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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA Y ARQUITECTURA UNIDAD PROFESIONAL TICOMAN INGENIERÍA PETROLERA

“APLICACIÓN DE LOS REGISTROS GEOFISICOS DE IMÁGENES USI, DSI, FMI EN EL SISTEMA PETROLERO” TESIS PARA OBTENER EL TÍTULO DE INGENIERO PETROLERO

PRESENTAN

BERISTAIN BUENDIA CESAR DAVID FLORES SOTELO ANGEL ROJAS HERNÁNDEZ ALEJANDRO

ASESORES: ING. A. ENRIQUE MORFIN FAURE

REGISTROS USI, DSI, FMI. 

AGRADECIMIENTOS. MIS PADRES Que con amor y sabiduría me han brindado apoyo en mis metas y fracasos y con su ejemplo me han enseñado lo correcto de la vida. Por todos sus consejos y regaños, ya que sin ellos, logros como este no se cumplirían, por lo cual hoy dedico con orgullo y felicidad.

MIS HERMANOS Que han estado conmigo en cada etapa de mi vida en la cual me han hecho reflexionar con todas sus experiencias y lecciones para continuar superándome ya que de todos y cada uno de ellos he aprendido demasiado

AMIGOS Que he conocido en el transcurso de mi vida con los cuales he compartido experiencias y situaciones, que espero seguir compartiendo en el camino que me falta por andar.

MAESTROS Que con su entrega y dedicación hacen posible de este triunfo en mi vida el cual comparto con ellos.

A DIOS Que me da la dicha de seguir cosechando triunfos día a día, le agradezco todos los momentos que me ha permitido pasar en mi vida junto a mis seres queridos

Ángel Flores.

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A DIOS

Por brindarme la capacidad y fortaleza para superar todos los obstáculos y poder llegar hasta este punto tan importante de mi vida.

A MIS PADRES

Sabiendo que jamás podre pagar todo lo que hacen día a día por mí, todos sus esfuerzos y sacrificios para que yo alcanzara mis metas, inculcarme valores y cimientos que formaron la persona que soy ahora con mucho cariño para ustedes.

A MI FAMILIA.

Esas personas que me apoyaron en todo momento, en especial a mi abuelita que donde quiera que esté siempre creyó en mí y en que podía lograr lo que yo me propusiera.

A ESA PERSONA ESPECIAL.

Que a pesar de la distancia y el tiempo ha estado conmigo apoyándome en todos los sentidos, compartiendo ratos amargos y dulces, y que jamás ha dejado de creer en mí. J.J.O.S.

A MIS MAESTROS.

Por todo el apoyo y paciencia que nos brindaron para la realización de este trabajo.

César Beristain.

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RESUMEN.

En el capítulo 1, se tiene la herramienta Ultrasónica de Imágenes en agujero entubado (USI), para la evaluación de la cementación e inspección de la tubería.

En el capítulo 2, se describe la herramienta Sónica Dipolar de Imágenes (DSI), que proporciona medición del tiempo de tránsito para determinar la porosidad y evaluar propiedades mecánicas de las rocas.

En el capítulo 3, se tiene la herramienta Microresistiva de Imágenes (FMI), para la identificación de fracturas, orientación, secuencia de arena/arcilla, análisis estructural y evaluación de la porosidad secundaria.

En el capítulo 4, se tienen ejemplos de registros de las herramientas.

En el capítulo 5, conclusiones y recomendaciones finales del trabajo.

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ABSTRACT.

Chapter 1, UltraSonic Imager (USI) to evaluation of cement and casing´s corrosion data.

Chapter 2, Dipole Shear Sonic Imager (DSI) to describe the time of propagation wave for obtain the porosity and evaluate features mechanics of the rocks.

Chapter 3, Formation Micro Imager (FMI) to identification of fractures, orientation, characterization of sedimentary bodies, structural analysis and secondary porosity evaluation.

Chapter 4, The logs are examples of tools.

Chapter 5, Final conclusions and recommendations of the work.

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CONTENIDO.

Objetivo .......................................................................................................................... 3 Introducciön ................................................................................................................... 4

CAPÍTULO 1. Herramienta Ultrasonica de Imágenes en agujero entubado (USI) ................................................................................................................................. 6 1.1 Objetivo ............................................................................................................... 7 1.2 Configuracion del sistema ................................................................................... 9 1.3 Principios Fisicos............................................................................................... 12 1.4 Combinabilidad. ................................................................................................ 22 1.5 Presentacion del registro................................................................................... 23 1.6 Ventajas-Desventajas ....................................................................................... 25

CAPÍTULO 2. Herramienta Sonica Dipolar de Imágenes (DSI) ................................. 27 2.1 Objetivo ............................................................................................................. 28 2.2 Configuracion del Sistema. ............................................................................... 30 2.3 Principios Fisicos............................................................................................... 34 2.4 Combinabilidad ................................................................................................. 47 2.5 Presentacion del Registro ................................................................................. 48 2.6 Ventajas-Desventajas ....................................................................................... 63 CAPÍTULO 3. Herramienta Microresistiva de Imágenes (FMI) .................................. 66 3.1 Objetivo ............................................................................................................. 67 3.2 Configuracion del Sistema. ............................................................................... 68 3.3 Principios Fisicos............................................................................................... 75 3.4 Combinabilidad ................................................................................................. 84

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3.5 Presentacion del Registro ................................................................................. 85 3.6 Ventajas-Desventajas ....................................................................................... 87 CAPÍTULO 4. Ejemplos de aplicación ........................................................................ 89 CAPÍTULO 5. Conclusiones y Recomendaciones ................................................... 108 ANEXOS ...................................................................................................................... 112 BIBLIOGRAFIA ........................................................................................................... 115

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OBJETIVO.

El objetivo principal de este trabajo es la recopilación, integración y análisis de información contenida en diversas fuentes, para conocer las funciones y características de las herramientas: Ultrasónica de Imágenes en agujero entubado (USI), Sónica Dipolar de Imágenes (DSI), y Microresistiva de Imágenes (FMI). Así como las ventajas que se pueden encontrar en su aplicación actual ya que el empleo de registros de imágenes es sumamente amplio y de uso cotidiano en la industria petrolera. Otra finalidad es que por medio de los diversos ejemplos de aplicación se analicen características, aplicaciones y principio de medición para llevar a cabo la interpretación de los registros y entender los resultados que se obtienen con cada registro procesado.

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INTRODUCCION. Los registros tienen su origen en el año 1927 cuando los hermanos Schlumberger toman el primer registro eléctrico. En la década de 1930s,

se realizó la

combinación de las mediciones de SP, Normal corta, Normal larga y Lateral. Se toman muestras de núcleos. En los 1940s, se realizaron mediciones de rayos gama-neutrón, echados con 3 brazos así como SP, mediciones eléctricas, y de inducción. En los 1950s se llevó a cabo la introducción de las herramientas microlog, lateral, y pruebas de formación. En 1960s, se introdujo la herramienta de densidad de formación. En 1970,

se utilizaron los equipos de neutrón de doble espaciamiento, echados

continuos, sistemas superficiales computarizados, propagación electromagnética y pruebas repetidas. Posteriormente en los 1980s, se hacen mediciones con herramientas de imágenes resistivas y sónicas avanzadas y en los 1990s se introduce las herramientas de imágenes de inducción, lateral azimutal, ultra sónicas, porosidad y resonancia magnética. Cabe mencionar que los primeros registros eran de tipo eléctrico. En la actualidad para el estudio de estos se requiere de otras disciplinas como: Electricidad, Acústica, Geología, Geofísica y Perforación.

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Los avances recientes han usado en forma amplia la computación para incrementar la densidad de datos grabados y así poder crear imágenes de agujero y propiedades de la formación. Al mismo tiempo, estas herramientas se han vuelto más confiables. Los sistemas de superficie se han vuelto más sofisticados y fáciles en su operación. Es por esto que los registros geofísicos de imágenes son de suma importancia en el ámbito petrolero ya que por medio de ellos podemos obtener resultados más precisos y confiables que nos ayudan a una evaluación más detallada de la formación.

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HERRAMENTA DE REGISTRO ULTRASONICO (USI). 1.1 OBJETIVO. El objetivo de esta herramienta es evaluar directamente la impedancia acústica del medio detrás de la tubería registrando la cementación y precisando el estado y distribución del cemento, así como la identificación de zonas que presentan adecuados aislamientos hidráulicos. Proporciona información de las condiciones de la tubería y su grado de corrosión con imágenes detalladas del radio interno, espesor y perdida interna, externa. La herramienta al momento de hacer la evaluación indica la

presencia del

cemento en 360 grados alrededor de la tubería y lo más importante su calidad. Así como también la identificación de partículas sólidas en el espacio anular (arenas, lodo). Esta herramienta identifica en tiempo real

las canalizaciones en el cemento

así como su orientación en el pozo y no es afectado por el efecto de microanillo. La herramienta de USI estima evaluando la corrosión interna, externa, así como la localización e identificación de intervalos perforados, además estima el causado durante los diferentes viajes en el proceso de perforación, pesca, etc.

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Esta herramienta consta de un transductor giratorio desmontable que actúa como transmisor-receptor, lo cual es una gran ventaja. Incorpora un medidor

para

determinar las propiedades del fluido de fondo y es programable para optimizar la eficiencia y resolución de los resultados.

La herramienta opera en dos modos.



Modo cemento: Este registra información tanto de corrosión como de cemento.



Modo corrosión: Las señales que registran solo proporcionan información de la corrosión.

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1.2 CONFIGURACION DEL SISTEMA.

Fig. 1. Configuración del sistema USI.

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Longitud (sonda y Cartucho solo)

248 in. [6.3 m]

Diámetro

3.375 a 11.2 pulgs

Peso Sonda

188 a 210 lb

Cartucho

153 lb

Máxima Temperatura

350°F [175°C]

Máxima Presión

20,000 psi

Máximo peso del Lodo Lodo Base Agua

16 lbm/gal

Lodo Base Aceite

11.6 lbm/gal

Velocidad de Registro Recomendada

400 a 3200 ft/hr

Impedancia Acústica Rango Resolución

0 a 10 MRayl 0.2 MRayl

Diámetro Interno de la Tubería Rango

4.0 a 15.375 pulgs

Resolución

0.002 pulgs

Espesor de la Tubería Rango

0.18 to 0.59 pulgs

Resolución

0.002 pulgs

Muestreo Azimutal y Vertical

10°/ 6 pulgs – 5°/0.6 pulgs

Tabla 1. Características de la sonda.

