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Mediciones sísmicas bien posicionadas
Las compañías operadoras han tenido que tolerar cierta incertidumbre al
intentar conciliar lo que encuentra la barrena con los pronósticos efectuados
a partir de las secciones sísmicas. Una nueva solución fácil de utilizar para
el perforador resuelve esta ambigüedad y permite mejorar notablemente la
precisión con que los operadores programan y perforan sus pozos.
Pascal Breton
Stephan Crepin
Jean-Christian Perrin
TotalFinaElf
Pau, Francia
Cengiz Esmersoy
Andy Hawthorn
Richard Meehan
William Underhill
Sugar Land, Texas, EUA
Bernard Frignet
Montrouge, Francia
Jakob Haldorsen
Ridgefield, Connecticut, EUA
Toby Harrold
Sue Raikes
BP
Sunbury, Inglaterra
Por su colaboración en la preparación de este artículo se
agradece a James Clippard, Shell International E&P,
Rijswijk, Países Bajos; Richard Coates, Ridgefield,
Connecticut, EUA; Nick Drinkwater y Wayne Pennington,
Cambridge, Inglaterra; David Farmer, Marwan Moufarrej,
Jim Thompson y David White, Sugar Land, Texas, EUA;
Mohamed Hashem, Shell, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA;
Chuck Meeder, Marathon Oil Company, Houston, Texas;
Joerg Meyer, Houston, Texas; Alan Mitchell, TotalFinaElf,
París, Francia; Lewis Nelson, BP, Sunbury, Inglaterra; y Les
Nutt, Fuchinobe, Japón.
ADN (Densidad-Neutrón Azimutal), ARC (herramienta de
Resistividad de Arreglo Compensada), ASI (generador de
Imágenes Sísmicas de Arreglo), Bit On Seismic, Drill-Bit
Seismic, Drilling Office, IDEAL (Evaluación Integrada de la
Perforación y la Evaluación de Registros), ISONIC,
InterACT, Q-Borehole, SeismicMWD, SWINGS y WAVE son
marcas de Schlumberger.
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La información que llega demasiado tarde no
tiene mucho valor. Esto es así en casi todos los
sectores industriales, desde el control del tráfico
aéreo hasta los servicios médicos de urgencia y
desde el negocio de las editoriales hasta las bolsas de valores. Las compañías de Exploración y
Producción (E&P, por sus siglas en inglés) dependen de datos oportunos y de alta calidad para
poder identificar prospectos exploratorios, optimizar localizaciones de pozos, evitar riesgos de
perforación e identificar zonas objetivo en yacimientos. Hoy, muchos de estos yacimientos se
encuentran ubicados en ambientes geológicos
difíciles y en algunos de los entornos más amenazantes de la tierra. Para encarar los desafíos
que enfrenta la industria, las compañías de servicios deben trabajar en estrecha colaboración
con los operadores a fin de generar soluciones a
tiempo, de manera eficaz y eficiente.
Durante varias décadas, las imágenes sísmicas de superficie constituyeron la herramienta de
exploración más útil y de mayor difusión en la
industria. Las imágenes sísmicas tradicionales se
basan en el tiempo de tránsito sísmico. El tiempo
de tránsito debe ser convertido a profundidad
para que las imágenes adquieran valor para el
perforador que visualiza y encuentra el yacimiento en términos de dicha variable. Si la correlación tiempo-profundidad es simple o el modelo
para convertir tiempo a profundidad es suficientemente detallado, esta conversión puede ser
exacta. Pero en muchas localizaciones de pozo la
conversión a profundidad implica considerables
incertidumbres.
Este artículo examina los últimos adelantos
tecnológicos que convierten a las imágenes sísmicas en herramientas de gran utilidad para los
responsables de perforar pozos. Se analizan brevemente las técnicas de levantamientos sísmicos
durante la perforación y sus aplicaciones, y se
presenta una técnica nueva muy promisoria.
Estudios de algunos casos demuestran su exitosa
aplicación en pruebas de campo efectuadas en
distintos lugares del mundo. Por último, se examina la secuencia de tareas necesaria para aprovechar al máximo los atributos de esta técnica en
tiempo real.
Tiempos desafiantes
Si no se dispone de datos de pozo, la conversión
de tiempo a profundidad se realiza utilizando un
modelo de velocidad obtenido a partir de parámetros de procesamiento de datos sísmicos. Sin
embargo, en áreas en las que las velocidades sísmicas resultan difíciles de estimar debido a los
altos echados de los reflectores o a complejidades estructurales, pueden producirse errores de
magnitud considerable. Además, este tipo de
modelo de velocidad promedia propiedades a lo
largo de grandes extensiones, lo cual también
conduce a conversiones de tiempo a profundidad
imprecisas.
La falta de precisión en la conversión de
tiempo a profundidad conduce a estimaciones
erróneas de las profundidades en que se ubican
determinados rasgos geológicos, tales como topes
de formaciones, fallas o zonas sobrepresionadas.
Oilfield Review
Los equipos a cargo de los activos de las compañías operadoras basan muchas de las decisiones
de construcción de pozos en la geología, de modo
que ciertos parámetros clave de la programación
de pozos, tales como la profundidad final (TD, por
sus siglas en inglés), la profundidad de los revestimientos y las trayectorias de pozos desviados u
horizontales pueden resultar imprecisos desde el
principio. Estas imprecisiones representan algo
más que un inconveniente; la seguridad personal
y el medio ambiente pueden verse comprometidos, y hasta pueden perderse pozos.
Los errores de conversión de tiempo a profundidad se manifiestan como diferencias entre las
profundidades estimadas y las reales de un objetivo dado. La incertidumbre resultante suma riesgos a los procesos de perforación y construcción
de pozos. Una incertidumbre de tan sólo un 5%
en las velocidades sísmicas, puede traducirse en
diferencias considerables—incluso de hasta
Verano de 2002
cientos de metros—entre las profundidades estimadas y las profundidades reales.1 Los errores de
gran magnitud complican la programación de
pozos y reducen las opciones disponibles para
corregir trayectorias erróneas.
El saber anticipar la presencia de zonas
sobrepresionadas y cuándo ajustar las propiedades del lodo puede prevenir reventones y salvar
pozos.2 Las compañías operadoras de petróleo y
gas también necesitan identificar y aislar fallas
que no proveen sellos porque pueden actuar
como conductos para la migración de los fluidos y
de la presión, poniendo en peligro de contaminación a las formaciones adyacentes y comprometiendo la integridad del pozo. Muchos riesgos no
pueden evitarse por lo que deben tenerse en
cuenta en la planificación y construcción del pozo.
En pozos profundos, la identificación precisa de
los riesgos de perforación permite a los perforadores realizar el pozo con menos revestidores.
El agregado de revestidores imprevistos puede
ocasionar mermas de diámetros de revestimiento, aumentos de costos y complicaciones
potenciales durante la terminación de los pozos,
así como la imposibilidad de intersectar los presuntos objetivos.
1. Borland W, Codazzi D, Hsu K, Rasmus J, Einchcomb C,
Hashem M, Hewett V, Jackson M, Meehan R y Tweedy
M: “Real-Time Answers to Well Drilling and Design
Questions,” Oilfield Review 9, no. 2 (Verano de 1997):
2–15.
2. Bratton T, Edwards S, Fuller J, Murphy L, Goraya S,
Harrold T, Holt J, Lechner J, Nicholson H, Standifird W y
Wright B: “Prevención de problemas durante la perforación,” Oilfield Review 13, no. 2 (Otoño de 2001): 32–51.
Aldred W, Plumb D, Bradford I, Cook J, Gholkar V,
Cousins L, Minton R, Fuller J, Goraya S y Tucker D:
“Manejo del riesgo de la perforación,” Oilfield Review
11, no. 2 (Verano de 1999): 2–21.
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Tiros de prueba de velocidad
Fuente
Receptor
> Tiros de prueba de velocidad. Con una fuente en
superficie y un receptor en el pozo, los tiros de
prueba de velocidad proveen a los operadores
importante información de la relación tiempo-profundidad. En los levantamientos con tiros de
prueba de velocidad se registran los tiempos de
tránsito de ida (color rojo) o los tiempos de los primeros arribos. Estas pruebas se realizan en horizontes sísmicos bien definidos dentro del pozo.
Los registros de sísmica de pozo pueden ayudar a encarar estos problemas de perforación
mejorando las mediciones sísmicas de superficie
y generando mejores modelos de velocidad que,
a su vez, contribuirán a identificar riesgos potenciales en el subsuelo.
Los tiros de prueba de velocidad
mejoran los modelos
Los registros de sísmica de pozo surgieron fundamentalmente de la necesidad de los intérpretes y
programadores de pozos de vincular los tiempos
de tránsito sísmicos con las profundidades de los
pozos medidas desde unidades de cable eléctrico
o con equipos de perforación. En ciertos casos,
una medición de sísmica de pozo conocida como
tiro de prueba de velocidad permite realizar una
conversión de tiempo a profundidad precisa. Los
tiros de prueba de velocidad eran muy comunes
en la década de 1940. Con esta técnica, un receptor sísmico colocado mediante cable en profundidades conocidas en el pozo, registra el tiempo de
tránsito del primer arribo directo, a veces denominado primer quiebre, que se propaga desde una
fuente ubicada en la superficie hasta el receptor
(arriba). La correlación tiempo-profundidad
genera un modelo de velocidad local. Para convertir los datos sísmicos adquiridos en escala de
tiempo a escala de profundidad, a veces pueden
requerirse varios tiros de prueba de velocidad
efectuados sobre topes de formaciones específicas en el pozo, a los efectos de confeccionar un
modelo de velocidad adecuado.3 Si la geología es
simple, el modelo de velocidad puede ser de utili-
36
dad para una gran extensión. Sin embargo, como
la velocidad sísmica varía con la litología, la presión y el contenido de fluidos, las complejidades
del subsuelo reducen la validez del modelo local
a solamente cierta distancia del pozo.
Cuando se necesita una imagen sísmica detallada para evaluar el volumen de rocas del subsuelo que rodean al pozo, se adquieren perfiles
sísmicos verticales (VSP, por sus siglas en inglés)
con cable eléctrico. Los métodos de adquisición
de VSPs con cable generan datos de mayor resolución con menor nivel de ruido y proveen valiosa
información para la perforación de pozos vecinos
y la iniciación de pozos de drenaje a partir de un
pozo piloto vertical (véase “Perfiles Sísmicos
Verticales,” página 38). Pero, si se quiere obtener
datos de tiros de prueba de velocidad o de VSPs,
el equipo de perforación debe dejar de perforar
para bajar el cable. Esto agrega riesgos, ineficiencias y costos a la operación. En muchos
casos, las respuestas de los métodos de sísmica
de pozo con cable llegan demasiado tarde para
las necesidades de los perforadores.
Ayuda en tiempo real para los perforadores
Las técnicas que utilizan registros sónicos adquiridos durante la perforación (LWD, por sus siglas
en inglés), tal como la técnica ISONIC IDEAL de
Schlumberger, son de gran utilidad en la adquisición de datos acústicos en tiempo real de áreas
vecinas a la pared del pozo. Además de proporcionar valiosa información sobre porosidad, estas
técnicas proveen datos sónicos que pueden procesarse para generar sismogramas sintéticos y
seguir los cambios de presión de poro en el arreglo de fondo de pozo (BHA, por sus siglas en
inglés). Sin embargo, no se trata de mediciones
sísmicas de reflexión y sólo describen a la formación adyacente al pozo, que puede asemejarse o
no al volumen sísmico en estudio.
La solución ideal sería obtener, antes de perforar el pozo, un modelo de velocidad cuya precisión fuera al menos como la del tiro de prueba de
velocidad. Esto aún no es posible, pero las soluciones que aportan la adquisición de datos sísmicos durante la perforación proveen información
de velocidad de alta calidad, en tiempo real, para
asistir a los ingenieros de perforación en la toma
de decisiones. Estos métodos utilizan el pozo
para adquirir los datos durante la perforación, sin
modificar o demorar el proceso.
Los métodos de adquisición de datos sísmicos durante la perforación proveen información
de la relación tiempo-profundidad en tiempo real.
Las compañías operadoras actualizan los modelos de velocidad, facilitando la revisión frecuente
de las profundidades objetivo y la identificación
de riesgos de perforación a la vez que reducen
las incertidumbres a medida que la barrena se
acerca al objetivo. Las compañías pueden determinar la posición de la barrena en la sección sísmica de superficie con respecto a los horizontes
geológicos observados, garantizando una selección más precisa de las profundidades de los
revestimientos y de extracción de núcleos.
Con el tiempo, estas técnicas se han vuelto
más accesibles para el perforador. Como sucede
con la evolución de sus contrapartes operadas a
cable, la calidad de los datos sigue mejorando y
sus aplicaciones se han multiplicado, así como
también se ha ampliado el abanico de entornos
operativos.
El método Drill-Bit Seismic
Las primeras mediciones sísmicas adquiridas
durante la perforación fueron obtenidas utilizando una técnica en la que la barrena actúa
como fuente de energía sísmica de fondo de
pozo, es decir, la inversa de las configuraciones
de VSP con cable. Sobre la base de esta técnica,
Schlumberger desarrolló el método Drill-Bit
Seismic. Al penetrar las capas de roca, la barrena
de tres conos actúa como una fuente bipolar y
envía la energía sísmica hacia la formación. Por
otra parte, las vibraciones axiales que se propagan por la columna perforadora son detectadas
por un acelerómetro instalado en la mesa rotativa superior, ubicada en el piso del equipo de
perforación. Estos datos se utilizan para construir
una imagen de la columna perforadora; es decir,
3. Christie P, Dodds K, Ireson D, Johnson L, Rutherford J,
Schaffner J y Smith N: “Borehole Seismic Data Sharpen
the Reservoir Image,” Oilfield Review 7, no. 4 (Invierno
de 1995): 18–31.
4. Borland et al, referencia 1.
5. Staron P, Arens G y Gros P: “Method for Instantaneous
Acoustic Logging Within a Wellbore,” Solicitud de
Patentes Internacionales según el Tratado de
Cooperación para Patentes No. WO 85/05695
(20 de mayo de 1985).
Staron P, Arens G y Gros P: “Method for Instantaneous
Acoustic Logging Within a Wellbore,” Patente
Estadounidense No. 4,718,048 (5 de enero de 1988).
6. Meehan RJ, Nutt L, Dutta N y Menzies J: “Drill Bit
Seismic: A Drilling Optimization Tool,” artículo de las
IADC/SPE 39312, presentado en la Conferencia de
Perforación de las IADC/SPE, Dallas, Texas, EUA,
3 al 6 de marzo de 1998.
7. Kamata M, Underhill W, Meehan R y Nutt L:
“Drill-Bit Seismic, A Service for Drilling Optimization,”
Transcripciones del XXXVIII Simposio Anual de
Adquisición de Registros de la SPWLA, Houston,
Texas, EUA, 15 al 18 de junio de 1997, artículo DD.
Borland et al, referencia 1.
Meehan et al, referencia 6.
8. Esmersoy C, Underhill W y Hawthorn A: “Seismic
Measurement While Drilling: Conventional Borehole
Seismics on LWD,” Transcripciones del 62do. Simposio
Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA,
Houston, Texas, EUA, 17 al 20 de junio de 2001,
artículo RR.
Underhill W, Esmersoy C y Hawthorn A: “Demonstrations
of Real-Time Borehole Seismic from an LWD Tool,”
artículo de la SPE 71365, presentado en la Conferencia
y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns,
Luisiana, EUA, 30 de septiembre al 3 de octubre de 2001.
Oilfield Review
∆tf -∆tds
Correlación cruzada
del acelerómetro y
las trazas del geófono
Acelerómetro
aci
ón
orm
de
l
at
ray
ect
or
ia
de
l
af
Energía directa
utilizada por
el tiro de prueba
de velocidad
∆t
f
∆tds de la trayectoria de la columna de perforación
Receptor
Energía reflejada
utilizada para
generar la
imagen VSP
> Técnica Drill-Bit Seismic. Utilizando el ruido de la barrena como fuente sísmica y receptores de superficie, esta técnica permite la adquisición de datos
sísmicos durante la perforación. Los barrenas de tres conos emiten energía
sísmica que puede medirse por los receptores en forma directa o luego de
haberse reflejado. El ruido de la barrena, sin embargo, no puede controlarse
o sincronizarse cuidadosamente con los receptores. Por lo tanto, la señal de
la columna perforadora generada por vibraciones axiales se mide con un
acelerómetro de boca de pozo y luego se correlaciona con los datos del
receptor a los efectos de determinar los tiempos de tránsito sísmicos o los
tiempos de los tiros de prueba de velocidad. Este fue el primer tipo de técnica que permitió eliminar los costos de tiempo de equipo de perforación
relacionados con los registros con cable, pero tiene muchas limitaciones.
una imagen sísmica de los componentes de la
sarta de perforación. Esta imagen se emplea para
correlacionar las señales en el procesamiento
posterior.4 La energía transmitida hacia la formación genera ondas sísmicas que se propagan
directamente o por reflexión hasta los receptores
ubicados en la superficie. Los receptores de
superficie pueden ser geófonos o hidrófonos.
