AplicaciAn-de-los-registros-geofAsicos-de-imAígenes-de-USI--DSI--FMI-en-el-sistema-petrolero

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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA Y ARQUITECTURA 
UNIDAD PROFESIONAL TICOMAN 
INGENIERÍA PETROLERA 
 
 
 
 
“APLICACIÓN DE LOS REGISTROS 
GEOFISICOS DE IMÁGENES USI, DSI, FMI 
EN EL SISTEMA PETROLERO” 
 
 
 
TESIS 
PARA OBTENER EL TÍTULO DE 
INGENIERO PETROLERO 
 
 
PRESENTAN 
 
 
BERISTAIN BUENDIA CESAR DAVID 
 
FLORES SOTELO ANGEL 
 
ROJAS HERNÁNDEZ ALEJANDRO 
 
 
ASESORES: 
ING. A. ENRIQUE MORFIN FAURE
REGISTROS USI, DSI, FMI. 
 
INGENIERÍA PETROLERA     
 
AGRADECIMIENTOS. 
 
MIS PADRES 
Que con amor y sabiduría me han brindado apoyo en mis metas y fracasos y con 
su ejemplo me han enseñado lo correcto de la vida. Por todos sus consejos y 
regaños, ya que sin ellos, logros como este no se cumplirían, por lo cual hoy 
dedico con orgullo y felicidad. 
 
MIS HERMANOS 
Que han estado conmigo en cada etapa de mi vida en la cual me han hecho 
reflexionar con todas sus experiencias y lecciones para continuar superándome ya 
que de todos y cada uno de ellos he aprendido demasiado 
 
AMIGOS 
Que he conocido en el transcurso de mi vida con los cuales he compartido 
experiencias y situaciones, que espero seguir compartiendo en el camino que me 
falta por andar. 
 
MAESTROS 
Que con su entrega y dedicación hacen posible de este triunfo en mi vida el cual 
comparto con ellos. 
 
A DIOS 
Que me da la dicha de seguir cosechando triunfos día a día, le agradezco todos 
los momentos que me ha permitido pasar en mi vida junto a mis seres queridos 
 
 
 
Ángel Flores. 
 
 
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A DIOS 
 
Por brindarme la capacidad y fortaleza para superar todos los obstáculos y poder 
llegar hasta este punto tan importante de mi vida. 
 
A MIS PADRES 
 
Sabiendo que jamás podre pagar todo lo que hacen día a día por mí, todos sus 
esfuerzos y sacrificios para que yo alcanzara mis metas, inculcarme valores y 
cimientos que formaron la persona que soy ahora con mucho cariño para ustedes. 
 
A MI FAMILIA. 
 
Esas personas que me apoyaron en todo momento, en especial a mi abuelita que 
donde quiera que esté siempre creyó en mí y en que podía lograr lo que yo me 
propusiera. 
 
A ESA PERSONA ESPECIAL. 
 
Que a pesar de la distancia y el tiempo ha estado conmigo apoyándome en todos 
los sentidos, compartiendo ratos amargos y dulces, y que jamás ha dejado de 
creer en mí. J.J.O.S. 
 
A MIS MAESTROS. 
 
Por todo el apoyo y paciencia que nos brindaron para la realización de este 
trabajo. 
 
César Beristain. 
 
 
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RESUMEN. 
 
 
En el capítulo 1, se tiene la herramienta Ultrasónica de Imágenes en agujero 
entubado (USI), para la evaluación de la cementación e inspección de la tubería. 
 
En el capítulo 2, se describe la herramienta Sónica Dipolar de Imágenes (DSI), 
que proporciona medición del tiempo de tránsito para determinar la porosidad y 
evaluar propiedades mecánicas de las rocas. 
 
En el capítulo 3, se tiene la herramienta Microresistiva de Imágenes (FMI), para la 
identificación de fracturas, orientación, secuencia de arena/arcilla, análisis 
estructural y evaluación de la porosidad secundaria. 
 
En el capítulo 4, se tienen ejemplos de registros de las herramientas. 
 
En el capítulo 5, conclusiones y recomendaciones finales del trabajo. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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ABSTRACT. 
 
 
Chapter 1, UltraSonic Imager (USI) to evaluation of cement and casing´s corrosion 
data. 
 
Chapter 2, Dipole Shear Sonic Imager (DSI) to describe the time of propagation 
wave for obtain the porosity and evaluate features mechanics of the rocks. 
 
Chapter 3, Formation Micro Imager (FMI) to identification of fractures, orientation, 
characterization of sedimentary bodies, structural analysis and secondary porosity 
evaluation. 
 
Chapter 4, The logs are examples of tools. 
 
Chapter 5, Final conclusions and recommendations of the work. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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INGENIERÍA PETROLERA    1 
 
CONTENIDO. 
 
Objetivo .......................................................................................................................... 3 
Introducciön ................................................................................................................... 4 
 
CAPÍTULO 1. Herramienta Ultrasonica de Imágenes en agujero entubado 
(USI) ................................................................................................................................. 6 
1.1 Objetivo ............................................................................................................... 7 
1.2 Configuracion del sistema ................................................................................... 9 
1.3 Principios Fisicos............................................................................................... 12 
1.4 Combinabilidad. ................................................................................................ 22 
1.5 Presentacion del registro ................................................................................... 23 
1.6 Ventajas-Desventajas ....................................................................................... 25 
 
 
CAPÍTULO 2. Herramienta Sonica Dipolar de Imágenes (DSI) ................................. 27 
2.1 Objetivo ............................................................................................................. 28 
2.2 Configuracion del Sistema. ............................................................................... 30 
2.3 Principios Fisicos............................................................................................... 34 
2.4 Combinabilidad ................................................................................................. 47 
2.5 Presentacion del Registro ................................................................................. 48 
2.6 Ventajas-Desventajas ....................................................................................... 63 
 
CAPÍTULO 3. Herramienta Microresistiva de Imágenes (FMI) .................................. 66 
3.1 Objetivo ............................................................................................................. 67 
3.2 Configuracion del Sistema. ............................................................................... 68 
3.3 Principios Fisicos............................................................................................... 75 
3.4 Combinabilidad ................................................................................................. 84 
 
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INGENIERÍA PETROLERA   2 
 
 
3.5 Presentacion del Registro ................................................................................. 85 
3.6 Ventajas-Desventajas ....................................................................................... 87 
 
CAPÍTULO 4. Ejemplos de aplicación ........................................................................ 89 
 
CAPÍTULO 5. Conclusiones y Recomendaciones ................................................... 108 
 
ANEXOS ...................................................................................................................... 112 
BIBLIOGRAFIA ........................................................................................................... 115 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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OBJETIVO. 
 
 
El objetivo principal de este trabajo es la recopilación, integración y análisis de 
información contenida en diversas fuentes, para conocer las funciones y 
características de las herramientas: Ultrasónica de Imágenes en agujero entubado 
(USI), Sónica Dipolar de Imágenes (DSI), y Microresistivade Imágenes (FMI). Así 
como las ventajas que se pueden encontrar en su aplicación actual ya que el 
empleo de registros de imágenes es sumamente amplio y de uso cotidiano en la 
industria petrolera. 
 
Otra finalidad es que por medio de los diversos ejemplos de aplicación se analicen 
características, aplicaciones y principio de medición para llevar a cabo la 
interpretación de los registros y entender los resultados que se obtienen con cada 
registro procesado. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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INTRODUCCION. 
 
Los registros tienen su origen en el año 1927 cuando los hermanos Schlumberger 
toman el primer registro eléctrico. En la década de 1930s, se realizó la 
combinación de las mediciones de SP, Normal corta, Normal larga y Lateral. Se 
toman muestras de núcleos. 
 
En los 1940s, se realizaron mediciones de rayos gama-neutrón, echados con 3 
brazos así como SP, mediciones eléctricas, y de inducción. En los 1950s se llevó 
a cabo la introducción de las herramientas microlog, lateral, y pruebas de 
formación. En 1960s, se introdujo la herramienta de densidad de formación. En 
1970, se utilizaron los equipos de neutrón de doble espaciamiento, echados 
continuos, sistemas superficiales computarizados, propagación electromagnética y 
pruebas repetidas. 
 
Posteriormente en los 1980s, se hacen mediciones con herramientas de imágenes 
resistivas y sónicas avanzadas y en los 1990s se introduce las herramientas de 
imágenes de inducción, lateral azimutal, ultra sónicas, porosidad y resonancia 
magnética. 
 
Cabe mencionar que los primeros registros eran de tipo eléctrico. En la actualidad 
para el estudio de estos se requiere de otras disciplinas como: Electricidad, 
Acústica, Geología, Geofísica y Perforación. 
 
 
 
 
 
 
 
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Los avances recientes han usado en forma amplia la computación para 
incrementar la densidad de datos grabados y así poder crear imágenes de agujero 
y propiedades de la formación. Al mismo tiempo, estas herramientas se han vuelto 
más confiables. Los sistemas de superficie se han vuelto más sofisticados y fáciles 
en su operación. 
 
Es por esto que los registros geofísicos de imágenes son de suma importancia en 
el ámbito petrolero ya que por medio de ellos podemos obtener resultados más 
precisos y confiables que nos ayudan a una evaluación más detallada de la 
formación. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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HERRAMENTA DE REGISTRO ULTRASONICO (USI). 
 
1.1 OBJETIVO. 
 
El objetivo de esta herramienta es evaluar directamente la impedancia acústica 
del medio detrás de la tubería registrando la cementación y precisando el estado 
y distribución del cemento, así como la identificación de zonas que presentan 
adecuados aislamientos hidráulicos. 
 