La herramienta usa un sensor giratorio desmontable que opera como transmisor – receptor, la distancia a la tubería se controla y optimiza con el transductor como se indica en la tabla 2, figura 2.

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Fig.2. Tamaño de los transductores

DIAMETRO EXTERIOR MONTAJE

RANGO DE TUBERIA

5  pu lg

3 1  pu lg 2

4 1  5 1  pu lg 2 2

7  pu lg

4 1  pu lg 2

5 5  7 5  pu lg 8 8

9 5  pu lg 8

6 1  pu lg 2

8 5  7 5  pu lg 8 8

10 3  pu lg 4

8 1  pu lg 2

10 3  11 3  pu lg 4 4

13 3  pu lg 8

11 pu lg

13 3  pu lg 8

Tabla 2. Diámetro de los transductores.

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1.3 PRINCIPIOS FISICOS. La herramienta acústica emite impulsos ultrasónicos de alta frecuencia que provocan una resonancia en la tubería, (figura 3), las señales se registran en la herramienta, la información se envía a superficie y procesa en tiempo real para obtener una imagen de alta resolución del cemento y corrosión.

Fig. 3. Trayecto de la señal acústica a través del lodo, tubería y cemento.

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PRINCIPIO. El transductor emite pulsos ultrasónicos de alta frecuencia para hacer resonar a la tubería en función de su espesor. La mayor parte de la energía se refleja a la interface lodo-tubería. La energía transmitida se dispersa hacia atrás y adelante en la tubería. En cada interface la energía se transmite de regreso al sensor a través del lodo; el transductor registra estas resonancias.

GENERACION DE LA ONDA. Cuando el pulso choca con la pared de la tubería, la energía es transferida dentro de la tubería y parte es reflejada de vuelta. Cuando la tubería resuena, la energía es transmitida al cemento, y parte se regresa al lodo recibida por el sensor.

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Fig.4. Comportamiento de la onda a través de la tubería-cemento.

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Z = DENSIDAD x VELOCIDAD ACUSTICA Donde Z es la impedancia acústica.

Fig.5. Impedancia acústica en el medio. La herramienta hace las siguientes mediciones:

1. Impedancia Acústica: Se presenta e interpreta como imagen de impedancia para la calidad y distribución del cemento alrededor de la tubería. 2. Espesor: Se presenta como imagen del espesor de la tubería e indica la imagen de pérdida del material externo. 3. Tiempo de tránsito: Representa la imagen del diámetro interno de la tubería y se usa como imagen de la pérdida del material interno. 4. Amplitud del eco principal: Se presenta como imagen de la amplitud y proporciona la condición interna de la tubería. Cualquier daño en la misma dispersará la señal, ocasionando una disminución en

la

amplitud del eco principal. Esto se ve como áreas oscuras en la imagen de amplitud.

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Fig. 6. Comportamiento de la onda a través del medio.

SEÑAL EN FUNCION DEL TIEMPO.

El tiempo de tránsito medido proporciona el radio interno; se requiere conocer la velocidad del fluido dentro de la tubería, el cual se mide en el pozo durante la medición del fluido y se usa como entrada en la cadena de procesamiento para calcular el diámetro interno.

La amplitud del eco principal se graba para generar una imagen. Cualquier daño en el interior de la tubería ocasiona un efecto de dispersión en la señal reflejada y disminuye la amplitud del eco principal, en tal forma que la imagen de amplitud es un excelente indicador cualitativo de las condiciones internas de la tubería.

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Fig.7.Descripción de la onda acústica.

La herramienta incorpora un medidor para determinar las propiedades del fluido de fondo y es programable para optimizar la eficiencia y resolución en los resultados.

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MEDIDOR DE FONDO. La herramienta mide la velocidad e impedancia acústica en el fondo de la tubería. La velocidad del fluido se usa para determinar el radio interno de la tubería. La impedancia acústica del fluido se considera como dato de entrada en el procesamiento de la señal, la cual determina con precisión la impedancia del cemento. El transductor tiene las posiciones que se indican en la figura 8. *Propiedades del fluido. * Propiedades del registro.

Fig. 8. Posición del medidor de fondo (propiedades del fluido y de registro.

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En la posición propiedades del fluido el transductor se encuentra enfrente de una placa objetivo sumergido en el fluido y las formas de onda registradas son procesadas para medir la velocidad de la señal e impedancia del fluido dentro de la tubería. En la posición de registro el transductor es girado para dirigirlo hacia la tubería para efectuar la corrida del registro. Las propiedades del fluido son medidas cuando se baja la herramienta al fondo. En la operación de registro el sistema utiliza las propiedades del fluido previamente medidas para el procesamiento en tiempo real.

MODOS DE REGISTRO Y OPERACIÓN. La herramienta opera en dos modos: Modo cemento: Se registra información tanto de corrosión como de cemento. Modo corrosión: Señales de alta resolución que se registran solo proporcionan información de la corrosión. El rango de muestreo es variable y se controla desde superficie optimizando los resultados y eficiencia del trabajo, como se indica a continuación:

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MODOS DE CEMENTACION.

VELOCIDAD DEL

MODOS (+)

MUESTREO

Cementación 1 y 2

10° 1.5 pulgs.

1600 pies/hora.

Cementación 3 y 4

5°

6.0 pulgs.

3200 pies/hora.

Cementación 5 y 6

5°

1.5 pulgs.

800 pies/hora.

REGISTRO

Tabla 3.Transductor en modo de cementación.

MODOS DE CORROSION.

VELOCIDAD DEL

MODOS (+)

MUESTREO.

Cementación 1 y 2

10⁰ 0.6 pg.

900 pies/hora

Cementación 3 y 4

5⁰

0.6 pg.

900 pies/hora

Cementación 5 y 6

3.3⁰ 0.4 pg.

900 pies/hora

REGISTRO.

Tabla 4. Transductor en modo corrosión. (+). Los modos 1, 3 y 5 corresponden a transductores de alta frecuencia y los modelos 2, 4 y 6 corresponden a transductores de baja frecuencia.

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PROCESAMIENTO DE LA SEÑAL El algoritmo para el procesamiento de la señal proveniente de la herramienta, opera básicamente en un rango confiable de frecuencia, usando la técnica denominada retraso de grupo, para calcular la impedancia acústica del conjunto cemento-espesor de la tubería. El retraso de grupo, es la derivada del espectro de fase con respecto a la frecuencia angular. El radio interno se calcula a partir del tiempo de transito medido; a continuación se presentan las ventajas que tiene el procesamiento: Se hace en tiempo real en el pozo, debido a las razones listadas abajo, se obtiene una medición precisa de la impedancia acústica, el espesor y el diámetro interno. (I.D).

•

La medición de la impedancia acústica no se afecta por los cambios del espesor de la tubería.

•

Se reduce la sensibilidad a los cambios espectrales restando la señal de normalización de la señal de procesamiento.

•

Se reduce la sensibilidad de las reflexiones al operar con la parte inicial de la onda acústica.

•

El procesamiento se basa en un modelo no sensible a las técnicas de “normalización”.

•

El modo fundamental de resonancia analiza una relación señal ruido mayor, especialmente en lodos pesados la señal es menos sensible al perfil y rugosidad de la tubería.

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1.4 COMBINABILIDAD.

La herramienta USI puede ser combinada con diversas herramientas como son:  Rayos Gama.  Inclinometro.  Detector de coples.  Herramienta Sónico- densidad variable.

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1.5 PRESENTACION DEL REGISTRO.

Fig. 9. Presentación del registro procesado USI.

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En la figura 9 se presenta el registro procesado USI. Carril 1 Rayos gama (API) Detector de Coples Carril 2. Radio interno y externo de la tubería. Carril 3. Impedancia acústica. Carril 4. Impedancia del cemento (MRay) Carril 5. Verde- Presencia de microanillos. Azul- Contenido de líquidos. Rojo- Gas o microanillo vacio. Amarillo- Cemento. Carril 6. Mapa de cementación en función de la impedancia. (Imagen de adherencia del cemento).

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1.6 VENTAJAS Y DESVENTAJAS. Entre las múltiples ventajas que ofrece la herramienta USI están las siguientes:  Presentación en forma grafica a colores los resultados de la cementación y corrosión.  Medición de las propiedades de los fluidos en el fondo del pozo.  Mejor operación – funcionamiento en lodos pesados.  Información para seleccionar la calidad de la cementación.  Identificación de canalizaciones.  Resultados inmediatos en el pozo.  Determinación de impedancias acústicas de acuerdo al espesor de la tubería.  Determinación del espesor de la tubería.  Operación en forma satisfactoria de la herramienta en pozos desviados.  Poco afectada por presencia de micro anillos con líquidos y gas.  Identificación del espesor de la corrosión en tuberías.  Resolución radial; cobertura acimutal de la tubería.

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 Resolución vertical de 3 pies.  Poco afectada en formaciones rápidas.

DESVENTAJAS

 Longitud de la herramienta de 8.7 pies.  Diámetro de la herramienta 3 3/8 pulgada sin transductor.  Peso de la herramienta 377.6 lbs. con transductor de 7 pulgadas.  Temperatura máxima de operación 360 *F (177 *C).  Presión máxima de operación 20,000lb/pulg2 (1406 Kg/cm2).  Atenuación del lodo menor a 12 db/mt.  Densidad del lodo base agua menor a 1.2 gr/cm3.  Densidad del lodo base aceite menor a 1.4 gr/cm3.  No opera la herramienta en tuberías fuera del rango de diámetro de 4 a 13 3/8 de pulgada.

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HERRAMIENTA DE REGISTRO SONICO DIPOLAR (DSI). 2.1 OBJETIVO. Adquirir y analizar en formas efectiva las ondas de Cizallamiento Stonley en todo tipo de formaciones, operando el sistema DSI en agujero descubierto y entubado.