La barrena emite continuamente ondas sísmicas hacia los receptores de superficie, pero para
extraer información de la relación tiempo-profundidad, los especialistas en procesamiento deben
conocer el carácter y la sincronización de la señal
generada en la barrena. Elf patentó una técnica
en 1985 que demuestra cómo registrar las señales de vibraciones de la columna perforadora
para luego correlacionarlas con las señales de
los receptores de superficie y así determinar su
sincronización relativa, o la diferencia entre el
tiempo de tránsito de la columna perforadora
(∆tds) y el de la barrena al receptor (∆tf).5 Los
expertos en procesamiento de señales determinan por separado el (∆tds) y utilizan esta infor-
Verano de 2002
mación para calcular el tiempo de tránsito de la
barrena al receptor (∆tf) o el del tiro de prueba de
velocidad (arriba).
Los geofísicos construyen imágenes sísmicas
o VSPs a partir de las reflexiones contenidas en las
trazas sísmicas adquiridas durante la perforación,
las cuales ofrecen la posibilidad de ver lo que está
adelante de la barrena. Combinados con imágenes
VSP obtenidas previamente con cable, los VSPs
obtenidos con la técnica Drill-Bit Seismic permiten
ampliar la gama de aplicaciones para incluir también la detección de zonas sobrepresionadas y
otros riesgos de perforación.
La técnica Drill-Bit Seismic no es aplicable en
todos los casos. Sólo funciona de un modo efectivo con barrenas de tres conos que generan
vibraciones axiales en la formación y a través de
la sarta de perforación. Las barrenas de un compuesto policristalino de diamante (PDC, por sus
siglas en inglés) no transmiten tanta energía a la
formación porque pulverizan la roca.6 La profundidad del agua puede constituir un inconveniente
cuando se utiliza esta técnica en áreas marinas.
La ubicación precisa de los arreglos de receptores se dificulta a medida que aumentan la profundidad del agua y las corrientes oceánicas, a
pesar de que se han obtenido buenos datos en
profundidades de hasta 1200 m [3940 pies] con
equipos especiales y mayor complejidad operativa. Por otra parte, la atenuación de la señal de
la columna perforadora debido a la fricción que
ésta ejerce sobre las paredes del pozo, impide la
utilización confiable de esta técnica en pozos
cuya desviación es mayor a 65 grados. La calidad
de los datos también puede deteriorarse sustancialmente en formaciones no consolidadas, sobre
todo cuando el peso sobre la barrena es menor a
4540 kg [10,000 lbm]. A pesar de estas limitaciones, el método Drill-Bit Seismic ha permitido a
las compañías operadoras optimizar el proceso
de perforación con un impacto mínimo sobre las
operaciones.7
Mediciones sísmicas con
una herramienta LWD
En 1997, Schlumberger encaró un proyecto para
investigar intensamente formas de ver más allá
de la barrena. Los especialistas examinaron la
factibilidad de realizar mediciones sísmicas de
pozo con receptores en la columna de perforación y una fuente en superficie. Trabajando junto
a las compañías operadoras, los ingenieros y
científicos de Schlumberger identificaron la
mejor forma de obtener la información necesaria.
Se construyó así una herramienta experimental
que en 1998 se probó en los pozos de prueba de
la compañía con resultados promisorios.
En enero de 1999, BP y Schlumberger comenzaron a trabajar conjuntamente en las pruebas de
la técnica para registrar sísmica durante la perforación (SeismicMWD) y probaron con éxito la
herramienta experimental en el Centro de
Pruebas de Yacimientos Petrolíferos de las
Rocallosas (RMOTC, por sus siglas en inglés) de
Wyoming, EUA. Alentada por los resultados,
Schlumberger construyó más herramientas e
intensificó las pruebas de campo. Durante el
desarrollo de esta nueva herramienta, sus ingenieros y científicos debieron superar muchos
desafíos técnicos mediante la selección de las
tecnologías existentes correctas y el desarrollo
de nuevas técnicas.
La nueva técnica emplea una herramienta
LWD que contiene sensores sísmicos, una fuente
sísmica de superficie y un sistema de telemetría
de medición durante la perforación (MWD, por sus
siglas en inglés) que transmite la información a
la superficie.8 La energía sísmica se produce en la
superficie mediante una fuente sísmica convencional, tal como un cañón de aire desplegado fuera de
borda de una barcaza o del equipo de perforación.
37
Perfiles sísmicos verticales
Los perfiles sísmicos verticales (VSP) adquiridos con cable que fueron introducidos en la
década de 1950, tienen la misma configuración
de fuentes y receptores que los tiros de prueba
de velocidad pero arrojan mejores resultados,
incluyendo imágenes del subsuelo. La generación de estas imágenes requiere más posiciones
de receptores y las trazas se registran durante
lapsos más prolongados para captar los datos de
reflexión tardíos. El VSP sin desplazamiento
lateral de fuente (con desplazamiento cero), la
primera técnica introducida de perfil sísmico de
pozo adquirido con cable, utiliza una fuente ubicada encima del receptor en pozos verticales.
Las imágenes resultantes se limitan a la zona
que rodea al pozo, pero las imágenes VSP pueden tener mayor resolución que las imágenes
sísmicas de superficie (derecha).
Con el tiempo se desarrollaron otras configuraciones de VSPs. El VSP con desplazamiento
lateral de fuente (OVSP, por sus siglas en
inglés) se registra desplazando la posición de la
fuente una cierta distancia de la boca de pozo,
obteniéndose así la imagen de un mayor volumen de subsuelo. Existen rasgos geológicos
importantes que pueden perderse o resultar
ambiguos en las imágenes sísmicas de superficie. La alta resolución de los VSPs permite a los
intérpretes encontrar fallas, refinar estructuras
y detectar límites estratigráficos lejos del pozo.
La distancia respecto del pozo del área cuya
imagen se genera, es una función de varios factores que incluyen la desviación del pozo y el
echado de la formación, y la cobertura lateral se
extiende comúnmente un 20% o más de la profundidad del pozo. Las compañías operadoras
utilizan estos perfiles para evaluar la factibilidad de que los pozos desviados atraviesen más
unidades del yacimiento, o cuando los pozos originales se alejan del objetivo buscado.
Otros tipos de levantamientos VSP con cable
incluyen el VSP con desplazamientos múltiples
de fuente (desplazamiento sucesivo de fuente) y
el VSP con desplazamiento de fuente y receptores. Los VSPs con desplazamientos múltiples de
fuente utilizan un arreglo de receptores que
contiene una serie de receptores ubicados a
profundidades diferentes pero fijas, mientras
que la posición de la fuente básicamente
38
VSP sin desplazamiento lateral
VSP con desplazamiento lateral
VSP con desplazamientos múltiples
Fuente
Fuente
Fuentes
Receptor
Receptor
Receptor
b
a
VSP con desplazamiento
de fuente y receptores
c
VSP de
proximidad de la sal
Fuente
Fuentes
Domo salino
Receptores
Receptores
d
e
> Cinco configuraciones de perfiles sísmicos verticales (VSPs). Los VSPs sin desplazamiento lateral de fuente
(desplazamiento cero) (a) registran las señales sísmicas durante períodos de tiempo más prolongados y a
espaciamientos regulares en el pozo. Los tiempos de adquisición prolongados permiten captar señales sísmicas reflejadas, lo cual ayuda a generar una imagen sísmica después del procesamiento. Los registros VSP permiten obtener imágenes debajo de la profundidad final del pozo. Para ampliar el volumen de investigación
del subsuelo, los VSPs con fuente desplazada (b) utilizan una fuente de superficie colocada a una distancia
considerable del pozo y receptores en el pozo para investigar las superficies de reflexión lejos del pozo. Permiten a las compañías operadoras obtener imágenes sísmicas de alta resolución de las fallas y acuñamientos
estratigráficos adyacentes. Esta técnica se utiliza generalmente para el diseño de pozos de drenaje. Se pueden registrar VSPs con desplazamientos múltiples en diferentes direcciones respecto del pozo introduciendo
la técnica 3D. La técnica de levantamiento VSP con desplazamiento lateral sucesivo de fuente (c) utiliza múltiples ubicaciones de la fuente en superficie y de cinco a siete receptores en el pozo, cuyas posiciones son
fijas; sólo una de las cuales se representa gráficamente aquí. Las posiciones agregadas de la fuente amplían
aún más el volumen de subsuelo en las imágenes VSP. Con esta técnica, la cobertura lateral puede alcanzar
un 50% de la profundidad del pozo. En el levantamiento VSP con desplazamiento de fuente y receptores (d),
se coloca una fuente de superficie directamente sobre el receptor de pozo en un pozo desviado. Esta técnica
difiere de las otras porque la fuente y el receptor se desplazan juntos a medida que se obtienen las imágenes
de los reflectores sísmicos debajo del pozo. El levantamiento de proximidad de la sal (e) utiliza una fuente
colocada sobre un domo salino y un receptor ubicado en distintas posiciones en un pozo adyacente al domo
salino. El procesamiento requiere conocer la ubicación exacta de la fuente y el receptor durante el levantamiento, la velocidad de la sal y de los estratos circundantes, así como la distancia al tope del domo salino.
Este tipo de levantamiento genera un perfil del domo salino que permite a los operadores conocer la distancia del pozo a la sal y les suministra una indicación de la forma del domo salino.
Oilfield Review
“se desplaza” a lo largo de una línea alejándose
del pozo. Esta técnica generalmente produce
imágenes sísmicas con una cobertura lateral de
aproximadamente un 25% a un 50% de la profundidad del pozo.1 La combinación de los resultados
de VSPs con desplazamientos múltiples conduce
a imágenes sísmicas 3D de alta resolución.
Para generar imágenes sísmicas alrededor de
pozos desviados u horizontales, se corre un VSP
con desplazamiento de fuente y receptores, también conocido como VSP de incidencia vertical
(VIVSP, por sus siglas en inglés). En esta técnica operada a cable, la fuente se coloca verticalmente sobre el receptor en el pozo y se
desplaza con cada nueva posición del receptor.
Con un VSP con desplazamiento de fuente y
receptores, los operadores miden las variaciones
laterales de velocidad y obtienen imágenes
debajo del pozo para localizar y caracterizar
fallas y estructuras en forma más completa. Los
VSPs con desplazamiento de fuente y receptores
requieren un conocimiento específico del pozo y
de las posiciones de la fuente en todo momento
durante el levantamiento, lo cual se logra con
datos detallados de orientación del pozo y utilizando equipos de navegación, tal como el sistema de posicionamiento y navegación SWINGS
de Schlumberger.
Un tipo de VSP más especializado es el levantamiento de proximidad de la sal, donde la
fuente se coloca sobre un domo salino y el
receptor se instala en distintas posiciones en un
pozo adyacente al domo salino. Los tiempos de
tránsito se registran y combinan con otros datos
requeridos, tales como la ubicación exacta de la
fuente y el receptor, la velocidad de la sal y la
roca circundante, y la distancia a la cima del
domo salino. Como resultado del procesamiento
se construye un perfil del domo salino, lo que
permite al operador determinar la distancia
lateral del pozo a la sal. También puede aportar
información sobre la forma del domo salino, lo
cual contribuye a la búsqueda de trampas de
hidrocarburos a lo largo de sus flancos.2
1. Meehan R, Miller D, Haldorsen J, Kamata M y Underhill
B: “Rekindling Interest in Seismic While Drilling,” Oilfield
Review 5, no. 1 (Enero de 1993): 4–13.
2. Christie et al, Referencia 3, texto principal.
Verano de 2002
> Mediciones sísmicas durante la perforación. La nueva técnica SeismicMWD ubica los receptores
en el fondo del pozo dentro del BHA (recuadros, arriba y abajo a la izquierda). La fuente, en este caso
un arreglo de tres cañones de 250 cm3 [1.5 pulgadas cúbicas], se coloca en la superficie (recuadro de
la derecha) y se despliega fuera de una barcaza o del equipo de perforación. Los levantamientos que
implican desplazamiento de la fuente requieren la utilización de sistemas de posicionamiento precisos, tal como el sistema SWINGS (recuadro arriba al centro). La fuente se dispara durante los
momentos de calma cuando la herramienta SeismicMWD permite recolectar las señales sísmicas
directas y reflejadas. Los tiempos de los tiros de prueba de velocidad se detectan automáticamente
en el pozo y los datos se envían a la superficie a través de sistemas de telemetría MWD. Los datos de
formas de onda también se registran y se almacenan en la memoria de la herramienta para su posterior recuperación en la boca del pozo cuando el BHA llega a la superficie.
La herramienta SeismicMWD se coloca en el
BHA para recibir las energías sísmicas directa y
reflejada que se originan en la fuente (arriba).
La realización de tal medición en la columna
perforadora plantea numerosas complejidades.
La perforación genera ruido en el pozo y en la
roca circundante que puede deteriorar la calidad
de los datos, hasta el punto de inutilizarlos. Por
este motivo, se debe activar la fuente y medir las
señales sísmicas en momentos de relativa calma;
cuando se detiene la perforación para llevar a
cabo otras operaciones. Un momento ideal para
la adquisición de datos es cuando se empalman
las barras de sondeo (tramos de la columna perforadora); momento en que se interrumpe la circulación de lodo y las barras de sondeo
permanecen fijas. En un proceso que ha sido
posible gracias al desarrollo de técnicas patentadas por Schlumberger, se dispara la fuente a
intervalos de 10 a 15 segundos; es decir, un total
de aproximadamente 21⁄2 minutos para un nivel
típico de diez disparos. Evidentemente, es un
lapso más breve que el tiempo normal de
empalme de tuberías del equipo de perforación,
por lo que el procedimiento SeismicMWD no
interrumpe las operaciones de perforación.
39
11,000
Profundidad vertical verdadera, pies
12,000
13,000
14,000
15,000
16,000
17,000
18,000
19,000
1.8
2.0
2.2
2.4
2.6
2.8
3.0
3.2
3.4
Tiempo, segundos
> Datos apilados obtenidos con la herramienta SeismicMWD en el segundo
pozo de prueba en el Golfo de México. La gráfica de las formas de onda
muestra la claridad de los primeros quiebres y demuestra cómo arriban más
tarde a medida que el pozo se profundiza. Los datos fueron adquiridos con
éxito en un pozo casi vertical y también en los tramos entubados utilizando un
hidrófono. Los datos muestran además los eventos ascendentes reflejados a
18.500 pies [5640 m], que se detectan a tiempos que decrecen a medida que
se profundiza el pozo (sombra amarilla).
Antes de la carrera de barrena
Configuración de la herramienta
Durante la carrera de barrena
Activación de la fuente,
adquisición de datos
Procesamiento en el fondo del pozo
Picado de tiempo
vía MWD
Posicionamiento de
la barrena en la
sección sísmica
Almacenamiento en memoria
Después de la carrera de barrena
Recuperación de los
datos de la memoria
Formas de onda
Procesamiento VSP
> Procedimientos operativos generales para levantamientos SeismicMWD.
En cuanto a procedimientos, la técnica SeismicMWD puede dividirse en tres
segmentos: antes, durante y después de las carreras de barrena. La herramienta se configura antes de bajarse al pozo para ser colocada en el BHA.
Se ingresa la información relacionada con el programa de adquisición, tal
como el programa en función del tiempo y los parámetros de adquisición.
Durante la bajada de la barrena y durante la perforación se adquieren y
almacenan los datos de formas de onda, se procesan los datos en el fondo
del pozo y los datos de los tiros de prueba de velocidad se transmiten a la
superficie. La información de la relación tiempo-profundidad puede utilizarse
en tiempo real para posicionar la barrena en las secciones sísmicas de superficie mientras las operaciones de perforación continúan sin interrupción.
Cuando se extrae la columna de perforación del pozo, se descargan los datos
de la memoria de la herramienta para el procesamiento de las imágenes VSP.
40
Cualquier información que se pierda en el proceso de perforación puede obtenerse durante los
viajes de entrada y salida del pozo entre las
carreras de barrena. Los operadores aprovechan
este momento para adquirir más niveles
SeismicMWD y así mejorar la calidad del registro. Sin embargo, los datos adquiridos durante
los viajes no podrían utilizarse para tomar decisiones de perforación en tiempo real.
A diferencia de las técnicas de sísmica de
pozo con cable, las que permiten maximizar la
calidad de los datos mediante la utilización de
geófonos engrampados—mecánica o magnéticamente—a la pared del pozo o al revestidor, los
receptores en la herramienta SeismicMWD forman parte de la sarta de perforación. En consecuencia, el acoplamiento con la formación
depende de la desviación del pozo y es menos
predecible. En pozos desviados, pequeños geófonos reforzados e instalados en los portamechas
generan una señal de buena calidad porque la
columna tiende a yacer sobre el fondo del pozo.
Sin embargo, el acoplamiento con la formación
se dificulta en pozos verticales y entubados. Por
este motivo, también se hicieron pruebas con
hidrófonos ya que éstos no necesitan estar acoplados al pozo para garantizar la obtención de la
medición, independientemente de la calidad del
acople entre los geófonos y la formación.
