138373020 Registro Sonico PDF (1) Nel

Escuela Politécnica Nacional.

Registros de Pozos.

Grupo “Los Explotadores”

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REGISTROS SÓNICOS

ESCUELA POLITÉCNICA

NACIONAL

FECHA:

Quito, miércoles 24 de Abril del 2013

NOMBRE DEL GRUPO:

LOS EXPLOTADORES

REGISTROS DE POZOS


Registros de Pozos.


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NOMBRE DEL GRUPO:

LOS EXPLOTADORES

INTEGRANTES EXPOSICIÓN PREGUNTAS DIAPOSITIVAS TOTAL

Grace Sevillano

Ricardo Morales

Edmundo Cruz

PRESENTACIÓN

CONTENIDO

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES


Registros de Pozos.


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CONTENIDO 1. INTRODUCCIÓN ...................................................................................................................................... 5

2. OBJETIVOS .............................................................................................................................................. 5

3. REGISTRO DE POROSIDAD (SÓNICO) ..................................................................................................... 6

3.1. PRINCIPIO BÁSICO: .......................................................................................................................... 6

3.2. PRINCIPIO BÁSICO DE MEDICION Y HERRAMIENTA BÁSICA ........................................................... 8

3.2.1. Forma básica de una herramienta sónica: ........................................................................... 8

3.2.1.1. Funcionamiento ..................................................................................................................... 9

4. TIPOS DE TRANSMISIONES ................................................................................................................... 12

4.1. MONOPOLAR ................................................................................................................................ 12

4.2. DIPOLAR ........................................................................................................................................ 13

5. FACTORES PERTURBADORES DE LAS MEDICIONES ACUSTICAS EN EL REGISTRO: ............................... 13

5.1. EL TAMAÑO DEL POZO Y/O INCLINACIÓN DE LA HERRAMIENTA: ................................................ 13

5.2. RUIDO: ........................................................................................................................................... 14

5.3. SALTOS DE CICLO: ......................................................................................................................... 15

5.4. ENSANCHAMIENTO E INTERVALO DEL TIEMPO DE TRÁNSITO ..................................................... 15

5.5. ÁNGULO DE INCLINACIÓN CON RESPECTO AL POZO .................................................................... 16

6. PROCESAMIENTO DE LOS DATOS OBTENIDOS .................................................................................... 16

6.1. VELOCIDAD DEL SONIDO EN ALGUNAS FORMACIONES ............................................................... 16

6.2. CÁLCULO DE LA POROSIDAD ......................................................................................................... 17

6.2.1. ECUACIÓN DE WYLLIE ............................................................................................................ 17

6.2.2. POROSIDAD EN ARENAS CONSOLIDADAS: ............................................................................. 19

6.2.3. POROSIDAD EN ARENAS NO CONSOLIDADAS LIMPIAS ......................................................... 19

7. EQUIPO ................................................................................................................................................. 20

7.1. HERRAMIENTA BHC O REGISTRO SÓNICO COMPENSADO ........................................................... 20

7.2. HERRAMIENTAS LSS O REGISTRO SÓNICO DE ESPACIAMIENTO LARGO ...................................... 22

7.3. HERRAMIENTA ARRAY SONIC ....................................................................................................... 25

7.4. Características .............................................................................................................................. 26

7.5. Configuración. ............................................................................................................................... 27

7.6. Ventajas y desventajas .................................................................................................................. 28

8. Registro Acústico de Arreglo Multipolar. ............................................................................................. 28

8.1. CONFIGURACIÓN. ......................................................................................................................... 29

8.2. VENTAJAS Y DESVENTAJAS ............................................................................................................ 31


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9. EMPRESA: WEATHERFORD .................................................................................................................. 32

9.1. APLICACIONES ........................................................................................................................ 33

9.2. ADICIONALES DE REGISTRO (CBL): .................................................................................. 34

9.3. APLICACIONES ............................................................................................................................... 35

9.4. CARACTERÍSTICAS, VENTAJAS Y BENEFICIOS ............................................................. 36

10. EMPRESA SCHULUMBERGER ............................................................................................................ 38

10.1. MONOPOLE ACUSTIC TOOLS ...................................................................................................... 38

10.1.1. APLICACIONES: .................................................................................................................... 39

10.1.2. CARACTERÍSTICAS DE LA HERRAMIENTA: ........................................................................... 39

10.2. DSI DIPOLE SHEAR SONIC IMAGER ............................................................................................. 39

10.2.1. CARACTERISTICAS DE LA HERRAMIENTA: ............................................................................ 41

11. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES............................................................................................. 41

12. ANEXOS .............................................................................................................................................. 42

13. BIBLIOGRAFÍA ..................................................................................................................................... 43


Registros de Pozos.


