Evaluación de formaciones durante la perforación

Oilfield Review
Invierno de 2005/2006
Evaluación de formaciones durante la perforación
Mediciones de presión
Tecnología sísmica terrestre
Imágenes para la colocación de pozos
05_OR_004_S
Adquisición de registros durante la perforación: búsqueda de un equilibrio a través del tiempo
Obtener ganancias hoy en lugar de invertir en tecnologías para
incrementar los ingresos de mañana, es una dicotomía que hostiga
permanentemente a la industria de exploración y producción
(E&P). La elección se facilita si se admite una tercera alternativa:
la asociación entre las compañías operadoras y las proveedoras de
servicios. Numerosos avances resultantes de las actividades de
investigación y desarrollo llevadas a cabo en un ambiente de colaboración, han permitido mejorar las capacidades de desarrollo de
campos petroleros, la eficiencia, la seguridad y la rentabilidad.
Entre estos avances, pocas tecnologías han producido un impacto
más grande que las tecnologías de adquisición de registros durante
la perforación (LWD, por sus siglas en inglés).
Mientras la industria de perforación concebía mejores formas
de acceder a las reservas de hidrocarburos mediante la perforación de pozos horizontales y de alto ángulo, se hizo necesaria la
modificación del método de operación de las herramientas utilizadas para evaluar los yacimientos. Muchos de quienes operan en el
sector industrial miraron con recelo la idea de registrar las formaciones durante la perforación, cuando ésta fue presentada por primera vez en la década de 1980. A los petrofísicos les preocupaba
el hecho de que nunca podrían adquirir el tipo, calidad y cantidad
de datos requeridos para evaluar correctamente el potencial de
los yacimientos.
Desde el comienzo, resultó evidente que existían tremendos
obstáculos técnicos por superar. Por ejemplo, los sensores debían
robustecerse para tolerar los rigurosos ambientes de perforación.
Los científicos e ingenieros tenían que minimizar los cuellos de
botella impuestos por los sistemas de telemetría LWD para transmitir información suficiente a la superficie y hacer que las mediciones LWD resultaran de utilidad. La industria respondió con
éstos y otros avances técnicos necesarios.
En la década de 1990, muchos campos petroleros grandes estaban
experimentando problemas de declinación de la producción. En regiones productoras tales como el Mar del Norte, los operadores se
quedaron con las áreas prospectivas más pequeñas y riesgosas, que
demandaban colocaciones de pozos más exactas y precisas y un
conocimiento claro del potencial de los yacimientos, basado en los
registros. A fines de la década de 1990, Conoco, hoy ConocoPhillips,
y Total formalizaron el concepto de Pozo Descubridor para adaptarse a las nuevas demandas técnicas y económicas de la perforación en áreas prospectivas pequeñas y de alto riesgo.
Este concepto se basaba en la premisa de que una compañía
operadora podía limitar su exposición financiera al comienzo de la
etapa de desarrollo del campo mediante la rápida perforación de
pozos exploratorios verticales, la evaluación de los intervalos productivos potenciales con técnicas LWD, y el posterior abandono de
estos Pozos Descubridores, eliminando de este modo el costo de
entubación. Las decisiones de desarrollo basadas en los datos limitados adquiridos en el Pozo Descubridor se tomaban a un costo relativamente bajo, permitiendo dirigir los recursos hacia el desarrollo
de áreas prospectivas con máximo potencial. Las herramientas
LWD contribuyeron en gran medida al éxito de esta estrategia.
Hoy en día, los operadores optan por adquirir registros durante
o después de la perforación en base a los requisitos de un pozo,
campo o región en particular. Las tecnologías LWD ahora son
indispensables en muchas regiones productoras y las tecnologías
de adquisición de registros con herramientas operadas con cable
resultan cruciales en áreas donde se requieren procedimientos de
muestreo y evaluación de formaciones globales.
Las herramientas LWD han seguido evolucionando para satisfacer las necesidades industriales. Por ejemplo, el nuevo servicio
multifunción de adquisición de registros durante la perforación
EcoScope* ha elevado las capacidades LWD para la evaluación de
formaciones (véase “Evaluación de formaciones durante la perforación,” página 4). Las nuevas mediciones, que definen con más
claridad la litología y los fluidos de yacimiento, se incluyen en un
collar de medición, lo que posibilita la ejecución de evaluaciones
de formaciones globales de zonas más cercanas a la barrena. La
adquisición de datos cruciales en forma más rápida y de puntos
más cercanos a la barrena ofrece numerosas ventajas. Por ejemplo,
ConocoPhillips actualmente utiliza los registros LWD y el análisis
de marcadores bioestratigráficos para determinar la profundidad
precisa en la cual asentar la tubería de revestimiento intermedia
por encima del yacimiento, proceso que puede insumir más de tres
horas. Mediante la reducción de la distancia que media entre los
sensores y la barrena en la herramienta EcoScope, se redujo tanto
la incertidumbre como el tiempo de equipo de perforación. Esto se
tradujo en un mejoramiento del proceso de toma de decisiones
durante las operaciones de geonavegación, geodetención y perforación direccional.
Muchas de las ventajas logradas, tales como el uso restringido
de fuentes químicas en la herramienta EcoScope, son el resultado
de la comunicación de las prioridades de la industria y de los
esfuerzos de colaboración. En uno de esos esfuerzos de colaboración, el Equipo de Liderazgo Conjunto de ConocoPhillips y
Schlumberger procura identificar las tecnologías de Schlumberger
que producirán mayor impacto sobre los activos de ConocoPhillips.
Por ejemplo, después de que el Equipo de Pozos de ConocoPhillips,
en colaboración con especialistas de Schlumberger, recomendara
que se corriera la nueva herramienta direccional de generación de
imágenes profundas durante la perforación PeriScope* en el
Campo Callanish del Mar del Norte, el Equipo de Liderazgo
Conjunto ayudó a difundir la tecnología entre otros equipos de
trabajo. La herramienta PeriScope ya ha ayudado a contactar más
areniscas prospectivas y evitar las capas de lutita de baja permeabilidad. Iniciativas como la del Equipo de Liderazgo Conjunto
ayudarán a ConocoPhillips a lograr el equilibrio justo entre la
rentabilidad de hoy y la inversión para el futuro.
Kim Watson
Geólogo de planta, Unidad de Negocios del Mar del Norte
ConocoPhillips
Aberdeen, Escocia
Kim Watson se desempeña actualmente como líder del equipo de exploración
para la Unidad de Operaciones del Sector Sur del Mar del Norte de
ConocoPhillips. Kim ingresó en Conoco, ahora ConocoPhillips, en 1981 y
trabajó en diversos lugares de Medio Oriente, Lejano Oriente, EUA y el Reino
Unido. Posee conocimientos técnicos especiales de muchos aspectos del
ámbito de las geociencias en geología de exploración, desarrollo y operaciones,
incluyendo una breve misión interfuncional como superintendente de perforación.
Kim se graduó en la Universidad de Edimburgo, Escocia, con mención
honorífica en geología.
Se utiliza un asterisco (*) para denotar las marcas de SchIumberger.
1
Schlumberger
Oilfield Review
Editor ejecutivo y
editor de producción
Mark A. Andersen
Editores consultores
Gretchen M. Gillis
Lisa Stewart
Editores senior
Mark E. Teel
Matt Garber
Editores
Don Williamson
Roopa Gir
Matt Varhaug
4
Evaluación de formaciones
durante la perforación
Azufre
Una innovadora herramienta de adquisición de registros durante la perforación y un nuevo programa de interpretación de los
registros permiten a los petrofísicos e ingenieros evaluar el
potencial de los yacimientos inmediatamente después de la
penetración de la barrena. Este artículo describe estos desarrollos y demuestra su utilidad en algunos casos del Golfo de
México, el Mar del Norte y Medio Oriente.
Hierro
Herramienta xPET
Herramienta ECS
Calcio
Silicio
Aluminio
Colaboradores
Rana Rottenberg
Joan Mead
Diseño y producción
Herring Design
Steve Freeman
26 Las presiones de las operaciones
de perforación y producción
Ilustraciones
Tom McNeff
Mike Messinger
George Stewart
Las compañías de exploración y producción deben pronosticar,
medir y manejar la presión de formación durante la perforación
de pozos y la producción de petróleo y gas. Este artículo examina el desarrollo de los sistemas de geopresión. Algunos casos
prácticos ilustran cómo los perforadores, geólogos e ingenieros
están utilizando técnicas de avanzada para la predicción, detección y manejo de la presión. Estas técnicas posibilitan que los
pozos se perforen con más seguridad y se coloquen con mayor
precisión, así como también que los yacimientos se manejen de
manera de optimizar la recuperación de petróleo y gas.
Impresión
Wetmore Printing Company
Curtis Weeks
Traducción y producción
Lynx Consulting, Inc.
E-mail: mail@linced.com;
http://www.linced.com
Profundidad, km
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
14
12
10
y, k 8
m
6
6
8
10
12
14
16
x, km
Traducción
Adriana Real
Edición
Antonio Jorge Torre
Subedición
Nora Rosato
Diagramación
Diego Sánchez
Enlaces de interés:
Schlumberger
www.slb.com
Archivo del Oilfield Review
www.slb.com/oilfieldreview
Glosario del Oilfield Review
www.glossary.oilfield.slb.com
2
Dirigir la
correspondencia editorial a:
Oilfield Review
1325 S. Dairy Ashford
Houston, Texas 77077 EUA
(1) 281-285-7847
Facsímile: (1) 281-285-1537
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Dirigir las consultas
de distribución a:
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Teléfono: (52) 55 5263 3010
Facsímile: (52) 55 5263 3191
E-mail: jesus@mexico-city.oilfield.slb.com
Invierno de 2005/2006
Volumen 17
Número 3
Consejo editorial
Syed A. Ali
Chevron Energy Technology Co.
Houston, Texas, EUA
48 Nuevas dimensiones en tecnología sísmica terrestre
La adquisición de datos sísmicos repetibles, confiables y de alta
resolución fue el sueño de los geocientíficos e ingenieros de yacimientos durante varias décadas. Este artículo introduce un sistema de adquisición y procesamiento de datos sísmicos consistente
en un sensor unitario, que provee información detallada sobre los
yacimientos imposible de obtener con la tecnología sísmica convencional. Este enorme salto hacia adelante es tan significativo
como el paso de la registración sísmica bidimensional a la registración sísmica tridimensional de la década de 1980.
Abdulla I. Al-Kubaisy
Saudi Aramco
Ras Tanura, Arabia Saudita
George King
BP
Houston, Texas
Eteng A. Salam
PERTAMINA
Yakarta, Indonesia
Y.B. Sinha
Consultor independiente
Nueva Delhi, India
Sjur Talstad
Statoil
Stavanger, Noruega
60 Hacia un mejoramiento de la producción
Richard Woodhouse
Consultor independiente
Surrey, Inglaterra
Las técnicas de geonavegación se utilizan para maximizar la
exposición de los pozos a las zonas productivas. Se han desarrollado tecnologías para determinar la distancia y dirección
hacia los contrastes de resistividad durante la perforación.
Una nueva capacidad para determinar la distancia y también
la dirección hacia la formación o los contactos de fluidos
ayuda a los geocientíficos a optimizar las trayectorias de los
pozos. Esto está produciendo un impacto significativo sobre la
producción de los campos maduros, como lo demuestran algunos ejemplos del Mar del Norte.
72 Colaboradores
76 Nuevas Publicaciones y Próximamente en Oilfield Review
En la portada:
Oilfield Review es una publicación trimestral de Schlumberger destinada a los
profesionales de la industria petrolera,
cuyo objetivo consiste en brindar información acerca de los adelantos técnicos
relacionados con la búsqueda y producción de hidrocarburos. Oilfield Review se
distribuye entre los empleados y clientes
de Schlumberger y se imprime en los
Estados Unidos de Norteamérica.
Cuando se menciona sólo el lugar de
residencia de un colaborador, significa
que forma parte del personal de
Schlumberger.
© 2006 Schlumberger. Todos los derechos reservados. Ninguna parte de esta
publicación puede ser reproducida, archivada o transmitida en forma o medio
alguno, ya sea electrónico o mecánico,
fotocopiado o grabado, sin la debida
autorización escrita de Schlumberger.
El servicio LWD multifunción EcoScope*
integra una serie completa de registros
útiles para la evaluación de formaciones,
colocación de pozos, así como también
mediciones para la optimización de la
perforación en un collar de 7.9 m [26
pies] diseñado para incrementar la
eficiencia operativa y reducir el riesgo.
Este collar incluye mediciones de rayos
gamma, densidad y neutrón sin fuentes,
datos de espectroscopía, mediciones del
parámetro sigma, y mediciones de choques y vibraciones, inclinación, presión
anular y rayos gamma azimutales.
* Marca de Schlumberger
3
Evaluación de formaciones
durante la perforación
Bob Adolph
Chris Stoller
Princeton, Nueva Jersey, EUA
Mike Archer
Chevron
Lafayette, Luisiana, EUA
Daniel Codazzi
Tamir el-Halawani
Patrick Perciot
Geoff Weller
Clamart, Francia
La evaluación de formaciones precisa y oportuna constituye un elemento esencial del
negocio de exploración y producción. En el pasado, los operadores debían adoptar
soluciones intermedias entre las ventajas de las herramientas de adquisición de
registros durante la perforación en tiempo real y la evaluación de formaciones más
global de las técnicas aplicadas en herramientas operadas con cable. Una nueva
herramienta integrada de adquisición de registros durante la perforación, junto con
un potente programa de interpretación, establece un nuevo estándar en términos de
seguridad y eficiencia y reduce la incertidumbre asociada con la evaluación de
formaciones.
Mike Evans
Sugar Land, Texas, EUA
Jeff Grant
Houston, Texas
Roger Griffiths
Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos
Don Hartman
Gerald Sirkin
Devon Energy Corporation
Houston, Texas
Makoto Ichikawa
Japan Oil, Gas and Metals National
Corporation (JOGMEC)
Chiba, Japón
Graham Scott
Nexen Petroleum U.K. Limited
Aberdeen, Escocia
Ian Tribe
Aberdeen, Escocia
David White
Cambridge, Inglaterra
4
Las compañías de exploración y producción han
estado anticipando una forma más rápida, más
segura y más global de evaluar el potencial productivo de los yacimientos de petróleo y gas y
posicionar correctamente los pozos productivos
mediante la utilización de herramientas de
adquisición de registros durante la perforación
(LWD, por sus siglas en inglés). Hasta no hace
mucho, las propiedades básicas de las formaciones, tales como la resistividad y la porosidad,
además de las mediciones relacionadas con las
operaciones de perforación, tales como la inclinación, la vibración y la presión anular, se
adquirían apilando las herramientas de medición individuales en largos arreglos de fondo de
pozo (BHAs, por sus siglas en inglés). La conexión y desconexión de estos arreglos pueden
implicar un tiempo considerable durante los viajes de entrada y salida de un pozo. Quizá más
importante es el hecho de que las distancias
más largas existentes entre la barrena y los sensores provocan demoras con las mediciones y
obligan a los ingenieros y geocientíficos a esperar la información que, en muchos casos, podría
incidir en forma inmediata en los procedimientos de perforación y en la identificación de
objetivos.
Entre las prioridades de la técnica de adquisición de registros durante la perforación,
identificadas durante una encuesta llevada a
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Françoise Allioli, Clamart, Francia; Sonny Auld,
Emma Jane Bloor y Sonny Johnston, Sugar Land, Texas;
Zoila Cedeño, Ivor Gray, Bart Hughes y Russ Neuschaefer,
Houston; y a Chatham Grimmer, Youngsville, Luisiana.
adnVISION, APS (Sonda de Porosidad de Acelerador de
Neutrones), arcVISION, DecisionXpress, DSI (herramienta
de generación de Imágenes Sónica Dipolar), EcoScope,
EcoView, ECS (Espectroscopía de Captura Elemental),
ELANPlus, GeoFrame, geoVISION, GVR (resistividad
geoVISION), Minitron, Orion, Platform Express, RAB
(Resistividad frente a la Barrena), RST (herramienta de
Control de Saturación del Yacimiento), SpectroLith, TDT
(Tiempo de Decaimiento Termal), TeleScope y WellEye son
marcas de Schlumberger.
1. Weller G, Griffiths R, Stoller C, Allioli F, Berheide M,
Evans M, Labous L, Dion D y Perciot P: “A New
Integrated LWD Platform Brings Next-Generation
Formation Evaluation Services,” Transcripciones del 46º
Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA,
Nueva Orleáns, 26 al 29 de junio de 2005, artículo H.
Oilfield Review
cabo en la industria petrolera, se encuentra justamente la reducción de la distancia existente
entre la barrena y los sensores LWD. La reducción
de esta distancia mitiga los efectos ambientales
sobre las mediciones y reduce el tiempo de
espera para la adquisición e interpretación de los
datos necesarios para la toma de decisiones
clave.1 Además del mejoramiento de la confiabilidad de la herramienta y del incremento de las
velocidades de transmisión de los datos a la
superficie en tiempo real, los encuestados manifestaron su deseo de eliminar las fuentes
radioactivas químicas de las herramientas LWD.
El tiempo que debimos esperar para ver
mejoradas estas capacidades ha llegado a su fin.
Invierno de 2005/2006
Los científicos e ingenieros de Schlumberger han
desarrollado una herramienta LWD integrada que
satisface estas necesidades y provee importantes
mediciones de perforación y adquisición de registros. Éstas incluyen mediciones ya obtenidas con
las herramientas LWD existentes, previamente
sólo provistas mediante el empleo de herramientas operadas con cable que proporcionan
información sobre la litología y los fluidos de las
formaciones. Un innovador diseño de herramienta reduce la longitud de toda la sección de
medición a un solo collar de 7.9 m [26 pies] y
ofrece una opción de adquisición de registros sin
fuentes radioactivas que mitiga el riesgo para el
personal, el medio ambiente y el pozo.
Este artículo examina brevemente la historia
de las tecnologías de adquisición de mediciones
durante la perforación (MWD, por sus siglas en
inglés) y LWD, junto con sus ventajas y limitaciones. Además introducimos el nuevo servicio
multifunción de adquisición de registros durante
la perforación EcoScope y describimos sus mediciones y los obstáculos superados durante su
desarrollo. Algunos ejemplos de campo demuestran los primeros impactos de esta tecnología y
del programa de interpretación que trae asociado en la explotación de yacimientos del Golfo
de México, el Mar del Norte y Medio Oriente.
5
Módulo de transmisión
Módulo de dispositivos electrónicos
Módulo de generación de potencia
> Tecnología de telemetría de ondas continuas LWD y MWD. El collar de telemetría durante la perforación, de alta velocidad, TeleScope contiene una turbina que genera la potencia para la herramienta
multifunción de adquisición de registros durante la perforación EcoScope y elimina la necesidad de
disponer de baterías de litio. Cuando la válvula rotativa del modulador TeleScope gira, restringe y
abre alternadamente el flujo del lodo de perforación a través del collar, generando una onda de
presión continua que transmite la señal telemétrica.
Avances encima de la barrena
La progresión tecnológica de la obtención de
mediciones durante la perforación ha sido constante pero se ha visto un tanto limitada por las
dificultades que implica la transmisión de datos
a la superficie en el ambiente del pozo. Normalmente, los datos analógicos de los sensores LWD
son convertidos en datos binarios en el fondo del
pozo. A través de la utilización de un mecanismo
de restricción del flujo en la corriente de flujo
del fluido de perforación, los datos son transmitidos mediante la generación de pulsos de
presión positivos o negativos. Estos pulsos de
presión que se transmiten a través de la
columna de lodo, en el interior de la columna de
perforación, son leídos en la superficie por los
sensores de presión y luego son registrados y
procesados.
Otro tipo de mecanismo de transmisión de
datos utiliza válvulas rotativas con un modulador
que genera una onda de presión continua para
transmitir la información.2 Los avances recientes
registrados en esta tecnología se tradujeron en
velocidades de transmisión de datos que llegan a
cuadruplicar el promedio de la industria y son
mucho menos susceptibles al ruido de las operaciones de perforación y las bombas de lodo, y a las
pérdidas de velocidad de los motores de fondo.
6
Esta tecnología se aplica en la plataforma de telemetría de alta velocidad Orion y en el servicio de
telemetría durante la perforación, de alta velocidad, TeleScope (arriba).
Las primeras herramientas MWD fueron desarrolladas a comienzos de la década de 1970 para
medir las propiedades relacionadas con la perforación, tales como la inclinación y el azimut, que
son esenciales en las operaciones de perforación
direccional.3 Importantes mediciones adicionales,
tales como el esfuerzo de torsión, el peso sobre la
barrena (WOB, por sus siglas en inglés) y la temperatura, permiten a los perforadores y a los
ingenieros de perforación vigilar rutinariamente
(monitorear) los parámetros de desempeño de la
perforación en el fondo del pozo, en tiempo real,
en lugar de inferirlos a partir de las mediciones de
superficie. En general, las mediciones MWD obtenidas en tiempo real son monitoreadas para
ayudar a optimizar el proceso de perforación, evitar problemas de perforación y monitorear la
trayectoria del pozo para asegurar que se alcance
el presunto objetivo.4
Estas primeras mediciones mejoraron el conocimiento de los procesos de perforación dinámica
que poseía la industria. Como resultado, las operaciones de perforación se volvieron más eficaces,
menos riesgosas, y a menudo menos costosas.
Por ejemplo, ahora existen menos fallas catastróficas de pozos que obliguen a las compañías a
perforar pozos de re-entrada o a abandonar
pozos existentes. La calidad de los pozos ha
mejorado, reduciéndose los costos y los problemas asociados con la cementación. La reducción
de la rugosidad del pozo también mejora la calidad de la evaluación de formaciones tanto con
dispositivos operados con cable como con herramientas LWD.
Las primeras mediciones LWD fueron desarrolladas a comienzos de la década de 1980 para
identificar los estratos penetrados y, en muchos
casos, para confirmar la posición de la barrena
con respecto a la formación, en lugar de basarse
únicamente en la profundidad medida. Esta
capacidad facilitó la implementación de cambios en la trayectoria del pozo para sortear
peligros y penetrar el yacimiento objetivo.5 La
tecnología LWD servía además como forma alternativa de adquirir datos de formaciones básicos
en zonas en las que la adquisición de registros
con herramientas operadas con cable resultaba
dificultosa, tales como en pozos altamente desviados y horizontales, o en pozos con agujeros
problemáticos. Otro objetivo importante de la
técnica de registración del pozo durante la perforación era medir las propiedades de los fluidos
de formación antes de que el proceso de perforación—particularmente la invasión de los fluidos
de perforación—perturbara significativamente
el yacimiento, en la zona vecina al pozo.
Las técnicas de generación de imágenes de
la pared del pozo han sido desplegadas con
herramientas operadas con cable desde la
década de 1960. Con el mejoramiento de las
velocidades de transmisión de datos durante la
perforación, que tuvo lugar durante la última
década, técnicas similares se han convertido en
una parte importante de las operaciones LWD.6
Por ejemplo, las imágenes en tiempo real provenientes de las herramientas LWD, tales como la
herramienta de Resistividad frente a la Barrena
RAB y la herramienta de resistividad geoVISION
GVR, se utilizan para evaluar la estratificación
de las formaciones, identificar fracturas, asistir
en la evaluación de formaciones y dirigir las operaciones de geonavegación y geodetención.7 A
medida que mejoraron y aumentaron en número
las mediciones LWD, se incrementó también su
utilización para ayudar a los operadores a tomar
decisiones de perforación cruciales y determinar
el estado de esfuerzos alrededor del pozo.8 Además, la tecnología LWD está desempeñando un
rol importante tanto en el diseño de las operaciones de terminación como en el diseño de los
tratamientos de estimulación de pozos.
Oilfield Review
Arenisca = 4.3
Anhidrita = 12
Dolomía = 4.7
Litología
Arcillas
Calcita = 7.1
Σ
0
Fluido
5
10
Gas
15
20
Petróleo
Sw =
25
30
Dulce
35
40
Agua
(Σvolumétrico − Σgrano) + Φ (Σgrano − ΣHC )
Φ (Σagua − ΣHC )
45
50
Aumento de la salinidad
.
> Utilización de la sección transversal de captura de neutrones termales promedio, o parámetro sigma, para calcular la saturación de agua. El valor de sigma aumenta al aumentar el contenido de cloro [Cl] presente en la formación, por ejemplo en aguas
de formación de alta salinidad. El parámetro sigma resulta útil para el cálculo de la saturación de agua, Sw porque ofrece un
contraste en las lecturas, entre el hidrocarburo y el agua de formación típica (extremo superior). Mientras la ecuación de Archie
se obtuvo empíricamente y utiliza exponentes que deben ser estimados, la ecuación de respuesta del parámetro sigma es simple y
lineal (extremo inferior). El parámetro sigma volumétrico, Σvolumétrico, se mide, y el parámetro sigma para el agua, Σagua, puede ser
calculado a partir de la concentración de Cl en el agua de formación. El parámetro sigma para el hidrocarburo, ΣHC, normalmente
se estima o se toma de los datos del análisis de petróleo. El parámetro sigma para los granos sólidos, Σgrano, puede determinarse
si se conocen las diversas fracciones de minerales. La porosidad, Φ, se calcula a partir de los datos de los registros. La utilización de los datos de espectroscopía de captura obtenidos de los registros provee información sobre la fracción de minerales.
Desafíos durante la perforación
Los cambios producidos en el ambiente de la
zona vecina al pozo desde el momento en que se
inicia la perforación hasta el momento de la
adquisición de registros con herramientas operadas con cable, y las diferencias propias de los
diseños de las herramientas, deben tomarse en
cuenta cuando se comparan las mediciones LWD
con las de los registros adquiridos con herramientas operadas con cable.9 No obstante, existe
comúnmente un hecho indiscutido: la región
vecina al pozo es menos perturbada inmediatamente después de la penetración de la barrena
que luego de transcurridos varios días o semanas, cuando tiene lugar la adquisición de
registros con herramientas operadas con cable.
El número de mediciones LWD continúa creciendo, pero en muchas áreas aún se prefieren
los registros adquiridos con herramientas operadas con cable, especialmente cuando los costos
de los equipos de perforación son moderados, la
inclinación del pozo es baja y las condiciones de
pozo son satisfactorias. Además, el rango y la
versatilidad de las capacidades de medición y
muestreo de las herramientas operadas con
cable constituyen razones imperiosas para la utilización de tales herramientas.
Hasta hace poco, muchas mediciones que
ayudan a identificar los fluidos de formación—
gas, petróleo y agua—no se desplegaban en los
sistemas LWD. Un ejemplo lo constituye la medición de la sección transversal de captura de
neutrones termales que determina la probabilidad de que un neutrón termal sea capturado por
los núcleos de la formación. La captura de neutrones produce la emisión de rayos gamma. La
medición del decaimiento de la señal de rayos
Invierno de 2005/2006
gamma con el tiempo se utiliza comúnmente
para determinar la sección transversal de captura de neutrones termales promedio, o
parámetro sigma, de la formación, lo que ayuda a
caracterizar los fluidos del espacio poroso en las
proximidades del pozo.10 Las formaciones que
contienen un porcentaje considerable de agua
de alta salinidad poseen valores de sigma, Σ , elevados porque el cloro [Cl] tiene una sección
transversal de captura de neutrones termales
grande, mientras que las formaciones que contienen petróleo, gas o agua dulce exhiben valores
de sigma más bajos. Se trata de algo similar a la
respuesta de la conductividad típica, lo que permite a los petrofísicos utilizar el valor de sigma
para el cálculo de la saturación de agua, Sw.
Esto resulta de particular utilidad en las zonas
productivas de baja resistividad, donde los cálculos basados en la resistividad son a menudo
engañosos y pueden hacer que se omita la zona
productiva (arriba).
La medición del parámetro sigma es relativamente somera, comparada con las mediciones
de resistividad profunda, de manera que la invasión del filtrado de lodo con frecuencia reduce
su efectividad. Por lo tanto, la medición del
parámetro sigma antes de que se produzca una
invasión significativa da como resultado una descripción más representativa de los fluidos de
yacimiento y, en consecuencia, un mejor punto
de referencia para el valor de sigma, información muy conveniente para los petrofísicos.
2. Los generadores de pulsos de presión con válvulas
rotativas, que en forma alternada restringen y abren el
flujo del fluido de perforación, hacen que se generen
ondas de presión variables en el fluido de perforación, a
una frecuencia de onda portadora que es proporcional a
la tasa de interrupción. Los datos de respuesta de los
sensores de fondo son transmitidos a la superficie a
través de la modulación de esta frecuencia de onda
portadora acústica.
3. http://www.oilonline.com/news/features/dc/20050118.
BACK_TO_.16901.asp (Se accedió el 17 de agosto de 2005).
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no. 2/3 (Abril/Julio de 1993): 44–54.
4. http://www.oilonline.com/news/features/oe/20050314.
Scope_of.17389.asp asp (Se accedió el 17 de agosto de
2005).
5. 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
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2001): 64–84.
Borland W, Codazzi D, Hsu K, Rasmus J, Einchcomb C,
Hashem M, Hewett V, Jackson M, Meehan R y Tweedy
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Questions,” Oilfield Review 9, no. 2 (Verano de 1997): 2–15.
6. Cheung P, Hayman A, Laronga R, Cook G, Flournoy G,
Goetz P, Marshall M, Hansen S, Lamb M, Li B, Larsen M,
Orgren M y Redden J: “Imágenes claras en lodos base
aceite,” Oilfield Review 13, no. 4 (Primavera de 2002):
2–27.
Pike B: “Logging History Rich with Innovation,”
Harts E&P 75, no. 9 (Septiembre de 2002): 52–55.
7. Rohler H, Bornemann T, Darquin A y Rasmus J: “The Use
of Real-Time and Time-Lapse Logging-While-Drilling
Images for Geosteering and Formation Evaluation in the
Breitbrunn Field, Bavaria, Germany,” artículo de la SPE
71733, presentado en la Conferencia y Exhibición
Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 30 de
septiembre al 3 de octubre de 2001.
8. Bargach et al, referencia 5.
9. Hansen P y Shray F: “Unraveling the Differences
Between LWD and Wireline Measurements,”
Transcripciones del 37° Simposio Anual de Adquisición
de Registros, Nueva Orleáns, 16 al 19 de junio de 1996:
T1–T12.
10. Para más información sobre la medición del parámetro
sigma, consulte: Adolph B, Stoller C, Brady J, Flaum C,
Melcher C, Roscoe B, Vittachi A y Schnorr D: “Saturation
Monitoring With the RST Reservoir Saturation Tool,”
Oilfield Review 6, no. 1 (Enero de 1994): 29–39.
7
Otro método de evaluación de los fluidos de
formación es la medición del índice de hidrógeno (IH); el fundamento de las mediciones del
registro de porosidad neutrón. El tamaño del
agujero, su temperatura y las propiedades del
lodo pueden tener efectos significativos sobre las
lecturas del registro de porosidad neutrón. Las
técnicas aplicadas en las herramientas operadas
con cable utilizan dispositivos excéntricos para
minimizar estos efectos de pozo. No obstante, las
herramientas LWD típicamente se centran en el
pozo, lo que hace que las correcciones por los
efectos del pozo se vuelvan aún más importantes
en lo que respecta a la determinación del valor
de porosidad neutrón correcto. En ausencia de
datos precisos de calibre o de separación de la
herramienta (standoff), las correcciones por el
tamaño del agujero son imprecisas en el mejor
de los casos, lo que hace que el valor de porosidad neutrón calculado sea demasiado bajo.
