Registro Sónico

REGISTROS ELÉCTRICOSREGISTRO SÓNICO

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA EN PETRÓLEOS

INTRODUCCIÓN En el siguiente trabajo, se analizara el registro sónico para cuantificar la porosidad de distintos tipos tipos de formaciones. Nos interesa interesa conocer los distintos distintos tipos de de herramientas y las características de los datos que estas nos pueden proporcionar y si obtenemos ventajas o desventajas al usar cada una de estas, los principios básicos de medición, luego luego también también necesitaremos saber saber las características, características, velocidades velocidades y comportamiento comportam iento de las ondas que proporciona este en cada una de las formaciones. formacione s. Luego de haber tomado datos siempre es necesaria la interpretación de estos, por lo que en el trabajo también hemos considerado agregar métodos de cálculo e interpretación de la información información que nos proporciona proporciona el registro, registro, para así poder calcular la porosidad a partir de los datos.

OBJETIVOS

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Conocer los principios básicos de medición de porosidad con registros sónicos. Aprender principios y formulas básicas que nos proporcionaran el conocimiento conocimiento de la interpretación del registro sónico.

Conocer los tipos de herramientas, sus ventajas y desventajas.

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REGISTRO DE POROSIDAD (SONICO) En su forma más sencilla, una herramienta sónica consiste consiste de un transmisor que emite impulsos sónicos y un receptor que capta y registra los impulsos. El registro sónico es simplemente un registro en función del tiempo, t, que requiere una onda sonora para atravesar un pie de formación. Este es conocido como tiempo de transito, para una formación determinada depende de su litología y su porosidad. Cuando se conoce la litología, esta dependencia de la porosidad hace que el registro sónico sea muy útil como registro de porosidad. Los tiempos de transito sónicos integrados también son útiles al interpretar registros sísmicos. El registro sónico puede correrse simultáneamente con otros servicios.

PRINCIPIO BÁSICO: La propagación del sonido en un pozo es un fenómeno complejo que esta regido por las propiedades mecánicas de ambientes acústicos diferentes. Estos incluyen la formación, la columna de fluido del pozo y la misma herramienta de registro.

El sonido emitido del transmisor choca contra las paredes del agujero. Esto establece ondas de compresión y de cizallamiento dentro de la formación, ondas de superficie a lo largo de la pared del agujero y ondas dirigidas dentro de la columna de fluido.

Tesis “ALCANCE DE LOS REGISTROS ACUSTICOS DE ULTIMA TECNOLOGÍA EN APLICACIONES: PETROFÍSICAS, GEOLOGICAS GEOLOGICAS Y GEOMECANICAS DE LOS POZOS PERFORADOS EN EL PERIODO 2002-2004 EN LA CUENCA ORIENTE ECUATORIANA.”; Cesar Ramiro Díaz Zapata; EPN 2007. Pág. 3.

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En el caso de registros de pozos, la pared y rugosidad del agujero, las capas de formación, las fracturas pueden presentar discontinuidades acústicas significativas. Por lo tanto, los fenómenos de refracción, reflexión y conversión de ondas dan lugar a la presencia de muchas ondas acústicas en el agujero cuando se esta corriendo un registro sónico. Teniendo en cuenta estas consideraciones, no es sorprendente que muchas llegadas de energía acústica sean captadas por los receptores de una herramienta de registro sónico. Las llegadas de energía más comunes se muestran en las representaciones de la onda acústica.

Slumberger; Principios y Aplicaciones de la Interpretación Interpretación de Registros Eléctricos; Pág. 33



Estas formas de onda se registraron con un arreglo de ocho receptores localizados de 8 a 11 ½ pies del transmisor. Se marcaron los diferentes paquetes de ondas. Aunque los paquetes de ondas no están totalmente separados en el tiempo en este espaciamiento, puede observarse los distintos cambios que corresponden al inicio y llegada de la onda Stoneley. El primer arribo u onda compresional es la que ha viajado desde el transmisor ala formación como una onda de presión de fluido , se refracta en la pared del pozo, viaja dentro de la formación a la velocidad de la onda compresional de la formación y regresa al receptor como una onda de presión de fluido. La onda de cizallamiento es la que viaja del transmisor a la formación como una onda de presión de fluido, viaja dentro de la formación a la velocidad de la onda de cizallamiento de la formación y regresa al receptor como una onda de presión de fluido. La onda de lodo (no muy evidente en estos trenes de ondas) es la que viaja directamente del transmisor al receptor en la columna de lodo a la velocidad de onda de compresión del fluido del agujero. La onda Stoneley es de gran amplitud y viaja del transmisor al receptor con una velocidad menor a la del las ondas de compresión en el fluido del agujero. La velocidad de la onda Stoneley depende de la frecuencia del pulso de sonido,

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del diámetro del agujero, de la velocidad de cizallamiento de la formación y de la velocidad de la onda de compresión en el fluido.