En una primera prueba de campo realizada en
la plataforma continental externa del Golfo de
México para la compañía Marathon Oil, se obtuvieron resultados coherentes tanto en los tramos
abiertos como en los tramos entubados del pozo
casi vertical (arriba). Muchos de estos datos se
obtuvieron durante la sacada de la herramienta.
Las fuentes se activaron mientras se empalmaba
la tubería de perforación, por lo que no se interfirió con la operación de perforación. En esta primera prueba, los datos no se transmitieron a la
superficie sino que se descargaron de la memoria
de la herramienta una vez que ésta llegó a la
superficie, lo cual proporcionó valiosa información de la relación tiempo-profundidad y se eliminó el tiempo de equipo de perforación
asociado con un perfil sísmico vertical adquirido a
cable, o el tiempo relacionado con los tiros de
prueba de velocidad.
9. Bonner S, Clark B, Holenka J, Voisin B, Dusang J,
Hansen R, White J y Walsgrove T: “Logging While
Drilling: A Three-Year Perspective,” Oilfield Review 4,
no. 3 (Julio de 1992): 4–21.
Oilfield Review
14,500
15,000
Picado del primer arribo
en tiempo real, seg
Profundidad, pies
2.6
15,500
16,000
16,500
17,000
2.5
Máximo error: 4 mseg
2.4
2.3
2.2
2.1
2.1
17,500
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
Picado manual de tiempos, seg
18,000
1.8
2.0
2.2
2.4
2.6
2.8
3.0
Tiempo, segundos
> Picado de los tiempos de tiros de prueba de velocidad en el fondo del pozo. Las marcas verticales (en
rojo) en los primeros quiebres muestran el éxito inicial del procesamiento en el fondo del pozo que utiliza
un nuevo algoritmo desarrollado por Schlumberger (izquierda). Estos tiempos de tránsito se transmiten a
la superficie y se correlacionan bien con los picados manuales de los datos de formas de onda descargados posteriormente de la memoria de la herramienta, una vez que ésta llega a la superficie (derecha).
Las señales sísmicas son recibidas por la
herramienta SeismicMWD en el pozo durante un
proceso de adquisición perfectamente sincronizado. Las señales se procesan en el fondo del
pozo para determinar los tiempos críticos de los
primeros arribos o los tiempos de los tiros de
prueba de velocidad. Esta información se transmite luego en tiempo real a la superficie al sistema de Evaluación Integrada de la Perforación y
la Evaluación de Registros IDEAL mediante un sistema de transmisión de pulsos a través del lodo.9
Los sistemas actuales de transmisión de pulsos a
través del lodo no tienen la velocidad necesaria
para enviar datos de formas de onda a la boca del
pozo. Sin embargo, gracias a los últimos avances
tecnológicos, pronto podrán transmitirse datos
básicos de formas de onda a la superficie, inmediatamente después de adquirida la información.
Las pruebas de campo realizadas durante el
segundo semestre del año 2000 se concentraron
en los aspectos del servicio SeismicMWD relacionados con el tiempo real. Para que los perforadores se beneficien de las mediciones en tiempo
real, se requiere un proceso bien concebido de
adquisición, almacenamiento, procesamiento y
transmisión de datos (página anterior, abajo).
Para el proceso de adquisición de datos, la
herramienta SeismicMWD se configura con información relacionada con el programa de adquisición y grabado de datos, antes de ser bajada al
pozo en el BHA. El programa de grabado de datos
contempla el tiempo necesario para el viaje de
bajada y la cantidad de disparos que se procesarán. Durante los momentos de calma, se registran
las señales sísmicas que llegan directamente
desde la fuente y las reflejadas desde las formaciones cuyas imágenes se pretende obtener.
Verano de 2002
Estas señales se almacenan en la memoria de la
herramienta para su posterior procesamiento.
Inmediatamente luego de adquirir los datos, el
procesamiento realizado en el fondo del pozo
determina los tiempos derivados de los tiros de
prueba de velocidad. La herramienta prepara esa
información para su transmisión a la superficie
cuando se resuma la transmisión de pulsos a través del lodo. En la superficie, la relación tiempoprofundidad obtenida en tiempo real se utiliza
para ubicar la barrena en la imagen sísmica de
superficie, permitiendo la toma de decisiones de
perforación. Cuando la columna perforadora se
saca del pozo, los datos de formas de onda se
descargan de la memoria de la herramienta, para
luego enviarlos a una central de procesamiento a
fin de generar las imágenes VSP.
En septiembre de 2000, se bajó una herramienta prototipo en pozos del Golfo de México
para la compañía Shell Exploration & Production.
En el pozo se recolectaron datos de geófonos y
de hidrófonos. La fuente sísmica en superficie,
desplegada desde una grúa instalada en el
equipo de perforación, consistía de tres cañones
de aire de 2.5 L [150 pulgadas3] cada uno, cargados con 2000 lpc [13.8 MPa]. La activación de la
fuente y la adquisición de datos se efectuaron en
los momentos de relativa calma, permitiendo así
la continuidad de las operaciones de perforación.
Estos datos, junto con muchas otras mediciones
LWD, se transmitieron a la superficie mediante
sistemas de transmisión de pulsos a través del
lodo. Ésta fue la primera vez que se registraron y
recuperaron datos de tiros de prueba de velocidad en tiempo real de una herramienta LWD.
En esta parte de la prueba de campo se probó
un algoritmo que permite picar tiempos de ida en
el fondo del pozo, en forma precisa y automática.
Finalizada la fase de prueba prototipo, el picado
automático de tiempos arrojó un índice de éxito
del 90% en la obtención de datos de tiros de
prueba de velocidad en tiempo real. Cuando se
comparó el análisis automático de tiros de
prueba de velocidad con los picados de tiempos
manuales, se observó que las diferencias eran
mínimas y tenían la precisión necesaria para
poder tomar decisiones respecto al emplazamiento del pozo (arriba).
Para lograr la correcta sincronización de
eventos, la solución consistió en resolver problemas de comunicación entre la fuente de superficie y la herramienta SeismicMWD. A diferencia
de las operaciones con cable, aquí no hay comunicación electrónica directa entre la herramienta
de fondo de pozo y la fuente de superficie. Los
científicos de Schlumberger superaron esta
barrera desarrollando una tecnología innovadora
para sincronizar eventos en boca y fondo de pozo
con precisión de milisegundos durante la adquisición con la técnica SeismicMWD. El éxito técnico y operativo logrado en el Golfo de México
permitió comprobar la viabilidad de la técnica.
También se demostró su utilidad en operaciones
en aguas profundas, porque permite obtener los
datos necesarios sin recurrir a la ejecución de
operaciones costosas.
En el año 2000, se efectuaron levantamientos
en ocho pozos en el Golfo de México durante las
pruebas de campo de la técnica SeismicMWD.
En el año 2001, la prueba de campo se extendió
a otras regiones y se registraron seis pozos más,
ubicados en diversos ambientes. Durante su ejecución, se utilizaron tres diámetros diferentes de
la herramienta SeismicMWD, 63⁄4, 81⁄4 y 9 pulgadas.
41
Riesgos de perforación en el Mar Caspio
En el sector sur del Mar Caspio, la compleja
estructura geológica existente planteaba fuertes
desafíos al grupo de perforación de BP. En un
caso, el objetivo consistía en perforar un pozo
exploratorio para evaluar la formación Fasila del
Plioceno. Las numerosas fallas que rodeaban
esta estructura de inclinación pronunciada y las
altas presiones de poro en su cima, llevaron a BP
a considerar un nuevo enfoque. La compañía
decidió perforar el pozo desde una posición fuera
de la estructura, perforando en forma direccional
dentro de la formación Fasila para evitar las
zonas sobrepresionadas y sortear el complejo
fallamiento (abajo).
Esta estrategia de perforación requería un
conocimiento exhaustivo de la geología. Los riesgos de perforación anticipados a partir de las imágenes sísmicas de superficie, estaban en gran
parte empañados por la complejidad de la estructura y por la presencia de pocos reflectores identificables en gran parte de la sección en cuestión.
Para complicar aún más las cosas, la incertidum-
bre en cuanto a la profundidad vertical para el
picado sísmico correspondiente a la cima del
yacimiento era de 700 m [2300 pies]. En esta
zona, las formaciones son muy blandas para utilizar la barrena como fuente sísmica. BP y
Schlumberger decidieron recurrir a la técnica
SeismicMWD para enfrentar estos desafíos como
parte de la iniciativa Perforación sin Sorpresas
(NDS, por sus siglas en inglés).10
La prevención de riesgos de perforación sin
necesidad de efectuar correcciones fundamentales en la trayectoria del pozo dependía del posicionamiento preciso y en tiempo real de la
barrena en la sección sísmica. BP y Schlumberger
lo lograron efectuando, por primera vez en la historia de la perforación, un levantamiento sísmico
con desplazamiento de fuente y receptores
(walk-above survey) con la técnica SeismicMWD.
Se colocó una fuente a bordo de una barcaza,
posicionada verticalmente por encima del receptor
LWD, utilizando el sistema de navegación y posicionamiento sísmico SWINGS (próxima página,
arriba). Los datos se registraron durante los empal-
0
Alta presión y fallamiento
sobre la cima
1000
Profundidad, m
2000
3000
Zona
objetivo
4000
Incertidumbre sobre la
profundidad del objetivo
5000
6000
7000
8000
9000
10,000
Distancia, m
> Perforación con riesgos e incertidumbres. El pozo de BP destinado
a probar la formación Fasila en el sur del Mar Caspio debió evitar los
riesgos que se presentaban en la cima de una estructura compleja.
Había gran incertidumbre respecto de la profundidad. En este caso,
había una incertidumbre de 700 m [2300 pies] en cuanto a la profundidad del objetivo debido a la presencia de campos de velocidad sísmica complejos en los estratos adyacentes. Los planes de perforación se basaron en información sísmica de superficie, convertida de
tiempo a profundidad mediante modelos de velocidad que no pueden
tener en cuenta estas complejidades.
42
mes de la columna de perforación y durante viajes
de entrada y salida del pozo. Los datos de tiros de
prueba de velocidad se enviaron a la superficie en
tiempo real mediante un sistema de transmisión
de pulsos a través del lodo. En la superficie, un
ingeniero de Schlumberger controlaba la calidad
de los mismos. Luego se transmitieron a un geofísico de operaciones y a un procesador de señales
en tierra. Los datos de formas de onda y los pares
tiempo-profundidad, descargados de la memoria
de la herramienta SeismicMWD durante los posteriores viajes de barrena, se utilizaron para procesar la imagen del VSP con desplazamiento de
fuente y receptores, así como para validar los
resultados en tiempo real.
La conversión de tiempo a profundidad de los
datos de tiros de prueba de velocidad en tiempo
real se ajustaba bien a los datos pronosticados por
la relación tiempo-profundidad anterior, manteniéndose esa correlación hasta los 3500 m [11,500
pies] de profundidad vertical verdadera (TVD, por
sus siglas en inglés). Debajo de este punto, sin
embargo, la disparidad entre la posición estimada
y observada de la barrena, era importante al igual
que la incertidumbre respecto de la profundidad
del objetivo. Gracias a la técnica SeismicMWD, BP
logró posicionar la barrena en la imagen sísmica
sin interrumpir la perforación y pudo reducir sustancialmente la incertidumbre mientras perforaba
esta compleja estructura.
Se adquirieron 63 niveles de datos de componentes axiales—movimiento alineado paralelo a
la trayectoria del pozo—sin producir impacto
alguno sobre el proceso de perforación que continuó sin obstáculos a la eficaz velocidad de 400 m
[1310 pies] por día.11 Dados los costos diarios del
equipo de perforación, 84,000 dólares estadounidenses, era esencial la ejecución de una operación
de perforación sin problemas. La operación con la
técnica SeismicMWD permitió eliminar la necesidad de efectuar un levantamiento con cable, lo
cual se tradujo en un ahorro de 12 horas de tiempo
de equipo de perforación.
El sistema de detección automática de los primeros arribos en el pozo funcionó perfectamente
bien. Los tiempos de tránsito de los tiros de prueba
de velocidad en tiempo real mostraron una desviación de sólo 1 ms con respecto a los picados
manuales en los datos descargados de la memoria
de la herramienta. Lamentablemente, una falla
temporaria en la grúa de la barcaza que alojaba la
fuente impidió la adquisición de varios niveles en
la parte media del intervalo. No obstante, con los
datos de tiros de prueba de velocidad en tiempo
real, se redujeron las incertidumbres respecto de la
profundidad de 700 m a menos de 10 m [33 pies],
volviendo más manejable el complejo escenario y
permitiendo que se procediera con la perforación.
Oilfield Review
10. Bratton et al, Referencia 2.
11. Harrold T, Poole A, Nelson L, Hawthorn A y Underhill W:
“Seismic Measurement While Drilling in Azerbaijan and
Brazil,” artículo de las SPE/IADC 74539, presentado en la
Conferencia de Perforación de las SPE/IADC, Dallas,
Texas, EUA, 26 al 28 de febrero de 2002.
12. La adquisición de tres componentes de la señal sísmica
aporta más información sobre las ondas que llegan
desde afuera del plano definido por la ubicación del
pozo y la fuente, y ayuda a identificar las ondas compresionales y las de corte para obtener mejores imágenes.
Los hidrófonos registran las variaciones de presión en
el fluido de pozo y no suelen utilizarse en herramientas
para registrar sísmica de pozo con cable.
13. Los niveles que faltan generaron una discontinuidad en
los datos que se tuvo en cuenta al comparar los datos
VSP adquiridos con cable con los datos de la herramienta SeismicMWD.
14. Haldorsen J, Krasovec M, Raikes S, Harrold T, Day DN y
Clippard JD: “Comparison of Full Waveform
SeismicMWD and Conventional VSP Data from the South
Caspian,” artículo Z-99, presentado en la 64ta.
Conferencia y Exhibición de la EAGE, Florencia, Italia,
27 al 30 de mayo de 2002.
Verano de 2002
> Vista desde la barcaza en la que se desplegó la fuente durante un levantamiento SeismicMWD en el
sur del Mar Caspio. El camión grúa mostrado en el primer plano se utilizó para desplegar el cañón de
aire desde la barcaza de trabajo. En el fondo, se puede ver el equipo de perforación.
Reducción del riesgo operativo en Brasil
Los planes de BP de perforar el pozo exploratorio
vertical B-2 frente a la costa de Brasil también
exigían un examen exhaustivo de las complejidades operativas. En primer lugar, el campo de
velocidad sísmica era poco conocido. El modelo
de velocidad se había construido utilizando información del pozo más cercano—el pozo B-1 ubicado a 50 km [30 millas] de distancia—con datos
de tiros de prueba de velocidad, arrojando un
10% de incertidumbre en cuanto a la profundidad. En segundo lugar, para mantener el pozo
exploratorio B-2 vertical, éste tendría que penetrar el objetivo primario superior del yacimiento
justo debajo de una prominente falla sin sello. El
perforador quería asentar el revestidor de 135⁄8
pulgadas debajo de la falla, pero por encima del
yacimiento para evitar las pérdidas de fluidos
frente a la falla.
1600
Incidencia vertical del VSP, pozo entubado
Incidencia vertical del levantamiento SeismicMWD, pozo abierto
1400
Tiempo, seg
Una vez revestido el pozo y utilizando la
misma fuente, se registró un VSP con cable en
todo el intervalo con el generador de Imágenes
Sísmicas de Arreglo ASI de Schlumberger. Los
datos de tres componentes y la alta calidad del
VSP registrado con cable, constituían una buena
referencia para verificar la calidad de los datos de
la herramienta SeismicMWD.12 Los resultados de
los tiros de prueba de velocidad LWD en tiempo
real se ajustaban bien a los de la herramienta ASI
(abajo, a la derecha).13
Especialistas de Schlumberger, BP y el
Instituto de Tecnología de Massachussets (MIT,
por sus siglas en inglés), Cambridge, EUA, utilizaron los datos adquiridos con cable para evaluar la
calidad de los datos LWD y determinar la posibilidad de extender la aplicación SeismicMWD de
los meros tiros de prueba de velocidad a la generación de imágenes de la formación que se
encuentra delante y alrededor de la barrena. A
esa altura de la prueba de campo, la herramienta
experimental contenía filtros pasa bajos, pero se
observó que las imágenes SeismicMWD eran de
calidad superior a las imágenes sísmicas de
superficie, aunque de menor resolución que las
imágenes de la herramienta ASI de componentes
múltiples.14 Por otra parte, el grupo logró identificar el potencial de registrar componentes múltiples con la herramienta SeismicMWD para
mejorar la calidad de la imagen. Además, ésta
permitiría la utilización de datos de ondas de
corte convertidas para reducir posibles transformaciones artificiales. La promesa de que los
datos de componentes múltiples mejorarían la
calidad y resolución de la imagen se ha concretado en un caso más reciente (véase
“Componentes múltiples y canales en un área
marina de África Occidental,” página 45).
