe señalar que
en la practica encontramos combinaciones de estos tipos de yacimientos (Fig 5).

Anticlinal

Arrecife de Coral Barreras de baja permeabilidad

Canales Lentes

Figura 5. Geometría de los yacimientos.

La orientación y forma física de un yacimiento puede influir seriamente en su productividad, los

yacimientos pueden ser de una simple forma de lente hasta algunas muy complejas. Cuando las
formaciones se depositan en forma laminar normalmente son anisotrópicas, dado que tienden a
ser diferentes y con direcciones distintas. La permeabilidad es un factor que se ve afectado dado
que es más alta en dirección paralela a las capas que en dirección perpendicular.

4
3.6 PROCESO DE INVASIÓN.

Durante la perforación la presión hidrostática de la columna del lodo debe ser mayor que la
presión litostática, esto es para evitar que el pozo se descontrole, (PCL>PF – la presión de la
columna del lodo debe ser mayor que la presión de la formación).
En formaciones que tienen petróleo o gas, y la movilidad de hidrocarburos es mayor a la del agua
debido a diferencias en la permeabilidad relativa, el petróleo o el gas se alejan más rápido que el
agua intersticial. En este caso posiblemente se forme una zona entre la lavada y la virgen,
denominada anular con una alta saturación de agua de formación.
En formaciones fracturadas el filtrado de lodo invade con facilidad las fracturas, pero quizá
penetra poco en los bloques no fracturados de la matriz de baja permeabilidad. Por lo tanto, el
filtrado solo desplaza una pequeña porción de los líquidos de formación originales (agua de
formación) y, en caso de estar presentes hidrocarburos.
Cuando la porosidad de la formación es alta la penetración es mínima; y si esta es baja se tiene
una alta penetración de la fase líquida (Invasión).

En una invasión se tiene:

Zona lavada: El fluido es desplazado por la fase líquida del lodo que entra, cuya resistividad es
Rxo.
Zona Invadida: Compuesta por una mezcla de dos fluidos, el fluido original encontrado en la
formación y el fluido de la fase líquida del lodo que ha invadido, se denomina también zona de
transición o anular.
Zona Virgen: Es aquella en la cual no penetra la fase líquida del lodo, únicamente se encuentra el
fluido original de la formación con una resistividad Rt.

5
 Figura 6. Proceso de invasión.

3.7 FACTOR DE FORMACIÓN (F).

3.7.1 DEFINICIÓN.
La resistividad de una formación limpia es proporcional a la resistividad de la mezcla con la que
esta saturada. La constante de proporcionalidad se conoce como factor de formación, la que se
define por la siguiente ecuación:
F = Ro/Rw
Ro = F Rw
Rw.- Resistividad del agua de formación.
Ro.- Resistividad de la formación.
F.- Factor de resistividad de formación.

6
El factor de resistividad de la formación (F) es inversamente proporcional a la porosidad (F ):
F = 1 / F.

3.7.2 FACTOR DE TORTUOSIDAD Y EXPONENTE DE CEMENTACIÓN.

El parámetro F podría variar de acuerdo al tipo de yacimiento. Esos cambios son expresados por
el factor de tortuosidad (a) y el exponente de cementación (m):

F = a / F m.
donde:
a.- Factor de tortuosidad (relación porosidad a resistividad).
m.- Factor de cementación (Es relacionado al grado y tipo de cementación).

El valor del exponente de cementación “m” depende del factor de tortuosidad, del tipo de
sedimentos, de la forma de los poros, del tipo de conexión entre ellos (en consecuencia, depende
del tipo de porosidad y su distribución) y finalmente depende de la compactación. Los valores
más frecuentes de m están en el rango de 1.6 a 2.8; excepcionalmente son encontrados valores
fuera de este rango.
Está ecuación puede adoptar diversas formas diferentes para cada tipo de formación las cuales se
indican a continuación:

3.7.2.1 ECUACIÓN DE HUMBLE.

Para formaciones arenosas compactas, frecuentemente se utiliza la ecuación de Humble:

0.62
F=
Φ 2.15
En formaciones poco compactas, frecuentemente se utiliza la forma más clásica de la ecuación:
0.81
F=
Φ2
En formaciones consolidadas, tales como carbonatos, frecuentemente se utiliza la relación:
1
F=
Φm

7
3.7.2.2 ECUACIÓN DE SNELL.

La ecuación de Snell utiliza esta última expresión, modificando el valor del exponente m al variar
la porosidad:
0.019
m = 1.87 +
Φ

m debe aumentar a medida que F disminuye:

m = A - B log a
Para arenas:
m = 1.8 - 1.29 Log a
Para carbonatos:
m = 2.03 - 0.9 Log a
Si tenemos que:
1
F=
Φm

Log a
m= F
LogΦ

ALogΦ + LogF
Loga =
1 + BLogΦ

Observaciones hechas en campo han demostrado que los valores de m y a son muy similares
según el tipo de roca; por ejemplo en carbonatos a = 1, m = 2; en el caso de las areniscas cuando
la F es mayor a 16% a = 0.62, m = 2.15; y cuando F < 16%, a = 0.81, m = 2.0.

La resistividad verdadera (Rt) es igual a Ro cuando la porosidad de esa formación este

completamente llena de agua conductiva, debido a que algunas de las porosidades disponibles
pueden estar llenas con fluido no conductivo como aceite o gas, la Ro de esa formación se
relaciona ahora a la medición de la resistividad verdadera Rt por el factor de formación, referido
como F.
Ro = (F) (Rt)

8
El factor F puede también expresarse como la relación de la resistividad teórica mojada de esa
formación Ro respecto de la resistividad real medida de la formación (Rt).

Ro FRw a Rw
Swn = = = m
Rt Rt Φ Rt

3.7.2.3 ECUACIÓN DE ARCHIE.

Esta se define de la siguiente manera:

a Rw
Sw = n
Φ m Rt

Donde:
n: Exponente de saturación.- Se obtiene a través de las suposiciones de litología o
manipulación de datos y análisis de núcleos.
a: Factor de tortuosidad.- Se obtiene a través de suposiciones de litología o manipulación
de datos y análisis de núcleos.
F : Porosidad.- Se obtiene de los registros de densidad, neutrón, sónico, resonancia
magnética ó análisis de núcleos.
m: Exponente de cementación.- Se obtiene a través de suposiciones de litología o
manipulación de datos y análisis de núcleos.
Rw: Resistividad del agua de formación.- Se obtiene de la curva de SP y muestras de agua
de pozos productores.
Rt: Resistividad verdadera de formación.- Se debe obtener de la medición de análisis de
muestras, pero puede ser definida de registros bajo ciertas condiciones.

La ecuación anterior considera a la formación limpia sin arcillosidad.

9
3.8 RESISITIVIDAD.

Diversos materiales en la naturaleza tienen la propiedad de conducir la corriente eléctrica

(principalmente los metales) a este fenómeno se le conoce como conductividad. Otro grupo de
elementos de la corteza terrestre no presentan dicha propiedad, y necesitan estar en combinación
con alguna sustancia para ser conductores.
Entonces podemos definir a la conductividad como la capacidad de una sustancia de permitir el
flujo de corriente eléctrica a través de sí misma. La resistividad es la recíproca de la
conductividad.
Todas las sustancias presentan una oposición de la corriente a través de sí mismas a este
fenómeno se le denomina resistividad.
Las formaciones rocosas secas son totalmente resistivas, pero en el subsuelo raramente
encontramos una formación totalmente seca, normalmente una fracción de su volumen poroso
esta ocupado por agua (Saturación de agua), esto le permite ser un medio conductor, pero se
deben tomar en cuenta otros parámetros para la conductividad del agua de formación como son:
Ø Salinidad.
Ø Temperatura.
Ø Contenido de algunos minerales metálicos en la formación.
Ø Cantidad de agua presente.
Ø Geometría estructural de los poros.

La resistividad se expresa como:

R = r A/L

Donde: R: Resistividad.
r: resistencia en ohms.
A: Área en metros cuadrados.
L: Longitud en metros.

10
 La conductividad es la inversa de la resistividad y se expresa en mhos/m. Para evitar
fracciones decimales la conductividad es expresada en milimhos por metro (mmho/m), donde
1000 mmho/m = 1 mho/m, por lo que
C = 1000/R
Los registros de resistividad en oposición a los de microresistividad, tienen gran profundidad de
investigación y reducida resolución vertical; se utilizan para determinar la resistividad verdadera
o resistividad de la zona virgen (para lo cual se utiliza la información obtenida por los registros de
microresistividad) y se les denomina registros de resistividad profunda; existen dos tipos de
herramientas como son las de inducción y las laterales.