PRINCIPIO BÁSICO DE MEDICION Y HERRAMIENTA BÁSICA La herramienta acústica genera impulsos acústicos en el pozo en base a dispositivos piezoeléctricos, y son estos los cuales expanden y contraen a medida que a través de ellos se aplica aplica un voltaje variable. Convirtiendo una diferencia de potencial en impulsos acústicos

La manera mas simple de usar la señal acústica, s medir el tiempo que se tarda la señal para que arríbela energía desde la ubicación donde esta su emisor hasta un receptor dado, si se conoce el tiempo que tarda la onda, y la distancia, se puede determinar el tiempo de viaje por cada pie, esto es llamado intervalo de tiempo de transito o ∆t, y se mide en microsegundos por pie (µs/pie). Un dispositivo de registro muy simple podría consistir de solo un transmisor y un receptor, como lo fue el prime registro acústico, el transmisor repentinamente cambia de dimensión cuando es aplicada una corriente eléctrica, este cambio genera una onda compresional en el fluido del pozo. Para esta herramienta simple se asume que el transmisor se expande en todas t odas direcciones simultáneamente, esta es una geometría monopolar y crea una onda compresional omnidireccional como se observa en la figura.

Tesis “ALCANCE DE LOS REGISTROS ACUSTICOS DE ULTIMA TECNOLOGÍA EN APLICACIONES: PETROFÍSICAS, GEOLOGICAS GEOLOGICAS Y GEOMECANICAS DE LOS POZOS PERFORADOS EN EL PERIODO 2002- 2004 EN LA CUENCA ORIENTE ECUATORIANA.”; Cesar Ramiro Díaz Zapata; EPN 2007. Pág. 4.

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La onda compresional en las inmediaciones pozo-formación genera varios tipos de ondas acústicas que viajan a través de la formación y subsecuentemente causan una señal que puede ser detectada en el receptor, el receptor convierte la energía acústica neamente en señal eléctrica.

“Registros Geofísicos”; PEMEX

Como se observa en la siguiente figura se mide el tiempo que toma para el arribo de la primera parte de la onda. Como se puede observar existe un grupo de ondas tras el primer arribo, y este grupo contiene una combinación de varios tipos de ondas.

El grupo total de ondas puede ser analizado separando los tres tipos de ondas a mencionadas, esto se muestra en la siguiente figura.

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Donde al tener ondas diferentes, vamos a tener velocidades de transito diferentes, las ondas compresionales viajan mas rápido por lo que son las primeras en arribar, las ondas de corte arriban posteriormente y por ultimo las ondas Stoneley.

TIPOS DE TRANSMISIONES: Ya que las mediciones acústicas se basan en la transmisión de energía a través de pulsos de presión. El perfil de velocidad es un registro en función de la profundidad del tiempo requerido por una onda de sonido para atravesar una distancia determinada a través de las formaciones alrededor. Y es así en que se ha ido diseñando la herramienta de registro sónico. Siendo la primera del tipo:



MONOPOLAR:

Donde los transmisores son elementos piezoeléctricos cilíndricos que emiten energía acústica omnidireccional a una frecuencia de 8k HZ y son los elementos que se an utilizado tradicionalmente en las herramientas acústicas.

Grafico: Herramienta Monopolar

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El transmisor y el receptor se encuentran a una distancia conocida, pero el principal problema de este modo de herramienta monopolar, es el no poder medir directamente el tiempo de transmisión de corte en formaciones rápidas y su imposibilidad de medir ondas de corte en formaciones f ormaciones lentas.



DIPOLAR:

Siguiente generacion de herramientas, herramientas, las dipolares se desarrollaron con el objetico de superar el problema de la imposibilidad de medicion de ondas de corte en formaciones lentas. Una fuente dipolar genera movimiento de curvatura o de flexión en la formacion la cual baja las frecuencias tiene el mismo comportamiento que una onda de corte pero essta si puede ser transmitida a travez de fluidos, Esta generacion cuenta con dos receptores que corrigieron los efectos del lodo( fig izquierda) mientras que la siguiente configuracion ( fig, derecha) permite mejora de centralizacion lo c ual da mejores lecturas mas precisas y claras.

Figura herramientas dipolares; arreglos.

FACTORES PERTURBADORES DE LAS MEDICIONES ACUSTICAS EN EL REGISTRO: Las herramientas acústicas poseen algunas limitantes entre las que podemos mencionar: 

El Tamaño del Pozo y/o Inclinación de la Herramienta: mayoría de problemas surgen por la discontinua longitud de la trayectoria a través del lodo y del hueco, estos alteran las reflexiones en la herramienta. esto generalmente es compensado con la llamada compensación de pozo derivada de

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profundidad DDBHC; usa un circuito de retarde de tiempo un solo transmisor y dos o mas receptores.