A partir de una fuente confiable
Hasta hace poco tiempo, las fuentes químicas de
americio-241 berilio [AmBe] eran la única fuente
de neutrones de las herramientas LWD. A medida
que la industria de perforación alcanza velocidades de penetración (ROP, por sus siglas en inglés)
más altas, la precisión estadística de las mediciones nucleares LWD y las velocidades de
registración asociadas pueden ser factores limitantes en la explotación de los incrementos
potenciales de la ROP. Además, la utilización de
fuentes químicas conlleva problemas relacionados
con la salud, la seguridad y el medio ambiente.11
Las primeras fuentes radioactivas fueron utilizadas en la adquisición de registros de pozos a
mediados del siglo XX para medir las propiedades
de las formaciones subterráneas y permitir el cálculo de la porosidad.12 Durante los últimos 50
años, las compañías de servicios de campos petroleros adoptaron medidas extraordinarias para
limitar la exposición a emisiones radioactivas a
través del desarrollo de procedimientos detallados de almacenamiento, manipuleo y utilización
de fuentes radioactivas.13 El almacenamiento,
verificación regular y disposición futura de estas
fuentes son temas intensamente regulados por las
autoridades nucleares.14
Ocasionalmente, las herramientas de adquisición de registros que alojan estas fuentes se
atascan en los pozos debido a la presencia de
problemas o irregularidades en los mismos, tales
como la formación de canaletas (enchavetamientos). Cuando las fuentes radioactivas no
pueden ser recuperadas y quedan en el pozo, se
requiere que los operadores empleen procedimientos de taponamiento y monitoreo de pozos
especiales para minimizar el impacto ambiental.
8
La pérdida del pozo y las operaciones en sí,
incluyendo la eventual perforación de un pozo
de observación, pueden resultar extremadamente costosas. Se prevé que la regulación
mundial de las fuentes de adquisición de registros radioactivas se volverá más rigurosa y que
se incrementarán los costos asociados con su
utilización.
La utilización de fuentes de adquisición de
registros radioactivas en los collares LWD plantea
otros problemas más complicados. El proceso de
carga y descarga de la fuente es más lento que
con las herramientas operadas con cable, lo que
incrementa el tiempo de operación. Además,
habitualmente se requiere más personal para
conectar y desconectar el equipo LWD.
Los diseños de las herramientas LWD de
Schlumberger incluyen un sistema de carga anular que permite que las fuentes sean recuperadas
a través de la columna de perforación utilizando
cable, lo que elimina la necesidad de dejar las
fuentes en la herramienta cuando ésta se atasca
en el fondo del pozo. Si bien este procedimiento
suma tiempo a las operaciones de recuperación,
también reduce el riesgo de daño de la fuente,
mitigando así el riesgo para el medio ambiente.
Este diseño anular permite la recuperación de un
85% de las fuentes, mientras que los BHAs sólo se
recuperan un 35% de las veces. 15 Aún con la
reducción de este riesgo, los operadores debieron
optar entre recuperar las fuentes y pasar más
tiempo tratando de recuperar todo el BHA.
Aprendizaje durante la perforación
El avance tecnológico es básicamente un proceso
evolutivo pero a veces resulta revolucionario.16
Los dispositivos operados con cable y las herramientas LWD mejoran con cada generación a
medida que se desarrollan tecnologías habilitadoras y se captan y aplican conocimientos.
A diferencia de los dispositivos de adquisición de registros con herramientas operadas con
cable, los sensores y dispositivos electrónicos de
las herramientas LWD deben tolerar las enormes
11. Kurkoski PL, Holenka JM y Evans ML: “Radiation Safety
and Environment for Measurement-While-Drilling: A
Different Approach,” artículo de la SPE 23264, presentado en la Conferencia sobre Salud, Seguridad y Medio
Ambiente en la Exploración y Producción de Petróleo y
Gas de la SPE, La Haya, 11 al 14 de noviembre de 1991.
12. http://www.spe.org/spe/jsp/basic/0,,1104_1714_
1003934,00.html (Se accedió el 9 de agosto de 2005).
13. Aitken JD, Adolph R, Evans M, Wijeyesekera N,
McGowan R y Mackay D: “Radiation Sources in Drilling
Tools: Comprehensive Risk Analysis in the Design,
Development and Operation of LWD Tools,” artículo de la
SPE 73896, presentado en la Conferencia Internacional
sobre Salud, Seguridad y Medio Ambiente en la
Exploración y Producción de Petróleo y Gas de la SPE,
Kuala Lumpur, 20 al 22 de marzo de 2002.
14. http://www.nssihouston.com/disposal.html (Se accedió
el 17 de agosto de 2005).
fuerzas de choque y vibración asociadas con las
operaciones de perforación. La confiabilidad de
las herramientas ha mejorado en forma continua
a través de los años porque los sofisticados métodos de prueba redujeron considerablemente las
fallas de las herramientas causadas por choques
y vibraciones. Hoy en día, el monitoreo de choques y vibraciones en tiempo real permite a los
ingenieros de perforación modificar los parámetros de perforación y las configuraciones de los
BHAs con el fin de reducir estas fuerzas, prolongando así la vida útil de la barrena y evitando
daños al BHA, incluyendo el equipo LWD.17 Otra
forma en que los responsables del desarrollo de
herramientas reducen las fallas de los equipos
LWD es a través de la reducción del número de
collares LWD, lo que a su vez minimiza el
número de puntos débiles y las conexiones
requeridas en la sarta. Esto puede lograrse a través de diseños que integren los sensores para
reducir las longitudes de las herramientas, lo
que posibilita la inclusión de múltiples sensores
en un solo collar.
Los avances en materia electrónica y el
mayor conocimiento de la física de las mediciones se tradujeron en logros importantes en
términos de eficiencia y confiabilidad, tales como
son los avances registrados con la herramienta
integrada de adquisición de registros con herramientas operadas con cable Platform Express.
Recientemente, las tecnologías LWD también
evolucionaron hacia la integración de más mediciones en herramientas más cortas. Los
resultados incluyen la confiabilidad mejorada de
las herramientas, los avances en lo que respecta
a eficiencia en la colocación del pozo y las mediciones obtenidas más cerca de la barrena.
La brecha existente en términos de tiempo y
distancia entre la barrena y los sensores LWD a
menudo obliga a los petrofísicos y los geólogos a
esperar horas para poder utilizar los datos de
todos los sensores disponibles con el fin de efectuar una interpretación exhaustiva. Además, se
plantean cuestiones importantes en relación con
15. Aitken et al, referencia 13.
16. Zimmerman T: “The Innovator’s Choice,” Oilfield Review
14, no. 1 (Primavera de 2002): página editorial.
17. Ashley DK, McNary XM y Tomlinson JC: “Extending BHA
Life with Multi-Axis Vibration Measurements,” artículo
de las SPE/IADC 67696, presentado en la Conferencia de
Perforación de las SPE/IADC, Ámsterdam, 27 de febrero
al 1º de marzo de 2001.
Oilfield Review
Nuevas mediciones LWD obtenidas con un PNG
Porosidad, espectroscopía
y parámetro sigma
Los neutrones de alta energía emitidos por el
generador de neutrones pulsados (PNG, por
sus siglas en inglés) pierden energía a través
de la difusión elástica e inelástica con los
núcleos de la formación. Si bien la difusión
inelástica desempeña un rol importante en la
moderación inicial de los neutrones, la
pérdida de energía subsiguiente es dominada
por la presencia de hidrógeno. Los neutrones
pierden rápidamente una gran fracción de su
energía en las colisiones con el hidrógeno y se
reducen a niveles de energía térmica, que son
nueve órdenes de magnitud menores que sus
niveles de energía iniciales.
Los neutrones de baja energía dispersados
son contados por dos equipos de detectores
de neutrones, con diferentes espaciamientos
con respecto a la fuente. Estos detectores
registran su número como una función del
tiempo. El contenido de hidrógeno de la
formación domina las velocidades de conteo
del detector.
Un neutrón termal continúa migrando a
través de la formación, experimentando
múltiples colisiones con los núcleos de la
formación. Finalmente, una colisión
producirá la absorción del neutrón por un
núcleo de la formación, lo que se conoce
como captura de neutrones, y conducirá a la
emisión de rayos gamma de captura.
Las energías de los rayos gamma de
captura dependen del tipo de núcleo que
capturó el neutrón. Por lo tanto, las energías
de los rayos gamma medidos por los dos
detectores de rayos gamma reflejan los
elementos presentes en la formación. Los
datos de estos detectores son registrados
como una función del tiempo y la energía. Los
espectros de rayos gamma de captura,
registrados por el detector de rayos gamma
posicionado más cerca de la fuente, se
analizan y se obtienen así las concentraciones
de los elementos de la formación.
1. La longitud de moderación es la distancia promedio
con respecto a la fuente—en este caso el PNG—en
la que los neutrones alcanzan niveles de energía
térmica.
Invierno de 2005/2006
El espectro de decaimiento de tiempo de
los rayos gamma de captura del mismo
detector se utiliza para determinar el
parámetro sigma. A diferencia de la mayoría
de las herramientas operadas con cable que
utilizan un método consistente en dos
detectores para la corrección por los efectos
del pozo, el revestimiento y la cementación, el
nuevo método LWD emplea un solo detector.
Esto es posible porque el collar LWD
básicamente llena el pozo y desplaza el fluido
de perforación, reduciendo los efectos del
pozo. Además, la mayoría de las herramientas
operadas con cable de obtención de sigma se
corren fundamentalmente en pozos entubados
y, en consecuencia, requieren procedimientos
de corrección y compensación por la
presencia del revestimiento y la cementación.
Herramientas de rayos
gamma, densidad y neutrón
La física de las mediciones de rayos gamma,
densidad y neutrón (NGD, por sus siglas en
inglés) es similar a la de las mediciones de
los registros gamma-gamma densidad. En el
caso de las mediciones NGD, los neutrones de
alta energía emitidos desde el PNG crean una
fuente secundaria, o nube, de rayos gamma a
partir de las reacciones inelásticas
producidas en la formación que rodea a la
fuente. Esto sirve como fuente de rayos
gamma para una medición convencional de
gamma-gamma densidad. Estos rayos gamma
son detectados por un detector lejano. Dos
efectos dominantes, que compiten entre sí,
inciden en la señal de rayos gamma observada
en el detector de rayos gamma lejano.
El primer efecto se relaciona con el
transporte de los neutrones rápidos desde
la fuente hasta los puntos de generación de
rayos gamma en la formación. En consecuencia, el alcance de la fuente de rayos gamma
varía como una función del tamaño de la nube
de neutrones rápidos en torno a la fuente de
neutrones. El tamaño de esta nube es determinado fundamentalmente por el contenido
de hidrógeno de la formación. Por lo tanto, es
necesario corregir las velocidades de conteo
observadas en el detector de rayos gamma por
Detector de
rayos gamma
Rayos gamma
Detector de
neutrones
Neutrón
Fuente de
neutrones PNG
> Mediciones de rayos gamma, densidad y
neutrón. La física de las mediciones NGD es
similar a la de las mediciones de los registros
gamma-gamma densidad tradicionales. Los
neutrones rápidos provenientes del PNG crean
una fuente secundaria de rayos gamma inelásticos en la formación que rodea a la fuente.
Esto sirve como fuente de rayos gamma para
las mediciones de los registros gamma-gamma
densidad. El tamaño de la fuente secundaria
depende del transporte de los neutrones rápidos hacia el interior de la formación. En consecuencia, la señal de rayos gamma observada
en el detector lejano exhibe efectos de transporte de neutrones que deben ser compensados cuando se obtiene una medición de rayos
gamma, densidad y neutrón. Esta compensación se obtiene midiendo la velocidad de conteo
de los neutrones epitermales a una distancia
comparable con la longitud de moderación
típica de los neutrones de alta energía.
el alcance variable de la nube de neutrones.
Esto se realiza midiendo el flujo de neutrones
epitermales a una distancia que es
comparable a la longitud de moderación de
los neutrones provenientes del PNG.1 El flujo
epitermal es un excelente indicador del
tamaño de la nube de neutrones.
El segundo efecto se asocia con el
transporte de los rayos gamma en la formación
(arriba). Una vez que los rayos gamma han
sido generados en la formación, son atenuados
a medida que viajan hacia el detector lejano a
través del mismo mecanismo físico—difusión
Compton—que determina la respuesta en las
mediciones de los registros gamma-gamma
densidad tradicionales. En consecuencia, esta
respuesta es afectada fundamentalmente por
la densidad de la formación.
9
Depósito
de deuterio
Fuente de iones
e-
Columna de aceleración
Objetivo
Haz de iones
Alto
voltaje
14
Me
V
D+
Cátodo
n
p+
Deuterio
2H
1
+
Retícula
n
n n
p+
nn
p+ p+
Tritio
3H
1
Helio
4He
2
+
n
+
Energía
cinética
Neutrón
1n
0
> Generador de neutrones pulsados. En lugar de una fuente AmBe radioactiva, en ciertos dispositivos de adquisición de registros se utiliza un generador de neutrones pulsados (PNG, por sus siglas en inglés) para generar
neutrones de alta energía. Dentro del PNG, el dispositivo generador de
neutrones Minitrón (extremo superior) comprende un depósito de deuterio, una fuente de iones, una columna de aceleración y un objetivo. El
yacimiento libera gas de deuterio al ser calentado. La fuente de iones utiliza una fuente de electrones catódicos de alta energía y una grilla pulsada para ionizar y disociar en forma parcial el deuterio y el tritio. El alto
voltaje acelera los iones, obligándolos a colisionar con un objetivo impregnado con tritio. Cuando el deuterio bombardea el tritio, la reacción de fusión
resultante (extremo inferior) produce neutrones de 14-MeV. El alto voltaje
de aceleración, del orden de 100 kV, requiere técnicas especiales para
proteger al PNG de los arcos eléctricos destructivos y los choques
mecánicos. Para evitar la formación de arcos, el espacio que rodea al dispositivo Minitrón en el arreglo PNG se llena con hexafluoruro de azufre.
la evaluación de formaciones. Las grandes diferencias existentes entre los tiempos en que los
diversos sensores atraviesan una profundidad
dada pueden conducir a discrepancias de profundidad entre las mediciones y a ambigüedades en
las interpretaciones. Además, los efectos de la
invasión cambian durante el período en que las
diversas mediciones escalonadas pasan un determinado punto del pozo. Los cambios producidos
en la región vecina al pozo por la invasión de los
fluidos de perforación pueden volverse significativos en pocos minutos, lo que torna más atractiva
la posibilidad de “posicionar” las mediciones. Las
mediciones adquiridas a la misma profundidad, en
el mismo tiempo y bajo las mismas condiciones,
posibilitan una comparación directa más válida y
con menos incertidumbre asociada con los efectos
ambientales. Las operaciones de geonavegación y
geodetención también mejoran cuando los sensores se ubican más cerca de la barrena.
La geonavegación efectiva depende de la disponibilidad de información oportuna, proveniente
de los sensores del subsuelo, para guiar las decisiones relacionadas con la trayectoria del pozo.
Por ejemplo, durante las operaciones destinadas
10
a mantener un pozo horizontal por encima del
contacto agua/petróleo, la perforación de varias
decenas de pies sin disponer de información crucial puede hacer que se perfore en el agua, lo
que se traduce en la producción prematura de
agua. Por otra parte, cuando un pozo alcanza la
profundidad total (TD, por sus siglas en inglés),
la gran distancia existente entre la barrena y los
sensores superiores extremos exige la perforación de pies adicionales para alojar el largo BHA
de modo de poder adquirir todas las mediciones.
Si bien esta práctica permite la registración de
estratos importantes—a menudo roca yacimiento—también suma tiempo, riesgo y costos a
las operaciones de perforación.
Una de las principales motivaciones que llevan a correr los dispositivos LWD es la obtención
de información sobre el yacimiento lo más temprana posible. No obstante, en el pasado se
carecía de programas de computación que efectúan el control de calidad de los datos y la
evaluación integral de formaciones utilizando
datos LWD en tiempo real. Igualmente importante es la necesidad de utilizar los parámetros
de las formaciones—profundidad, espesor neto,
porosidad, Sw y permeabilidad—para caracterizar los yacimientos potenciales, incluyendo el
espesor productivo neto, así como las estimaciones de reservas y la definición de los intervalos
de terminación.
Desde el desarrollo de las primeras mediciones LWD, se han hecho avances sostenidos en lo
que respecta a encarar las limitaciones de las
herramientas. Muchos de estos problemas fueron superados recientemente mediante el
desarrollo de la innovadora tecnología LWD.
Mediciones nucleares LWD sin fuentes
En el año 1995, Schlumberger y Japan Oil, Gas
and Metals National Corporation (JOGMEC),
previamente Japan National Oil Corporation
(JNOC), colaboraron para desarrollar una medición de neutrones pulsados extremadamente
innovadora para aplicaciones LWD.18 El diseño
del generador de neutrones pulsados (PNG, por
sus siglas en inglés) fue robustecido a comienzos
de la década de 1990. Además de la posibilidad
de eliminar una fuente de adquisición de registros nucleares, el PNG provee numerosas
mediciones LWD importantes, muchas de las
cuales fueron establecidas en la evaluación de
formaciones utilizando herramientas operadas
con cable (izquierda). A partir de esta colaboración, se posibilitó la obtención de nuevas
mediciones LWD, incluyendo la medición del
parámetro sigma, las mediciones de las herramientas de rayos gamma, densidad y neutrón
(NGD, por sus siglas en inglés) y la espectroscopía de captura para calcular en forma precisa las
fracciones de minerales (véase “Nuevas mediciones LWD obtenidas con un PNG,” página 9).
Los cinco años de colaboración entre
Schlumberger y JOGMEC comenzaron con el
modelado nuclear, un modelo a escala y una
herramienta operada con cable experimental,
que imitaban en conjunto un sistema de neutrones pulsados en la geometría del collar o
portabarrena. Se ejecutaron unas 12 pruebas de
campo en agujero descubierto de la herramienta
operada con cable experimental para verificar el
desempeño modelado y explorar las capacidades
de la herramienta. En base al éxito del esfuerzo
de investigación, el equipo de colaboración
ingresó en la etapa siguiente—el desarrollo de
una herramienta LWD prototipo experimental.
El ambiente exigente que se genera durante la
perforación requiere un desarrollo de ingeniería
significativo, incluso para las herramientas prototipo experimentales. El equipo de desarrollo
produjo la herramienta de Evaluación de la
Porosidad Experimental LWD (xPET) utilizando
un PNG como fuente de neutrones.
Oilfield Review
Porosidad neutrón, %
Porosidad neutrón termal
Platform Express
Porosidad neutrón epitermal APS
Porosidad neutrón epitermal xPET
0
20
40
Densidad Platform Express
Rayos gamma, densidad y neutrón xPET
Densidad de la
formación, g/cm3
3.0
2.5
Rayos gamma Platform Express
Parámetro sigma APS
Parámetro sigma xPET
50
200
100
25
0
0
540
560
580
600
620
640
660
Rayos gamma, ºAPI
Sigma, uc
(unidades de captura)
2.0
680
Profundidad, pies
20
El PNG xPET genera 100,000,000 de neutrones por segundo con energías de 14 MeV, una
salida aproximadamente cinco veces superior y
energías que llegan a triplicar a las de las
fuentes de adquisición de registros AmBe tradicionales. Este generador utiliza una reacción de
fusión para producir neutrones a través de la
aceleración de los iones de tritio y deuterio para
formar un objetivo cargado de tritio. El PNG no
genera neutrones sin energía eléctrica y ha sido
eximido por la Comisión Reguladora Nuclear
(NRC, por sus siglas en inglés) de la adopción de
precauciones especiales para su abandono en los
pozos de EUA.
Invierno de 2005/2006
Tipo de mineral, % en peso
20
Hierro
10
0
Herramienta xPET
Herramienta ECS
Calcio
40
20
0
Silicio
40
20
0
40
Aluminio
20
0
Mineralogía, % en peso seco
> Comparación entre los datos obtenidos con la
herramienta xPET y los datos derivados de las
herramientas operadas con cable. En un pozo de
prueba (arriba), las mediciones xPET se aproximan significativamente a las mediciones de la
herramienta Platform Express y de la sonda de
Porosidad de Aceleración de Neutrones APS, en
las areniscas de porosidad media y en las calizas
de porosidad baja (extremo superior derecho). En
el mismo pozo de prueba, los datos de espectroscopía xPET se ajustan bastante a las salidas de la
herramienta de Espectroscopía de Captura
Elemental ECS (extremo inferior derecho). La
estrecha coincidencia observada entre los
conjuntos de datos alentó a los científicos de
Schlumberger y de JOGMEC.
Azufre
10
0
100
80
60
40
Arcilla
Cuarzo + feldespato + mica
Carbonato
20
0
300
400
500
600
700
800
900
1,000
1,100
1,200 1,300
Profundidad, pies
Para la caracterización de la herramienta
xPET, se utilizó el modelado de Monte Carlo y se
emplearon mediciones de laboratorio y pruebas
de campo para generar extensivas bases de
datos. Estas bases de datos resultaron esenciales
en lo que respecta al desarrollo de los algoritmos
para las mediciones del IH, NGD, sigma y espectroscopía (arriba).19
18. Evans M, Adolph R, Vildé L, Morriss C, Fisseler P, Sloan
W, Grau J, Liberman A, Ziegler W, Loomis WA,
Yonezawa T, Sugimura Y, Seki H, Misawa RM, Holenka
J, Borkowski N, Dasgupta T y Borkowski D: “A
Sourceless Alternative to Conventional LWD Nuclear
Logging,” artículo de la SPE 62982, presentado en la
Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Dallas, 1° al 4 de octubre de 2000.
19. Evans et al, referencia 18.
11
β_
Reacción de la fuente de cesio
137
137
Cs
γ (662 keV)
137
Ba*
Ba
Reacción de la fuente de americio-berilio
γ (60 keV)
241
Am
237
237
Np*
Np
γ (4.4 MeV)
α (5.5 MeV)
n (4 MeV promedio)
9
Be
13
C*
12
C*
12
C
> Fuentes químicas radioactivas utilizadas en la adquisición de registros de pozos. La mayoría de las herramientas
de adquisición de registros de densidad utilizan una fuente química 137Cs, con una vida media de 30.2 años. En una
primera etapa, el 137Cs decae a un estado excitado de 137Ba a través de la emisión beta de un electrón del núcleo
(extremo superior). El estado excitado resultante del bario [137Ba*], con una vida media de 2.6 minutos, decae hasta
alcanzar su estado estable a través de la emisión de un rayo gamma con una energía de 662 keV. La mayoría de las
herramientas de adquisición de registros de neutrón utilizan una fuente química de 241AmBe (extremo inferior). Esta
fuente se basa en una reacción nuclear entre las partículas alfa de alta energía—núcleos 4He—y 9Be para generar
neutrones energéticos. El 241Am sirve como fuente de las partículas alfa cuando decae al estado excitado del neptunio [237Np*]. El núcleo 237Np* alcanza su estado fundamental mediante la emisión subsiguiente de un rayo gamma
de 60-keV. Una pequeña fracción de las partículas alfa emitidas por el 241Am reacciona con el 9Be que rodea al núcleo
de 241Am. Esta reacción conduce a la formación de un breve estado excitado de carbono 13C [13C*], que emite un
neutrón y se convierte en un estado excitado de 12C [12C*]. 12C* alcanza su estado estable a través de la emisión de
un rayo gamma de alta energía. La producción de neutrones en esta fuente es muy ineficaz. Una fuente típica emite
aproximadamente 4x1010 partículas alfa en un segundo y genera aproximadamente 2x107 neutrones/s.
Evaluación de riesgos
Para poder trasladar la tecnología PNG al
ambiente de alto riesgo del BHA LWD, las consideraciones de seguridad radioactiva requirieron
una evaluación extensiva y un análisis de riesgo
completo. Entre las dos fuentes de adquisición
de registros más comunes—la fuente AmBe que
emite neutrones y la fuente de cesio que emite
rayos gamma [137Cs]—la fuente AmBe planteaba un riesgo significativamente mayor durante
las operaciones (arriba). 20 La vida media del
americio [241Am] es de 432 años, comparados
con los 30.2 años del 137Cs. Además, el 241Am
decae en neptunio [Np], que continúa emitiendo
partículas alfa de alta energía y posee una vida
media de más de 2 millones de años.
En casos excepcionales, las herramientas
que contienen fuentes de adquisición de registros radioactivas deben abandonarse en el pozo.
12
La fuente, o su isótopo radioactivo, se convierte en
un problema ambiental de consideración cuando
su vida media excede la resistencia a la corrosión
y al daño a largo plazo de la cápsula de protección
de la fuente y el BHA. Los neutrones emitidos por
la fuente AmBe son más difíciles de proteger y
resultan más perjudiciales para las células vivas
que los rayos gamma y las partículas beta de baja
energía emitidos por el 137Cs. Por estos motivos,
la fuente de neutrones AmBe presenta mayores
riesgos para el medio ambiente en las operaciones LWD que la fuente de rayos gamma 137Cs. Por
lo tanto, el reemplazo de la fuente AmBe por el
PNG constituye una gran ventaja.
Si bien este reemplazo requirió el desarrollo
de una medición de la porosidad con la misma
respuesta que la medición de porosidad neutrón
basada en la fuente AmBe LWD estándar, también posibilitó la incorporación de mediciones
nuevas que mejoran significativamente la evaluación de formaciones. Como quedó claramente
demostrado con el esfuerzo de colaboración
entre Schlumberger y JOGMEC, el PNG exhibía
un buen desempeño en el ambiente LWD. Además, la densidad de la formación ahora podía
medirse utilizando sólo una fuente PNG, lo que
proporciona evaluaciones de formaciones nucleares para LWD, sin fuentes de adquisición de
registros químicas.
Adquisición de registros más segura,
más rápida y más inteligente
En enero de 2001, un equipo de Schlumberger
puso en marcha un proyecto para incorporar
este concepto de adquisición de registros LWD
“sin fuentes” en un collar de medición LWD integrado. Esta nueva herramienta LWD ahora
provee datos en tiempo real para lograr evalua-
Oilfield Review
ciones de formaciones globales, operaciones de
perforación eficientes y seguras y colocaciones
precisas de los pozos.21 El servicio multifunción
de adquisición de registros durante la perforación EcoScope elimina muchas de las
desventajas asociadas con las tecnologías LWD
previas. Este servicio permite la adquisición de
nuevas mediciones para petrofísicos y geólogos y
proporciona un nivel de seguridad y eficiencia
inigualable para el personal de perforación
(derecha).22 El collar LWD EcoScope mide 26
pies de largo y posee un diámetro nominal de
17.15 cm [63⁄4 pulgadas]. Su tasa de flujo máxima
es de 3.03 m3/min [800 galones americanos/min],
puede tolerar una severidad de pata de perro
máxima durante la rotación de 8º/30.5 m [100
pies], una severidad de pata de perro máxima
durante el deslizamiento de 16º/100 pies y puede
operar en tamaños de pozos que oscilan entre
21.3 y 25.1 cm [83⁄8 a 97⁄8 pulgadas].
Los especialistas de Schlumberger comprendieron la importancia de establecer una
compatibilidad retroactiva para lograr la aceptación industrial, de manera que la opción de
adquirir una medición de densidad estándar fue
incluida en el diseño de la herramienta.23 La
opción de medición de la densidad basada en la
fuente Cs permite la medición del factor fotoeléctrico (PEF, por sus siglas en inglés) para la
determinación de la litología. También se
adquieren un registro de calibre de densidad
para el control de la calidad de los registros y el
volumen del pozo e imágenes de densidad y PEF
para el análisis estructural. La medición de
rayos gamma, densidad y neutrón es una medición nueva que se ajusta a las mediciones de
densidad previas.
Los riesgos asociados con la utilización de
fuentes químicas LWD, especialmente la fuente
AmBe, ponen de manifiesto la importancia de
contar con una fuente PNG viable. La seguridad
del PNG es inherente al diseño de la herramienta EcoScope, ya que el PNG es alimentado
en forma directa y exclusiva por un turbo generador de la herramienta TeleScope que es
energizada mediante circulación de lodo.
Los desafíos del desarrollo de este tipo de
dispositivo eran considerables. En una primera
etapa, los científicos e ingenieros de Schlumberger
analizaron los riesgos y decidieron incluir una
fuente 137Cs en la herramienta EcoScope para
proporcionar mediciones de densidad y PEF
estándar y las imágenes de pozo asociadas. La
posición de la fuente 137Cs se modificó para facilitar la carga rápida de la fuente y mejorar la
precisión y la exactitud de las mediciones de densidad. La fuente 137Cs se carga desde el costado
del collar EcoScope, procedimiento que insume,
en promedio, un tercio del tiempo necesario para
la carga con el método anular. Además, no existe
fuente AmBe alguna para cargar. La posición de
la fuente 137Cs ha sido optimizada para incrementar las velocidades de conteo y mejorar la
respuesta de la densidad a ROP elevadas.24
El PNG produce los neutrones de alta energía
necesarios para medir la porosidad neutrónica
termal (TNPH, por sus siglas en inglés), la mejor
porosidad neutrónica termal (BPHI, por sus siglas
en inglés) y el parámetro sigma de la formación o
Σ volumétrico. Para lograr consistencia y compatibilidad retroactiva, la respuesta TNPH de la
herramienta EcoScope es similar a la respuesta
TNPH de la herramienta adnVISION (Densidad–Neutrón Azimutal) y estas dos mediciones
mostraron buena concordancia durante las pruebas. No obstante, dado que el PNG produce el
quíntuplo de neutrones con el triple de energía
de la fuente AmBe, la medición TNPH de la
herramienta EcoScope es estadísticamente más
precisa, provee una lectura más profunda de la
formación y resulta menos afectada por la rugosidad del pozo. Tanto las porosidades neutrónicas
TNPH de la herramienta EcoScope como las de la
herramienta adnVISION exhiben los mismos
efectos de densidad de la formación. Ésta es la
causa principal de las conocidas lecturas de porosidad neutrónica alta de la lutita.
Debido a la mayor energía neutrónica y el
incremento de la distancia del detector lejano
con respecto a la fuente neutrónica, las mediciones de la porosidad neutrónica de la herramienta
EcoScope son más influenciadas por la densidad
de la formación que las mediciones adnVISION.
En el cálculo BPHI, la mayor parte de los efectos
de la densidad se eliminan, lo que se traduce en
una medición del IH que posee un rango dinámico más amplio, es más precisa ante la
existencia de altas porosidades y posee efectos
20. Aitken et al, referencia 13.
21. El PNG contiene tritio y existen pequeñas fuentes de
estabilización en algunos de los detectores. Estas
pequeñas fuentes no requieren ningún tratamiento
especial mientras se encuentran en el interior de la
herramienta.
22. Weller G, el-Halawani T, Tribe I, Webb K, Stoller C, Galvin
S y Scott G: “A New Integrated LWD Platform Delivers
Improved Drilling Efficiency, Well Placement and
Formation Evaluation Services,” artículo de la SPE 96652,
presentado en la Conferencia de Áreas Marinas de
Europa, Aberdeen, 6 al 9 de septiembre de 2005.
23. Aitken et al, referencia 13.
24. Weller et al, referencia 1.
Invierno de 2005/2006
Porosidad
Espectroscopía
Parámetro sigma
Rayos gamma,
densidad y neutrón
Calibre ultrasónico
Densidad azimutal,
factor fotoeléctrico
y calibre de densidad
Choques y vibraciones
triaxiales
Rayo gamma
natural azimutal
Inclinación
Presión anular durante
la perforación
> Collar de mediciones integrado EcoScope. Las
nuevas mediciones EcoScope incluyen mediciones sin fuentes radioactivas de rayos gamma,
densidad y neutrón, datos de espectroscopía,
mediciones del parámetro sigma, y mediciones
de choques y vibraciones, inclinación, presión
anular y rayos gamma azimutales. El collar
posee una longitud de 26 pies y la medición más
lejana se encuentra a menos de 4.9 m [16 pies]
de distancia de la base del collar.