1200
Datos SeismicMWD
faltantes debido a una
falla en la grúa
1000
800
2000
2500
3000
3500
4000
4500
Profundidad vertical verdadera, m
> Gráfica de tiempo versus profundidad que compara los datos SeismicMWD con los datos
VSP adquiridos con cable. Un error promedio de 3 ms entre ambos se traduce en una diferencia de profundidad de 10 m. Con la herramienta SeismicMWD, la incertidumbre respecto a la
profundidad del objetivo Fasila fue de sólo 10 m contra los 700 m resultantes de las imágenes
sísmicas de superficie.
43
2000
1800
1600
1400
Profundidad, m
Datos de tiros de prueba de
velocidad en el Pozo B-1
Pozo B-1
Predicción del Pozo B-2
Datos de tiros de prueba
de velocidad en el Pozo B-2
Tendencia en el Pozo B-2
1200
Resultados
SeismicMWD
1000
800
Predicción
600
400
200
0
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
Tiempo, ms
> Comparación de diferentes modelos de la relación tiempo-profundidad. Los datos de tiros de
prueba de velocidad del pozo anterior B-1, el pozo más cercano con información de tiros de
prueba de velocidad, muestra una relación tiempo-profundidad completamente diferente. La
relación tiempo-profundidad extraída de los datos SeismicMWD confirmó la tendencia pronosticada, pero muestra un desplazamiento equivalente a un error de 80 m [260 pies] respecto de
la profundidad. Es probable que sobre esta base se hubiera colocado el revestidor de 135⁄8 pulgadas sobre la falla sin sello, poniendo en riesgo las futuras operaciones de perforación en el
pozo B-2.
La clave para abordar la cuestión de la falla
sería emplazar correctamente el revestidor de
135⁄8 pulgadas. La proximidad de la falla con respecto al objetivo representaba una limitación.
Con un rango de incertidumbre del 10%, se superponían las profundidades del objetivo con la de la
falla, de modo que no podía garantizarse la colocación del revestidor exactamente donde era
necesario; es decir debajo de la falla y encima del
objetivo superior (derecha). Durante la planificación de la perforación, BP consideró interrumpir la
perforación para registrar un VSP con cable a una
profundidad más somera. Pero aún con los datos
adicionales, las incertidumbres en cuanto a la
profundidad seguirían siendo inaceptables. Se
requería una solución en tiempo real para hacer
un seguimiento más preciso del avance de la perforación en la imagen sísmica de superficie, de
modo que BP optó por la técnica SeismicMWD.
15. Kolla V, Bourges P, Urruty J-M y Safa P: “Evolution of
Deep-Water Tertiary Sinuous Channels Offshore Angola
(West Africa) and Implications for Reservoir
Architecture,” Boletín 85 de la AAPG, no. 8
(Agosto de 2001): 1373–1405.
16. Beydoun W, Biteau J-J y Cardoso S: “Geophysical
Challenges and Opportunities of the Deep Water
Angolan Offshore,” The Leading Edge 18, no. 5
(Mayo de 1999): 604–607.
44
Los datos de tiros de prueba de velocidad en
tiempo real adquiridos con la herramienta
SeismicMWD permitieron reducir la incertidumbre al 1% (abajo, a la derecha). En consecuencia,
el revestidor de 135⁄8 pulgadas se colocó con éxito
entre la falla y el objetivo en el yacimiento.
Incertidumbre acerca
de la profundidad
de la falla
La relación tiempo-profundidad derivada de
los datos de tiros de prueba de velocidad en el
pozo B-1 era muy diferente de las estimaciones
previas a la perforación obtenidas de las mediciones sísmicas de superficie y de lo encontrado en
el pozo exploratorio (arriba). Los objetivos se
Incertidumbre acerca
de la profundidad
de la falla
Incertidumbre acerca
de la profundidad
del objetivo
Objetivo
Objetivo
SO
NE
> La selección de la profundidad de revestimiento
en Brasil se vio complicada por las incertidumbres acerca de la profundidad. Con 10% de error,
tanto para la falla sin sello como para el tope del
objetivo superior, el margen de error correspondiente a ambas profundidades se superpone
debido a la proximidad de la falla respecto del
yacimiento. Con la información disponible, la decisión respecto de la profundidad de asentamiento
del revestidor de 135⁄8 pulgadas es riesgosa.
SO
Ventana de
profundidad para
asentar el revestidor
Incertidumbre acerca
de la profundidad
del objetivo
NE
> Incertidumbre reducida a un nivel manejable
con la información de la técnica SeismicMWD.
Los datos SeismicMWD permitieron reducir sustancialmente los errores asociados con la profundidad de la falla y con la profundidad del tope
del yacimiento; a un 1%. Así, quedó claramente
definida la ventana sobre la cual asentar el
revestidor de 135⁄8 pulgadas y se logró perforar
con éxito este pozo brasileño.
Oilfield Review
encontraron a una profundidad de 80 m [260 pies]
mayor que la pronosticada por la correlación
tiempo-profundidad original, con lo cual el revestidor de 135⁄8 pulgadas se habría colocado probablemente encima de la falla si el programa de
perforación del pozo hubiera respetado el plan
original.
La técnica SeismicMWD, seleccionada en un
comienzo por BP para reducir los riesgos operativos en este complejo escenario exploratorio,
también ofrecía otros beneficios. Los costos operativos bajaron sustancialmente ya que se evitaron al menos dos VSPs registrados con cable y se
redujo el tiempo total del equipo de perforación.
La nueva técnica también aportaba al equipo
geotécnico valiosa información de velocidad para
mejorar sus modelos antes de programar futuras
operaciones en el área.
Componentes múltiples y canales en
un área marina de África Occidental
Los ejemplos anteriores demuestran cómo la
información sísmica en tiempo real beneficia al
proceso de perforación, donde la complejidad de
las estructuras aumenta como resultado de las
ambigüedades observadas en las imágenes sísmicas de superficie. También existen campos estratigráficamente complejos donde la nueva técnica
SeismicMWD podría aportar beneficios similares,
pero para crear imágenes de lo que está delante
de la barrena durante la perforación, se necesitan
datos sísmicos de componentes múltiples.
La perforación en aguas profundas en un área
marina de África Occidental se ha concentrado en
los yacimientos de areniscas turbidíticas del
Terciario. Estas areniscas fueron depositadas en
una serie de canales sinuosos de aguas profundas, a medida que grandes volúmenes de sedimentos provenientes del cratón africano
ingresaron en el margen de Angola.15 Las modernas técnicas de sísmica 3D de superficie contribuyen a definir canales Terciarios simples (arriba
a la derecha).16 Sin embargo, la capacidad de los
geocientíficos de definir un yacimiento utilizando
imágenes sísmicas se reduce a medida que
aumenta la complejidad de los sistemas de canales. Por ejemplo, generalmente es muy complicado resolver secciones de canales apilados muy
potentes—60 a 80 m [200 a 260 pies]—utilizando imágenes sísmicas (derecha).
Este menor conocimiento del subsuelo obstaculiza los esfuerzos de los perforadores que necesitan ubicar la barrena con exactitud dentro del
yacimiento. Los pozos cuyo objetivo son yacimientos de canales apilados suelen tener trayectorias muy desviadas para poder intersectar todas
las areniscas posibles. Las técnicas para registrar
sísmica de pozo con cable, incluyendo los VSPs
Verano de 2002
> Canales marinos profundos de edad Terciaria en un área marina de África Occidental vistos desde
arriba, mediante la utilización de técnicas modernas de mapeo de atributos sísmicos. Los actuales
datos sísmicos 3D de superficie de alta resolución permiten el seguimiento de canales turbidíticos
simples. Sin embargo, los complejos sistemas de canales apilados siguen siendo objetivos de
perforación riesgosos.
con desplazamientos múltiples de la fuente y con
desplazamiento de fuente y receptores, se utilizan
en general para delinear estos yacimientos complejos y mejorar el diseño de pozos de drenaje a
partir de pozos piloto verticales. Los registros con
cable suelen realizarse durante las carreras intermedias de registros o al final de la perforación,
por lo que no aportan información en tiempo real
para utilizar durante el direccionamiento del pozo.
Frente a las costas de África Occidental, los
costos de perforación de pozos en aguas profundas
superan los 20 millones de dólares estadounidenses por pozo, y los niveles de producción mínimos
requeridos para que un pozo resulte económicamente viable actualmente ascienden a 10,000 B/D
[1590 m3/d]. TotalFinaElf (TFE) está explorando
métodos alternativos para reducir costos, mitigar
riesgos y aumentar la producción mediante la
conexión con una mayor cantidad de zonas productivas en el yacimiento. En esta área, las variaciones laterales observadas en el campo de
velocidad pueden hacer que un pozo se perfore
encima o debajo del objetivo buscado, aumentando considerablemente el riesgo de perforación
de pozos de drenaje horizontales. El ajuste de
estas variaciones mediante el conocimiento en
tiempo real de la relación tiempo-profundidad
puede contribuir a reducir el riesgo. Por eso, TFE
decidió examinar el potencial de la herramienta
SeismicMWD para mejorar el emplazamiento de
pozos de drenaje horizontales en estas complejas
secuencias de canales turbidíticos.
> Corte esquemático que muestra la compleja secuencia de canales apilados. Para atravesar mayor
superficie del yacimiento con pozos de producción horizontales y reducir la frecuencia de desvíos, es
necesario entender claramente estas secuencias complejas.
45
Herramienta de
Densidad-Neutrón Azimutal ADN
Herramienta SeismicMWD
Herramienta de Resistividad de Arreglo
Compensada ARC; rayos gamma, presión
Inclinación y azimut MWD
7.3 m
Estabilizadores
Longitud total=36 m
Barrena de
81⁄2 pulgadas
> Arreglo de fondo. Otras herramientas LWD, incluyendo herramienta de Densidad-Neutrón Azimutal ADN y la de Resistividad de Arreglo Compensada
ARC, acompañaron a la herramienta SeismicMWD.
Geofóno de tres componentes
Z
X
Hidrófono
Y
Tiempo
Arribo
directo
Reflexión
100 ms
Ondas
de tubo
Profundidad
Profundidad
Profundidad
Profundidad
> Datos sísmicos apilados de cuatro componentes (4C). Los datos sísmicos de cuatro componentes
obtenidas en el pozo de prueba de campo de TFE, muestran los primeros quiebres fácilmente picados
y revelan ondas reflejadas ascendentes de buena calidad en los datos axiales o la componente Z de
los geófonos (izquierda). La componente Z está orientada a lo largo del eje del BHA y con las componentes X e Y forman tres direcciones ortogonales. Los arribos directos se ven claramente en las cuatro componentes. Los eventos ascendentes en los tiempos tardíos de los datos de los hidrófonos son
ondas de tubo generadas por el arribo directo en la zapata del revestidor de 95⁄8 pulgadas (derecha).
50 m
Sección vertical
VSP adquirido
con cable en
el pozo piloto
~1
00
m
Profundidad
Derivación
del pozo
Datos obtenidos a cable
Datos SeismicMWD
Derivación del pozo
Resultados de la
herramienta
SeismicMWD en
el pozo de drenaje
50 ms
Zapata del
revestidor de
95⁄8 pulgadas
Tiempo de tránsito sísmico
> Comparación de datos de tiempo convertidos a profundidad adquiridos por la herramienta
SeismicMWD con los correspondientes a un VSP adquirido con cable. Los datos de tiempo convertidos
a profundidad de la herramienta SeismicMWD en el pozo de drenaje y los de un VSP obtenidos con
cable en el pozo original se superponen hasta donde divergen el pozo original y el de drenaje. La comparación nuevamente convalida la capacidad de la herramienta SeismicMWD para adquirir información de
la relación tiempo-profundidad.
46
En el año 2001, TFE programó un pozo de drenaje a partir de un pozo geológico piloto. Se
registró un VSP con cable desde el pozo piloto
para contribuir a determinar la posición exacta
del objetivo a utilizar en el diseño del pozo de
drenaje. La proximidad del pozo de drenaje respecto del pozo piloto ofrecía a TFE una oportunidad ideal para probar la herramienta
SeismicMWD.
TFE y Schlumberger realizaron una prueba de
campo de la técnica SeismicMWD en las aguas
profundas de Angola; profundidad del agua igual
a 1350 m [4430 pies]. Se corrió una herramienta
SeismicMWD de componentes múltiples experimental, alojada en el BHA, en combinación con la
herramienta de Densidad-Neutrón Azimutal
ADN, la herramienta de Resistividad de Arreglo
Compensada ARC y sensores MWD (arriba). Esta
versión experimental de la herramienta contaba
con una tecnología de cuatro componentes (4C),
equipada con tres geófonos ortogonales y un
hidrófono. Dado que era la primera vez que se
adquirían datos de cuatro componentes con la
herramienta SeismicMWD, se agregaron varios
objetivos para evaluar la utilidad de la técnica
(izquierda).
Para evaluar la calidad de los datos, se compararon los datos de la herramienta
SeismicMWD en el pozo de drenaje con datos
VSP previos adquiridos con cable en el pozo
piloto. También se probó una reducción del espaciamiento de niveles de adquisición durante el
levantamiento SeismicMWD, registrando no sólo
durante los momentos de calma de empalme de
la columna de perforación sino también a intervalos intermedios; 14 m [45 pies]. El aumento de
densidad de niveles de adquisición mejora la
calidad y la resolución de la imagen
SeismicMWD. Los niveles registrados durante
los empalmes no incidieron en las operaciones
de perforación, mientras que el espaciamiento de
niveles intermedios implicó sólo ocho minutos
para cada nivel registrado. Los registros
SeismicMWD y VSP se consideraron comparables: el pozo de drenaje estaba cerca del pozo
Oilfield Review
17. Las ondas de tubo son múltiples de ondas que se propagan en forma ascendente y descendente por el fluido
del pozo, y que pueden dominar la porción tardía de los
datos de formas de onda. Los hidrófonos son especialmente susceptibles a los efectos de estas ondas porque
responden a cambios de presión en el pozo, mientras
que los geófonos están conectados a la formación y son
menos susceptibles.
Para más detalles sobre la sensibilidad de geófonos e
hidrófonos a las ondas de tubo, consulte: Zimmerman LJ
y Chen ST: “Comparison of Vertical Seismic Profiling
Techniques,” Geophysics 58, no. 1 (Enero de 1993):
134–140.
Verano de 2002
pozos verticales y entubados donde el acoplamiento de los geófonos puede ser impredecible.
En pozos horizontales, los hidrófonos no aportan
información direccional pero ayudan a los procesadores sísmicos porque ofrecen datos consistentes, mientras que los geófonos pueden ser
menos sensibles a las ondas que se propagan
verticalmente. Los datos de los geófonos de tres
componentes pueden rotarse en la dirección de
máxima energía para una mejor relación señalruido en la detección de los primeros arribos.
Profundidad
50 m
un filtro pasabanda que removió las frecuencias
más altas de los datos, reduciendo así la resolución efectiva de la imagen. Las nuevas herramientas SeismicMWD no tienen este filtro, con
lo cual se mejora la calidad general de la imagen
con respecto a las herramientas anteriores.
Los datos de cuatro componentes pueden utilizarse de distintas formas a fin de mejorar la
calidad del producto y para otras aplicaciones
nuevas. Por ejemplo, es posible aplicar los datos
de hidrófonos a tiros de prueba de velocidad en
Geófono
Hidrófono
50 ms
Tiempo de tránsito sísmico
> Comportamiento de los hidrófonos respecto de los tiempos de tiros de prueba de velocidad. En
pozos verticales y entubados, los geófonos fijados en el arreglo de fondo a menudo no se acoplan a la
formación. La prueba de campo demostró que los hidrófonos, si bien se ven afectados por las ondas
de tubo, producen datos válidos de tiros de prueba de velocidad. Además aportan redundancia en
caso de fallas de los geófonos.
Porción de la
imagen sísmica
de superficie removida
100 ms
Imágenes sísmicas
de superficie e
imágenes SeismicMWD
Tiempo de tránsito sísmico, ms
original; ambos levantamientos investigaron el
mismo volumen de estratos; y los dos conjuntos
de datos fueron adquiridos de la misma manera;
es decir, con desplazamiento de fuente y receptores, utilizando la misma fuente sísmica. Sin
embargo, el VSP con cable se registró con una
mayor densidad de niveles (10 m), mejorando así
la resolución de sus imágenes.
Los tiempos de tránsito registrados, descargados posteriormente de la memoria de la herramienta SeismicMWD, se correlacionaban bien
con los datos registrados con cable. Las únicas
desviaciones importantes estaban relacionadas
con la diferencia en las posiciones de los
pozos—el pozo de drenaje estaba en una posición más alta que el original—poniendo así de
relieve las aplicaciones de esta técnica en lo
referente a la relación tiempo-profundidad y
posicionamiento de la barrena en la sísmica de
superficie (página anterior, abajo). Por otra parte,
los datos de geófonos y los de hidrófonos obtenidos con la herramienta SeismicMWD mostraron
buenos ajustes de la relación tiempo-profundidad (derecha). No se contó con datos de tiempo
de tránsito en tiempo real debido a un error de
inicialización de la herramienta antes de ser
bajada al pozo.