Ruido: Picos de ruido intermitentes simpre se presentan una cierta cantidad de ruido en la forma de onda acústica, rasgueo del cable u otras interferencias. interferencias.

Saltos de Ciclo: Repentina e inusual, se presentan en cambios hacia valores mas altos del intervalo de tiempo de transito, producidos por saltos mas allá del primer arribo donde se intenta su detección, señales débiles atenuadas ocurren con respecto al nivel inicial inicial es definido demasiado demasiado amplio, amplio, la detección no es activada activada hasta un arribo muy tardío

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PROCESAMIENTO DE LOS DATOS OBTENIDOS VELOCIDAD DEL SONIDO EN ALGUNAS FORMACIONES En las formaciones sedimentarias la velocidad del sonido depende de varios factores, estos factores son principalmente el tipo de litología (caliza, dolomita, arenisca, lutita etc.), la porosidad de las formaciones y el tipo de fluido que ocupa el espacio poroso de las mismas, el amplio rango de las velocidades del sonido e intervalos de tiempo de transito por las rocas mas comunes fluidos y revestimientos son mostradas en la siguiente tabla:

En el caso de los fluidos se puede observar que el agua se ve afectada por su salinidad.

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La adición de porosidad a las matrices de las rocas de las formaciones disminuye la velocidad de la onda a través de ellas y por consiguiente aumenta el valor del intervalo de tiempo de transito.

CALCULO DE LA POROSIDAD 

Ecuación de Wyllie

Wyllie propuso luego de muchos experimentos de laboratorio, una r elación lineal entre el tiempo de transito y la porosidad a la cual se la denomina también formula del tiempo de transito promedio, ya que el tiempo que se utiliza en dicha formula es el promedio de los intervalos de tiempo registrados en una zona de interés. La forma general es:

Generalmente, la ecuación de Wyllie suministra valores de porosidad aceptables y su simplicidad ciertamente contribuye a una continua aceptación en la evaluación de formaciones, aun cuando existen algunas restricciones para su aplicación, por ejemplo observando hacia los extremos del rango de porosidad, el comportamiento observado en campo difiere de forma marcada de los resultados obtenidos a partir de la fórmula de Wyllie.

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

POROSIDAD EN ARENAS CONSOLIDADAS:

En formaciones de arenas limpias y consolidadas con los poros distribuidos uniformemente uniformemente la ecuación se reduce a:

La cual puede ser escrita como

Generalmente las arenas consolidadas y compactas tienen una porosidad menor al 25%, en estas formaciones la lectura de un registro acústico aparenta ser independiente independiente del contenido de los poros: agua, petróleo, gas, sin embargo en algunas regiones las porosidades pueden alcanzar de un 30 % a un 35 % en reservorios que tienen muy baja saturación de agua, lo que implica alta saturación de hidrocarburo,

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existen valores de intervalos de tiempo de tránsito mucho mayores cuando las formaciones contienen hidrocarburos hidrocarburos que en aquellos valores que se obtienen frente a los mismos tipos de formaciones cuando están saturadas solo de agua, lo que indica que los valores de porosidad obtenidos a partir de los registros acústicos están influenciados por el contenido de los poros de la matriz, lo que implica que la porosidad obtenida es aparente. Si en las arenas existen láminas de arcilla, la porosidad aparente medida, se verá aumentada por una cantidad proporcional a la fracción del volumen total ocupado por estas láminas.



POROSIDAD EN ARENAS NO CONSOLIDADAS LIMPIAS

El uso directo de la fórmula de Wyllie da valores de porosidad demasiado altos en arenas no consolidadas consolidadas e insuficientemente insuficientemente compactadas. Estas arenas no compactas se presentan más comúnmente en formaciones geológicamente recientes y especialmente a poca profundidad. Para corregir esta falta de compactación se encontró un factor de compactación Cp.

Donde es la porosidad aparente dad directamente de la ecuación de Wyllie y la porosidad corregida.

es

Cp es siempre mayor que la unidad, los valores más comunes van desde 1 a 1,3 observándose ocasionalmente valores de hasta 1,8. Para estimar Cp se usa el tiempo de tránsito del registro acústico observado en las arcillas adyacentes a la formación de interés, dividido por 100.

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EQUIPO Existen tres herramientas sónicas en uso:   

el BHC o registro sónico compensado, el LSS o registro sónico de espaciamiento largo la herramienta Array-Sonic (proporciona un registro completo de la forma de onda como una característica estándar).

1. HERRAMIENTA BHC O REGISTRO SÓNICO COMPENSADO Generalmente todos los registros BHC anteriores proporcionan sólo una medición del tiempo del tránsito compresional de la formación, t, lograda durante la primera detección de movimiento en el receptor, es decir el detector se activa a la primera llamada de energía compresional.