Proporciona información de las condiciones de la tubería y su grado de corrosión 
con imágenes detalladas del radio interno, espesor y perdida interna, externa. 
 
La herramienta al momento de hacer la evaluación indica la presencia del 
cemento en 360 grados alrededor de la tubería y lo más importante su calidad. Así 
como también la identificación de partículas sólidas en el espacio anular (arenas, 
lodo). 
 
Esta herramienta identifica en tiempo real las canalizaciones en el cemento 
así como su orientación en el pozo y no es afectado por el efecto de microanillo. 
 
La herramienta de USI estima evaluando la corrosión interna, externa, así como 
la localización e identificación de intervalos perforados, además estima el 
causado durante los diferentes viajes en el proceso de perforación, pesca, etc. 
 
 
 
 
 
 
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Esta herramienta consta de un transductor giratorio desmontable que actúa como 
transmisor-receptor, lo cual es una gran ventaja. Incorpora un medidor para 
determinar las propiedades del fluido de fondo y es programable para optimizar la 
eficiencia y resolución de los resultados. 
 
 
 La herramienta opera en dos modos. 
 
 
 Modo cemento: Este registra información tanto de corrosión como de 
cemento. 
 
 Modo corrosión: Las señales que registran solo proporcionan información 
de la corrosión. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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1.2 CONFIGURACION DEL SISTEMA. 
 
 
Fig. 1. Configuración del sistema USI. 
 
 
 
 
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Longitud (sonda y Cartucho solo) 248 in. [6.3 m] 
Diámetro 3.375 a 11.2 pulgs 
Peso 
Sonda 
Cartucho 
 
188 a 210 lb 
153 lb 
Máxima Temperatura 350°F [175°C] 
Máxima Presión 20,000 psi 
Máximo peso del Lodo 
Lodo Base Agua 
Lodo Base Aceite 
 
16 lbm/gal 
11.6 lbm/gal 
Velocidad de Registro Recomendada 400 a 3200 ft/hr 
Impedancia Acústica 
Rango Resolución 
 
0 a 10 MRayl 
0.2 MRayl 
Diámetro Interno de la Tubería 
Rango 
Resolución 
 
4.0 a 15.375 pulgs 
0.002 pulgs 
Espesor de la Tubería 
Rango 
Resolución 
 
0.18 to 0.59 pulgs 
0.002 pulgs 
Muestreo Azimutal y Vertical 10°/ 6 pulgs – 5°/0.6 pulgs 
 
Tabla 1. Características de la sonda. 
 
 
La herramienta usa un sensor giratorio desmontable que opera como 
transmisor – receptor, la distancia a la tubería se controla y optimiza con el 
transductor como se indica en la tabla 2, figura 2. 
 
 
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Fig.2. Tamaño de los transductores 
 
 
MONTAJE 
DIAMETRO EXTERIOR 
RANGO DE TUBERIA 
lg5 pu lg2
13 pu lg2
152
14 pu 
lg7 pu lg2
14 pu lg8
578
55 pu 
lg8
59 pu lg2
16 pu lg8
578
58 pu 
lg4
310 pu lg2
18 pu lg4
3114
310 pu 
lg8
313 pu lg11 pu lg8
313 pu 
 
Tabla 2. Diámetro de los transductores. 
 
 
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1.3 PRINCIPIOS FISICOS. 
 
La herramienta acústica emite impulsos ultrasónicos de alta frecuencia que 
provocan una resonancia en la tubería, (figura 3), las señales se registran en la 
herramienta, la información se envía a superficie y procesa en tiempo real para 
obtener una imagen de alta resolución del cemento y corrosión. 
 
 
 
 
 
 
Fig. 3. Trayecto de la señal acústica a través del lodo, tubería y cemento. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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PRINCIPIO. 
 
El transductor emite pulsos ultrasónicos de alta frecuencia para hacer resonar a la 
tubería en función de su espesor. La mayor parte de la energía se refleja a la 
interface lodo-tubería. La energía transmitida se dispersa hacia atrás y adelante en 
la tubería. En cada interface la energía se transmite de regreso al sensor a través 
del lodo; el transductor registra estas resonancias. 
 
GENERACION DE LA ONDA. 
 
Cuando el pulso choca con la pared de la tubería, la energía es transferida dentro 
de la tubería y parte es reflejada de vuelta. Cuando la tubería resuena, la energía 
es transmitida al cemento, y parte se regresa al lodo recibida por el sensor. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Fig.4. Comportamiento de la onda a través de la tubería-cemento. 
 
 
 
 
 
 
 
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Z = DENSIDAD x VELOCIDAD ACUSTICA 
Donde Z es la impedancia acústica. 
 
 
Fig.5. Impedancia acústica en el medio. 
 
La herramienta hace las siguientes mediciones: 
 
1. Impedancia Acústica: Se presenta e interpreta como imagende 
impedancia para la calidad y distribución del cemento alrededor de 
la tubería. 
2. Espesor: Se presenta como imagen del espesor de la tubería e 
indica la imagen de pérdida del material externo. 
3. Tiempo de tránsito: Representa la imagen del diámetro interno de la 
tubería y se usa como imagen de la pérdida del material interno. 
4. Amplitud del eco principal: Se presenta como imagen de la amplitud 
y proporciona la condición interna de la tubería. Cualquier daño en la 
misma dispersará la señal, ocasionando una disminución en la 
amplitud del eco principal. Esto se ve como áreas oscuras en la 
imagen de amplitud. 
 
 
 
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Fig. 6. Comportamiento de la onda a través del medio. 
 
 
SEÑAL EN FUNCION DEL TIEMPO. 
 
El tiempo de tránsito medido proporciona el radio interno; se requiere conocer la 
velocidad del fluido dentro de la tubería, el cual se mide en el pozo durante la 
medición del fluido y se usa como entrada en la cadena de procesamiento para 
calcular el diámetro interno. 
 
La amplitud del eco principal se graba para generar una imagen. Cualquier daño 
en el interior de la tubería ocasiona un efecto de dispersión en la señal reflejada y 
disminuye la amplitud del eco principal, en tal forma que la imagen de amplitud 
es un excelente indicador cualitativo de las condiciones internas de la tubería. 
 
 
 
 
 
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Fig.7.Descripción de la onda acústica. 
 
 
 
La herramienta incorpora un medidor para determinar las propiedades del fluido de 
fondo y es programable para optimizar la eficiencia y resolución en los resultados. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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MEDIDOR DE FONDO. 
 
La herramienta mide la velocidad e impedancia acústica en el fondo de la tubería. 
La velocidad del fluido se usa para determinar el radio interno de la tubería. La 
impedancia acústica del fluido se considera como dato de entrada en el 
procesamiento de la señal, la cual determina con precisión la impedancia del 
cemento. 
 
El transductor tiene las posiciones que se indican en la figura 8. 
 
*Propiedades del fluido. 
 
* Propiedades del registro. 
 
 
 
Fig. 8. Posición del medidor de fondo (propiedades del fluido y de registro. 
 
 
 
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En la posición propiedades del fluido el transductor se encuentra enfrente de una 
placa objetivo sumergido en el fluido y las formas de onda registradas son 
procesadas para medir la velocidad de la señal e impedancia del fluido dentro de 
la tubería. 
 
En la posición de registro el transductor es girado para dirigirlo hacia la tubería 
para efectuar la corrida del registro. Las propiedades del fluido son medidas 
cuando se baja la herramienta al fondo. En la operación de registro el sistema 
utiliza las propiedades del fluido previamente medidas para el procesamiento en 
tiempo real. 
 
 
MODOS DE REGISTRO Y OPERACIÓN. 
 
La herramienta opera en dos modos: 
 
Modo cemento: Se registra información tanto de corrosión como de cemento. 
 
Modo corrosión: Señales de alta resolución que se registran solo proporcionan 
información de la corrosión. 
 
El rango de muestreo es variable y se controla desde superficie optimizando los 
resultados y eficiencia del trabajo, como se indica a continuación: 
 
 
 
 
 
 
 
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MODOS DE CEMENTACION. 
 
MODOS (+) MUESTREO 
VELOCIDAD DEL 
REGISTRO 
Cementación 1 y 2 10° 1.5 pulgs. 1600 pies/hora. 
Cementación 3 y 4 5° 6.0 pulgs. 3200 pies/hora. 
Cementación 5 y 6 5° 1.5 pulgs. 800 pies/hora. 
 
Tabla 3.Transductor en modo de cementación. 
 
 
 
MODOS DE CORROSION. 
 
MODOS (+) MUESTREO. 
VELOCIDAD DEL 
REGISTRO. 
Cementación 1 y 2 10⁰ 0.6 pg. 900 pies/hora 
Cementación 3 y 4 5⁰ 0.6 pg. 900 pies/hora 
Cementación 5 y 6 3.3⁰ 0.4 pg. 900 pies/hora 
 
Tabla 4. Transductor en modo corrosión. 
 
(+). Los modos 1, 3 y 5 corresponden a transductores de alta frecuencia y los 
modelos 2, 4 y 6 corresponden a transductores de baja frecuencia. 
 
 
 
 
 
 
 
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PROCESAMIENTO DE LA SEÑAL 
 
El algoritmo para el procesamiento de la señal proveniente de la herramienta, 
opera básicamente en un rango confiable de frecuencia, usando la técnica 
denominada retraso de grupo, para calcular la impedancia acústica del conjunto 
cemento-espesor de la tubería. 
 