13
3.0
Relación entre detectores
cercano y lejano corregida
2.5
2.0
1.5
1.0
0.5
Herramienta EcoScope en calizas
Herramienta adnVISION en calizas
Herramienta EcoScope en Al2O3
Herramienta adnVISION en Al2O3
0
3.0
Relación entre detectores
cercano y lejano corregida
2.5
HI)
l (BP
2.0
ica
trón
eu
ad n
a
term
id
s
poro
ejor
1.5
M
1.0
0.5
0
0
10
20
30
40
50
60
70
Porosidad, %
> Comparación de las mediciones de porosidad neutrónica termal obtenidas
con la herramienta adnVISION previa y la nueva herramienta EcoScope. La
porosidad neutrónica termal de la herramienta EcoScope, TNPH, se ajusta a
la medición TNPH de la herramienta adnVISION, incluso en las lutitas densas,
que son simuladas por la formación de alúmina (extremo superior). La mejor
porosidad neutrónica termal, BPHI, es una medición del IH que exhibe un rango
dinámico más amplio que la medición TNPH previa (extremo inferior) y proporcionará una lectura más baja en las lutitas que la medición TNPH estándar.
litológicos más limitados que la respuesta TNPH
(arriba). La medición BPHI de la herramienta
EcoScope coincide con la respuesta TNPH en las
zonas limpias y muestra mayor consistencia entre
un pozo y otro. Los datos de entrada requeridos
para la corrección de la densidad BPHI, pueden
obtenerse ya sea a partir de la densidad de la
fuente Cs o a partir de las mediciones NGD. Las
mediciones de neutrones avanzadas de la nueva
herramienta LWD otorgan a los operadores más
flexibilidad en lo que respecta al diseño de los
programas de adquisición de registros LWD. El
PNG provee la opción de eliminar las fuentes de
adquisición de registros radioactivas químicas de
toda la operación.
La herramienta EcoScope incluye además
una medición de la resistividad de la propagación, que posee el mismo principio de medición
que la herramienta de resistividad LWD de previa generación, la herramienta de Resistividad
de Arreglo Compensada arcVISION. La medición
se obtiene en dos frecuencias diferentes—2 MHz
y 400 kHz—utilizando dos receptores y cinco
transmisores con espaciamientos que oscilan
entre 41 y 102 cm [16 y 40 pulg]. La similitud
existente entre la medición de la resistividad de
14
la herramienta EcoScope y las de las herramientas previas, ofrece claras ventajas en lo que
respecta a la evaluación de formaciones y permite
que la industria explote los avances existentes en
términos de modelado de la resistividad. En la
herramienta EcoScope, las secciones de medición
de la resistividad y las secciones de mediciones
nucleares se intercalan, lo que constituye una
innovación importante en cuanto al diseño que
posibilitó la implementación del collar integrado
más corto.
La interpretación de los datos de resistividad
es mucho más compleja en los pozos altamente
desviados y horizontales que en los pozos verticales. Por este motivo, se ha dedicado un
enorme esfuerzo al desarrollo de técnicas de
procesamiento de avanzada para la obtención de
datos de resistividad LWD, tales como la aplicación de técnicas de inversión para resolver la
resistividad de la formación verdadera (Rt) y
mejorar el cálculo de las fracciones de volumen
de fluidos presentes en el yacimiento.25
La resistividad de la formación se puede
combinar con las mediciones nucleares nuevas y
tradicionales de la herramienta EcoScope para
generar una evaluación de formaciones integral
y más cuantitativa. Esto se realiza en el programa
de interpretación EcoView, específicamente diseñado para la interpretación asistida por
computadora de los datos de la herramienta
EcoScope. El programa EcoView soporta la visualización bidimensional (2D) y tridimensional
(3D) de la geometría del pozo y los datos geológicos o de las imágenes de la pared del pozo.
Además, el programa contiene la metodología
robusta del sistema de evaluación petrofísica
DecisionXpress.26
La interpretación petrofísica en el programa
EcoView asume que los datos de la herramienta
EcoScope se obtienen inmediatamente después
de la perforación y que la invasión es, por lo
tanto, insignificante. Los datos EcoScope adquiridos en una etapa posterior del proceso de
perforación, por ejemplo, durante una pasada
con fines de ensanchamiento del pozo, pueden
requerir aplicaciones de interpretación de registros más sofisticadas para validar los resultados
petrofísicos. Esto incluye la utilización del
sistema de caracterización de yacimientos integrado GeoFrame de Schlumberger.
La integración de datos geológicos y petrofísicos con datos de la geometría del pozo en una
plataforma, otorga a los equipos a cargo de los
activos de las compañías operadoras información
mejorada para la evaluación de formaciones. En
la localización del pozo, el programa EcoView
utiliza las mediciones relacionadas con la perforación obtenidas con la herramienta EcoScope,
para ayudar a mejorar el proceso de toma de
decisiones destinadas a optimizar las colocaciones de pozos y las operaciones de perforación.
Operaciones de perforación más seguras,
más rápidas y más inteligentes
La herramienta LWD EcoScope adquiere datos
de choques y vibraciones triaxiales, datos de
presión anular, datos de inclinación continua y
datos de calibre ultrasónico y de densidad. Estas
mediciones son monitoreadas en tiempo real, lo
que permite la evaluación constante del desempeño de la perforación y la calidad del pozo.
El análisis de las vibraciones y choques de
fondo de pozo resulta esencial para la optimización de las operaciones de perforación y para la
extensión de la vida útil de los componentes del
BHA, incluyendo barrenas, motores de fondo y
sistemas LWD y MWD. En las herramientas
MWD, los medidores de deformación miden el
esfuerzo de torsión mientras que los acelerómetros miden el choque axial y lateral, lo que en
conjunto permite el cálculo de la vibración.27 Los
datos de las vibraciones ayudan a caracterizar el
mecanismo de vibración, o la combinación de
Oilfield Review
mecanismos, que provocan los choques. Estos
mecanismos pueden incluir el rebote de la
barrena, su atascamiento/deslizamiento, el giro
de la barrena y el giro del BHA. Una vez identificada la causa principal de la vibración, se
pueden modificar los procedimientos o los parámetros de perforación para corregir los
problemas. Por ejemplo, la modificación del
peso sobre la barrena (WOB, por sus siglas en
inglés) o de la velocidad de rotación puede tener
un efecto enorme sobre las vibraciones. Las
vibraciones también pueden ser reducidas modificando el BHA, por ejemplo a través de la
utilización de una barrena diferente o del agregado de ensanchadores a rodillo, o modificando
el sistema de inyección a través del incremento
de la lubricidad del lodo. Los esfuerzos por minimizar las vibraciones y los choques a menudo
mejoran la ROP y la calidad del pozo.
La medición de la presión anular con la
herramienta EcoScope ayuda a los perforadores
y a los ingenieros de perforación a identificar y
evitar potenciales problemas de perforación.28
En ambientes de perforación complejos, tales
como los pozos de alcance extendido y de aguas
profundas, los datos de presión anular en tiempo
real ayudan a manejar la densidad de circulación equivalente (ECD, por sus siglas en inglés).
Manteniendo el valor de la ECD dentro de una
ventana tolerable, los ingenieros de perforación
pueden prevenir los problemas de pérdida de
circulación e inestabilidad del pozo. Estos problemas pueden ocasionar costos superiores a los
previstos y la pérdida potencial de un pozo. Además, el monitoreo continuo de la presión anular
provee información sobre suspensión de sólidos,
golpes de presión y presiones de flujo y oleada
inicial, lo que fomenta la implementación de
prácticas específicas para optimizar adicionalmente las operaciones de perforación.29
Las mediciones del diámetro del pozo (calibre) obtenidas durante la perforación ofrecen
retroalimentación inmediata y crucial sobre la
estabilidad del pozo y la forma del agujero. Los
datos de calibre también se utilizan para evaluar
las condiciones del agujero antes de la entuba-
ción y para los cálculos del volumen del pozo
que se utilizan para estimar el volumen de
cemento requerido. Históricamente, ha sido difícil adquirir datos del tamaño del agujero a partir
de una plataforma LWD porque los medidores de
calibre mecánicos, como los utilizados por las
herramientas operadas con cable, no resultan
prácticos en el ambiente de perforación.
La herramienta EcoScope adquiere dos conjuntos de datos de calibre independientes. Dos
sensores ultrasónicos obtienen una medición de
la separación de la herramienta, de 16 sectores,
que se utiliza para proveer el diámetro azimutal
del pozo mientras rota el BHA. Cuando la herramienta se encuentra en modo de deslizamiento,
la medición se obtiene en direcciones opuestas,
perpendiculares al eje de la herramienta. También se genera una medición azimutal de calibre,
de 16 sectores, a partir de la medición de la separación de la herramienta, basada en la densidad,
que se adquiere durante la rotación de la
columna de perforación. La medición del calibre
basada en la densidad requiere la utilización de
una fuente de 137Cs.
Además de evaluar el desempeño de la perforación, el equipo de desarrollo de la herramienta
EcoScope se concentró en la colocación del pozo.
Las necesidades de exploración hoy en día exigen que los perforadores accedan a los objetivos
de los yacimientos con precisión y eviten los riesgos de perforación y producción y que lo hagan
en forma eficiente. Dadas estas demandas, las
mediciones MWD más importantes están relacionadas con la posición del pozo. Los datos de
azimut e inclinación del pozo resultan cruciales
para permitir que los perforadores direccionales
ajusten las trayectorias de los pozos para dar
cabida a la información geológica nueva proveniente de las mediciones LWD en tiempo real.30
Para un control direccional óptimo, las mediciones de la trayectoria del pozo deben
obtenerse lo más cerca posible de la barrena. La
reducción del retraso de tiempo existente entre
la adopción de acciones y la visualización de los
efectos cuantitativos de esas acciones, otorga
retroalimentación inmediata a los perforadores
direccionales y mejora el control de la perforación. Por este motivo, la nueva herramienta
EcoScope mide la inclinación continua, a 2.1 m
[7 pies] encima de la base del collar. Los datos
de orientación del agujero ahora llegan más
rápido y son más relevantes con respecto a la
posición de la barrena, lo que se traduce en un
mejor control de la perforación direccional.
25. Li Q, Liu CB, Maeso C, Wu P, Smits J, Prabawa H y
Bradfield J: “Automated Interpretation for LWD
Propagation Resistivity Tools Through Integrated Model
Selection,” Transcripciones del 44º. Simposio Anual de
Adquisición de Registros de la SPWLA, Galveston,
Texas, 22 al 25 de junio de 2003, artículo UU.
26. Barson D, Christensen R, Decoster E, Grau J, Herron M,
Herron S, Guru UK, Jordán M, Maher TM, Rylander E y
White J: “Spectroscopy: The Key to Rapid, Reliable
Petrophysical Answers,” Oilfield Review 17, no. 2
(Verano de 2005): 14–33.
27. Ashley el al, referencia 17.
28. Hutchinson M y Rezmer-Cooper I: “Using Downhole
Annular Pressure Measurements to Anticipate Drilling
Problems,” artículo de la SPE 49114, presentado en la
Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Nueva Orleáns, 27 al 30 de septiembre de 1998.
Aldred W, Cook J, Bern P, Carpenter B, Hutchinson M,
Lovell J, Rezmer-Cooper I y Leder PC: “Using Downhole
Annular Pressure Measurements to Improve Drilling
Performance,” Oilfield Review 10, no. 4 (Invierno de
1998/1999): 40–55.
29. Las mediciones de la presión anular obtenidas con la
herramienta EcoScope incluyen una medición de la
presión dinámica en tiempo real mientras las bombas
están operando y una medición de la presión estática
cuando las bombas están fuera de servicio. Una batería
de reloj en tiempo real suministra la potencia para la
medición estática. Los datos estáticos son enviados a la
superficie una vez que las bombas se vuelven a poner
en funcionamiento.
30. Inaba M, McCormick D, Mikalsen T, Nishi M, Rasmus J,
Rohler H y Tribe I: “El auge de las imágenes de la pared
del pozo,” Oilfield Review 15, no. 1 (Verano de 2003):
24–39.
Breton P, Crepin S, Perrin J-C, Esmersoy C, Hawthorn A,
Meehan R, Underhill W, Frignet B, Haldorsen J, Harrold
T y Raikes S: “Mediciones sísmicas bien posicionadas,”
Oilfield Review 14, no. 1 (Verano de 2002): 34–63.
Bargach et al, referencia 5.
Invierno de 2005/2006
Nueva tecnología LWD en el Golfo de México
El impacto positivo de las tecnologías LWD en el
Golfo de México es indiscutible. Con los altos
costos de los equipos de perforación, el mejoramiento de la eficiencia logrado en todos los
aspectos de las operaciones de perforación produce enormes dividendos para los operadores.
La tecnología EcoScope representa un importante paso adelante porque expande y mejora las
operaciones de evaluación de formaciones
durante la perforación. Además, reduce el
tiempo de equipo de perforación asociado con la
conexión y desconexión del BHA, posibilita ROPs
más altas sin comprometer la calidad de los
datos e incrementa las velocidades de transmisión de datos en tiempo real con la herramienta
TeleScope. El diseño de la herramienta EcoScope
coloca un vasto arreglo de mediciones mucho
más cerca de la barrena que antes, lo que minimiza los efectos del ambiente y la invasión sobre
los datos de los registros, y reduce el tiempo
requerido para que los datos cruciales lleguen a
manos de los especialistas.
En el Golfo de México, Devon Energy Corporation corrió la herramienta LWD EcoScope para
investigar su impacto operacional en pozos
direccionales del Golfo de México. Después de
perforar un pozo, Devon corrió las herramientas
operadas con cable de Schlumberger para comparar las mediciones equivalentes con los datos
de la herramienta EcoScope.
Las mediciones de las herramientas operadas
con cable incluyeron registros de inducción de
arreglo, densidad estándar, porosidad neutrónica
epitermal, parámetro sigma y espectroscopía de
captura de neutrones. Una comparación detallada de los conjuntos de datos mostró una
15
Parámetro sigma –
Herramienta con cable
60
uc
0
Parámetro sigma –
EcoScope
60
uc
0
Índice de hidrógeno –
Herramienta con cable
Tamaño de la barrena
6
Pulgadas
6
Pulgadas
Resistividad de la zona
lavada – Herramienta
con cable
16
Calibre
0.2
Rayos gamma –
Herramienta con cable
0
°API
200
Rayos gamma – EcoScope
0
°API
Profundidad, pies
16
0.2
ohm.m
Densidad volumétrica –
Herramienta con cable
200 1.85
Resistividad verdadera –
EcoScope
ohm.m
Índice de hidrógeno –
EcoScope
200 0.45 Relación de volumen -0.15
Resistividad verdadera –
Herramienta con cable
0.2
200
ohm.m
0.45 Relación de volumen -0.15
g/cm3
2.85
Densidad volumétrica –
EcoScope
200 1.85
g/cm3
2.85
X,050
X,100
X,150
revestimiento corta sin tener que efectuar los
preparativos para la ejecución de una carrera de
adquisición de registros con herramientas operadas con cable con el fin de identificar qué
había en las areniscas de fondo, lo que se tradujo en un ahorro de US$ 250,000 (próxima
página, arriba). Las herramientas nucleares
LWD previas no habrían estado suficientemente
cerca de la barrena como para caracterizar todo
el intervalo de areniscas.
X,200
X,250
X,300
X,350
excelente concordancia en las secciones de lutitas. La comparación de los registros en las
areniscas permeables arrojó diferencias que,
según se interpretó, fueron causadas por la invasión del filtrado de lodo a base de aceite
sintético en las areniscas acuíferas. Esta invasión se produjo durante el tiempo transcurrido
entre la perforación y la adquisición de registros
con herramientas operadas con cable (arriba).
16
< Comparación entre los datos obtenidos con la
herramienta EcoScope y los datos obtenidos con
herramientas operadas con cable en el Golfo de
México. Las mediciones obtenidas con la herramienta EcoScope y con herramientas operadas
con cable se superponen en las lutitas donde los
efectos de la invasión son insignificantes. No
obstante, en las areniscas más porosas y permeables, los datos de la herramienta EcoScope y los
datos de las herramientas operadas con cable
muestran diferencias resultantes de la invasión
del filtrado de lodo a base de aceite. Las lecturas
de resistividad verdadera, Rt, de ambos métodos
de adquisición de registros son similares porque
esas mediciones trascienden el volumen afectado por la invasión. El efecto del filtrado de lodo
a base de aceite se observa en la densidad volumétrica obtenida con las herramientas operadas
con cable y en las curvas de resistividad someras. Las mediciones de la porosidad neutrónica
de las herramientas operadas con cable y la
herramienta EcoScope exhiben una buena coincidencia. El Carril 1 muestra una comparación
entre las lecturas de rayos gamma y una curva de
calibre, el Carril 2 exhibe una comparación entre
los datos de Rt y la curva de resistividad de la
zona lavada obtenida con herramientas operadas
con cable, y el Carril 3 contiene superposiciones
de mediciones del parámetro sigma, el índice de
hidrógeno y la densidad, efectuadas con la herramienta EcoScope y con herramientas operadas
con cable.
En otro pozo, las mediciones de la herramienta EcoScope se compararon con las de la
herramienta adnVISION, colocada a 15 m [50
pies] encima del collar EcoScope de 26 pies.
Durante la perforación de este pozo, se extrajo
el BHA por problemas de pérdida de circulación.
La proximidad de los datos nucleares de la
herramienta EcoScope con respecto a la barrena
permitió al operador correr una tubería de
Perforaciones desviadas en el Mar del Norte
En el sector central del Mar del Norte, Nexen
Petroleum U.K. Limited probó la gama completa
de mediciones de perforación y evaluación de
formaciones de la tecnología EcoScope.31 Para
recuperar los hidrocarburos atrapados en el
techo del yacimiento, Nexen diseñó una reentrada echado (buzamiento) arriba de un pozo
existente para penetrar las areniscas prospectivas con un ángulo de 35° y producir los
hidrocarburos sin explotar, desde un pozo de
21.6 cm [8 1⁄2 pulgadas]. La alta calidad de la
evaluación de formaciones resultó crucial para
colocar el pozo dentro del yacimiento y terminar
los intervalos más productivos. Otro de los objetivos de Nexen era evaluar la calidad de las
nuevas mediciones EcoScope, así como determinar y cuantificar cualquier ventaja observada en
términos de seguridad y eficiencia.
Oilfield Review
< Mediciones más cerca de la barrena. Un operador del Golfo de México corrió las herramientas adnVISION y EcoScope para comparar las
mediciones de estas herramientas LWD. Los problemas de pérdida de circulación obligaron al
perforador a extraer el BHA antes de que la arenisca de interés más profunda pudiera ser registrada con la herramienta adnVISION. Sin la
herramienta EcoScope en el BHA, la tecnología
previa hubiera omitido la arenisca más profunda
situada a X,100 pies. Dado que las mediciones
EcoScope se obtuvieron cerca de la barrena,
esta herramienta logró caracterizar la arenisca
correctamente y se evitó una carrera de adquisición de registros con herramientas operadas
con cable. La herramienta EcoScope indica la
presencia de un volumen de gas significativamente superior (sombreado amarillo) en las areniscas gasíferas aparentes, que la herramienta
adnVISION corrida aproximadamente cuatro
horas después que la herramienta EcoScope. El
Carril 1 contiene datos de rayos gamma, calibre
y velocidad de penetración (ROP). En el Carril 2
se comparan las mediciones de resistividad de
la herramienta EcoScope. El Carril 3 muestra las
mediciones nucleares de la herramienta
adnVISION, mientras que en el Carril 4 se exhiben las mediciones nucleares de la herramienta
EcoScope.
Herramienta EcoScope
Resistividad de
atenuación 16 pulgadas
0.02
ohm.m
20
Resistividad de
atenuación 22 pulgadas
0.02
ohm.m
20
Resistividad de
atenuación 28 pulgadas
0.02
ohm.m
20
Resistividad de
atenuación 34 pulgadas
0.02
ohm.m
20
Resistividad de
atenuación 40 pulgadas
0.02
ohm.m
20
Resistividad de cambio
de fase 16 pulgadas
0.2
ohm.m
200
Resistividad de cambio
de fase 22 pulgadas
0.2
Diámetro del pozo vertical
5
Pulgadas
25
ROP
5 pies de promedio
500
pies/h
0
Rayos gamma
0
°API
Profundidad, pies
Pulgadas
0.2
Cruce Densidad-Neutrón
Corrección por densidad
de fondo
Corrección por densidad
de fondo
g/cm3
g/cm3
-0.8
200
0.2 -0.8
0.2
Porosidad neutrónica termal Porosidad neutrónica termal
0.6
pies3/pies3
0 0.6
pies3/pies3
0
200 Densidad volumétrica de fondo Densidad volumétrica de fondo
1.65
g/cm3
2.65 1.65
g/cm3
2.65
ohm.m
Resistividad de cambio
de fase 40 pulgadas
0.2
150
ohm.m
Resistividad de cambio
de fase 34 pulgadas
0.2
Herramienta EcoScope
Cruce Densidad-Neutrón
200
Resistividad de cambio
de fase 28 pulgadas
25
Diámetro del pozo horizontal
5
ohm.m
Herramienta adnVISION
ohm.m
Factor fotoeléctrico de fondo Factor fotoeléctrico de fondo
200 0
100 0
100
X,000
X,050
X,100
10,300
10,350
Herramienta
EcoScope
Profundidad, pies
10,400
10,450
Herramienta
adnVISION
10,500
10,550
10,600
10,650
10,700
0
1
2
3
Tiempo después de la barrena, horas
4
5
> Tiempo transcurrido desde la perforación hasta la adquisición de registros
para dos herramientas LWD. Los sensores EcoScope estuvieron desfasados
con respecto a la barrena en 1 a 2 horas. La herramienta adnVISION pasó
las profundidades correspondientes entre 2.5 y 4 horas después que la
barrena. La diferencia de tiempo entre las dos herramientas varía debido a
los cambios de la ROP.
Invierno de 2005/2006
Para efectuar una comparación válida entre los
datos de la herramienta EcoScope y las mediciones
de la porosidad LWD previas, Nexen y Schlumberger
incluyeron una herramienta adnVISION por
encima de la herramienta TeleScope, emplazada
por sobre el collar EcoScope. La herramienta
EcoScope adquirió mediciones estándar de rayos
gamma, resistividad en las frecuencias de 2 MHz
y 400 kHz y mediciones de atenuación, mediciones de densidad Cs y datos de porosidad neutrón
y calibre, para caracterizar el yacimiento y comparar esas mediciones con las mediciones
correspondientes obtenidas con la herramienta
adnVISION. El objetivo de la operación LWD era
evaluar las mediciones LWD estándar de la herramienta EcoScope y estimar el valor potencial de
las modernas mediciones EcoScope, tales como el
parámetro sigma, los datos espectroscópicos de
captura, porosidad neutrón, y densidad neutrón
generados por el PNG.
El pozo de re-entrada penetró dos areniscas
gasíferas, que fueron registradas una o dos horas
después de la penetración de la barrena con los
sensores EcoScope y nuevamente con la sarta de
herramientas adnVISION, una o dos horas
después de que el collar EcoScope pasara el
intervalo (izquierda). Los datos de los registros
mostraron comparaciones favorables pero exhibieron diferencias debido a la rápida invasión
producida en el yacimiento. Si bien el lapso de
31. Weller et al, referencia 22.
17
Densidad volumétrica,
adnVISION – perforación
Calibre
6
Pulgadas
16
Rayos gamma
0
°API
150
Rayos gamma
150
°API
Profundidad medida, pies
1.95
2.95 0.45
Densidad volumétrica,
EcoScope – perforación
1.95
g/cm3
1.95
g/cm3
pies3/pies3
-0.15
Porosidad neutrónica,
adnVISION – ensanchamiento
2.95 0.45
Densidad volumétrica,
adnVISION – ensanchamiento
pies3/pies3
-0.15
Porosidad neutrónica,
EcoScope – ensanchamiento
2.95 0.45
pies3/pies3
Densidad volumétrica,
EcoScope – ensanchamiento
Porosidad neutrónica,
adnVISION – perforación
g/cm3
pies3/pies3
1.95
300
g/cm3
Porosidad neutrónica,
EcoScope – perforación
2.95 0.45
-0.15 Imagen del
registro de
densidad
-0.15 Baja
Alta
10,400
10,450
10,500
> Adquisición de registros con la técnica de lapsos de tiempo (técnica de repetición). Comparación entre los datos de los registros EcoScope y adnVISION,
obtenidos de una pasada de perforación y de una pasada de ensanchamiento del pozo, realizada 20 horas más tarde. Mientras la diferencia entre los
dos conjuntos de datos provenientes de la pasada de perforación muestra
claramente los efectos de un proceso de invasión dinámico, los datos de la
pasada de ensanchamiento del pozo se superponen. Esto indica que la invasión del filtrado de lodo se ha estabilizado en el momento en que se realizó la
pasada de ensanchamiento. Además, la diferencia de tiempo entre la pasada
de la herramienta EcoScope y la pasada de la herramienta adnVISION fue
sustancialmente menor durante la pasada de ensanchamiento porque el BHA
se había desplazado por la zona en forma más rápida durante el proceso de
ensanchamiento que durante la perforación. El Carril 1 muestra los datos del
registro de rayos gamma y de calibre. Los Carriles 2 y 3 ilustran la comparación de las lecturas de densidad volumétrica y de porosidad neutrón, respectivamente. Se exhiben además los datos de registros de las pasadas de
perforación y ensanchamiento del pozo. El Carril 4 contiene la imagen del
registro de densidad EcoScope.
tiempo inherente que existe entre los collares de
medición durante la perforación ayudó a caracterizar el proceso de invasión, 20 horas después de
la perforación durante una pasada para ensanchar el pozo, se realizó otra comparación más
definitiva. Esta pasada mostró coincidencias
entre las mediciones (arriba).
El análisis petrofísico y el análisis de productividad se llevaron a cabo en la zona de interés
utilizando el programa de interpretación EcoView. Dicho programa utiliza la aplicación
SpectroLith para el procesamiento litológico de
los espectros de la herramienta de espectroscopía de rayos gamma inducidos por neutrones. La
información de rendimiento elemental proveniente de los datos espectroscópicos EcoScope
permite la determinación de la litología, incluyendo el cálculo preciso de las fracciones
arcillosas.32 El conocimiento de la litología posi-
18
bilita el cómputo de las propiedades de la
matriz—por ejemplo los valores de densidad de
granos, PEF de granos, parámetro sigma de granos y neutrón de granos—que se utilizan en la
evaluación petrofísica33
El análisis EcoView ayudó a identificar dos
intervalos de areniscas productivas con un escaso
volumen de arcilla. La arenisca superior, situada
a una profundidad de 3,158 m [10,360 pies],
posee un espesor de 38 m [125 pies] y el espesor
de la arenisca inferior, situada a una profundidad de 3,249 m [10,660 pies], es de 19 m [63
pies]. Las areniscas exhiben porosidades de un
15% como mínimo, permeabilidades máximas
calculadas superiores a 1 Darcy y una buena productividad estimada. Luego de la terminación
del pozo, la arenisca inferior fue disparada y produjo 1,748 m3 [11,000 bbl] de condensado por
día y 1.5 millón de m3 [54 millones de pies3] de
gas por día. La arenisca superior será terminada
después de que el intervalo inferior comience a
producir un volumen de agua excesivo.
El collar LWD EcoScope también registró
imágenes de la pared del pozo para determinar
el echado estructural del intervalo. Tanto las
imágenes de rayos gamma como las de densidad
se computaron e interpretaron utilizando las
capacidades de picado de echados del programa
de visualización tridimensional de datos de
pozos WellEye, que se emplea para examinar
imágenes de la pared del pozo y calcular los
echados estructurales. Durante la perforación
de este pozo de re-entrada, los perforadores
debieron enfrentarse con problemas de atascamiento/deslizamiento y vibraciones excesivas.
Estos episodios fueron captados en el monitor
del perforador, lo que ayudó a Nexen a correlacionar los problemas de perforación con
litologías específicas presentes en la sección y a
mitigar potencialmente los problemas que
podrían surgir en pozos futuros (próxima página).
La seguridad y la eficiencia de las operaciones son extremadamente importantes para
Nexen. La herramienta EcoScope sustenta esta
meta; a diferencia de otros collares LWD, no
requiere personal que manipule las baterías de
litio, porque el turbogenerador TeleScope, energizado mediante la circulación del lodo de
perforación, suministra su potencia. Además, el
nuevo diseño integrado del collar unitario ha
permitido eliminar la necesidad de manipular
otros collares durante los viajes de entrada y
salida del pozo. La fuente unitaria puede removerse rápidamente porque el acceso a la misma
se realiza desde un costado del collar y el collar
unitario puede enderezarse cuando se extrae del
pozo. La incorporación del PNG redujo la exposición del personal a la radiación durante la carga
y descarga de la fuente. La utilización de una
sarta LWD que no contenga fuentes de adquisición de registros químicas sigue siendo una
opción atractiva para Nexen en el futuro.
Si se extrapolan los ahorros de tiempo logrados en este pozo de re-entrada a operaciones
futuras típicas, la herramienta EcoScope permitirá un ahorro total de tiempo de equipo de
perforación estimado en 6 horas. El principal ahorro de tiempo identificado incluye una hora
debido a que los ingenieros LWD ya no tienen que
cargar y descargar la fuente radioactiva de AmBe.
Además, el collar EcoScope unitario y más corto
reduce los tiempos de recuperación y desarmado,
lo que posibilita un ahorro de aproximadamente
una hora y media, y las secciones de repetición
más cortas, registradas a razón de 137 m/h
[450 pies/h], ahorran otra hora por carrera.34
Oilfield Review
Nexen considera significativas estas nuevas eficiencias, que totalizan más de US$ 65,000 de
ahorro en tiempo de equipo de perforación.
Rayos gamma
0
°API
6
Descubrimiento de arenisca
en el Golfo de México
Chevron ha desplegado la tecnología EcoScope
para mejorar la evaluación de formaciones y la
eficiencia operativa en una estructura fallada,
estratigráficamente compleja del Golfo de
México, en profundidades de agua de más de 122
m [400 pies]. El campo se caracteriza por poseer
una falla que inclina hacia el este y un acuñamiento estratigráfico hacia el norte. El
yacimiento principal comprende lóbulos de areniscas de edad Pleistoceno que pueden ser
continuos, estar conectados, o no. A pesar del
mapeo detallado con extensivos levantamientos
sísmicos 3D, esta heterogeneidad lateral de gran
escala complica las estrategias de perforación,
desarrollo y recuperación para Chevron. Se han
perforado seis pozos de producción direccionales
a partir de una sola plataforma, interceptando
las areniscas con ángulos de 30° y 60° para drenar la mayor cantidad de areniscas productivas
posibles.
Los desafíos que plantean las operaciones de
perforación y terminación son significativos en
este campo. Existen presiones anormales y zonas
de pérdida de circulación porque las areniscas
prospectivas son areniscas permeables y no consolidadas. Para complicar aún más las cosas, las
lutitas son proclives a la dilatación y causan excesivo esfuerzo de torsión y arrastre, lo que
frecuentemente produce problemas de atascamiento de las herramientas. Chevron continúa
buscando el sistema de lodo óptimo para mitigar
estos problemas y ha empleado tres sistemas de
lodo diferentes, incluyendo tanto sistemas de
lodo a base de agua como sistemas de lodo a base
de aceite. Además, Chevron instala terminaciones
con tratamientos de fracturamiento y empaque
para el control de la producción de arena porque
se trata de areniscas no consolidadas.35
En esta área, el programa de adquisición de
registros depende de una variedad de factores—
incluyendo las complejidades de los yacimientos
locales, el control en base a los datos de pozos
32. Herron SL y Herron MM: “Quantitative Lithology: An
Application for Open and Cased Hole Spectroscopy,”
Transcripciones del 37° Simposio Anual de Adquisición
de Registros de la SPWLA, Nueva Orleáns, 16 al 19 de
junio de 1996, artículo E.
Grau JA, Schweitzer JS, Ellis DV y Hertzog RC: “A
Geological Model for Gamma-Ray Spectroscopy Logging
Measurements,” Nuclear Geophysics 3, no. 4 (1989):
351–359.
