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REGISTRO SONICOINTRODUCCION

Se sabe que las ondas acústicas se propagan en cualquier medio sólido. El propósito de este perfil es medir el tiempo de propagación de la onda de sonido a través de la formación sobre una distancia fija. Se necesita entonces una fuente de energía acústica (transmisor) y un detector (receptor) separados cierta distancia en la sonda.Los ingenieros utilizan los datos acústicos de los registros sónicos para perforar de manera más eficiente con márgenes de seguridad más amplios y optimizar las terminaciones del pozo.

OBJETIVOS

Al finalizar la exposición, los estudiantes serán capaces de:

Conocer que es un registro sónico. Conocer las unidades de medición que se utilizan en este tipo de registro. Entender el principio de funcionamiento de un perfil sónico. Estudiar las clases de herramientas para este tipo de registro. Interpretar un registro sónico en una pista de registro. Describir los efectos ambientales y otros factores que afectan la medición.

MARCO TEORICODESCRIPCION DEL REGISTRO

Las herramientas sónicas miden el tiempo que requiere un pulso acústico de sonido para viajar desde un transmisor hasta un arreglo de receptores. La onda acústica impacta el pozo, viaja a través de la formación y luego vuelve a arribar a la herramienta en la que los receptores miden la amplitud de la señal versus el tiempo. A medida que la onda acústica atraviesa la roca, se generan diferentes tipos de ondas. Los primeros dos arribos son las ondas compresionales seguidas de las ondas de corte. Estas dos son las más importantes para las aplicaciones petroleras porque se utilizan para computar la porosidad y las propiedades mecánicas. Las ondas de Rayleigh, de lodo y de Stoneley arriban más tarde.

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PRINCIPIO DE LA MEDICIÓNExiste dos tipos principales de propagación de la energía acústica en un medio sólido que pueden ser registrados por la herramienta de registro: las ondas compresionales, también denominadas de ondas ‘P’, y las de cizallamiento, también denominadas de ondas ‘S’ o “shear-waves”.-Las ondas compresionales también llamadas Ondas de Presión, son un tipo particular de ondas longitudinales. La dirección de propagación de la onda es paralela a la dirección de desplazamiento de las partículas. Este tipo de ondas pueden propagarse en los gases, líquidos y sólidos, ya que ellos tienden a oponerse a la compresión.-Ondas de Cizallamiento: también llamadas Ondas Distorsiónales, son un tipo particular de onda transversal y su dirección de propagación es perpendicular a la dirección del desplazamiento de las partículas. En el cizallamiento actúan fuerzas que tienden a causar que dos partes continuas de un cuerpo se deslicen una relativa a la otra. Los sólidos debido a su rigidez tienden a oponerse al esfuerzo cortante o cizallamiento, por consiguiente las ondas de cizallamiento pueden propagarse a través de sólidos y no a través de líquidos y gases.

Tipo de OndaDirección de

propagación de la ondaDirección de

oscilación de las partículas del medio

Compresional →

Cizallamiento → ↕

La velocidad de propagación de las ondas compresionales es de 1.6 a 2.4 veces más rápida que las de cizallamiento. Los fluidos no pueden transmitir ondas de cizallamiento; sin embargo, ondas compresionales transmitidas por el lodo pueden originar ondas de cizallamiento en la formación que, posteriormente originan ondas compresionales en el lodo; un receptor en el pozo que detecte estas últimas ondas permite visualizar el efecto de las ondas de cizallamiento en la formación. La medición de las ondas de cizallamiento junto con las compresionales, permite evaluar las propiedades mecánicas de las rocas. Otros tipos de propagación de ondas acústicas son las ondas Rayleigh y las ondas Stoneley. La onda Rayleigh se propaga en la interface lodo-formación, con una velocidad levemente inferior a la velocidad de la onda “shear” y se atenúa rápidamente. La onda Stoneley se propaga en el lodo, por interacción entre el lodo y la formación; es una energía de baja frecuencia que sufre muy poca atenuación, facilitando su detección por la herramienta de registro.Pueden existir varios frentes de onda, viajando por diferentes caminos desde el transmisor hasta el receptor en la herramienta de registro; cada receptor en la herramienta registra una onda que representa la combinación de todos los diferentes modos de propagación.