Los datos de geófonos de componentes múltiples provenientes de la herramienta
SeismicMWD permitieron a los geofísicos de TFE
y Schlumberger determinar la dirección de propagación de las ondas sísmicas, lo cual es crucial
en el procesamiento de los VSPs. Los geófonos
son mejores que los hidrófonos en cuanto a la
generación de datos sísmicos que se utilizan
para obtener imágenes de lo que está delante de
la barrena, porque el campo de ondas ascendentes no está contaminado por las ondas de tubo
convertidas; problema muy común observado en
los datos de los hidrófonos.17 La prueba demostró
que el geófono de tres componentes alojado en
el BHA, provee datos de buena calidad y que
podría aportar estas mediciones en pozos muy
desviados. La calidad de la imagen SeismicMWD
fue tan buena como la de las imágenes sísmicas
3D de superficie de alta resolución (derecha). La
herramienta experimental alcanzó una resolución
aceptable a pesar de la utilización intencional de
Imagen
SesimicMWD
insertada
Distancia horizontal
> Comparación entre imágenes sísmicas de superficie e imágenes VSP generadas con la técnica
SeismicMWD. Como parte de la prueba de campo de África Occidental, se evaluó y comparó la calidad de la imagen SeismicMWD con las imágenes sísmicas 3D de superficie de alta resolución. Dentro
de la sección sísmica (izquierda), se ha removido y desplazado hacia la derecha una porción representativa de las imágenes de superficie. Las imágenes SeismicMWD se han colocado sobre la imagen
sísmica de superficie con fines comparativos (recuadro de la izquierda). Las imágenes SeismicMWD
muestran claramente el adelgazamiento y espesamiento de las diversas capas. La calidad de las imágenes resultó buena, considerando que esta versión de la herramienta para prueba de campo limitaba
el ancho de banda disponible que podría utilizarse en el procesamiento. Este filtro no impone limitaciones sobre las herramientas más nuevas.
47
Mediante correo electrónico o el sistema InterACT después de cada nivel:
profundidad medida, profundidad vertical verdadera, tiempo de tránsito, tiempo de
transito corregido, datos del levantamiento, salidas de la aplicación Bit On Seismic
Ingeniero de pozo
especialista
en SeismicMWD
Aplicación Bit On Seismic
Procesamiento de formas
de ondas sísmicas WAVE
Mediante correo electrónico o el sistema InterACT después de cada descarga de la memoria de la herramienta:
datos de forma de onda almacenados en la memoria de la herramienta y salidas de la aplicación WAVE
D
apl atos
ica sin
cio pr
nes oce
Bit sar
On y sa
Se lid
ism as
ic y de l
WA as
VE
Ventas de sísmica de pozo
Control de calidad
Aplicación Bit On Seismic
Procesamiento de formas
de ondas sísmicas WAVE
DCS local
Control de calidad
Aplicación
Bit On Seismic
Procesamiento de formas
de ondas sísmicas WAVE
dos
resulta
lidad y sísmico
a
c
e
d
to
l
Controprocesamien
del
Representante del cliente
en el sitio del pozo
Toma de decisiones del
cliente en tiempo real
> Secuencia de tareas de la técnica SeismicMWD. Una secuencia de tareas bien planificada es esencial para proveer soluciones exitosas en
tiempo real. El centro de Servicios de Datos y Consultoría (DCS, por sus siglas en inglés) pertinente se comunica con el ingeniero de pozo a
cargo del levantamiento SeismicMWD, como mínimo dos semanas antes del inicio de los trabajos para proveer los datos y la información que
corresponda. Previo al comienzo de los trabajos, se deben completar el plan de adquisición y la configuración de la herramienta. Durante la
adquisición, el ingeniero de pozo controla la calidad de los datos y actualiza al DCS diariamente, o luego de cada nivel, con datos en tiempo
real e información del trabajo. Se controla la calidad de los datos y se los corrige antes del procesamiento en tiempo real utilizando los programas Bit On Seismic y WAVE. Las respuestas en tiempo real se envían a los especialistas de la compañía operadora para la toma de decisiones
y también a la localización del pozo. Después de extraer la herramienta del pozo y recuperar los datos, se inspeccionan los archivos de formas
de onda para controlar su calidad utilizando el programa WAVE y luego se envían al DCS que se encarga del control de calidad y de los pasos
de procesamiento sísmico necesarios.
Por otra parte, la utilización simultánea de todos los
componentes puede determinar la dirección de los
arribos con respecto a la fuente y así contribuir a
eliminar ciertas ambigüedades en las imágenes.
Los datos de tres componentes también abren la
posibilidad de procesar ondas de corte con sus
numerosas aplicaciones.18 Con los datos de cuatro
componentes, también pueden realizarse levantamientos de proximidad de la sal en tiempo real
cerca de domos salinos, para determinar la posición
de la barrena con respecto a los flancos de la sal.
Durante el trabajo con la herramienta
SeismicMWD, la interferencia con la operación de
perforación fue mínima y, según TFE, se vio más
que compensada con los beneficios aportados por
la técnica. Los especialistas en perforación, geología y geofísica de TFE esperan que esta tecnología
permita aumentar aún más la rentabilidad de las
operaciones en esta área, a través de sus numerosas aplicaciones. Integrados con las imágenes
sísmicas de superficie y demás información, los
datos SeismicMWD pueden ayudar a corregir y
refinar las profundidades del objetivo de perforación y, en el futuro cercano, permitirán obtener
imágenes en tiempo real de lo que está delante de
la barrena. Esto a su vez posibilitará a TFE optimizar la trayectoria del pozo a medida que progresa
la perforación, reduciendo así la cantidad de pozos
desviados necesarios para alcanzar los objetivos
48
de producción. La generación de imágenes sísmicas en tiempo real permitirá definir canales de
areniscas complejos, ayudando a los perforadores
a contactar más extensión de yacimiento con la
barrena, lo cual permite mejorar tanto la producción como la recuperación general con menos
pozos piloto y de drenaje.
Planificación y secuencia de tareas
Antes de utilizar el método SeismicMWD, deben
establecerse con claridad los roles y responsabilidades para la planificación y ejecución de los trabajos. Los objetivos del levantamiento deben
siempre fijarse con toda claridad. Esto resulta de
especial importancia en operaciones particularmente complejas. Por ejemplo:
• ¿Tiene el trabajo como único objetivo lograr el
posicionamiento de la barrena en tiempo real en
la imagen sísmica de superficie?
• ¿Qué incertidumbres existen en cuanto a intersectar los objetivos buscados y los riesgos de
perforación?
• ¿Se utilizarán velocidades de intervalos para
estimar la presión de poro?19
• ¿Se necesitan imágenes de lo que está delante
de la barrena y, si así fuera, en qué tiempo?
• ¿Se necesita un geofísico en la localización del
pozo para el procesamiento e interpretación en
tiempo real?
• Por otra parte, ¿qué equipos y qué personal—
fuentes, barcazas, grúas y operadores—es
necesario asegurar y movilizar para garantizar
el éxito del trabajo?
Las respuestas a éstas y otras preguntas dictaminan cómo se configura, corre y procesa el
levantamiento. Cuando se diseña un VSP, el modelado previo a la ejecución del trabajo ayuda a
determinar la cantidad de niveles requeridos y la
correcta geometría del levantamiento, incluyendo
las posiciones de las fuentes y los receptores, así
como el espaciamiento óptimo entre receptores.
Si bien las operaciones típicas con la herramienta
SeismicMWD producen un efecto mínimo sobre el
proceso de perforación, el aumento de la densidad
de niveles exige coordinación adicional con el personal de perforación.
La correcta secuencia de tareas se torna aún
más crítica cuando se requieren decisiones en
tiempo real que inciden sobre la seguridad y los
costos. Schlumberger ha construido la infraestructura y ha desarrollado numerosas herramientas y aplicaciones que ayudan a controlar este
proceso. La aplicación de procesamiento de
campo WAVE Q-Borehole de Schlumberger, por
ejemplo, permitirá que se realice el procesamiento y el control de calidad de los datos
SeismicMWD con una computadora personal
(PC) en cualquier parte del mundo (arriba).
Oilfield Review
> Localización de la barrena. La aplicación Bit On Seismic facilita el conocimiento en tiempo real de la
posición de la barrena en las secciones sísmicas de superficie (arriba a la derecha) y evalúa las
incertidumbres respecto de la profundidad a medida que la barrena se acerca a los objetivos
(abajo a la derecha).
Esta aplicación sintetiza todas las capacidades de
procesamiento de sísmica de pozo, para aplicaciones de herramientas operadas a cable y aplicaciones SeismicMWD. Es exactamente lo mismo
que el procesamiento en una central de cómputos
y se basa en los muchos años de experiencia de
Schlumberger en esta área.
Los datos pueden transmitirse a la central de
procesamiento que corresponda a través del sistema de distribución de datos InterACT, basado
en la infraestructura y las herramientas de la Red.
El programa de computación Bit On Seismic, dentro de la plataforma integrada de programas de
perforación Drilling Office, permite a los ingenieros representar gráficamente el avance de la
barrena en la sección sísmica y evaluar los nive18. Engelmark F: “Using 4-C to Characterize Lithologies and
Fluids in Clastic Reservoirs,” The Leading Edge 20, no. 9
(Septiembre de 2001): 1053–1055.
Sayers CM, Woodward MJ y Bartman RC: “Predrill PorePressure Prediction Using 4-C Seismic Data,” The
Leading Edge 20, no. 9 (Septiembre de 2001): 1056–1059.
19. Badri MA, Sayers C, Hussein RA y Graziano A: “Pore
Pressure Prediction Data Using Seismic Velocities and
Log Data in the Offshore Nile Delta, Egypt,” artículo de
la SPE 68195, presentado en la Exposición de Petróleo
de Medio Oriente de la SPE, Bahrain, 17 al 20 de marzo
de 2001.
Verano de 2002
les de incertidumbre en cada profundidad objetivo (arriba). Con este proceso, las metas fundamentales se encuentran fuertemente ligadas:
hacer que el equipo perforador opere sin riesgos
en dirección al objetivo buscado y actualizar en
forma continua y precisa al grupo de perforación
acerca del objetivo buscado y la ubicación de los
posibles riesgos de perforación.
El próximo nivel en sísmica
El futuro augura el desarrollo continuo de la técnica SeismicMWD y el advenimiento de otras
aplicaciones sísmicas que beneficiarán a toda la
comunidad de perforación. Schlumberger ya ha
generado imágenes VSP de alta calidad con la
herramienta SeismicMWD. Los avances inminentes en los sistemas de telemetría MWD, con
la transmisión de formas de onda en tiempo real
y el procesamiento en sitio, incluyendo los programas WAVE y Bit On Seismic, hacen de las
imágenes sísmicas en tiempo real el próximo
nivel para el perforador. Estas capacidades en
tiempo real que permiten observar lo que está
delante de la barrena, han captado la atención de
toda la comunidad de perforación, debido a su
impacto económico sobre las operaciones de
E&P a nivel mundial. El correcto emplazamiento
del pozo a través de yacimientos múltiples utilizando información de la relación tiempo-profundidad más exacta e imágenes sísmicas de lo que
está delante de la barrena, la prevención de riesgos utilizando estimaciones de presión de poro y
los levantamientos de proximidad de la sal en
tiempo real se encuentran a la vuelta de la
esquina.
Schlumberger está en condiciones de proveer
una amplia gama de tecnologías específicas para
registrar sísmica de pozo, incluyendo herramientas operadas a cable, el método Drill-Bit Seismic
y ahora la nueva técnica SeismicMWD. Esta
nueva tecnología es particularmente útil para los
grupos de perforación que trabajan en un mundo
donde cada hora no productiva se traduce en
pérdidas de miles de dólares, donde la información que llega tarde genera menos valor y la
que llega a tiempo para incidir en las decisiones
de perforación puede traducirse en un pozo productivo.
—MG
49
Pruebas de formación y obtención de
muestras de fluidos a través del revestimiento
Una innovadora herramienta de pruebas de formación perfora a través del revestidor
de acero, el cemento y la roca para medir las presiones del yacimiento y obtener
muestras del fluido de formación. A diferencia de otros dispositivos utilizados en
pozos entubados, esta nueva herramienta tapona el orificio que perfora, aislando la
formación del pozo después de realizadas las pruebas. Debido a esta singular capacidad para sellar los orificios, los operadores pueden reanudar la producción sin necesidad de efectuar costosas reparaciones del revestidor o la cementación.
Cartucho de
potencia
Módulo de cámara
para muestras
Módulo de control
de la perforación
Módulo de probeta
Nueva herramienta para pruebas de formación y obtención de muestras de fluidos en pozos entubados. La herramienta
CHDT tiene cuatro módulos, incluido un cartucho de potencia, un módulo de control, un módulo de probeta de pozo
entubado y un módulo de cámara para muestras. El módulo de potencia suministra energía a través del cable. El módulo
de control controla las etapas de perforación y de pruebas de presión. El módulo de probeta ancla la herramienta, la
sella contra el revestidor, perfora y tapona el orificio. La unidad de obtención de muestras recoge muestras de fluidos.
En la fotografía superior derecha, se muestra una moneda junto a los tapones para indicar la escala de los mismos.
Keith Burgess
Troy Fields
Ed Harrigan
Sugar Land, Texas, EUA
Greg M. Golich
Aera Energy LLC
Bakersfield, California, EUA
Tom MacDougall
Rosharon, Texas
Rusty Reeves
Stephen Smith
Kevin Thornsberry
ChevronTexaco
Nueva Orleáns, Luisiana, EUA
Brian Ritchie
Devon Canada Corporation
Calgary, Alberta, Canadá
Roberth Rivero
Petróleos de Venezuela S.A.
Caracas, Venezuela
Robert Siegfried
Instituto de Tecnología del Gas
DesPlaines, Illinois, EUA
Por su colaboración en la preparación de este artículo se
agradece a Patricia Bonilla y Juan Ceballos, Caracas,
Venezuela; Kimi Ceridon, Chuck Fensky, Mario Flores, Gus
Melbourne, Joe Nahas, Dwight Peters y Brian Sidle, Sugar
Land, Texas, EUA; Beth Clark, Nueva Orleáns, Luisiana,
EUA; Trent Hunter y Alan Salsman, Calgary, Alberta,
Canadá; Mike Kasecky, Anchorage, Alaska, EUA; Karl
Klaudi, Belle Chasse, Luisiana; y Alan Sibbit, Houston,
Texas.
ABC (Análisis Detrás del Revestimiento), ADN (DensidadNeutrón Azimutal), ARC (herramienta de Resistividad de
Arreglo Compensada), CBT (herramienta de Adherencia del
Cemento), CHDT (Probador de la Dinámica de la Formación
de Pozo Entubado), CHFR (Resistividad de la Formación en
Pozo Entubado), CQG (Sensor de Cristal de Cuarzo),
ELANPlus, GPIT, LFA (Analizador de Fluidos Vivos), MDT
(Probador Modular de la Dinámica de la Formación), OFA
(Analizador Óptico de Fluidos), RFT (Multiprobador de
Formaciones), RFT de Pozo Entubado, RSTPro (herramienta
de Control de Saturación del Yacimiento para la Sonda PS
Platform) y USI (generador de Imágenes Ultrasónicas) son
marcas de Schlumberger. Monel es una marca de Inco
Alloys Internacional, Inc.
1. Bargach S, Falconer I, Maeso C, Rasmus J, Bornemann T,
Plumb R, Codazzi D, Hodenfield K, Ford G, Hartner J,
Grether B y Rohler H: “LWD en tiempo real: Registros
para la perforación,” Oilfield Review 12, no. 3
(Invierno de 2001): 64–84.
2. Schlumberger: Cased Hole Log Interpretation
Principles/Applications. Houston, Texas, EUA:
Schlumberger Educational Services, 1989.
3. El Instituto de Tecnología del Gas, formado en el año
2000 mediante la combinación del Gas Research Institute
y del Institute of Gas Technology, es una compañía
tecnológica estadounidense independiente que ofrece
servicios de investigación y entrenamiento en temas
relacionados con gas natural, energía y medio ambiente.
Si desea obtener mayor información, consulte:
http://www.gastechnology.org/.
Verano de 2002
Las compañías de exploración y producción evalúan los yacimientos de petróleo y de gas de
muchas maneras. Quizás los métodos de evaluación más comunes son los registros geofísicos de
pozo abierto, introducidos por Schlumberger
hace 75 años. Estas técnicas emplean registradores y equipos de control en superficie conectados mediante un cable conductor a dispositivos
de medición bajados al fondo del pozo que
envían las señales a la superficie. La medición y
el registro de datos se pueden efectuar durante
la perforación mediante técnicas desarrolladas
durante la década de 1990.1 La evaluación de formaciones con registros de pozos entubados es
menos común porque es más difícil medir las propiedades de la formación a través del revestidor
y el cemento. A pesar de estos obstáculos, las
mediciones en pozos entubados han aportado
información vital desde la década de 1930.2 Lo
más reciente en materia de evaluación de formaciones en pozos entubados, radica en la capacidad de medir la presión y obtener muestras de
fluidos sin poner en peligro la integridad del
revestimiento y la producción futura del pozo.