La herramienta sónica es clave en la evaluación de pozos con cable (wireline). Se utiliza para la evaluación de gas, aceite en formación y sus propiedades mecánicas para el diseño, evaluación de terminación de pozos La medición de ondas de corte se efectúa en formaciones suaves y duras, lo cual se logra a través del sistema sónico dipolar de imágenes (DSI), se incorpora un sistema de transmisión dipolar, que mide las ondas de corte en cualquier formación. La herramienta sónica monopolar estaba limitada por las condiciones ambientales del pozo. De tal manera que la combinación monopolar-dipolar facilita el análisis de las ondas compresionales para el análisis correspondiente. Este sistema analiza las propiedades mecánicas y con ello se puede utilizar para predecir, donde, y porque una falla mecánica puede ocurrir en la formación. El análisis se usan para obtener información cuantitativa de las propiedades elásticas de la formación, estas propiedades son críticas para determinar la fuerza de las rocas y estimar la magnitud del esfuerzo dentro de la misma. Los datos de la onda Stonley se usan con frecuencia para mejorar la calidad de los datos obtenidos de las compresionales y Cizallamiento.

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La herramienta DSI esta constituida por un cartucho de telemetría, además de que es combinable con las herramientas de neutrón, rayos gama, y litodensidad para tener un mejor análisis de la formación. Además la herramienta tiene seis modos de operación, los cuales pueden ser utilizados individualmente o en combinación.

Todas estas características son importantes en la herramienta DSI para que tenga una buena operación y adquiera, analice mejor las ondas acústicas medidas.

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2.2 CONFIGURACION DEL SISTEMA.

Figura 10. Configuración de la herramienta DSI.

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En la figura 10, se presenta la configuración de la herramienta DSI, la cual está constituida por cartucho de telemetría adquisición de datos, la sonda está conformada por un sistema de transmisores monopolar-dipolar, el de recepción por un grupo de 8 sensores.

SPAC – Cartucho de adquisición. Contiene los circuitos digitales necesarios para controlar automáticamente la ganancia de las señales, almacenamiento y transmisión de las formas de onda. Un microprocesador en el SPAC controla estas operaciones. Digitaliza 8 diferentes formas de onda simultáneamente. Los umbrales de los detectores están también presentes para grabar los tiempos en los que se cruza por los umbrales. Estos son para la detección del primer-movimiento compresional. SMDR – Arreglo de receptores sónicos. La sonda contiene 8 receptores con una separación 6 pulgadas cada uno. Cada estación contiene dos pares de hidrófonos; uno orientado en línea con el dipolo superior (arreglo ODD) y el otro en línea con el dipolo inferior (arreglo EVEN). Las salidas de cada par se diferencian en el dipolo correspondiente y se suman a las del monopolar. Filtros de selección y amplificadores también se encuentran en el SMDR (figura 11).

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Figura 11. Arreglo de receptores sónicos.

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SMDX – Transmisor monopolar-dipolar. Esta sección contiene tres transmisores; primeramente presenta un transductor monopolar de cerámica ominidireccional y dos transductores electrodinámicos unidireccionales dipolares perpendiculares entre si. Un pulso de alta frecuencia controla el transductor monopolar para la generación de la onda Stoneley y la generación de pulsos de alta

frecuencia controlan las ondas compresional

cizallamiento. A baja frecuencia los pulsos manejan cada uno de los transductores dipolares para la generación de ondas de cizallamiento. Unión aislante. Esta unión es un filtro mecánico que mantiene las señales de los transmisores viajando de acuerdo al movimiento de la herramienta durante su operación.

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2.3 PRINCIPIOS FISICOS. Propagación del sonido en las rocas

Esta herramienta mide el tiempo que tarda una onda acústica en viajar a través del medio a este tiempo se le llama tiempo de tránsito, una onda acústica se puede definir como la expansión y contracción del aire de acuerdo a la generación de su energía. Las ondas sónicas que se transmiten en las rocas pertenecen a dos tipos: compresionales y transversales. Las primeras tal como su nombre lo indica corresponden a compresiones y expansiones de la roca y se originan por ejemplo, cuando una roca es comprimida en forma instantánea, tal como sucede cuando se le golpea con un martillo (figura 12). El movimiento de estas ondas es perceptible por las vibraciones de las partículas que ocurren en la misma dirección de transmisión de la onda. Las ondas transversales, por otra parte ocurren cuando la columna de roca (figura 12) es golpeada en uno de sus lados. Aquí las vibraciones de las partículas de ésta se producen en la dirección de propagación de la onda. Se acostumbra a referirse a las ondas compresionales y transversales como ondas P y S respectivamente.

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Figura 12. Generación de ondas acústicas.

La velocidad a la cual se propagan éstas ondas, está directamente relacionada a las propiedades mecánicas de la roca tales como su rigidez y compresibilidad. Las ondas transversales están afectadas principalmente por la primera propiedad, mientras que las compresiones están afectadas por ambas. En rocas saturadas con fluidos, esas propiedades dependen de la cantidad y el tipo de fluido presente, el tipo de granos de la roca y el grado de cementación de los mismos. Las rocas pobremente consolidadas son generalmente menos rígidas y más compresibles que las rocas duras. Como resultado

de esto, las ondas sónicas viajan más

lentamente en las rocas suaves que en las duras, así como para los fluidos no hay suficiente rigidez para permitir la transmisión de ondas transversales a través de ellos.

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Son muchas las aplicaciones en las cuales se involucran las velocidades sónicas y las propiedades mecánicas de las rocas. Además de su uso clásico en la determinación de la porosidad, las velocidades contienen información respecto al contenido de fluidos y de la litología, estas son de particular ayuda en la interpretación de estudios sísmicos de superficie de pozo. En formaciones rápidas en las que el retraso transversal es menor que el retraso compresional del lodo (típicamente del orden de 180 a 200 μs/pie), a lo largo de las paredes del pozo se propagan tanto las ondas compresionales como las transversales, que al hacerlo pierden energía que regresa al agujero como frentes de onda que son detectables. Sin embargo tal y como lo predice la ley de Snell, en formaciones lentas (formaciones en las que el retraso transversal es mayor que el retraso del lodo) la onda transversal transmitida en la formación viaja alejándose de las paredes del pozo y en estas condiciones la onda frontal transversal es solo marginalmente detectable o puede estar ausente. Como resultado de esto el registro transversal no es continuo cuando hay formaciones suaves. A bajas frecuencias (tal vez algunos kilohertz) en las que típicamentente las longitudes de onda en el lodo son mayores que el tamaño del agujero, las señales monopolares están dominadas por la onda Stoneley que es un modo de onda dispersiva del agujero. A frecuencias extremadamente bajas, el retraso de este modo se aproxima a la onda tubular, mientras que a frecuencias altas se aproxima a las ondas Scholte (interfase plana). Para todas las frecuencias el retraso Stoneley se determina predominantemente por el lodo y en un menor grado por el retraso compresional y transversal de la formación así como su permeabilidad y algunos otros factores.

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Modos de Operación. La herramienta DSI tiene seis modos de operación los cuales pueden ser utilizados individualmente o en combinación para la adquisición del tren de ondas requeridas, siendo estos los siguientes:

Dipolo Inferior. Mide el tiempo de tránsito de la onda de cizallamiento a partir de la energía del transmisor dipolar inferior. La fuente del dipolo puede ser excitada ya sea por la frecuencia alta o estándar. Esto depende del diámetro del agujero y de la lentitud esperada en la formación. En general, la opción a baja frecuencia se debe de utilizar cuando los agujeros son grandes (mayores a 15 pulgadas) en formaciones lentas. En algunos casos es necesario efectuar dos pasadas, una con frecuencia normal y otra con baja frecuencia. La decisión de la fuente transmisora que se debe de usar depende de la relación señal a ruido, la coherencia y los niveles de energía durante el registro.

Dipolo Superior. Mide el tiempo de tránsito de la onda de cizallamiento a partir del transmisor dipolar superior.

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Dipolo Cruzado. Mide la energía en forma alterna de los transmisores dipolares superior e inferior, permitiendo la adquisición de la información en forma polarizada ortogonalmente para estudios de anisotropía.

Stoneley. Mide el tiempo de tránsito a baja frecuencia de la onda Stoneley, generada por el transmisor monopolar.

Compresional-Cizallamiento. Mide el tiempo de tránsito de las ondas compresional y cizallamiento en formaciones compactas. El transmisor monopolar opera con un pulso de alta frecuencia, reproduciendo las condiciones similares a las obtenidas con las herramientas sónicas convencionales.

Primer Movimiento. Mide el tiempo de tránsito de la onda compresional a partir de la señal producida por el transmisor monopolar a alta frecuencia. Esto representa una manera rápida de medir los cruces individuales de cero en la onda.

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SISTEMA SONICO MONOPOLAR. En este sistema se crea una fuente de presión omnidireccional en el fluido del pozo, se emplea un transmisor de presión no direccional. Esta onda se propaga uniformemente alrededor del agujero hacia la formación, cuando este pulso entra a una formación rápida, produce una pequeña deformación alrededor del pozo como se muestra de manera exagerada en la figura 13. Esta a su vez produce formas de ondas compresionales y transversales tal como se muestra en la figura 14. A medida que estas ondas viajan pozo arriba, crean ondas frontales en el fluido del mismo, de manera semejante a las que produce una lancha de motor a medida que se desplaza sobre el agua. Estas ondas frontales, y no las compresionales o transversales de la formación, son las que detectan los receptores y se denominan cabeza de onda.

AGUJERO

ONDA COMPRESIONAL

ONDAS FRONTALES

ONDA TRANSVERSAL

FORMACIÓN ONDA DEL FLUÍDO

TRANSMISOR OMNIDIRECCIONAL

Fig. 13. Generación de onda omnidireccional.

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Fig. 14. Comportamiento de ondas en el medio.