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1. INTRODUCCIÓN

En busca de determinar el parámetro petrofísico: porosidad, encontramos tres tipos

de registros eléctricos. Tanto en el registro sónico, de densidad y el registro de

neutrones su respuesta por la porosidad se ve afectada por el tipo de porosidad, los

fluidos y la matriz de la formación. Al conocer los distintos efectos de fluidos y matriz

por otros medios, estos registros se enfocan en hallar la porosidad, por ende estos

son llamados registros de porosidad.

En el siguiente trabajo, se analizara el registro sónico para cuantificar la porosidad

de distintos tipos de formaciones. Nos interesa conocer los distintos tipos 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 también necesitaremos saber las características, velocidades y

comportamiento de las ondas que proporciona este en cada una de las formaciones.

Luego de haber tomado datos siempre es necesaria la interpretación de estos, por

lo que en el trabajo también hemos agregado métodos de cálculo e interpretación de

la información que nos proporciona el registro, para así poder calcular la porosidad a

partir de los datos.

2. OBJETIVOS

Conocer los principios básicos de medición de porosidad con registros sónicos.

Tener conocimiento básico y uso de las diferentes herramientas en los registros

sónicos.

Aprender principios y formulas necesarias que nos proporcionaran el conocimiento de

la interpretación del registro sónico.


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3. REGISTRO DE POROSIDAD (SÓNICO)

En su forma más sencilla, una herramienta sónica 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 tránsito,

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.

3.1. PRINCIPIO BÁSICO:

La propagación del sonido en un pozo es un fenómeno complejo que está 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.


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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 está 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.

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.


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La onda Stoneley es de gran amplitud y viaja del transmisor al receptor con una

velocidad menor a la de las ondas de compresión en el fluido del agujero. La

velocidad de la onda Stoneley depende de la frecuencia del pulso de sonido, del

diámetro del agujero, de la velocidad de cizallamiento de la formación y de la

velocidad de la onda de compresión en el fluido.

3.2. 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 un voltaje variable. Convirtiendo una diferencia de

potencial en impulsos acústicos.

La manera más simple de usar la señal acústica, s medir el tiempo que se tarda la

señal para que arríbela energía desde la ubicación donde está 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

tránsito o ∆t, y se mide en microsegundos por pie (µs/pie).

3.2.1. Forma básica de una herramienta sónica:

a) Un transmisor que emite impulsos sónicos.

b) Un receptor que detecta y registra los impulsos.


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3.2.1.1. Funcionamiento

La herramienta acústica genera ondas sonoras en el pozo por medio de

dispositivos piezoeléctricos, estos dispositivos se expanden y contraen a medida que

a través de ellos se aplica un voltaje variable.

Las ondas generadas por la herramienta son complejas y son desplazadas hacia

todas las direcciones a partir del transmisor.

Este fenómeno está regido por las propiedades mecánicas de los ambientes

acústicos de las diferentes rocas. Estos incluyen la formación, la columna de fluido del

pozo y la misma herramienta del 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.

En el caso de los registros de pozos, la pared y la rugosidad del agujero, las capas

de la formación y las fracturas pueden representar discontinuidades acústicas

significativas.

Las ondas generadas son complejas. La onda inicial del trasmisor es una onda

compresional, la cual interactúa con la superficie del lodo de formación para crear un

número de ondas secundarias.


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El primer arribo y encargada de activar el receptor se trata de la onda compresional

y es aquella que ha viajado desde el transmisor a la formación, esta refracta en la

pared del pozo viajando dentro de la formación haciendo vibrar la roca hacia adelante-

atrás en la dirección de propagación para luego regresar al receptor.

Inmediatamente hacen presencia las ondas de cizallamiento que es la que viaja del

transmisor a la formación sin atravesar fluidos y regresa al receptor.