EQUIPO (HERRAMIENTA)

REGISTRO SÓNICO BHC

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El registro sónico compensado o BHC (“Bore-Hole-Compensated”) mide el tiempo de tránsito, también denominado de “slowness” o “retardo” y representado por t, de una onda acústica en la formación.La herramienta básica de sónico tiene un transmisor y dos receptores, generalmente a 3 y 5 pies del transmisor; el transmisor es disparado varias veces por segundo y a cada disparo se genera una onda acústica que se propaga por el lodo en todas direcciones. Cada vez que un frente de onda llega a la pared del pozo, dependiendo del ángulo de incidencia, parte de la energía es reflejada, parte es refractada, otra parte viaja como onda compresional y/o cizallamiento.Esta configuración de un transmisor y dos receptores obtendría una curva de t afectada por variaciones del tamaño del pozo; para compensar este efecto se utiliza una segunda configuración invertida de un transmisor y dos receptores, de tal modo que en ambas mediciones se investiguen los mismos 2 pies de formación. Las variaciones de tamaño del pozo afectarán a ambas configuraciones, en exceso a una y en defecto a la otra, con lo cual el promedio de las dos mediciones es el t de la formación, ya compensado por estos efectos; por esta razón esta herramienta es denominada de ‘registro sónico compensado’ o BHC (“Bore-Hole-Compensated”).

La velocidad del sonido depende de varios factores entre los cuales están:-Tipo de litología (arenisca, caliza, dolomita).- Porosidad Ф

La velocidad del sonido en las litologías comunes de las formaciones varía entre 6000 y 23.000 pies/seg. En este perfil se registra el valor reciproco de la velocidad en microsegundos/pie (μseg/pie), para evitar el uso de fracciones decimales pequeñas. El registro varía desde unos 44μseg/pie para dolomitas densas de porosidad cero hasta unos 190μseg/pie para agua.Como se logra observar en la figura, el ΔT se registra en forma lineal en las pista 2 y 3 del perfil.

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A continuación se presenta una tabla con los valores de velocidad del sonido (Vma) y tiempo de transito (ΔTm) de las rocas más comunes encontradas en las formaciones sedimentarias. La columna tercera es el valor que comúnmente se utiliza para el ΔT dependiendo de la roca.

Los valores registrados en la tabla anterior son para rocas no porosas, ya que el aumento de la porosidad en las matrices de las rocas de la formación, disminuye la velocidad del sonido a través de ellas y por consiguiente, aumenta el valor de ΔT.

La medición del tiempo de tránsito t de la formación con la herramienta BHC tiene muy poca profundidad de investigación (del orden de 1 a 2”); como aproximación se dice que el número que representa la separación transmisor-receptor, en pies, es el número de pulgadas de la profundidad de investigación.

Considerando que la zona entre 1 y 2” de la pared del pozo está frecuentemente alterada por la perforación, es interesante disponer de mayores espaciamientos transmisor-receptor para tener una medición más profunda, en la zona que (aunque lavada por el filtrado de lodo en los intervalos permeables) no haya sido alterada por la perforación.

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Por esta razón, además de las herramientas convencionales con espaciamientos transmisor-receptor de 3 y 5 pies, también existen herramientas de ‘espaciamiento largo’, con 7, 8, 9, 10 y 12 pies entre transmisor y receptor.