33. Herron MM, Herron SL, Grau JA, Seleznev NV, Phillips J,
El Sherif A, Farag S, Horkowitz JP, Neville TJ y Hsu K:
Invierno de 2005/2006
150
Tamaño de la barrena
Pulgadas
16
Calibre ultrasónico
Diámetro promedio
6
Pulgadas
16
Velocidad de rotación
0
Mineralogía y
forma del agujero
Calibre de densidad Calibre de densidad,
vertical
Diámetro promedio
6
Pulgadas
16 16
ROP
5 pies promedio
500
pies/h
Pulgadas
-16
Calibre de densidad,
vertical
0 -16
Pulgadas
EcoScope
c/min
200
Vibración lateral
Máxima velocidad de
rotación instantánea 0
gn
10
Temperatura anular
del collar
Vibración RMS de
de fondo de pozo
c/min
0
200 torsión (de rotación)
°F
0
250
Mínima velocidad de 0
pies-lbf 5,000
Presión anular de
rotación instantánea
Vibración RMS del eje S
fondo de pozo
del collar
16 Efecto fotoeléctrico 0
c/min
200 0
gn
10 0
lpc
1,500
10,600
10,650
10,700
10,750
10,800
10,850
> Abundancia de datos de pozos. La presentación de los datos de perforación
junto con la información litológica permite a los perforadores identificar formaciones problemáticas y mitigar problemas futuros, si se perforan estratos
equivalentes. Los datos de calibre y forma del pozo se presentan junto con la
curva de rayos gamma en el Carril 1. El carril correspondiente a la profundidad contiene la información litológica de los datos de espectroscopía de
captura. El Carril 2 muestra los datos de las imágenes PEF, adquiridos a partir
de la sección estándar de mediciones de densidad basadas en Cs del collar
EcoScope. El Carril 3 contiene información de la rotación del BHA y el Carril
4 muestra los datos de los niveles de vibración de las herramientas. Es interesante observar que los niveles de vibración disminuyen en las areniscas
y aumentan en las lutitas. El último carril exhibe los datos de temperatura y
presión anular.
vecinos y los problemas de pozo anticipados—y
suele ser una combinación del método LWD con
el método utilizado en herramientas operadas
con cable. Las mediciones LWD que se corren
más comúnmente son las mediciones de rayos
gamma y resistividad, mientras que las técnicas
utilizadas en herramientas operadas con cable
se emplean para adquirir datos de registros de
neutrón y densidad, así como para medir las presiones de los yacimientos, adquirir muestras de
fluidos de formación y recolectar núcleos laterales. Un objetivo clave de Chevron, cuando corre
las herramientas operadas con cable, consiste
en identificar los tipos de fluidos y los niveles de
contacto de los mismos dentro de los diversos
lóbulos de areniscas, ya que ambos varían considerablemente entre una arenisca y otra.
En febrero de 2005, Chevron corrió el collar
EcoScope durante la perforación, además de un
conjunto estándar de registros adquiridos con
herramientas operadas con cable, una herramienta de generación de Imágenes Sónica
Dipolar DSI y de obtención de núcleos laterales,
una vez que el pozo alcanzó la profundidad final.
“Real-Time Petrophysical Analysis in Siliciclastics from
the Integration of Spectroscopy and Triple-Combo
Logging,” artículo de la SPE 77631, presentado en la
Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San
Antonio, Texas, 29 de septiembre al 2 de octubre de 2002.
Herron SL y Herron MM: “Application of Nuclear
Spectroscopy Logs to the Derivation of Formation Matrix
Density,” Transcripciones del 41° Simposio Anual de
Adquisición de Registros de la SPWLA, Dallas, 4 al 7 de
junio de 2000, artículo JJ.
34. La herramienta EcoScope obtiene dos puntos de
medición por pie, con una ROP de 137 m/h [450 pies/h].
35. Gadiyar B, Meese C, Stimatz G, Morales H, Piedras J,
Profinet J y Watson G: “Optimización de los tratamientos
de fracturamiento y empaque,” Oilfield Review 16, no. 3
(Invierno de 2004): 18–31
19
Resistividad EcoScope 16 pulgadas
0.1
ohm.m
1,000
Resistividad EcoScope 34 pulgadas
6
Pulgadas
16
Rayos gamma
0
ºAPI
150
Tamaño de la barrena
6
Pulgadas
Profundidad medida, pies
Derrumbe
Calibre ultrasónico
16
0.1
ohm.m
1,000
Resistividad EcoScope 22 pulgadas
0.1
ohm.m
1,000 0.6
ohm.m
1,000 0.6
ohm.m
0
pies3/pies3
0
Densidad volumétrica
Resistividad EcoScope 40 pulgadas
0.1
pies3/pies3
Porosidad neutrónica
Resistividad EcoScope 28 pulgadas
0.1
Efecto del gas
Mejor porosidad neutrónica
1,000 1.65
g/cm 3
Parámetro sigma
2.65 60
cu
0
XY,800
XY,850
XY,900
> Datos de campo EcoScope de Chevron, provenientes del Golfo de México. Los datos EcoScope fueron
adquiridos inmediatamente después de que la barrena penetrara una arenisca petrolífera y gasífera, situada entre XY,864 pies y XY,926 pies de profundidad, y antes de que se produjera una invasión significativa.
El Carril 1 contiene datos de rayos gamma y de calibre ultrasónico. El Carril 2 y el 3 muestran datos de resistividad y porosidad, respectivamente. El Carril 4 exhibe la medición del parámetro sigma EcoScope. El
parámetro sigma adquirido antes de la invasión coincidió con los resultados del análisis de núcleos y representa un excelente registro del parámetro sigma de referencia para ser comparado con datos del
parámetro sigma futuros, tales como los de la herramienta de Control de Saturación del Yacimiento RST.
La adquisición de registros sigma mediante la técnica de repetición permite a los ingenieros de yacimiento monitorear el drenaje del yacimiento e identificar las reservas pasadas por alto.
Las herramientas operadas con cable fueron
corridas 48 horas después que los sensores
EcoScope, lo que proporcionó a Chevron conocimientos acerca de los procesos de invasión
acaecidos en las areniscas de edad Pleistoceno
(arriba).
El petrofísico de Chevron responsable de la
evaluación de este campo complejo evaluó las
mediciones EcoScope. La porosidad computada
obtenida de los datos EcoScope y las respuestas
del parámetro sigma coincidieron con el análisis
20
de fluidos en los núcleos. Para Chevron, el
parámetro sigma de una herramienta LWD representa quizá el avance más importante de la
herramienta EcoScope, porque la herramienta
EcoScope proporciona una forma eficaz de obtener una medición del parámetro sigma de
referencia en lugar de tener que efectuar una
carrera con cable independiente, después de
colocar la tubería de revestimiento. Esto evita
que se deba esperar varias semanas para que el
fluido invasor se disipe antes de adquirir los
datos del parámetro sigma, corriendo dispositivos tales como la herramienta de Control de
Saturación del Yacimiento RST o la herramienta
de Tiempo de Decaimiento Termal TDT operada
con cable en pozos entubados. A medida que se
explota el yacimiento, los registros sigma de referencia originales pueden compararse con los
registros sigma subsiguientes para identificar las
reservas pasadas por alto y refinar los modelos de
flujo de fluidos de yacimientos.
Oilfield Review
Resistividad de herramienta
con cable, 10 pulgadas
0.1
ohm.m
1,000
Resistividad de herramienta
con cable, 60 pulgadas
0.1
ohm.m
1,000
Resistividad de herramienta
con cable, 20 pulgadas
0.1
ohm.m
1,000
Resistividad de herramienta
con cable, 30 pulgadas
0.1
ohm.m
1,000
Análisis volumétrico
con herramientas
operadas con cable
Análisis volumétrico
con la herramienta
EcoScope
Agua desplazada
Agua desplazada
Resistividad de herramienta
con cable, 90 pulgadas
0.1
ohm.m
1,000
Hidrocarburo
desplazado
Resistividad EcoScope, Porosidad neutrónica, de
herramienta con cable
40 pulgadas
0.01
Rayos gamma
Cable
0.01
Pulgadas 16
Calibre de
herramienta
con cable
6
Pulgadas 16
Rayos gamma
EcoScope
0
°API
Profundidad medida, pies
Calibre ultrasónico
EcoScope
6
100 0.6
pies3/pies3
Agua irreducible
0
150
ohm.m
100 1.65
Resistividad EcoScope,
28 pulgadas
0.01
ohm.m
0.01
ohm.m
ohm.m
g/cm3
2.65
Porosidad neutrónica,
EcoScope
100 0.6
pies3/pies3
Mejor porosidad
neutrónica
Resistividad EcoScope,
16 pulgadas
0.01
2.65
100 0.6
pies3/pies3
0
Análisis de fluidos
con la herramienta
EcoScope
Agua irreducible
Agua desplazada
Agua
Densidad volumétrica
EcoScope
100 1.65
Resistividad EcoScope,
22 pulgadas
g/cm3
Hidrocarburo
desplazado
Agua desplazada
Resistividad EcoScope, Densidad volumétrica, de
herramienta con cable
34 pulgadas
°API 150
0
ohm.m
Análisis de fluidos
con herramientas
operadas con cable
Agua
Petróleo
Hidrocarburo
desplazado
Petróleo
Hidrocarburo
desplazado
Gas
Agua irreducible
Gas
Agua irreducible
Cuarzo
Agua
Cuarzo
Agua
Agua ligada
Petróleo
Agua ligada
Petróleo
Ilita
Gas
Ilita
Gas
Volúmenes ELANPlus Volúmenes ELANPlus Volúmenes ELANPlus Volúmenes ELANPlus
0 1
pies3/pies3
0 0.5
pies3/pies3
0 1
pies3/pies3
0 0.5
pies3/pies3
0
Tension
XY,850
XY,900
XY,950
XZ,000
> Comparación de los datos EcoScope con mediciones similares obtenidas con herramientas operadas con cable.
Una comparación de los datos obtenidos con herramientas operadas con cable con los datos EcoScope muestra el
impacto de la invasión y de las sacudidas de las herramientas. Los Carriles 1, 2 y 3 comparan los datos de la herramienta LWD integrada EcoScope con las mediciones obtenidas con herramientas operadas con cable. El análisis del
volumen de fluidos con herramientas operadas con cable, en los Carriles 4 y 5, muestra un porcentaje significativo
de hidrocarburos barridos, mientras que la herramienta EcoScope, que registró inmediatamente después de que la
barrena cortara la formación, indica que la región vecina al pozo se encuentra virtualmente sin lavar (Carriles 6 y 7).
Durante la carrera de adquisición de registros con herramientas operadas con cable, la sarta de herramientas se
sacudió, generando datos de registros erróneos en la arenisca, a una profundidad de XY,970 pies. La evaluación de
formaciones que utilizó los datos EcoScope identificó la arenisca como productiva.
Los efectos de la invasión, la rugosidad del
pozo y el atascamiento de las herramientas se
observaron en los datos de evaluación de formaciones adquiridos con herramientas operadas
Invierno de 2005/2006
con cable. Chevron y Schlumberger compararon
los resultados procesados provenientes de los
datos EcoScope con los resultados computados
mediante la utilización de mediciones adquiri-
das con herramientas operadas con cable
(arriba). Como se anticipara, hubo una diferencia considerable entre los análisis de fluidos
desplazados, tomados de cada conjunto de medi-
21
Porosidad en núcleos
1
pies3/pies3
0
Agua desplazada
Hidrocarburo desplazado
Agua irreducible
Agua
Permeabilidad
en los núcleos
Petróleo
Resistividad, 16 pulg
0.2
Gas
ohm.m 2,000
0.2
ohm.m 2,000 Porosidad neutrónica
Resistividad, 28 pulg 0.6 pies3/pies3 0
Pulgadas
Porosidad del
16 0.2
ohm.m 2,000
6
Rayos gamma Resistividad, 34 pulg registro de densidad
Calibre
0
°API
150 0.2
ohm.m 2,000 0.6
6
Pulgadas
16 0.2
pies3/pies3
0
Cruce
Densidad-Neutrón
ohm.m 2,000
Profundidad medida, pies
0.1
Derrumbe
Cuarzo
Agua ligada
pies3/pies3
0
Flujo de gas
Permeabilidad
intrínseca
Calcita
Resistividad, 22 pulg
Tamaño de la barrena Resistividad, 40 pulg
1
mD
mD
10,000 0.1
Movilidad
del petróleo
mD/cP 10,000
Arcilla estratificada Permeabilidad al gas Movilidad del agua
mixta
0.1
mD
10,000 0.1
mD/cP 10,000 1
Análisis volumétrico Permeabilidad al agua Movilidad del gas
1
pies3/pies3
0 0.1
mD
10,000 0.1
pies3/pies3
0
Agua
10,000
Permeabilidad
al petróleo
0.1
1
mD/cP 10,000 1
Petróleo
Gas
Flujo de petróleo
pies3/pies3
0
Flujo de agua
pies3/pies3
0
XY,800
Disparos
XY,850
XY,900
XY,950
XZ,000
XZ,050
> Resultados de la evaluación de formaciones EcoScope versus datos del análisis de núcleos. La porosidad efectiva obtenida de los datos EcoScope se ajusta al análisis de núcleos laterales extraídos durante
una carrera con cable (Carril 4). Las permeabilidades en los núcleos, obtenidas empíricamente y exhibidas
en el Carril 5, se ajustan razonablemente a la permeabilidad obtenida de los registros, computada durante
el análisis avanzado de registros multiminerales ELANPlus del programa GeoFrame. Los primeros tres
carriles contienen los datos de campo EcoScope. Los intervalos de terminación propuestos se muestran a
la derecha del carril correspondiente a la profundidad. En el Carril 4 aparecen la litología, las porosidades
medidas en los núcleos, la porosidad efectiva computada y las fracciones de volumen de fluidos. El Carril
5 muestra las permeabilidades en los núcleos además de las permeabilidades computadas, obtenidas de
los registros, y el Carril 6 contiene la movilidad calculada para cada tipo de fluido. El Carril 7 muestra el
perfil de flujo basado en los registros, que predice la producción relativa de cada intervalo de terminación.
ciones causadas por la invasión de los fluidos de
perforación. Los datos adquiridos con herramientas operadas con cable estuvieron muy
afectados por problemas de atascamiento de las
herramientas y no lograron identificar las potenciales areniscas prospectivas. Las mediciones
EcoScope obtenidas inmediatamente después de
que la barrena penetrara estas areniscas indicaron que la zona inferior era productiva.
22
Los analistas de registros de Schlumberger,
utilizando los datos de registros EcoScope y el
programa avanzado de análisis de registros multiminerales ELANPlus, realizaron la evaluación
de formaciones. Las porosidades y permeabilidades obtenidas de los registros se ajustaron
estrechamente con las porosidades y permeabilidades empíricas derivadas de las muestras de
núcleos laterales. Además, los tipos de fluidos
identificados en los núcleos se correlacionaron
bien con los cálculos de fluidos ELANPlus que
utilizaron datos EcoScope, considerando especialmente la significativa invasión que se había
producido entre el momento en que se obtuvieron las mediciones EcoScope y el momento en
que se adquirieron los núcleos laterales
(arriba).
Oilfield Review
70
Unidad A,
Zona de petróleo
de baja resistividad
60
Espesor denso
entre unidades
Longitud total, pies
50
40
Unidad B,
Zona de petróleo
de baja resistividad
Resistividad
Neutrón
Densidad
Calibre
Rayos gamma
30
20
Evaluación de
formaciones completa
a una distancia
de 21 pies de la
TD del pozo
10
24 pies de
distancia hasta
la base
de la Unidad B
Espesor denso
entre unidades
pronosticado
Profundidad
total del
pozo
0
Herramienta
EcoScope de
6¾ pulgadas
Tope de la
zona de agua
pronosticado
2 pies
Unidad C pronosticada
Zona de agua
> Posicionamiento de los sensores LWD más cerca de la barrena. La herramienta LWD EcoScope
provee una evaluación de formaciones completa a una distancia de 21 pies de la barrena. El
diagrama resume el caso de Medio Oriente y demuestra la importancia de contar con sensores de
medición colocados lo más cerca posible de la barrena. En este ejemplo, el operador detuvo la
perforación a una distancia de 2 pies encima de una capa productora de agua y sin embargo pudo
evaluar la zona de petróleo de baja resistividad, la Unidad B.
En base a los resultados de productividad
ELANPlus y los datos de entrada de Chevron,
incluyendo las propiedades de los fluidos y la
presión de yacimiento, los analistas computaron
un perfil de flujo basado en registros que muestra la contribución relativa de cada uno de los
dos intervalos de areniscas. La zona inferior fue
terminada en marzo de 2005 y cuatro meses después estaba produciendo 477 m3 [3,000 bbl] de
petróleo y 226,535 m3 [8 millones de pies3] de
gas por día a través de una camisa ranurada. La
camisa deslizante permaneció cerrada en la zona
superior debido a las limitaciones de la capacidad de producción de la plataforma. No obstante,
de acuerdo con el análisis, se espera que la zona
superior aporte más del triple del volumen de
producción observado en la zona inferior.
Evaluación de formaciones durante
la perforación de carbonatos
Recientemente, una importante compañía petrolera nacional corrió la herramienta EcoScope
Invierno de 2005/2006
durante la perforación de un yacimiento carbonatado de Medio Oriente. La tecnología
EcoScope ayudó a los equipos de perforación y
de yacimientos a evitar las zonas acuíferas de
alta permeabilidad y contribuyó a identificar las
zonas productivas de alta salinidad y baja resistividad que sumaron importantes ingresos en
términos de producción.
El operador también utilizó la tecnología
adnVISION para comparar las mediciones. Antes
de perforar un pozo piloto vertical, el operador
predijo que la distancia vertical entre la zona
productiva potencial más profunda y el intervalo
productor de agua sería de 26 pies. Las mediciones de la herramienta EcoScope se encontraban
suficientemente cerca de la barrena como para
proporcionar datos críticos al perforador direccional y al equipo a cargo de los activos de la
compañía petrolera para geodetener el pozo con
éxito justo a 0.6 m [2 pies] encima de la capa de
agua. Se realizó una evaluación completa del
yacimiento carbonatado a una distancia de 6.4 m
[21 pies] de la TD (arriba). Actualmente, sólo el
collar EcoScope puede obtener todas estas
mediciones tan cerca de la barrena.
Este yacimiento heterogéneo contiene zonas
productivas de baja resistividad que resultan
notoriamente difíciles de interpretar utilizando
los métodos basados en la resistividad estándar.
Los cálculos de saturación de agua erróneos provienen de zonas productivas de baja resistividad
que poseen una microporosidad llena de agua y
una macroporosidad llena de petróleo. La microporosidad forma básicamente un trayecto
conductivo, produciendo valores de resistividad
que subestiman el porcentaje de hidrocarburos
presentes en los espacios porosos. Este tipo de
yacimiento puede evaluarse a menudo con más
precisión utilizando el parámetro sigma en lugar
de la resistividad, porque el parámetro sigma
constituye una medición volumétrica. El contraste es considerable entre las lecturas de
hidrocarburos basadas en el parámetro sigma—
entre 1 y 12 unidades de captura (uc) para el
23
Saturación de agua
m = 1.8, n = 2.0
1
pies3/pies3
0
m = 1.9, n = 2.0
1
pies3/pies3
0
m = 2.0, n = 2.0
1
pies3/pies3
0 Saturación de agua
m = 2.1, n = 2.0
1
pies3/pies3
m = 2.0, n = 2.0
m = 2.3, n = 2.0
1
pies3/pies3
pies3/pies3
pies3/pies3
pies3/pies3
0
m = 2.0, n = 2.5
pies3/pies3
0 1
0 0.4
m = 2.0, n = 1.5
pies3/pies3
0 1
A partir del
parámetro sigma
1
pies3/pies3
0 1
m = 2.2, n = 2.0
1
0
m = 2.0, n = 1.0
m = 1.7, n = 2.0
1
pies3/pies3
0 1
pies3/pies3
pies3/pies3
0
Porosidad total
0 0.4
A partir del
parámetro sigma
0 1
Volumen de hidrocarburos
derivado de la resistividad
m = 2.0, n = 2.0
pies3/pies3
Volumen de hidrocarburos
derivado del parámetro sigma
0 0.4
pies3/pies3
0
Resistividad
Sigma
Agua
Agua
Petróleo
Petróleo
Gas
Gas
Dolomía
Dolomía
Calcita
Calcita
Anhidrita
Anhidrita
Agua ligada
Agua ligada
Ilita
Ilita
Volúmenes ELANPlus Volúmenes ELANPlus
0 1
pies3/pies3
0 1
pies3/pies3
0
> Descubrimiento de una zona productiva de baja resistividad utilizando el parámetro sigma. Se utilizaron varias combinaciones diferentes del exponente de saturación, n, y del factor de cementación,
m, (Carriles 1 y 2) para computar el valor de Sw a partir de la ecuación de Archie, y luego se compararon con la solución lineal basada en el parámetro sigma para Sw. En el Carril 3 se muestran la porosidad total y los volúmenes de hidrocarburos obtenidos de las soluciones que se basan tanto en la
resistividad como en el parámetro sigma, mientras que la litología y los volúmenes de fluidos se presentan en los Carriles 4 y 5. La respuesta basada en la resistividad (Carril 4) fue pesimista, mientras
que el valor de Sw basado en el parámetro sigma (Carril 5) predijo en forma más precisa la producción
observada, proveniente de esa zona.
gas y aproximadamente 20 uc para el petróleo—
y las lecturas del agua de formación en Medio
Oriente, basadas en el parámetro sigma—a
menudo superiores a 90 uc. Hasta ahora, no se
disponía de la medición del parámetro sigma en
las tecnologías LWD y jamás podrían haberse
adquirido con herramientas operadas con cable,
antes de que se produjera una extensiva invasión del filtrado de lodo.
Dado que la medición del parámetro sigma
con la herramienta EcoScope se obtuvo en el
momento en que la invasión se considera insig-
24
nificante, resultó particularmente útil para la
identificación de zonas productivas de baja
resistividad que habrían sido pasadas por alto si
se hubieran evaluado con métodos basados en la
resistividad. La evaluación de formaciones que
utiliza la medición del parámetro sigma reveló la
presencia de un volumen de petróleo significativamente mayor en la zona productiva de baja
resistividad, que el indicado por el análisis de
resistividad convencional. Cuando se puso en
producción el pozo, la zona produjo aproximadamente 70% de petróleo (arriba).
En el extremo de la barrena
El desarrollo de la herramienta LWD EcoScope
ha acercado a la industria a la meta final de
lograr un proceso de evaluación de formaciones
independiente del modo de operación de la
herramienta. Esta herramienta aumenta la eficiencia, mejora la seguridad y reduce la
incertidumbre asociada con la evaluación de formaciones para las compañías operadoras. El
diseño integrado del collar unitario, el incremento de las ROPs admisibles y la operación
más rápida de carga de la fuente mejoran la efi-
Oilfield Review
Visualización 3D de
la trayectoria del pozo
Vista ampliada
Gráfica petrofísica
Gráfica de respuesta de los resultados de la interpretación
Análisis de gráficas
de interrelación
> Programa de evaluación de formaciones independiente e integrado EcoView, desarrollado específicamente para la visualización y el análisis de datos
EcoScope.
ciencia. El diseño del collar unitario y la eliminación de la fuente de AmBe reducen los
requisitos de manipuleo de herramientas y fuentes, además de mitigar los riesgos en términos
de seguridad y medio ambiente.
Las nuevas mediciones nucleares LWD introducidas con la tecnología EcoScope emplean un
PNG accionado por una turbina de lodo de fondo
de la herramienta MWD TeleScope. La tecnología EcoScope ahora permite que la evaluación
de formaciones cuantitativa tenga lugar mucho
más cerca de la barrena que con las herramientas LWD previas. Por otra parte, el programa de
Invierno de 2005/2006
computación interactivo EcoView, facilita la
interpretación inmediata e integrada de los
datos EcoScope (arriba). Debido a estas ventajas, la herramienta EcoScope está produciendo
un impacto considerable en las regiones productoras de petróleo a nivel mundial y ha sido
corrida más de 100 veces en todo el mundo.
Desde el comienzo, el desarrollo del collar
LWD EcoScope se basó en aportes de datos de la
industria de exploración y producción. La colaboración entre Japan Oil, Gas and Metals National
Corporation y Schlumberger ayudó a producir el
primer dispositivo de medición de la porosidad
basado en el PNG para aplicaciones LWD. Los
ingenieros y científicos de Schlumberger diseñaron un collar de mediciones integrado que
contribuye a la ejecución de operaciones de perforación más seguras y más eficaces. Los equipos
a cargo de los activos de las compañías operadoras ahora reciben datos de evaluación de
formaciones y perforación de alta calidad, que se
adquieren más cerca de la barrena que antes y los
operadores ya no tienen que esperar respuestas
que, hasta no hace mucho, provenían solamente
del extremo de un cable eléctrico.
—MGG
25
Las presiones de las operaciones
de perforación y producción
Yves Barriol
Karen Sullivan Glaser
Julian Pop
Sugar Land, Texas, EUA
La medición de la presión es esencial para optimizar la recuperación de hidrocar-
Bob Bartman
Devon Energy
Houston, Texas
perforación, cuando el pozo alcanza la profundidad final o algunos años después de
Ramona Corbiell
Nueva Orleáns, Luisiana, EUA
Kåre Otto Eriksen
Harald Laastad
Statoil
Stavanger, Noruega
James Laidlaw
Aberdeen, Escocia
Yves Manin
Clamart, Francia
Kerr Morrison
BP Exploration and Production
Aberdeen
Colin M. Sayers
Houston, Texas
Martín Terrazas Romero
Petróleos Mexicanos (PEMEX)
Poza Rica, México
Yakov Volokitin
Shell E&P Americas
Nueva Orleáns, Luisiana
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Jeff Cordera y Aaron Jacobson, Clamart,
Francia; Roger Goobie, Houston, Texas; José de Jesús
Gutiérrez, Ciudad de México, México; Martin Isaacs,
Frederik Majkut y Lorne Simmons, Sugar Land, Texas; y
Paula Turner, consultora externa, Houston.
adnVISION675, AIT (herramienta de generación de
Imágenes de Inducción de Arreglo), arcVISION675, CHDT
(Probador de la Dinámica de Formación de Pozo Entubado),
CQG (Sensor de Cristal de Cuarzo), FloWatcher, MDT
(Probador Modular de la Dinámica de la Formación),
Platform Express, PowerDrive Xtra, PressureXpress,
proVISION675, Sapphire, Smart Pretest, StethoScope,
TeleScope, USI (herramienta de generación de Imágenes
Ultrasónicas), VISION y WellWatcher son marcas de
Schlumberger.
buros. Hoy podemos determinar las presiones de formación en forma precisa,
prácticamente en cualquier momento del ciclo de vida de un pozo. Ya sea durante la
iniciada la producción, las técnicas actuales nos permiten adquirir datos de presión
precisos y económicamente efectivos. Éstos nos ayudan a reducir los riesgos y
mejorar la recuperación.
Muchos de los efectos de la presión pasan inadvertidos en nuestra vida cotidiana. Rara vez nos
planteamos porqué fluye el agua desde un grifo o
cómo vuela un avión. Y, sin lugar a dudas, cuando
llenamos el tanque de combustible de nuestro
automóvil, no nos preocupa la naturaleza de las
geopresiones que impulsan los hidrocarburos
hacia la superficie. Nuestro mundo depende de la
presión de muchas maneras y la producción de
petróleo y gas no escapa a esta regla.
La historia de la geopresión se remonta a los
comienzos de la Tierra. Al enfriarse el núcleo
externo de la Tierra, los movimientos tectónicos
de las placas inducidos por la convección acaecida en el interior de la Tierra generaron
esfuerzos en la corteza terrestre. El movimiento,
torcedura y espiralado de estas placas de la cor-
teza terrestre sometidas a esfuerzos provocaron
la formación de montañas y cuencas. Las erupciones volcánicas asociadas con las fuerzas
tectónicas de las placas arrojaron material desde
el interior de la Tierra, formando la atmósfera y
los océanos.
Conforme la actividad tectónica de las placas
seguía incidiendo en las condiciones de presión
del subsuelo, se formaron los patrones climáticos. Los ciclos de evaporación oceánica,
saturación atmosférica, condensación y precipitación continental alimentaron los ríos que
desembocan en los océanos, acarreando consigo
grandes volúmenes de rocas erosionadas y material terrígeno y orgánico marino. Al disminuir la
velocidad de transporte, estos materiales se
asentaron en cuencas sedimentarias (abajo).
Condensación
Evaporación
Arrastre
superficial
Capa freática
Océano
Lago
Flujo
Transporte de partículas
Sedimentación
Estratificación
> El ciclo hidrológico. El agua que se evapora desde el océano forma nubes. Las nubes se acumulan
sobre la tierra y producen la lluvia, que fluye a lo largo de los ríos y regresa al océano transportando
rocas y restos orgánicos que se depositan en las cuencas. El ciclo se repite, depositando capas de
material macizas.
26
Oilfield Review
Invierno de 2005/2006
27
Posteriormente, a lo largo de los ciclos continuos
de enterramiento y compactación, estos materiales fueron convertidos por la acción del calor, la
presión y la actividad orgánica en los diferentes
compuestos de hidrocarburos que conocemos con
el nombre de petróleo.
Así comienza la historia de la geopresión, los
hidrocarburos y la producción. En este artículo,
examinamos primero el desarrollo de los sistemas
geopresionados y luego analizamos los efectos de
la presión de formación sobre la perforación, eva-
luación, producción y recuperación de hidrocarburos. Algunos ejemplos del Golfo de México,
México y el Mar del Norte, muestran cómo los
perforadores, ingenieros y geocientíficos están
utilizando técnicas vanguardistas para pronosticar, medir y manejar la presión, permitiendo que
los pozos sean perforados en forma más segura,
que los agujeros sean colocados en forma más
precisa y que el contenido de los yacimientos sea
evaluado y manejado de manera de maximizar la
recuperación de petróleo y gas.
Datos de
gravimetría
de aire libre
en el Abanico
Congo
Grupos de
chapopoteras
Curvas
de nivel
batimétricas
> Chapopotera identificada en el área marina de Angola, África Occidental.
Aproximadamente un 75% de las cuencas petrolíferas del mundo contienen
chapopoteras de superficie. Saber dónde emergen las chapopoteras de petróleo y gas ayuda a localizar las fuentes de las acumulaciones de petróleo y
gas del subsuelo. Los científicos utilizan las imágenes satelitales para ayudar
a identificar yacimientos de hidrocarburos potenciales. En esta imagen, los
valores de datos de gravimetría de aire libre obtenidos de los datos del Satélite Europeo de Teledetección (ERS) permiten la identificación de áreas de
altos valores gravimétricos que son el resultado de los sedimentos emitidos
del Río Congo, conocidos como Abanico Congo. Los datos se utilizan también
para ayudar a identificar áreas con chapopoteras de hidrocarburos, que se
muestran como curvas de contorno delineadas en rojo. La fuente submarina
de la chapopotera se localiza típicamente utilizando técnicas de sonar o sísmica de reflexión somera. Luego, se pueden muestrear los hidrocarburos como
ayuda para identificar el tipo de petróleo y el grado de madurez del campo,
así como para su correlación con otras chapopoteras submarinas. (Imagen:
cortesía del Grupo NPA; contornos de bloques: cortesía de IHS Energy.)
28
Desarrollo de los sistemas geopresionados
La corteza terrestre externa alberga un complejo
sistema de esfuerzos y geopresiones que constantemente procuran alcanzar un estado de
equilibrio. Si bien el subsuelo comprende varios
rasgos geológicos, bajo diferentes regímenes de
presión y esfuerzo, una de las distribuciones de
presión del subsuelo más comúnmente estudiadas es la que tiene lugar en los sedimentos
relativamente someros depositados en ambientes
sedimentarios deltaicos. Los ríos arrojan grandes
cantidades de arena, limo y arcilla en cuencas
marinas donde se acumulan y litifican a través de
millones de años, y por último forman principalmente arenisca, limolita y lutita.
Inicialmente, los sedimentos depositados en
las desembocaduras de los ríos son sedimentos
no consolidados y no compactados, y poseen una
porosidad y una permeabilidad relativamente
altas que permiten que el agua de mar remanente, o el agua connata, presente en los poros
permanezcan en total comunicación hidráulica
con el océano que la sobreyace. Con el tiempo y
la compactación, conforme se deposita más sedimento, el agua sale con dificultad de los espacios
porosos y el contacto entre los granos soporta
una carga sedimentaria cada vez más grande. Si
existe un conducto para que el agua salga, se
mantiene el equilibrio en los espacios porosos.
