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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.



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.



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.



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.


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


2.4 Combinabilidad ................................................................................................. 47

2.5 Presentacion del Registro ................................................................................. 48


CAPÍTULO 3. Herramienta Microresistiva de Imágenes (FMI) .................................. 66

3.1 Objetivo ............................................................................................................. 67

3.2 Configuracion del Sistema. ............................................................................... 68


3.4 Combinabilidad ................................................................................................. 84



3.5 Presentacion del Registro ................................................................................. 85


CAPÍTULO 4. Ejemplos de aplicación ........................................................................ 89

CAPÍTULO 5. Conclusiones y Recomendaciones ................................................... 108

ANEXOS ...................................................................................................................... 112

BIBLIOGRAFIA ........................................................................................................... 115



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.



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.



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.



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.



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.



1.2 CONFIGURACION DEL SISTEMA.

Fig. 1. Configuración del sistema USI.



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.



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.



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.



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.



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



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.



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.



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.



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.



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:



MODOS DE CEMENTACION.

MODOS (+) MUESTREO VELOCIDAD DEL

REGISTRO

Cementación 1 y 2 10° 1.5 pulgs. 1600 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.



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.



1.4 COMBINABILIDAD.

La herramienta USI puede ser combinada con diversas herramientas como son:

Rayos Gama.

Inclinometro.

Detector de coples.

Herramienta Sónico- densidad variable.



1.5 PRESENTACION DEL REGISTRO.

Fig. 9. Presentación del registro procesado USI.



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).



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.



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.



.



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.



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.



2.2 CONFIGURACION DEL SISTEMA.

Figura 10. Configuración de la herramienta DSI.



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).



Figura 11. Arreglo de receptores sónicos.



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.




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.



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.



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.



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.



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.



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



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.



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



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.



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.



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.



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.



En formaciones rápidas la onda flexural respecto a la de cizallamiento es de:

-Larga duración.

-Muy dispersa.

Fig. 19. Ondas en formación rápida.



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.




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).



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).



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.



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.



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.



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.



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

pozo.



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.



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.



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



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.



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.



Fig. 26. Evaluación de la permebabilidad a partir de un registro combinado,

analizando la energía de una onda Stoneley.



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.



Figura 27. Comparación de secciones en un sismograma sintetico (geograma)

para ondas compresionales y de cizallamiento.




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.



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.



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.



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.



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.



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.



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,



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.



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

principales componentes.



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



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.




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.



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.



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%.



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.



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.



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.



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.



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.



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.



3.4 COMBINABILIDAD.

Esta herramienta se combina con las siguientes herramientas

resistivas-inductivas:

-Lateral Azimutal (ARI)

-Inductiva de Imágenes (AIT).




Fig. 33. Presentación de registro de imágenes FMI.



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.




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.



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.



EJEMPLO 1.

Fig. 34. Registro procesado USI.



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.


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).



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.



EJEMPLO 2.

Fig. 35. Registro procesado USI.



PRESENTACION.

Carril 1

Rayos gama (API)

Detector de Coples

Carril 2

Radio interno y externo de la tubería.

Carril 3


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).



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.



EJEMPLO 3.

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



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).



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.



EJEMPLO 4.

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



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).



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.



EJEMPLO 5.

Fig. 38. Registro de imágenes FMI.



PRESENTACION

Carril 1

Imagen obtenida del registro FMI.

Carril 2

Profundidad (pies).

Carril 3

Resistividad (ohm-m).



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.



EJEMPLO 6.

Fig. 39. Registro de imagen FMI.



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.



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.



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.



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.



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.



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



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



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



BIBLIOGRAFIA

-CURSOS DE REGISTROS GEOFISICOS DE IMÁGENES.

AUTOR: ENRIQUE MORFIN FAURE

FECHA: S/F

-CURSO INTERMEDIO DE REGISTROS GEOFISICOS.


FECHA: 2002

-PEMEX. EXPLORACION Y PRODUCCION MANUAL DE INTERPRETACIÓN

DE REGISTROS GEOFISICOS.

AUTOR: S/A

FECHA: S/F

-INTERPRETACIÓN DE REGISTROS PARA PERFORACIÓN


FECHA: 1982

-DSI IMÁGENES SONICAS DIPOLARES DE CIZALLAMIENTO

AUTOR: SCHLUMBERGER

FECHA: 1995

-REGISTROS GEOFISICOS

AUTOR: IMP

FECHA: 1999

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