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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.
INGENIERÍA PETROLERA
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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INGENIERÍA PETROLERA
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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INGENIERÍA PETROLERA
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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INGENIERÍA PETROLERA 1
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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INGENIERÍA PETROLERA 4
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
Cartucho
188 a 210 lb
153 lb
Máxima Temperatura 350°F [175°C]
Máxima Presión 20,000 psi
Máximo peso del Lodo
Lodo Base Agua
Lodo Base Aceite
16 lbm/gal
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
Resolución
4.0 a 15.375 pulgs
0.002 pulgs
Espesor de la Tubería
Rango
Resolución
0.18 to 0.59 pulgs
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
MONTAJE
DIAMETRO EXTERIOR
RANGO DE TUBERIA
lg5 pu lg213 pu lg2
15214 pu
lg7 pu lg214 pu lg8
57855 pu
lg859 pu lg2
16 pu lg8578
58 pu
lg4310 pu lg2
18 pu lg43114
310 pu
lg8313 pu lg11 pu lg8
313 pu
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.
MODOS (+) MUESTREO VELOCIDAD DEL
REGISTRO
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.
Tabla 3.Transductor en modo de cementación.
MODOS DE CORROSION.
MODOS (+) MUESTREO. VELOCIDAD DEL
REGISTRO.
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
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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INGENIERÍA PETROLERA 35
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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INGENIERÍA PETROLERA 37
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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INGENIERÍA PETROLERA 38
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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INGENIERÍA PETROLERA 39
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.
Fig. 13. Generación de onda omnidireccional.
ONDA COMPRESIONAL
ONDA TRANSVERSAL
TRANSMISOROMNIDIRECCIONAL
AGUJERO
FORMACIÓN
ONDAS FRONTALES
ONDA DELFLUÍDO
ONDA COMPRESIONAL
ONDA TRANSVERSAL
TRANSMISOROMNIDIRECCIONAL
AGUJERO
FORMACIÓN
ONDAS FRONTALES
ONDA DELFLUÍDO
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INGENIERÍA PETROLERA 40
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.
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 41
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).
Fig. 15. Generación de onda omnidireccional en un medio poco consolidado.
AGUJERO FORMACIÓN
ONDACOMPRESIONAL
ONDATRANSVERSAL
ONDAS FRONTALES
ONDAS DELFLUÍDO
TRANSMISOROMINIDIRECCIONAL
AGUJERO FORMACIÓN
ONDACOMPRESIONAL
ONDATRANSVERSAL
ONDAS FRONTALES
ONDAS DELFLUÍDO
TRANSMISOROMINIDIRECCIONAL
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INGENIERÍA PETROLERA 42
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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INGENIERÍA PETROLERA 43
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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INGENIERÍA PETROLERA 44
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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INGENIERÍA PETROLERA 45
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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INGENIERÍA PETROLERA 46
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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INGENIERÍA PETROLERA 47
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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INGENIERÍA PETROLERA 48
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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INGENIERÍA PETROLERA 49
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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INGENIERÍA PETROLERA 50
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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INGENIERÍA PETROLERA 51
Poisson
allongitudinEsfuerzo
lateralEsfuerzo
_
_
1
121
2
2
DTCDTS
DTCDTS
G
Modulo de
Corte
cortedeEsfuerzo
Tensión
__
aDTS
t
2
E Modulo de
Young normalEsfuerzo
uniaxialTensión
_
_ VG 12
bK
Modulo de Bulk ovolumétricEsfuerzo
cahidrostátiesión
_
_Pr a
DTSDTCb
22 3
41
bC
Compresibilidad
(con porosidad)
cahidrostátiesión
avolumétricnDeformació
_Pr
_
Kb
1
Nota: coeficiente 101034.1 a si b en 3cmg y DT en .ft
s
Tabla 5. Módulos elasticos dinámicos calculados de la medición de las ondas
compresionales y de cizallamiento.
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INGENIERÍA PETROLERA 52
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.
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 53
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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INGENIERÍA PETROLERA 54
Fig. 22. Procesamiento Frachite para terminar el modelo de fracturamiento en un
pozo.
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INGENIERÍA PETROLERA 55
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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INGENIERÍA PETROLERA 56
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.
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 57
Fig. 24. Registro combinado para determinar la presencia de gas
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 58
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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INGENIERÍA PETROLERA 59
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.