Slumberger; Principios y Aplicaciones de la Interpretación Interpretación de Registros Eléctricos; Pág. 33

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Como se muestra en la figura, el sistema BHC utiliza un transmisor superior, otro inferior y dos pares de receptores sónicos. Esta onda reduce substancialmente los efectos ruidosos de cambios en el tamaño del agujero y errores por inclinación de la sonda. Cuando un transmisor envía un pulso se mide el tiempo transcurrido entre la detección de la primera en los dos receptores correspondientes. La velocidad del sonido en la onda sónica La velocidad del sonido en el lodo y en la sonda sónica es menor que en las formaciones. Los transmisores de la herramienta BHC envían impulsos alternativamente y los valores de t se leen en pares alternados de receptores. Los transmisores transmisores de las las herramientas herramientas BHC envían pulsos pulsos alternativamente alternativamente y los valores t, se leen en pares alternados de receptores. Una computadora en la superficie promedia los valores de t de los dos conjuntos de receptores para compensar los efectos del agujero. La computadora también integra las lecturas de tiempo de transito para obtener tiempo de viajes reales. En ocasiones la primera llamada es muy débil para llegar al transmisor más lejano del receptor y a veces ocurre que en lugar de esto una llega posterior diferente en el tren de ondas, puede activar al receptor más lejano cuando lo alcanza y entonces el tiempo de viaje medido en este ciclo de pulsos será muy prolongado. Cuando se da lugar a esto la curva sónica muestra una excursión muy grande y abrupta hacia un valor t más alto, esto se conoce como salto de ciclo. Este salto ocurre más en formaciones no consolidadas, fracturas en la formación, saturación de gas, lodos con aire o secciones alargadas o rugosas en el agujero. Las ondas sonoras viajan a menor velocidad cerca del agujero y a una mayor distancia del mismo, se propaga a la velocidad real del sonido en arcillas.

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Pueden existir variaciones similares en el perfil de velocidad en algunas rocas sin consolidar y en subsuelo permanentemente congelado. En agujeros de gran diámetro, es posible tener una llegada de una onda de lodo en el receptor cercano antes que la señal de la formación. Este problema prevalece particularmente a menores profundidades donde los registros sónicos con frecuencia se corren con depósitos sísmicos.

2. HERRAMIENTAS LSS O REGISTRO SÓNICO DE ESPACIAMIENTO ESPACIAMI ENTO LARGO En todos estos casos se requiere una herramienta sónica de espaciamiento largo para proporcionar una medición correcta de la velocidad en la zona inalterada.

Cuando los los receptores está a una distancia distancia suficiente suficiente del transmisor, transmisor, la primera primera llegada no es el rayo refractado que viaja dentro de la pared del agujero sino una onda que penetra más allá del agujero en la zona inalterada más rápida. Se dispone de herramientas sónicas LSS que tienen espaciamiento entre el transmisor y el receptor de 8 y 10 pies o de 10 a 12 pies.

Miden el tiempo de tránsito de la formación a mucha mayor profundidad que la herramienta sónica BHC común.

Esta herramienta tiende más a proporcionar una medición libre de efectos por la alteración de la formación, daño por invasión de fluidos (en el proceso de perforación) y por agrandamiento del hueco.

Siempre son deseables estas mediciones mas precisas cuando los daos sónicos se van a utilizar para propósito sísmicos.

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Así pues podemos notar en la grafica anterior podemos notar una comparación del tiempo de transito registrado por una herramienta LSS con el de una herramienta de espaciamiento estándar en una formación alterada. El uso del sistema estándar BHC con la sonda LSS para compensar los efectos de agujero haría la herramienta excesivamente larga. Se utiliza una solución alternativa que se llama profundidad derivada para compensación de los efectos de agujero.

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Manual PDVSA interpretación de Registros Eléctricos

La sonda LSS tiene dos transmisores y dos receptores dispuestos como se muestra en la siguiente figura.

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Las lecturas se toman en dos diferentes posiciones de profundidad de la sonda: una vez que los dos receptores alcanzan la profundidad de medición y otra cuando los transmisores también lo hacen.

La primera lectura t, se memoriza hasta que la sonda alcanza la posición para efectuar la segunda lectura t,; entonces se promedian ambas para así obtener una medición compensada.

Espaciamiento = Distancia (2 pies) entre un par de receptores.

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Suponiendo que las dos posiciones de profundidad de la sonda se conocen con precisión y que la inclinación de la sonda es similar para las dos posiciones, el sistema de profundidad derivada y compensado por efectos de agujero es equivalente al sistema BHC estándar. El uso del transmisor y el receptor superiores proporciona una medición medición sónica t de 8 10 pies y el de los inferiores de 10 – 12 pies.