El retraso de grupo, es la derivada del espectro de fase con respecto a la 
frecuencia angular. El radio interno se calcula a partir del tiempo de transito 
medido; a continuación se presentan las ventajas que tiene el procesamiento: 
 
Se hace en tiempo real en el pozo, debido a las razones listadas abajo, se obtiene 
una medición precisa de la impedancia acústica, el espesor y el diámetro interno. 
(I.D). 
 
• La medición de la impedancia acústica no se afecta por los cambios del 
espesor de la tubería. 
• Se reduce la sensibilidad a los cambios espectrales restando la señal de 
normalización de la señal de procesamiento. 
• Se reduce la sensibilidad de las reflexiones al operar con la parte inicial de 
la onda acústica. 
• El procesamiento se basa en un modelo no sensible a las técnicas de 
“normalización”. 
• El modo fundamental de resonancia analiza una relación señal ruido mayor, 
especialmente en lodos pesados la señal es menos sensible al perfil y 
rugosidad de la tubería. 
 
 
 
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1.4 COMBINABILIDAD. 
 
 
La herramienta USI puede ser combinada con diversas herramientas como son: 
 
 Rayos Gama. 
 
 Inclinometro. 
 
 Detector de coples. 
 
 Herramienta Sónico- densidad variable. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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1.5 PRESENTACION DEL REGISTRO. 
 
 
 
 
Fig. 9. Presentación del registro procesado USI. 
 
 
 
 
 
 
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En la figura 9 se presenta el registro procesado USI. 
 
Carril 1 
 
Rayos gama (API) 
Detector de Coples 
 
Carril 2. 
Radio interno y externo de la tubería. 
 
Carril 3. 
Impedancia acústica. 
 
Carril 4. 
Impedancia del cemento (MRay) 
 
Carril 5. 
Verde- Presencia de microanillos. 
Azul- Contenido de líquidos. 
Rojo- Gas o microanillo vacio. 
Amarillo- Cemento. 
 
Carril 6. 
Mapa de cementación en función de la impedancia. (Imagen de adherencia del 
cemento). 
 
 
 
 
 
 
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1.6 VENTAJAS Y DESVENTAJAS. 
 
Entre las múltiples ventajas que ofrece la herramienta USI están las siguientes: 
 
 Presentación en forma grafica a colores los resultados de la cementación y 
corrosión. 
 
 Medición de las propiedades de los fluidos en el fondo del pozo. 
 
 Mejor operación – funcionamiento en lodos pesados. 
 
 Información para seleccionar la calidad de la cementación. 
 
 Identificación de canalizaciones. 
 
 Resultados inmediatos en el pozo. 
 
 Determinación de impedancias acústicas de acuerdo al espesor de la 
tubería. 
 
 Determinación del espesor de la tubería. 
 
 Operación en forma satisfactoria de la herramienta en pozos desviados. 
 
 Poco afectada por presencia de micro anillos con líquidos y gas. 
 
 Identificación del espesor de la corrosión en tuberías. 
 
 Resolución radial; cobertura acimutal de la tubería. 
 
 
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 Resolución vertical de 3 pies. 
 
 Poco afectada en formaciones rápidas. 
 
 
DESVENTAJAS 
 
 
 Longitud de la herramienta de 8.7 pies. 
 
 Diámetro de la herramienta 3 3/8pulgada sin transductor. 
 
 Peso de la herramienta 377.6 lbs. con transductor de 7 pulgadas. 
 
 Temperatura máxima de operación 360 *F (177 *C). 
 
 Presión máxima de operación 20,000lb/pulg2 (1406 Kg/cm2). 
 
 Atenuación del lodo menor a 12 db/mt. 
 
 Densidad del lodo base agua menor a 1.2 gr/cm3. 
 
 Densidad del lodo base aceite menor a 1.4 gr/cm3. 
 
 No opera la herramienta en tuberías fuera del rango de diámetro de 4 a 13 
3/8 de pulgada. 
 
 
 
 
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. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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HERRAMIENTA DE REGISTRO SONICO DIPOLAR (DSI). 
 
2.1 OBJETIVO. 
 
Adquirir y analizar en formas efectiva las ondas de Cizallamiento Stonley en todo 
tipo de formaciones, operando el sistema DSI en agujero descubierto y entubado.
 
 
La herramienta sónica es clave en la evaluación de pozos con cable (wireline). Se 
utiliza para la evaluación de gas, aceite en formación y sus propiedades 
mecánicas para el diseño, evaluación de terminación de pozos 
 
La medición de ondas de corte se efectúa en formaciones suaves y duras, lo 
cual se logra a través del sistema sónico dipolar de imágenes (DSI), se incorpora 
un sistema de transmisión dipolar, que mide las ondas de corte en cualquier 
formación. 
 
La herramienta sónica monopolar estaba limitada por las condiciones ambientales 
del pozo. De tal manera que la combinación monopolar-dipolar facilita el análisis 
de las ondas compresionales para el análisis correspondiente. 
 
Este sistema analiza las propiedades mecánicas y con ello se puede utilizar 
para predecir, donde, y porque una falla mecánica puede ocurrir en la formación. 
El análisis se usan para obtener información cuantitativa de las propiedades 
elásticas de la formación, estas propiedades son críticas para determinar la fuerza 
de las rocas y estimar la magnitud del esfuerzo dentro de la misma. Los datos de 
la onda Stonley se usan con frecuencia para mejorar la calidad de los datos 
obtenidos de las compresionales y Cizallamiento. 
 
 
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INGENIERÍA PETROLERA   29 
 
La herramienta DSI esta constituida por un cartucho de telemetría, además de 
que es combinable con las herramientas de neutrón, rayos gama, y litodensidad 
para tener un mejor análisis de la formación. Además la herramienta tiene seis 
modos de operación, los cuales pueden ser utilizados individualmente o en 
combinación. 
 
 
Todas estas características son importantes en la herramienta DSI para que tenga 
una buena operación y adquiera, analice mejor las ondas acústicas medidas. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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INGENIERÍA PETROLERA   30 
 
2.2 CONFIGURACION DEL SISTEMA. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 10. Configuración de la herramienta DSI. 
 
 
 
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INGENIERÍA PETROLERA   31 
 
En la figura 10, se presenta la configuración de la herramienta DSI, la cual está 
constituida por cartucho de telemetría adquisición de datos, la sonda está 
conformada por un sistema de transmisores monopolar-dipolar, el de recepción 
por un grupo de 8 sensores. 
 
 
SPAC – Cartucho de adquisición. 
 
Contiene los circuitos digitales necesarios para controlar automáticamente la 
ganancia de las señales, almacenamiento y transmisión de las formas de onda. Un 
microprocesador en el SPAC controla estas operaciones. Digitaliza 8 diferentes 
formas de onda simultáneamente. Los umbrales de los detectores están también 
presentes para grabar los tiempos en los que se cruza por los umbrales. Estos son 
para la detección del primer-movimiento compresional. 
 
SMDR – Arreglo de receptores sónicos. 
 
La sonda contiene 8 receptores con una separación 6 pulgadas cada uno. Cada 
estación contiene dos pares de hidrófonos; uno orientado en línea con el dipolo 
superior (arreglo ODD) y el otro en línea con el dipolo inferior (arreglo EVEN). Las 
salidas de cada par se diferencian en el dipolo correspondiente y se suman a las 
del monopolar. Filtros de selección y amplificadores también se encuentran en el 
SMDR (figura 11). 
 
 
 
 
 
 
 
 
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INGENIERÍA PETROLERA   32 
 
 
 
 
 
 
Figura 11. Arreglo de receptores sónicos. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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INGENIERÍA PETROLERA   33 
 
SMDX – Transmisor monopolar-dipolar. 
 
Esta sección contiene tres transmisores; primeramente presenta un transductor 
monopolar de cerámica ominidireccional y dos transductores electrodinámicos 
unidireccionales dipolares perpendiculares entre si. Un pulso de alta frecuencia 
controla el transductor monopolar para la generación de la onda Stoneley y la 
generación de pulsos de alta frecuencia controlan las ondas compresional 
cizallamiento. A baja frecuencia los pulsos manejan cada uno de los transductores 
dipolares para la generación de ondas de cizallamiento. 
 
Unión aislante. 
 
Esta unión es un filtro mecánico que mantiene las señales de los transmisores 
viajando de acuerdo al movimiento de la herramienta durante su operación. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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INGENIERÍA PETROLERA   34 
 
2.3 PRINCIPIOS FISICOS. 
 
Propagación del sonido en las rocas 
 
Esta herramienta mide el tiempo que tarda una onda acústica en viajar a través del 
medio a este tiempo se le llama tiempo de tránsito, una onda acústica se puede 
definir como la expansión y contracción del aire de acuerdo a la generación de su 
energía. 
Las ondas sónicas que se transmiten en las rocas pertenecen a dos tipos: 
compresionales y transversales. 
 
Las primeras tal como su nombre lo indica corresponden a compresiones y 
expansiones de la roca y se originan por ejemplo, cuando una roca es comprimida 
en forma instantánea, tal como sucede cuando se le golpea con un martillo (figura 
12). El movimiento de estas ondas es perceptible por las vibraciones de las 
partículas que ocurren en la misma dirección de transmisión de la onda. 
 
Las ondas transversales, por otra parte ocurren cuando la columna de roca (figura 
12) es golpeada en uno de sus lados. Aquí las vibraciones de las partículas de 
ésta se producen en la dirección de propagación de la onda. Se acostumbra a 
referirse a las ondas compresionales y transversales como ondas P y S 
respectivamente. 
 