En la pared del pozo, la energía de la onda compresional es continuamente convertida por el efecto de la presión del fluido y el movimiento en la formación de la onda de corte, en forma de onda cónica. Estas ondas compresionales (en la formación) están en forma tangencial a la formación y las ondas de cizallamiento se propagan radialmente hacia afuera en el fluido; estas cabezas de onda se asocian con la formación como ondas compresionales y de corte generadas. Estas cabezas de onda se crean cuando las ondas en la formación se propagan hacia arriba del agujero viajando más rápido que las ondas creadas en el fluido. Las ondas compresionales en la formación son siempre más rápidas que las del fluido, pero este no es el caso para las ondas de cizallamiento.

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En formaciones lentas, pobremente consolidadas la velocidad transversal (o el retraso el cual es igual a la inversa de la velocidad y que corresponde al tiempo de tránsito ∆t) es a menudo menor que la velocidad de las ondas en el fluido y por lo tanto no se producen ondas frontales. Así a medida que el avance de las ondas en el fluido se crea las ondas transversales en la formación tienden a propagarse pozo arriba y hacia la formación. En la pared del pozo viajan a lo largo conjuntamente con las ondas del fluido y por lo tanto no se producen ondas frontales (figura 15) en formaciones lentas, la onda transversal no está presente en la forma de onda en los receptores, por lo tanto no puede efectuarse la medición del retraso transversal (figura 16).

AGUJERO

FORMACIÓN

ONDA COMPRESIONAL

ONDAS FRONTALES

ONDAS DEL FLUÍDO

ONDA TRANSVERSAL

TRANSMISOR OMINIDIRECCIONAL

Fig. 15. Generación de onda omnidireccional en un medio poco consolidado.

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Fig. 16. Comportamiento de ondas en un medio poco consolidado.

El sistema monopolar trabaja de la manera siguiente:

 La onda compresional en la formación viaja a lo largo del agujero, seguido de la onda de cabeza refractada en el líquido, así como de la onda correspondiente refractada en el sólido (onda de cizallamiento alterada).  Los modos inferiores en el fluido del agujero están presentes, generando una onda de cizallamiento alterada en la formación como cabeza de onda en el fluido.  Una diferencia impresionante entre las formaciones rápidas y lentas se presenta en la onda de cizallamiento, no aparece como onda de cizallamiento o de cabeza. Esta onda ha sido generada en forma radial fuera del agujero.

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SISTEMA SONICO DIPOLAR. En este sistema la onda se dispara hacia delante y hacia tras (en forma sincronizada), con los dipolos se generan 4 disparos y con estos se obtienen 32 mediciones por la combinación con los 8 receptores. a diferencia del sistema monopolar en el que se obtienen 8 mediciones del tiempo de tránsito compresional, con el dipolar se obtienen 32 mediciones de las ondas compresionales y 32 de ondas de corte.

Esta herramienta usa una fuente direccional y un sistema de receptores. La fuente dipolar se comporta mucho mejor que un pistón, creando un aumento de la presión a un lado del agujero y una disminución del otro lado. Esto causa una deflexión pequeña en la pared del agujero la cual genera las ondas de compresión y cizallamiento en la formación. La fuente opera a frecuencias menores de 4 KHz, en donde la generación de estas ondas es en forma óptima.

Fig. 17. Onda generada por un dipolo.

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Las ondas compresional y de cizallamiento se radian directamente en la formación. Sin embargo hay una onda adicional generada en la propagación denominada de cizallamiento flexural. En formaciones lentas la onda de cizallamiento flexural es de duración corta y concentrada a bajas frecuencias. En forma adicional esta onda a frecuencias altas tiene la llegada de la onda de compresión. Por ejemplo en formaciones lentas se presenta una onda de deflexión, la cual es más lenta que la considerada. En formaciones lentas la onda compresional y de cizallamiento entran a la formación mediante una onda adicional de cizallamiento flexural, esta crea un disturbio en la presión del fluido en el pozo, esta variación es la que llega a los detectores.

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Fig.18. Comportamiento de ondas en una zona lenta. La onda flexural respecto a la de cizallamiento en una formación lenta es de: -Corta duración. -Con menor frecuencia.

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En formaciones rápidas la onda flexural respecto a la de cizallamiento es de: -Larga duración. -Muy dispersa.

Fig. 19. Ondas en formación rápida.

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2.4 COMBINABILIDAD.

Esta herramienta es combinable con: 

Herramienta de neutrón compensado.



Rayos gama.



Litodensidad.



Microbarrenador de formación.



Espectroscopia de rayos gama naturales.



Inducción fasorial.

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2.5 PRESENTACION DEL REGISTRO.

Fig. 20. Presentación del registro Sónico Dipolar DSI.

En la figura 20 se presenta el registro sónico de imágenes DSI.

Carril I.

Determinación de la relación de Poisson. Rayos Gama (API). Calibrador (pulgs).

Carril II.

Profundidad del pozo (pies).

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Carril. III Tiempo de tránsito de una onda compresional (µseg/pie). Tiempo de tránsito de una onda de Cizallamiento (µseg/pie). Curva de control de calidad de coherencia. Carril IV. Tiempo de decaimiento.

APLICACIONES Las diversas aplicaciones para las mediciones del DSI,

además de los usos

tradicionales para los datos compresionales incluyen lo siguiente: 

Análisis de las propiedades mecánicas. Aplicaciones que incluyen la estabilidad en la perforación o análisis de arenas, determinación mayor del fracturamiento hidráulico y estabilidad del pozo.



Evaluación de la formación. Aplicaciones que incluyen la detección del gas en fracturas naturales y la evaluación e indicadores de la permeabilidad.



Interpretación geofísica. Aplicaciones que incluyen sismogramas sintéticos, perfil sísmico vertical (VSP) y calibración de la entrada de amplitud en función del análisis de compensación offset (AVO).

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ANALISIS DE PROPIEDADES MECANICAS. En las aplicaciones de las propiedades mecánicas es importante tres conceptos: consistencia de la roca, esfuerzo de la roca y quebrantes mecánica de la roca. Las mediciones efectuadas con el sistema DSI se usan para obtener información cuantitativa a partir de un modulo elástico dinámico. Estos módulos son críticos para determinar tanto el esfuerzo de la roca y la magnitud interna de los esfuerzos sobre la misma. Algunas rocas difieren de los módulos considerados cuando se evalúan las características mecánicas de las rocas. La tabla 5, enlista algunos de los módulos elásticos dinámicos que se calculan directamente de las velocidades de las ondas compresionales y de cizallamiento, así como de la densidad de la formación en cuestión. Módulos elásticos adicionales se calculan a partir de los datos de entrada en una evaluación petrofísica.

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

Esfuerzo _ lateral Esfuerzo _ longitudin al

Poisson





t G

Modulo

E

Kb

Cb

DTS 2

de

Tensión Esfuerzo _ de _ corte

de

Young

Tensión _ uniaxial Esfuerzo _ normal

Modulo de Bulk

Pr esión _ hidrostáti ca Esfuerzo _ volumétric o

b

Compresibilidad

Deformació n _ volumétric a Pr esión _ hidrostáti ca

1 Kb

Corte Modulo



2

1 DTS 1 2 DTC 2 DTS 1 DTC



a

2G1  V  4   1   a 2 3DTS 2   DTC

(con porosidad)

10 Nota: coeficiente a  1.34 10 si  b en g

y DT en s . ft cm 3

Tabla 5. Módulos elasticos dinámicos calculados de la medición de las ondas compresionales y de cizallamiento.

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Fig. 21. Modelo para determinar las propiedades mecánicas en una arena productora. ESTABILIDAD DE LA PERFORACION O ANALISIS EN LAS ARENAS. Una aplicación importante en las propiedades mecanicas es la identificacion de zonas que se arenan bajo producción. El contraste entre arenas mas o menos competentes es rapidamente identificado y predecido cuantititativamente de la medición de la presión que se evaluada y planeada de acuerdo al programa de terminación. Modelos diferentes de comportamientos como el modelo Mohr-Coulomb, así como los de Murrell y Griffith, se usan para predecir el comportamiento. Murrell considera una aplicación de tres dimensiones o el de Griffith de dos dimensiones, ilustrado en la figura 21.

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Este considera los dos esfuerzos efectivos triaxiales que actuan sobre una cavidad creada por el flujo del fluido a traves de la perforación.

DETERMINACION DEL ESPESOR DE UNA FRACTURA HIDRAULICA La estimación exacta del espesor de una fractura hidráulica es como obtener un fracturamiento hidráulico, el tratamiento crítico del diseño en la estimulación de fracturamiento. Además de la determinación de la altura del fracturamiento hidráulico, la presión de bombeo a lo largo del tratamiento de los volumenes de fluido

requeridos

para

lograr

los

resultados

deseados

pueden

tambien

determinarse.

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Fig. 22. Procesamiento Frachite para terminar el modelo de fracturamiento en un pozo.

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El factor mas importante que limita la altura vertical para el desarrollo de las fracturas hidraulicas es en el lugar que se presentan las diferencias de los esfuerzos. Estas diferencias pueden estimarse de los modulos elasticos dinámicos computados a partir de las formas de ondas medidas por el sistemas DSI.

Esto combinando con un análisis petrofísico produce una imagen en el lugar de la distribución del esfuerzo alrededor de las formaciones saturadas de hidrocarburos. Un ejemplo de este tipo se presenta en la figura 22 denominado Frachite.

ESTABILIDAD DE POZO La estabilidad del pozo se direcciona de acuerdo al problema, para determinar adecuadamente la presion del lodo usado y la estabilidad del pozo. Si la presión del lodo es baja se induce una onda de cizallamiento falsa. Una presión sumamente alta induce una fractura hidrálica y una pérdida de circulación. Aun con el sistema de seguridad de reducir la presión del lodo, la desviacion del pozo puede aumentar. EVALUACION DE LA FORMACION En formaciones sedimentarias la formación de una onda acustica depende de diversos parametros, la principal es la matriz de la roca y la distribución de la porosidad. La aplicación en forma exacta de una onda de cizallamiento en la evaluación de una formación es util para determinar estos parámetros.

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DETECCION DE GAS Existe una teoría que predice que la bubujas de gas en el espacio poroso aumentan el decaimiento de la onda compresional pero el efecto sobre la onda de cizallamiento es menor. Los efectos aplicados a esta teoría a menudo se basan en la tendencia de observaciones empiricas, por ejemplo las mediciones efectuadas a un nucleo por Picket en 1963 ( figura 23).