3. HERRAMIENTA ARRAY SONIC

Proporciona todas las mediciones de los registros BHC y LSS y además tiene varias otras características. La herramienta contiene dos transmisores piezoeléctricos de banda ancha (5 a 18 kHz) separados por un espaciamiento de 2 pies. Estos dos receptores piezoeléctricos se colocan a 3 y 5 pies del transmisor superior y tienen una doble función. En agujero abierto, se utilizan en conjunto con los dos transmisores para hacer registros en función de t compensados por los efectos de agujero, ya sean estándares de espaciamiento espaciamiento corto de 3 y 5 pies o de profundidad derivada de 5 y 7 pies. En pozos revestidos se utilizan para hacer registros de cementación estándar de 3 pies (CBL) y registros de densidad variable (VDL) de 5 pies. La herramienta Array- Sonic también contiene un arreglo de 8 receptores piezoeléctricos de banda ancha. Los receptores están separados por 6 pulgadas y el más cercano al transmisor superior está a 8 pies. Dos de estos receptores, el 1 y el 5 con una separación de 2 pies, pueden emplearse para hacer registros estándar de espaciamiento largo de 8 - 10 y de 10 - 12 pies y registros en función de t de profundidad derivada y compensados por efectos de agujero. También existe un equipo de medición que consiste en un par de transmisores - receptores con muy poca separación, para hacer registros en t de lodo continuos. El fluido del agujero se extrae a través de esta sección de medición al moverse la herramienta durante el registro. Las ocho salidas de los receptores y las dos de la sonda sónica se multiplexan con la salida del receptor de lodo t y se transmiten a la superficie en forma analógica o digital. La energía sónica emitida desde el transmisor impacta la pared del pozo. Esto origina una serie de ondas en la formación y en su superficie. El

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análisis de tren de ondas complejo, proporciona la información concerniente a la disipación de la energía de sonido en el medio. Como se ha mencionado el registro acústico Digital es uno de los primeros instrumentos con capacidad de obtener datos de onda completa, la herramienta se desarrollo a principios del año noventa y es una de las herramientas de registro de última tecnología.

Características El Registro Acústico Digital, es una herramienta monopolar de coro espaciamiento y esta diseñado para proveer mejoras en su respuesta, estas mejoras se dan en las mediciones de intervalo de tiempo de transito compresional con respecto a sus predecesoras, la onda viaja a través de los diferentes medios desde los transmisores hacia la formación a través del lodo o fluido que se encuentra en el pozo, luego viaja por la formación y por ultimo desde mala formación hacia los receptores. La indeseable influencia de la velocidad de la señal acústica al viajar a través del fluido del pozo distorsiona la señal acústica proveniente de la formación, f ormación, haciendo que la herramienta le un valor de tiempo de transito erróneo derivando en las malas condiciones del hoyo, por lo que la herramienta usa el método de compensación de pozo derivada de la profundidad o DDBHC por sus siglas en ingles, que como ya se mencionó anteriormente. Esta técnica de compensación realiza correcciones por inclinación de la herramienta y por la presencia de derrumbes y cavernas. La herramienta graba con precisión y eficiencia el tiempo de transito compresional y bajo condiciones de formación favorable , es posible también obtener una respuesta de medición del tiempo de transito de ondas de corte, esto es posible debido al hecho de que, las formas formas de las ondas ondas captadas en su totalidad son grabadas para el análisis, de la manera que si existen datos de las ondas de corte en los daos adquiridos, un tiempo de transito de ondas de corte puede ser calculado a partir de los los datos monopolares, sin embargo se debe tener presente la posibilidad de que podría ser una ligera distorsión debida a la contaminación por ruido de los datos compresibles, por lo que se debe verificar que este no sea el caso c pm el control de calidad de los datos. La porosidad calculada a partir del tiempo de transito compresional podría ser mayor en intervalos que contienen que la porosidad obtenida a partir del registro compensado de densidad o de diagramas densidad-neutrón en formaciones poco compactas o saturadas de hidrocarburos, donde existe la porosidad vugular.

Configuración. La herramienta acústica digital utiliza un arreglo de dos transmisores y cuatro receptores como se observa en la figura, esto representa un incremento significativo en la cantidad de información que es grabada, debido a que se realizan mediciones de tiempo de transito desde cada uno de los transmisores a todo los receptores

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Las herramientas tienen in espaciamiento de 3 a 6.5 pies, consecuentemente, estos dispositivos tiene profundidades de investigación de 1 a 2 pulgadas en la formación, y sus respectivas técnicas las mostramos en la siguiente siguiente tabla:

La herramienta esta compensada por los siguientes elementos:   

Dos transmisores de banda ancha de 100HZ a 15000 HZ Cuatro receptores de banda ancha de 1500HZ a 20000 HZ. Espaciamientos de 3 a 6.5 pies.