Una vez formados, el petróleo y el gas migran
en dirección ascendente hacia zonas de menor
presión, alcanzando posiblemente la superficie
para formar chapopoteras (acumulación de emanaciones) si no existe ninguna obstrucción
mecánica en el camino. Las evidencias geológicas
y arqueológicas indican que existieron chapopoteras naturales en varios lugares del mundo durante
miles de años. En ciertos casos, las presiones del
subsuelo hacen que grandes volúmenes de hidrocarburos alcancen la superficie. A lo largo de la
costa de California, cerca de Goleta Point, EUA,
volúmenes comerciales de gas natural continúan
saliendo de las fracturas naturales existentes en
la corteza terrestre. Allí, los ingenieros diseñaron
un singular sistema de recuperación de gas subterráneo que ha captado más de 113 millones de m3
[4,000 millones de pies3] de gas natural desde
1982. Este gas natural es suficiente para satisfacer las necesidades anuales de más de 25,000
consumidores residenciales típicos de California.1
Las chapopoteras se forman generalmente
cuando la erosión produce la exposición de las
rocas con hidrocarburos en la superficie de la
Tierra o cuando una falla o una fractura permiten que los hidrocarburos, impulsados por la
presión, migren hacia la superficie. Los registros
históricos indican que las chapopoteras superficia-
Oilfield Review
Gas
Petróleo
Agua salada
> Trampas estructurales. El peso de los sedimentos sobreyacentes hace que las capas de sal se deformen plásticamente, creando diapiros. Conforme evolucionan los diapiros, los sedimentos traslapan sus márgenes, formando trampas que habitualmente alojan hidrocarburos (izquierda). Cuando los estratos
se han deformado para formar un anticlinal (centro), el petróleo (verde) y el gas (rojo) pueden quedar entrampados debajo de un sello. La presencia de fallas
también puede producir el entrampamiento de los hidrocarburos (derecha), mediante el sellado del margen echado (buzamiento) arriba de un yacimiento.
les condujeron al descubrimiento de numerosos
yacimientos de petróleo.2 Hoy en día, las imágenes aéreas y satelitales ayudan a los geólogos a
detectar emanaciones naturales de petróleo y gas
que migran desde las grandes profundidades de los
océanos, ofreciendo la promesa de las reservas de
hidrocarburos aún sin descubrir (página anterior).
Afortunadamente, la mayoría de los hidrocarburos presentes en el subsuelo no escapan hacia
la superficie. A medida que el petróleo y el gas
migran en dirección ascendente, quedan entrampados habitualmente debajo de las capas de baja
permeabilidad o los sellos. Estos sellos pueden
estar constituidos por diversos tipos de rocas,
incluyendo lutitas, lutitas calcáreas, areniscas
bien cementadas, ceniza volcánica litificada, anhidrita y sal.
Las trampas de hidrocarburos se agrupan frecuentemente de acuerdo con los procesos
geológicos que las originan, tales como los procesos de plegamiento y fallamiento y los cambios
estructurales causados por la actividad tectónica
de las placas o la deformación plástica de las
sales o las lutitas (arriba). Muchas trampas de
hidrocarburos implican combinaciones de rasgos
estructurales y estratigráficos pero, una vez
entrampados debajo de un sello, los fluidos de
1. Natural Oil and Gas Seepage in the Coastal Areas of
California; Departamento del Interior de EUA, Servicio de
Administración de Minerales. http://www.mms.gov/omm/
pacific/enviro/seeps1.htm (Se accedió el 8 de octubre de
2005).
2. Para obtener más información sobre chapopoteras y
exploración de petróleo, consulte:
http://www.npagroup.co.uk/oilandmineral/offshore/
oil_exploration/ (Se accedió el 8 de octubre de 2005).
3. Brufatto C, Cochran J, Conn L, Power D, El-Zeghaty
SZAA, Fraboulet B, Griffin T, James S, Munk T, Justus F,
Levine JR, Montgomery C, Murphy D, Pfeiffer J,
Pornpoch T y Rishmani L: “Del lodo al cemento:
construcción de pozos de gas,” Oilfield Review 15, no. 3
(Invierno de 2003/2004): 70–85.
yacimiento no poseen comunicación hidráulica
con la superficie. Dado el tiempo y las circunstancias adecuadas, la presión aumenta en el
espacio poroso de las rocas (véase “Causas de la
presión anormal,” página 30).
El primer petróleo y la
incertidumbre de la presión
Poco tiempo antes del año 200 aC, los chinos utilizaron la geopresión para ayudar a explotar los
primeros pozos de gas.3 Otros registros indican
que ya en el año 1594, cerca de Bakú, Azerbaiján,
se excavaron a mano agujeros o pozos someros de
hasta 35 m [115 pies] de profundidad, lo que
convirtió a esta área en el primer campo petrolero real.4
En EUA, la historia de las operaciones de
perforación antes del siglo XIX es poco clara, si
bien la utilización del petróleo de chapopoteras
se destaca en varios de los primeros relatos históricos. En 1821, los perforadores terminaron el
primer pozo de EUA, destinado específicamente
a la producción de gas natural. Este pozo,
situado en Fredonia, Nueva York, EUA, alcanzó
una profundidad de 8.2 m [27 pies] y produjo
suficiente gas, por impulso de la presión natural,
para encender docenas de quemadores en una
4. Para obtener más información sobre la cronología de los
eventos petroleros, consulte: http://www.sjgs.com/
history.html#ancient_to_present (Se accedió el 8 de
octubre de 2005).
5. Para ver una cronología de la perforación de pozos de
petróleo y gas en Pensilvania, consulte:
http://www.dep.state.pa.us/dep/deputate/minres/
reclaiMPa/interestingfacts/Chronlogyofoilandgas
(Se accedió el 8 de octubre de 2005).
6. Yergin D: The Prize. New York City: Simon & Schuster, 1992.
7. Para obtener más información sobre la historia del campo
petrolero Spindletop, consulte:http://www.tsha.utexas.edu/
handbook/online/articles/SS/dos3.html (Se accedió el 8
de octubre de 2005).
posada cercana. Posteriormente, en 1859, Edwin
L. Drake perforó un pozo exploratorio cerca de
Titusville, Pensilvania, EUA, para localizar el origen de una chapopotera de petróleo.5 Al alcanzar
una profundidad de 21 m [69.5 pies], los perforadores extrajeron sus herramientas del pozo. A las
24 horas, los efectos de la geopresión hicieron
que el petróleo llegara a la superficie en forma
natural. Afortunadamente para Drake, la presencia de chapopoteras de petróleo en el área
impidió el incremento de la presión anormal. Utilizando una bomba manual, los perforadores
produjeron aproximadamente 3.9 m3/d [25 bbl/d]
de petróleo. Si bien la producción pronto decayó
a unos 1.5 m3/d [10 bbl/d], se dice que el pozo
continuó en producción durante un año o un poco
más de un año.6
Para comienzos de la década de 1900, los
perforadores, geocientíficos e ingenieros reconocieron la importancia de la geopresión en la
producción de petróleo y gas. El descubrimiento
de Spindletop, que experimentó un reventón
durante la perforación cerca de un domo salino
situado a 311 m [1,020 pies] de profundidad,
produjo alrededor de 800,000 bbl [127,120 m3]
de petróleo en ocho días y aportó a los científicos nuevos conocimientos acerca de los efectos
de la geopresión anormal relacionada con la presencia de domos salinos.7
Al aumentar la actividad de perforación, la
exploración alcanzó territorios nuevos e inexplorados. Recordando los descontrolados pozos
surgentes de petróleo del pasado, los perforadores se mostraban siempre vigilantes ante el
posible incremento de las geopresiones anormales. Los ingenieros y científicos comenzaron a
buscar nuevas formas de pronosticar las presiones anormales durante la búsqueda de petróleo.
(continúa en la página 32)
Invierno de 2005/2006
29
Causas de la presión anormal
Las formaciones de presión normal
generalmente poseen una presión de poro
equivalente a la presión hidrostática del agua
intersticial. En las cuencas sedimentarias, el
agua intersticial normalmente posee una
densidad de 1,073 kg/m3 [8.95 lbm/galón
americano], lo que establece un gradiente de
presión normal de 0.465 lpc/pie [10.5 kPa/m].
La desviación significativa con respecto a esta
presión hidrostática normal se conoce como
presión anormal.
En muchos yacimientos productores de
hidrocarburos se observan geopresiones
anormales, por encima o por debajo del
gradiente normal. Si bien el origen de estas
presiones no se conoce en forma exhaustiva,
el desarrollo de la presión anormal se
atribuye normalmente a los efectos de la
compactación, la actividad diagenética, la
densidad diferencial y la migración de los
fluidos.1 La presión anormal implica el
desarrollo tanto de acciones físicas como de
acciones químicas en el interior de la Tierra.
Las presiones superiores o inferiores al
gradiente normal pueden ser perjudiciales
para el proceso de perforación.
Las presiones subnormales, es decir
aquellas presiones que se encuentran por
debajo del gradiente normal, pueden producir
problemas de pérdida de circulación en los
pozos perforados con lodo de perforación
líquido. Las condiciones de presión
subnormales se generan frecuentemente
cuando la cota de superficie de un pozo es
mucho más elevada que la capa freática del
subsuelo o el nivel del mar. Esto se observa
cuando se perforan pozos en serranías o en
zonas montañosas, pero también puede
ocurrir en regiones áridas donde es posible
que la capa freática tenga más de 305 m
[1,000 pies] de profundidad.
Las presiones anormalmente bajas también
se observan con frecuencia en los yacimientos
agotados. Se trata de yacimientos cuya presión
original ha sido reducida como resultado de la
producción o de pérdidas. El fenómeno de
agotamiento no es inusual en los yacimientos
maduros en los que se han producido
volúmenes significativos de petróleo y gas sin
30
Pozo 1
Pozo 2
Pozo 3
Pozo 4
Pozo 5
Arenisca presionada
Arenisca presionada
Pressured
sand
Arenisca
presionada
> Aislamiento de la presión por desplazamiento de las fallas. En áreas con fallas, las
zonas presionadas (pardo) pueden desplazarse a lo largo de un plano de falla. Si se
encuentra adecuadamente sellada, la zona desplazada mantiene su presión anormal.
Si bien es posible definir el tope de una zona de presión anormal en un área o estructura dada, la presencia de fallas puede producir cambios significativos en la profundidad de la formación, a poca distancia. Para el perforador, esto no sólo crea
confusión sino que plantea mayores riesgos de perforación.
la implementación de programas de inyección
de agua o de mantenimiento de la presión.
Por el contrario, las presiones
anormalmente altas son características de la
mayoría de las regiones productoras de
petróleo. Las sobrepresiones anormales
siempre involucran una zona particular que
se sella o aísla. La magnitud de la
sobrepresión depende de la estructura, el
ambiente sedimentario y los procesos y tasa
de sedimentación.
Uno de los mecanismos más comunes que
genera presiones anormalmente altas es el
entrampamiento del agua intersticial durante
el proceso de sedimentación. Si se forma un
sello antes de que se desplace el agua
intersticial, no se establece el contacto grano
a grano entre los sólidos. Con el tiempo, y con
Oilfield Review
los incrementos producidos en la compactación debido a la presión ejercida por los
estratos de sobrecarga, el agua contenida en
el espacio poroso se comprime, generando
una presión de poro anormalmente alta.
Otra de las causas de la presión
anormalmente alta es el levantamiento
geológico y el desplazamiento de una
formación, que reubica físicamente una
formación de presión más alta, trasladándola
de una profundidad a otra (página anterior).
Cuando una zona de presión previamente
normal, situada a gran profundidad, es
desplazada por la actividad tectónica hacia
una profundidad más somera permaneciendo
intactos los sellos, la presión resultante será
anormalmente alta.
La subcompactación producida durante la
sedimentación es otro mecanismo de
generación de presión de poro alta. En el
Golfo de México y en otras cuencas
sedimentarias, el desequilibrio de la
compactación se considera la causa más
importante de la sobrepresión. Para que el
sedimento se compacte, el agua intersticial
debe ser expulsada. No obstante, si la
sedimentación es rápida en comparación con
el tiempo requerido para que el fluido sea
expulsado del espacio poroso, o si se forman
sellos que impiden la deshidratación y la
compactación durante el enterramiento, el
fluido poroso se vuelve sobrepresionado y
soporta parte del peso de los sedimentos
sobreyacentes.
Los sistemas artesianos constituyen una
fuente única de presiones anormalmente
altas. En estos sistemas, la cota de superficie
del pozo se encuentra por debajo del nivel del
mar o de la capa freática, condición que
podría existir si se perforara en un valle
intermontañoso (arriba).
El mismo principio rige para las situaciones
estructurales en las que las formaciones
permeables de gran inclinación permiten la
transmisión de la presión desde una zona
1. Bourgoyne AT, Millheim KK, Chenevert ME y Young
FS: Applied Drilling Engineering, Primera Edición,
Richardson, Texas: Sociedad de Ingenieros de
Petróleo, 1986.
2. Para obtener más información sobre la presencia de
fallas, consulte: Cerveny K, Davies R, Dudley G, Fox R,
Kaufman P, Knipe R y Krantz B: “Menor incertidumbre
con el análisis de fallas que actúan como sello,”
Oilfield Review 16, no. 4 (Primavera de 2005): 42–57.
Invierno de 2005/2006
Lluvia
Lluvia
Cota del pozo por debajo de la capa freática
Pozo artesiano
Nivel del suelo
Arenisca permeable
Sello
> Sistema de presión artesiano. En estos sistemas, la cota superficial del pozo se encuentra por debajo del nivel del mar o debajo de la capa freática. Esto se produce comúnmente cuando se perfora
en un valle o en una cuenca rodeada por sierras o montañas; sitios en los que la capa freática
conectada se carga con agua proveniente de zonas más elevadas.
profunda de presión más alta a una
profundidad más somera. Las presiones
anormales causadas por los efectos
estructurales son comunes en las adyacencias
de los domos salinos, donde la sal que se
eleva y migra ha levantado las formaciones
adyacentes, volcando y sellando las
formaciones permeables.
También pueden producirse sobrepresiones
en areniscas someras si los fluidos de presión
más alta migran desde las formaciones
inferiores como resultado de la presencia de
fallas o a través de un sello en una red de
microfracturas (derecha)2. Además, las
acciones creadas por el hombre pueden
provocar la carga de las areniscas superiores.
Los problemas de cementación pobre de las
tuberías de revestimiento y de pérdida de
circulación, el fracturamiento hidráulico y los
reventones subterráneos pueden hacer que
zonas que de lo contrario exhibirían presión
normal, se conviertan en zonas anormalmente
presionadas.
Otra de las causas de la sobrepresión es la
actividad química. Si la sedimentación masiva
de material orgánico se sella con el tiempo y
se expone a temperaturas más elevadas, esta
materia orgánica genera metano y otros
hidrocarburos que constituyen la carga de la
formación. El incremento de la profundidad,
la temperatura y la presión puede hacer que
el yeso se convierta en anhidrita, liberando
agua que carga una formación.
Contrariamente, la anhidrita que se expone al
agua puede formar yeso, lo que se traduce en
un aumento de hasta el 40% del volumen,
fenómeno que incrementa las presiones
zonales. La presión de poro también puede
incrementarse a través de la conversión de
la esmectita en ilita, al aumentar la temperatura y la profundidad. Conforme el agua es
expulsada de la red cristalina de la arcilla, la
presión de poro se incrementa.
Arenisca cargada
Zona de
mayor presión
> Migración de las fracturas. Los planos de
falla pueden permitir la transmisión de la presión desde una zona de presión más alta hasta
una zona más somera, de menor presión. Esto
se traduce en una arena de presión anormal o
arena cargada. Estos efectos son comunes en
los ambientes con esfuerzos tectónicos y
adyacentes a los domos salinos.
31
Presión de poro derivadas de velocidades apiladas
0.5
13.0
1.0
12.5
1.5
12.0
2.0
11.5
2.5
11.0
3.0
10.5
10.0
3.5
16
lbm/gal americano
Profundidad, km
14.0
13.5
9.5
14
9.0
12
10
y, k 8
m
6
6
8
12
10 km
,
x
14
16
Presión de poro derivadas de velocidades tomográficas
0.5
15
1.0
14
1.5
13
2.0
12
2.5
11
3.0
10
3.5
16
lbm/gal americano
Profundidad, km
16
9
14
12
10
y, k 8
m
6
6
8
12
10 km
x,
14
16
8
> Tomografía sísmica. En los métodos previos, los intérpretes apilaban las
velocidades sísmicas para mejorar la resolución; a partir de esto, generaban un cubo de presión de poro que representaba las presiones de poro
en un área dada (extremo superior). Ahora, las técnicas tomográficas
mejoran asombrosamente la resolución de la presión de poro, reduciendo
la incertidumbre y aumentando la precisión en la planeación de pozos
(extremo inferior).
Aproximadamente para la misma época en
que Drake perforó su primer pozo, comenzaron a
desarrollarse y utilizarse los equipos de sismología para registrar y medir los movimientos de la
Tierra durante los sismos. Los investigadores
desarrollaron las tecnologías que constituyen la
base de la sismología de reflexión. En la sismología de reflexión, las formaciones del subsuelo se
mapean mediante la medición del tiempo que
tardan los impulsos acústicos transmitidos hacia
el interior de la Tierra en volver a la superficie
después de ser reflejados por las formaciones
geológicas con propiedades físicas variables.8
32
Con el tiempo, la tecnología sísmica se trasladó
al campo petrolero, proporcionando a los geofísicos, geólogos e ingenieros de perforación las
herramientas para evaluar los yacimientos y
regímenes de presión antes de perforar un pozo.
Si bien las primeras estimaciones de la geopresión basadas en el análisis de imágenes
sísmicas eran rudimentarias, los perforadores
necesitaban contar con estimaciones de la presión previas a la perforación para la selección de
la densidad del lodo, el diseño la tubería de
revestimiento y la estimación del costo del pozo,
entre otras aplicaciones. Los ingenieros observa-
ron que las primeras estimaciones de la presión
eran demasiado inciertas, especialmente en los
yacimientos de petróleo y gas complejos. Para
comprender y visualizar con más facilidad el
ambiente de la geopresión, los geocientíficos utilizan ahora sofisticadas técnicas de adquisición
y procesamiento de datos sísmicos, modelos
mecánicos del subsuelo y cubos de presión de
poro que les permiten estudiar, evaluar y visualizar los ambientes de presión dentro de una
cuenca o un área dada.
Los ingenieros emplean la técnica de tomografía de reflexión que brinda mayor resolución
espacial que las técnicas sísmicas convencionales
para predecir la presión de poro con precisión, a
partir de los datos sísmicos. Este nivel de alta
resolución también ayuda a diferenciar las variaciones de la presión de poro a partir de las
variaciones en la litología y en el contenido de
fluidos.9
La tomografía de reflexión ofrece ventajas
significativas, en comparación con los datos sísmicos convencionales. El procesamiento de los
datos sísmicos convencionales suaviza las fluctuaciones de la velocidad y los picados de los
intervalos de velocidad suelen ser demasiado
toscos para generar una predicción precisa de la
presión de poro. La tomografía de reflexión
reemplaza al análisis de velocidad convencional
de baja resolución por un enfoque general
basado en el modelado de las trazas de rayos. Si
bien se puede obtener una imagen interpretable
utilizando un campo de velocidad sísmica convencional relativamente pobre pero suave, la
resolución es a veces demasiado baja como para
pronosticar la presión de poro en forma exacta,
con fines de planeación de pozos. Contrariamente, el modelo de velocidad refinado por
medios tomográficos conduce a una mejor comprensión de la magnitud y distribución espacial
de la presión de poro, reduciendo la incertidumbre asociada con las predicciones de la presión
de poro (izquierda).
Reducción de la incertidumbre
En áreas en las que la geología se desconoce y
en donde el número de pozos perforados es
escaso o nulo, la predicción sísmica de la geopresión quizás sea la única herramienta de
planeación de que dispone el ingeniero. Sin
embargo, los datos provenientes de fuentes múltiples, especialmente de las operaciones de
perforación, pueden utilizarse junto con la tomografía sísmica para refinar los modelos y reducir
el riesgo y el costo, mejorando al mismo tiempo
la eficiencia de la perforación.
Oilfield Review
8. Para obtener más información sobre la evolución de la
tecnología sísmica, consulte: http://www.spe.org/spe/
jsp/basic/0,1104_1714_1004089,00.html (Se accedió el 8
de octubre de 2005).
9. Sayers CM, Woodward MJ y Bartman RC: “Seismic
Pore-Pressure Prediction Using Reflection Tomography
and 4-C Seismic Data,” The Leading Edge 21, no. 2
(Febrero de 2002): 188–192.
Invierno de 2005/2006
Conductividad, mS
200
400 600 1,000 2,000
Línea de tendencia de presión normal
Resistividad
Profundidad,
km
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
15
14
13
12
11
lbm/gal americano
Potencial
espontáneo
(SP)
Profundidad
16
Profundidad
Una vez perforados los pozos, los perforadores y los ingenieros a cargo de la planeación
tienen acceso a datos adicionales, incluyendo
registros de inyección, información sobre adquisición de registros de inyección, muestras de
formación, registros adquiridos con cable y
registros adquiridos durante la perforación, y
datos de pruebas de formaciones. Herramientas
tales como el Probador Modular de la Dinámica
de la Formación MDT muestrean los fluidos de
formación y proveen presiones de yacimiento
precisas.10
Las presiones en las secciones de lutita que se
encuentran por encima de un yacimiento pueden
estimarse en base a los valores de densidad del
lodo de los pozos vecinos. Los informes de perforación diarios de problemas tales como golpes de
presión, pérdida de circulación, atascamiento
diferencial y otros problemas de perforación también pueden indicar la presencia de presiones
anormales. Los ingenieros a cargo de la planeación generalmente utilizan los datos de pozos
vecinos con precaución. La utilización de las densidades del lodo para estimar la presión de la
formación puede dar lugar a confusiones, particularmente cuando los datos provienen de pozos
más viejos.
La mayoría de los pozos se perforan en condiciones de sobrebalance, con densidades de
lodo de 1,200 kg/m3 [10 lbm/gal americano] o
superiores a la presión de formación real. Los
perforadores con frecuencia incrementan las
densidades del lodo para controlar las lutitas
problemáticas o las lutitas desmoronables.
Se puede obtener una evaluación más detallada de la geopresión mediante la combinación
de los datos de perforación con datos de registros eléctricos, acústicos y de densidad de pozos
vecinos. Para predecir la presión de poro en
base a registros adquiridos con herramientas
operadas con cable o registros adquiridos
durante la perforación, los analistas a menudo
correlacionan los cambios observados en la
porosidad de las lutitas con la existencia potencial de presión anormal. Esto es posible porque
las lutitas generalmente se compactan en forma
uniforme con el incremento de la profundidad.
Debido a esta compactación, la porosidad y la
10
14
12
10
y, k 8
m
6
6
8
10
12
14
16
x, km
9
8
Tope de la zona de presión anormal
> Análisis de registros eléctricos para reducir la incertidumbre de las predicciones de la presión de
poro basadas en la sísmica. En los sedimentos con compactación normal, la conductividad eléctrica
se reducirá con la profundidad al ser expulsada el agua de los espacios porosos. Una deflexión de la
curva de conductividad con respecto a la tendencia normal (círculo de guiones, izquierda y centro)
puede indicar un cambio en la concentración del agua intersticial y, en consecuencia, el potencial
para el desarrollo de presión anormal. Mediante la utilización de datos sísmicos y datos de registros
eléctricos, el procesamiento computacional refina los datos y genera modelos predictivos tridimensionales que ayudan a los ingenieros y perforadores a visualizar las tendencias de la presión de poro
(derecha).
conductividad eléctrica se reducen a un ritmo
uniforme al aumentar la profundidad y la presión de los estratos de sobrecarga. No obstante,
si hay un sello presente, pueden existir niveles
de agua connata conductiva superiores a los normales, lo que incrementa la conductividad e
indica la existencia de presión anormal (arriba).
Si bien la conductividad es un buen indicador,
numerosas variables tales como la salinidad del
agua connata, la mineralogía, la temperatura y
el filtrado del lodo de perforación también pueden afectar la respuesta del registro eléctrico.
La velocidad acústica obtenida de los registros sónicos provee otra herramienta para la
determinación de la presión de poro, que es
menos afectada por las condiciones del pozo.
Las herramientas acústicas miden el tiempo que
tarda el sonido en recorrer una distancia específica. A medida que cambian las características
de la formación, también lo hacen la velocidad y
el tiempo de tránsito de intervalo.
Las lutitas con porosidades casi nulas pueden
transmitir el sonido a velocidades del orden de
4.88 km/s [16,000 pies/s] y con tiempos de tránsito de 205 µs/m [62.5 µs/pie].11 Las lutitas con
porosidades más altas poseen más espacio poroso
saturado de agua de formación, hidrocarburos o
ambos elementos. Con una porosidad del 30%, la
velocidad se reduce a 3.87 km/s [12,700 pies/s],
y el tiempo de tránsito de intervalo se incrementa
hasta alcanzar aproximadamente 338 µs/m
[103 µs/pie]. Las lutitas de presión normal exhiben tiempos de tránsito de intervalo que se
reducen con la profundidad. No obstante, si se
10. Para obtener más información sobre la herramienta MDT,
consulte: Crombie A, Halford F, Hashem M, McNeil R,
Thomas EC, Melbourne G y Mullins OC: “Innovations in
Wireline Fluid Sampling,” Oilfield Review 10, no. 3 (Otoño
de 1998): 26–41.
11. La unidad µs significa un microsegundo o una
millonésima de segundo.
33
Cambio del tiempo de tránsito
de intervalo, µs/pie
200 300
50 70 100
Conductividad, mS
200
0
400 600 1,000 2,000
Línea de tendencia de presión normal
1
2
Tope de la zona
de presión anormal
3
16
5
Profundidad, km
15
6
7
8
9
10
11
12
13
14
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
14
13
12
11
lbm/gal americano
Profundidad, 1,000 pies
4
10
14
12
10
y (k
8
m)
6
6
8
10
12
m)
x (k
14
16
9
8
15
> Registros acústicos para la predicción de la presión de poro. Las ondas acústicas reducen la velocidad cuando encuentran rocas con concentraciones de agua intersticial más elevadas. El tope de
una zona de presión anormal se puede predecir en base al cambio en el tiempo de tránsito de intervalo (círculo de guiones, a la derecha) y correlacionarse con los cambios producidos en la conductividad (izquierda). Ambas mediciones pueden utilizarse para reducir la incertidumbre del cubo sísmico
de presión de poro (centro).
observa un incremento de la presión de poro la
tendencia se invertirá (arriba).
Las herramientas de adquisición de registros
de densidad también ayudan a los ingenieros a
predecir las geopresiones. La herramienta irradia
en la formación con rayos gamma que interactúan con los electrones que rodean al pozo. La
intensidad de los rayos gamma retrodispersados
varía con la densidad volumétrica. Dado que la
densidad volumétrica de la lutita de presión anormal es menor que la densidad de la lutita de
presión normal, los ingenieros pueden combinar
las predicciones obtenidas con las mediciones de
densidad, eléctricas y acústicas con los datos sísmicos de superficie para refinar mejor los
modelos y perfiles de presión de yacimiento.
Mejoramiento de las predicciones de la
presión de poro en la Cuenca de Veracruz
Las imprecisiones de la predicción de las presiones de poro pueden ocasionar problemas de
control de pozos, exponiendo a los operadores a
riesgos indebidos y a costos excesivos. Los problemas de perforación existentes en la Cuenca de
Veracruz, situada en México, condujeron a Petróleos Mexicanos (PEMEX), a reevaluar las
predicciones de la presión de poro.12 Los ingenieros de PEMEX y Schlumberger observaron que las
densidades del lodo pronosticadas en el Campo
Cocuite eran superiores a las requeridas, lo que
34
ocasionaba problemas de pérdida de circulación y
costos superiores a los previstos. Para mejorar la
eficiencia de la perforación y reducir el riesgo, los
ingenieros y geocientíficos utilizaron los datos
sísmicos de superficie tridimensionales (3D)
adquiridos previamente, junto con los registros
sónicos, las densidades del lodo, los levantamientos con tiros de pruebas de velocidad y las
pruebas de presión de pozos vecinos para mejorar
las predicciones de la presión de poro.13
Para estimar la presión de poro a partir de
las velocidades sísmicas, se debe obtener un
conocimiento local del esfuerzo vertical total.
En el área cubierta por el levantamiento sísmico
3D del Campo Cocuite, el único registro de densidad disponible correspondía al Pozo Cocuite
402, que cubría un rango de profundidad oscilante entre 196 y 2,344 m [643 y 7,690 pies].
Para estimar el esfuerzo de sobrecarga hasta la
profundidad requerida de más de 3,962 m
[13,000 pies], los datos de densidad del registro
de densidad del Pozo Cocuite 402 se combinaron
con otra información de densidad de la Cuenca
de Veracruz en un registro de densidad compuesto. Esta información se utilizó luego para
calcular un gradiente de esfuerzo de sobrecarga
general para el área. Las velocidades de formación calculadas se verificaron mediante su
comparación con los registros sónicos, reescalados con respecto a las longitudes de ondas
sísmicas, y con las velocidades sísmicas de intervalo obtenidas mediante la inversión de los
pares de tiempo de tránsito-profundidad derivados de los tiros de prueba de velocidad.
Si bien se notó una concordancia razonable a
lo largo de los intervalos para los cuales se disponía de registros sónicos e información de tiros de
prueba de velocidad, se observaron variaciones
del campo de velocidad entre una localización y
otra (próxima página). También se notaron variaciones similares para los otros pozos del área de
estudio. Con el fin de mitigar estas variaciones de
pequeña escala, los geocientíficos suavizaron
lateralmente las velocidades antes de convertir
las velocidades sísmicas de intervalo en presión
de poro. Esta técnica se traduce en modelos 3D
con gran densidad de datos, que son menos
inciertos que los modelos adquiridos con las técnicas convencionales.
Mediante la utilización de las velocidades
sísmicas del levantamiento 3D del Campo
Cocuite y una transformada de velocidad a presión de poro, los ingenieros optimizaron las
operaciones de perforación a través del ajuste
de las densidades del lodo. Los ingenieros consideran que es posible una refinación ulterior de
esta predicción de la presión de poro mediante
la utilización de la técnica de tomografía de
reflexión para mejorar la resolución lateral de
las velocidades sísmicas.14
Oilfield Review
0
1
2
E U A
4 101
102
15
12
10
Cuatas N° 1
4.0
3
402 405
403
13 6
1
Profundidad, km
3
4
5
6
7
0
5
8
2.0
9
2
10
1
2
3
Velocidad, km/s
4
5
3
4
15
10
y,
k
15
m 5
5
0 0
10
x, km
M É X I C O
é
de M
Golfo
xic
o
2.0
0
1.8
1
2
1.6
3
1.4
4
Campo Cocuite
Nú600
m
600
par ero d 400
s
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400 sísmica
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n
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i
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c
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n
n-l n d
e
ó
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s)
dq
de a
1.2
Gradiente de presión de poro, g/cm3
2.5
1
Profundidad, km
3.0
Profundidad, km
Velocidad, km/s
3.5
> Comparación de las velocidades de intervalo de ondas P. Los datos (extremo superior derecho) obtenidos mediante el reescalado del registro sónico
(curva verde) y la inversión de los pares de tiempo de tránsito-profundidad tomados de las pruebas de tiros de prueba de velocidad (curva roja) del Pozo
Cocuite 101 se comparan con las velocidades sísmicas de intervalo (puntos azules) para todas las localizaciones registradas en el estudio del Campo
Cocuite. A partir de esta información, los ingenieros generaron un cubo sísmico 3D de velocidades de intervalo (izquierda) y un cubo de gradientes de
presión de poro (extremo inferior derecho) que muestran una zona de transición de aproximadamente 3 km [9,843 pies]. Este cubo ayudó a definir los
límites inferior y superior de la presión de formación.