3.9 RADIOACTIVIDAD NATURAL DE LAS ROCAS.

3.9.1 DEFINICIÓN Y TIPOS DE RADIOACTIVIDAD NATURAL.

Para comprender el principio de estas herramientas es necesario conocer que un átomo es la
partícula más pequeña de un elemento químico, la cual puede existir sola o asociada con otro
átomo.
Consiste de un núcleo y de uno o más electrones orbitales; en cada órbita giran un número
definido de electrones; estos determinan las características químicas del átomo.
La masa del neutrón o protón es 1838 veces más grande que la del electrón. El núcleo esta
formado por una combinación de partículas denominadas protones que tienen carga eléctrica
positiva y neutrones que no tienen carga eléctrica. El número de protones en el núcleo se
denomina número atómico Z y es característico de cada elemento. En un átomo eléctricamente
balanceado el número de protones (Z) es igual al número de electrones orbitales.
A cada átomo se le asocia un número denominado másico cuyo valor es igual a la suma de los
protones y neutrones contenidos en el núcleo. De esta manera los átomos se identifican de la
siguiente forma:

Número másico. Total de partículas en el núcleo.

Z EA
Número atómico. Número de protones en el núcleo.

11
En la naturaleza se encuentran elementos que tienen el mismo número atómico pero diferente
número másico, los cuales se les denomina isótopos.
Las partículas que mantienen unidos a los protones y neutrones en el núcleo, son de estructura
compleja y pueden o no exhibir carga eléctrica. El sistema de unión se caracteriza por tener
niveles discretos de energía. En donde cada elemento tiene un conjunto único de estos elementos.
Un elemento estable se encuentra en el nivel más bajo de energía y para alcanzar uno más alto
(nivel de excitación) se requiere proporcionar energía al elemento, el cual en estas condiciones se
dice que es radiactivo. Para volver al estado estable el elemento debe liberar el exceso de energía
en forma de radiación. La liberación de energía para alcanzar el estado estable puede requerir de
la emisión de paquetes (fotones) de energía dando lugar a la radioactividad.
La unidad de medida de energía en fenómenos radiactivos es el electrón - volt, lo se define como
“la energía necesaria para mover un electrón a través de una diferencia de 1 volt”. Debido a que
es una unidad muy pequeña se emplean múltiplos de la misma como el kiloelectrón - volt (KeV)
y el megaelectrón - volt (MeV).
Partículas alfa (α).- Son núcleos de átomo de Helio, consta de 2 protones y 2 neutrones, su
carga es de 2e y tiene una masa de 4.00150µ; debido a sus cargas positivas y velocidad
relativamente baja las partículas alfa no tienen poder de penetración.
Partículas Beta (β).- Hay dos tipos, partículas beta positivas (β+) y beta negativas (β-). La
(β-) es un electrón de carga negativa iguala 0.00055µ. Una (β+) o positrón tiene la misma masa
del electrón, pero carga opuesta. Se emiten con velocidades cercanas a la de la luz. Las partículas
(β-) son más penetrantes que las partículas alfa; pero las (β+) son combinables con electrones, se
puede producir una rápida aniquilación tanto positiva como de los electrones con la emisión de
rayos gama.

Rayos Gama.- Onda electromagnética de alta energía análoga al calor y a la luz pero de
una fracción mucho mayor. Estos rayos no tienen carga o masa en reposo y son la radiación más
penetrante emitida por elementos radiactivos.

12
3.9.2 TIPOS DE INTERACCIÓN DE RAYOS GAMA.

También debemos conocer las interacciones de los rayos gama. Al propagarse los fotones de
rayos gama interactúan con la materia perdiendo parte de su energía y produciendo electrones de
alta energía, las interacciones son de tres tipos:
- Efecto Fotoeléctrico.- Ocurre con los rayos gama de baja energía.
- Efecto Compton.- Ocurre a niveles de energía intermedios
- Producción de Pares.- Ocurre con rayos gama de alta energía.
La absorción de un rayo gama mediante el efecto fotoeléctrico (fig. 7) ocurre cuando un fotón de
baja energía choca con un átomo y le transfiere toda su energía a un electrón de una órbita
interna, esta energía es empleada para sacarlo de su órbita y su magnitud es una función de Z
(número atómico). Se obtiene del número de rayos gama de baja energía detectados por la
herramienta, los que fueron sometidos a una absorción fotoeléctrica, de donde puede obtenerse el
factor fotoeléctrico Pef de la formación; este parámetro indica básicamente la litología de la roca
con muy poca influencia de la porosidad y del tipo de fluido en la formación.

Figura 7. Factor Fotoeléctrico.

El Factor Fotoeléctrico se expresa en función del número Z de protones (o número de electrones

por átomo eléctricamente neutro) en la formación. Los valores típicos de Pef para las rocas
almacén más comunes son las siguientes: 1.8 en arenisca, 5.08 en caliza y 3.14 en dolomía.

13
Las siguientes son las aplicaciones del Factor Fotoeléctrico:
Identificación rápida de litología.
Reconocer minerales pesados en la formación.
Detección de fracturas en lodos con barita.
Evaluación de lutitas.
Facilitar la evaluación en presencia de gas.

Figura 8. Efecto Compton

El fenómeno de absorción de los rayos gama por este efecto ocurre cuando fotones de energía
intermedia chocan con los átomos; en esta interacción parte de la energía es empleada en sacar un
electrón de las orbitas externas (electrón valencia) y el resto de la misma se dispersa como un
fotón de baja energía.
El electrón expulsado eventualmente es absorbido por otros átomos del medio, y el fotón por el
proceso de choques va disminuyendo su energía hasta que cae dentro del rango del Efecto
Fotoeléctrico y finalmente es absorbido.
La dispersión Compton ocurre cuando la energía de los rayos gama de la fuente tiene valores
entre 75 KeV (kiloelectrón - volts) y 2 MeV (megaelectrón-volts). En este tipo de interacción los
rayos gama pierden energía por colisión con los electrones de los átomos de la formación hasta
que finalmente, son absorbidos. El número de rayos gama encontrados en la formación depende
del número de electrones disponibles para colisiones, permitiendo determinar la densidad

14
electrónica o el número de electrones por unidad de volumen. Puede deducirse una relación entre
la densidad electrónica ρe (electrones/cc) y la densidad media de la formación ρb(gr/cc).
ρe
ρb =
2Z
A

Figura 9. Producción de pares.

La absorción de rayos gama mediante el proceso de producción de pares ocurre cuando los
fotones de alta energía chocan con los átomos. En este proceso no se involucran electrones
orbitales ya que el fotón interactúa con el núcleo creando un par de electrones: un positrón (+) y
un negatrón (-). La energía mínima para la ocurrencia de este fenómeno es de 1.022 meV.
El par de electrones inmediatamente se transforman en dos fotones gama de 0.511 meV de
energía, los cuales después de chocar con átomos del medio son finalmente absorbidos
fotoeléctricamente.

15
4. REGISTROS GEOFÍSICOS.

4.1 DEFINICIÓN.

Los registros geofísicos son mediciones de características

físicas de las rocas atravesadas al perforar un pozo, a
partir de las cuales es posible calcular los parámetros
petrofísicos de las mismas.
Un registro es la representación grafica de una propiedad
de las formaciones perforadas por el pozo en función de la
profundidad. El objetivo principal de los registros es
determinar si una formación contiene hidrocarburos, así
como las características litológicas de la formación que los
contiene, se obtienen al introducir una sonda, mediante un
cable conductor aislado a través del cual se transmiten las
señales hacia la superficie en el equipo receptor, toda la
información obtenida se complementa al mismo tiempo
con muestras de núcleos de las formaciones del pozo.

4.2 TIPOS DE REGISTROS.

Para determinar las características de las formaciones del
subsuelo es necesario llevar a cabo la toma de registros, se
utiliza una unidad móvil que tiene un sistema
computacional para la obtención y procesamiento de datos Figura 10.Toma de registros
geofísicos.
(CSU – Fig11). Cuenta con el envío de potencia y señales
de comando (instrucciones) a un equipo que baja al pozo por medio de un cable electromecánico.

El registro se obtiene al hacer pasar los sensores de la sonda enfrente de la formación moviendo la
herramienta lentamente con el cable; estos registros se conocen como de agujero descubierto.

16
 Figura 11. CSU (Unidad de Servicio Cibernético).

Los objetivos de las herramientas son medir los parámetros de la formación, delimitar cambios de
litología, desviación y rumbo del agujero, dirección del echado de formación, evaluación de la
cementación, etc.
Los registros de agujero descubierto son:
Inducción (AIT)
Doble lateral (DLL)
Neutrón compensado (CNL)
Sónico (BHC, DSI)
Los registros de agujero entubado son:
Evaluación de la cementación. (GR-CCL- Rayos gama)
Pruebas de formación.
Desgaste de tubería.