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Ventajas y desventajas

Ventajas:  



Determinación Determinac ión del tiempo de transito compresional. Su corto espaciamiento la hace una herramienta de menor dificultad para su transporte y posterior manipulación. La grabación de onda completa. Desventajas: Ya que es una herramienta corta, se presentan varios problemas debido a las condiciones que pudieran presentarse en el pozo, estos problemas se deben a las mediciones de 3 pies hasta 6.5 pies tienen una profundidad de investigación poco profunda, de 1 a 2 pulgadas, por lo que la zona de investigación es principalmente la zona lavada con predominio del filtrado de lodo en el espacio poroso de las rocas, lo que q ue presenta la posibilidad de incurrir en errores de medición, principalmente cuando se registra en zonas con una invasión. En formas lentas, el tiempo de transito de las ondas de corte no puede determinarse debido al hecho de ser una herramienta monopolar, este tipo de herramientas tiene limitación.

Variante Registro Acústico de Arreglo Multipolar. El registro Acústico Multipolar fue puesto en operación en el periodo de 19911992 y es otra de las herramientas de registros acústicos de última tecnología. Características. La herramienta integra un arreglo monopolar con un dipolar, asegurando la adquisición completa de datos de onda compresionales y de corte en formaciones lentas como rápidas en una sola corrida del registro. Los datos obtenidos por la herramienta son procesados para obtener la amplitud de la onda, tiempo de transito, tiempo de arribo, estos datos son incorporados en programas avanzados de análisis de registros para evaluar fracturas y litología contenida en el fluido y propiedades de la roca. El sistema monopolar consta de ocho elementos piezoeléctricos cilíndricos para detectar ondas compresionales, ondas de corte refractadas y ondas Stoneley. Los transmisores dipolares crean una onda flexural en la formación con una frecuencia central baja de entre 1 a 3 kHZ, es sistema dipolar consta de ocho hidrófonos de desplazamiento inherentemente balanceados, utilizando discos piezo-metalicos biformes para un excelente rechazo de las ondas compresionales a todas las frecuencias y temperaturas, puesto que los receptores no son sensibles a campo de presión simétrica axial, tanto la onda compresional de cabeza como la onda stoneley son suprimidas, asegurando una identificación precisa de la onda flexural.

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En las herramientas todos los receptores están alineados en f ormaciones ormaciones duras o rápidas, la frecuencia central es ligeramente mayor mayor a 3 kHZ y en formaciones suaves o lentas la frecuencia central es de aproximadamente aproximadamente 1 kHZ. k HZ.

Configuración. La herramienta esta configurada por un arreglo monopolar y un dipolar. Cada arreglo que integra la herramienta, tanto el monopolar como el dipolar constan de concho receptores diseñados diseñados para medir un tipo especifico especifico de señal, y cada zuno esta configurado configura do con transmisiones transmisio nes de alta energía, mejorando la calidad de los datos que se obtienen, la disposición de los elementos de transmisión y recepción tanto monopolares como dipolares se presentan en la siguiente figura. Y posteriormente posteriormente la herramienta propiamente mencionada. mencionada.

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Donde la herramienta esta compuesta por los siguientes elementos: Dos transmisores monopolares de 1000 Hz a 15000 Hz y frecuencia central de kHz 



Dos transmisores dipolares de 500Hz a 4000 Hz y frecuencia central de onda flexural de 1 a 3 KHz.



Ocho receptores monopolares de 1500 a20000 Hz



Ocho receptores dipolares de 500 a 3000 Hz





Un aislador acústico el cual esta compuesto por seis secciones de blindaje que proveen un aislamiento efectivo sobre el arreglo total de las frecuencias

Dipolo de baja frecuencia para mayos precisión en la determinación determinaci ón de la velocidad de onda de corte



Frecuencia central en formaciones duras alrededor de 3 kHz



Frecuencia central en formaciones blandas alrededor de 1 kHz.

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Ventajas y Desventajas Ventajas: 

Herramienta monopolar y dipolar simultáneamente

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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA EN PETRÓLEOS 

No se presentan limitaciones en las mediciones de onda de corte en las formaciones lentas a pesar de que la onda de corte no se puede transmitir a través del lodo, ya ya que gracias a los elementos elementos dipolares se crea una onda flexural que a bajas frecuencias tiene el mismo comportamiento que una onda de corte y puede ser detectada por los elementos dipolares y de esta manera medir la velocidad de la onda.

Desventajas: 





tiene problemas de determinación del intervalo de tiempo de transito de onda de corte para los intervalos mayores a 300 us/pie en arenas no consolidadas. Los pozos que tiene la variación marcada en su diámetro ya sea por la formación de revoque o por derrumbes, se ven afectados en las mediciones debido al tiempo de transito a través del revoque en el primer caso y por un exceso de tiempo de viaje por el fluido del pozo en el segundo Un efecto que altera las mediciones mediciones de tiempo de de transito es la invasión invasión del filtrado de lodo y la magnitud de su efecto dependerá de la profundidad de invasión, ya que se estará tomando mediciones de la formación pero sin el fluido propio de la misma en los poros.

En sí es una manera ágil a la podemos hacer mención además a empresas muy importantes que cada una basada en el mismo principio físico han desarrollado competitivamente competitivamente tecnologías avanzadas para la toma de estos tipos de registros.