SÓNICO DE ESPACIAMIENTO LARGO, LSS

Durante la perforación las condiciones del yacimiento cambian, alterándose la pared del pozo y por consiguiente las medidas de tiempo de transito. Cuando la broca perfora una zona arcillosa le causa daño, este daño se conoce con el nombre de alteración de las arcillas y su efecto es producir tiempos de transito menores que aquellos de la formación virgen (mas allá de zona lavada).Idealmente se desea que la energía producida por el transmisor viaje a través del lodo y la zona alterada hasta la zona virgen, desde la cual las ondas se refractaran de regreso a los receptores. Este proceso suministra un tiempo de transito ΔT que corresponde a una distancia a

través de la formación. Esto no se logra debido a los fenómenos que ocurren durante la perforación, como se observa en la figura:El camino de menor tiempo de tránsito entre el transmisor y el primer receptor es a través de la zona alterada, mientras que el camino al segundo receptor es a través de la zona virgen. El tiempo del primer receptor es anormalmente corto y el tiempo del segundo receptor es normal. Por consiguiente el ΔT calculado es anormalmente largo. Esto es cierto aun cuando la velocidad a través de la zona alterada es menor que la velocidad a través de la zona virgen. Esto conllevaría a que las ondas llegaran más rápidamente al segundo receptor, pero acá no es el

caso ya que no solo debemos tener en cuenta la velocidad de las zonas, sino que también la distancia a recorrer. De este modo la trayectoria más corta a través de la zona con menor velocidad, puede dar valores de tiempo de transito más cortos que el camino más largo a través de la zona más rápida. Como se puede observar de la grafica, para eliminar los problemas causados por el daño del pozo durante la perforación, se debe aumentar la distancia entre transmisores y receptores. Teniendo en cuenta varios factores importantes como:

- Espesor de la capa alterada- Diámetro del pozo.- Velocidades de propagación en los diferentes medios.

Sin embargo este aumento del espaciamiento tiene sus desventajas como son:

- Atenuación que sufre la señal transmitida con la distancia empieza a ser significativa.- Las dimensiones físicas de la sonda BHC serian tales que se dificultaría su manejo y operación.

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La sonda marca Schlumberger consta de dos receptores, R1 y R2, espaciados entre sí 2 ft, y dos transmisores, superior e inferior, igualmente separados 2 ft.El espaciamiento entre el transmisor superior y los receptores es 8 y 10 ft. El espaciamiento entre el transmisor inferior y los receptores es 10 y 12 ft. Esta herramienta se logra ver en detalle en la figura:

Estas herramientas generalmente permiten combinar diferentes transmisores y receptores para obtener registros con el espaciamiento adecuado a las necesidades de cada pozo.REGISTRO DELTA T (∆T)

Históricamente, el registro sónico solo se preocupa de la porción compresional de un tren de ondas acústicas. El uso más primario de la herramienta es determinar el valor de la velocidad compresional de la formación (Vp) y su inverso, 1/Vp, que es llamada retardo (slowness).El subíndice “p” se refiere a una onda “primaria”

(compresional). Otros términos para el retardo son delta-t (∆tp) “tiempo de tránsito”. El retardo tiene unidades de microsegundos/pie o microsegundos/metro. Retardo (∆tp) es una función de la porosidad de la formación, del retardo del fluido en los poros, y de la estructura de la formación.La siguiente figura muestra un sistema sónico centralizado en el pozo. Se considera únicamente la trayectoria de las ondas compresionales.

 En la figura de arriba, A, B, C, D y E son “tiempos de tránsito” (en milisegundos). Estos son los tiempos que les toma a la señales atravesar sus respectivos caminos. La señal acústica llegando a R1 tiene el total del “tiempo de tránsito” A+B+C, mientras que la señal para R2 tiene, A+B+D+E. La diferencia entre los dos caminos es por lo tanto calculada con: t1 = T R1 = A + B + Ct2 = T R2 = A + B + D + Et2 - t1 = (A + B + D + E) - (A + B + C)

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Aqui t1 y t2 son los tiempos totales de el viaje de la señal desde que deja el transmisor (T) hasta que llega a R1 y R2 respectivamente. Debido a que consideramos un pozo uniforme, A=C=E y por lo tanto: t2 - t1 = A + B + D + E - A - B - Ct2 - t1 = D Dividiendo este tiempo de tránsito por el espacio constante entre el par de receptores obtenemos el retardo.