Las herramientas se diseñan para obtener parámetros de la formación, en base a características de

diseño de las mismas, las cuales son las siguientes:
Diámetro exterior y longitud de la herramienta.
Rango de presión y temperatura máxima.
Diámetro mínimo y máximo del pozo.
Fluido en el pozo.
Profundidad de investigación y resolución vertical.

17
4.3 TIPOS DE HERRAMIENTAS.

Al equipo de fondo se le denomina sonda y es el elemento que contiene los sensores de medición,
así como un cartucho electrónico el cual condiciona la información de los sensores para enviarla a
superficie, además de coordinar las señales que envía el operador a través del software. Las
sondas se clasifican de acuerdo a su función y son las siguientes (Fig. 12):

Resistivas (Basada en corrientes eléctricas)

Porosidad (Basada en cápsulas radiactivas)
Sónicas (Generación de sonido)

De acuerdo a lo anterior se tienen:

Herramientas con principios inductivos-

Resistivas Radiactivas Sónicas
resistivos, como son:
Inducción de imágenes.
Doble inducción.
Doble lateral.
Microresistividad.

Herramientas con principio radioactivo:

Rayos gama naturales.
Espectroscopia de rayos gama naturales.
Litodensidad.
Neutrón compensado.

Herramientas con principio acústico:

Sónico de porosidad compensado.
Sónico dipolar. Figura 12. Sondas para registros geofísicos.

Sónico de cementación - densidad variable.

18
5. HERRAMIENTAS DE INDUCCIÓN.

Las herramientas de inducción son las siguientes:

Tipo.- Parámetro.-

IRT - F (Inducción) SP.

Normal corta.
Conductividad, resistividad 6FF40.
DIT-D (Doble inducción) SP.
Curva SFL con enfoque esférico.
Conductividad media 6FF28.
Conductividad profunda 6FF40.
DIT-E (Doble inducción) Mismas curvas pero compensadas por temperatura.
AIT-E Curvas de resistividad con profundidad de
investigación de: 10” 20” 30” 60” y 90”.
Resoluciones verticales de 1, 2 y 4 pies.

5.1 OBJETIVO.
Obtener una resistividad profunda (de la zona virgen –Rt), minimizando los efectos de agujero,
formaciones adyacentes y zona invadida.

5.2 CONFIGURACIÓN DE LA HERRAMIENTA (FIG. 13 Y 14).

La herramienta de inducción de imágenes fue diseñada para utilizarla en terrígenos y reemplazar

a la herramienta de inducción. El principio es el de inducir ondas electromagnéticas a través de
una fuente transmisora de 20KHz con un arreglo especial de bobinas, no hay un rango de disparo,
y toma 4 muestras por pie. Funciona con cualquier fluido, la velocidad que se recomienda para
esta herramienta es de 30 pies/min (9m/min.).

19
Se registran 5 curvas de diferente profundidad de investigación (10”, 20”, 30”, 60”, 90”), existen
tres resoluciones verticales diferentes para cada curva (uno, dos y cuatro, pies de resolución
vertical).
La temperatura máxima a la que trabaja es de 350°F (177°C), el diámetro máximo es de 3.625”
92(mm), la longitud es de 34.5pies (10.5m), la presión máxima es de 20,000 psi (137,900 KPa), el
diámetro mínimo del agujero es de 4.5” (114.3 mm), y el diámetro máximo es de 24” (609.6
mm), el peso es de 455 lb. (206.8 Kg.).

El registro de inducción fue diseñado para medir la

conductividad de la formación, operando en pozos que
contienen lodo base aceite. Los dispositivos con electrodos no
pueden trabajar en lodos no conductores; las mediciones
directas son la conductividad de la formación expresada en
mho/m, pero en la práctica pueden ser unidades muy grandes,
por lo cual utilizamos milimhos/m. A partir de la
conductividad se genera su recíproca, es decir la resistividad,
en ohms-m.

5.2.1 CARACTERISTICAS FISICAS DE LA

HERRAMIENTA.

Longitud. 159”
Peso. 355(lbm)
Tmax. 350(ºF)
Pmax. 20(kpsi)
Diámetro. 3.75”

Figura 13 Herramienta HRI.

20
5.3 PRINCIPIO DE MEDICIÓN.

Se inducen corrientes eléctricas radiales en la formación que se registran como si fuera una
delgada lamina de corriente que penetra en la formación, de está manera se disminuye los efectos
de agujero y capas circundantes. La herramienta de doble inducción tiene arreglos de bobinas que
permiten medir una segunda curva de conductividad con menor profundidad de investigación
ILM, por lo cual se le denomina herramienta de doble inducción (DIT), el parámetro Rxo
obtenido de la herramienta SFL puede medirse en lodos moderadamente conductivos. Así mismo
las profundidades de investigación de las herramientas DIL y SFL son las siguientes:
ILD = 40”.
ILM = 34”
SFL = 30”.
Las características de resolución vertical de estas herramientas es de 2 m aproximadamente, capas
menores a 2 m no se leen con exactitud por estar afectadas por las capas adyacentes. El efecto del
pozo o cambios en su diámetro repercuten la medición de estas herramientas por lo cual para
pozos menores de 16” son confiables.
De las aplicaciones de estas herramientas se tiene lo siguiente:
Se prefiere usar en zonas saturadas con agua, obteniéndose un mejor cálculo de Rw.
Influencia de la invasión en las curvas de resistividad y su siguiente comportamiento:
Sin invasión las tres curvas medirán prácticamente lo mismo.
Si la invasión es somera afectará la medición con menor profundidad de investigación (SFL),
mientras que la ILM e ILD miden casi igual; con una invasión moderada, las tres se separan.
Cuando la invasión es profunda la separación entre curvas se hace más pronunciada.
Así mismo se menciona lo siguiente:
- Opera en forma confiable en lodos no conductivos o en pozos perforados con aire.
- Combinable con herramientas de resistividad (menos de 100 Ωm).
- Características confiables en capas de más de 6 pies de espesor.

21
 Figura 14.Diagrama de un sistema de dos bobinas para la sonda de inducción (IRT-F)

5.4 VENTAJAS-DESVENTAJAS.
VENTAJAS:
Las lecturas se pueden medir en pozos que tengan cualquier tipo de lodo.
Tiene diferentes profundidades de investigación.
En zonas saturadas con agua se obtiene un mejor cálculo de Rw.
Se puede correr combinada con diferentes herramientas.
En lodos muy conductivos la señal del pozo es muy importante.
DESVENTAJAS:
Tiene poca resolución en capas resistivas delgadas, cuando el espesor es menor de 2 m es difícil
determinar Rt.
Las mediciones no son confiables en altas resistividades, cuando la resistividad de la formación es
mayor de 20 ohm-m, la herramienta de inducción no debe usarse para una interpretación
cualitativa.
Cuando el contraste de resistividad entre capas adyacentes es demasiado alto la señal de
conductividad se distorsiona.

22
5.5 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO AIT. (Fig. 15)

La presentación del registro de inducción AIT se indica en la figura 15.

Figura 15. Presentación del registro.

23
6. HERRAMIENTAS RESISTIVAS.

6.1 OBJETIVO.
Obtener tres mediciones de resistividad con diferente radio de investigación, como son una
profunda, intermedia y somera; en función de estas tres curvas obtener el valor de Rt.

6.2 CONFIGURACIÓN DE LA HERRAMIENTA DOBLE LATERAL. (FIG. 16 Y 17)

Figura 16. Diagrama de una sonda doble lateral.

Se compone de electrodos de corriente, medición y monitoreo, estos últimos controlan a la

corriente de envió a la formación enfocándola radialmente y limitándola a un espesor de
aproximadamente 2 pies. Midiendo la señal correspondiente de acuerdo al tipo de formación para
generar la corriente de medida y poder obtener la resistividad de la formación. Los electrodos

24
están espaciados de tal manera que la corriente se desplace lo mas profundo posible en la
formación, midiendo la resistividad profunda LLD. Otro dispositivo electrónico de corriente está
conectado a este mismo conjunto de electrodos, de manera que la corriente eléctrica enviada por
esta segunda configuración penetre en la formación menos que la de LLD, para medir la
resistividad somera LLS. Esta doble configuración es la que justifica el nombre de doble lateral
(DLT, Dual Laterolog Tool).

6.2.1 CARACTERISTICAS FISICAS DE LA

HERRAMIENTA.