Ajuste de las predicciones de la
presión de poro durante la perforación
La progresión de las técnicas sísmicas convencionales de predicción de la presión de poro a
las técnicas tomográficas de reflexión redujo significativamente la incertidumbre y mejoró la
precisión de las estimaciones de la presión de
poro. No obstante, las operaciones de perforación en las profundidades de la Tierra siguieron
cargadas de incertidumbre.
Durante las operaciones de construcción de
pozos, los perforadores se esfuerzan por balancear la densidad del lodo y la presión de
formación, a menudo basados exclusivamente en
mediciones o indicadores indirectos. Los parámetros de perforación en tiempo real son
monitoreados (vigilados rutinariamente) atentamente para detectar cambios en la velocidad de
penetración, rastros de gas y la existencia de
recortes que retornan a la superficie, además de
las señales transmitidas por las herramientas de
Invierno de 2005/2006
mediciones durante la perforación y registros
durante la perforación (MWD y LWD, por sus
siglas en inglés respectivamente).
Los geofísicos de Schlumberger desarrollaron
una técnica para actualizar las incertidumbres
asociadas con las velocidades pronosticadas y la
medición de la presión de poro durante la perfo-
ración.15 Esta técnica evalúa las incertidumbres
de las presiones de poro pronosticadas, sobre la
base de las mediciones de sísmica de pozo, la
adquisición de registros de pozos y las mediciones de presión adquiridas durante la perforación.
La técnica fue evaluada en dos pozos del Golfo de
México, EUA.
12. Sayers CM, Hooyman PJ, Smirnov N, Fiume G, Prince A,
de Leon Mojarro JC, Romero MT y Gonzales OM: “Pore
Pressure Prediction for the Cocuite Field, Veracruz
Basin,” artículo de la SPE 77360, presentado en la
Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San
Antonio, Texas, EUA, 29 de septiembre al 2 de octubre
de 2002.
13. Los perforadores a menudo obtienen mediciones sísmicas de fondo de pozo con el fin de proporcionar datos
para la correlación de los datos sísmicos de superficie
con las condiciones de fondo de pozo reales. Un tiro de
prueba de velocidad mide el tiempo de tránsito sísmico
desde la superficie hasta una profundidad conocida en
el pozo. La velocidad de las ondas compresionales, u
ondas P, de las formaciones, observada en un pozo,
puede medirse directamente bajando un geófono en
cada formación de interés, enviando una fuente de energía desde la superficie terrestre y registrando la señal
resultante. Los datos se correlacionan luego con los
datos sísmicos de superficie previos a la perforación del
pozo, mediante la corrección del registro sónico y la
generación de un sismograma sintético para confirmar o
modificar las interpretaciones sísmicas. Luego, se pueden actualizar los modelos mecánicos del subsuelo y las
predicciones de la presión de poro.
14. Sayers et al, referencia 12.
15. Malinverno A, Sayers CM, Woodward MJ y Bartman RC:
“Integrating Diverse Measurements to Predict Pore
Pressures with Uncertainties While Drilling,” artículo de
la SPE 90001, presentado en la Conferencia y Exhibición
Técnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembre
de 2004.
Bryant I, Malinverno A, Prange M, Gonfalini M, Moffat J,
Swager D, Theys P y Verga F: “Comprensión de la
incertidumbre,” Oilfield Review 14, no. 3 (Invierno de
2002/2003): 2–17.
35
2
500
500
1,000
1,000
Profundidad, m
Profundidad, m
1
1,500
2,000
1,500
2,000
Sónico
2,500
2,500
3,000
3,000
1,500
2,000
2,500
Vp, m/s
3,000
1,500
10
15
20
Gradiente de presión de poro,
lbm/gal americano
3,000
10
15
20
Gradiente de presión de poro,
lbm/gal americano
4
3
500
500
Densidades del lodo
1,500
2,000
1,500
2,000
Sónico
2,500
3,000
3,000
2,000
2,500
Vp, m/s
Datos
de presión
de poro
Sónico
2,500
1,500
Densidades del lodo
1,000
Profundidad, m
1,000
Profundidad, m
2,000
2,500
Vp, m/s
3,000
10
15
20
Gradiente de presión de poro,
lbm/gal americano
1,500
2,000
2,500
Vp, m/s
3,000
10
15
20
Gradiente de presión de poro,
lbm/gal americano
> Reducción de la incertidumbre. El grado de incertidumbre asociado con un gradiente de presión de poro se ejemplifica con el ancho y la baja resolución de
las curvas de velocidad de ondas compresionales (Vp) y de gradiente de presión de poro (1). Los datos Vp del sónico, provenientes de los tiros de prueba de
velocidad, se agregan al modelo, reduciendo de alguna manera la incertidumbre asociada con la presión de poro (2). El agregado de las densidades del lodo
derivadas de los informes de perforación (3) y de las mediciones físicas de la presión de poro (4) refina las estimaciones y mejora sorprendentemente la
resolución de la presión de poro.
El proceso consistió en establecer las incertidumbres básicas asociadas con los coeficientes
de la relación velocidad/presión de poro, a partir
de la velocidad de las ondas compresionales y la
densidad. Cuando comenzó la perforación, las
incertidumbres fueron definidas completamente
con los valores básicos (arriba).
Conforme avanzaba la perforación en el primer pozo de evaluación, un levantamiento de
tiros de prueba de velocidad proporcionó los
datos para la calibración de la estructura de velocidad, permitiendo que los geofísicos refinaran
36
las proyecciones básicas y redujeran la incertidumbre asociada con las predicciones de
velocidad y de presión de poro. Se produjo una
reducción relativamente pequeña de la incertidumbre asociada con la velocidad, debido al
tamaño reducido del conjunto de datos de tiros
de prueba de velocidad, que consistió en mediciones del tiempo de tránsito adquiridas a intervalos
variables de 50 a 200 m [164 a 656 pies].
Después de la adquisición inicial de registros,
los ingenieros incorporaron los datos de registros
sónicos para refinar aún más el perfil de presión.
Esta información adicional redujo notablemente
la incertidumbre asociada con la velocidad y se
tradujo en una predicción de la presión de poro
correspondientemente más detallada. La predicción mejorada de la presión de poro seguía
teniendo un nivel de incertidumbre que sólo
podía reducirse mediante la incorporación de los
datos de presión de poro medidos. Ante la ausencia de mediciones de presión de poro directas, se
utilizó la densidad del lodo para representar los
límites de dicha presión.
Oilfield Review
En el segundo pozo de prueba, se infirieron
velocidades relativamente bajas a partir de los
datos sísmicos de superficie, por debajo de 1,500
a 2,000 m [4,921 a 6,562 pies], correspondientes a
la sobrepresión pronosticada. Los geofísicos
incorporaron los datos de los registros sónicos
para reducir la incertidumbre. Si bien las predicciones de la presión de poro mejoraron, la
inclusión de las densidades del lodo y de las
mediciones directas de la presión de poro ayudó a
calibrar los coeficientes de la relación velocidad/presión de poro e imponer un límite superior
sobre las presiones de poro pronosticadas.
Inicialmente, el gradiente de presión de poro
entre 1,500 y 2,000 m se estimó superior a
1,560 kg/m 3 [13 lbm/galón americano], utilizando las predicciones de la presión de poro
basadas exclusivamente en los datos sísmicos de
superficie, los valores de los tiros de prueba de
velocidad y los registros sónicos. Con la inclusión de las mediciones de la presión de poro
MDT, la predicción calibrada de la presión de
poro restringió la presión de poro equivalente a
menos de 13 lbm/gal americano. La incertidumbre se redujo, permitiendo a los perforadores
controlar las densidades del lodo, definir las profundidades de entubación en forma optimizada y
mejorar la eficiencia general de la perforación.
Medición de las presiones de yacimientos
Después de la perforación, las preocupaciones
existentes en torno a la presión normalmente se
trasladan a las operaciones de manejo de yacimientos y producción. La comprensión de las
presiones presentes en el yacimiento incide en
última instancia en la producción y la recuperación de la inversión y, hoy en día, puede incluso
proporcionar directrices para colocar pozos adicionales con miras a optimizar la producción.
Las demandas operacionales dictaminan cómo y
cuándo se obtienen las mediciones de presión,
disponiéndose de numerosos métodos y herramientas para medir y monitorear (vigilar) las
presiones de yacimiento prácticamente en cualquier momento durante el ciclo de vida de un
pozo. Como se describió precedentemente, la
comprensión de la presión comienza con las
estimaciones previas a la perforación basadas en
datos sísmicos y en pozos vecinos y se refina adicionalmente durante la perforación. Los
ingenieros de yacimientos y producción obtienen mediciones adicionales mediante la
utilización de herramientas de adquisición de
registros o sensores permanentes en el pozo o en
la superficie.
Invierno de 2005/2006
Entre los diversos fines con que los ingenieros de yacimientos utilizan las mediciones de
presión precisas se encuentran la identificación
y tipificación de objetivos, la definición de los
contactos de fluidos y la evaluación de la continuidad de los yacimientos. La obtención de la
precisión requerida en las mediciones implica la
utilización de servicios tales como los de la
herramienta MDT, el servicio de medición de la
presión de yacimiento durante la adquisición de
registros PressureXpress o las herramientas de
medición de la presión de formación durante la
perforación. En estos servicios, se obtienen
datos de alta calidad durante las pruebas conocidas como pre-ensayos, si se espera suficiente
tiempo para la estabilización de la presión antes
de la medición, de manera que la presión existente en el interior de la herramienta se
equilibre con la presión de la formación. Además, mediante la ejecución de un gran número
de pre-ensayos es posible establecer los gradientes de fluidos.
Más adelante, en los ambientes de yacimientos maduros en los que la producción ha sido
sustancial, las mediciones de la presión de formación se utilizan para cuantificar el agotamiento,
evaluar el soporte de la presión o analizar en
mayor detalle la continuidad del yacimiento. Si
bien los requisitos de precisión de las mediciones de presión quizá no sean tan estrictos en los
yacimientos maduros, la capacidad de medir las
presiones a lo largo de una amplia gama de permeabilidades de formación puede resultar
crucial para el incremento de la recuperación de
hidrocarburos.
Medición de la presión durante
la perforación en Noruega
Si bien las técnicas de sísmica de pozo han acercado al perforador a la posibilidad de comprender
y pronosticar las presiones de poro en tiempo
real, los científicos e ingenieros continúan desarrollando herramientas para la obtención de
mediciones de presión directas durante la perforación. A medida que avanzaba la tecnología
LWD, los ingenieros adaptaron el Sensor de Cristal de Cuarzo CQG y las tecnologías de los
sensores de deformación, utilizadas en otras
herramientas de medición de la presión tales
como el sistema MDT, a las herramientas de
medición de la presión durante la perforación, en
tiempo real (véase “Sensores de presión de
cuarzo,” página 41).
Los ingenieros de Statoil y Schlumberger
probaron el nuevo servicio StethoScope de medición de la presión de formación durante la
perforación en el año 2004, en varios campos
ubicados en el área marina de Noruega. 16 El
objetivo de las pruebas de campo era establecer
si una medición de la presión de formación
durante la perforación podía ser de calidad comparable con las mediciones del probador MDT
operado con cable, dado el rango de permeabilidades, condiciones de pozo y propiedades del
lodo observado en estos campos.
Todos los probadores de formaciones miden
la presión de poro en la interfase existente entre
el revoque de filtración externo y la pared del
pozo, o la formación. Si la presión en la formación es una buena estimación de la presión de
formación de campo lejano verdadera o no lo es,
no sólo depende de las propiedades del lodo, del
revoque de filtración y de la formación sino también de la historia del régimen de circulación
del fluido de perforación.
Si el revoque de filtración es totalmente ineficaz en lo que respecta a la provisión del sello
entre la formación y la probeta de prueba, se
medirá la presión del pozo; si el revoque de filtración provee un sello perfecto, dado suficiente
tiempo, el probador debería medir la presión de
formación verdadera.
En la mayoría de las situaciones de perforación, los revoques de filtración no son perfectos
ni uniformes en lo que respecta a composición.
Durante el curso normal de las operaciones de
perforación, el revoque de filtración es erosionado por la circulación del lodo, raspado
durante los viajes, y luego reconstruido en la
pared del pozo. Los experimentos de laboratorio
realizados con lodos a base de agua y a base de
aceite indican que las condiciones dinámicas del
pozo inciden en la velocidad de filtración del
lodo en la formación y, en consecuencia, en la
presión medida en la formación. Un revoque de
filtración con pérdidas suele ser un problema y
puede generar diferencias significativas entre
las presiones de formación medidas y las presiones de formación verdaderas. Cuando la
diferencia entre la presión de formación medida
y la presión de formación verdadera es significativa, se dice que la formación está sobrecargada.
16. Pop J, Laastad H, Eriksen KO, O’Keefe M, Follini J-M y
Dahle T: “Operational Aspects of Formation Pressure
Measurements While Drilling,” artículo de las SPE/IADC
92494, presentado en la Conferencia de Perforación de
las SPE/IADC, Ámsterdam, 23 al 25 de febrero de 2005.
37
> La herramienta StethoScope 675. La herramienta tiene una longitud de 9.1 m [31 pies]; posee un collar
de 6.75 pulgadas con un estabilizador de 8.25 pulgadas o un estabilizador opcional de 9.25 pulgadas. El
estabilizador está compuesto por una sección en espiral de cuatro aletas en el extremo inferior y dos
aletas rectas en el extremo superior. El empacador y la probeta están instalados en la aleta del estabilizador (negro). La aleta del estabilizador descansa, o se presiona, contra la formación por acción de la
fuerza de gravedad o por la fuerza aplicada por el pistón de ajuste perforable (que no se muestra en la
gráfica), eliminando la necesidad de orientación del estabilizador de 8.25 pulgadas en agujeros de hasta
10.5 pulgadas. La probeta puede extenderse fuera de la aleta 3⁄4 de pulgada, pero normalmente sólo se
desnivela con respecto a la superficie de la aleta y se comprime contra la formación para formar el sello.
Luego la probeta se abre a la formación para obtener una medición de presión. El aro de retención (una
pieza en forma de Q situada alrededor del empacador negro) minimiza la deformación del empacador
durante una prueba, ayudando a mantener un sello efectivo (inserto).
2,000
Primera estimación de
la presión de formación
1
Datos
5 de presión
Presión, lpc
3
1,000
Estimación final de
la presión de formación
Pre-ensayo
correspondiente 2
a la fase de
investigación
Pre-ensayo
correspondiente
a la fase
de medición
4
0
0
100
200
300
400
500
Tiempo, s
> Datos de presión en tiempo real. En este ejemplo de prueba de campo, los
datos de presión, presentados como triángulos abiertos, se muestran en tiempo
real, en la superficie, durante un pre-ensayo limitado a un tiempo de 5 minutos, realizado con las bombas de lodo en funcionamiento, circulando a una
velocidad de aproximadamente 2,271 L/min [600 galones americanos/min]. La
velocidad de transmisión del sistema de telemetría para esta prueba fue de 6
bits/s. Los círculos coloreados representan los marcadores de eventos principales identificados a medida que se adquieren los datos. El primer marcador
(1) identifica la presión de pozo antes de la prueba, el segundo marcador (2)
indica el inicio del incremento de presión para la etapa de investigación; el
tercer marcador (3) muestra la estimación de la presión de formación de la
etapa de investigación; el cuarto marcador (4) identifica el inicio del incremento de presión para la etapa de medición; y el quinto marcador (5) representa la
presión de formación, determinada durante la etapa de medición. Se determinó
que la movilidad del fluido de formación era de aproximadamente 1.4 mD/cP.
38
Esta situación puede producirse tanto en el
método de medición durante la perforación
como en el método de medición con herramientas operadas con cable convencional, pero puede
ser más común en un método de obtención de
mediciones durante la perforación debido al
carácter dinámico del ambiente.
Para aumentar la confiabilidad en las mediciones de presión, la herramienta StethoScope
fue diseñada con una probeta de medición de la
presión encastrada en una aleta del estabilizador,
rodeada por un elemento de sello de elastómero o
un empacador (izquierda). El diseño del estabilizador maximiza el área de flujo en la sección
transversal de la probeta, desvía el flujo fuera de
la interfase existente entre la probeta y la formación y minimiza la velocidad del lodo en las
proximidades de la probeta, ayudando de este
modo a reducir la erosión del revoque de filtración y la pérdida de filtrado en el interior de la
formación durante la prueba. Se emplea un pistón de ajuste perforable para empujar el
estabilizador que contiene la probeta contra la
pared del pozo.
La herramienta recibe potencia de una turbina de fondo MWD. La potencia adicional es
provista por una batería, con capacidad para operar la herramienta de medición de la presión de
formación durante la perforación completamente; por ejemplo durante las pruebas, en que
las bombas están fuera de servicio. Las presiones
de formación son medidas con dos manómetros
de presión aptos para operaciones de perforación: un sensor de presión CQG reforzado
patentado y un sensor de deformación. Un
segundo sensor de deformación, instalado cerca
de la probeta, mide la presión de pozo en forma
continua. Todos los datos adquiridos durante las
pruebas de formación son almacenados en la
memoria de la herramienta, incluyendo las presiones, temperaturas, volúmenes reales de los
pre-ensayos y las velocidades de caída de presión, así como la información sobre estado y
operación relacionada con la herramienta. Las
herramientas poseen memoria suficiente como
para almacenar más de 80 pruebas de presión de
cinco minutos.
A la hora de adquirir presiones de formación y
movilidades de fluidos, los ingenieros pueden
optar entre dos modos diferentes de operación de
los pre-ensayos: una secuencia de pre-ensayos
optimizada o una secuencia de pre-ensayos de
modo fijo.17 Un pre-ensayo optimizado o de tiempo
limitado consiste en un pequeño pre-ensayo inicial durante el cual se prueba la formación para
determinar sus propiedades dinámicas, seguido
de uno o más pre-ensayos optimizados, preferentemente de mayor volumen. Los pre-ensayos
Oilfield Review
17. Pop J, Follini J-M y Chang Y: “Optimized Test Sequences
for Formation Tester Operations,” artículo de la SPE
97283, presentado en la Reunión de 2005 del Área Marina
de Europa, Aberdeen, 6 al 9 de septiembre de 2005.
Invierno de 2005/2006
Pre-ensayo 2
Pre-ensayo 1
Movilidad
K/µ, (mD/cP)
A: ≥ 0.1
Tasa
de flujo,
cm3/s
Tasa
Tiempo de
Volumen,
incremento de flujo,
cm3
de presión, s cm3/s
Volumen,
cm3
Tiempo
total, s
0.2
2
450
0.2
0.5
900
B:
≥1
0.3
5
100
0.3
6.0
300
C:
≥ 10
0.5
10
100
1.0
15.0
300
1.0
10
60
2.0
15.0
180
D: ≥ 100
1,800
Presión de pozo
1,600
Pre-ensayo 1 Pre-ensayo 2
1,400
Presión, lpc
optimizados son diseñados en el fondo del pozo
por los sistemas lógicos de la herramienta que
utilizan la información obtenida de pruebas previas, de modo que al cabo de un tiempo de prueba
prescripto se hayan alcanzado múltiples presiones de formación estabilizadas. Se realizarán
tantas pruebas como sean necesarias para alcanzar presiones estabilizadas en el tiempo
prescripto; para las formaciones con bajas movilidades, esto puede resultar en un solo período de
flujo (caída de presión).
En la etapa correspondiente a las pruebas de
campo, en el área marina de Noruega, se emplearon pre-ensayos de modo fijo. En la herramienta
StethoScope, se dispone de cuatro secuencias de
pre-ensayos de modo fijo que utilizan diferentes
parámetros de pruebas pre-establecidos (derecha). Cada secuencia de pre-ensayos de modo
fijo comprende dos pares de caída e incremento
de presión diseñados para proveer dos presiones
de formación estabilizadas, dentro de un período
especificado, que en general es de 5 minutos. Si
son consistentes, estas dos mediciones de presión independientes por localización, o estación,
de prueba junto con una estimación de la movilidad del fluido de formación, generan
confiabilidad en el resultado final de la presión.
La comparación de las dos presiones obtenidas,
junto con la movilidad computada, permite revelar los efectos de un ambiente de presión
estático o dinámico. Una estimación de la movilidad del fluido de formación, de un orden de
magnitud, ayuda a decidir qué secuencia de
modo fijo particular utilizar en cualquier situación dada; sin embargo, existe suficiente
superposición en sus rangos de aplicación, de
modo que esta decisión no es crítica.
La comunicación hacia y desde la herramienta se realiza por medio del servicio de
telemetría de alta velocidad durante la perforación TeleScope, diseñado específicamente para
proporcionar un incremento de la velocidad de
transmisión de datos y del ancho de banda para
la entrega de datos. Un protocolo de telemetría
especial para ser utilizado con el sistema de telemetría Telescope permite que un dispositivo
unitario, tal como la herramienta StethoScope,
monopolice la transmisión de datos cuando posee
un gran volumen de datos para transmitir a lo
largo de un intervalo de tiempo corto. La combinación del sistema TeleScope con la transmisión
1,200
1,000
800
600
100
Bombas fuera de servicio
Bombas en funcionamiento
200
300
400
500
Tiempo transcurrido, s
600
700
800
> Pre-ensayos de modo fijo, A a D, con dos pares de períodos de caída e incremento de la presión. Los parámetros se eligen de modo de cubrir un amplio
rango de movilidad de los fluidos de formación (extremo superior). Los parámetros especifican los volúmenes empleados y la duración de los períodos de
incremento de presión para el Pre-ensayo 1 (el pre-ensayo correspondiente a
la “investigación”) y el Pre-ensayo 2 (el pre-ensayo correspondiente a la “medición”). La gráfica (extremo inferior) demuestra la respuesta de la herramienta StethoScope durante la prueba de una formación de caliza de 1.5 mD/cP
utilizando una secuencia de pre-ensayos similar a la de modo fijo, Tipo B.
Durante esta prueba, se extendió el segundo período de incremento de presión, lo que permitió a los ingenieros observar el tiempo de estabilización de la
presión mediante una secuencia de prueba más larga que la normal. Existe una
variación en la medición de la presión de formación cuando se obtienen las
mediciones con las bombas en funcionamiento (rojo), a una velocidad de 1,363
L/min [360 galones americanos/min], y con las bombas fuera de servicio (azul).
de datos en función de la demanda permite visualizar los datos StethoScope en la superficie, en
tiempo real (página anterior, abajo).
Durante la ejecución de las pruebas de
campo, se evaluó el desempeño de la herramienta tanto en formaciones de baja movilidad
(menos de 0.2 mD/cP) como en formaciones de
alta movilidad (más de 350 mD/cP), comparándose la mayoría de los datos adquiridos con datos
de presión y núcleos obtenidos con la herramienta MDT operada con cable. Las pruebas se
llevaron a cabo en un pozo vertical, en pozos
altamente desviados (con ángulos de hasta 75°) y
en un pozo horizontal, con velocidades de circulación que oscilaron entre la puesta fuera de
servicio de las bombas y 2,300 L/min [600 galones americanos/min]. Para evaluar los efectos
del tiempo transcurrido desde la perforación, las
mediciones de presión se obtuvieron entre una y
43 horas después de que la barrena penetrara la
profundidad de la prueba. Las presiones medidas
durante la perforación se compararon con las
obtenidas con un probador MDT hasta 24 días
después de obtenidas las mediciones durante la
perforación.
Las pruebas de campo llevadas a cabo en
Noruega establecieron que las mediciones de presión en tiempo real obtenidas con la herramienta
StethoScope son comparables con las adquiridas
con los probadores MDT operados con cable, bajo
condiciones similares de permeabilidad, tipo de
lodo y pozo. En general, las mediciones de presión más precisas se obtuvieron en las
formaciones con valores de movilidad más elevados, con las bombas fuera de servicio, o cuando se
utilizó una velocidad de circulación lo más baja y
39
constante posible, y durante los viajes de salida
del pozo (abajo). Las mediciones obtenidas
durante el proceso de perforación deberían reiterarse en las estaciones seleccionadas durante los
viajes de salida del pozo para confirmar los valores de presión obtenidos, especialmente si se
sospecha la existencia de sobrecarga.
Los ingenieros determinaron que para las formaciones con movilidades de fluido por debajo
de 5 mD/cP, existe una clara ventaja con respecto
a la adquisición de las presiones de formación
con las bombas fuera de servicio. El grado de
sobrecarga como una función de la velocidad de
circulación depende directamente del tiempo
transcurrido desde la perturbación mecánica del
revoque de filtración. Las velocidades de circulación elevadas pueden favorecer la erosión de un
revoque de filtración establecido, lo que se traduce en sobrepresiones de formación aún cuando
transcurra un período prolongado entre la perfo-
600
Herramienta de medición durante la perforación
Prueba 6: 1,850 a 2,250 L/min
550
Presión, bares
500
Comienzo del cambio
en la circulación
450
400
350
Herramienta de
medición durante
la perforación
Prueba 7: Sin circulación
Herramienta de
medición durante
la perforación
Prueba 5: 2,262 L/min
300
250
3
3
Prueba MDT: 20 cm a 20 cm /min
200
0
100
200
300
400
500
Tiempo, s
407
Herramienta de medición durante la perforación
Prueba 6: 1,850 a 2,250 L/min
Herramienta de medición durante la perforación
Prueba 5: 2,262 L/min
406
Presión, bares
405
404
403
Herramienta de medición
durante la perforación
Prueba 7: Sin circulación
Comienzo del
cambio en la
circulación
402
Prueba MDT
401
150
200
250
300
350
400
450
Tiempo, s
> Medición de la presión en una formación de baja movilidad. Se realizaron tres secuencias de pruebas
StethoScope (extremo superior), a la misma profundidad pero bajo diferentes velocidades de circulación de lodo en una formación de 3 mD/cP: una velocidad de 2,262 L/min [597 galones americanos/min]
(Prueba 5); una velocidad que cambió de 1,850 a 2,250 L/min [489 a 594 galones americanos/min]
(Prueba 6); y una prueba con las bombas fuera de servicio (Prueba 7). Todas las pruebas realizadas
durante la perforación corresponden al pre-ensayo Tipo C. Con fines comparativos, se muestran los
datos de un probador MDT para un pre-ensayo realizado unos 24 días después de las pruebas
StethoScope. La gráfica (extremo inferior) muestra los detalles del incremento de presión final. Aquí,
los efectos dinámicos del pozo pueden observarse claramente mediante la comparación de las pruebas durante la perforación, con las bombas en funcionamiento y las bombas fuera de servicio, con la
prueba de la herramienta MDT, en la que el revoque de filtración debería haber alcanzado una resistencia máxima.
40
ración y la prueba de presión. No siempre es
seguro asumir que el efecto de sobrecarga se
reduce con el tiempo después de la perforación.
Los datos obtenidos con la técnica de repetición
(o técnica de lapsos de tiempo) son importantes
para la identificación de procesos de sobrecarga
dinámicos en formaciones con bajas movilidades.
La prueba de campo realizada por Statoil y
Schlumberger en el Mar del Norte arrojó resultados positivos. La herramienta StethoScope
demostró su capacidad para medir con precisión
las presiones de formación en tiempo real, sin
necesidad de orientar la herramienta o incurrir
en un tiempo improductivo excesivo. En las
formaciones en las que la movilidad es suficientemente alta, 5 mD/cP o un valor superior, las
mediciones de la herramienta StethoScope son
de igual calidad que las adquiridas con la herramienta MDT. Hoy en día, ambas herramientas
están ayudando a los ingenieros, geólogos y perforadores a tomar decisiones rápidas, reducir la
incertidumbre asociada con la perforación y
generar ahorros de tiempo y dinero.
Mediciones de presión de formación
durante la perforación en el Golfo de México
En los ambientes de perforación y producción de
aguas profundas, los operadores se esfuerzan por
reducir el riesgo, la incertidumbre y el costo. Un
ejemplo lo constituye la Unidad de Producción
Ram Powell, operada por Shell Offshore.
Cubriendo ocho bloques del área Viosca Knoll, en
el sector oriental del Golfo de México, EUA, los
pozos se localizan en profundidades de agua que
oscilan entre 609 y 1,219 m [2,000 y 4,000 pies], a
unos 200 km [125 millas] al este-sudeste de
Nueva Orleáns. La producción comenzó en septiembre de 1997, convirtiéndolo en uno de los
campos de petróleo más maduros del área de
aguas profundas del Golfo de México.18
Cinco areniscas comerciales situadas a una
profundidad vertical verdadera (TVD, por sus
siglas en inglés) que oscila entre 1,676 y 4,114 m
[5,500 y 13,500 pies] bajo el nivel del mar son las
que aportan la mayor parte de la producción de
Ram Powell. Los geólogos e ingenieros reevaluaron el campo entre 2001 y 2003, incluyendo
levantamientos sísmicos repetidos que identificaron oportunidades para la perforación de
pozos de relleno potencialmente sin drenar.
En enero de 2004, Shell puso en marcha actividades de re-desarrollo. Los ingenieros
observaron un alto grado de riesgo e incertidumbre en los nuevos proyectos de perforación. Los
nuevos objetivos requerían la perforación de
pozos direccionales complicados. Como consecuencia de la producción, se habían agotado
Oilfield Review
además numerosas areniscas productivas, lo que
las hacía inestables y difíciles de perforar. Si
bien estas circunstancias dificultaban aún más
la evaluación de formaciones, la incertidumbre
adicional aumentaba la necesidad de disponer
de evaluaciones de formaciones durante la perforación.
Para reducir el costo y mejorar la eficiencia,
los ingenieros de Shell y Schlumberger planificaron utilizar las tecnologías LWD y MWD para
evaluar el yacimiento y el ambiente de perforación en tiempo real, en el Pozo 2 de la campaña
de re-desarrollo. Los ingenieros seleccionaron
un arreglo de fondo de pozo (BHA, por sus siglas
en inglés) compuesto por un sistema rotativo
direccional PowerDrive Xtra, una serie de herramientas de Evaluación de Formaciones y de
generación de Imágenes durante la Perforación
VISION de 6.75 pulgadas y los componentes de la
herramienta StethoScope; todos posicionados
debajo de un agujereador. La serie VISION incluyó una herramienta de resistividad con un collar
(portamecha) de 6 3⁄4 pulgadas arcVISION675,
una herramienta de Densidad-Neutrón Azimutal
de 6.75 pulgadas adnVISION675 y una herramienta de resonancia magnética nuclear (RMN)
de 6.75 pulgadas proVISION675. El servicio de
telemetría TeleScope proporcionó la transmisión
y el control de datos en tiempo real.
Los ingenieros planearon utilizar los datos
de presión adquiridos con la herramienta
StethoScope para el diseño de la terminación de
pozos y la verificación de los modelos de yacimiento dinámicos. La obtención de mediciones
de presión de formación durante la perforación
redujo tanto el costo del equipo de perforación
como los tiempos de exposición del pozo, y permitió que los ingenieros de yacimiento y los
geólogos tomaran decisiones de colocación de
pozos oportunas.
Después de que el perforador asentara la tubería de revestimiento de 113⁄4 pulgadas a 3,192 m
[10,474 pies] de profundidad medida (MD, por
sus siglas en inglés), se perforó la sección inicial
del pozo de 105⁄8 pulgadas, con una inclinación de
aproximadamente 45° entre 3,205 y 4,782 m
[10,514 y 15,688 pies] MD. El petrofísico de Shell
seleccionó los puntos de medición de la presión
de formación utilizando los datos de la herramienta de densidad-neutrón para determinar la
ubicación de las areniscas objetivo. Una vez en la
18. Volokitin Y, Stachowiak J y Bourgeois T: “Value of
Specialized While Drilling Measurements: Recent
Experience in Ram/Powell, GOM,” Transcripciones del
46o Simposio Anual de Adquisición de Registros de la
SPWLA, Nueva Orleáns, 26 al 29 de junio de 2005,
artículo C.
Invierno de 2005/2006
Sensores de presión de cuarzo
El cuarzo es uno de los diversos minerales
que posee propiedades piezoeléctricas.