La presión del yacimiento es una de las propiedades clave que emplean los ingenieros, geólogos y petrofísicos para caracterizar zonas de
interés. Se puede medir de varias maneras, algunas de las cuales también permiten la obtención
de muestras de fluidos de la formación. El
Probador Modular de la Dinámica de la Formación
MDT, se utiliza rutinariamente para obtener muestras de fluidos y medir las presiones de la formación en pozos abiertos. Al permanecer estáticos
durante la operación, estos dispositivos corren el
riesgo de quedarse atascados en pozos difíciles o
sobrepresionados, o en pozos muy desviados.
Las pruebas de formación que se efectúan a través de la columna de perforación (DST, por sus siglas
en inglés), que se utilizan para medir la capacidad
productiva, la presión, la permeabilidad y la extensión de un yacimiento, implican el aislamiento de la
zona de interés con empacadores temporales.
Posteriormente, se abren las válvulas de la herramienta de pruebas dejando fluir el pozo, para producir fluidos del yacimiento a través de la columna de
perforación. Por último, el especialista en pruebas
cierra el pozo y las válvulas, desancla los empacadores y extrae las herramientas del pozo. Dependiendo
de los requerimientos y objetivos, las pruebas de formación pueden durar menos de una hora o extenderse durante varios días o semanas; en algunos
casos, se pueden tener varios períodos de flujo y de
incremento de presión. Al igual que las operaciones
de pruebas de formación con cable, los DSTs en pozo
abierto también presentan riesgos mecánicos, tal
como el atascamiento de la tubería.
Cuando los riesgos para las herramientas de
pruebas o las pruebas de formación en pozo
abierto son demasiado altos, las compañías de
exploración y producción prefieren bajar el revestidor para evitar las pruebas en pozo abierto. Por
esta razón, la capacidad de obtener muestras de
fluidos y medir las presiones en pozos recientemente entubados se convierte en una actividad
crítica.
La medición de la presión y la determinación
del tipo de fluido que hay detrás del revestimiento también es importante en pozos más viejos. Las reservas, que pueden haberse pasado
por alto por diversas razones, deben evaluarse
para estudiar el desarrollo de los campos y evitar
el abandono prematuro de algunos pozos.
Además, los datos provenientes de pozos entubados ayudan a los operadores a planificar los
pozos de relleno y monitorear el progreso de las
operaciones de recuperación secundaria, tal
como la inyección de agua, gas o vapor.
El Probador de la Dinámica de la Formación
de Pozo Entubado CHDT es la primera herramienta capaz de penetrar el revestimiento, medir
la presión del yacimiento, obtener muestras de
fluidos de formación y taponar los orificios de
prueba en un solo viaje (página anterior).
Schlumberger y el Instituto de Tecnología del Gas
(GTI, por sus siglas en inglés) desarrollaron conjuntamente la herramienta CHDT como parte de
una iniciativa del GTI dirigida a desarrollar nuevas formas de evaluar los pozos entubados.3
En este artículo se examinan los dispositivos
precursores de la herramienta CHDT, se describe
cómo opera la nueva herramienta y se discuten
algunos de los desafíos que supone desarrollar
una herramienta de pruebas de pozo entubado.
Algunos ejemplos de campo demuestran la
amplia variedad de aplicaciones en las cuales
esta herramienta contribuye a la evaluación de
formaciones.
51
> Orificios de entrada dentados causados por un
probador de pozo entubado.
> Modelo de probador de pozo entubado y resultados de la herramienta
CHDT. Se perforó una sección entubada y cementada de arenisca Berea con
un probador tradicional (FT) de pozo entubado y también se taladró con la
herramienta CHDT (arriba). Las longitudes de los túneles dejados por los disparos de la herramienta RFT de Pozo Entubado no se pueden controlar. En
contraste, la herramienta CHDT crea túneles precisos y consistentes (abajo).
Pruebas en pozos entubados
En un primer intento por satisfacer las necesidades de los operadores con respecto a la obtención
de muestras de fluidos y a la medición de presión
en pozos entubados, Schlumberger modificó el
Multiprobador de Formaciones RFT en la década
de 1980.4 El resultado fue la herramienta RFT de
Pozo Entubado que perfora el revestimiento con
una carga explosiva hueca (premoldeada). Al
igual que sucede con todos los disparos, no es
posible controlar ni predecir la longitud del túnel
dejado por el disparo sin conocer detalles acerca
del revestidor, la cementación, la presión y la litología de la formación; datos que generalmente no
se encuentran disponibles (arriba a la izquierda).
Después de haber realizado las pruebas y extraído la herramienta RFT del pozo, el túnel dejado
por el disparo se puede tapar con un parche, un
tapón o una cementación forzada (a presión). Esta
herramienta puede hacer pruebas en dos zonas
por carrera.
52
Aunque este probador de pozo entubado permite a los operadores obtener importantes datos
de presión, la calidad de las muestras de fluidos
no es tan buena puesto que no se efectúan mediciones de las propiedades del fluido antes de la
obtención de la muestra, y no hay control de la
caída de presión una vez que se abre la válvula
de la cámara para muestras. El retorno del pozo
a su estado productivo, puede ser difícil porque
el logro de un sello de alta calidad puede resultar complicado y consumir mucho tiempo.
Además, la rebaba que queda en el revestidor en
los orificios de entrada del disparo puede dificultar operaciones futuras (arriba a la derecha). La
herramienta RFT de Pozo Entubado tiene un diámetro externo más amplio que la herramienta
CHDT, por lo que no se puede bajar en pozos de
diámetro pequeño. Adicionalmente, la herramienta RFT de Pozo Entubado no se puede combinar con módulos MDT.
> Túneles y tapones CHDT. La herramienta CHDT
perfora orificios de bordes lisos a través del
revestidor, el cemento y la formación. Los tapones de la herramienta CHDT encajan perfectamente en los orificios.
Recientemente, la herramienta MDT se utilizó para obtener muestras de fluidos a través de
disparos en pozos entubados.5 Los multiprobadores RFT de Pozo Entubado y MDT marcaron
importantes hitos en el desarrollo de la herramienta CHDT, ya que éstas dieron respuesta a
muchos problemas de los probadores operados a
cable y de los DSTs en pozo abierto.
La herramienta CHDT supera las limitaciones
del probador RFT de Pozo Entubado porque perfora túneles precisos y consistentes para la
obtención de muestras de fluidos (arriba). Al
mismo tiempo, la herramienta CHDT permite evaluar hasta seis zonas por carrera, triplicando así
la capacidad de la herramienta anterior. Ésta es
la primera herramienta diseñada específicamente para pruebas de formación a través del
revestimiento, capaz de medir múltiples datos de
presión de formación, obtener muestras de flui-
Oilfield Review
Longitud (sin módulo de muestreo)
31.2 pies
Cámara para muestras (opcional)
9.7 pies
Diámetro externo de la herramienta
4 1⁄4 pulg
Diámetro del revestidor
5 1⁄2 pulg a 9 5⁄8 pulg
Temperatura
350°F
Presión
20,000 lpc
Apto para servicio H2S
Si
Bajo balance máximo
4000 lpc
Número máximo de orificios
perforados y sellados†
6 por carrera
Diámetro del orificio perforado
0.28 pulg
Penetración máxima
6 pulg
Resistencia a la presión del tapón
10,000 lpc,
bidireccional
Volumen del pre-ensayo
100 cm3
Sensores de presión
Sensores de
deformación y CQG
Presión estándar del CQG
15,000 lpc
Muestreo
PVT y convencional
Identificación de fluidos
Resistividad y
módulo LFA
Combinable con el probador MDT
Si‡
†Dependiente de la formación
‡Combinable con módulos MDT en revestidores
de 7 pulgadas y de mayor diámetro
(bombeo, OFA y cámaras para muestras PVT)
> Especificaciones de la herramienta CHDT. Esta
compleja pero robusta herramienta opera en
ambientes de hasta 350ºF [177ºC] y 20,000 lpc [138
MPa]. Su diseño modular hace que se adapte
fácilmente a numerosas aplicaciones.
dos de alta calidad y restablecer la integridad del
revestimiento; todo en una única operación efectiva en materia de costos (arriba). La herramienta
se puede bajar al pozo con cable, con tubería de
perforación o con un tractor; dispositivo utilizado
para bajar herramientas en pozos muy desviados.
La calidad de la adherencia del cemento es
una consideración clave cuando se preparan operaciones con la herramienta CHDT. Si la adherencia es deficiente, la comunicación entre zonas
podría afectar los resultados. También es importante conocer el estado del revestidor y la posición de accesorios externos del revestidor, tales
como los centralizadores. Estos factores se pueden valorar utilizando el generador de Imágenes
Ultrasónicas USI en combinación el registrador
de la Adherencia del Cemento CBT, para evaluar
la calidad del cemento y los parámetros del
4. Burgess KA, MacDougall TD, Siegfried RW y Fields TG:
“Wireline-Conveyed Through-Casing Formation Tester
Preserves Casing Integrity,” artículo de la SPE 72371,
presentado en el Congreso de la SPE de la Región
Oriental, Canton, Ohio, EUA, 17 al 19 de octubre de 2001.
5. Para mayor información sobre la obtención de muestras
de fluidos utilizando la herramienta MDT en pozos entubados, consulte: Hurst S, Hows M y Kurkjian A: “CasedHole Tester Provides Field Testing Alternative,” Oil & Gas
Journal 99, no. 24 (11 de junio de 2001): 49–52.
Verano de 2002
revestidor. El espesor del revestidor y de la capa
de cemento, así como el tipo de roca afectan la
facilidad y velocidad con que se pueden perforar
los orificios de prueba.
La operación comienza con la bajada de la
herramienta CHDT hasta la profundidad objetivo.
Las zapatas de anclaje empujan al empacador de
la herramienta contra el revestidor, a fin de crear
un sello entre la superficie interna del revestidor y
la herramienta. Una prueba de sello de empacador
asegura que el sello se ha establecido apropiadamente antes de perforar el revestimiento.
Una vez verificado el sello, se comienza a perforar con una barrena (mecha, broca, trépano)
híbrida montada sobre un eje flexible. El mecanismo de perforación está hidráulicamente aislado del pozo; la posición de la barrena y la
presión del fluido circundante se monitorean
desde la superficie. El fluido que rodea la barrena
puede ser fluido de terminación, como agua
salada, o fluido de perforación base aceite o base
agua. A medida que la barrena avanza a través
del revestidor hacia el cemento, hay pequeñas
variaciones de presión que se originan por las
diferencias de los cambios volumétricos y de la
presión de poro del cemento. A medida que la
perforación penetra el cemento, se efectúan
ciclos de limpieza para eliminar efectivamente
los escombros existentes en el túnel, los cuales
son aspirados dentro de la herramienta. Este procedimiento mejora el rendimiento de perforación
y reduce el esfuerzo de torsión en la barrena. La
barrena es versátil y duradera, y está diseñada
para perforar acero, cemento y roca en una sola
operación.
Una vez que la barrena se encuentra con la
formación, la presión medida se equilibra con la
existente en el yacimiento y entonces se puede
detener la perforación. Si se reduce la presión
del fluido que rodea la barrena antes de la perforación, se mejora la respuesta a la presión
cuando se establece comunicación con la formación, lo que facilita la detección de dicha respuesta. Si se extiende el túnel perforado más
adentro en la formación, se incrementa el área
de flujo para evaluar formaciones de baja permeabilidad y aumentar la posibilidad de interceptar
fracturas naturales. La herramienta puede perforar hasta 15 cm [6 pulgadas] desde la superficie
interna del revestidor.
Hurst S, Hows M y Kurkjian A: “Cased-Hole Tester
Provides Field Testing Alternative,” Oil & Gas Journal 99,
no. 25 (18 de junio de 2001): 50–52.
6. Para mayor información sobre obtención de muestras de
fluidos utilizando la herramienta MDT, consulte: Andrews
RJ, Beck G, Castelijns K, Chen A, Cribbs ME, Fadnes FH,
Irvine-Fortescue J, Williams S, Hashem M, Jamaluddin
A, Kurkjian A, Sass B, Mullins OC, Rylander E y Van
Dusen A: “Cuantificación de la contaminación utilizando
el color del crudo y del condensado,” Oilfield Review 13,
no. 3 (Invierno de 2001/2002): 24–43.
Para analizar la caída de presión, la herramienta CHDT puede realizar pre-ensayos múltiples a diversos gastos (tasas, ratas, caudales,
velocidades de flujo) con volúmenes de hasta 100
cm3 [6 pulgadas3]. Se realiza un pre-ensayo con
el objetivo de obtener registros precisos de la
presión de formación. Este pre-ensayo también
indica si es posible obtener una muestra de fluido
de buena calidad mediante una prueba preliminar del sello hidráulico y de movilidad de preensayo. La cámara de pre-ensayo de la
herramienta CHDT puede llenarse, purgarse y llenarse nuevamente. Si se realizan pre-ensayos
múltiples a diferentes profundidades de penetración, es posible detectar la presencia de microanillos y asegurar que las mediciones de presión
de formación son repetibles. La interpretación de
los pre-ensayos en el pozo tiene en cuenta la profundidad de penetración en la formación en el
análisis e incluye las respuestas de presión, ya
sean de sensores de deformación o de cristal de
cuarzo CQG.
Las muestras de fluidos de la herramienta
CHDT se obtienen una vez que se ha establecido
una comunicación adecuada entre la herramienta
y la formación. La herramienta monitorea la
resistividad para la tipificación del fluido y se
puede combinar con el Analizador Óptico de
Fluidos OFA, el Analizador de Fluidos Vivos LFA y
los módulos de bombeo de la herramienta MDT
para realizar la tipificación avanzada del fluido y
el monitoreo de la contaminación (abajo).6
Cartucho
de potencia
Módulo de cámaras
para muestras
múltiples
Módulo de cámara
para muestras
Cartucho
de potencia
Módulo de
cámara para
muestras
Módulo de
control de la
perforación
Módulo de
probeta
Módulo de bombeo
Módulo OFA
Módulo de control
de la perforación
Módulo de probeta
> Combinaciones de la herramienta CHDT. Los
cuatro módulos de la herramienta CHDT estándar
se muestran a la izquierda. Los módulos del dispositivo MDT se pueden combinar con la herramienta CHDT, tal como se ilustra a la derecha.
53
> Tapones de la herramienta CHDT. Estas fotografías
muestran la precisión con que los tapones encajan en los
orificios de prueba.
54
Con el restablecimiento de la integridad del
revestimiento luego de las operaciones con la
herramienta CHDT, se eliminan los costos y tiempos de equipo de perforación asociados con operaciones convencionales de carreras para
asentar tapones, cementaciones forzadas, pruebas de presión y carreras de raspadores del
revestidor. Durante la vida de un pozo, la herramienta CHDT puede proporcionar información
capaz de confirmar o descartar la necesidad de
un programa completo de disparos, porque per100
95
90
85
Eficiencia, %
La herramienta CHDT puede incorporar cámaras para muestras aptas para fluidos con H2S de
1 galón [3.8 litros] de capacidad, las cuales se
ajustan bien a casi todos los revestimientos de
51⁄2 pulgadas. El diámetro externo de las cámaras
para muestras de la herramienta MDT es de 43⁄4
pulgadas; estas cámaras pueden bajarse en
pozos con revestimientos de 7 pulgadas o de
mayor diámetro. Las cámaras para muestras
incluyen el módulo para muestras múltiples, que
puede contener seis botellas. Las botellas para
muestras múltiples son sólo para una fase y sus
volúmenes son de 450 cm3 [27 pulg3] o 250 cm3
[15 pulg3]. También hay cámaras para muestras
de 1, 23⁄4 y 6 galones [3.8, 10.4 y 22.7 litros] de
capacidad. Cuando se utilizan varias cámaras al
mismo tiempo aumenta la eficiencia.
Luego de las pruebas de formación y obtención de muestras de fluidos de un objetivo en particular, la herramienta CHDT inserta un tapón
Monel resistente a la corrosión para sellar el orificio perforado en el revestimiento (arriba). Este
sello metal-metal restablece la integridad del
revestimiento y es capaz de resistir una presión
diferencial de 10,000 lpc [69 MPa]. El cambio en
el diámetro interno original del revestimiento
después de colocado el tapón es de sólo 0.8 mm
[0.03 pulgadas]; este espesor extra, o protuberancia, se puede eliminar sin reducir la resistencia a la presión del tapón.
mite la realización de pruebas efectivas en materia de costos, antes de efectuar operaciones de
reparación o de abandono de pozos.
Los resultados de las operaciones con la
herramienta CHDT se pueden integrar con los
resultados de otras herramientas de evaluación
de formaciones a través del revestimiento, tales
como los registros de Resistividad de la
Formación en Pozo Entubado CHFR y los de
Control de Saturación del Yacimiento RSTPro. La
evaluación de formaciones a través del revestimiento, realizada con la integración de estos
recursos, elimina la necesidad de efectuar conjeturas que pueden desembocar en decisiones irreversibles, costosas o subóptimas. El servicio
CHDT proporciona un método efectivo en materia
de costos para optimizar los planes de reterminación, mejorar datos de registros viejos o
incompletos, valorar zonas desconocidas y evaluar el potencial económico de los yacimientos.
La herramienta CHDT—incluso en estas primeras etapas de su utilización—tiene un índice
de éxito de 93% en el taponamiento de orificios.