Longitud 102”
Peso 149(lbm)
Tmax. 350(ºF)
Pmax. 20(kpsi)
Diámetro 3.625”

6.3 PRINCIPIO DE MEDICIÓN

Se envían corrientes por medio de electrodos y se miden

los voltajes entre los electrodos respectivos, estos
voltajes son proporcionales a la conductividad del medio;
es decir la medición esta de acuerdo al tipo de formación,
y a la sonda usada la cual envía la señal a la computadora
del sistema CSU, y un procesamiento de la misma la cual
se grafica a través de un sistema óptico electrónico en el
registro.
Figura 17. Configuración de la
En una formación homogénea de extensión infinita, las Herramienta Doble lateral (DLL).
superficies equipotenciales esféricas que rodean al
electrodo emisor (figura 17).

25
 Figura 18. Configuración de una herramienta
resistiva de tres electrodos.

El voltaje entre un electrodo (M) situado en una de esas esferas y uno en el infinito es
proporcional a la resistividad de la formación homogénea y el voltaje medio puede graduarse en
una escala de unidades de resistividad, el circuito se cierra en el electrodo B, alejado de los otros
dos electrodos. Las curvas de resistividad obtenidas con esta sonda, se llaman normales; si el
espaciamiento entre los electrodos de corriente A y el de medida M es de 0.40m (16”) se llama
normal corta, lo cual viene a ser el principio de inducción de una herramienta resistiva.

6.4 VENTAJAS-DESVENTAJAS.

VENTAJAS:
Rango de resistividad de 0.2 a 200,000Ω m
Utilizable en lodo de salinidad media y alta
Lectura confiable para altos contrastes Rt/Rm.
Combinable con las herramientas de microresistividad, y rayos gama

26
Resolución vertical de 2 pies.
Medición de la resistividad en zona virgen
Determina perfiles de invasión
Detección rápida de los hidrocarburos.
Control de Profundidad
DESVENTAJAS:
Las mediciones de resistividad de herramientas de penetración profunda no eliminan por
completo los efectos de la zona invadida.
No trabaja en lodos de base aceite.
A medida que la sal aumenta en el agua la resistividad disminuye (debido a que la cantidad de
iones aumenta) y por tal la saturación de agua cambia de acuerdo a la ecuación de Archie.
Baja la porosidad se afecta así mismo la resistividad, debido a que en estas condiciones se tiene
mayor cantidad de agua para un mismo porcentaje de saturación de agua.
La temperatura es otro factor que afecta la resistividad dado que a medida que esta aumenta la
resistividad de la formación disminuye, debido a que los iones que transportan electricidad se
mueven con mayor rapidez.
La litología también es importante, considerando que en las arenas la resistividad es menor que en
los carbonatos, estas estarán en el rango de 0.2 a 100ohms-m. En formaciones calcáreas, las
resistividades pueden ser mayores debido a que el camino que tiene que seguir la corriente en los
carbonatos es mayor.

6.4.1 COMPARACIÓN INDUCCIÓN LATEROLOG.

La herramienta de doble inducción es recomendada para formaciones de baja resistividad

(menores que 300Ωm) y para pozos de lodos no conductivos, ya que en ellos no puede obtenerse
el registro doble laterolog.
La herramienta de doble laterolog es adecuada para altas resistividades y para pozos con lodos de
alta salinidad, donde el registro de inducción tiene un efecto ambiental grande, proveniente de la
alta conductividad del lodo.

27
6.5 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO (Fig. 19).

Esta herramienta mide la resistividad de la formación y se presenta generalmente en una escala

logarítmica de 4 ciclos en las pistas 2 y 3, en un rango de 0.2 a 2,000 Ω m.

Figura 19. Presentación del registro doble lateral.

28
7. HERRAMIENTAS DE MICRORESISTIVIDAD ENFOCADA (MSFL).

7.1 OBJETIVO
Obtener el valor en forma mas precisa de la resistividad de la zona barrida por el filtrado de lodo
(Rxo); parámetro que interviene en la interpretación cuantitativa de los yacimientos.

7.2 CONFIGURACION DE LA HERRAMIENTA (fig. 20).

La figura 20 es un diagrama de la sonda de este sistema, así mismo en la figura 17 se tiene la

combinación de esta herramienta con la del doble lateral.
La sonda de microresistividad esta constituido por un brazo de apoyo y otro que contiene un patín
con un sistema de 9 electrodos como se indica en la figura 21. Los brazos se activan
hidráulicamente a través de una fuente de alimentación la cual es operada desde la unidad
cibernética de registros geofísicos (CSU, fig 11).
Al obtener un diámetro de investigación reducido, la separación de los electrodos es pequeña; los
cuales están montados sobre un patín de hule, el que se presiona firmemente contra la formación
por medio de un sistema articulado de brazos para eliminar el efecto de enjarre, dado que la
profundidad de investigación es somera, resulta obvio que la herramienta mide lodo, si no se
coloca correctamente contra la pared de la formación

7.2.1 CARACTERISTICAS FISICAS DE LA HERRAMIENTA

Estas se indican a continuación

Tmax. = 350 F.
Pmax. = 20000 lbs/plg2.
Diametro de la herramienta = 3 5/8 pulgs.

7.3 PRINCIPIO DE MEDICION.

La figura 21 (8.12) ilustra la disposición y forma de los electrodos en la sonda MSFL. Las
corrientes de medida y enfocamiento se generan en el electrodo Ao. Las de enfocamiento fluyen

29
por el enjarre y parte de la formación, lo que obliga a que la corriente de medida io, se enfoque a
un camino directo en la formación, luego adopta la forma indicada debido a los voltajes de
polarizacion contenidos en los diversos electrodos y su posterior retorno a un electrodo remoto.
Esto se logra ajustando la corriente de enfocamiento de tal forma que el voltaje monitor ? V se
ajuste a CERO. De esta manera se controla la corriente de medida para que fluya directamente
dentro de la zona lavada por el lodo de perforación; con este sistema enfocado disminuye el
efecto del enjarre sobre la medición de la sonda, manteniendo una profundidad de investigación
reducida sobre la zona lavada. La corriente io es proporcional a la conductividad de la formación
indicada en forma sombreada en la figura 21, esta señal después se pasa a un sistema electrónico
donde se procesa y se convierte a través de un software en el parámetro de resistividad Rxo.

7.4 VENTAJAS-DESVENTAJAS.

De acuerdo a las condiciones ambientales que presenta el pozo-formación se tiene lo siguiente:

VENTAJAS:
Determina la movilidad de hidrocarburos.
Combinable con la herramienta doble lateral-rayos gama.
Determina el valor de Rxo y es confiable hasta un límite de 1000ohms-m.
No importa la Salinidad del lodo de perforación.
Es operable en pozos direccionales.
DESVENTAJAS:
La herramienta no es confiable en pozos perforados con lodo base aceite.
El sistema no es compatible con herramientas acústicas o radiactivas.
Si el patín no se coloca directamente contra la pared la herramienta medirá lodo.

30
7.5 PRESENTACION DEL REGISTRO.

31
8. HERRAMIENTAS SÓNICAS.

8.1 TIPOS

De acuerdo al avance tecnológico las herramientas acústicas son las siguientes:

8.1.1 CBL – VDL.- Sónico de cementación - densidad variable.

8.1.2 BHC.- Herramienta Sónica Compensada por efecto de agujero.

8.1.3 DSI.- Sónico Dipolar.

8.2 HERRAMIENTA BHC.

8.2.1 OBJETIVO.
Obtener el tiempo que tarda una onda acústica en recorrer una distancia a través de la formación
denominado tiempo de tránsito.

8.2.2 CONFIGURACIÓN DE LA HERRAMIENTA.

El sistema BHC (fig. 21) consta de dos transmisores y 4 receptores que captan y registran las
ondas sónicas. Utiliza un transmisor superior y un inferior y dos pares de receptores.
Esta sonda reduce substancialmente los efectos ruidosos de cambios en el tamaño del agujero y
errores por inclinación de la sonda.

8.2.2.1 CARACTERÍSTICAS FÍSICAS DE LA HERRAMIENTA.

Longitud: 182”
Peso: 231(lbm)
Presión Máxima: Sonda BHC: 20000psi ó 1400 Kg/cm2
Temperatura Máxima: BHC: 350° F ó 177 ° C
Diámetro de la Sonda: 3 5/8 pulgada
La velocidad de desplazamiento de la herramienta es de 20m/min y se debe reducir si el agujero
presenta cavidades o se observan ruidos o saltos de ciclo en la medición del tiempo de tránsito
(∆t).

