registro de porosidad grupo 3

7/28/2019 Registro de Porosidad Grupo 3

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REGISTRO DEPOROSIDAD (SNICO)

Mircoles 24 de Abril del 2013


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Registro Snico para medir la

porosidad

Consiste de un transmisor que emite

impulsos snicos (ondas de sonido) yun receptor que capta y registra losimpulsos.

Est en funcin del tiempo tiempo de trnsito


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PRINCIPIO BSICO: El sonido emitido del transmisor choca contra las paredes del

agujero.

Esto establece ondas de compresin y de cizallamiento dentro de laformacin, ondas de superficie a lo largo de la pared del agujero yondas dirigidas dentro de la columna de fluido


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En el caso de registros de pozos, la pared y rugosidad del agujero,las capas de formacin, las fracturas pueden presentardiscontinuidades acsticas significativas.


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HERRAMIENTA BSICA

Dispositivos piezoelctricos

Se aplica un voltaje variable

Convirtiendo una diferencia de potencial en impulsosacsticos

Se mide el tiempo que se tarda la seal para quearribe la energa desde la ubicacin donde esta suemisor hasta un receptor dado.


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Para esta herramienta simple se asume que eltransmisor se expande en todas direccionessimultneamente, esta es una geometra monopolar y

crea una onda compresional omnidireccional comose observa en la figura.

El receptor convierte la energa acstica nuevamenteen seal elctrica.


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Como se observa en la siguiente figura se mide eltiempo que toma para el arribo de la primera parte

de la onda. Como se puede observar existe ungrupo de ondas tras el primer arribo, y este grupocontiene una combinacin de varios tipos deondas.


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TRANSMISION MONOPOLAR


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TRANSMISION DIPOLAR

TRANSMISION MONOPOLAR


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FACTORESPERTURBADORES

DE LAS MEDICIONES

ACUSTICAS ENEL REGISTRO


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El Tamao del Pozo y/o

Inclinacin de la Herramienta


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RUIDO


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SALTOS DE CICLO


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ENSANCHAMIENTO E INTERVALODEL TIEMPO DE TRANSITO


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ANGULO DE INCLINACINCON RESPECTO AL POZO


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el principal problema es el no poder medirdirectamente el tiempo de transicin de corte enformaciones rpidas y su imposibilidad de medir

ondas de corte en formaciones lentas.


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Las herramientas acsticas poseen limitantes tales como:

El Tamao del Pozo y/o Inclinacin de la Herramienta.


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PROCESAMIENTO DE LOS

DATOS OBTENIDOSVELOCIDAD DEL SONIDO EN

ALGUNAS FORMACIONES

CLCULO DE LA POROSIDAD


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VELOCIDAD DEL SONIDO ENALGUNAS FORMACIONES

En las formaciones sedimentarias lavelocidad del sonido depende de variosfactores, estos factores sonprincipalmente de:El tipo de litologa

La porosidad de las formaciones

El tipo de fluido que ocupa el espacioporoso


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CALCULO DE POROSIDAD

Ecuacin de Wyllie: Es unarelacin lineal entre el tiempode trnsito y la porosidad .

Se la denomina Tiempo deTransito Promedio, ya que eltiempo que se utiliza en dichafrmula es el promedio de losintervalos de tiemporegistrados en una zona deinters


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Porosidad en arenas limpias y consolidadas

En formaciones de arenaslimpias y consolidadas con losporos distribuidosuniformemente la ecuacin sereduce.

Los valores de porosidadobtenidos a partir de los

registros acsticos estninfluenciados por el contenidode los poros de la matriz, lo queimplica que la porosidadobtenida es aparente.

Si en las arenas existen lminasde arcilla, la porosidadaparente medida, se veraumentada por una cantidadproporcional a la fraccin delvolumen total ocupado por

estas lminas


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Arenas no consolidadas Por lo general el uso de la

ecuacin de Wyllie enarenas no consolidadasda como resultadovalores de porosidad muyaltos

Para corregir la falta decompactacin seencontr un factor decompactacin


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Ejemplo:


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Equipo

BHC o registro snicocompensado

LSS o registro snico deespaciamiento largo

Herramienta Array-Sonic


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HERRAMIENTA BHC O REGISTRO SNICOCOMPENSADO

El sistema BHC utiliza un transmisorsuperior, otro inferior y dos paresde receptores snicos

Los transmisores de lasherramientas BHC envan pulsos

alternativamente y los valores t,se leen en pares alternados dereceptores.

Se promedia los valores de t delos dos conjuntos de receptores

para compensar los efectos delagujero

El tiempo de trnsito esdependiente dela densidad delmedio a travs del cual el sonido

viaja


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No se recomienda usar este tipo de registro enformaciones poco consolidadas con fracturas,debido a que las ondas emitidas viajan mslentamente en un medio menos denso, como el

espacio poroso, y por ejemplo el espacio de unafractura lo registra como porosidad de la roca

Las ondas sonoras viajan a menor velocidadcerca del agujero y a una mayor distancia del

mismo, se propaga a la velocidad real del sonidoen arcillas

HERRAMIENTA BHC O REGISTRO SNICOCOMPENSADO


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Presentacin del Registro


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HERRAMIENTAS LSS O REGISTROSNICO DE ESPACIAMIENTO LARGO

Tienen un espaciamiento entreel transmisor y el receptor de 8 y10 pies o de 10 a 12 pies.