Fig. 23. Gráfica para determinar la presencia de gas.

Los resultados que Picket obtuvo sugerían relaciones caracteristicas para diferentes litologias y una tendencia en arenas limpias mojadas aumenta la lentitud de la onda correspondiente. Los puntos obtenidos en la parte inferior de la figura 23, indican la tendencia de gas. Leslie y Mons demostraron este efecto con datos de registro.

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Fig. 24. Registro combinado para determinar la presencia de gas

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Fig. 25 Respuesta de las ondas compresionales y de cizallamiento en diferenetes litologias y fluidos. El registro de la figura 24, indica los datos DSI y algunos registros más combinados y con ello indican la presencia de gas de 740 a 785 pies. La arena tiende a mostrarse según Picket por relaciones que van de 1.8 a 1.9, siendo indicativo de la presencia de gas por la lentitud de la onda de cizallamiento, la relación en la lentitud de las ondas de cizallamiento, compresional (RMSC) esta presentada en el carril 1.

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INDICADORES DE PERMEABILIDAD La onda Stoneley responde a diversos factores que incluyen la permeabilidad de la matriz y la presencia de fracturas abiertas. Esto puede verse como un pulso de presión guiado en el agujero, el cual crea un movimiento del fluido dentro de las zonas de permeabilidad efectiva. Esto causa una reducción en el nivel de energia en la onda Stoneley y una disminución en la velocidad de la misma. La permeabilidad también se ve afectada por el tamaño del agujero, formación y caracteristicas de la herramienta. Con alta calidad en su detección, estas ondas Stoneley medidas por la herramienta DSI en combinacion con un sistema digital de registro moderno filtro y tecnicas de procesamiento la energia Stoneley puede ser computada y usada para indicar zonas permeables. En carbonatos, una buena porosidad no es un buen indicador de la permabilidad la porosidad debido a los vugulos no conectados infiriendo la porosidad. La figura 26, indica dos secciones de registros en agujero descubierto que incluyen la energia Stoneley computada y la normalizada en forma diferencial.

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Fig. 26. Evaluación de la permebabilidad a partir de un registro combinado, analizando la energía de una onda Stoneley.

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El pozo indica que en la parte superior se tiene energia Stoneley considerable con perdidas en las zonas porosas, indicando la permeabilidad efectiva. La energia Stoneley se mantiene alta a través de los poros del pozo en la sección inferior, indicando la baja permeabilidad. Las pruebas durante la peforación de pozos da los resultados en función de las ondas Stoneley. SISMOGRAMAS SINTETICOS DE CIZALLAMIENTO. Los sismogramas sinteticos se construyeron a partir de los registros sónicos y han sido usados para cuantificar las relaciones de tiempo y profundidad en sismogramas superficiales. La figura 27, indica secciones de un sismograma sintetico para ondas compresionales y de cizallamiento. Inmediatamente aparece en la presentación una mayor cantidad de reflectores en escala en tiempo de la onda de cizallamiento. Si esta escala está comprimida los reflectores se ubicarían a una profundidad con el desplazamiento compresional, la gráfica de este geograma de cizallamiento tiene una mejor resolución. Por lo tanto, los datos de cizallamiento son mucho mejor para observar de cerca la separación de los reflectores.

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Figura 27. Comparación de secciones en un sismograma sintetico (geograma) para ondas compresionales y de cizallamiento.

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2.6 VENTAJAS Y DESVENTAJAS. 

El registro sónico es útil para correlaciones donde otros registros dan resultados deficientes. Algunos tipos de litología son identificadas con la lectura (t1).



Este registro en combinación con otros registros de porosidad, puede ser usado en la evaluación de arenas arcillosas y en la definición de litologías complejas en rocas de carbonato.



Se pueden hacer aplicaciones sísmicas a través del tiempo de tránsito integrado (TTI).



Se puede determinar un índice de porosidad secundaria en conjunto con los registros Neutrón-Densidad, en carbonatos no compactos, los cuales se deben a cavernas, fracturas, etcétera, que en fórmula es:

 2   t   sv Donde:

2 =

Porosidad primaria y secundaria que presenta una formación.

t =

Porosidad total obtenida del registro Densidad-Neutrón.

sv =

Porosidad derivada del registro Sónico.



El registro es operable en agujero descubierto y entubado.



Utilizando los datos de (t1) y de profundidad se puede detectar si hay o no zonas que representan presiones anormales.

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

Sísmica.



Propiedades mecánicas (ondas compresionales y transversales).



Identificación de fracturas (ondas transversales y Stoneley).



Determinación de permeabilidad (Stoneley).



Porosidad / litología.



Identificación de intervalos con gas.



Proporciona características geomecánicas de las rocas (ecuación de Poisson).



Provee información sónica usada para estimar la porosidad.



Mediante el análisis de las ondas compresionales y cizallamiento, se obtienen las propiedades mecánicas de la roca.



Mediante el análisis de la onda Stoneley se puede identificar fracturas abiertas.



El DSI se utiliza para maximizar la producción del pozo, diseñando programas apropiados de estimulación y controlando la producción para evitar el arenamiento.

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DESVENTAJAS *Temperatura: 300°F (150°C). *Presión máxima: 20,000 psi. *Diámetro mínimo del pozo: 5 1/2 pulg (13.9 cm). * Diámetro máximo del pozo: 18 pulg (45.7 cm). *Máxima velocidad de operación 1000 pies/hora. *Salto de ciclo Ocurre cuando la amplitud de la onda que hace funcionar el mecanismo de tiempo del primer receptor se acentúa a menos del nivel mínimo de energía, no logrando cerrar el mecanismo de tiempo en el segundo receptor. El mecanismo de tiempo continuara hasta que llegue una onda con amplitud mayor que el nivel mínimo de energía y lo cierre; entonces se tiene un salto de ciclo que produce en el registro una deflexión muy pronunciada.

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HERRAMIENTA MICRORESISTIVA DE IMÁGENES (FMI). 3.1 OBJETIVO. El principal objetivo de la herramienta FMI es medir el valor de Rxo (resistividad en zona invadida). Esta herramienta se desarrolla para obtener una cobertura casi total del agujero (80% en agujeros de 8 pulgadas); tener una resolución en la imagen de 0.2 pulgadas en direcciones de la herramienta y combinarse con las herramientas Lateral Azimutal (ARI) y el sistema inductivo (AIT). Es la primera herramienta que utiliza el nuevo Sistema de Telemetría Digital (DTS). Provee imágenes de alta calidad de la resistividad de las paredes de formación con las siguientes aplicaciones: imágenes de alta resolución, análisis estructural, caracterización de cuerpos sedimentarios, secuencia arena/arcilla, análisis de capas delgadas, identificación y caracterización de fracturas, evaluación de la porosidad secundaria, orientación y substitución de núcleos y ayuda para caracterización de reservas. Una corriente alterna de 16 Khz a través de una fuente de corriente directa, fluye en la formación entre un electrodo superior y un inferior (sección de patines). El electrodo inferior tiende a formar superficies equipotenciales paralelas a la pared del pozo, forzando a la corriente a fluir dentro de la formación en forma enfocada.

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La respuesta es cualitativa genera imágenes de los cambios de

micro

resistividad en la pared del pozo. La herramienta con una resolución de 0.2 pulgadas, la capacidad del patín mejora el contacto en pozos desviados u horizontales y recibe una señal de alta calidad a través

de amplificadores

sensibles y acoplados a la formación.

3.2 CONFIGURACION. La figura 28 es un esquema representativo de la herramienta FMI en donde se muestra los componentes que la constituyen y se describen a continuación: SECCION DE TELEMETRIA. Los datos de la formación junto con las medidas auxiliares y de control, se transmiten a superficie a través de cable a un promedio de 200 Kbit/seg. SECCION DE CONTROL. El cartucho de control provee gran flexibilidad para la operación de la herramienta. Tres modos de registro minimizan el tiempo operacional necesario para adquirir un conjunto de datos. El rango dinámico ha sido alargado por medio de un circuito automático de control que adapta la longitud de la señal a las características de la roca. El desempeño de cada subsistema en la herramienta, se verifica y reporta al ingeniero con un óptimo control del sistema sub-superficial.

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UNION AISLANTE. Una unión aislante separa a la sonda del cartucho electrónico. Esto permite a la corriente fluir dentro de la formación entre el cartucho electrónico y la sección de patines, el cual se mantiene a una diferencia de potencial de la funda del cartucho. Una ventaja de esta configuración es que la herramienta ARI usa la herramienta FMI como electrodo inferior de retorno. SECCION DE ADQUISICION ELECTRONICA (INCLINOMETRIA). La sección de adquisición electrónica de la herramienta FMI consiste en enviar una corriente alterna que fluye a través de la formación entre dos electrodos: 1) El electrodo superior contiene la electrónica y 2) El electrodo inferior constituye la sección de patines. Estos electrodos forman lo que se llama sección de inclinometria, los cuales

tienen diferentes funciones como se describe a

continuación: 1) El electrodo superior representa los sensores de la herramienta FMI con las siguientes funciones:  Corrientes directas creadas por la fricción entre patín y pared del pozo o formación de corrientes SP; estas se eliminan con la señal de la herramienta en la sección de proceso.  Digitalización primaria es la cadena de procesamiento que asegura una inmunidad al ruido.  Filtrado digital de la señal para incrementar la relación señal-ruido.