32
 Figura 21. Herramienta Sónica.

8.2.3 PRINCIPIO DE MEDICIÓN.

Con este sistema se mide el tiempo de tránsito que requiere una onda acústica en atravesar un
espaciamiento entre transmisor-receptor.
Esta herramienta mide las ondas compresionales y las transversales; las compresionales se
caracterizan porque las partículas vibran en una dirección paralela a la dirección de propagación.
En las transversales las partículas vibran en dirección perpendicular a la propagación; las cuales
se denominan de cizallamiento y solo existen en materiales elásticos.
La velocidad de propagación de una onda compresional es 1.6 a 2.4 veces más rápida que la de
cizallamiento. Los fluidos no pueden transmitir ondas de cizallamiento, sin embargo las

33
compresionales transmitidas por el lodo pueden originar ondas de cizallamiento en la formación,
posteriormente originan ondas compresionales en el lodo; un receptor en la sonda que detecta
estas últimas ondas permite visualizar el efecto de las ondas de cizallamiento en la formación. La
medición de estas ondas junto con las compresionales permite evaluar las propiedades mecánicas
de las rocas.

Figura 22. Transmisión de la energía acústica.

Otros tipos de ondas acústicas son las Rayleigh y las Stoneley. La Rayleigh se propaga en la
interfase lodo-formación, con una velocidad levemente inferior a la velocidad de la onda “shear”
y se atenúa rápidamente. La Stoneley se propaga en el lodo, por la interacción lodo – formación,
dado que es una energía de baja frecuencia que sufre poca atenuación, facilitando su detección en
la sonda.
Pueden existir varios frentes de onda que viajan por diferentes caminos desde el transmisor al
receptor registrándose esta combinación de ondas de acuerdo a los modos de propagación.
Este sistema acústico (BHC) se registra la onda compresional solamente y la herramienta DSI
(Sónico dipolar), registra las de cizallamiento (shear) y compresional.
El transmisor emite impulsos y un receptor los recibe, cuando uno de los transmisores envía un
pulso se mide el tiempo transcurrido entre la detección del primer arribo a los dos receptores

34
correspondientes. Cuando se disparan dos transmisores, el tiempo de tránsito medido es el
siguiente:

TT 1 − TT 2
∆t =
d

Las primeras llegadas de energía sonora a los receptores corresponden a trayectorias de viaje del
sonido en la formación cercana a la pared del agujero.
Al enviar los impulsos los tiempos se leen en pares, una computadora en superficie es la que se
encarga de promediar dichos valores, para compensar los efectos de agujero, la computadora
también integra las lecturas de tiempo de tránsito para obtener los tiempos totales.
Algunas veces la primer señal aunque sea lo suficientemente fuerte para activar el receptor
cercano al transmisor puede ser muy débil en activar el receptor lejano cuando se alcanza. Una
llegada posterior diferente de ondas sónicas, puede activar el receptor lejano, entonces el tiempo
de viaje medido en este ciclo es muy grande. Cuando esto sucede, la curva sónica presenta
desplazamiento grande y abrupto hacia un valor mas alto denominándose a este evento “salto de
ciclo”.
La medición es sensible en zonas de gas, por la presencia de saltos de ciclos y si coincide con una
roca permeable se esta frente a una zona de gas, si es impermeable y presenta saltos de ciclo se
trata de una roca compacta. La velocidad de la onda acústica en el lodo de perforación es menor
que en la formación.
Los primeros arribos de energía acústica corresponden a recorridos del sonido dentro de la
formación cercana a la pared del pozo, por lo tanto el diámetro de investigación de la herramienta
es de pocas pulgadas.
El registro sónico esta en función con la profundidad del pozo y el tiempo de tránsito medido que
tarda una onda acústica en recorrer un espaciamiento en la formación. El tiempo medido depende
de la litología y la porosidad de la formación.
∆t − ∆tm
Φ=
∆tf − ∆tm
La propagación del sonido esta controlada por las propiedades mecánicas en ambientes acústicos
diferentes; como son la formación, columna del fluido del pozo e incluso la misma sonda.

35
La onda generada se impacta con las paredes, lo que provoca ondas de compresión y
cizallamiento dentro de la formación, ondas superficiales a lo largo de la pared del agujero y
ondas dirigidas dentro de la columna del fluido de perforación.

Tabla 2. Tiempo de tránsito en algunos materiales.

Constante dieléctrica
Material ∆t (µseg/pie)
relativa
Arenisca 4.7 55.5 – 51.0
Caliza 7.5 – 9.2 47.6 – 43.5
Dolomía 6.8 43.5
Anhidrita 6.4 50.0
Agua 56 - 80 187
Aceite 2.2 238.1
Aire o gas 1.0 666.1
Sal 66.7
Revestimiento
57.0
(hierro)

8.2.4 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO (Fig. 23).

Algunas litologías suelen presentar velocidades de 6000 a 23,000 pies/seg, para evitar
fracciones decimales se registra el inverso de la velocidad en microsegundos por pie desde
valores de 44 µseg./pie en dolomía de porosidad cero a cerca de 190 µs/pie para agua.
Dependiendo el tipo de roca se utilizan diferentes escalas en la presentación de los registros, por
ejemplo:
Areniscas 40 – 90 – 140 µseg/pie.
Calizas ó 40 – 70 – 100 µseg/pie.
formaciones bien consolidadas.
El tiempo de tránsito ∆t se registra en forma lineal en los carriles 2 y 3, en el primer carril
podemos registrar simultáneamente la curva de rayos gama o el potencial natural.

36
El tiempo de tránsito integrado se presenta por una serie de marcas o picos llamados (PIPS), se
registran en el margen izquierdo del carril 2, cada marca pequeña indica un milisegundo del
tiempo de tránsito; una marca grande indica 10 milisegundos.
El ∆t entre dos profundidades se obtiene contando las marcas registradas. El tiempo integrado es
útil en estudios sísmicos, dado que es necesario para correlacionar en secciones sísmicas.

Figura 23. Presentación del registro sónico.

8.2.5 VENTAJAS-DESVENTAJAS.
VENTAJAS:
Con el BHC la calidad de las mediciones es satisfactoria (poco efecto del pozo y
definición vertical excelente).
Es útil para correlacionar donde otros registros dan resultados deficientes, algunos tipos de
litología son identificados por el tiempo de tránsito.
Si se combina con otros registros de porosidad se usa en la evaluación de arenas arcillosas,
definiendo la litología y porosidad secundaria.

37
DESVENTAJAS:
Este registro es afectado por:
la rugosidad del pozo,
espesor de las capas,
fracturas,
gas.
Los lodos con aire, pueden provocar saltos de ciclo.

8.2.6 FACTORES QUE INFLUYEN EN LA MEDICIÓN.

8.2.6.1 COMPACTACIÓN: Generalmente se asume que las propiedades elásticas de las rocas
son independientes de la compactación, si la roca está sometida a una presión suficientemente alta
(varios miles de lbs/pulg2); si la roca está sometida a presiones menores (por ejemplo formaciones
someras o formaciones con presiones anormales), el valor del tiempo de tránsito medido es más
alto de lo esperado para porosidades aparentes mayores que la verdadera porosidad. En estos
casos puede estimarse la verdadera porosidad deduciendo la porosidad aparente por un factor de
compactación Cp>1.
Si existen registros de densidad - neutrón, el factor de compactación puede ser determinado en
cada nivel como Cp = F s/F DN.
Si no existen otros registros de porosidad y ∆tsh > 100 µs/pie, puede estimarse Cp ≈ ∆tsh/100.
Si ∆tsh < 100 µs/pie, se asume que la formación no esta afectada por compactación y se toma
Cp=1.
8.2.6.2 ARCILLOSIDAD: Las lecturas del registro sónico en lutitas, puede variar entre 70 y 130
µs/pie, el efecto de la presencia de lutita en la formación depende dl contraste entre el tiempo de
tránsito medido con respecto al de una formación limpia.
8.2.6.3 HIDROCARBUROS: La presencia de hidrocarburos en la roca almacén generalmente no
afecta la medición del tiempo de tránsito en formaciones compactas; en formaciones no
compactas existe efecto de hidrocarburos, pero no existe una corrección que pueda ser aplicada.
8.2.6.4 FRACTURAS Y VÚGULOS: La presencia de fracturas y vúgulos en la formación
produce efectos muy pequeños en el tiempo de tránsito medido por la herramienta, por lo que se
obtienen valores de porosidad menor que las reales (se dice que la herramienta no ve las fracturas

38
y vúgulos). Aprovechando este efecto puede definirse un indicador de porosidad secundaria o SPI
(Secondary Porosity Index), como la diferencia entre la porosidad densidad-neutrón y la sónica.
8.2.6.5 EFECTO DE POZO: El pozo debe estar lleno de fluido para que los receptores detecten
energía sónica; cuando el nivel está bajo, la herramienta deja de registrar al salir por encima del
nivel. Otro efecto, que ocurre en pozos de diámetro grande, es la atenuación de la señal, lo que
dificulta la detección del transmisor lejano, dando lugar a saltos de ciclo.

39
8.3 HERRAMIENTA CBL-VDL.