Miden el tiempo de trnsito de laformacin a mucha mayorprofundidad que la herramientasnica BHC comn.

Proporcionar una medicincorrecta de la velocidad en lazona inalterada

Proporciona una medicin librede efectos por la alteracin dela formacin, dao por invasinde fluidos y por agrandamientodel hueco


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Comparacin registro BHC y

SSL


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Comparacin registro BHC y

SSL As pues podemos notar en la grfica anterior una

comparacin del tiempo de transito registrado poruna herramienta LSS con el de una herramienta deespaciamiento estndar en una formacin alterada.


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HERRAMIENTA ARRAY SONIC

Proporciona todas las mediciones de los registros BHC y

LSS La herramienta contiene dos transmisores

piezoelctricos de banda ancha (5 a 18 kHz) separadospor un espaciamiento de 2 pies, dos receptorespiezoelctricos que se colocan a 3 y 5 pies del

transmisor superior . Registro acstico Digital es uno de los primeros

instrumentos con capacidad de obtener datos deonda completa

Herramienta monopolar de coro espaciamiento y est

diseado para proveer mejoras en su respuesta, estasmejoras se dan en las mediciones de intervalo detiempo de transito compresional con respecto a suspredecesoras

Registro de ltima tecnologa.


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VarianteRegistro Acstico deArreglo Multipolar.

herramienta integra un arreglomonopolar con un dipolar,asegurando la adquisicincompleta de datos de onda

compresionales y de corte. Los datos obtenidos son

procesados para obtener laamplitud de la onda, tiempo detransito, tiempo de arribo, estosdatos son incorporados enprogramas avanzados de anlisisde registros para evaluar fracturasy litologa contenida en el fluido ypropiedades de la roca.


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La herramienta snica HBC mide el tiempo de una ondaacstica pulsada lleva a recorrer una distancia fija a lolargo de la longitud de un pozo.

HBC incorpora un par adicional de receptores acsticos,

espaciados a 4 pulgadas

El tiempo compensado de viaje proporciona una altaresolucin de la porosidad


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Aplicaciones y aspectosadicionales de la herramienta

Hace excelentes estimacionesde porosidad de la formacin. Identifica las litologas y

detecta gas cuando se utilizacon otros servicios

La herramienta proporcionainformacin para el clculo dela saturacin de agua


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herramienta completa de servicio de evaluacin de laspropiedades geofsicas, petrofsicas y mecnicas

tiene la tecnologa de orientacin del haz transmisormonopolar.

El uso de una frecuencia seleccionable para aumentarla energa en rangos especficos


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Aplicaciones

Geofsica- Velocidad de calibracin, tiempo / profundidad deconversin- Variacin de la amplitud con el offset decalibracin

Petrofsica- La porosidad y la litologa de estimacin- identificacin de Gas

Geomecnica- Propiedades elsticas- Diseo de la fractura hidrulica


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Caractersticas, Ventajas y

Beneficios Diseo de alta potencia del transmisor permite una mayor

produccin de la seal del monopolo ytransmisiones dipolo. El diseo nico de la matriz del receptor (por debajo de los

transmisores) permite a los operadorespara iniciar la sesin ms a fondo.


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Esta herramientas proporcionan una medidadel tiempo de formacin integral de viajes (Dt) en unavariedad de entornos. Registros acsticos sirvenreconocer una porosidad secundaria, la porosidad enroca dura y sedimentos

pueden ser ejecutadas junto con las herramientas dedensidad y la de compensacin, herramientas de

neutrones para cuantificar la porosidad identifica litologa compleja.


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Aplicaciones

determinacin de la porosidad en zonas duras

para determinar la Formacin de las propiedades

mecnicas

La correlacin con los ssmicos de superficie con

datos con sismogramas sintticos


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combina monopolo y dipolo capacidades deadquisicin.

La seccin del transmisor contiene un transmisormonopolar piezoelctricos y dos transmisores deelectrodinmica dipolo perpendiculares entre s.

Un pulso elctrico en las frecuencias sonoras se aplicaal transmisor monopolar para excitar a la propagacinde compresin y cizallamiento de onda en laformacin.

La herramienta se compone de tres secciones: laadquisicin de cartuchos, seccin de receptor ytransmisor de la seccin.


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La seccin del receptor tiene una serie de ocho estacionesreceptoras espaciados 6 in de distancia y 9 pies del transmisormonopolar, 11 pies de la parte superior del transmisor dipolar, y de11,5 pies de el transmisor inferior del dipolo

Cada receptor de la estacin se compone de dos pares de bandaancha hidrfonos piezoelctricos alineados con los transmisores dedipolo

A modo de dipolo especial permite la grabacin tanto de la lnea yla lnea transversal (perpendicular) formas de onda para cada modode dipolo


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GRACIAS

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