Cuando se aplica presión a un cristal de
cuarzo, se crea una carga eléctrica positiva
en uno de los extremos del cristal y una
carga negativa en el otro. Los cristales de
cuarzo también son intensamente
fotoeléctricos; los cambios de temperatura
producen el desarrollo de cargas positivas y
negativas dentro del cristal.
Un cristal de cuarzo correctamente
cortado posee una frecuencia resonante de
vibración, similar a un diapasón. Cuando el
cuarzo vibra, se produce una variación
sinusoidal detectable en la carga eléctrica
sobre su superficie. El esfuerzo inducido por
la presión, aplicado al cristal, hace que la
frecuencia de la onda senoidal varíe en
forma predecible y precisa. Estas propiedades convierten al cuarzo en un elemento
valioso para muchas aplicaciones relacionadas con dispositivos electrónicos y aplicaciones de detección, incluyendo los sensores de
presión utilizados en los campos petroleros.
Los investigadores del Centro de
Investigaciones Doll de Schlumberger en
Ridgefield, Connecticut, EUA, comenzaron a
trabajar en un manómetro de presión
altamente sensible basado en las
propiedades singulares de los cristales de
cuarzo en el año 1980 y propusieron el
concepto de oscilación de modo dual que
resultó esencial para el desarrollo del Sensor
de Cristal de Cuarzo CQG (arriba, a la
derecha).1 El proyecto fue transferido a
Schlumberger-Flopetrol, Melun, Francia, en
1982. El equipo de desarrollo contó con el
soporte de los investigadores de la École
Nationale Supérieure de Mécanique et des
Microtechniques de Besançon, Francia.
Los sensores de presión son sensibles a las
variaciones de temperatura y presión y
1. Los dispositivos electrónicos de la placa de
resonancia del sensor CGQ excitan y mantienen dos
modos de oscilación mecánica. Uno es más sensible
a los esfuerzos laterales causados por la presión
aplicada en el sensor, el otro es más sensible a las
variaciones de temperatura. Estas dos frecuencias
de resonancia proveen información simultánea
sobre presión y temperatura y permiten el cómputo
de una medición de presión corregida por la
temperatura.
> Sensor para obtener mediciones de presión
compensadas por la temperatura. El sensor
CQG de aletas, de cristal (dorado), es un
resonador de modo dual en el que un modo
depende de la presión aplicada y el otro
modo, de la temperatura aplicada. Las
mediciones de presión y temperatura se
obtienen exactamente al mismo tiempo.
deben ser corregidos por las fluctuaciones
de temperatura. El sensor CQG mejoró con
respecto a los transductores de presión de
cristal previos, ya que provee mediciones de
temperatura y presión simultáneas a partir
de un solo elemento sensible, lo que elimina
los problemas asociados con el retardo termal existente entre los sensores de presión y
temperatura separados. Este sensor produce
un error pico pequeño, inducido por condiciones transitorias. Los errores transitorios
se minimizan ulteriormente a través de la
aplicación de un algoritmo de compensación
de temperatura dinámico, basado en un
modelo simple del sensor. Los sensores CQG
operan en forma eficaz a presiones que oscilan entre 14.5 y 15,000 lpc [0.1 y 103.4
MPa] y en un rango de temperatura que
fluctúa entre 25 y 150°C [77 y 300°F].
En 1989, el sensor CQG fue optimizado
para su fabricación comercial y se utilizó en
numerosas aplicaciones de detección de la
presión en campos petroleros, incluyendo la
herramienta MDT. Más recientemente, el
sensor CQG fue robustecido para aplicaciones LWD y MWD y, hoy en día, constituye el
sensor de presión por excelencia tanto en el
probador StethoScope como en la
herramienta PressureXpress.
41
estación, la herramienta StethoScope inició automáticamente una secuencia de flujo (caída de
presión)–espera (incremento de presión)–retracción. Después de cada medición de presión, la
probeta se replegaba y la herramienta se desplazaba hacia la siguiente estación. El tiempo
promedio transcurrido en cada estación fue de
unos 10 minutos o menos por medición.
Las mediciones de la presión de formación en
tiempo real mostraron un buen soporte de la presión dentro del yacimiento y confirmaron que la
zona de baja resistividad en la base de la arenisca
objetivo correspondía a petróleo barrido, lo que
indicaba un contacto agua/petróleo más elevado
que lo esperado. Mediante la utilización de estos
datos en tiempo real, los ingenieros de Shell decidieron desviar la trayectoria del pozo. El pozo
nuevo se colocó en una posición estructural más
alta del yacimiento, perforando echado (buzamiento) arriba entre 3,506 y 5,167 m [11,501 y
16,952 pies] MD, con una inclinación de 58°. Las
mediciones de presión confirmaron la existencia
de buena conectividad dentro del yacimiento, de
modo que el pozo se entubó hasta la profundidad
final.
Los datos de RMN proVISION675 ayudaron a
los ingenieros a calibrar los cálculos de las areniscas netas y mejorar la evaluación petrofísica de las
areniscas laminadas. La combinación de los datos
RMN obtenidos durante la perforación con los
datos de otras herramientas LWD proporcionó
información importante sobre la textura de las
rocas, permeabilidad, tamaño de grano y arenisca
neta. Los datos de propiedades de fluidos RMN se
utilizaron en conjunto con la presión de formación
y las movilidades de los fluidos para estimar la
permeabilidad de la formación.
En total, se obtuvieron 26 mediciones de presión; 13 durante la perforación de la sección
inicial y las otras 13 durante la perforación del
pozo de re-entrada. Las mediciones de presión
proporcionaron información crítica para la toma
de decisiones de perforación de pozos de reentrada y el diseño de las terminaciones. Las
presiones se obtuvieron con éxito tanto en las
areniscas masivas como en las areniscas laminadas (derecha).
Los avances registrados en las tecnologías
MWD ahora proveen mediciones de presión y
movilidad de fluidos de las que previamente sólo
se disponía con los registros adquiridos con
herramientas operadas con cable. Los ingenieros pueden realizar evaluaciones complejas en
base a los datos MWD únicamente, lo que reduce
significativamente el riesgo, el costo y la incertidumbre asociados con la perforación de pozos de
desarrollo en aguas profundas.
42
Pozo de re-entrada
Pozo original
Resistividad de atenuación
combinada de 40 pulgadas
Resistividad de atenuación
combinada de 40 pulgadas
10 0
0
Densidad del cuadrante
inferior adnVISION
1.65
g/cm3
10
Densidad del cuadrante
inferior adnVISION
2.65 1.65
Factor fotoeléctrico
0
b/e
20 0
Rayos gamma
Presión
hidrostática
30 lpc por división
Presión de formación
200 lpc por división
4
3
5
6
7
8
11
150 0
Porosidad neutrónica
0.6
%
b/e
20
Rayos gamma
°API
150
Porosidad neutrónica
0 0.6
%
0
4
5
6
7
8
9
12
11
12
XX,800
9
1110
13
1
1
2
XX,900
2
5
5
6
7
6
7
11
11
10
13
°API
2.65
3
13
9
0
Prof.
g/cm3
Factor fotoeléctrico
10
9
8
XY,000
13
Pozo de re-entrada
Pozo original
> Utilización de los datos adnVISION para ayudar a seleccionar las estaciones de medición de la presión. Los datos de densidad de la herramienta de adquisición de registros adnVISION675 (Carriles 3 y
4 - rojo) ayudaron a seleccionar las estaciones a ser probadas con la herramienta de medición de presión StethoScope. Los Carriles 1 y 2 muestran la presión de formación y la presión hidrostática, respectivamente, del agujero original (círculos rojos) y del pozo de re-entrada (círculos verdes). Las zonas
con menor densidad poseen mayor porosidad y movilidad de fluidos.
Oilfield Review
> Herramienta de medición de presión operada con cable. El diámetro y el perfil de la herramienta PressureXpress
están diseñados para reducir el riesgo de atascamiento. Aquí se muestra el sistema de sello de muestreo (negro) y los
pistones de anclaje de seguridad (imagen superior – lado inferior) utilizados para empujar y mantener la herramienta
en su posición frente a la formación.
Los ingenieros estiman que la obtención de
mediciones de presión de formación durante la
perforación y sus mediciones asociadas posibilitaron un ahorro de más de US$ 1 millón (dólares
estadounidenses), mediante la eliminación de
dos carreras de mediciones de presión con
herramientas operadas con la columna de perforación. Además, los datos RMN obtenidos
durante la perforación proporcionaron información importante sobre la viscosidad del fluido y
la textura de las rocas para el cálculo de las areniscas netas, además de estimaciones de la
permeabilidad y del tamaño de grano, que se utilizaron en el diseño de la terminación de pozos.
Shell tiene previsto continuar utilizando las tecnologías de medición de presión durante la
perforación y otras tecnologías de medición en
tiempo real para mejorar la eficacia y reducir el
riesgo, particularmente en los proyectos de
aguas profundas que plantean serios desafíos.
Presiones de yacimiento precisas
y obtenidas rápidamente
Las pruebas de formaciones efectuadas con
herramientas operadas con cable han sido reconocidas durante mucho tiempo como claves para
la recolección de información esencial que
ayuda a identificar los fluidos en sitio, la distribución de la presión y las propiedades dinámicas
de un yacimiento. Si bien medían las presiones
Invierno de 2005/2006
de formación con precisión, las técnicas previas
requerían que una herramienta operada con
cable permaneciera fija por períodos relativamente largos, mientras se probaba la formación.
Esto resulta particularmente cierto en zonas de
baja movilidad en las que los tiempos de evaluación más prolongados incrementan el costo y
riesgo de atascamiento de las herramientas.19
Ahora, los ingenieros de yacimiento poseen
opciones que proveen mediciones de presión
altamente precisas y obtenidas rápidamente con
herramientas tales como las proporcionadas por
el servicio PressureXpress.
Los ingenieros del Centro de Productos
Riboud de Schlumberger en Clamart, Francia,
integraron versiones avanzadas del sensor CQG y
del manómetro de presión Sapphire en la herramienta PressureXpress. Estos sensores de
presión proveen mediciones de presión de alta
resolución, compensadas dinámicamente por la
temperatura (arriba).
Las herramientas para pruebas de formaciones utilizadas previamente dependían de
sistemas de pre-ensayos de accionamiento
hidráulico que se monitoreaban y controlaban
desde la superficie. El tiempo de retardo existente entre los comandos de superficie y los
cambios introducidos en el accionador de muestreo hidráulico de fondo limitaba el control del
volumen del pre-ensayo. El sistema fue redise-
ñado, reemplazándose el componente hidráulico
por un motor electromecánico acoplado a un
mecanismo planetario de tornillos de rodillo y a
una caja de engranajes de alta reducción, lo que
mejoró significativamente la estabilidad y precisión tanto de la velocidad como del volumen del
pre-ensayo. La transferencia de los controles y
los comandos desde la superficie hasta el cartucho electrónico de fondo de pozo mejoró el
tiempo de respuesta, posibilitando volúmenes de
pre-ensayo de tan sólo 0.1 cm3 [0.006 pulg.3].
Los probadores de formaciones han sido
corridos tradicionalmente solos o en la parte
inferior de una sarta de herramientas operadas
con cable, debido a su incapacidad para transmitir la telemetría de otras herramientas operadas
similarmente. La implementación del nuevo
hardware cableado y de un sistema de telemetría de software nuevo ahora permite realizar
combinaciones con todas las demás herramientas operadas con cable, que pueden ser corridas
en cualquier lugar, por encima o por debajo de la
nueva herramienta.
19. Manin Y, Jacobson A y Cordera J: “A New Generation
of Wireline Formation Tester,” Transcripciones del 46o
Simposio Anual de Adquisición de Registros de la
SPWLA, Nueva Orleáns, 26 al 29 de junio de 2005,
artículo M.
43
Investigación de 30 pulgadas AIT H
No se recomienda prueba
0.2
ohm.m
2,000
Investigación de 60 pulgadas AIT H
Compacto
Permeabilidad
0.2
Volumen de arcilla
0
—
ohm.m
1
Pre-ensayo lento
0.2
ohm.m
Rayos gamma
0
°API
2,000
Porosidad Neutrón Termal con
Corrección por Efectos Ambientales (TNPH)
Investigación de 20 pulgadas AIT H
0
Pulgadas
Efecto del gas entre DPHZ y TNPH
Investigación de 10 pulgadas AIT H
Micro normal
computada
Calibre
0
2,000
ohm.m 10
0.2
ohm.m
2,000
Micro inversa Saturación
Investigación de 90 pulgadas AIT H
computada
de agua
AIT H
150 0 ohm.m 10
0.2
ohm.m
2,000
Pre-ensayo normal
0.6
20
%
0
Porosidad Densidad con
Resolución Estándar (DPHZ)
Pre-ensayo rápido
0.6
%
0
> Localización de las estaciones de pruebas de presión durante la adquisición de registros. Durante la
bajada de la herramienta integrada de adquisición de registros con cable PlatformExpress, combinada
con la herramienta PressureXpress, se obtiene como salida una estimación en tiempo real de la
movilidad de los fluidos de formación utilizando la correlación k-lambda; un estimador de la permeabilidad para formaciones siliciclásticas. Los ingenieros utilizan esta información con el fin de ayudar a
seleccionar zonas para la ejecución de pruebas de presión (Carril 5). Los datos de salida también ayudan a seleccionar una tasa de flujo y un volumen de pre-ensayos apropiados que minimizan el tiempo
transcurrido en la estación durante las operaciones de pruebas de presión de formación subsiguientes.
A lo largo del año 2004, el servicio
PressureXpress fue probado en el campo en un
total de 57 operaciones y se realizaron más de
1,300 pre-ensayos en una amplia gama de ambien-
tes, incluyendo areniscas y formaciones carbonatadas (arriba). Estas formaciones estaban
compuestas por fluidos que oscilaban entre gas y
petróleo pesado, bajo proyectos de recuperación
20. Para obtener más información sobre monitoreo sísmico
con la técnica de repetición, consulte: Alsos T, Eide A,
Astratti D, Pickering S, Benabentos M, Dutta N, Mallick
S, Schultz G, den Boer L, Livingstone M, Nickel M,
Sønneland L, Schlaf J, Schoepfer P, Sigismondi M, Soldo
JC y Strønen LK: “Aplicaciones sísmicas a lo largo de la
vida productiva del yacimiento,” Oilfield Review 14, no. 2
(Otoño de 2002): 54–71; y Aronsen HA, Osdal B, Dahl T,
Eiken O, Goto R, Khazanehdari J, Pickering S y Smith P:
“El tiempo lo dirá: Contribuciones clave a partir de datos
sísmicos de repetición,” Oilfield Review 16, no. 2 (Otoño
de 2004): 6–17.
21. Burgess K, Fields T, Harrigan E, Golich GM, MacDougall
T, Reeves R, Smith S, Thornsberry K, Ritchie B, Rivero R
y Siegfried R: “Pruebas de formación y obtención de
muestras de fluidos a través del revestimiento,” Oilfield
Review 14, no. 1 (Verano de 2002): 50–63.
44
por inyección de vapor. Las temperaturas de
fondo de pozo fluctuaban entre aproximadamente
38 y 154°C [100 y 310°F], a presiones hidrostáticas de 0 a 13,000 lpc [0 a 90 MPa].
Los ingenieros incorporaron el sistema de
pruebas de presión inteligente, controlado dinámicamente, para hallar en forma automática la
mejor solución de compromiso posible entre el
volumen producido por la formación y el tiempo
de incremento de la presión. En formaciones con
movilidades de fluidos superiores a aproximadamente 1 mD/cP, la nueva herramienta puede
realizar una prueba de presión y movilidad en
menos de un minuto: esto representa una mejora
de unos cuatro a cinco minutos con respecto a
otros probadores. En formaciones compactas, el
sistema de pre-ensayo puede seleccionar volúmenes de fluido de tan sólo 0.1 cm3, posibilitando
tiempos de prueba mínimos (próxima página,
arriba).
En ciertas áreas de Texas, los yacimientos de
areniscas gasíferas compactas pueden exhibir
permeabilidades que oscilan entre algunos
microdarcies y decenas de milidarcies. En estos
campos, la producción de gas depende de tratamientos de fracturamiento hidráulico para
proveer el conducto para el flujo de los fluidos de
yacimiento. En muchos casos se trata de áreas
maduras y parcialmente agotadas, lo que se traduce en grandes diferencias de presión entre los
estratos del yacimiento. La determinación exacta
de estas presiones es clave para la optimización
de los programas de fracturamiento hidráulico.
Los intentos fallidos de medición de las
presiones con herramientas convencionales condujeron al fracturamiento de todo el espesor
prospectivo, incluyendo las zonas agotadas, lo
que se tradujo en costos de terminación innecesarios y pérdidas de producción. Para un pozo,
los ingenieros de Schlumberger utilizaron el servicio PressureXpress; hubo 58 intentos de
pre-ensayos y se midieron 56 presiones de formación en menos de siete horas. Los datos obtenidos
del programa de pruebas permitieron identificar
zonas en la sección prospectiva intermedia agotadas con presiones de 4,000 lpc [27.6 MPa],
mientras que los últimos 152 m [500 pies] de
zona productiva aún se encontraban a una presión relativamente alta (próxima página, abajo).
Los ingenieros diseñaron un procedimiento de
estimulación por fracturamiento hidráulico de
cuatro etapas. Si bien se bombearon seis etapas
menos que en los pozos previos, la producción se
incrementó en más del 50%. Esto representó un
ahorro de más de US$ 400,000 en costos de fracturamiento para el operador.
Oilfield Review
Invierno de 2005/2006
4,600
4,400
Presión de lodo antes de la prueba, lpc:
Presión de lodo después de la prueba, lpc:
Último incremento de presión, lpc:
Movilidad durante la caída de presión, mD/cP:
4,200
Presión, lpc
4,436.22
4,428.86
3,809.33
0.01
4,000
3,800
3,600
3,400
3,200
0
100
200
300
400
Tiempo, s
500
600
700
800
> Sistema de pre-ensayo electromecánico para reducir el tiempo transcurrido en la estación. En el tiempo 0 s, la herramienta PressureXpress se encuentra en la estación y como aún no está fijada, la presión
en la línea de flujo lee la presión de lodo del pozo; es decir, aproximadamente 4,430 lpc [30.5 MPa] (cuadrado negro, a la izquierda). La herramienta se coloca luego hidráulicamente, lo que corresponde a un
incremento de la velocidad de bombeo hidráulico (verde). La curva de presión (negro) mide una caída
de presión de pre-ensayo en una formación de 0.01-mD/cP a aproximadamente 45 s, seguida de un
incremento de presión gradual. Después de unos 200 s, la herramienta inició una segunda caída de
presión (triángulos rojos), extrayendo un volumen de 0.1 cm3 de fluido de la formación. Entre 280 s y
680 s, la presión de yacimiento se estabilizó, luego la herramienta se retiró hidráulicamente de la formación (curva verde) y la presión en la línea de flujo aumentó hasta alcanzar la presión de lodo del pozo.
Mediante la utilización de un motor electromecánico, la herramienta de prueba de presión controla con
precisión el volumen y gasto (tasa de flujo) de los pre-ensayos para mantenerlos bajos (0.1 cm3), reduciendo en forma efectiva la duración del incremento de presión y el tiempo transcurrido en la estación.
8,500
Gradiente del lodo, 0.493 lpc/pie
9,000
Profundidad, pies
Manejo de las presiones de yacimiento
Las geopresiones llevan el petróleo desde un yacimiento hasta un pozo productor. Cuando
comienza la producción, una caída de presión
producida en la formación que rodea al pozo hace
que el petróleo fluya a través de las redes de
poros presentes en el yacimiento hacia el punto
de extracción. Con la extracción del petróleo y la
subsiguiente caída de presión que se produce en
el yacimiento, el petróleo, el agua y la roca se
expanden. Los cambios de presión, la expansión y
el movimiento de todos estos materiales inciden
en la producción de petróleo.
Una vez que un yacimiento se encuentra en
producción, los ingenieros y geofísicos utilizan
diversas técnicas para monitorear el movimiento
de los fluidos y los cambios de presión. Los avances registrados recientemente en las imágenes
sísmicas permiten la adquisición de levantamientos 3D con el tiempo, que se conocen como
levantamientos sísmicos de repetición o levantamientos sísmicos de cuatro dimensiones (4D).20
La comprensión del movimiento de los fluidos y
de los cambios producidos en las presiones del
yacimiento permite a los ingenieros modelar
mejor el comportamiento del yacimiento y mejorar la eficiencia de la recuperación.
Desde un punto de vista puramente mecánico, los datos de geopresión son relativamente
fáciles de obtener durante o inmediatamente
después de la operación de perforación. Como se
analizó previamente, las herramientas de medición de la presión durante la perforación, en
tiempo real, tales como el sistema StethoScope,
están proporcionando a los ingenieros valiosos
datos de geonavegación y yacimientos para el
diseño de terminaciones de pozos, mientras que
las herramientas operadas con cable, tales como
el servicio PressureXpress, proveen datos de
presión y movilidad precisos inmediatamente
después de perforado el pozo. Pero se plantea un
problema: una vez que se entuba el pozo, estas
herramientas no pueden acceder a la formación
donde no existe ningún disparo. En consecuencia, con el tiempo, las presiones conocidas pasan
a ser desconocidas y las decisiones de producción se vuelven más inciertas.
Mediante la utilización de sensores similares
a los instalados en las herramientas de medición
de la presión durante la perforación y de medición de la presión mediante herramientas
operadas con cable, los ingenieros de Schlumberger diseñaron el Probador de la Dinámica de
Formación de Pozo Entubado CHDT, que es capaz
de medir la presión y extraer muestras de fluidos
desde la parte posterior de un pozo entubado.21
9,500
10,000
10,500
11,000
0
2,000
4,000
6,000
Presión, lpc
> Identificación de zonas agotadas. La comparación entre las presiones de formación (rojo) y el gradiente dado por el lodo (verde) permite identificar zonas
agotadas en 4,000 lpc [27.5 MPa], en la porción intermedia del yacimiento,
mientras que los últimos 500 pies de zona productiva aún se encuentran a
una presión relativamente alta.
45
> Herramienta de muestreo en pozo entubado. Los ingenieros utilizan la herramienta CHDT para obtener mediciones de presión múltiples y recolectar muestras de fluido desde la parte posterior de un pozo entubado. Alimentados por un cable de acero, los patines de contrapresión (lado inferior de la herramienta)
empujan la herramienta para colocarla en una posición excéntrica (la herramienta se muestra excentrada contra la estructura azul de la tubería de
revestimiento), la probeta (que se muestra en el lado superior de la herramienta) se sella contra la tubería de revestimiento y luego perfora un agujero y
mide la presión, muestrea los fluidos y tapona el agujero. A medida que la barrena (mecha) penetra el objetivo, el paquete integrado de instrumentos de a
bordo monitorea la presión, la resistividad del fluido y los parámetros de perforación.
La herramienta CHDT puede perforar a través
de la tubería de revestimiento y el cemento y
luego penetrar en la formación, obtener mediciones de presión múltiples, recuperar muestras de
fluido y taponar los agujeros practicados en la
tubería de revestimiento, todo en un solo descenso (arriba). La capacidad de volver a sellar los
agujeros perforados hace que el probador resulte
singularmente adecuado para varias aplicaciones
de yacimiento y producción: por ejemplo, la localización de hidrocarburos pasados por alto, la
evaluación de zonas productivas desconocidas, la
producción o inyección a través de algunos agujeros y la determinación de los parámetros de
evaluación de formaciones cuando no se dispone
de registros adquiridos a agujero descubierto.
Luego, los ingenieros pueden optimizar los planes
de reterminación de pozos, mejorar datos de
registros viejos o incompletos, evaluar zonas productivas desconocidas y evaluar los pozos para
conocer su potencial económico. Esta herramienta reduce el costo del equipo de perforación
mediante la eliminación de los costos de las operaciones de colocación de tapones e inyección
forzada de cemento convencionales.
Un operador del sur de Texas solicitó una
evaluación de un pozo perforado en 1941. Las
herramientas de adquisición de registros en
pozo entubado identificaron zonas múltiples con
hidrocarburos potenciales. Los ingenieros utili-
46
zaron un dispositivo de generación de Imágenes
Ultrasónico USI para evaluar el estado de la
tubería de revestimiento y la calidad del
cemento y luego la herramienta CHDT para
medir la presión de yacimiento y confirmar el
tipo de fluido.
Durante la prueba, se obtuvieron siete presiones de formación. Cuatro muestras confirmaron
la presencia de hidrocarburos. La herramienta
CHDT taponó con éxito todos los agujeros. En
base a los datos de la prueba, el operador pudo
planificar un programa de recuperación para los
hidrocarburos pasados por alto.
Si bien los ingenieros pueden evaluar las presiones de yacimiento detrás de la tubería de
revestimiento mucho después de haber comenzado la producción, correr las herramientas en
el pozo constituye un procedimiento costoso e
invasivo. Los problemas asociados con el pozo se
encaran en forma más eficaz cuando se actúa
con rapidez. Los desarrollos registrados en los
sistemas de telemetría de fondo de pozo, los sensores de presión y los sistemas de terminación
de pozos de avanzada ofrecen al ingeniero de
yacimiento la flexibilidad para tomar decisiones
de producción en tiempo real.
Los sensores de presión de fondo de pozo
permanentes y las herramientas de monitoreo,
tales como el sistema de monitoreo e inspección
de la producción en tiempo real WellWatcher,
proveen una fuente continua de medición de la
presión de fondo a lo largo de toda la vida productiva del pozo.22 Con mucha frecuencia colocados
en el pozo junto con el equipo de terminación, los
sensores instalados en forma permanente monitorean constantemente las presiones de producción
(próxima página). Cuando estos sensores se utilizan con otros equipos de monitoreo en tiempo
real, tales como los sensores de temperatura de
fibra óptica, los ingenieros pueden actualizar
constantemente los modelos de yacimiento y
optimizar todo el sistema de yacimiento en su
conjunto.
Antes de la introducción de estos sistemas,
los datos adquiridos mediante las operaciones de
intervención de pozos proporcionaban sólo una
imagen instantánea del desempeño del pozo en
el momento en que se medían los parámetros.
Ahora, los sistemas de monitoreo de fondo de
pozo altamente confiables resultan sustentables
en la mayoría de los ambientes de fondo de pozo.
El sistema WellWatcher ha estado operando
en 15 activos que posee BP en el Mar del Norte,
durante más de ocho años.23 Entre 1995 y 2003,
BP instaló 75 sistemas de monitoreo en proyectos de plataformas y proyectos submarinos,
basados en su totalidad en sensores de presión
permanentes. BP informa que durante este período, sólo fallaron cuatro de los sistemas, lo que
implica un índice de éxito del 95%.24
Oilfield Review
Centralizadores y electrodos Empaque de grava
Cedazos (filtros) de arena
Empacador
de producción
Válvula cubierta
(WRFC-E)
Cable de resistividad
Línea eléctrica
a las válvulas
Empacador externo
para tubería
de revestimiento (ECP)
Línea hidráulica al ECP
Cedazos de arena
ECP
ECP
Petróleo
Agua
Zona 1
Zona 2
Zona 3
> Instalación de sensores y control de alta complejidad. Conforme evoluciona la tecnología de los sistemas de control de fondo de pozo, la complejidad de los componentes de terminación de pozos, monitoreo y control continúa aumentando. Los sistemas de terminación de horizontes múltiples que constan
de empacadores, filtros (cedazos) de control de la producción de arena, válvulas de control de flujo
(WRFC-E) y paquetes de sensores para medición de temperatura, presión, resistividad y otros parámetros no son inusuales.
En el Campo Madoes de BP, un campo satélite
del proyecto Eastern Trough Area Project (ETAP)
implementado en el sector central del Mar del
Norte, tres pozos productores se empalman a lo
largo de 20 km [12.5 millas] a la plataforma principal. Durante las operaciones de terminación,
los especialistas de campo instalaron un sistema
integrado de monitoreo permanente de la producción FloWatcher en cada uno de los pozos, para
monitorear la presión, la temperatura, la tasa de
flujo absoluta y la densidad del fluido en los flujos
de agua-petróleo. Los datos obtenidos en tiempo
real con el sistema de monitoreo permitieron a
los ingenieros de producción de BP reaccionar en
forma rápida, disminuyendo la velocidad de producción de agua mediante la reducción del
régimen de producción. Si se hubieran basado en
las mediciones de superficie solamente, el problema habría sido mucho más complejo.
Los ingenieros involucrados en el desarrollo
submarino de aguas profundas del Campo Foinaven, situado al oeste de las Islas Shetlands, en el
Mar del Norte, están utilizando sensores de presión en tiempo real para comprender mejor la
dinámica de flujo del yacimiento, ajustar los regímenes de levantamiento artificial por gas y
maximizar la producción. Antes del advenimiento de las mediciones de presión de fondo de
pozo en tiempo real, los ingenieros dependían de
los programas de modelado para ayudar a optimi-
Invierno de 2005/2006
zar los regímenes de levantamiento artificial por
gas y, en consecuencia, el régimen de producción
global. Estos modelos requerían de datos provistos por costosos y lentos procedimientos de
pruebas de pozos y, en general, proporcionaban
resultados de precisión limitada. Los sistemas de
monitoreo de presión de fondo de pozo en tiempo
real ahora permiten a los ingenieros de BP ajustar los regímenes de levantamiento artificial por
gas para lograr una presión de flujo de fondo de
pozo mínima y de este modo maximizar los regímenes de producción.
La capacidad de rastrear el desempeño del
pozo en base al establecimiento de parámetros
básicos en las primeras etapas de la vida productiva del pozo y luego obtener, con la técnica de
repetición, mediciones periódicas de índices de
permeabilidad y factores de daño mecánico
mediante el análisis de los incrementos de presiones transitorias, agrega un valor adicional. Esta
capacidad ha permitido la identificación temprana de problemas de desempeño de pozos, la
ejecución de evaluaciones más detalladas y la
optimización de los métodos de intervención de
pozos, con los ahorros de tiempo y costo que todo
esto conlleva.
El equipo del Campo Foinaven también ha
utilizado los datos de los sensores de fondo de
pozo permanentes para mejorar significativamente la comprensión de la conectividad del
yacimiento y luego optimizar las diversas estrategias de inyección de agua y de reemplazo del
agotamiento asociadas. Los ingenieros involucrados en el proyecto estiman que durante un
período de tres años, que comenzó en el año 2000,
el beneficio combinado de estos sistemas de
monitoreo dio cuenta de un porcentaje de producción incremental que osciló entre el 1 y el 3%.
Los datos de los sensores continuos en tiempo
real proveen a los ingenieros la información necesaria para optimizar el desempeño del yacimiento
y la recuperación mediante la detección temprana
de problemas y la definición de soluciones de
manejo de yacimientos oportunas y preventivas.
Manejo del sistema de presión
El mantenimiento de la presión de yacimiento y
la optimización de la recuperación de petróleo y
gas han pasado a formar parte de un desafío global. La medición de la presión a lo largo del ciclo
de vida de un yacimiento es clave para el manejo
del mismo. La medición precisa y eficaz de la presión ayuda a los ingenieros y geofísicos a manejar
la subsidencia, aumentar la eficiencia de barrido
en las operaciones de recuperación secundaria y
mejorar el desempeño de los activos.
Algunos casos prácticos demuestran que los
ingenieros pueden refinar los modelos sísmicos
de presión de poro, previos a la perforación, utilizando datos de fondo de pozo y luego ajustar
esos modelos con datos obtenidos en tiempo
real, permitiendo operaciones de perforación de
pozos más rápidas y menos costosas, colocaciones de pozos optimizadas y un mejor manejo de
los yacimientos. Conforme se siguen realizando
esfuerzos para definir la próxima revolución
energética, los ingenieros de yacimientos, los
geólogos y los geofísicos están combinando los
desarrollos actuales de las herramientas de
medición de la presión con los avances registrados en las técnicas de interpretación y modelado
sísmicos para optimizar la recuperación y prolongar la vida productiva de las reservas de
hidrocarburos conocidas.