Esta confiabilidad significa que las acciones de
remediación pueden ser necesarias sólo en 7%
de las ocasiones. Las técnicas de remediación,
tales como el aislamiento con un tapón puente,
la instalación de un parche en el revestimiento o
las cementaciones forzadas, son típicos planes
de contingencia para cuando los orificios perforados por la herramienta CHDT no se pueden taponar. El aumento de la confiabilidad operacional es
un desafío permanente (abajo). La preparación
previa al trabajo es clave para alcanzar los objetivos planificados. Las preparaciones se planifican para cada trabajo en particular debido a la
amplia gama de aplicaciones en las cuales se
emplea la herramienta CHDT.7
80
75
Índice de éxito respecto al taponamiento acumulado
70
65
60
55
50
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
70
75
80
85
90
Número de carreras de la herramienta
> Mejoras de la confiabilidad de la herramienta CHDT.
Oilfield Review
7. Para mayor información sobre las aplicaciones de la
herramienta CHDT, consulte: Burgess et al, referencia 4.
8. Para mayor información sobre la iniciativa Perforación
sin Sorpresas, consulte: Bratton T, Edwards S, Fuller J,
Murphy L, Goraya S, Harrold T, Holt J, Lechner J,
Nicholson H, Standifird W y Wright B: “Prevención de
problemas durante la perforación,” Oilfield Review 13,
no. 2 (Otoño de 2001): 32–51.
Verano de 2002
MISSISSIPPI
ALABAMA
o
FLORIDA
c
LUISIANA
i
Pruebas de formación y obtención de
muestras de fluidos en pozos exploratorios
ChevronTexaco perforó un pozo exploratorio en el
Golfo de México en Estados Unidos que representó un verdadero desafío (derecha). La planificación del pozo de acuerdo con la iniciativa de
Perforación Sin Sorpresas (NDS, por sus siglas
en inglés) aseguró que el pozo se perforaría y
evaluaría con la mayor seguridad y minuciosidad
posibles.8
ChevronTexaco decidió correr los registros de
Resistividad de Arreglo Compensada ARC y
Densidad-Neutrón Azimutal ADN durante la perforación. Las condiciones subóptimas del pozo
impidieron la utilización de otras herramientas
para la evaluación de formaciones en pozo
abierto, pero había dos interrogantes para responder: si dos lóbulos de arenisca estaban conectados entre sí y con un pozo productivo cercano, y
si la zona objetivo más profunda tenía un contacto
agua-petróleo.
A fin de realizar una evaluación completa,
ChevronTexaco corrió la herramienta CHDT con el
módulo OFA, bajándola por primera vez con la
columna de perforación. Con estas herramientas
sería posible valorar la compartimentalización
del yacimiento a través de las mediciones de
presión, y evaluar el fluido contenido en la formación mediante la obtención de muestras.
También fue el primer trabajo en que se bajó la
herramienta CHDT desde una torre articulada
(flexible) de 610 m [2001 pies] de altura en 535 m
[1754 pies] de agua. La torre articulada se encontraba en constante movimiento. Además, fue la
primera vez que la herramienta CHDT perforó a
través de una tubería en espiral.
El ambiente operativo generó preocupaciones
importantes a los ingenieros de ChevronTexaco.
La herramienta CHDT perfora orificios de 0.71 cm
[0.28 pulgadas] de diámetro, de modo que el
movimiento de la herramienta durante las operaciones que siguen a la perforación del orificio
podría crear suficiente desalineación como para
imposibilitar la operación de taponamiento. La
principal inquietud era que la columna de perforación se moviera y la herramienta cambiara de
posición, por lo que los ingenieros dedicaron
M
o
G o l f
é
x
d e
> Ubicación del pozo de exploración de ChevronTexaco
en el Golfo de México junto a una fotografía de la plataforma articulada (flexible).
grandes esfuerzos a desarrollar planes alternativos. Por ejemplo, bajar un empacador de inyección forzada con la columna de perforación por
encima de la herramienta CHDT, lo que permitiría
que el empacador fuese anclado en el revestidor
para soportar el peso de la herramienta y así
minimizar las posibilidades de que ésta se
moviese.
Finalmente, ChevronTexaco desechó todos
los planes alternativos, y optó por monitorear los
acelerómetros de fondo de pozo durante 30
minutos antes de comenzar el proceso de perforación. Los acelerómetros X, Y y Z son parte del
inclinómetro GPIT, el cual se puede incluir en la
sarta de la herramienta CHDT. Estos acelerómetros monitorean la aceleración de la herramienta
en el fondo del pozo en las direcciones X, Y y Z.
Mediante la observación del eje Z en particular,
el ingeniero a cargo de la operación puede advertir si la herramienta está en movimiento.
Además, el personal de operaciones monitoreó la
tensión de cabeza del pozo y la presión hidrostática, y se aseguró que hubiera condiciones de
peso neutro sobre la columna de perforación
antes de que la herramienta CHDT iniciara la
secuencia de perforación.
55
> Objetivos profundos. La trayectoria del pozo
superó los 7315 m [24,000 pies] de profundidad
medida y atravesó dos secciones de arenisca.
Se esperaba que la arenisca superior, que había
sido anticipada en el pronóstico del pozo, fuese la
misma arenisca que se encontró en un pozo productivo cercano (primer punto de prueba). La presión de la formación medida en el segundo punto
de prueba indicaría si el lóbulo inferior de la arenisca superior también tenía conexión con la zona
productiva del pozo vecino. El tercer punto de
prueba mostraría si había un contacto aguapetróleo en la arenisca inferior, o si la resistividad
en descenso se debía a cambios en la litología.
La muestra de fluido obtenida en el tercer punto
se enviaría al laboratorio para su análisis de la
relación presión-volumen-temperatura (PVT). La
sarta de la herramienta CHDT empleada en esta
operación se muestra a la derecha del registro.
56
Resistividad de cambio de
fase ARC de 40 pulg a
2 MHz, sin corrección por
efectos de pozo
0.2
ohm-m
20
Resistividad de cambio de
fase ARC de 34 pulg a
2 MHz, sin corrección por
efectos de pozo
0
Velocidad de penetración,
promediada sobre los
últimos 5 pies
1000
pies/h
0
Tiempo de resistividad ARC,
después de la berrena
Calibre diferencial
pulg
20
0.2
ohm-m
20
Corrección de la densidad
Resistividad de cambio de
volumétrica, fondo
fase ARC de 28 pulg a
2 MHz, sin corrección por 0.8
-0.2
g/cm3
efectos de pozo
0.2
ohm-m
20
Prof., Resistividad de cambio de
0
h
40 pies
fase ARC de 22 pulg a
2 MHz, sin corrección por
Velociefectos de pozo
Rayos gamma ARC
dad de
ohm-m
20
rotación 0.2
0
API
150 del ADN Resistividad de cambio de
(RPM_ fase ARC de 10 pulg a
Tiempo de densidad,
ADN) 2 MHz, sin corrección por
después de la berrena
rpm
efectos de pozo
0
h
40 0 200 0.2
ohm-m
20
Densidad volumétrica
1.85
g/cm3
2.85
Densidad volumétrica, fondo
1.85
g/cm3
2.85
Porosidad neutrón termal
60
u.p.
0
Primer punto de prueba
Conector eléctrico de fondo
para carrera con la columna
de perforación
Unión giratoria
Medición de tensión
o compresión
Módulo de telemetría
Segundo punto de prueba
Rayos gamma
Inclinómetro que mide la
aceleración en los ejes X, Y y Z
Cartucho de potencia CHDT
Módulo de cámaras para
muestras múltiples
Módulo OFA
Módulo de bombeo
Reducción
Cartucho electrónico
y de control CHDT
Tercer punto de prueba
ChevronTexaco deseaba perforar, realizar
pruebas y taponar tres orificios (derecha). El primer punto de prueba sería perforado para medir
la presión con el objetivo de determinar si el
lóbulo superior de arenisca encontrado en este
pozo era el mismo que se había hallado en el
pozo productivo vecino. La presión de formación
medida en el segundo punto de prueba indicaría
si el lóbulo inferior de la arenisca superior también estaba conectado a la zona productiva del
pozo vecino. El tercer punto de prueba mostraría
si había un contacto agua-petróleo en la arenisca
inferior o si la medición decreciente de resistividad se debía sólo a cambios en la litología. La
muestra de fluido del tercer punto se enviaría al
laboratorio para efectuar el análisis de la relación
presión-volumen-temperatura (PVT).
ChevronTexaco estaba dispuesta a asumir el
riesgo de que la herramienta no fuera capaz de
taponar los orificios porque necesitaba mediciones de presión de los primeros dos puntos para
planificar el desarrollo del yacimiento. Antes de
comenzar el trabajo, la compañía decidió que si
no se podían colocar los tapones, entonces inyectaría cemento en los primeros dos orificios y dejaría el tercero abierto.
La operación se realizó de forma impecable y
sin pérdida de tiempo: se perforaron los tres orificios, se realizaron las pruebas y se colocaron los
tapones con todo éxito. ChevronTexaco logró terminar el pozo como estaba planeado y realizar un
tratamiento de estimulación por fracturamiento
hidráulico en la zona inferior. El pozo se puso en
producción y, cinco meses más tarde, continuaba
produciendo 10,000 bppd [1600 m3/d]. Más aún,
el operador obtuvo respuesta a los interrogantes
pertinentes al yacimiento. La primera prueba confirmó que la arenisca estaba conectada con el
Módulo de probeta CHDT
Oilfield Review
Primer punto
Retorno a la presión hidrostática
6000
4000
Prueba
de
sello Prueba
de
sello Prueba
de
sello
3000
2000
1000
Taponado
Perforación de 0.7 pulg
Pre-ensayo de 10 cm3
Pre-ensayo de 30 cm3
Perforación de 2.1 pulg
Pre-ensayo de 30 cm3
Presión, lpc
5000
Prueba de sello del tapón exitosa
7000
Prueba de sello del tapón
Reciclaje del pre-ensayo
5739.75
Presión del lodo antes de la prueba, lpc:
5740.62
Presión del lodo después de la prueba, lpc:
Último valor del período de incremento de presión, lpc: 4772.89
833.1
Movilidad del período de flujo, mD/cp:
Retracción de
la herramienta
Anclaje de la herramienta
Prueba de sello
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
Tiempo, seg
Volumen del pre-ensayo: 31.3 cm3
Presión del lodo antes de la prueba, lpc:
Presión del lodo después de la prueba, lpc:
Último valor del período de incremento de presión, lpc:
Movilidad del período de flujo, mD/cp:
Segundo punto
7000
Anclaje de
la herramienta
Taponado
4000
3000
2000
Perforación de 0.5 pulg
Pre-ensayo de 20 cm3
Perforación de 2.4 pulg
Pre-ensayo de 20 cm3
Presión, lpc
5000
Prueba de sello
1000
5772.82
5773.36
5335.95
175
Retracción de
la herramienta
Estabilización de la presión
Retorno a la presión hidrostática
6000
8000
Reciclaje del pre-ensayo
Prueba de sello del tapón
0
0
0
1000
2000
4000
5000
6000
Tiempo, seg
Volumen del pre-ensayo: 21.7 cm3
Presión del lodo antes de la prueba, lpc:
Presión del lodo después de la prueba, lpc:
Último valor del período de incremento de presión, lpc:
Movilidad del período de flujo, mD/cp:
Tercer punto
7000
3000
Anclaje de la herramienta
Estabilización de la presión
6000
Perforación de 0.6 pulg
Pre-ensayo de 20 cm3
Perforación de 1.1 pulg
Pre-ensayo de 20 cm3
Presión, lpc
5000
4000
3000
2000
Prueba
de
sello
1000
Comienzo del bombeo
0
0
1000
Volumen del pre-ensayo: 20.0 cm3
Verano de 2002
2000
3000
Tiempo, seg
4000
5000
5927.71
5926.31
5569.57
24.6
pozo vecino (izquierda). El segundo intervalo, que
mostró contener agua, probó no estar conectado
con la arenisca superior ni con el pozo vecino.
Sorprendentemente, la tercera prueba indicó que
la arenisca más profunda contenía petróleo y no
agua en la porción más profunda del intervalo.
Si bien las operaciones CHDT tuvieron éxito,
el trabajo resultó bastante exigente. Por ejemplo,
ChevronTexaco deseaba obtener seis muestras
de fluidos del tercer punto. El plan era perforar el
orificio, tomar muestras a intervalos de 30 minutos y obtener una muestra con mínima contaminación y retener siempre una muestra en caso de
que se taponara la probeta. La probeta se taponó
a causa de la naturaleza no consolidada de la
arenisca. El ingeniero revirtió la bomba para destapar la probeta. Esta operación bombeó fluido
del pozo hacia la formación, pero no era deseable sacar la probeta del revestimiento. La retracción y reinserción de la probeta podría haber
impedido la realineación exitosa del tapón con el
orificio de perforación. No obstante, las muestras
obtenidas sugirieron que la zona contenía petróleo y no agua.
La gente de ChevronTexaco quedó impresionada con el desempeño de la herramienta CHDT
y con la información recibida. El hecho de que los
tres orificios quedaran sellados con todo éxito y
que pasaran las pruebas de presión fue especialmente importante para el operador. El siguiente
pozo perforado en el yacimiento presentó problemas similares, y la herramienta CHDT se corrió
nuevamente; esta vez para perforar, efectuar
pruebas y taponar cinco orificios. La gente de
ChevronTexaco cree que la herramienta CHDT
brinda la oportunidad de adquirir datos clave del
yacimiento en pozos en los cuales no es posible
obtener datos a pozo abierto.
En Alaska, EUA, se empleó la herramienta
CHDT para medir la presión y obtener cinco muestras de fluidos de un pozo de exploración durante
el invierno de 2000 a 2001, después que las condiciones del pozo impidieron la utilización de una
herramienta de obtención de muestras de fluidos
en pozo abierto. Todos los orificios se taponaron
con éxito, y la integridad del revestimiento se
verificó mediante pruebas de integridad mecánica. En Alaska, al igual que en el Golfo de
México, la herramienta CHDT ha ayudado a los
operadores a adquirir datos de presión y muestras
de fluidos de alta calidad para análisis PVT; datos
sumamente útiles para una evaluación integral de
áreas prospectivas problemáticas.
< Gráficas de presión de la herramienta CHDT del
pozo del Golfo de México. Todas las pruebas se
realizaron sin incidentes.
57
EUA
CALIFORNIA
San Francisco
Campo Belridge Sur
Bakersfield
Condado
de Kern
Los Ángeles
0
100
0
100
200 millas
200
300 km
> Campo Belridge Sur, California, EUA. El campo produce petróleo de la
diatomita de la formación Belridge.
Rayos gamma
1200
Perfil de presión
Perfil de movilidad
1600
Presión, lpc
2000
2400
2800
3200
0
25
50
API
75
100 300
700
1100
Presión, lpc
1500
1900 0
60
120
180
240
Movilidad, mD/cp
> Registro de rayos gama de pozo abierto, perfil de presión, y perfil de movilidad determinada a partir
de la caída de presión durante el período de flujo de los pre-ensayos en un pozo del campo Belridge
Sur. La comparación entre el perfil de presión medida (curva azul de la gráfica central) con el perfil de
presión inicial (línea roja) ilustra zonas con agotamiento que varía de significativo a pequeño. El perfil
de movilidad (derecha) confirmó la existencia de zonas potenciales de productividad alta y baja.
58
Pruebas en pozos entubados para
el manejo de yacimientos
Los datos de presión son especialmente valiosos
cuando los operadores formulan planes de
manejo de yacimientos de largo plazo. En estas
situaciones, las compañías desean obtener datos
sin alterar permanentemente el revestidor o la
cementación de sus pozos productivos. Los disparos efectuados con cargas explosivas y luego
reparados con inyecciones forzadas de
cemento—procedimientos comunes cuando se
utilizan otras herramientas de pruebas de formaciones en pozo entubado—son menos deseables
que la perforación y posterior taponamiento de
orificios lisos. Aera Energy LLC empleó la herramienta CHDT en cinco pozos para determinar las
presiones de la formación, evaluar el agotamiento del yacimiento y planificar pozos de
relleno. Estos pozos producen petróleo de una
formación de diatomita en el campo Belridge Sur,
California, EUA (izquierda).9
En todas las operaciones de la herramienta
CHDT, Aera ejecutó una intensa planificación
previa al trabajo. Se corrieron registros CBT en
pozo entubado y se obtuvieron imágenes ultrasónicas para determinar la condición del cemento y
la integridad del revestidor. También se bajaron
una canasta de chatarra y un anillo de calibración
para asegurar que la herramienta CHDT bajara
sin problemas hasta las zonas objetivo. Los preventores de reventón y las bombas para matar el
pozo estaban disponibles en todo momento, por
si al perforar el orificio se encontraba una presión
más alta de la esperada y el taponamiento del
revestimiento no fuera posible. En este caso, se
escogió no obtener muestras de fluidos.