8.3.1 OBJETIVO.
Evaluar la calidad de la cementación entre tubería – formación, cuando el sistema opera en
agujero entubado y la litología cuando lo hace en agujero descubierto.

8.3.2 CONFIGURACION DE LA HERRAMIENTA.

La herramienta esta constituida por un transmisor y dos receptores a 3 y 5 pies respectivamente
del transmisor, en el receptor a 3 pies se va a medir un tiempo de tránsito, amplitud de 5 pies se
va a medir el tren de ondas acústicas.

Figura 24. Configuración de la herramienta CBL-VDL.

8.3.3 PRINCIPIO DE MEDICIÓN.

La onda que viaja a lo largo de la tubería se atenúa, cuando la energía se pierde en el medio que
rodea la tubería es decir, cuando la adherencia es buena.
Con esta herramienta se complementa la información proporcionada por el sistema, dado que
opera con el receptor a 5 pies proporcionando un despliegue de la onda acústica, así mismo la

40
medición de la herramienta si no está bien centralizada la sonda se ve afectada. Esta es operable
en tuberías de 41/2” a 133/8” y combinable con GR, NGT, CNL, CAL-R.
El transmisor emite ondas acústicas de corta duración viajando a través de tubería, cemento y
formación antes de alcanzar los receptores.
El registro de adherencia de cemento registra la amplitud del primer arribo de energía que llega al
receptor más cercano (3 pies). El de densidad variable es opcional y complementa la información
de este sistema a través del paquete de ondas acústicas.

SISTEMA CBL.

La onda compresional que viaja por la tubería es la primera en llegar al receptor.

Cuando se tiene buena adherencia entre tubería-cemento, las amplitudes E1 E2 y E3 disminuyen
así mismo la baja atenuación que se tiene cuando hay buena adherencia de cemento a tubería
depende de la resistencia de compresión del cemento y del porcentaje de circunferencia con
buena adherencia.
La amplitud aumenta a medida que la cementación se deteriora, cuando el espesor del cemento
detrás de la tubería es mayor de 1pulgada, la atenuación de la onda acústica no se ve afectada, por
lo tal el tiempo de tránsito aumenta, por otro lado la amplitud disminuye el tiempo aumenta y se
tiene una buena cementación.
Resumiendo una buena adherencia ocasiona un incremento del tiempo de tránsito, pero también
se presenta cuando la sonda opera en forma excentralizada.

SISTEMA VDL.

El tren de ondas se mide con el receptor a 5 pies y se manifiesta en el registro con franjas claras y
oscuras, dicho contraste depende de los picos positivos.
Las ondas en la formación se caracterizan por las irregularidades a diferencia de las de la tubería
y lodo que son paralelas.
El objetivo principal del VDL es ver la adherencia del cemento con la formación (fig. 25)

41
 Figura 25. Presentación del registro de densidad
variable.

El modo de operación VDL graba el tren de ondas en el receptor a 5 pies. Las ondas llegan por el
revestimiento y después a la formación, si se tiene una dolomía los tiempos de tránsito son los
siguientes:

TT = 5*57 por revestimiento.

TT = 5*43 por formación.

Así mismo las ondas a través del lodo tardan el tiempo siguiente:
TT = 5*189.

42
8.3.4 PRESENTACION DEL REGISTRO (FIG. 26 )

Figura 26. Presentación del registro sónico de cementación.

8.3.5 VENTAJAS-DESVENTAJAS
VENTAJAS:
Operable en agujero descubierto y entubado.
Determina la litología, presencia de fracturas, gas, arcillas, contactos litológicos.
Determina la calidad de la cimentación.
Presenta un análisis de la formación a través de las ondas acústicas.
Sirve de base para la obtención de diferentes procesamientos.
Combinable con rayos gama y coples.
DESVENTAJAS:
No detecta la presencia de microanillos.
No determina la orientación de las canalizaciones.

43
Afectada por la excentralizacion de la herramienta.
Afectado cuando la densidad del lodo es mayor a 1.4 gr/cc y también cuando la densidad del
cemento es menor a 0.8gr/cc.
Afectada su medición en formaciones compactas.
Afectada por cavernas y la rugosidad en la pared del pozo.
Mediciones erróneas cuando el pozo es desviado.
Mediciones afectadas y desfasadas debido al software manejado.
Registro fuera de toda calidad cuando se obtiene sin el apoyo correlacionable de la curva de rayos
gama.

44
9 HERRAMIENTAS NUCLEARES.
9.1 TIPOS
Dado la importancia requerida para determinar los parámetros petrofísicos de la formación, se
diseñaron las herramientas radioactivas, las cuales son las siguientes:

Litodensidad.
Neutron Compensado.
Rayos Gama.

9.2 HERRAMIENTA DE LITODENSIDAD.

9.2.1 OBJETIVO.
Medir la densidad el factor fotoeléctrico de la formación, diámetro del pozo y determinar la
porosidad, y litología.

9.2.2 CONFIGURACION DE LA HERRAMIENTA.

La herramienta de litodensidad consta principalmente de un patín, donde van montados una
fuente que emite rayos gama de 661 KeV y dos detectores. Los rayos gama generados por la
fuente se difunden en la formación, chocan con electrones perdiendo parte de su energía (efecto
compton) y algunos desaparecen, luego de interactuar con un electrón de un átomo,
transfiriéndole toda su energía (efecto fotoeléctrico).
La cantidad de rayos gama que logren llegar a los detectores con alta energía depende de la
cantidad de choques recibidos, y por ende, de la densidad electrónica de la formación. El efecto
fotoeléctrico es importante a bajas energías por lo que los rayos gama de baja energía que llegan
a los detectores no solo dependen de los choques recibidos sino también de las características de
absorción fotoeléctrica de la formación.

9.2.2.1 CARACTERISTICAS FISICAS DE LA HERRAMIENTA.

Herramienta:
Longitud. 130”

45
 Peso. 187(lbm)
Tmax. 392(ºF)
Pmax. 20(kpsi)
Diámetro. 3.875”
Patín:
Longitud. 40”
Tmax. 350(ºF)
Pmax. 20(kpsi)
Diámetro. 105”

9.2.3 PRINCIPIO DE MEDICIÓN (Fig. 27).

Es una herramienta que utiliza una fuente emisora de rayos gama de alta energía, se utiliza
principalmente como registro de porosidad, ya que se pueden obtener valores de la porosidad
directamente en función de la densidad; también se aplica en la identificación de minerales; en
conjunto con el registro de neutrón compensado se pueden determinar las zonas productoras de
gas, y la densidad de los hidrocarburos, evaluación de arenas con arcilla y litologías complejas,
producción de lutitas con contenido de aceite, cálculo de presión de sobrecarga y propiedades
mecánicas de las rocas.
La herramienta consta de una fuente radioactiva (rayos gama) y dos detectores que miden el
conteo de estos rayos que llegan después de interactuar con la formación.
Los rayos gama se pueden considerar como partículas de alta velocidad que chocan con los
electrones de la formación, en los choques pierden algo de su energía cinética, cediéndola al
electrón para continuar con su trayectoria.
Para obtener la densidad se mide el conteo de rayos gama que llegan a los detectores, después de
interactuar con el material; el conteo es función del número de electrones por cm3 y este se
relaciona con la densidad real del material, lo que hace posible determinar la densidad.
La litología se identifica por medio del “índice de absorción fotoeléctrica”; representa una
cuantificación de la capacidad del material de la formación para absorber radiación.

46
 Figura 27. Herramienta de litodensidad.

La intensidad de los rayos gama registrada por el detector es inversamente proporcional a la

densidad de la formación.

CALCULO DE LA DENSIDAD.

Supongamos que tenemos un cubo de dimensiones unitarias de porosidad F , saturado con agua.

1-F

La densidad total del sistema:

47
 Peso total del sistema roca fluido
ρb = ------------------------------------------------------------
Volumen total del sistema roca fluido
O sea:
(Vmat )( ρmat ) + (Vf )( ρf )
ρb =
1

ρb = (1-F ) ρmat + F ρf

ρmat − ρb
Φ=
ρmat − ρf

donde:
Vmat.- Volumen total de la matriz.
ρmat.- Densidad de la matriz.
Vf.- Volumen del fluido.
ρf.- Densidad del fluido.
Normalmente para una formación dada ρmat y ρf son prácticamente constantes y además
se pueden conocer o suponer de manera que en la ecuación la única variable es la “ρb”.

9.2.4 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO (Fig. 28).

La curva de densidad de formación (ρb) queda registrada en los carriles 2 y 3 en escala lineal, la
más frecuente es 2.00 a 3.00 o 1.95 a 2.95 gr/cm3, además en los mismos carriles se puede
registrar una curva de porosidad.
También se grafica la ∆ρ en el carril 3, la corrección a la curva de densidad por efecto de enjarre
y rugosidad del pozo.
El calibre se registra en el carril 1 y en este mismo carril podemos registrar la de rayos gama. Por
último si corremos un registro de neutrón compensado, también lo podemos graficar con el
registro de densidad y obtener las dos porosidades.