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EMPRESA: WEATHERFORD

(HBC) HERRAMIENTA SONICA COMPENSADA DE ALTA RESOLUCION AL POZO Herramienta de HBC Weatherford sonora mide la velocidad de formación acústica para proporcionar Y mejorar la información sobre sobre la formación formación asi como su porosidad y la litología. La herramienta sónica HBC mide el tiempo de una onda acústica pulsada lleva a recorrer una distancia fija a lo largo de la longitud de un pozo. El intervalo de tiempo de tránsito resultante (T) se presenta o se puede convertir a la porosidad, utilizando varios tipos de transformación. La herramienta sónica HBC incorpora un par adicional de receptores acústicos, espaciados a 4 pulgadas (102 mm), en el centro de la herramienta. El 4- en consecuencia. El tiempo compensado de viaje proporciona una alta resolución de la porosidad de medición. Debido a que el La herramienta sónica HBC en general se ve afectada por la porosidad secundaria, sus medidas, en combinación con la densidad de neutrones y las herramientas, proporcionan un mayor análisis de porosidad. Indemnizando por los efectos efectos del medio medio ambiente ambiente se logra logra mediante el uso de dos pares de transmisores y receptores. El transmisor y el receptor de los pares se organizan geométricamente lo que los efectos de rugosidad agujero, acezando la herramienta, y viajes en el tiempo a través del fluido de perforación se anulan.

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Aplicaciones La determinación de la porosidad secundaria y la litología • Proporcionar Proporcionar la formación de las propiedades mecánicas, detección de fracturas • Integración de sísmica de tiempo a profundidad de las correcciones • Proporcionar un sismograma sintético (cuando se utiliza con el Compact ™ photodensity herramienta MPD)

Adicionales

de

registro

(CBL):

La herramienta sonora HBC medidas de alta resolución para la formación. • La herramienta calcula porosidad de la formación. • Identifica las litologías y detecta gas cuando se utiliza con otros servicios. • La herramienta de HBC establece la velocidad de formación de correlación sísmica. • Proporciona estándar de 2 pies (0,61 m) Dt resolución vertical u Dt mejorado con 4en. (101.6 mm) de resolución vertical (microsonic). • La herramienta proporciona información para el cálculo de la saturación de agua.

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HERRAMIENTA (MDA) MONOPOLO MDA de Weatherford herrameinta sónica de registro da forma simultánea los registros de comprensión y la información de corte en formaciones duras y blandas. La MDA es una herramienta completa de servicio de evaluación de las propiedades geofísicas, petrofísicas y mecánicas. La herramienta MDA tiene la tecnología de orientación del haz transmisor monopolar y característico de un aislador patentado, semirrígido para eliminar la llegada de la herramienta. El monopolo y dipolo Los receptores se pueden configurar en diferentes configuraciones dependiendo de los detallados objetivos. los Transmisores dipolares de la herramienta MDA tienen un espectro de frecuencias de banda ancha. El uso de una frecuencia seleccionable seleccionable para aumentar la energía energía en rangos específicos, de orden inferior las ondas de flexión puede ser inducido, incluso en grandes pozos y formaciones lentas. Esto elimina la necesidad de una corrección de la dispersión. La herramienta MDA digitaliza formas de onda de fondo de pozo en bruto con un digitalizador de 16 bits. Este aumenta el rango dinámico y permite una mejor recuperación de la amplitud. Los datos en bruto generados por el digitalizador y se envía a través de uphole un sistema de telemetría digital de alta velocidad la estación de trabajo, donde se procesa para obtener la amplitud, la lentitud y alta resolución del delta del tiempo. Aplicaciones Aplicaciones 

Geofísica - Velocidad de calibración, tiempo / profundidad de conversión - Variación de la amplitud con el offset (AVO) de

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–

DIPOLO


calibración 



Petrofísica La porosidad - identificación de Gas

y

la

Geomecánica Diseño - Lijado potencial

Propiedades de la

Características,

Ventajas

litología

fractura

y

de

estimación

elásticas hidráulica

Beneficios

De baja frecuencia transmisores dipolares (700 a 5.000 Hz) permite shearwave shearwave exacta mediciones de velocidad, sin necesidad de corrección basado en el modelo en dura o blanda en formaciones. • Diseño de alta potencia del transmisor permite una mayor producción de la señal del monopolo y transmisiones dipolo. • El diseño único de la matriz del receptor (por debajo de los transmisores) permite a los operadores para iniciar la sesión más a fondo.