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 Procesamiento digital de la señal para definir la amplitud de fase de los datos micro-conductivos.  Un componente de alta frecuencia, modulado por los cambios micro resistivos de la formación frente a los electrodos, lo cual asegura una excelente resolución vertical-azimutal relacionada con la variación litológica y petrofísica de la roca.  La componente de baja frecuencia modulada por la resistividad de la formación a una profundidad de investigación similar al laterolog somero, permite calibrar la imagen por medio de un mecanismo resistivocuantitativo. La calibración de imágenes se usa en análisis cuantitativos, como análisis de fracturamiento, texturales y estratigráficos. 2) El electrodo inferior controla la resolución de la herramienta de imágenes con la sección de patines, definida como la habilidad de la herramienta para formar imágenes con los cambios micro resistivos en la formación menores a la resolución requerida. Las características de la formación son mayores que la resolución de la herramienta, las cuales se representan por la suma de varias unidades de resolución. Características de formaciones más pequeñas que la resolución de la herramienta, se representan en la imagen por una característica equivalente a la resolución requerida. El tamaño efectivo de los electrodos FMI y su resolución es de 0.2 de pulgada. La resolución de las medidas es función del promedio de muestreo de los datos. Un postulado de procesamiento de señales establece que un mínimo de dos muestras deben adquirirse a una distancia equivalente a la resolución de la herramienta; como esta es de 0.2 de pulgada, el promedio mínimo de muestreo debe de ser una muestra cada 0.1 de pulgada. El muestreo de 0.1 de pulgada,

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debe cubrirse en ambas direcciones vertical y azimutal. Esto se obtiene de la siguiente manera: a) Dos líneas de electrodos separados 0.2 de pulgada, con la segunda línea de electrodos debajo de la primera y lateralmente desplazados

0.1 de

pulgada. b) Muestreo de datos en superficie a alta frecuencia, en la que un dato se adquiere cada 0.1 de pulgada, con una velocidad máxima de registro de 1800 pies/hora.

La sección de inclinometría realiza las siguientes funciones: 1) Mide la inclinación del pozo y la orientación con una exactitud de 2o para el azimut y 2o para la desviación. 2) Mide la aceleración de la herramienta para corregir la imagen y datos en el cálculo del echado.

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Fig. 28. Esquema representativo de la herramienta FMI en la que destacan las principales componentes.

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SECCION DE PATINES. La sección de patines contiene un arreglo de electrodos de alta resolución, normalmente circuitos electrónicos de alta precisión para detectar y amplificar la señal de los electrodos. La alta definición de la imagen es el resultado de una mejor resolución y mejoramiento en la detección de la señal. La sección de patines ofrece dos características que aumentan la respuesta de la herramienta en pozos desviados y horizontales. La sección de patines se centraliza por sí misma con la energía derivada de la bomba hidráulica conjuntamente con los tradicionales resortes. La sección de patines se inclina con respecto al cuerpo de la sonda. En casos donde el cuerpo de la sonda no es paralelo al eje del pozo, la sección de patines permanece paralela a la pared del pozo. PATINES Y ELECTRODOS. La herramienta FMI tiene cuatro brazos, cada uno equipado con un patín y un alerón. Este diseño permite un buen cubrimiento azimutal de las paredes del pozo con patines extendidos y permite cerrarse a 5 pulgadas. La resolución es de 0.2 de pulgada y se consigue con un arreglo de 24 electrodos circulares en cada patín-alerón. La forma del alerón es de tal forma, que facilita la transición entre zonas de derrumbes en pozo descubierto a entubado. Ambos sistemas, hidráulico y de resortes presionan al patín contra la formación. Los alerones se abren y adaptan a la forma del pozo, independientemente de los patines. Los resortes helicoidales presionan las bisagras de los alerones para mantener un buen contacto entre la superficie del alerón y la pared del pozo. Como se menciono antes, la capacidad de inclinación de los patines compensa

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cualquier inclinación de la sonda, con respecto al eje del pozo cuando el diámetro del pozo cae debajo de las seis pulgadas, cada alerón es forzado a plegarse debajo de su patín adyacente.

Características adicionales que mejoran el contacto entre los patines y la pared del pozo cuando estos son desviados u horizontales son las siguientes:  Unión flexible, junto con los standoffs del cartucho controlador, desacoplan el peso de la herramienta encima de la sonda FMI.  Sistema hidráulico controlado desde la superficie proporciona el doble de presión a cada patín.  La separación que se proporciona por el aislante en cada sensor, asegura el enfocamiento de la señal, así como la resolución del electrodo de 0.2 de pulgada.  Características de tamaño menor a 0.2 de pulgada, aparece en las imágenes como de 0.2 de pulgada.

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3.3 PRINCIPIOS FISICOS. El FMI produce imágenes eléctricas de la pared del agujero y obtiene información del “declive” (dip) de la formación. Como se muestra en la figura 29, una corriente alterna de 16 Khz EMEX fluye entre el electrodo superior y el electrodo inferior (sección de patines).

Fig. 29. Funcionamiento de herramienta FMI.

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La sección de patines crea superficies equipotenciales paralelas a la superficie de la pared del pozo forzando a que la corriente fluya por la formación dado que la corriente fluye perpendicularmente a la superficie equipotencial. Este tipo de corriente de “enfoque pasivo” contrario al “activo”, en el que la corriente de enfoque forza a que la corriente de medición que se aleje a determinada distancia en la formación (como el Laterolog). Debido al tipo de enfoque que tiene el FMI, la corriente de cada electrodo modula en amplitud por la resistividad de la formación que se encuentra frente al botón. De esta manera la respuesta de la herramienta consta de dos componentes: 

Componente de baja frecuencia modulado por la conductividad de la formación con profundidad de investigación similar al doble lateral (LLS).



Componente de alta resolución modulada por la microresistividad de la pared del pozo.

La herramienta funciona en el modo de “difusión”, donde la corriente cambia en función de Rm, Rxo, Rfm, caliper, etc. Debido a estos dos factores no se puede medir la respuesta de la herramienta en unidad de conductividad dado la física de la herramienta no se puede utilizar en lodos base aceite. Sin separación entre patín y pared del pozo, la resolución de la herramienta se define por la magnitud de los sensores. Para el FMI, la dimensión del electrodo genera una resolución de 5mm (0.2 pulgadas). Esto a que cualquier evento de dimensión superior a 5mm se conduce por la herramienta.

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Para eventos menores a 5mm, el tamaño del mismo se estima cuantificando con la corriente que fluye al electrodo.

El muestreo de la herramienta es función del tiempo, se sincroniza con la frecuencia de la telemetría DTS. Por lo tanto, cada sensor tiene una frecuencia de muestreo de 62.5 Hz, la velocidad a la que se mueve la herramienta se usa para mover en función de la frecuencia el tiempo. Para obtener un muestreo de 0.1 pulgadas cada 1/62.5 Hz la herramienta no debe de exceder los 1800 ft/hr. El muestreo de 0.1 pulgadas en dirección azimutal se logra mediante el arreglo de dos-renglones por electrodo en cada patín, con una separación en cada renglón 0.1 pulgadas entre si. MODOS DE OPERACIÓN.

La herramienta FMI se opera de la siguiente manera: Pozo completo, 4 patines y cálculo del echado. POZO COMPLETO. En este modo se realiza una amplia cobertura de la pared del pozo y se proporciona imágenes de alta resolución. La cobertura del área depende del tamaño del pozo. En pozos con diámetros de 6.5 pulgadas, la cobertura es de 93%.

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La cobertura en pozos de 8.25 pulgadas de diámetro es cercano al 80%, asegurando que con una sola pasada se obtiene la suficiente cobertura para asegurar una buena interpretación. En pozos cuyo diámetro es de 12.25 pulgadas, el FMI realiza una cobertura por área del 50%; aquí una segunda pasada proporciona una cobertura mayor. MODO 4 PATINES. En el modo cuatro patines no se utilizan los alerones, los patines, producen una imagen semejante al microbarredor de formaciones (FMS). La cobertura por área del pozo es la mitad que se obtiene con el modo de pozo completo, permitiendo alta velocidad de registro, al reducir el costo de la adquisición en formaciones conocidas en donde no se requiere mayor detalle. MODO DIPMETER. En el modo dipmeter, la herramienta FMI adquiere datos de 8 electrodos, para producir graficas similares a las producidas por las herramientas de echados estratigráficos. ADQUISICION DE DATOS. La herramienta microbarredor de formaciones adquiere simultáneamente dos imágenes orientadas y datos convencionales de la herramienta SHDT. En este caso, la velocidad máxima de registro es de 1600 pies/hora, pero fuera de las zonas de interés, la herramienta puede avanzar a 3200 pies/hora, para adquirir únicamente los datos del echado. Así no se requieren registros adicionales para adquirir la imagen del pozo en los que se ha programado un registro de echados.

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Al igual que el SHDT, puede combinarse con los servicios de rayos gama o espectroscopia de rayos gama naturales. El ancho total de las dos imágenes es de 14cm, un poco mayor que el ancho de la mayoría de los núcleos convencionales. Esto representa aproximadamente el 20% de la cobertura de un pozo de 8 ½ pulgadas de diámetro, y alcanza 30% al 50% en un pozo vertical, efectuando varias pasadas. La herramienta tiende a seguir la trayectoria de la perforación pero debido a la torsión del cable, a menudo puede dar ¼ a media vuelta entre dos pasadas consecutivas. La orientación de los patines se supervisa en tiempo real para confirmar la rotación de la herramienta. Posteriormente es factible combinar las imágenes provenientes en diversas pasadas. Es posible obtener buenos resultados en un alto rango de yacimientos. Sin embargo si la resistividad de la formación es alta (1000 ohm –m), y el lodo muy conductivo, el mejoramiento de las imágenes se vuelve más difícil y se requieren técnicas sofisticadas de procesamiento. Se obtiene a cada 0.1 pulgada de movimiento del cable, datos de ambas matrices de 27 sensores y de los 10 de inclinación y velocidad, así como del eje z del acelerómetro. Para los calibradores, presión, corriente, y voltaje los demás ejes del acelerómetro y los tres magnetómetros dan una muestra suficiente cada 1.5 pulgadas. Los datos se transmiten por cable en forma digital hacia la unidad de adquisición de superficie CSU (unidad de servicio cibernética), en donde se memorizan.

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TEORÍA DE LA HERRAMIENTA. Una corriente alterna EMEX de 16 Khz., fluye en la formación entre un electrodo superior y uno más bajo; el electrodo inferior tiende a formar superficies equipotenciales paralelas a la pared de la formación, así forzando la corriente a la formación.

Fig. 30. Flujo de corriente generado por la herramienta FMI.

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GENERACIÓN DE LA SEÑAL EMEX.