Más tarde llegan otro grupo de ondas estas son las onda de fluido que viajan muy

lentamente por la columna de lodo directamente del transmisor al receptor.

Y las últimas puede verse que son las ondas Stoneley que son de gran amplitud y

viajan a través de la interface columna de lodo-pared del pozo del transmisor al

receptor con una velocidad menor a las ondas de fluido, la velocidad va a depender

de la frecuencia del sonido, del diámetro del agujero, de la velocidad de cizallamiento

de la formación, de las densidades de la formación y del fluido y de la velocidad de la

onda de compresión.


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El registro sónico que es un registro en función del tiempo, t, conocido como tiempo

de tránsito, t. El tiempo de tránsito para una formación determinada depende de su

litología, esta dependencia de la porosidad hace que el registro sónico sea muy útil

como registro de porosidad.

El registro sónico puede correrse simultáneamente con otros servicios.

Los dispositivos sónicos primero fueron introducidos para la determinación de la

velocidad sísmica. Estos “registros continuos de velocidad” fueron ampliamente

usados en exploración de petróleo y desarrollo, una vez descubierto que un valor de

porosidad de formación confiable podría ser extraído de la respuesta de registro.


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4. 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:

4.1. 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 han utilizado tradicionalmente en las herramientas acústicas.

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 lentas.


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4.2. DIPOLAR

Siguiente generacion de 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.

5. FACTORES PERTURBADORES DE LAS MEDICIONES ACUSTICAS EN EL

REGISTRO:

Las herramientas acústicas poseen algunas limitantes entre las que podemos

mencionar:

5.1. EL TAMAÑO DEL POZO Y/O INCLINACIÓN DE LA HERRAMIENTA:

La 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


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generalmente es compensado con la llamada compensación de pozo derivada de

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

más receptores.

5.2. RUIDO:

Picos de ruido intermitentes siempre se presentan una cierta cantidad de ruido en

la forma de onda acústica, rasgueo del cable u otras interferencias.


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5.3. SALTOS DE CICLO:

Repentina e inusual, se presentan en cambios hacia valores más altos del intervalo

de tiempo de tránsito, producidos por saltos más allá del primer arribo donde se

intenta su detección, señales débiles atenuadas ocurren con respecto al nivel inicial

es definido demasiado amplio, la detección no es activada hasta un arribo muy tardío

5.4. ENSANCHAMIENTO E INTERVALO DEL TIEMPO DE TRÁNSITO

Si una señal a través de una formación es lo suficientemente atenuada como para

reducir la amplitud pero no permite causar un salto, el tiempo de detección puede ser

retardado 2 0 3 seg, esta condición es referida como un ensanchamiento de tiempo

de tránsito.


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5.5. ÁNGULO DE INCLINACIÓN CON RESPECTO AL POZO

Cuando la inclinación de formación relativa al pozo, es pronunciada, se forma un

marcada ángulo de inclinación, y las señales acústicas pueden viajar a lo largo de las

trayectorias refractadas de planos inclinados a mayor tasa que a lo largo de las

paredes del pozo, el resultado es una corta medición de tiempo de tránsito.

6. PROCESAMIENTO DE LOS DATOS OBTENIDOS

6.1. VELOCIDAD DEL SONIDO EN ALGUNAS FORMACIONES

En el caso de los fluidos se puede observar en el cuadro de a continuación que el

agua se ve afectada por su salinidad.

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 tránsito.

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 más comunes fluidos y revestimientos

son mostradas en la siguiente tabla:


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6.2. CÁLCULO DE LA POROSIDAD

6.2.1. ECUACIÓN DE WYLLIE

Wyllie propuso luego de muchos experimentos de laboratorio, una relación lineal

entre el tiempo de tránsito 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 fórmula es el

promedio de los intervalos de tiempo registrados en una zona de interés.

La forma general es:


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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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6.2.2. POROSIDAD EN ARENAS CONSOLIDADAS:

En formaciones de arenas limpias y consolidadas con los poros distribuidos

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 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, existen valores de intervalos de tiempo de tránsito mucho mayores

cuando las formaciones contienen 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.