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[2.43 se o Para las

a 3.65 m]) el realizan mediante HSLS-Z sonda, aplicaciones de mismas

HERRAMIENTA Acústica o sónica: Esta herramientas proporcionan una medida del tiempo de formación integral de viajes (Dt) en una variedad de entornos. Registros acústicos sirven reconocer una porosidad secundaria, o vugular, la porosidad en roca dura y sedimentos. Estas Herramientas Herramientas acústicas pueden ser ejecutadas junto con las herramientas de densidad y la de compensación, herramientas de neutrones para cuantificar la porosidad También se utiliza para identificar la litología compleja. Ciertas herramientas sonoras pueden medir Dt el corte en formaciones muy lentas. Digitales de Sonic herramienta de registro El Digital de la herramienta sonica para sondeo (DSLT) es hecho con una sonda de Sonic Logging (SLS) y el registro digital de Sonic cartucho (DSLC), que utiliza el Sistema digital de telemetria, para proporcionar tanto Dt compresión mediciones o de registro de Adherencia del Cemento (CBL) y de densidad variable * log (VDL) mediciones y grabación digital de forma de onda y la pantalla. Las mediciones sónicas convencionales pozos con compensación (BHC) (3 - a 5 pies [0,91 a 1,52 m]) el tiempo de tránsito y de larga distanciaprofundidad derivados de BHC (DDBHC) (8 - a 12 pies de tiempo de tránsito. Estas mediciones la combinación de un HSLS-W respectivamente, con el DSLC. alta presión y alta temperatura, medidas están disponibles

33


desde Herramienta

el

entorno de

hostil registro

de

Sonic (HSLT).

Aplicaciones: ■ duras ■ para ■ La datos

La

formación

determinar

la

correlación con

de

Formación con

los

de

la las

propiedades

sísmicos de sismogramas

Características de la herramienta:

34

porosidad mecánicas

superficie con sintéticos


La DSI dipolo Sónica cámara combina monopolo y dipolo capacidades de adquisición de sonic. La sección del transmisor contiene un transmisor monopolar piezoeléctricos y dos transmisores de electrodinámica dipolo perpendiculares entre sí. Un pulso eléctrico en las frecuencias sonoras se aplica al transmisor monopolar para excitar a la propagación de compresión y cizallamiento de onda en la formación. Para la adquisición de una onda de Stoneley específicos de baja frecuencia del pulso se utiliza. Los transmisores dipolares son impulsados a baja frecuencia para excitar a la onda de flexión alrededor del pozo. La herramienta se compone de tres secciones: la adquisición de cartuchos, sección de receptor y transmisor de la sección. Una junta de aislamiento se coloca entre el transmisor y el receptor de las secciones para evitar la transmisión directa de ondas de flexión a través del cuerpo de la herramienta. La sección del receptor tiene una serie de ocho estaciones receptoras espaciados 6 en [15,24 cm] de distancia y 9 pies [2,74 m] del transmisor monopolar, 11 pies [3,35 m] de la parte superior del transmisor dipolar, y de 11,5 pies [3,50 m] de el transmisor inferior del dipolo. Cada receptor de la estación se compone de dos pares de banda ancha hidrófonos piezoeléctricos alineados con los transmisores de dipolo. Sumando las señales registradas por un par de hidrófonos proporciona la forma de onda monopolo, mientras que los diferencia anula la señal monopolar y ofrece la forma de onda dipolo. Cuando un dipolo transmisor se enciende, el par de hidrófonos en diagonal en línea con el transmisor se utiliza. Cuatro series de ocho formas de onda se pueden adquirir a partir de los cuatro modos básicos de funcionamiento en la secuencia de encendido. A modo de dipolo especial permite la grabación tanto de la línea y la línea transversal (perpendicular) formas de onda para cada modo de dipolo. Este modo, llamó a los dos receptores de cruz (BCR), se utiliza para la evaluación de anisotropía. El sistema opcional S-DSI modificación de la herramienta DSI utiliza una manga lenta especial para ampliar la medición de la lentitud a 1.200 ms / pies [3.937 ms / m] de la norma de 700 ms / pies [2.296 ms / m]. Como parte del análisis de ABC detrás del revestimiento conjunto de servicios, la herramienta DSI también puede proporcionar una medida de la lentitud detrás de la

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carcasa mediante el uso recientemente desarrollado estrategias de adquisición y tratamiento automatizado automatizado de Best DT sonora de onda.

CARACTERISTICAS CARACTERISTICAS DE LA HERRAMIENTA:

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CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 

La porosidad disminuye la velocidad del sonido y a su vez aumenta el tiempo de tránsito.



El tiempo de tránsito es el tiempo requerido por una onda para recorrer un pie de formación.



La velocidad del sonido en el lodo de perforación es menor que en las formaciones. Debido a que posee menor densidad de partículas.



Las primeras llegadas de energía sonora a los receptores corresponden a trayectorias de viaje del sonido en la formación cercana a la pared del agujero.



El tiempo de tránsito es proporcional al espacio poroso.



Se recomienda tener mucho cuidado el momento de realizar la corrida del registro, debido a que la resolución y toma de datos se ve afectada por la inclinación de la herramienta.

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Registro Sónico

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