 
 
 
 
 
 
 
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INGENIERÍA PETROLERA   35 
 
 
 
Figura 12. Generación de ondas acústicas. 
 
 
La velocidad a la cual se propagan éstas ondas, está directamente relacionada a 
las propiedades mecánicas de la roca tales como su rigidez y compresibilidad. Las 
ondas transversales están afectadas principalmente por la primera propiedad, 
mientras que las compresiones están afectadas por ambas. En rocas saturadas 
con fluidos, esas propiedades dependen de la cantidad y el tipo de fluido presente, 
el tipo de granos de la roca y el grado de cementación de los mismos. Las rocas 
pobremente consolidadas son generalmente menos rígidas y más compresibles 
que las rocas duras. Como resultado de esto, las ondas sónicas viajan más 
lentamente en las rocas suaves que en las duras, así como para los fluidos no 
hay suficiente rigidez para permitir la transmisión de ondas transversales a través 
de ellos. 
 
 
 
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INGENIERÍA PETROLERA   36 
 
 
Son muchas las aplicaciones en las cuales se involucran las velocidades sónicas y 
las propiedades mecánicas de las rocas. Además de su uso clásico en la 
determinación de la porosidad, las velocidades contienen información respecto al 
contenido de fluidos yde la litología, estas son de particular ayuda en la 
interpretación de estudios sísmicos de superficie de pozo. 
 
En formaciones rápidas en las que el retraso transversal es menor que el retraso 
compresional del lodo (típicamente del orden de 180 a 200 μs/pie), a lo largo de 
las paredes del pozo se propagan tanto las ondas compresionales como las 
transversales, que al hacerlo pierden energía que regresa al agujero como frentes 
de onda que son detectables. 
 
Sin embargo tal y como lo predice la ley de Snell, en formaciones lentas 
(formaciones en las que el retraso transversal es mayor que el retraso del lodo) la 
onda transversal transmitida en la formación viaja alejándose de las paredes del 
pozo y en estas condiciones la onda frontal transversal es solo marginalmente 
detectable o puede estar ausente. Como resultado de esto el registro transversal 
no es continuo cuando hay formaciones suaves. A bajas frecuencias (tal vez 
algunos kilohertz) en las que típicamentente las longitudes de onda en el lodo son 
mayores que el tamaño del agujero, las señales monopolares están dominadas 
por la onda Stoneley que es un modo de onda dispersiva del agujero. 
 
A frecuencias extremadamente bajas, el retraso de este modo se aproxima a la 
onda tubular, mientras que a frecuencias altas se aproxima a las ondas Scholte 
(interfase plana). Para todas las frecuencias el retraso Stoneley se determina 
predominantemente por el lodo y en un menor grado por el retraso compresional y 
transversal de la formación así como su permeabilidad y algunos otros factores. 
 
 
 
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INGENIERÍA PETROLERA   37 
 
 
Modos de Operación. 
 
La herramienta DSI tiene seis modos de operación los cuales pueden ser 
utilizados individualmente o en combinación para la adquisición del tren de ondas 
requeridas, siendo estos los siguientes: 
 
Dipolo Inferior. 
 
Mide el tiempo de tránsito de la onda de cizallamiento a partir de la energía del 
transmisor dipolar inferior. 
 
La fuente del dipolo puede ser excitada ya sea por la frecuencia alta o estándar. 
Esto depende del diámetro del agujero y de la lentitud esperada en la formación. 
En general, la opción a baja frecuencia se debe de utilizar cuando los agujeros son 
grandes (mayores a 15 pulgadas) en formaciones lentas. En algunos casos es 
necesario efectuar dos pasadas, una con frecuencia normal y otra con baja 
frecuencia. 
 
La decisión de la fuente transmisora que se debe de usar depende de la relación 
señal a ruido, la coherencia y los niveles de energía durante el registro. 
 
Dipolo Superior. 
 
Mide el tiempo de tránsito de la onda de cizallamiento a partir del transmisor 
dipolar superior. 
 
 
 
 
 
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INGENIERÍA PETROLERA   38 
 
 
Dipolo Cruzado. 
 
Mide la energía en forma alterna de los transmisores dipolares superior e inferior, 
permitiendo la adquisición de la información en forma polarizada ortogonalmente 
para estudios de anisotropía. 
 
Stoneley. 
 
Mide el tiempo de tránsito a baja frecuencia de la onda Stoneley, generada por el 
transmisor monopolar. 
 
Compresional-Cizallamiento. 
 
Mide el tiempo de tránsito de las ondas compresional y cizallamiento en 
formaciones compactas. El transmisor monopolar opera con un pulso de alta 
frecuencia, reproduciendo las condiciones similares a las obtenidas con las 
herramientas sónicas convencionales. 
 
Primer Movimiento. 
 
Mide el tiempo de tránsito de la onda compresional a partir de la señal producida 
por el transmisor monopolar a alta frecuencia. Esto representa una manera rápida 
de medir los cruces individuales de cero en la onda. 
 
 
 
 
 
 
 
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INGENIERÍA PETROLERA   39 
 
 
SISTEMA SONICO MONOPOLAR. 
 
En este sistema se crea una fuente de presión omnidireccional en el fluido del 
pozo, se emplea un transmisor de presión no direccional. Esta onda se propaga 
uniformemente alrededor del agujero hacia la formación, cuando este pulso entra 
a una formación rápida, produce una pequeña deformación alrededor del pozo 
como se muestra de manera exagerada en la figura 13. Esta a su vez produce 
formas de ondas compresionales y transversales tal como se muestra en la 
figura 14. A medida que estas ondas viajan pozo arriba, crean ondas frontales en 
el fluido del mismo, de manera semejante a las que produce una lancha de motor 
a medida que se desplaza sobre el agua. Estas ondas frontales, y no las 
compresionales o transversales de la formación, son las que detectan los 
receptores y se denominan cabeza de onda. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fig. 13. Generación de onda omnidireccional. 
 
 
ONDA 
COMPRESIONAL
ONDA 
TRANSVERSAL
TRANSMISOR
OMNIDIRECCIONAL
AGUJERO
FORMACIÓN
ONDAS FRONTALES
ONDA DEL
FLUÍDO
ONDA 
COMPRESIONAL
ONDA 
TRANSVERSAL
TRANSMISOR
OMNIDIRECCIONAL
AGUJERO
FORMACIÓN
ONDAS FRONTALES
ONDA DEL
FLUÍDO
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INGENIERÍA PETROLERA   40 
 
 
 
 
 
Fig. 14. Comportamiento de ondas en el medio. 
 
 
En la pared del pozo, la energía de la onda compresional es continuamente 
convertida por el efecto de la presión del fluido y el movimiento en la formación de 
la onda de corte, en forma de onda cónica. Estas ondas compresionales (en la 
formación) están en forma tangencial a la formación y las ondas de cizallamiento 
se propagan radialmente hacia afuera en el fluido; estas cabezas de onda se 
asocian con la formación como ondas compresionales y de corte generadas. 
 
Estas cabezas de onda se crean cuando las ondas en la formación se propagan 
hacia arriba del agujero viajando más rápido que las ondas creadas en el fluido. 
Las ondas compresionales en la formación son siempre más rápidas que las del 
fluido, pero este no es el caso para las ondas de cizallamiento. 
 
 
 
 
 
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INGENIERÍA PETROLERA   41 
 
En formaciones lentas, pobremente consolidadas la velocidad transversal (o el 
retraso el cual es igual a la inversa de la velocidad y que corresponde al tiempo de 
tránsito ∆t) es a menudo menor que la velocidad de las ondas en el fluido y por lo 
tanto no se producen ondas frontales. Así a medida que el avance de las ondas en 
el fluido se crea las ondas transversales en la formación tienden a propagarse 
pozo arriba y hacia la formación. En la pared del pozo viajan a lo largo 
conjuntamente con las ondas del fluido y por lo tanto no se producen ondas 
frontales (figura 15) en formaciones lentas, la onda transversal no está presente 
en la forma de onda en los receptores, por lo tanto no puede efectuarse la 
medición del retraso transversal (figura 16). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fig. 15. Generación de onda omnidireccional en un medio poco consolidado. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
AGUJERO FORMACIÓN
ONDA
COMPRESIONAL
ONDA
TRANSVERSAL
ONDAS 
FRONTALES
ONDAS DEL
FLUÍDO
TRANSMISOR
OMINIDIRECCIONAL
AGUJERO FORMACIÓN
ONDA
COMPRESIONAL
ONDA
TRANSVERSAL
ONDAS 
FRONTALES
ONDAS DEL
FLUÍDO
TRANSMISOR
OMINIDIRECCIONAL
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INGENIERÍA PETROLERA   42 
 
 
Fig. 16. Comportamiento de ondas en un medio poco consolidado. 
 
 
El sistema monopolar trabaja de la manera siguiente: 
 
 
 La onda compresional en la formación viaja a lo largo del agujero, seguido 
de la onda de cabeza refractada en el líquido, así como de la onda 
correspondiente refractada en el sólido (onda de cizallamiento alterada). 
 
 Los modos inferiores en el fluido del agujero están presentes, generando 
una onda de cizallamiento alterada en la formación como cabeza de onda 
en el fluido. 
 
 Una diferencia impresionante entre las formaciones rápidas y lentas se 
presenta en la onda de cizallamiento, no aparece como onda de 
cizallamiento o de cabeza. Esta onda ha sido generada en forma radial 
fuera del agujero. 
 