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 60
Fig. 26. Evaluación de la permebabilidad a partir de un registro combinado,
analizando la energía de una onda Stoneley.
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INGENIERÍA PETROLERA 61
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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INGENIERÍA PETROLERA 62
Figura 27. Comparación de secciones en un sismograma sintetico (geograma)
para ondas compresionales y de cizallamiento.
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INGENIERÍA PETROLERA 63
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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INGENIERÍA PETROLERA 64
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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INGENIERÍA PETROLERA 65
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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INGENIERÍA PETROLERA 66
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INGENIERÍA PETROLERA 67
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.
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 68
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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INGENIERÍA PETROLERA 69
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.
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 70
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 resistivo-
cuantitativo. 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,
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 71
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.
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 72
Fig. 28. Esquema representativo de la herramienta FMI en la que destacan las
principales componentes.
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 73
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
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 74
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.
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 75
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.
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 76
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.
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 77
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%.
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 78
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.
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 79
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.
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 80
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.
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 81
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.
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 82
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.
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 83
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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INGENIERÍA PETROLERA 84
3.4 COMBINABILIDAD.
Esta herramienta se combina con las siguientes herramientas
resistivas-inductivas:
-Lateral Azimutal (ARI)
-Inductiva de Imágenes (AIT).
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INGENIERÍA PETROLERA 85
3.5 PRESENTACION DEL REGISTRO.
Fig. 33. Presentación de registro de imágenes FMI.
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INGENIERÍA PETROLERA 86
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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INGENIERÍA PETROLERA 87
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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INGENIERÍA PETROLERA 88
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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INGENIERÍA PETROLERA 89
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 90
EJEMPLO 1.
Fig. 34. Registro procesado USI.
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INGENIERÍA PETROLERA 91
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).
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 92
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 cemento-
tubería-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.
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 93
EJEMPLO 2.
Fig. 35. Registro procesado USI.
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 94
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).
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 95
EXPLICACION.
En la figura 35, se tiene como curvas de referencia en el carril 1 el rayos gama-
coples; 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.
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 96
EJEMPLO 3.
Fig. 36. Registro sónico de densidad variable (DSI).
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 97
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).
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 98
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.
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 99
EJEMPLO 4.
Fig. 37. Registro sónico de densidad variable (DSI).
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 100
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).
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 101
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.
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 102
EJEMPLO 5.
Fig. 38. Registro de imágenes FMI.
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 103
PRESENTACION
Carril 1
Imagen obtenida del registro FMI.
Carril 2
Profundidad (pies).
Carril 3
Resistividad (ohm-m).
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 104
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.
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 105
EJEMPLO 6.
Fig. 39. Registro de imagen FMI.
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 106
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.
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 107
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.
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 108
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 109
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.
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 110
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.
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 111
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.
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 112
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
lodo, tubería y cemento.
12
4 Comportamiento de la onda a través de la
tubería-cemento.
14
5 Impedancia acústica en el medio. 15
6 Comportamiento de la onda a través del
medio.
16
7 Descripción de la onda acústica. 17
8 Posición del medidor de fondo(propiedades
del fluido y de registro).
18
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
medio poco consolidado.
41
16 Comportamiento de ondas en un medio poco
consolidado.
42
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
mecánicas de una arena productora.
52
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 113
22 Procesamiento Frachite para determinar el
modelo de fracturamiento en un pozo.
54
23 Gráfica para determinar la presencia de gas. 56
24 Registro combinado para determinar la
presencia de gas.
57
25 Respuesta de las ondas compresionales y de
cizallamiento en diferentes litologías y fluidos.
58
26 Evaluación de la permeabilidad a partir de un
registro combinado analizando la energía de
una onda Stoneley.
60
27 Comparación de secciones en un
sismograma sintético (geograma) para ondas
compresionales y de cizallamiento.
62
28 Esquema representativo de la herramienta
FMI en la que destacan las principales
componentes.
72
29 Funcionamiento de la herramienta FMI. 75
30 Flujo de corriente generado por la
herramienta FMI..
80
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).
Ejemplo 3.
96
37 Registro sónico de densidad variable (DSI).
Ejemplo 4.
99
38 Registro de imágenes FMI. Ejemplo 5. 102
39 Registro de imagen FMI. Ejemplo 6. 105
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 114
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
REGISTROS USI, DSI, FMI.
INGENIERÍA PETROLERA 115
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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