48
La herramienta de densidad mide directamente la densidad de la formación al determinar el efecto
de disminución de la velocidad de los electrones de la formación sobre los rayos gama emitidos
por una fuente radioactiva.
La medición correcta de la densidad de la formación requiere de una buena colocación del patín
de la sonda contra la pared del agujero.
Este registro se puede operar en combinación con el CNL y RG.
Cuando hay una saturación apreciable de gas, su efecto va a ser bajar el valor aparente de ρb y
como resultado se va a calcular una porosidad alta aparente.
Este registro no puede usarse en agujero entubado ni pozo derrumbado.

Figura 28. Presentación del registro combinado de rayos gama, litodensidad y neutrón
compensado.

49
 9.2.5 VENTAJAS-DESVENTAJAS.

VENTAJAS:
Operable en agujero descubierto.
Combinable con neutrón compensado y rayos gama
Determinación de la litología y contactos litológicos.
Determinación de la porosidad.
Determina presencia de gas y agua.
Determina presencia de arcillas y el volumen correspondiente.
Determina el tipo de arcilla.
Determina la presencia de fracturas.
Introduce el parámetro factor fotoeléctrico para determinar la litología.
El parámetro factor fotoeléctrico no esta afectado por la porosidad.
Recomendable en cualquier tipo de litología.
DESVENTAJAS:
No se recomienda operar en agujero entubado.
Afectado por presencia de cavernas y rugosidad.
El parámetro factor fotoeléctrico es afectado por la presencia de barita en el lodo de perforación.

50
9.3 HERRAMIENTA DE NEUTRÓN COMPENSADO.

9.3.1 OBJETIVO
Obtener la porosidad de la formación.

9.3.2 CONFIGURACION DE LA HERRAMIENTA (FIG. 29)

La herramienta de neutrón compensado utiliza una fuente de neutrones de alto rendimiento de
energía (emisor de neutrones rápidos) y dos detectores. La fuente radiactiva puede ser de Am –
Be (Americio – Berilio) o de Pu – Be (Plutonio - Berilio) para proveer neutrones con energías
iniciales de varios millones de electrón volts, arriba de la fuente van montados los detectores
térmicos. Para optimizar la respuesta al gas y mejorar la interpretación en presencia de elementos
absorbentes de neutrones térmicos, la herramienta doble porosidad incorpora dos detectores de
neutrones epitermales además de los detectores de neutrones termales. Se obtienen dos
mediciones de porosidad por separado, cada una con un par de detectores. En formaciones
térmicas las porosidades medidas generalmente concuerdan. Las herramientas con detectores de
neutrones epitermales son: SNP (Sidewall Neutron Porosity) y APS (Acelerator Porosity Sonde);
para neutrones termales se tiene: CNT (Compensated Neutron Porosity); por ultimo las
herramientas con detectores de neutrones termales y rayos gama de captura es la GNT (“Gama
Neutron Tool”) los detectores pueden medir la cantidad de neutrones epitermales en la formación
o los rayos gama de captura emitidos por la formación durante la absorción de neutrones
termales.
Para disminuir el efecto del lodo, la herramienta cuenta con un descentralizador que la apoya
continuamente contra la pared del pozo. Debiendo medir el índice de hidrógeno, por lo cual es
natural que la herramienta sea sensible a la presencia de fluidos, como lo es el lodo en el pozo.
El sistema CNL es del tipo mandril y está diseñado para combinarse con cualquier otra
herramienta, cuenta con detectores de neutrones térmicos los cuales miden los promedios de
velocidad de conteo para producir un registro en escala lineal del índice de hidrógeno.
La sonda contiene una fuente de 16 curies y espacios mayores entre esta y los detectores dan a la
herramienta CNL una mayor profundidad de investigación. Así mismo puede correrse en agujeros
llenos de fluido, entubados o descubiertos. Su profundidad de investigación es de
aproximadamente 45 cm., similar a su resolución vertical.

51
 Figura 28. Herramienta CNL.

También es sensible a la arcilla de la formación, dado que esta generalmente contiene pequeñas
cantidades de Boro y de otros elementos raros, que tienen secciones transversales de captura altas;
este efecto es excesivo puede ocultar la respuesta al gas en formaciones con arcilla las cuales si
contienen un gran número de elementos absorbentes de neutrones termales, la porosidad que
determina a partir de la medición de los detectores epitermales con un valor bajo, concuerda de
manera cercana con la porosidad derivada de la herramienta de densidad. La comparación de las
dos porosidades indica el contenido de arcilla o salinidad del fluido de la formación.
La velocidad de conteo de los neutrones epitermales es de magnitud menor que la de los
neutrones termales. Para obtener velocidades de conteo razonable de neutrones epitermales, los
detectores se colocan más cerca de la fuente radioactiva que los detectores termales. La
configuración de este sistema duplica en tamaño a la de neutrón compensado CNL.

52
Dado que los dos pares de detectores se colocan a diferentes espaciamientos y los neutrones se
detectan a diferentes niveles de energía, se puede esperar que los efectos de medio ambiente sean
bastante diferentes en las dos mediciones de neutrones.
Estas dos mediciones pueden proporcionar una mejor determinación de la porosidad. Una
comparación de las dos respuestas de neutrones también proporciona información sobre la
presencia del material con secciones transversales de captura de neutrones termales significativos.
La medición epitermal esta relativamente libre de efectos absorbentes de neutrones,
proporcionando una mejor detección de gas en yacimientos con arcilla.

Figura 29. Comparación de los registros térmicos y

epitérmicos.
53
9.3.2.1 CARACTERISTICAS FISICAS DE LA HERRAMIENTA.

Longitud. 155.25”
Peso. 222(lbm)
Tmax. 350(ºF)
Pmax. 20(kpsi)
Diámetro. 3.625”

9.3.3 PRINCIPIO DE MEDICIÓN.

Los neutrones son partículas sin carga es decir son eléctricamente neutras, su masa es casi
idéntica a la del átomo de hidrógeno.
La fuente radiactiva colocada en la sonda emite continuamente neutrones de alta energía, al
encontrarse con núcleos de la formación chocan y pierden parte de su energía.
Existen 4 tipos de interacción entre los neutrones y la formación, la “dispersión elástica”en la cual
el neutrón sufre una colisión con el núcleo de los átomos de la formación y rebota observando las
leyes de la conservación de la energía y del momento; la “dispersión inelástica”, en el cual el
núcleo es excitado por la colisión con el neutrón y regresa a su estado energético emitiendo un
rayo gama; la “captura” en el cual el núcleo absorbe el neutrón emitiendo un rayo gama; y por
último la activación en la cual el núcleo absorbe el neutrón emitiendo un rayo beta, un rayo gama
y un neutrón.
La cantidad de energía que se pierde en la colisión depende de la masa relativa del núcleo con el
cual choca.
El registro de neutrón aprovecha la dispersión elástica, en la cual los neutrones sufren sucesivas
colisiones con los núcleos de la formación hasta que pierden suficiente energía para ser
absorbidos por la formación. Cuando son emitidos por la fuente, los neutrones tienen una energía
muy alta, de 2 MeV; después de sucesivas colisiones con los núcleos de la formación su energía
disminuye hasta alcanzar el nivel epitermal (aproximadamente de 10 eV hasta 0.4 eV) y
finalmente alcanzan el nivel termal (aproximadamente 0.025 eV) en el cual son absorbidos por la
formación.