 
 
 
REGISTROS USI, DSI, FMI.INGENIERÍA PETROLERA   43 
 
SISTEMA SONICO DIPOLAR. 
 
En este sistema la onda se dispara hacia delante y hacia tras (en forma 
sincronizada), con los dipolos se generan 4 disparos y con estos se obtienen 32 
mediciones por la combinación con los 8 receptores. a diferencia del sistema 
monopolar en el que se obtienen 8 mediciones del tiempo de tránsito 
compresional, con el dipolar se obtienen 32 mediciones de las ondas 
compresionales y 32 de ondas de corte. 
 
 
Esta herramienta usa una fuente direccional y un sistema de receptores. La fuente 
dipolar se comporta mucho mejor que un pistón, creando un aumento de la 
presión a un lado del agujero y una disminución del otro lado. Esto causa una 
deflexión pequeña en la pared del agujero la cual genera las ondas de compresión 
y cizallamiento en la formación. La fuente opera a frecuencias menores de 4 KHz, 
en donde la generación de estas ondas es en forma óptima. 
 
 
 
Fig. 17. Onda generada por un dipolo. 
 
 
 
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INGENIERÍA PETROLERA   44 
 
Las ondas compresional y de cizallamiento se radian directamente en la 
formación. 
 
Sin embargo hay una onda adicional generada en la propagación denominada de 
cizallamiento flexural. 
 
En formaciones lentas la onda de cizallamiento flexural es de duración corta y 
concentrada a bajas frecuencias. En forma adicional esta onda a frecuencias altas 
tiene la llegada de la onda de compresión. Por ejemplo en formaciones lentas se 
presenta una onda de deflexión, la cual es más lenta que la considerada. 
 
En formaciones lentas la onda compresional y de cizallamiento entran a la 
formación mediante una onda adicional de cizallamiento flexural, esta crea un 
disturbio en la presión del fluido en el pozo, esta variación es la que llega a los 
detectores. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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INGENIERÍA PETROLERA   45 
 
 
 
Fig.18. Comportamiento de ondas en una zona lenta. 
 
La onda flexural respecto a la de cizallamiento en una formación lenta es de: 
 
-Corta duración. 
 
-Con menor frecuencia. 
 
 
 
 
 
 
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En formaciones rápidas la onda flexural respecto a la de cizallamiento es de: 
 
-Larga duración. 
 
-Muy dispersa. 
 
 
 
 
Fig. 19. Ondas en formación rápida. 
 
 
 
 
 
 
 
 
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INGENIERÍA PETROLERA   47 
 
2.4 COMBINABILIDAD. 
 
 
Esta herramienta es combinable con: 
 
 Herramienta de neutrón compensado. 
 
 Rayos gama. 
 
 Litodensidad. 
 
 Microbarrenador de formación. 
 
 Espectroscopia de rayos gama naturales. 
 
 Inducción fasorial. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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2.5 PRESENTACION DEL REGISTRO. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fig. 20. Presentación del registro Sónico Dipolar DSI. 
 
 
En la figura 20 se presenta el registro sónico de imágenes DSI. 
 
 
Carril I. Determinación de la relación de Poisson. 
 Rayos Gama (API). 
 Calibrador (pulgs). 
 
Carril II. Profundidad del pozo (pies). 
 
 
 
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Carril. III Tiempo de tránsito de una onda compresional (µseg/pie). 
 Tiempo de tránsito de una onda de Cizallamiento (µseg/pie). 
 Curva de control de calidad de coherencia. 
 
Carril IV. Tiempo de decaimiento. 
 
 
APLICACIONES 
 
Las diversas aplicaciones para las mediciones del DSI, además de los usos 
tradicionales para los datos compresionales incluyen lo siguiente: 
 
 Análisis de las propiedades mecánicas. 
Aplicaciones que incluyen la estabilidad en la perforación o análisis de 
arenas, determinación mayor del fracturamiento hidráulico y estabilidad del 
pozo. 
 
 Evaluación de la formación. 
Aplicaciones que incluyen la detección del gas en fracturas naturales y la 
evaluación e indicadores de la permeabilidad. 
 
 Interpretación geofísica. 
Aplicaciones que incluyen sismogramas sintéticos, perfil sísmico vertical 
(VSP) y calibración de la entrada de amplitud en función del análisis de 
compensación offset (AVO). 
 
 
 
 
 
 
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ANALISIS DE PROPIEDADES MECANICAS. 
 
En las aplicaciones de las propiedades mecánicas es importante tres conceptos: 
consistencia de la roca, esfuerzo de la roca y quebrantes mecánica de la roca. Las 
mediciones efectuadas con el sistema DSI se usan para obtener información 
cuantitativa a partir de un modulo elástico dinámico. Estos módulos son críticos 
para determinar tanto el esfuerzo de la roca y la magnitud interna de los esfuerzos 
sobre la misma. Algunas rocas difieren de los módulos considerados cuando se 
evalúan las características mecánicas de las rocas. 
 
La tabla 5, enlista algunos de los módulos elásticos dinámicos que se calculan 
directamente de las velocidades de las ondas compresionales y de cizallamiento, 
así como de la densidad de la formación en cuestión. 
 
Módulos elásticos adicionales se calculan a partir de los datos de entrada en una 
evaluación petrofísica. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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 
 
 
Poisson 
 
allongitudinEsfuerzo
lateralEsfuerzo
_
_
 
 
  1
12
1
2
2


DTC
DTS
DTC
DTS
 
 
G 
 
Modulo de 
Corte 
 
cortedeEsfuerzo
Tensión
__
 
a
DTS
t

2

 
E Modulo de 
Young normalEsfuerzo
uniaxialTensión
_
_
  VG 12 
 
bK 
 
Modulo de Bulk ovolumétricEsfuerzo
cahidrostátiesión
_
_Pr
 a
DTSDTC
b 




 
22 3
41
 
 
bC 
 
Compresibilidad 
(con porosidad) 
cahidrostátiesión
avolumétricnDeformació
_Pr
_
Kb
1
 
Nota: coeficiente 101034.1 a si b en 3cm
g y DT en .ft
s 
 
Tabla 5. Módulos elasticos dinámicos calculados de la medición de las ondas 
compresionales y de cizallamiento. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Fig. 21. Modelo para determinar las propiedades mecánicas en una arena 
productora. 
 
ESTABILIDAD DE LA PERFORACION O ANALISIS EN LAS ARENAS. 
 
Una aplicación importante en las propiedades mecanicas es la identificacion de 
zonas que se arenan bajo producción. El contraste entre arenas mas o menos 
competentes es rapidamente identificado y predecido cuantititativamente de la 
medición de la presión que se evaluada y planeada de acuerdo al programa de 
terminación. 
 
Modelos diferentes de comportamientos como el modelo Mohr-Coulomb, así como 
los de Murrell y Griffith, se usan para predecir el comportamiento. Murrell 
considera una aplicación de tres dimensiones o el de Griffith de dos dimensiones, 
ilustrado en la figura 21. 
 
 
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Este considera los dos esfuerzos efectivos triaxiales que actuan sobre una cavidad 
creada por el flujo del fluido a traves de la perforación. 
 
 
DETERMINACION DEL ESPESOR DE UNA FRACTURA HIDRAULICA 
 
La estimación exacta del espesor de una fractura hidráulica es como obtener un 
fracturamiento hidráulico, el tratamiento crítico del diseño en la estimulación de 
fracturamiento. Además de la determinación de la altura del fracturamiento 
hidráulico, la presión de bombeo a lo largo del tratamiento de los volumenes de 
fluido requeridos para lograr los resultados deseados pueden tambien 
determinarse. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Fig. 22. Procesamiento Frachite para terminar el modelo de fracturamiento en un 
pozo. 
 
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El factor mas importante que limita la altura vertical para el desarrollo de las 
fracturas hidraulicas es en el lugar que se presentan las diferencias de los 
esfuerzos. Estas diferencias pueden estimarse de los modulos elasticos dinámicos 
computados a partir de las formas de ondas medidas por el sistemas DSI. 
 
 
Esto combinando con un análisis petrofísico produce una imagen en el lugar de la 
distribución del esfuerzo alrededor de las formaciones saturadas de hidrocarburos. 
Un ejemplo de este tipo se presenta en la figura 22 denominado Frachite. 
 
 
ESTABILIDAD DE POZO 
 
La estabilidad del pozo se direcciona de acuerdo al problema, para determinar 
adecuadamente la presion del lodo usado y la estabilidad del pozo. Si la presión 
del lodo es baja se induce una onda de cizallamiento falsa. Una presión 
sumamente alta induce una fractura hidrálica y una pérdida de circulación. Aun 
con el sistema de seguridad de reducir la presión del lodo, la desviacion del pozo 
puede aumentar. 
 
EVALUACION DE LA FORMACION 
 
En formaciones sedimentarias la formación de una onda acustica depende de 
diversos parametros, la principal es la matriz de la roca y la distribución de la 
porosidad. La aplicación en forma exacta de una onda de cizallamiento en la 
evaluación de una formación es util para determinar estos parámetros. 
 
 
 
 
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DETECCION DE GAS 
 
Existe una teoría que predice que la bubujas de gas en el espacio poroso 
aumentan el decaimiento de la onda compresional pero el efecto sobre la onda de 
cizallamiento es menor. Los efectos aplicados a esta teoría a menudo se basan en 
la tendencia de observaciones empiricas, por ejemplo las mediciones efectuadas a 
un nucleo por Picket en 1963 ( figura 23). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fig. 23. Gráfica para determinar la presencia de gas. 
 