El cálculo de ∆t involucra la medición de los tiempos de transito t1 y t2.

INTERPRETACION DEL REGISTRO

La siguiente figura muestra la herramienta real, que se mete en el pozo, esta tiene en vez de dos receptores, cuatro, de esta manera las mediciones son más precisas; nótese las dimensiones de la herramienta. Y las especificaciones de sus componentes:  Y a continuación un ejemplo del registro que se obtiene:  

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 En el lado izquierdo se encuentran los registros que se obtienen con 2 herramientas, una es el caliper (que mide el diámetro del pozo a todas sus profundidades) y el gamma ray, que es una herramienta nuclear que se describe en su sección. Del lado derecho aparece la curva del registro sónico, nótese que el retardo DELTA-T (Línea continua) es directamente proporcional a la porosidad (línea segmentada).

EFECTOS AMBIENTALES.- No existe necesidad de aplicar correcciones por efectos ambientales al registro sónico BHC; sin embargo, el registro puede estar afectado por alteración de la formación en las proximidades de la pared del pozo, lo que altera el valor del tiempo de tránsito t medida. Una herramienta de sónico con espaciamiento largo genera un registro prácticamente libre de este efecto.Otros factores que influencian la medición

Compactación: Generalmente se asume que las propiedades elásticas de las rocas son independientes de la compactación si la roca está sometida a una presión suficientemente alta

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(varios miles de psi); si la roca está sometida a presiones menores (por ejemplo formaciones someras o formaciones con presiones anormales), el valor del tiempo de tránsito medido es más alto que lo esperado, indicando valores de porosidad aparente mayores que la verdadera porosidad.

Arcillosidad: Las lecturas del registro sónico en lutitas o “shales” puede variar entre 70 y 130 s/ft; el efecto de la presencia de lutita en la formación depende del contraste entre el tiempo de tránsito medido en las lutitas o “shales” y el de la formación limpia.

Hidrocarburos: La presencia de hidrocarburos en la roca-almacén generalmente no afecta la medición del tiempo de tránsito en formaciones compactadas; en formaciones no compactadas existe efecto de hidrocarburos, pero no existe una corrección que pueda ser aplicada.

Fracturas y vúgulos: La presencia de fracturas y vúgulos en la formación produce efectos muy pequeños en el tiempo de tránsito medido por el registro, por lo que se obtienen valores de porosidad menores que los reales (se dice que el registro no ve las fracturas y vúgulos).

Efectos del pozo: El pozo debe estar lleno de fluido para que los receptores puedan detectar la energía de sónico; cuando el nivel está bajo, la herramienta deja de registrar al salir por encima del nivel. Otro efecto, que ocurre en pozos de diámetro grande, es la atenuación de la intensidad de la onda, lo que dificulta la detección por el transmisor más lejano y puede originar ‘saltos de ciclo’ o “cycle-skipping”.

RESUMEN

CONCLUSIONESCon el estudio de este tema podemos decir que el registro sónico mide el tiempo de tránsito de una onda acústica emitida a través de la formación, y se expresa en microsegundos por pié para evitar pequeñas fracciones decimales.El registro sónico BHC es empleado principalmente para determinar la porosidad de una formación, cuenta con un transmisor y dos receptores pero para su mayor eficacia se hace un arreglo de dos trasmisores cuatro receptores. El registro de espaciamiento largo realiza la misma operación pero con un rango mayor de lectura para formaciones dañadas.No se recomienda usar este registro en zonas poco consolidadas o con fracturas debido a que las ondas emitidas viajan más lentamente en un medio menos denso.