54
Cuando se colapsa con un átomo de la misma masa, pierde más energía, debido a las colisiones
sucesivas, en unos cuantos microsegundos sus velocidades se habrán convertido en velocidades
térmicas, correspondientes a energías cercanas a 0.025eV; se difunden aleatoriamente (ya no hay
perdida de energía), hasta ser capturados por núcleos de átomos como cloro, hidrógeno o silicio.
Los núcleos al capturar al neutrón se excitan intensamente y emiten un rayo gama de captura de
alta energía. Dependiendo del tipo de herramienta de neutrones el detector de la sonda capta
estos rayos gama de captura o los mismos neutrones.
Existen dos elementos que se destacan en relación a la dispersión elástica de neutrones: Entre los
elementos mas frecuentemente encontrados en las formaciones, el hidrógeno tiene el menor
número atómico con valor igual a 1 (misma masa que el neutrón), lo que identifica al hidrógeno
como el elemento más eficiente en la dispersión elástica (el próximo elemento, oxígeno, tiene
número atómico con valor igual a 6); todos los elementos tienen masa mayor que el neutrón lo
que facilita el rebote sin transferencia de energía. En zonas con alto contenido de hidrógeno los
neutrones alcanzarán el nivel epitermal y luego termal con mucha rapidez. Por esta razón se dice
que la herramienta de neutrón mide el índice de hidrógeno de la formación.
El cloro tiene la mayor sección transversal de captura para neutrones termales, con valor igual a
31.6 barns (el próximo elemento, hidrógeno, tiene sección transversal de captura con valor igual a
0.3 barns). En zonas con alto contenido de cloro, los neutrones termales son absorbidos por la
formación con mas rapidez.
La concentración de hidrógeno del material que rodea a la fuente de neutrones es alta, la mayoría
de estos son desacelerados y capturados a una corta distancia de la fuente. Por el contrario si hay
poca concentración de hidrógeno, los neutrones se alejan de la fuente antes de ser capturados. De
acuerdo con esto la tasa de conteo en el detector aumenta para bajas concentraciones de
hidrógeno y viceversa.
El petróleo y el agua contienen prácticamente la misma cantidad de hidrógeno por unidad de
volumen.
Las respuestas reflejan primordialmente la cantidad de espacio poral lleno de líquidos en las
formaciones.

55
9.3.4 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO (Fig. 30)
La curva de porosidad queda registrada en los carriles 2 y 3 en una escala lineal de –15 a 45 u. p.,
en el primer carril se puede registrar una curva de rayos gama. Si se combina con el de
litodensidad, se registran las dos curvas de porosidad en el carril 2 y 3.

Figura 30. Presentación del registro CNL en combinación con el

registro LDL.

9.3.5 VENTAJAS-DESVENTAJAS.
DESVENTAJAS:
El registro de neutrón es sensible a varios efectos ambientales:

56
- El efecto del diámetro del pozo puede tener un efecto apreciable en la medición de la
herramienta. En general, cuando densidad y neutrón se combinan, esta corrección es efectuada
automáticamente utilizando el caliper de la herramienta de densidad.
Afectadas cuando la presión es mayor a 20000 psi y la temperatura es mayor a 370ºF.
- Existe un efecto residual por espesor de enjarre dado que la relación no es completamente
insensible a la presencia del enjarre.
- La salinidad en el lodo es la corrección por el efecto del cloro en la formación, originada en su
sección transversal de captura para neutrones termales.
- La corrección por la densidad del lodo, disminuye el valor de la porosidad.
- La presencia de un mal contacto del patín con la pared del pozo puede afectar apreciablemente
la medición de la herramienta. Es la corrección que se presenta por efecto de lodo en la
herramienta, originada por la separación (stand-off) que normalmente es de 0.5”.
- La porosidad aumenta al incrementarse la presión hidrostática en el lodo.
- La temperatura del lodo tiene un efecto apreciable mayor a altas porosidades y aumenta con la
temperatura del lodo.
- El valor que se tiene en el registro neutrón en presencia de lutitas es generalmente alto, con
frecuencia del orden de 40 u. p.; siendo este valor mayor al de la roca almacén limpia. El efecto
de arcillosidad en la formación es mucho más notable en la porosidad neutrón que en la de
densidad.
- Como los hidrocarburos livianos tienen un contenido menor de átomos de hidrógeno por
centímetro cúbico que el agua o el aceite pesado; por esta razón, cuando existe gas en la zona
investigada por la herramienta, el registro de neutrón indica una porosidad aparente (calculada
con F NLmf=100 u. p.) bastante menor que la verdadera porosidad (F NLmf=100 , valor del índice de
hidrógeno del filtrado).
VENTAJAS:
- Operable en agujero descubierto y entubado.
- Combinable con herramientas de litodensidad y rayos gama.
- Mide el índice de hidrógeno y determina la porosidad.
- Usado como indicador para la presencia de arcilla y gas.
- Determina contactos litológicos.
- Determina el volumen de arcillosidad.

57
9.4 HERRAMIENTA DE RAYOS GAMA (GR).

9.4.1 OBJETIVO.

Medir la radiactividad natural de las formaciones, detectar y evaluar depósitos minerales

radiactivos.

Este fenómeno proviene de tres elementos principales presentes en las rocas: El uranio (U), el
torio (Th), y el potasio (K); el decaimiento de estos elementos genera la emisión de rayos gama
naturales, los que pueden penetrar varias pulgadas de roca y también son medidos a través de
detectores dentro del pozo, generalmente un detector de centelleo con una longitud de 20 a 30 cm;
este dispositivo genera un pulso eléctrico por cada rayo gama detectado.

En formaciones sedimentarias el registro refleja el contenido de arcillosidad de la formación

debido a que los elementos radiactivos tienden a concentrarse en las arcillas. Las formaciones
limpias usualmente tienen un bajo nivel de contaminantes radiactivos, tales como cenizas
volcánicas o granito deslavado o aguas de formación con sales disueltas de potasio.

9.4.2 CONFIGURACIÓN DE LA HERRAMIENTA.

Existe dos tipos de herramientas de rayos gama: la tradicional que mide la radioactividad natural
de la formación, y la de espectrometría de rayos gama naturales. Ambas pueden registrar también
una curva de coples CCL (Casing-Collar-Locator), que permite la correlación entre registros de
pozo descubierto y entubado para el posicionamiento de las pistolas de perforación frente a las
zonas de interés. La herramienta de espectrometría de rayos gama naturales aprovecha que estos
son emitidos por tres elementos radioactivos (uranio, torio, y potasio) con diferentes energías,
para distinguir cuál de los elementos origina la radiactividad medida.

El registro de espectrometría de rayos gama tiene un sistema electrónico que permite analizar las
energías de los rayos gama detectados, discriminando el contenido de uranio, torio y potasio en la

58
formación. Los valores medidos de uranio y torio se presentan en ppm (partes por millón) y el
valor del potasio se presenta en porcentaje de peso (1% equivale a 10,000 ppm)

9.4.2.1 CARACTERISTICAS FISICAS DE LA HERRAMIENTA.

Longitud. 66”
Peso. 83(lbm)
Tmax. 350(ºF)
Pmax. 20(kpsi)
Diámetro. 3.375”

9.4.3 PRINCIPIO DE MEDICION.

Los rayos gama son ondas electromagnéticas de alta energía que son emitidos espontáneamente
por algunos elementos radioactivos. El isótopo de potasio radioactivo con un peso atómico 40
(K40), y los elementos radioactivos de las series uranio y torio emiten casi toda la radiación gama
que se encuentra en la tierra.

Cada uno de estos elementos emite rayos gama; el número y energía de estos es distintivo de cada
elemento, el potasio emite rayos gama de una energía de 1.46 MeV, mientras que el uranio y el
torio emiten rayos gama de diferentes energías.

Al pasar a través de la materia, los rayos gama experimentan colisiones sucesivas con los átomos
del material de la formación y pierden energía en cada colisión, posteriormente cuando el rayo
gama ha perdido suficiente energía, un átomo de la formación lo absorbe por medio del factor
fotoeléctrico.

La tasa de absorción varía con la densidad de la formación: dos formaciones que tengan la misma
cantidad de material radioactivo por volumen de unidad, pero con diferentes densidades indicarán
diferentes niveles de radioactividad; las formaciones menos densas aparecen más radioactivas.

59
 Figura 31. Espectros de emisión de rayos gama.

9.4.4 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO (Fig. 32).

La curva de rayos gama se presenta en el carril 1, junto al potencial natural y caliper. Se tomaron
patrones de referencia como una formación artificial que contiene cantidades definidas de uranio
torio y potasio; las escalas más usuales son de 0 a 100 ó de 0 a 150 API. La curva de rayos gama
tiene su escala definida, de manera que indica zonas permeables cuando la curva se desplaza a la
izquierda y zonas de lutitas cuando la deflexión es a la derecha.
El registro de espectrometría de rayos gama se presenta en el carril 1 con una curva de rayos
gama (SGR) en un rango de 0 a 150 API. En las pistas dos y tres se presentan las concentraciones
de torio uranio y potasio (curvas THOR, URAN y POTA).

60
 Figura 32. Presentación del registro.

9.4.5 VENTAJAS-DESVENTAJAS.
VENTAJAS:
Operable en agujero descubierto-entubado.
Combinable con litodensidad y neutrón compensado.
Combinable con cualquier herramienta de registros.
Utilizada en operaciones de disparo.
Combinable en operaciones de cementación de tuberías.
Determina si una formación es arcillosa.
Determina el volumen de arcillosidad.
DESVENTAJAS:
Mediciones afectadas por presencia de CAVERNAS.
Mediciones dudosas cuando la presión es mayor a 20000 psi y la temperatura es superior a 370ºF.
Mediciones desconfiables a través de dos tuberías.
Mediciones afectadas por sales radioactivas.

61