 
Los resultados que Picket obtuvo sugerían relaciones caracteristicas para 
diferentes litologias y una tendencia en arenas limpias mojadas aumenta la lentitud 
de la onda correspondiente. Los puntos obtenidos en la parte inferior de la figura 
23, indican la tendencia de gas. Leslie y Mons demostraron este efecto con datos 
de registro. 
 
 
 
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Fig. 24. Registro combinado para determinar la presencia de gas 
 
 
 
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Fig. 25 Respuesta de las ondas compresionales y de cizallamiento en diferenetes 
litologias y fluidos. 
 
El registro de la figura 24, indica los datos DSI y algunos registros más 
combinados y con ello indican la presencia de gas de 740 a 785 pies. 
 
La arena tiende a mostrarse según Picket por relaciones que van de 1.8 a 1.9, 
siendo indicativo de la presencia de gas por la lentitud de la onda de cizallamiento, 
la relación en la lentitud de las ondas de cizallamiento, compresional (RMSC) esta 
presentada en el carril 1. 
 
 
 
 
 
 
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INDICADORES DE PERMEABILIDAD 
 
La onda Stoneley responde a diversos factores que incluyen la permeabilidad de 
la matriz y la presencia de fracturas abiertas. 
 
Esto puede verse como un pulso de presión guiado en el agujero, el cual crea un 
movimiento del fluido dentro de las zonas de permeabilidad efectiva. Esto causa 
una reducción en el nivel de energia en la onda Stoneley y una disminución en la 
velocidad de la misma. 
 
La permeabilidad también se ve afectada por el tamaño del agujero, formación y 
caracteristicas de la herramienta. Con alta calidad en su detección, estas ondas 
Stoneley medidas por la herramienta DSI en combinacion con un sistema digital 
de registro moderno filtro y tecnicas de procesamiento la energia Stoneley puede 
ser computada y usada para indicar zonas permeables. 
 
En carbonatos, una buena porosidad no es un buen indicador de la permabilidad 
la porosidad debido a los vugulos no conectados infiriendo la porosidad. 
La figura 26, indica dos secciones de registros en agujero descubierto que 
incluyen la energia Stoneley computada y la normalizada en forma diferencial. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Fig. 26. Evaluación de la permebabilidad a partir de un registro combinado, 
analizando la energía de una onda Stoneley. 
 
 
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El pozo indica que en la parte superior se tiene energia Stoneley considerable con 
perdidas en las zonas porosas, indicando la permeabilidad efectiva. La energia 
Stoneley se mantiene alta a través de los poros del pozo en la sección inferior, 
indicando la baja permeabilidad. 
 
Las pruebas durante la peforación de pozos da los resultados en función de las 
ondas Stoneley. 
 
SISMOGRAMAS SINTETICOS DE CIZALLAMIENTO. 
 
Los sismogramas sinteticos se construyeron a partir de los registros sónicos y han 
sido usados para cuantificar las relaciones de tiempo y profundidad en 
sismogramas superficiales. 
 
La figura 27, indica secciones de un sismograma sintetico para ondas 
compresionales y de cizallamiento. Inmediatamente aparece en la presentación 
una mayor cantidad de reflectores en escala en tiempo de la onda de 
cizallamiento. 
 
Si esta escala está comprimida los reflectores se ubicarían a una profundidad con 
el desplazamiento compresional, la gráfica de este geograma de cizallamiento 
tiene una mejor resolución. Por lo tanto, los datos de cizallamiento son mucho 
mejor para observar de cerca la separación de los reflectores. 
 
 
 
 
 
 
 
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Figura 27. Comparación de secciones en un sismograma sintetico (geograma) 
para ondas compresionales y de cizallamiento. 
 
 
 
 
 
 
 
 
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2.6 VENTAJAS Y DESVENTAJAS. 
 
 El registro sónico es útil para correlaciones donde otros registros dan 
resultados deficientes. Algunos tipos de litología son identificadas con 
la lectura (t1). 
 Este registro en combinación con otros registros de porosidad, puede 
ser usado en la evaluación de arenas arcillosas y en la definición de 
litologías complejas en rocas de carbonato. 
 Se pueden hacer aplicaciones sísmicas a través del tiempo de tránsito 
integrado (TTI). 
 Se puede determinar un índice de porosidad secundaria en conjunto 
con los registros Neutrón-Densidad, en carbonatos no compactos, los 
cuales se deben a cavernas, fracturas, etcétera, que en fórmula es: 
 
   2 t sv 
Donde: 
 2 = Porosidad primaria y secundaria que presenta una 
 formación. 
 
 t = Porosidad total obtenida del registro Densidad-Neutrón. 
 
 sv = Porosidad derivada del registro Sónico. 
 
 El registro es operable en agujero descubierto y entubado. 
 Utilizando los datos de (t1) y de profundidad se puede detectar si hay o no 
zonas que representan presiones anormales. 
 
 
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 Sísmica. 
 Propiedades mecánicas (ondas compresionales y transversales). 
 Identificación de fracturas (ondas transversales y Stoneley). 
 Determinación de permeabilidad (Stoneley). 
 Porosidad / litología. 
 Identificación de intervalos con gas. 
 Proporciona características geomecánicas de las rocas (ecuación de Poisson). 
 Provee información sónica usada para estimar la porosidad. 
 Mediante el análisis de las ondas compresionales y cizallamiento, se obtienen 
las propiedades mecánicas de la roca. 
 Medianteel análisis de la onda Stoneley se puede identificar fracturas abiertas. 
 El DSI se utiliza para maximizar la producción del pozo, diseñando programas 
apropiados de estimulación y controlando la producción para evitar el 
arenamiento. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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DESVENTAJAS 
 
*Temperatura: 300°F (150°C). 
*Presión máxima: 20,000 psi. 
*Diámetro mínimo del pozo: 5 1/2 pulg (13.9 cm). 
* Diámetro máximo del pozo: 18 pulg (45.7 cm). 
*Máxima velocidad de operación 1000 pies/hora. 
 
*Salto de ciclo 
Ocurre cuando la amplitud de la onda que hace funcionar el mecanismo de tiempo 
del primer receptor se acentúa a menos del nivel mínimo de energía, no logrando 
cerrar el mecanismo de tiempo en el segundo receptor. 
El mecanismo de tiempo continuara hasta que llegue una onda con amplitud 
mayor que el nivel mínimo de energía y lo cierre; entonces se tiene un salto de 
ciclo que produce en el registro una deflexión muy pronunciada. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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HERRAMIENTA MICRORESISTIVA DE IMÁGENES (FMI). 
 
3.1 OBJETIVO. 
 
El principal objetivo de la herramienta FMI es medir el valor de Rxo (resistividad en 
zona invadida). 
 
Esta herramienta se desarrolla para obtener una cobertura casi total del agujero 
(80% en agujeros de 8 pulgadas); tener una resolución en la imagen de 0.2 
pulgadas en direcciones de la herramienta y combinarse con las herramientas 
Lateral Azimutal (ARI) y el sistema inductivo (AIT). 
 
Es la primera herramienta que utiliza el nuevo Sistema de Telemetría Digital 
(DTS). Provee imágenes de alta calidad de la resistividad de las paredes de 
formación con las siguientes aplicaciones: imágenes de alta resolución, análisis 
estructural, caracterización de cuerpos sedimentarios, secuencia arena/arcilla, 
análisis de capas delgadas, identificación y caracterización de fracturas, 
evaluación de la porosidad secundaria, orientación y substitución de núcleos y 
ayuda para caracterización de reservas. 
 
Una corriente alterna de 16 Khz a través de una fuente de corriente directa, fluye 
en la formación entre un electrodo superior y un inferior (sección de patines). El 
electrodo inferior tiende a formar superficies equipotenciales paralelas a la pared 
del pozo, forzando a la corriente a fluir dentro de la formación en forma enfocada. 
 
 
 
 
 
 
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La respuesta es cualitativa genera imágenes de los cambios de micro 
resistividad en la pared del pozo. La herramienta con una resolución de 0.2 
pulgadas, la capacidad del patín mejora el contacto en pozos desviados u 
horizontales y recibe una señal de alta calidad a través de amplificadores 
sensibles y acoplados a la formación. 
 
 
3.2 CONFIGURACION. 
 
La figura 28 es un esquema representativo de la herramienta FMI en donde se 
muestra los componentes que la constituyen y se describen a continuación: 
 
SECCION DE TELEMETRIA. 
 
Los datos de la formación junto con las medidas auxiliares y de control, se 
transmiten a superficie a través de cable a un promedio de 200 Kbit/seg. 
 
SECCION DE CONTROL. 
 
El cartucho de control provee gran flexibilidad para la operación de la herramienta. 
Tres modos de registro minimizan el tiempo operacional necesario para adquirir un 
conjunto de datos. 
 
El rango dinámico ha sido alargado por medio de un circuito automático de control 
que adapta la longitud de la señal a las características de la roca. 
 
El desempeño de cada subsistema en la herramienta, se verifica y reporta al 
ingeniero con un óptimo control del sistema sub-superficial. 
 
 
 
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UNION AISLANTE. 
 
Una unión aislante separa a la sonda del cartucho electrónico. Esto permite a la 
corriente fluir dentro de la formación entre el cartucho electrónico y la sección de 
patines, el cual se mantiene a una diferencia de potencial de la funda del cartucho. 
Una ventaja de esta configuración es que la herramienta ARI usa la herramienta 
FMI como electrodo inferior de retorno. 
 