EMEX es una corriente alterna de 16 Khz; se obtiene de una fuente de corriente directa en el sistema WFAD, se regula en superficie y fluye hacia el FMI. La corriente EMEX se genera en el FMI, en donde interviene un amplificador, circuito oscilador controlador y un detector de fase (PPL) convierte corriente directa a corriente alterna.

Fig. 31. Generación de la señal EMEX.

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DENSIDAD CORRIENTE. La parte de la corriente fluye en los electrodos (Ib) y al cuerpo de la sonda (si); la densidad de la corriente es constante hacia el centro para asegurar que la corriente fluye en forma normal al electrodo.

Fig. 32. Efecto de la densidad de corriente.

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FLUJO DE CORRIENTE Corriente total = corriente botón + corriente enfoque Corriente botón tiene tres componentes:

–

Componente de baja frecuencia modulado por la conductividad de la formación con profundidad de investigación similar a la doble lateral LLS (Correlación de imagen, calibración).

–

Componente de alta resolución modulado por la micro conductividad de la formación (echados)

–

Corriente de CD generada por el patín con la pared o las corrientes del SP de la formación (filtradas)

COMPONENTES ACTUALES La corriente que alcanza los electrodos (Ib), consiste en:



Componente

de

alta

resolución

modulado

por

los

cambios

de

microresistividad de la perforación 

Componente de baja frecuencia modulado por resistividad de la formación.



Corriente continúa generada por la fricción del patín contra la formación o el potencial natural de la formación.

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3.4 COMBINABILIDAD.

Esta

herramienta

se

combina

con

las

siguientes

herramientas

resistivas-inductivas:

-Lateral Azimutal (ARI) -Inductiva de Imágenes (AIT).

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3.5 PRESENTACION DEL REGISTRO.

Fig. 33. Presentación de registro de imágenes FMI.

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Carril 1 GR - Rayos gama (API). Orientación del pozo (Hole Az) grados.

Carril 2 Posición - orientación de la formación (grados). Carril 3 Imagen de la formación de acuerdo a la siguiente escala: BLANCO: Baja porosidad AMARILLO: limo. CAFÉ CLARO: Arenas CAFÉ OBSCURO: Arcilla. NEGRO: Lutita.

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3.6 VENTAJAS Y DESVENTAJAS.

Las ventajas que se tienen con esta herramienta son las siguientes:

 Obtención de una Imagen eléctrica de alta resolución.  Análisis estructural.  Caracterización de cuerpos sedimentarios. 

Análisis de capas delgadas.

 Identificación y caracterización de fracturas. 

Evaluación de porosidad secundaría.



Correlación de profundidad, orientación y substitución de núcleos.

 Imagen resistiva cualitativa.  Relación arena neta a arena bruta en secuencias arena-lutita.  Análisis textural.  Caracterización de yacimientos.

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DESVENTAJAS

La herramienta FMI teóricamente trabaja solamente en lodos base agua, con resistividades menores a 50 ohms-m., sin embargo algunas imágenes del FMI pueden ser obtenidas en lodos base aceite, si el contenido de agua está entre 30% y 40%. Para imágenes de buena calidad, el contraste de resistividad entre la formación y el lodo de perforación debe ser menor a 20,000 ohms-m. Otras limitaciones de esta herramienta son:

 La velocidad máxima de registro a 1800 pies / hr,  Afectada por lodos saturados de sal (Rm menor a 0.05 ohms-m). 

La degradación de la imagen es significativa cuando el standoff es mayor a 5 mm.

 Si el espesor de la capa disminuye, la profundidad de investigación se vuelve más somera.  En agujeros grandes: - Llega menos corriente a los microelectrodos. - Menos corriente viaja a través de la formación.

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EJEMPLO 1.

Fig. 34. Registro procesado USI.

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PRESENTACION. Carril 1. Rayos gama GR (API) Detector de coples (CCL) Velocidad del cable (ft / hr) Bandera de procesamiento Carril 2. Radio interno y externo de la tubería (pulgs). Carril 3. Impedancia acústica. Carril 4. Amplitud de la onda acústica -CBL (mv). Carril 5. Impedancia de la cementación (imágenes para detectar microanillos) Carril 6. Verde – Presencia de microanillos. Azul – Contenido de líquidos. Rojo – Gas o microanillos (vacío). Amarillo – Cemento. Carril 7. VDL – Densidad variable, variación de la onda acústica (trazas).

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EXPLICACION. En la figura 34, se tiene la comparación del registro procesado USI y el sónico densidad variable, para determinar la calidad de la cementación en la tubería; en el carril 1 se tiene las curvas de referencia de rayos gama y coples como apoyo este sistema de registros sónicos, en el carril 2 se presenta un diagrama de las condiciones que guarda la tubería, el carril 3 y 5 se tiene el análisis correspondiente del parámetro de amplitud en una imagen, el cual se correlaciona con la curva de amplitud obtenida de la medición acústica a través de cementotubería-formación; el carril 6 denota un mapa de la cementación el cual en color amarillo denota la adherencia del cemento, el color verde la mala cementación, en color azul presencia de liquido y en color rojo la indicación de gas; el carril 7 denota la presentación en trazas del sistema sónico densidad variable; de la comparación de la imagen del mapa de cementación y el sónico densidad variable se observa una mala cementación a lo largo del pozo debido a que en el mapa prevalece en color verde sobre el amarillo y en el densidad variable la tendencia a mantenerse constante las primeras trazas de la onda compresional, así mismo las imágenes de los carriles 3 y 5 denotan una diversidad de colores de acuerdo a la indicación de mala cementación, la curva de amplitud del carril 4 presenta valores altos debido a las condiciones de mala cementación.

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EJEMPLO 2.

Fig. 35. Registro procesado USI.

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PRESENTACION. Carril 1 Rayos gama (API) Detector de Coples Carril 2 Radio interno y externo de la tubería. Carril 3 Impedancia acústica. Carril 4 Impedancia del cemento (MRay) Carril 5 Verde- Presencia de microanillos. Azul- Contenido de líquidos. Rojo- Gas o microanillo vacio. Amarillo- Cemento.

Carril 6 Mapa de cementación en función de la impedancia. (Imagen de adherencia del cemento).

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EXPLICACION. En la figura 35, se tiene como curvas de referencia en el carril 1 el rayos gamacoples; en el carril 2 denota una imagen de las condiciones que guarda la tubería; el carril 3 y 6 denota la imagen correspondiente de la impedancia de la cementación en esta tubería, la cual se define por un código de colores indicado en la parte inferior de dichos carriles, de la comparación de estas dos imágenes de impedancia se mota una diversidad de colores debido al cambio de impedancia en el cemento lo cual sugiere una mala cementación, para que esta cementación fuera adecuada se debe tener una imagen de color homogéneo; el carril 5 se tiene un mapa de la cementación el cual corrobora lo obtenido con las imágenes anteriores de la mala cementación debido a la diversidad de colores; el carril 4 denota la impedancia que presenta esta cementación con la comparación de diversas curvas, se observa la irregularidad en estas curvas de acuerdo a la mala cementación que se presenta en este pozo. Se concluye que la cementación efectuada a este pozo es de mala calidad.

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EJEMPLO 3.

Fig. 36. Registro sónico de densidad variable (DSI).

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PRESENTACION. Carril 1. GR- rayos gama (API). Diámetro del pozo (pulg.).

Carril 2 . Coeficiente de referencia de la onda Stoneley. Carril 3. Tiempo de transito onda Stoneley (microsegundos-pie).

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EXPLICACION. En las curva de rayos gama y diámetro del pozo se puede observar un pozo en buenas condiciones, así como el rayo gama indica bajos valores, lo que indica zonas con poca presencia de arcillosidad. Analizando la amplitud de las ondas Stoneley se observa en el intervalo de 600 a 625 pies, de 750 a 850 pies existen grandes variaciones en la amplitud de esta onda. Observando las curvas de tiempo de transito se puede apreciar que en esta onda existe el efecto Chevrón que se presentan en los intervalos mencionados, correlacionado las variaciones de amplitud y tiempos de transito de la onda Stoneley existen zonas totalmente fracturadas lo cual ocasiona incrementos en la amplitud, así como los tiempos de transito y la onda stoneley.

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EJEMPLO 4.

Fig. 37. Registro sónico de densidad variable (DSI).

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PRESENTACION

Carril 1. Determinación de la relación de Poisson (S-U). GR-Rayos gama. (API). Calibrador (Pulg)

Carril 2. Profundidad (pies).

Carril 3. Tiempo de transito de una onda compresional (microsegundos-pie). Tiempo de transito de una onda de Cizallamiento (microsegundos-pie). Curva del control de calidad de coherencia (S-U).

Carril 4. Tiempo de decaimiento (microsegundos-pie).

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EXPLICACION. En el carril 1 la curva del caliper se observa un pozo en condiciones normales con poca presencia de rugosidad, por lo tanto se tiene que el registro es confiable. La curva de rayos gama denota valores de formaciones arcillosas y con tendencia a incrementar su valor a ciertas profundidades. La relación de Poisson indica un valor constante y con tendencia de disminuir de 10120 a 10140 pies lo que indica esfuerzos compresionales bastantes homogéneas. Los tiempos de transito compresionales cizallamiento indican tendencia a mantenerse constantes en su mayoría el compresional mide menos que el corte, así mismo en el intervalo de 10120 a 10240 pies se tiene un decremento de estos tiempos lo cual indica un cambio litológico que corresponde a una arena arcillosa. En el ultimo carril se observa las curvas de tiempo de transito compresional y de corte procesadas que están relacionadas directamente con el comportamiento de las curvas del carril 3.

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EJEMPLO 5.

Fig. 38. Registro de imágenes FMI.

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PRESENTACION Carril 1 Imagen obtenida del registro FMI. Carril 2 Profundidad (pies). Carril 3 Resistividad (ohm-m).

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EXPLICACION En la figura 38, se tiene la comparación del registro de imágenes FMI con el de resistividades en la escala logarítmica de 3 ciclos de 10 a 10,000 ohms-m; el registro de imágenes en una escala de profundidad de 1 a 40, lo cual denota una escala de profundidad amplificada por observar eventos geológicos de pequeña magnitud como son fracturas subverticales-horizontales, búgulos, cavernas, cambios litológicos.