En cada uno de los tres pozos, las seis pruebas se realizaron en un solo viaje. En dos pozos
adicionales, se llevaron a cabo doce pruebas en
dos viajes. Todos los orificios se taponaron con
éxito. Se determinaron los gradientes de presión
en cada pozo para comprobar la existencia de
zonas pasadas por alto y la conectividad entre
zonas (izquierda). A medida que se extraía fluido
de la formación hacia la cámara de pre-ensayo a
una velocidad de flujo determinada, la herramienta también midió el incremento y la caída de
presión. Estas mediciones permitieron realizar
análisis en tiempo real de todos los pre-ensayos
para estimar la movilidad a partir de la caída de
presión de las zonas específicas en las que se
9. La diatomita es una roca sedimentaria blanda, rica en
sílice que comprende restos de sedimentos de diatomeas. La diatomita, que se forma por lo común en lagos
y áreas marinas profundas, puede ser una excelente
roca yacimiento.
10. Para mayor información sobre la interpretación técnica,
consulte: Burgess et al, referencia 4.
Oilfield Review
Presión del lodo antes de la prueba, lpc:
1041.11
Presión del lodo después de la prueba, lpc:
1040.98
Último valor del período de incremento de presión, lpc: 1002.07
1600
Reciclaje del pre-ensayo
Reciclaje del pre-ensayo
1400
Anclaje
de la
herramienta
Presión, lpc
1200
Perforación
de 2.52 pulg
1000
Pre-ensayo
de 40 cm3
Retracción de
la herramienta
Taponado
800
600
Prueba de
sello del
revestidor
400
Prueba de sello
del revestidor
0
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
Tiempo, seg
> Operaciones con la herramienta CHDT en el campo Belridge Sur. La repetibilidad de múltiples preensayos en un punto de este pozo muestra que las operaciones progresaron sin incidentes. El análisis
en tiempo real de los datos de presión de la herramienta CHDT ayudó a Aera a evaluar el agotamiento
para optimizar el programa de perforación de pozos de relleno.
hicieron pruebas. La interpretación de la presión
de pre-ensayo supone un flujo esférico de un
líquido levemente compresible en una formación
homogénea.10 Hubo buena repetibilidad entre los
pre-ensayos sucesivos, efectuados en cada profundidad de prueba de presión (arriba).
0
Pozo A
Pozo B
El agotamiento medido con las pruebas de la
herramienta CHDT está siendo utilizado para guiar
el emplazamiento de pozos de relleno (abajo).
Sobre la base de los datos CHDT, Aera está reconsiderando actualmente el espaciamiento entre
pozos en esa porción del campo.
Pozo C
Pozo D
Profundidad, pies
500
1000
1500
2000
2500
Presión
Monitoreo de la presión del
yacimiento en pozos de relleno
La determinación del nivel de agotamiento en
zonas definidas del yacimiento es una tarea difícil, pero es vital para optimizar la producción. En
el pasado, las presiones del yacimiento se obtenían utilizando el probador RTF para pozo abierto,
o terminando y probando individualmente unidades separadas del yacimiento en pozos entubados. En algunos campos en Alberta, Canadá,
estos métodos son muy costosos.
Recientemente, se evaluó un yacimiento carbonatado en un campo gasífero maduro de
Alberta con la herramienta CHDT. El yacimiento
Dunvegan Debolt comprende 240 m [800 pies] de
capas interestratificadas de piedra caliza, roca
dolomita, lutita y anhidrita. La producción proviene de 15 zonas de roca dolomita que típicamente tienen menos de 10 m [30 pies] de
separación vertical. Todas las zonas de gas se
terminan al mismo tiempo y la producción es conjunta; los datos de la historia de presión del pozo
representan un valor promedio de todas las
zonas productivas en el mismo.
> Comparación de perfiles de presión medida (azul) e inicial (rojo) en cuatro
pozos de estudio. En un quinto pozo, la herramienta CHDT se utilizó en una
formación diferente luego de que la compañía revisara los perfiles de presión
y de movilidad de los cuatro pozos que se muestran en la gráfica. En el
manejo del yacimiento, las pruebas con la herramienta CHDT arrojaron información valiosa para las estrategias de recuperación secundaria.
Verano de 2002
59
El campo Dunvegan, descubierto en la década
de 1960 y desarrollado en la década de 1970,
tiene un agotamiento cercano al 50%. La optimización de las ubicaciones de los pozos de relleno,
representa un desafío clave en todos los programas subsiguientes de perforación de estos pozos.
Actualmente, la ubicación correcta de los pozos
de relleno se escoge sobre la base de las predicciones de presión o velocidad de agotamiento, de
manera que el conocimiento de la presión en
cada zona es importante para el operador,
Anderson Exploration Ltd., actualmente Devon
Canada Corporation.
Devon perforó el Pozo 7-3 como parte de su
programa de perforación de pozos de relleno del
año 2001 en el campo Dunvegan (derecha). La
compañía decidió medir la presión en ocho zonas
utilizando la herramienta CHDT. A diferencia de
sus contrapartes de pozo abierto, los dispositivos
de pozo entubado como la herramienta CHDT se
pueden correr desde una grúa o un equipo de
reparación, y no requieren mantener un equipo de
perforación en espera, lo que significa que, en
este campo maduro, la adquisición de los datos
con la herramienta CHDT resulta práctica desde
el punto de vista económico.
Antes de correr la herramienta en el pozo, se
examinaron los registros CBT y USI a fin de evaluar la calidad del cemento y se confirmó el aisla-
Campo Dunvegan
ALBERTA
Edmonton
Calgary
0
200
0
200
400 millas
400
600 km
> Ubicación del campo Dunvegan, Alberta, Canadá.
Litología
XX30
Prueba 1
6409
Hidrocarburo
movible
Presión hidrostática en el pozo
Prueba de presión CHDT
Rango de presión anticipado
XX40
Prueba 2
5949
Agua
Gas
Profundidad, pies
XX50
Prueba 3
5043
XX60
Calcita
Prueba 5
14,015
Prueba 6
9446
XX70
Anhidrita
Arcilla
Prueba 7
7419
Prueba 8
6888
XX80
XX90
4000
Dolomita
Prueba 4
13,704
6000
8000
10,000
Presión, kPa
12,000
14,000
16,000 Volúmenes
ELAN
1 vol/vol 0
> Agotamiento del yacimiento. Las mediciones de presión con la herramienta CHDT (símbolos verdes) de ocho zonas del pozo
Dunvegan 7-3 indican diversas etapas de agotamiento en el yacimiento Debolt del campo Dunvegan. La litología, determinada con
la ayuda de la aplicación ELANPlus, se muestra a la derecha. La línea roja indica la presión hidrostática en el pozo. Se esperaba
que las mediciones de presión cayesen en la zona sombreada en color lavanda. Las pruebas 4 y 5 fueron afectadas posiblemente
por la naturaleza compacta de la formación, o podrían estar sobrecargadas. Las mediciones tomadas con la herramienta CHDT
demuestran claramente un intervalo agotado en la Prueba 3 y una presión superior a la esperada en la Prueba 6.
60
Oilfield Review
d C
e o
M a r
C a r i b e
r a s
e
e
l l n d
i A
d
r os
l
TRINIDAD Y
TOBAGO
Caracas
San Cristóbal
VENEZUELA
Campo Sur
d
s
o
a
y
a
n
a
G
u
A
l
t
e
0
0
200
300
400 millas
600 km
> Ubicación del yacimiento Sur, Venezuela.
miento entre las zonas a probar. Las mediciones
de presión de ocho zonas se obtuvieron en dos
bajadas de la herramienta CHDT. Las mediciones
demostraron que seis de las ocho zonas en el
pozo de relleno correspondían a roca yacimiento;
los otros dos intervalos—Pruebas 4 y 5—arrojaron resultados no conclusivos porque las zonas
eran de relativamente muy baja permeabilidad o
podían estar sobrecargadas (página anterior,
abajo).
Puesto que la composición del gas del yacimiento era bien conocida, no hubo incentivo para
la obtención de muestras de fluidos. Luego de
medir la presión de la formación, se taponaron
todos los orificios con éxito. Dado que todas las
zonas potencialmente productivas del yacimiento
serían disparadas después de las pruebas con la
herramienta CHDT, el taponamiento exitoso no
era un aspecto crucial de este trabajo.
Verano de 2002
Los datos de presión revelaron que una
zona—Prueba 3—estaba más agotada de lo que
Devon sospechaba, lo que sugirió el drenaje por
parte de un pozo vecino. Otra zona—Prueba 6—
tenía una presión más alta de la esperada. Devon
incorporó estos resultados en su modelo del yacimiento, dando lugar a nuevas oportunidades para
optimizar la ubicación de los pozos de relleno a
medida que proseguía el programa de perforación de estos pozos.
El valor de los datos de la herramienta CHDT
en el campo Dunvegan es alto: Devon puede
mejorar el número y las ubicaciones de los pozos
de relleno de manera continua. La compañía ahorra cerca de 1 millón de dólares canadienses
cada vez que evita perforar innecesariamente un
pozo. Devon también busca incorporar datos nuevos lo más rápido posible para mejorar sus operaciones de perforación de pozos de relleno en
lugar de esperar hasta el final de una campaña
de perforación; los datos CHDT ofrecen información inmediata para los modelos de yacimiento.
Dado que las ubicaciones de pozos de relleno del
campo Dunvegan se basan en las interpretaciones de ingeniería de yacimiento y no en datos de
sísmica, los datos de la herramienta CHDT son
importantes para analizar el desempeño de los
pozos y efectuar los cálculos de balance de materia. Puesto que la herramienta CHDT proveyó los
datos necesarios al mismo tiempo que minimizó
costos y riesgos, es probable que en el futuro se
convierta en un componente estándar en las evaluaciones de pozo del campo Dunvegan.
Pruebas en pozos viejos en Sudamérica
En una arenisca no consolidada en el campo Sur,
ubicado al sur de Venezuela, se evaluaron dos
zonas penetradas por un pozo ligeramente desviado con la herramienta CHDT (izquierda). El
operador, Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA),
deseaba determinar la presión de la formación.
Para preparar las operaciones de prueba y obtención de muestras de fluidos, el equipo evaluó la
integridad del cemento y confirmó que había
buen aislamiento entre las zonas a ser evaluadas.
PDVSA también deseaba obtener muestras
de fluidos, pero dada la naturaleza poco consolidada de la formación, la recuperación de muestras de fluidos era improbable. El operador creía
que el valor de las mediciones de presión justificaría las operaciones CHDT, pero decidió incrementar la posibilidad de obtener una muestra de
fluidos mediante la aplicación de la técnica de
obtención de muestras con choque bajo.11
Una desventaja de los probadores de formación convencionales, es que el proceso de obtención de muestras de fluidos puede crear un
choque de presión en la formación y el fluido. En
el momento en que la cámara se abre, se produce
una caída súbita de presión y comienza una oleada de fluido cuando se abre la formación a las
cámaras para muestras que se encuentran a presión atmosférica. Además, las altas velocidades
de flujo pueden aflojar los granos de la matriz, lo
que puede ocasionar el taponamiento de la línea
de flujo.12
11. Para mayor información sobre la técnica de obtención
de muestras de fluidos con choque bajo, consulte:
Crombie A, Halford F, Hashem M, McNeil R, Thomas EC,
Melbourne G y Mullins O: “Innovations in Wireline Fluid
Sampling,” Oilfield Review 10, no. 3 (Otoño de 1998):
26–41.
12. Las herramientas CHDT más recientes, desarrolladas
después de las pruebas realizadas en el pozo de
Venezuela, incorporan un filtro para eliminar los problemas de taponamiento de la línea de flujo con arena
durante la obtención de muestras de fluidos en formaciones no consolidadas.
61
3095.52
Presión del lodo antes de la prueba, lpc:
3088.74
Presión del lodo después de la prueba, lpc:
Último valor del período de incremento de presión: 2023.24
938
Movilidad del período de flujo, mD/cp:
4000
Presión hidrostática
3500
Presión hidrostática
3000
Perforación de 2.5 pulg
Perforación y
prueba de presión
2500
Taponamiento de
la línea de flujo
1500
Prueba
de sello
1000
500
Prueba de sello
2000
Perforación de 1 pulg
Presión, lpc
La técnica de obtención de muestras de fluidos con choque bajo se desarrolló para limitar la
caída de presión durante las operaciones de
obtención de muestras de fluidos. El choque se
minimiza bombeando fluidos de la formación
hacia la herramienta de pruebas contra cámaras
de pistón mantenidas a la presión del pozo, en
lugar de succionar fluido de la formación hacia
las cámaras con presión atmosférica. Antes de
que se abra la cámara para muestras, el módulo
de bombeo descarga el filtrado de la formación al
pozo. El líquido de la línea de flujo se puede
monitorear utilizando el módulo OFA para determinar cuándo se puede recuperar una muestra de
fluido con baja contaminación y el flujo puede
entonces derivarse hacia la cámara para muestras sin interrupción.
El pozo probado se perforó en marzo de 1998
y originalmente se terminó en una sola zona. A
causa de la elevada producción de agua, PDVSA
decidió probar una zona adicional para determinar la presión de la formación y el tipo de fluidos
presentes en la zona. Una muestra de arena del
pozo indicó que la formación era altamente
porosa, pobremente consolidada y que probablemente taponaría la herramienta de prueba.
Se intentó obtener muestras de fluidos en dos
ocasiones, pero sin éxito porque la herramienta
se taponó con arena. Se registraron las mediciones de presión y ambos orificios se taponaron
con éxito (arriba). Los datos de presión resultaron
útiles inmediatamente para PDVSA porque una
medición de presión inferior a la esperada indicó
que los pozos vecinos estaban agotando una de
las zonas (derecha). Al no perforar la zona de baja
presión, la compañía se ahorró más de 250,000
dólares estadounidenses. Luego de esta operación, las presiones de formación de otros dos
pozos viejos de la misma área fueron evaluadas
con la herramienta CHDT con una eficiencia de
taponamiento del 100%.
Prueba de
aislamiento
del cemento
0
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
Tiempo, seg
Volumen del pre-ensayo: 30.8 cm3
> Pruebas en Venezuela. En esta gráfica de presión en función del tiempo se
muestra que la presión del yacimiento era inferior a la esperada. En una
etapa más avanzada de la prueba se produjo el taponamiento de la línea de
flujo, lo que impidió obtener muestras de fluidos.
0
Rayos gamma, API 200
0.2
Resistividad, ohm-m
2000
13. Para mayor información sobre la herramienta CHFR,
consulte: Aulia K, Poernomo B, Richmond WC,
Wicaksono AH, Béguin P, Benimeli D, Dubourg I, Rouault
G, VanderWal P, Boyd A, Farag S, Ferraris P, McDougall
A, Rosa M y Sharbak D: “Medición de la resistividad
detrás del revestimiento,” Oilfield Review 13, no. 1
(Verano de 2001): 2–25.
> Puntos de prueba de la herramienta CHDT (círculos rojos) en un pozo
productor de Venezuela.
62
Oilfield Review
Profundidad CHDT y desviación
100
25,000
90
Profundidad medida, pies
70
60
15,000
50
40
10,000
20
5000
20
10
0
0
5
10
15
20
25
Número de trabajos
Espesor del revestidor CHDT
30
35
40
0
0.6
0.5
Espesor, pulgadas
Bloque estándar y barrena
0.4
0.3
0.2
0.1
0
0
5
10
15
20
25
Número de trabajos
30
35
40
10
15
20
25
Número de trabajos
30
35
40
Temperatura
Desviación del pozo, grados
80
20,000
Principios de la evaluación de
formaciones detrás del revestimiento
La herramienta CHDT ha estado en operación
durante más de un año, incluyendo una etapa de
rigurosas pruebas de campo durante las cuales
demostró sus capacidades en varios ambientes
difíciles (izquierda). El desarrollo exitoso de este
complejo sistema electromecánico refleja años de
trabajo en equipo e innovación en ingeniería.
La evaluación de formaciones detrás del
revestimiento en la actualidad incluye porosidad
nuclear y acústica, resistividad, propiedades
mecánicas de la roca, litología, análisis elemental y mediciones de sísmica de pozo. Estas mediciones, junto con los datos obtenidos con las
herramientas CHDT, CHFR y RSTPro, forman
parte de la gran iniciativa de Análisis Detrás del
Revestimiento ABC, la cual ofrece una completa
evaluación de formaciones en pozos entubados.13
Estos servicios permiten a los operadores obtener datos en pozos nuevos, en los cuales no se
encuentran disponibles datos adquiridos durante
la perforación o datos de registros geofísicos
obtenidos a pozo abierto, o estos datos son inadecuados para valorar reservas pasadas por alto
en pozos viejos, así como para monitorear perfiles de agotamiento y cambios de saturación o de
presión de los yacimientos.
En la medida en que los servicios de evaluación de formaciones en pozo entubado maduren y
sea más fácil disponer de ellos en todo el mundo,
la industria seguirá buscando nuevas y más diversas aplicaciones para estas mediciones. —GMG
350
300
Temperatura, °F
250
200
150
100
50
0
0
5
> Diversas condiciones en las cuales la herramienta CHDT ha operado
con éxito, incluyendo profundidad y desviación (arriba), espesor del
revestidor (centro) y temperatura (abajo).
Verano de 2002
63