SECCION DE ADQUISICION ELECTRONICA (INCLINOMETRIA). 
 
La sección de adquisición electrónica de la herramienta FMI consiste en enviar 
una corriente alterna que fluye a través de la formación entre dos electrodos: 1) El 
electrodo superior contiene la electrónica y 2) El electrodo inferior constituye la 
sección de patines. Estos electrodos forman lo que se llama sección de 
inclinometria, los cuales tienen diferentes funciones como se describe a 
continuación: 
 
1) El electrodo superior representa los sensores de la herramienta FMI con las 
siguientes funciones: 
 
 Corrientes directas creadas por la fricción entre patín y pared del pozo o 
formación de corrientes SP; estas se eliminan con la señal de la 
herramienta en la sección de proceso. 
 
 Digitalización primaria es la cadena de procesamiento que asegura una 
inmunidad al ruido. 
 
 Filtrado digital de la señal para incrementar la relación señal-ruido. 
 
 
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 Procesamiento digital de la señal para definir la amplitud de fase de los 
datos micro-conductivos. 
 
 Un componente de alta frecuencia, modulado por los cambios micro 
resistivos de la formación frente a los electrodos, lo cual asegura una 
excelente resolución vertical-azimutal relacionada con la variación litológica 
y petrofísica de la roca. 
 
 La componente de baja frecuencia modulada por la resistividad de la 
formación a una profundidad de investigación similar al laterolog somero, 
permite calibrar la imagen por medio de un mecanismo resistivo-
cuantitativo. La calibración de imágenes se usa en análisis cuantitativos, 
como análisis de fracturamiento, texturales y estratigráficos. 
 
2) El electrodo inferior controla la resolución de la herramienta de imágenes con la 
sección de patines, definida como la habilidad de la herramienta para formar 
imágenes con los cambios micro resistivos en la formación menores a la 
resolución requerida. Las características de la formación son mayores que la 
resolución de la herramienta, las cuales se representan por la suma de varias 
unidades de resolución. Características de formaciones más pequeñas que la 
resolución de la herramienta, se representan en la imagen por una característica 
equivalente a la resolución requerida. El tamaño efectivo de los electrodos FMI y 
su resolución es de 0.2 de pulgada. 
 
La resolución de las medidas es función del promedio de muestreo de los datos. 
Un postulado de procesamiento de señales establece que un mínimo de dos 
muestras deben adquirirse a una distancia equivalente a la resolución de la 
herramienta; como esta es de 0.2 de pulgada, el promedio mínimo de muestreo 
debe de ser una muestra cada 0.1 de pulgada. El muestreo de 0.1 de pulgada, 
 
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INGENIERÍA PETROLERA   71 
 
 
debe cubrirse en ambas direcciones vertical y azimutal. Esto se obtiene de la 
siguiente manera: 
 
a) Dos líneas de electrodos separados 0.2 de pulgada, con la segunda línea 
de electrodos debajo de la primera y lateralmente desplazados 0.1 de 
pulgada. 
 
b) Muestreo de datos en superficie a alta frecuencia, en la que un dato se 
adquiere cada 0.1 de pulgada, con una velocidad máxima de registro de 
1800 pies/hora. 
 
 
La sección de inclinometría realiza las siguientes funciones: 
 
1) Mide la inclinación del pozo y la orientación con una exactitud de 2o para el 
azimut y 2o para la desviación. 
 
2) Mide la aceleración de la herramientapara corregir la imagen y datos en el 
cálculo del echado. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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INGENIERÍA PETROLERA   72 
 
 
 
 
Fig. 28. Esquema representativo de la herramienta FMI en la que destacan las 
principales componentes. 
 
 
 
 
 
 
 
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INGENIERÍA PETROLERA   73 
 
 
SECCION DE PATINES. 
 
La sección de patines contiene un arreglo de electrodos de alta resolución, 
normalmente circuitos electrónicos de alta precisión para detectar y amplificar la 
señal de los electrodos. La alta definición de la imagen es el resultado de una 
mejor resolución y mejoramiento en la detección de la señal. 
 
La sección de patines ofrece dos características que aumentan la respuesta de la 
herramienta en pozos desviados y horizontales. La sección de patines se 
centraliza por sí misma con la energía derivada de la bomba hidráulica 
conjuntamente con los tradicionales resortes. La sección de patines se inclina con 
respecto al cuerpo de la sonda. En casos donde el cuerpo de la sonda no es 
paralelo al eje del pozo, la sección de patines permanece paralela a la pared del 
pozo. 
 
PATINES Y ELECTRODOS. 
 
La herramienta FMI tiene cuatro brazos, cada uno equipado con un patín y un 
alerón. Este diseño permite un buen cubrimiento azimutal de las paredes del pozo 
con patines extendidos y permite cerrarse a 5 pulgadas. La resolución es de 0.2 
de pulgada y se consigue con un arreglo de 24 electrodos circulares en cada 
patín-alerón. La forma del alerón es de tal forma, que facilita la transición entre 
zonas de derrumbes en pozo descubierto a entubado. 
 
Ambos sistemas, hidráulico y de resortes presionan al patín contra la formación. 
Los alerones se abren y adaptan a la forma del pozo, independientemente de los 
patines. Los resortes helicoidales presionan las bisagras de los alerones para 
mantener un buen contacto entre la superficie del alerón y la pared del pozo. 
Como se menciono antes, la capacidad de inclinación de los patines compensa 
 
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INGENIERÍA PETROLERA   74 
 
 
cualquier inclinación de la sonda, con respecto al eje del pozo cuando el diámetro 
del pozo cae debajo de las seis pulgadas, cada alerón es forzado a plegarse 
debajo de su patín adyacente. 
 
 
Características adicionales que mejoran el contacto entre los patines y la pared del 
pozo cuando estos son desviados u horizontales son las siguientes: 
 
 Unión flexible, junto con los standoffs del cartucho controlador, desacoplan 
el peso de la herramienta encima de la sonda FMI. 
 
 Sistema hidráulico controlado desde la superficie proporciona el doble de 
presión a cada patín. 
 
 La separación que se proporciona por el aislante en cada sensor, asegura 
el enfocamiento de la señal, así como la resolución del electrodo de 0.2 de 
pulgada. 
 
 Características de tamaño menor a 0.2 de pulgada, aparece en las 
imágenes como de 0.2 de pulgada. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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INGENIERÍA PETROLERA   75 
 
3.3 PRINCIPIOS FISICOS. 
 
El FMI produce imágenes eléctricas de la pared del agujero y obtiene información 
del “declive” (dip) de la formación. 
 
Como se muestra en la figura 29, una corriente alterna de 16 Khz EMEX fluye 
entre el electrodo superior y el electrodo inferior (sección de patines). 
 
 
 
Fig. 29. Funcionamiento de herramienta FMI. 
 
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INGENIERÍA PETROLERA   76 
 
 
La sección de patines crea superficies equipotenciales paralelas a la superficie de 
la pared del pozo forzando a que la corriente fluya por la formación dado que la 
corriente fluye perpendicularmente a la superficie equipotencial. Este tipo de 
corriente de “enfoque pasivo” contrario al “activo”, en el que la corriente de 
enfoque forza a que la corriente de medición que se aleje a determinada distancia 
en la formación (como el Laterolog). 
 
 Debido al tipo de enfoque que tiene el FMI, la corriente de cada electrodo modula 
en amplitud por la resistividad de la formación que se encuentra frente al botón. 
De esta manera la respuesta de la herramienta consta de dos componentes: 
 
 Componente de baja frecuencia modulado por la conductividad de la 
formación con profundidad de investigación similar al doble lateral (LLS). 
 Componente de alta resolución modulada por la microresistividad de la 
pared del pozo. 
 
La herramienta funciona en el modo de “difusión”, donde la corriente cambia en 
función de Rm, Rxo, Rfm, caliper, etc. 
 
Debido a estos dos factores no se puede medir la respuesta de la herramienta en 
unidad de conductividad dado la física de la herramienta no se puede utilizar en 
lodos base aceite. 
 
Sin separación entre patín y pared del pozo, la resolución de la herramienta se 
define por la magnitud de los sensores. Para el FMI, la dimensión del electrodo 
genera una resolución de 5mm (0.2 pulgadas). Esto a que cualquier evento de 
dimensión superior a 5mm se conduce por la herramienta. 
 
 
 
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INGENIERÍA PETROLERA   77 
 
 
Para eventos menores a 5mm, el tamaño del mismo se estima cuantificando con 
la corriente que fluye al electrodo. 
 
 
El muestreo de la herramienta es función del tiempo, se sincroniza con la 
frecuencia de la telemetría DTS. Por lo tanto, cada sensor tiene una frecuencia de 
muestreo de 62.5 Hz, la velocidad a la que se mueve la herramienta se usa para 
mover en función de la frecuencia el tiempo. Para obtener un muestreo de 0.1 
pulgadas cada 1/62.5 Hz la herramienta no debe de exceder los 1800 ft/hr. 
 
El muestreo de 0.1 pulgadas en dirección azimutal se logra mediante el arreglo de 
dos-renglones por electrodo en cada patín, con una separación en cada renglón 
0.1 pulgadas entre si. 
 
MODOS DE OPERACIÓN. 
 
 
La herramienta FMI se opera de la siguiente manera: Pozo completo, 4 patines y 
cálculo del echado. 
 
POZO COMPLETO. 
 