6.2.3. POROSIDAD EN ARENAS NO CONSOLIDADAS LIMPIAS

El uso directo de la fórmula de Wyllie da valores de porosidad demasiado altos en

arenas no consolidadas e 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.


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

es la porosidad corregida.

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.

7. 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).

7.1. 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.

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.


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Los transmisores de las herramientas BHC envían pulsos 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 tránsito 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.

Pueden existir variaciones similares en el perfil de velocidad en algunas rocas sin

consolidar y en subsuelo permanentemente congelado.


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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.

No se recomienda usar este tipo de registro en formaciones poco consolidadas con

fracturas o con “vugs”, debido a que las ondas emitidas viajan más lentamente en un

medio menos denso, como el espacio poroso, y por ejemplo el espacio de una

fractura lo registra como porosidad de la roca

7.2. HERRAMIENTAS LSS O REGISTRO SÓNICO DE ESPACIAMIENTO 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 receptores está a una distancia suficiente del transmisor, la 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.


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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 más precisas cuando los daos sónicos se

van a utilizar para propósito sísmicos.


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Así pues podemos notar en la gráfica 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.

La sonda LSS tiene dos transmisores y dos receptores dispuestos como se

muestra en la siguiente figura.


Registros de Pozos.


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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.

Primera lectura: t= T1 -> R1 - T1 -> R2

Segunda lectura: t= T1 -> R2 – T2 -> R2

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.

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 sónica t de

8 -10 pies y el de los inferiores de 10 – 12 pies.

7.3. 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 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


Registros de Pozos.


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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 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 desarrolló a

principios del año noventa y es una de las herramientas de

registro de última tecnología.

7.4. Características

El Registro Acústico Digital, es una herramienta

monopolar de coro espaciamiento y está 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, 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 inglés, 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.


Registros de Pozos.


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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 de las 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 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.

7.5. 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 tránsito desde cada uno de los transmisores a todo los receptores

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 tabla:


Registros de Pozos.


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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.

7.6. Ventajas y desventajas

Ventajas:

Determinación del tiempo de tránsito 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 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.

8. Registro Acústico de Arreglo Multipolar.

El registro Acústico Multipolar fue puesto en operación en el periodo de 1991-1992

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 tránsito, 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.


Registros de Pozos.


29

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.

En las herramientas todos los receptores están alineados en formaciones duras o

rápidas, la frecuencia central es ligeramente mayor a 3 kHZ y en formaciones suaves

o lentas la frecuencia central es de aproximadamente 1 kHZ.

8.1. CONFIGURACIÓN.

La herramienta está 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 para medir un tipo específico de señal, y cada zuno

está configurado con transmisiones 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 la herramienta propiamente mencionada.

Donde la herramienta está 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 está 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 de la

velocidad de onda de corte.


Registros de Pozos.


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Registros de Pozos.


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8.2. VENTAJAS Y DESVENTAJAS

Ventajas:

Herramienta monopolar y dipolar simultáneamente


Registros de Pozos.


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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 que gracias a los 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 tránsito 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 de tiempo de transito es la 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 tecnologías avanzadas para la toma de estos tipos de registros.

9. EMPRESA: WEATHERFORD

(HBC) HERRAMIENTA SONICA COMPENSADA DE ALTA RESOLUCIÓN AL

POZO

Herramienta de HBC Weatherford sonora mide la velocidad de formación acústica

para proporcionar Y mejorar la información sobre la formación así como su porosidad


Registros de Pozos.


33

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. El4- en

consecuencia.

El tiempo compensado de viaje proporciona una alta

resolución de la porosidad de medición.

Debido a que 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 del medio ambiente se

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.

9.1. APLICACIONES

La determinación de la porosidad secundaria y la litología

• Proporcionarla formación de las propiedades mecánicas, detección de fracturas

• Integración de sísmica de tiempo a profundidad de las correcciones


Registros de Pozos.


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• Proporcionar un sismograma sintético (cuando se utiliza con el Compact ™

photo density herramienta MPD)

9.2. 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 2pies (0,61 m) Dt resoluciónvertical u Dt mejorado

con4-en. (101.6mm) de resolución vertical (microsonic).

• La herramienta proporciona información para el cálculo de la saturación de

agua.


Registros de Pozos.