Del registro de imágenes se presenta una secuencia en

colores claros lo cual denota que se trata de carbonatos (dolomías fracturadas, dado que en la imagen se visualizan fracturas subverticales, en color negro y en color blanco espacios reducidos de cavernas). Del registro de resistividades se tienen valores en un rango promedio de 400 a 2000 ohms, lo cual corresponde a rocas compactadas y que comparado con el registro de imágenes certifica la validez del mismo.

Se concluye que esta

correlación es adecuada para la determinación de la litología y eventos geológicos presentados a lo largo de la secuencia de formaciones atravesadas por el pozo.

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EJEMPLO 6.

Fig. 39. Registro de imagen FMI.

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PRESENTACION. Carril 1 Profundidad (pies).

Carril 2 Desviación (grados). GR-Rayos Gama (API). Azimut. Correlación de resistividad (ohm-m).

Carril 3 Imagen obtenida del registro FMI.

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EXPLICACION En la figura 39, se observa una estratificación paralela en donde se define una alternancia de capas conductivas y resistivas que corresponden a una tendencia de estratos de diferente litología. En el intervalo 865 a 885 metros, se observa una mayor cantidad de estratos resistivos debido a los colores claros que en correlación con la curva de Rayos Gama, esta presenta una disminución; de acuerdo a esa tendencia de colores se tiene una secuencia más compacta entre lutitas. En el intervalo 910 a 930 metros, la presencia de una litología de baja resistividad indicada en colores más obscuros se tiene en la imagen a colores del carril 3 y correlacionada esa imagen con el Rayos Gama este tiende a aumentar de valor; se concluye la presencia de rocas compactas intercaladas con lutitas. En la imagen se observa que este registro presenta una intercalación de estratos conductivos y resistivos que correlacionada con el Rayos Gama indica una simetría respecto al tipo de roca que se puede tener a lo largo de esta secuencia de estratos compactos con lutitas.

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CONCLUSIONES. En la elaboración de la tesis se desarrollo la explicación del funcionamiento de cada herramienta de imagen, así como los componentes de las herramientas y se presentaron ejemplos de los registros obtenidos por dichas herramientas. La herramienta USI es muy importante debido a las mediciones que efectúa se determina el estado de la tubería así como también el de la cementación. Estas mediciones se efectúan a través de un transductor desmontable que operan en dos posiciones para realizar las mediciones. Cabe mencionar que algunas de las aplicaciones de la herramienta USI son, en la medición de las propiedades de los fluidos en el fondo del pozo, presentación en forma grafica a colores, los resultados de la cementación y corrosión; calidad de la información para seleccionar la cementación, identificación de las canalizaciones, así como determinar el espesor de la tubería. La herramienta DSI proporciona una mayor ventaja en la técnica de medición de las variaciones de las ondas acústicas en la formación. Esta herramienta genera señales monopolares y dipolares de diferentes frecuencias, para hacer mediciones en un amplio rango de ondas. Esta herramienta permite seleccionar al operador entre diferentes tipos de medición dependiendo las circunstancias que se presenten. La

combinación

de

mediciones

monopolares-dipolares

para

las

ondas

compresionales y de cizallamiento ha sido en formaciones suaves y compactas. Estos nuevos datos proporcionan mediciones que antes eran imposibles y como resultado se tiene nuevas respuestas para los ingenieros en el análisis y la interpretación.

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Entre las ventajas que presenta esta herramienta con respecto a otras herramientas sónicas es que con ella se puede determinar: análisis de las propiedades mecánicas, evaluación de la formación, interpretación geofísica. El FMI es una de las mejores herramientas de imágenes de su generación ya que tiene la capacidad de mostrar una imagen simple y entendible con mayor definición de la estructura sedimentaria, las fracturas e inclinaciones contenidas en las rocas por lo cual facilita el análisis estructural y geomecánico

del

yacimiento para su uso en el control de problemas de estabilidad del pozo y diseño de programa de lodo. Se menciona que la combinación con herramientas de orientación facilita aun más su uso y da un panorama más detallado de la inclinación y orientación del pozo así como de las estructuras de las capas. Esta herramienta permite mediciones de Rxo en lodos base agua, correcciones para herramientas de resistividad profunda y determinación de Sxo. Se requiere de las mediciones Rxo para calcular la saturación de agua en la zona invadida Sxo, conociendo Rxo se pueden usar las mediciones de las resistividades profundas para obtener la resistividad verdadera de la zona no contaminada Rt. Los registros aplicados en la perforación son servicios de importancia para la prospección petrolera en diferentes etapas de la vida de un pozo; por lo tanto las aplicaciones de los registros no solo son en la etapa de perforación dado que también auxilian en la etapa de terminación, reparación, y producción.

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RECOMENDACIONES. 

Se recomienda combinar herramientas para la optimización de costos.



Se sugiere tener conocimientos de los principios físicos en los que se basa cada herramienta para una mejor comprensión de los resultados.



Se deben correlacionar los registros con otros obtenidos usando otras herramientas para llegar a tener mejor estudio del pozo y lograr un beneficio para la operación y por el pozo mismo.



Se sugiere las calibraciones en cada una de las herramientas para tener un buen control de calidad en los registros geofísicos.



Se recomienda usar la herramienta USI en lodos pesados para una mejor operación, asi como también se debe tomar en cuenta el espesor de la tubería.



Se sugiere correlacionar los resultados obtenidos con la herramienta DSI con registros de porosidad.



Se deben tomar en cuenta los costos que implica el uso de las herramientas.



La herramienta FMI trabaja con lodos base agua, si se desea trabajar con lodos base aceite se sugiere utilizar la herramienta OBMI que trabaja con cualquier tipo de lodos.



Se sugiere usar FMI en pozos exploratorios debido a su alto costo.

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ANEXO DE IMAGENES. Figura.

Referencia.

Pagina.

1

Configuración del sistema USI.

9

2

Tamaño de los transductores.

11

3

Trayecto de la señal acústica a través del

12

lodo, tubería y cemento. 4

Comportamiento de la onda a través de la

14

tubería-cemento. 5

Impedancia acústica en el medio.

15

6

Comportamiento de la onda a través del

16

medio. 7

Descripción de la onda acústica.

17

8

Posición del medidor de fondo(propiedades

18

del fluido y de registro). 9

Presentación del registro procesado USI.

23

10

Configuración de la herramienta DSI.

30

11

Arreglo de receptores sónicos.

32

12

Generación de ondas acústicas.

35

13

Generación de onda omnidireccional.

39

14

Comportamiento de ondas en el medio.

40

15

Generación de onda omnidireccional en un

41

medio poco consolidado. 16

Comportamiento de ondas en un medio poco

42

consolidado. 17

Onda generada por un dipolo.

43

18

Comportamiento de ondas en una zona lenta.

45

19

Ondas en formación rápida.

46

20

Presentación del registro sónico dipolar DSI.

48

21

Modelo para determinar las propiedades

52

mecánicas de una arena productora. INGENIERÍA PETROLERA 

 112 

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22

Procesamiento Frachite para determinar el

54

modelo de fracturamiento en un pozo. 23

Gráfica para determinar la presencia de gas.

56

24

Registro combinado para determinar la

57

presencia de gas. 25

Respuesta de las ondas compresionales y de

58

cizallamiento en diferentes litologías y fluidos. 26

Evaluación de la permeabilidad a partir de un

60

registro combinado analizando la energía de una onda Stoneley. 27

Comparación de secciones en un

62

sismograma sintético (geograma) para ondas compresionales y de cizallamiento. 28

Esquema representativo de la herramienta

72

FMI en la que destacan las principales componentes. 29

Funcionamiento de la herramienta FMI.

75

30

Flujo de corriente generado por la

80

herramienta FMI.. 31

Generación de la señal EMEX.

81

32

Efecto de la densidad de corriente.

82

33

Presentación del registro de imágenes FMI.

85

34

Registro procesado USI. Ejemplo 1.

90

35

Registro procesado USI. Ejemplo 2.

93

36

Registro sónico de densidad variable (DSI).

96

Ejemplo 3. 37

Registro sónico de densidad variable (DSI).

99

Ejemplo 4. 38

Registro de imágenes FMI. Ejemplo 5.

102

39

Registro de imagen FMI. Ejemplo 6.

105

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ANEXO DE NOMENCLATURAS. ∆T.- Tiempo de Transito. ∆tma:- Tiempo de transito en la matriz. ɸ.- Porosidad. AIT.- Herramienta Inductiva de Imágenes ARI.- Herramienta Lateral Azimutal. CCL.- Detector de Coples. Di.- Diámetro de invasión. DSI.- Herramienta Sónica Dipolar de Imágenes. FMI.- Herramienta Microresistiva de imágenes. GR.- Rayos Gama. I.D.- Diámetro Interno. K.- Permeabilidad. Rmc.- Resistividad de enjarre. Rmf.- Resistividad de filtrado de lodo. RMSC.- Relación en la lentitud de las ondas de cizallamianto- compresional. Rxo.- Resistividad en zona lavada. SP.- Potencial Natural. TR.- Tubería de Revestimiento. USI.- Herramienta Ultrasónica de imágenes

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 114 

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BIBLIOGRAFIA -CURSOS DE REGISTROS GEOFISICOS DE IMÁGENES. AUTOR: ENRIQUE MORFIN FAURE FECHA: S/F -CURSO INTERMEDIO DE REGISTROS GEOFISICOS. AUTOR: ENRIQUE MORFIN FAURE FECHA: 2002 -PEMEX. EXPLORACION Y PRODUCCION MANUAL DE

INTERPRETACIÓN

DE REGISTROS GEOFISICOS. AUTOR: S/A FECHA: S/F -INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA PERFORACIÓN AUTOR: ENRIQUE MORFIN FAURE FECHA: 1982 -DSI IMÁGENES SONICAS DIPOLARES DE CIZALLAMIENTO AUTOR: SCHLUMBERGER FECHA: 1995 -REGISTROS GEOFISICOS AUTOR: IMP FECHA: 1999

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 115