En este modo se realiza una amplia cobertura de la pared del pozo y se 
proporciona imágenes de alta resolución. La cobertura del área depende del 
tamaño del pozo. En pozos con diámetros de 6.5 pulgadas, la cobertura es de 
93%. 
 
 
 
 
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La cobertura en pozos de 8.25 pulgadas de diámetro es cercano al 80%, 
asegurando que con una sola pasada se obtiene la suficiente cobertura para 
asegurar una buena interpretación. 
 
En pozos cuyo diámetro es de 12.25 pulgadas, el FMI realiza una cobertura por 
área del 50%; aquí una segunda pasada proporciona una cobertura mayor. 
 
MODO 4 PATINES. 
 
En el modo cuatro patines no se utilizan los alerones, los patines, producen una 
imagen semejante al microbarredor de formaciones (FMS). La cobertura por área 
del pozo es la mitad que se obtiene con el modo de pozo completo, permitiendo 
alta velocidad de registro, al reducir el costo de la adquisición en formaciones 
conocidas en donde no se requiere mayor detalle. 
 
MODO DIPMETER. 
 
En el modo dipmeter, la herramienta FMI adquiere datos de 8 electrodos, para 
producir graficas similares a las producidas por las herramientas de echados 
estratigráficos. 
 
ADQUISICION DE DATOS. 
 
La herramienta microbarredor de formaciones adquiere simultáneamente dos 
imágenes orientadas y datos convencionales de la herramienta SHDT. En este 
caso, la velocidad máxima de registro es de 1600 pies/hora, pero fuera de las 
zonas de interés, la herramienta puede avanzar a 3200 pies/hora, para adquirir 
únicamente los datos del echado. Así no se requieren registros adicionales para 
adquirir la imagen del pozo en los que se ha programado un registro de echados. 
 
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Al igual que el SHDT, puede combinarse con los servicios de rayos gama o 
espectroscopia de rayos gama naturales. 
 
El ancho total de las dos imágeneses de 14cm, un poco mayor que el ancho de la 
mayoría de los núcleos convencionales. Esto representa aproximadamente el 20% 
de la cobertura de un pozo de 8 ½ pulgadas de diámetro, y alcanza 30% al 50% 
en un pozo vertical, efectuando varias pasadas. 
 
La herramienta tiende a seguir la trayectoria de la perforación pero debido a la 
torsión del cable, a menudo puede dar ¼ a media vuelta entre dos pasadas 
consecutivas. La orientación de los patines se supervisa en tiempo real para 
confirmar la rotación de la herramienta. Posteriormente es factible combinar las 
imágenes provenientes en diversas pasadas. 
 
Es posible obtener buenos resultados en un alto rango de yacimientos. Sin 
embargo si la resistividad de la formación es alta (1000 ohm –m), y el lodo muy 
conductivo, el mejoramiento de las imágenes se vuelve más difícil y se requieren 
técnicas sofisticadas de procesamiento. 
 
Se obtiene a cada 0.1 pulgada de movimiento del cable, datos de ambas matrices 
de 27 sensores y de los 10 de inclinación y velocidad, así como del eje z del 
acelerómetro. Para los calibradores, presión, corriente, y voltaje los demás ejes 
del acelerómetro y los tres magnetómetros dan una muestra suficiente cada 1.5 
pulgadas. 
 
Los datos se transmiten por cable en forma digital hacia la unidad de adquisición 
de superficie CSU (unidad de servicio cibernética), en donde se memorizan. 
 
 
 
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TEORÍA DE LA HERRAMIENTA. 
 
Una corriente alterna EMEX de 16 Khz., fluye en la formación entre un electrodo 
superior y uno más bajo; el electrodo inferior tiende a formar superficies 
equipotenciales paralelas a la pared de la formación, así forzando la corriente a la 
formación. 
 
 
 
 
Fig. 30. Flujo de corriente generado por la herramienta FMI. 
 
 
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GENERACIÓN DE LA SEÑAL EMEX. 
 
 
EMEX es una corriente alterna de 16 Khz; se obtiene de una fuente de corriente 
directa en el sistema WFAD, se regula en superficie y fluye hacia el FMI. La 
corriente EMEX se genera en el FMI, en donde interviene un amplificador, circuito 
oscilador controlador y un detector de fase (PPL) convierte corriente directa a 
corriente alterna. 
 
 
 
 
 
 
 
Fig. 31. Generación de la señal EMEX. 
 
 
 
 
 
 
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DENSIDAD CORRIENTE. 
 
La parte de la corriente fluye en los electrodos (Ib) y al cuerpo de la sonda (si); la 
densidad de la corriente es constante hacia el centro para asegurar que la 
corriente fluye en forma normal al electrodo. 
 
 
 
Fig. 32. Efecto de la densidad de corriente. 
 
 
 
 
 
 
 
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FLUJO DE CORRIENTE 
 
Corriente total = corriente botón + corriente enfoque 
 
Corriente botón tiene tres componentes: 
 
– Componente de baja frecuencia modulado por la conductividad de la 
formación con profundidad de investigación similar a la doble lateral 
LLS (Correlación de imagen, calibración). 
– Componente de alta resolución modulado por la micro conductividad 
de la formación (echados) 
– Corriente de CD generada por el patín con la pared o las corrientes 
del SP de la formación (filtradas) 
 
 
COMPONENTES ACTUALES 
 
La corriente que alcanza los electrodos (Ib), consiste en: 
 
 
 Componente de alta resolución modulado por los cambios de 
microresistividad de la perforación 
 Componente de baja frecuencia modulado por resistividad de la formación. 
 Corriente continúa generada por la fricción del patín contra la formación o el 
potencial natural de la formación. 
 
 
 
 
 
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3.4 COMBINABILIDAD. 
 
 
Esta herramienta se combina con las siguientes herramientas 
resistivas-inductivas: 
 
 
 -Lateral Azimutal (ARI) 
 
-Inductiva de Imágenes (AIT). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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3.5 PRESENTACION DEL REGISTRO. 
 
 
 
Fig. 33. Presentación de registro de imágenes FMI. 
 
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Carril 1 
 
GR - Rayos gama (API). 
Orientación del pozo (Hole Az) grados. 
 
 
Carril 2 
 
Posición - orientación de la formación (grados). 
 
Carril 3 
 
Imagen de la formación de acuerdo a la siguiente escala: 
 
BLANCO: Baja porosidad 
AMARILLO: limo. 
CAFÉ CLARO: Arenas 
CAFÉ OBSCURO: Arcilla. 
NEGRO: Lutita. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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3.6 VENTAJAS Y DESVENTAJAS. 
 
 
Las ventajas que se tienen con esta herramienta son las siguientes: 
 
 
 Obtención de una Imagen eléctrica de alta resolución. 
 
 Análisis estructural. 
 
 Caracterización de cuerpos sedimentarios. 
 
 Análisis de capas delgadas. 
 
 Identificación y caracterización de fracturas. 
 
 Evaluación de porosidad secundaría. 
 
 Correlación de profundidad, orientación y substitución de núcleos. 
 
 Imagen resistiva cualitativa. 
 
 Relación arena neta a arena bruta en secuencias arena-lutita. 
 
 Análisis textural. 
 
 Caracterización de yacimientos. 
 
 
 
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DESVENTAJAS 
 
 
La herramienta FMI teóricamente trabaja solamente en lodos base agua, con 
resistividades menores a 50 ohms-m., sin embargo algunas imágenes del FMI 
pueden ser obtenidas en lodos base aceite, si el contenido de agua está entre 
30% y 40%. Para imágenes de buena calidad, el contraste de resistividad entre la 
formación y el lodo de perforación debe ser menor a 20,000 ohms-m. 
 
Otras limitaciones de esta herramienta son: 
 
 
 La velocidad máxima de registro a 1800 pies / hr, 
 
 Afectada por lodos saturados de sal (Rm menor a 0.05 ohms-m). 
 
 La degradación de la imagen es significativa cuando el standoff es mayor a 
5 mm. 
 
 Si el espesor de la capa disminuye, la profundidad de investigación se 
vuelve más somera. 
 
 En agujeros grandes: 
 
- Llega menos corriente a los microelectrodos. 
 
 - Menos corriente viaja a través de la formación. 
 
 
 
 
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EJEMPLO 1. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fig. 34. Registro procesado USI. 
 
 
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PRESENTACION. 
 
Carril 1. 
Rayos gama GR (API) 
Detector de coples (CCL) 
Velocidad del cable (ft / hr) 
Bandera de procesamiento 
 
Carril 2. 
Radio interno y externo de la tubería (pulgs). 
 
Carril 3. 
Impedancia acústica. 
 
Carril 4. 
Amplitud de la onda acústica -CBL (mv). 
 
Carril 5. 
Impedancia de la cementación (imágenes para detectar microanillos) 
 
Carril 6. 
Verde – Presencia de microanillos. 
Azul – Contenido de líquidos. 
Rojo – Gas o microanillos (vacío). 
Amarillo – Cemento. 
 
Carril 7. 
VDL – Densidad variable, variación de la onda acústica (trazas). 
 
 
 
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EXPLICACION. 
 
En la figura 34, se tiene la comparación del registro procesado USI y el sónico 
densidad variable, para determinar la calidad de la cementación en la tubería; en 
el carril 1 se tiene las curvas de referencia de rayos gama y coples como apoyo 
este sistema de registros sónicos, en el carril 2 se presenta un diagrama de las 
condiciones que guarda la tubería, el carril 3 y 5 se tiene el análisis 
correspondiente del parámetro de amplitud en una imagen, el cual se correlaciona 
con la curva de amplitud obtenida de la medición