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HERRAMIENTA (MDA) MONOPOLO – DIPOLO

MDA de Weatherford herramienta 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 monopolio

y dipolo

Los receptores se pueden configuraren 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 para aumentar la

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 obtenerla amplitud, la lentitud y alta resolución del delta del tiempo.

9.3. APLICACIONES


Registros de Pozos.


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Geofísica

- Velocidad de calibración, tiempo / profundidad de conversión

-Variación de la amplitud con el offset (AVO) de calibración

Petrofísica

- La porosidad y la litología de estimación

- Identificación de Gas

Geomecánica

-Propiedades elásticas

-Diseño de la fractura hidráulica

-Lijado potencial

9.4. CARACTERÍSTICAS, VENTAJAS Y BENEFICIOS

De baja frecuencia transmisores dipolares (700 a5.000Hz) permite realizar exactas

mediciones de velocidad, sin necesidad de corrección basada en el modelo endura o

blanda en formaciones.

•Diseño de alta potencia del transmisor permite una mayor producción de la señal del

monopolio y transmisión es dipolo.

•El diseño único de la matriz del receptor (por debajo de los transmisores) permite a

los operadores para iniciar la sesión más afondo.


Registros de Pozos.


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Registros de Pozos.


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10. EMPRESA SCHULUMBERGER

10.1. MONOPOLE ACUSTIC TOOLS

HERRAMIENTA Acústica o sónica: Esta

herramientas proporcionan una edida del tiempo de

formación integral de viajes (Dt)en una variedad de

entornos.

Registros acústicos sirven reconocer una porosidad

secundaria, o vugular, la porosidad enroca dura y

sedimentos. Estas 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 corteen 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 telemetría,

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 distancia-

profundidad derivados de BHC (DDBHC) (8 - a 12 pies

de[2.43 a 3.65 m]) el tiempo de tránsito. Estas

mediciones se realizan mediante la combinación de un

HSLS-Wo HSLS-Z sonda, respectivamente, con el

DSLC. Para aplicaciones de alta presión y alta

temperatura, las mismas medidas están disponibles desde el entorno hostil de Sonic

Herramienta de registro (HSLT).


Registros de Pozos.


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10.1.1. APLICACIONES:

■ La correlación con los sísmicos de superficie con datos con sismogramas

sintéticos

10.1.2. CARACTERÍSTICAS DE LA HERRAMIENTA:

10.2. DSI DIPOLE SHEAR SONIC IMAGER

La DSI dipolo Sónica cámara combina monopolo y dipolo capacidades de adquisición de sonic. La sección del transmisor contiene un transmisor monopolar piezoeléctrico y dos transmisores de electrodinámica dipolo perpendiculares entre sí. Para la adquisición de una onda de Stoneley específicos de baja frecuencia del pulso


Registros de Pozos.


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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 la 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 carcasa mediante el uso recientemente desarrollado estrategias de


Registros de Pozos.


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adquisición y tratamiento automatizado de Best DT sonora de onda.

10.2.1. CARACTERISTICAS DE LA HERRAMIENTA:

11. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

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

de tránsito.

El tiempo de tránsito es proporcional al espacio poroso.

La velocidad del sonido en el lodo de perforación es menor que en

lasformaciones. Debido a que posee menor densidad de partículas.

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

de formación.

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.


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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.

12. ANEXOS


Registros de Pozos.


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13. BIBLIOGRAFÍA

Weatherford; High-Resolution BoreholeCompensated (HBC) Sonic Tool. Pdf

Manual de Pozos CIEV-PDVSA

Weatherford; Monopole-Dipole Array(MDA) Tool.pdf

Weatherford; Compact cross Dipole Sonic (CXD).

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

Schlumberger; Compact-Dipole-Sonic-DEA-Nov-2009. Pdf

Schlumberger; DSI DIPOLE SHEAR SONIC IMAGER.pdf

Schlumberger; H03280_02_Retrievable_Tools.pdf

Schlumberger; monopole_acoustic_tools.pdf

Schlumberger; sonic_scanner_br.pdf

Halliburton H07244 Open Hole Logging Halliburton.pdf

Schlumberger sonic_scanner_br,pdf

Schlumberger www019017 herramienta WEATHERFORD.pdf

http://es.scribd.com/doc/20041089/Mediciones-de-Porosidad-Registros-de-Pozos




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