— DW
22. Para obtener más información sobre sensores de fondo
de pozo permanentes, consulte: Bates R, Cosad C,
Fielder L, Kosmala A, Hudson S, Romero G y Shanmugam
V: “Examinando los pozos productores: Supervisión de
los sistemas ESP,” Oilfield Review 16, no. 2 (Otoño de
2004): 18–29.
23. “Keeping Watch on Production, Deepwater,” Un
suplemento de Hart’s E&P, Hart Energy Publishing,
agosto de 2004.
24. Para obtener más información sobre manómetros de
presión y sistemas de monitoreo de fondo de pozo,
consulte: Eck J, Ewherido U, Mohammed J, Ogunlowo R,
Ford J, Fry L, Hiron S, Osugo L, Simonian S, Oyewole T y
Veneruso T: “Monitoreo en el fondo del pozo: su evolución,”
Oilfield Review 11, no. 4 (Primavera de 2000): 20–33.
47
Nuevas dimensiones en
tecnología sísmica terrestre
La moderna tecnología de adquisición y procesamiento de datos sísmicos marinos
ha llegado a tierra firme. Ahora se dispone de un sistema integrado de sensores unitarios, de alta resolución y alta fidelidad, que puede ser utilizado en tierra firme. Esta
tecnología marca un significativo paso adelante en lo que respecta a exploración,
desarrollo y producción de campos petroleros.
Malik Ait-Messaoud
Mohamed-Zerrouk Boulegroun
Aziza Gribi
Rachid Kasmi
Mahieddine Touami
Sonatrach
Argel, Argelia
Boff Anderson
Peter Van Baaren
WesternGeco
Dubai, Emiratos Árabes Unidos
Adel El-Emam
Ghassan Rached
Kuwait Oil Company
Kuwait
Andreas Laake
Stephen Pickering
WesternGeco
Gatwick, Inglaterra
Nick Moldoveanu
WesternGeco
Houston, Texas, EUA
Ali Özbek
Cambridge, Inglaterra
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Mark Daly, Jean-Michel Pascal Gehenn, Will
Grace, Dominic Lowden y Tony McGlue, Gatwick,
Inglaterra; Mark Egan y Norm Pedersen, Houston, Texas;
Zied Ben Hamad, Lagos, Nigeria; Mahmoud Korba, Argel,
Argelia; y Andrew Smart, Kuwait.
DSI (herramienta de generación de Imágenes Sónica
Dipolar), Q-Borehole y VSI (herramienta de generación de
Imágenes Sísmica Versátil) son marcas de Schlumberger.
Omega2, Q-Land, Q-Marine, VIVID y Well-Driven Seismic
son marcas de WesternGeco.
48
La tecnología sísmica ha logrado hazañas asombrosas en las actividades de exploración y
producción de las últimas décadas. El avance
hacia la adquisición sísmica y la representación
del subsuelo en tres dimensiones (3D), introducido en la década de 1980, constituyó quizás el
paso más importante.1 Otro paso, fue el desarrollo de los datos sísmicos de cuatro dimensiones
(4D), o datos sísmicos de repetición, utilizados
para vigilar rutinariamente (monitorear) cómo
cambian las propiedades de los yacimientos,
tales como distribución de fluidos, temperatura
y presión durante la vida productiva de un
campo petrolero.2 La introducción de la técnica
de adquisición de datos sísmicos de componentes múltiples con el registro de las señales de
ondas de corte, además de los datos de ondas
compresionales, proporcionó una herramienta
para la caracterización de rocas y la identificación de los tipos de fluidos alojados en los poros.3
Con el crecimiento continuo de la demanda
mundial de petróleo y gas, el énfasis de la industria del petróleo y el gas se ha trasladado hacia
la exploración de yacimientos más complejos y
más profundos y el mejoramiento de la producción de los activos existentes. La vida productiva
de un campo puede prolongarse mediante la
delineación de las zonas de petróleo y gas pasadas por alto y a través de la colocación óptima
de los pozos de producción e inyección. El monitoreo proactivo del comportamiento de los
fluidos de yacimiento—saturación y presión—
con el tiempo, permite la implementación de
acciones correctivas antes de que se vea afectada la producción.
Para todas estas aplicaciones, el geofísico, el
geólogo y el ingeniero de yacimientos requieren
datos confiables y repetibles de resolución
excepcional, que puedan ajustarse con respecto
a un objetivo de yacimiento específico. Contar
con una resolución de datos excepcional significa disponer de datos con mayor contenido de
frecuencia y un bajo nivel de ruido coherente y
no coherente, preservando al mismo tiempo la
fidelidad de la señal.4
Durante varias décadas, la batalla entre la
señal y el ruido condujo a la industria sísmica a
buscar alternativas para suprimir el ruido y
mejorar la señal. La señal es una representación
verdadera de la reflexión real que corresponde a
cambios producidos en las características de las
rocas, tales como litología, porosidad y estructura del subsuelo. Tanto el ruido, que puede ser
coherente o no coherente, como la absorción de
las frecuencias más altas en la Tierra oscurecen
la verdadera naturaleza de la señal.
Este artículo examina un nuevo sistema integrado de adquisición y procesamiento de la señal
con sensores unitarios, que provee mediciones
previamente imposibles de obtener con el sistema convencional de registración de datos
sísmicos. Algunos ejemplos de activos productivos
de Kuwait y Argelia ilustran la calidad superior de
estos datos en términos de fidelidad de la señal y
contenido de frecuencia, en comparación con los
datos adquiridos con métodos convencionales.
Oilfield Review
Sarta de
geófonos
Suma de
análogos
Sensor
unitario
Sistema de
adquisición
de campo
Formación de
grupos digitales
Sistema de
adquisición
de campo
Disco rígido/
procesamiento
Cinta de
campo
Datos convencionales
Datos Q-Land
Desafíos que plantea la
adquisición terrestre convencional
La técnica de registración sísmica con sensores
unitarios ha estado disponible desde los primeros días de la exploración sísmica. El principio
que la subyace es simple. Una fuente de impulsos, tal como la dinamita, o una fuente de
frecuencia controlada, tal como una placa vibratoria en un camión, envía energía acústica hacia
el interior de la Tierra.5 Esta energía se propaga
en varias direcciones diferentes. La energía que
viaja hacia abajo se refleja y se refracta cuando
encuentra el límite entre dos materiales con
propiedades acústicas diferentes. Los sensores o
los geófonos colocados en la superficie miden la
energía acústica reflejada, convirtiéndola en una
señal eléctrica que se muestra como una traza
sísmica.6
Una de las complicaciones que presenta la
adquisición sísmica terrestre es que, a diferencia de los datos marinos, una línea sísmica
raramente se registra en línea recta debido a la
presencia de obstrucciones naturales y artificiales tales como lagos, edificios y caminos. Aún
más importante es el hecho de que la variación
de la cota topográfica hace que las ondas sonoras lleguen a los geófonos de registración con
diferentes tiempos de tránsito. La capa superficial de la Tierra también puede variar
considerablemente en lo que respecta a su composición, pasando de sedimentos aluviales
blandos a rocas duras. Esto significa que la velocidad de las ondas sonoras transmitidas a través
de esta capa de superficie puede ser altamente
variable. Habitualmente, se utilizan correcciones estáticas—un corrimiento aparente en el
1. Beckett C, Brooks T, Parker G, Bjoroy R, Pajot D, Taylor P,
Deitz D, Flaten T, Jaarvik J, Jack I, Nunn K, Strudley A y
Walker R: “Reducing 3D Seismic Turnaround,” Oilfield
Review 7, no. 1 (Enero de 1995): 23–37.
2. Aronsen HA, Osdal B, Dahl T, Eiken O, Goto R,
Khazanehdari J, Pickering S y Smith P: “Time Will Tell:
“El tiempo lo dirá: Contribuciones clave a partir de datos
sísmicos de repetición,” Oilfield Review 16, no. 2 (Otoño
de 2004): 6–17.
3. Barkved O, Bartman B, Compani B, Gaiser J, Van Dok R,
Johns T, Kristiansen P, Probert T y Thompson M: “Las
diversas facetas de los datos sísmicos de componentes
múltiples,” Oilfield Review 16, no. 2 (Otoño de 2004): 46–61.
4. El ruido coherente es la energía sísmica indeseada que
muestra una fase consistente entre una traza sísmica y
otra. Esta energía puede consistir en ondas que viajan a
través del aire a velocidades muy bajas, tales como las
ondas aéreas o el chorro de aire, y la onda superficial
ground-roll que viaja a través del tope de la capa
superficial, también denominada capa meteorizada. La
energía confinada en una capa, también conocida como
múltiples, es otra forma de energía coherente. La
energía no coherente corresponde típicamente a ruido
generado por fuentes no sísmicas, tales como el ruido
del viento, el ruido producido por el movimiento de
vehículos, la interferencia de las líneas eléctricas aéreas
o de las líneas de alta tensión, las antorchas de gas y las
plantas de inyección de agua.
5. Una fuente de vibración envía un barrido de frecuencia
controlada hacia el interior de la Tierra. Los datos
registrados son convolucionados posteriormente con el
barrido original para producir una señal útil.
6. Cada traza consiste de un registro que corresponde a un
solo par fuente-receptor. En la práctica, las trazas
provenientes de una fuente son registradas
simultáneamente en varios receptores. Luego, las
fuentes y receptores se desplazan a lo largo de la línea
del levantamiento y se realiza otra serie de registros.
Cuando una onda sísmica viaja desde una fuente hasta
un reflector y de vuelta al receptor, el tiempo
transcurrido es el tiempo de tránsito doble (ida y vuelta).
El punto común de reflexión (CDP, por sus siglas en
inglés) es el punto ubicado en el medio de la trayectoria;
está situado verticalmente debajo del punto medio
común. La selección de las trazas a través de la
recolección de aquellas que poseen el mismo punto
medio en el subsuelo se denomina colección de trazas
de punto medio común (CMP, por sus siglas en inglés). El
número de trazas sumadas o apiladas se denomina
apilamiento nominal. Por ejemplo, en los datos de
apilamiento nominal de 24, cada traza apilada representa
el promedio de 24 trazas. En el caso de las capas
inclinadas, no existe ningún punto común de reflexión
compartido por fuentes y receptores múltiples de
manera que es necesario proceder al procesamiento
DMO (delta-t debido al echado (dip-moveout) para
reducir la dispersión o la mezcla desordenada de datos.
Para más información sobre registros sísmicos, consulte:
Farmer P, Gray S, Whitmore D, Hodgkiss G, Pieprzak A,
Ratcliff D y Whitcombe D: “Structural Imaging: Toward a
Sharper Subsurface View,” Oilfield Review 5, no. 1
(Enero de 1993): 28–41.
Ashton CP, Bacon B, Mann A, Moldoveanu N, Déplanté
C, Ireson D, Sinclair T y Redekop G: “3D Seismic Survey
Design,” Oilfield Review 6, no. 2 (Abril de 1994): 19–32.
Invierno de 2005/2006
49
tiempo, aplicado a una traza sísmica—en el
procesamiento sísmico para compensar estas
diferencias en las elevaciones de las fuentes y
los receptores y las variaciones de la velocidad
de superficie.7
Otro problema importante en la adquisición
de datos terrestres es que las fuentes terrestres
típicamente generan energía que viaja horizontalmente cerca de la superficie, lo que también se
conoce como ondas aéreas y ruido de superficie.
Fuente
sísmica
Arreglo de receptores
Longitud del arreglo de receptores: 45.76 m
7m
Geófono
2.08 m
4.16 m
> Adquisición convencional en tierra firme. La energía sísmica registrada en
los receptores arriba a diferentes tiempos debido a las diferencias de elevación y a las variaciones de la velocidad de superficie (extremo superior). En
los procesos de adquisición convencionales, varias sartas de geófonos cableadas entre sí promedian las mediciones de los sensores individuales y
proporcionan una traza de salida, cuya posición es denotada por el centro de
gravedad del arreglo, indicado con el punto rojo (extremo inferior). La traza
de salida resultante posee una frecuencia generalmente más baja que cada
una de las señales de entrada y la amplitud es más pequeña que la suma de
las amplitudes individuales, fenómeno que se conoce como efecto del arreglo.
∆t
Intervalo de
muestreo
Señal sísmica muestreada en forma insuficiente
Señal sísmica muestreada correctamente
> Efecto de desdoblamiento del espectro (aliasing). El muestreo a una frecuencia inferior a la frecuencia más alta presente en la señal (curva roja) se traduce en muestras insuficientes para captar todos los picos y valles presentes
en los datos. El muestreo inadecuado no sólo hará que se pierda la información de las frecuencias más altas, sino que también la señal será definida
incorrectamente (curva azul).
50
Los arreglos de sensores convencionales, consistentes en sartas (ristras) de geófonos, se basan
en el supuesto de que la energía que viaja en sentido ascendente, o la onda reflejada, arriba al
arreglo esencialmente en forma vertical y simultánea, mientras que el ruido superficial arriba
principalmente en forma horizontal y secuencial.
Para cancelar este ruido generado por la fuente,
se suman los grupos de receptores—arreglos—
distribuidos en forma espacial.8 En condiciones
ideales, este proceso produce una atenuación del
ruido y un mejoramiento de la señal.
No obstante, los arreglos convencionales presentan sus propios inconvenientes. En la realidad,
el arreglo de sensores a menudo no está ubicado
en un terreno llano y homogéneo, de manera que
los cambios locales en la elevación y la geología
de superficie producen fluctuaciones en el tiempo
de arribo de la señal (izquierda). Estas fluctuaciones se conocen como perturbaciones
intra-arreglo. El arreglo de sensores cableados
suma instantáneamente todas las trazas y, en el
caso de las perturbaciones intra-arreglo, esto conduciría a una cancelación parcial de la señal. La
traza de salida resultante se encontraría a una
frecuencia más baja que cada una de las señales
de entrada y la amplitud sería menor que la suma
de las amplitudes individuales, fenómeno que se
conoce como efecto del arreglo.
El fenómeno de desdoblamiento del espectro
(aliasing) constituye un problema muy conocido
que surge cuando el intervalo de muestreo de
una señal es inadecuado para captar las frecuencias más altas de la señal.9 No sólo se pierde la
información contenida en las frecuencias más
altas, sino que además es representada incorrectamente (izquierda). El fenómeno de aliasing
constituye una consideración para el muestreo
espacial también, no sólo para el muestreo
temporal. La onda superficial ground-roll típicamente contiene varias longitudes de onda
diferentes—relacionadas con la distancia existente entre los picos sucesivos de una forma de
onda—que son más cortas que el intervalo entre
grupos típico o la distancia que existe entre los
centros de gravedad del arreglo de receptores en
un levantamiento convencional. Debido al
muestreo insuficiente de la energía de la onda
superficial ground-roll, esta energía es muestreada en forma deficiente y se la inserta dentro
del ancho de banda de la señal, produciendo
ambigüedad entre la señal y el ruido.
Las pruebas de longitudes de arreglos variables han demostrado la degradación de la
calidad de la señal, causada por el incremento
del tamaño del arreglo (próxima página). Para
los arreglos de receptores con desplazamientos
más largos, el tiempo de arribo de la señal puede
Oilfield Review
0.0
Prim
er q
uie
Arreglo de 16 m
Arreglo de 32 m
bre
0.5
Ondas refle
jada
s
da
On
1.0
icia
er f
l gr
1.5
oll
d-r
oun
Tiempo de tránsito doble (ida y vuelta), s
sup
Invierno de 2005/2006
Sensores puntuales con
un espaciamiento de 2 m
en inglés). Un análisis de la variación de las
amplitudes de las reflexiones con la distancia
fuente-geófono, o desplazamiento, proporciona
ciertos conocimientos valiosos de las propiedades de los yacimientos, tales como litología,
porosidad y fluidos alojados en los poros.11
2.0
2.5
érea
7. Ongkiehong L y Askin HJ: “Towards the Universal
Seismic Acquisition Technique,” First Break 6, no. 2
(1988): 46–63.
8. Newman P y Mahoney JT: “Patterns—With a Pinch of
Salt,” Geophysical Prospecting 21, no. 2 (1973): 197–219.
9. El fenómeno de desdoblamiento del espectro (aliasing)
es la ambigüedad que surge como resultado de un muestreo insuficiente. Este fenómeno tiene lugar cuando la
señal es muestreada a un intervalo de muestreo menor
que el doble del ciclo. La frecuencia más alta definida
por un intervalo de muestreo se denomina frecuencia de
Nyquist y es igual a la inversa de 2∆t, donde ∆t es el
intervalo de muestreo. Las frecuencias más altas que la
frecuencia de Nyquist se “replegarán” o se “cerrarán.”
Esta situación se puede observar en los videos o en las
películas cinematográficas: las ruedas de rayos de las
carretas tiradas por caballos a veces parecen estar
retrocediendo en lugar de ir hacia adelante. El fenómeno de aliasing puede evitarse a través de un muestreo
espacial más fino, que sea como mínimo el doble de la
frecuencia de Nyquist de la forma de onda.
10. El-Emam A, Moore I y Shabrawi A: “Interbed Multiple
Prediction and Attenuation: Case History from Kuwait,”
presentado en la Exposición Internacional y 75ª Reunión
Anual de la SEG 2005, Houston, (6 al 11 de noviembre de
2005).
11. Roden R y Latimer R: “An Introduction—Rock
Geophysics/AVO,” The Leading Edge 22, no. 10
(Octubre de 2003): 987.
crucial en todas las facetas de la interpretación
estratigráfica, incluyendo la inversión sísmica
antes de apilar, la variación de la amplitud con
el desplazamiento (AVO, por sus siglas en inglés)
y la interpretación de la variación de la amplitud
con el ángulo de incidencia (AVA, por sus siglas
Onda a
variar significativamente en cualquiera de los
dos extremos del arreglo, reduciendo las frecuencias más altas cuando se suman dentro del
grupo. En consecuencia, así como es necesario
el muestreo temporal adecuado de la traza registrada para registrar con éxito una frecuencia
dada, también se requiere un intervalo entre
grupos suficientemente pequeño para registrar
una frecuencia espacial en particular.
Un problema común a todo el proceso de
adquisición sísmica es la energía confinada entre
las capas del subsuelo, que se conoce como múltiples internas y que son causadas por la existencia
de un fuerte contraste de velocidad de transmisión del sonido entre las capas. Esto tiene lugar
cuando la energía proveniente de la fuente se
refleja más de una vez en su trayectoria. Las múltiples internas se asemejan a una pelota que
rebota y queda atrapada entre dos capas, que
continúa rebotando hasta que pierde su energía.
Los datos sísmicos de pozos que se adquieren
cuando las fuentes están emplazadas en la superficie y los receptores están anclados en un pozo,
ayudan a identificar las interfaces que generan
estas múltiples internas. Los desarrollos que han
tenido lugar recientemente en los métodos guiados por datos y el empleo de datos de perfiles
sísmicos verticales (VSP, por sus siglas en inglés)
para guiar el proceso de atenuación de múltiples
sísmicas de superficie, tales como el método de
Predicción de Múltiples Internas (IMP, por sus
siglas en inglés), se muestran promisorios.10
La calidad del conjunto de datos sísmicos sin
procesar es fundamental para el logro de una
resolución de frecuencia superior y una alta
relación señal-ruido. La preservación de la
amplitud y la fase de las señales de entrada es
3.0
3.5
4.0
0
200
400
Desplazamiento, m
0
200
400
Desplazamiento, m
0
400
200
Desplazamiento, m
Primer arreglo
Segundo arreglo
Tercer arreglo
Intervalo entre grupos
Canal 1
Canal 2
Canal 3
> Degradación de la señal con un incremento del tamaño del arreglo. Se llevó a cabo una prueba de
fuentes puntuales y receptores puntuales con sensores unitarios, con un espaciamiento de 2 m [6.6 pies]
entre sí y una fuente de vibración unitaria. Se formó un arreglo de 16 m [53 pies] mediante la suma de
grupos de nueve geófonos consecutivos y la asignación de la señal sumada a un canal ubicado en el
centro de gravedad del arreglo (extremo inferior). El intervalo entre grupos es la distancia existente entre
canales consecutivos. De un modo similar, se formó un arreglo de 32 m [105 pies] sumando grupos de
17 geófonos consecutivos. Mediante el empleo de un espaciamiento de 2 m entre los sensores, los tipos
de ondas se registraron sin que se produjera aliasing (extremo superior izquierdo). Cuando los sensores se agruparon en arreglos de longitud creciente de 16 m (extremo superior central) y 32 m (extremo
superior derecho), primero la onda aérea, luego la onda superficial ground-roll y finalmente los primeros
quiebres se desdoblaron hacia las frecuencias más bajas, lo que se puso de manifiesto como áreas
de señales de bandas cruzadas en el dominio de los puntos de tiro. El fenómeno de aliasing también se
manifiesta como un repliegue de la energía acústica en el dominio del número de onda de frecuencia,
que no se muestra en esta gráfica. (Cortesía de Shell).
51
Dado que los datos terrestres a menudo
exhiben relaciones señal-ruido pobres, como
resultado de la existencia de geometrías irregulares y la contaminación por ruido, era necesario
un cambio fundamental en los métodos de adquisición y procesamiento de datos sísmicos.
Un cambio en la filosofía de adquisición
A comienzos de la década de 1990, WesternGeco
puso en marcha un extensivo proyecto de investigación de la sensibilidad de las ondas
compresionales (Ondas P), que produjo un cambio fundamental en la filosofía de adquisición.
Los experimentos llevados a cabo sobre las señales sintéticas revelaron los efectos de las
correcciones estáticas de fuentes y receptores,
de las especificaciones de los dispositivos electrónicos de registración, de la distorsión de fase
de la fuente y de la sensibilidad de los receptores
sobre las ondas P (abajo).
Excluyendo el ruido coherente generado por
la fuente, el ruido ambiente y el barrido de frecuencia de la fuente, los efectos predominantes
sobre la relación señal-ruido se deben a la presencia de perturbaciones que no pudieron
corregirse dentro de un arreglo analógico. Factores tales como las correcciones estáticas de
fuentes y receptores, el acoplamiento del geófono
al terreno, la posición e inclinación de los geófonos, el posicionamiento de la fuente y la
Perturbación
Sistema
Distorsión
Tolerancia de ganancia
Sincronización
Receptor
Distorsión de harmónicas
Sensibilidad del geófono
Frecuencia natural
Temperatura
Acoplamiento
Inclinación
Posición del sensor
Fuente
Distorsión de harmónicas
Amplitud
Fase
Posición de la fuente
Estáticas
0
Estáticas de receptores
Estáticas de fuentes
100
-10
31.6
-20
10
-30
3.16
distorsión de amplitud y fase en las fuentes fueron más importantes que los cambios de
hardware realizados en el geófono o en el sistema de registración en sí. Un error pequeño de
1 ms en las correcciones estáticas de los receptores se traduce en la introducción de -29 dB de
ruido respecto de la señal. Dichos errores estáticos se observan comúnmente en un grupo de
receptores analógicos convencionales.
El conocimiento adquirido a partir de estos
experimentos se utilizó con el fin de diseñar y
construir el sistema sísmico terrestre de sensores
unitarios Q-Land para reducir los efectos de estas
perturbaciones, encarando al mismo tiempo el
tema de la eliminación del ruido coherente, tal
como el ruido de superficie. Un espaciamiento
entre receptores equivalente a la mitad (o menos
de la mitad) de la longitud de onda de la onda
superficial ground-roll resultaría adecuado para
muestrear el ruido de superficie sin que se
produzca aliasing. Así como el fenómeno de aliasing temporal surge del muestreo insuficiente en
el dominio del tiempo, un intervalo grande entre
receptores conduce a un fenómeno de aliasing
espacial.
El nuevo sistema Q-Land digitaliza cada uno
de los sensores en la ubicación de registración
(próxima página, extremo superior). Para lograr
este muestreo espacial fino, el sistema de registración requiere un incremento masivo del
Error de señal en dB
-60
-40
-50
1
0.32
0.1
-70
0.03
-80
0.01
-90
-100
0.003
Error de señal, %, intervalo de confidencia, 95%
> Tabla de sensibilidad de las ondas P para la adquisición terrestre. Se realizaron experimentos en
señales sintéticas para comprender el efecto de las perturbaciones tales como las correcciones
estáticas de las fuentes y los receptores, los dispositivos electrónicos de registración, la distorsión
de fase de la fuente y la sensibilidad de los receptores. La tabla indica que los cambios de hardware
realizados en el receptor o en el sistema de registración poseen un error de señal bajo, en comparación con otros factores que producen un error de señal significativamente mayor. La capacidad de
efectuar correcciones por estas perturbaciones de orden superior permite la preservación de la
fidelidad de la señal y del ancho de banda en los datos sísmicos.
52
número de canales activos. Un canal activo significa que los receptores están conectados para
registrar en forma simultánea. Comparado con un
sistema convencional típico con un alto número
de canales, que puede constar de 4,000 a 5,000
canales que registran en vivo, el nuevo sistema de
adquisición con receptores puntuales posee
20,000 o más canales activos. El sistema Q-Land
es el primero en implementar una metodología
integrada de adquisición y procesamiento de la
señal con receptores puntuales.
El mismo concepto es aplicable a las fuentes
sísmicas. El arreglo de fuentes puede ser reemplazado por fuentes puntuales. Además, para
evitar el fenómeno de aliasing en el dominio de
punto medio común, el intervalo entre fuentes
debería ser pequeño y, como ideal, igual al intervalo entre receptores. La nueva técnica de
registración con fuentes puntuales y receptores
puntuales reemplaza al método convencional
que emplea arreglos de sensores y fuentes, para
atenuar el ruido y mejorar la relación señalruido.12 El registro de datos sísmicos a través de
receptores puntuales en lugar de arreglos de
receptores analógicos posee diversas ventajas
potenciales, incluyendo mejores soluciones estáticas, estimación de la velocidad, preservación
de la amplitud, retención del ancho de banda y
atenuación del ruido.
Esta metodología de fuentes puntuales y
receptores puntuales incrementa el volumen de
datos en más de un orden de magnitud. Los avances en términos de transmisión de datos y poder
computacional han posibilitado el desarrollo y
despliegue de este sistema de registración que
posee un alto número de canales y resulta eficaz
desde el punto de vista de sus costos.
Un nuevo sistema de adquisición
y procesamiento integrado
El nuevo sistema Q-Land corresponde a una tecnología de adquisición y procesamiento sísmicos
con 20,000 canales activos. El intervalo de muestreo típico para el sistema es de 2 ms. No
obstante, el sistema Q-Land puede registrar con
30,000 canales activos si el intervalo de muestreo
se cambia a 4 ms. El registro digital del campo de
ondas entrante, en las posiciones de los receptores densamente espaciados, asegura que la señal
y el ruido registrados sean muestreados correctamente y por lo tanto no se desdoblen hacia las
bajas frecuencias.
En la geometría de adquisición del sistema
Q-Land, una línea fuente y una línea receptora
que son ortogonales entre sí forman un tendido
cruzado. Luego, estas líneas se repiten espacial12. Ongkiehong y Askin, referencia 7.
Oilfield Review
mente dentro del área de adquisición. Cada par
de fuente-receptor genera una traza que corresponde a un punto medio del subsuelo. Si los
puntos medios que corresponden a todos los
pares de fuentes-receptores se representan en
celdas (bins), siendo el tamaño de una celda
igual a la mitad del intervalo entre receptores por
la mitad del intervalo entre fuentes, cada celda
será un punto medio correspondiente a una
cobertura de apilamiento nominal simple (apilamiento o número de reflexiones en el mismo
punto = 1). De este modo, los tendidos cruzados
proveen subconjuntos de apilamiento nominal
simple del campo de ondas continuo, muestreado
en forma suficientemente fina como para prevenir el fenómeno de aliasing del ruido coherente,
a través del cual se genera un volumen de tendido
cruzado (abajo).
> Sistema de adquisición y procesamiento Q-Land.
Una línea de receptores se tiende en forma perpendicular a una línea de fuentes y cada punto
fuente es registrado por cada punto receptor. El
ejemplo muestra 10 líneas receptoras con una
separación de 200 m [656 pies], con 1,824 receptores puntuales por línea receptora, lo que resulta
en 18,240 receptores activos (extremo superior).
En la técnica de formación de grupos digitales que
utiliza el sistema de procesamiento del programa
Omega2, las trazas sísmicas de los geófonos individuales poseen correcciones por perturbaciones
efectuadas en cada geófono (extremo inferior).
Luego se aplican filtros adaptivos en varias trazas
para suprimir el ruido coherente. A continuación,
puede producirse una traza de salida desde varios
sensores con el intervalo de muestreo espacial
que se desee.
1,824 receptores por línea
Línea fuente
Líneas receptoras con 200 m de separación
Sensores
Fuentes
Línea receptora
Señales digitales
provenientes de
sensores
individuales
Sistema de
adquisición
de campo
Formación de
grupos digitales
Disco rígido/
procesamiento
Línea re
Línea fuente
ceptora
Tiempo
Área de
cobertura
de punto
medio común
Línea fuente
Línea receptora
> Una visualización tridimensional (3D) del volumen del tendido cruzado. Una configuración de tendido cruzado se obtiene mediante el despliegue de los
receptores a lo largo de una línea orientada en una dirección y la colocación de las fuentes a lo largo de una línea ortogonal (derecha). Cada par fuentereceptor genera información desde un punto del subsuelo que, para una superficie plana, se encuentra ubicado en el punto medio entre la fuente y el
receptor (área gris). En este ejemplo de configuración de tendido cruzado, en el que el receptor muestrea a 5 m [16 pies] y la fuente a 20 m [66 pies], la
cobertura del subsuelo es de apilamiento nominal simple. Una vista tridimensional del volumen del tendido cruzado muestra que el ruido de superficie
está confinado dentro de un volumen de forma cónica, lo que hace que su remoción o atenuación mediante filtros 3D en el dominio del número de onda
de frecuencia resulte más efectiva (izquierda).
Invierno de 2005/2006
53
las ondas aéreas y del ruido inducido por las
antorchas. Existen distintas maneras de atenuar
el ruido mediante el empleo de técnicas de filtrado digital. No obstante, el diseño de filtros
digitales 3D óptimos es importante para explotar
el potencial del registro con receptores puntuales.
Un filtro ideal pasaría todas las frecuencias
deseadas del filtro pasa banda sin ninguna distorsión y rechazaría completamente todas las
frecuencias que se encuentran fuera del rango de
interés, lo que se denomina banda de frecuencias
suprimidas. La respuesta ideal del filtro espacial
antialias también sería azimutalmente isotrópica; es decir, que la respuesta del arreglo sería
igual para la energía que arriba desde todos los
ángulos. Existen dos problemas asociados con el
desempeño del filtro antialias para la adquisición de datos convencionales: el rechazo
imperfecto de los niveles de ruido azimutalmente
variables en la banda de frecuencias suprimidas y
una respuesta plana imperfecta en el filtro pasa
0
-10
Magnitud, dB
0
-10
-20
-30
-40
0.10
-50
-0.06
-0.08
- 0.10
0.02
/m
,1
0
kx
a
d
-0.02
on
de
-0.04
o
r
e
-0.06
úm
N
-0.08
-0.10
-30
-40
0.10
0.08
0.06
0.08
0.04
0.06
Nú
0.04
me
0.02
ro
de
0
on
da
k , -0.02
y 1
/m
-0.04
-20
0.10
0.06
0.08
banda (abajo). La técnica Q-Land consistente en
convertir una geometría de adquisición ortogonal
en tendidos cruzados, se adecua particularmente
a la aplicación de filtros antialias tridimensionales. Una técnica de filtrado basada en el método
APOCS—método de proyecciones alternas sobre
conjuntos convexos—constituye un enfoque efectivo que resulta óptimo en la geometría de
tendidos cruzados.14
El último paso es el muestreo espacial reiterado de los datos de salida, de acuerdo con el
intervalo entre grupos deseado. Los arreglos
analógicos, una vez tendidos en el campo, carecen prácticamente de flexibilidad para ajustar el
intervalo de muestreo de salida, mientras que
con la técnica de formación de grupos digitales,
es posible cualquier muestreo de salida hasta la
granularidad de los sensores individuales.
Mientras que los datos de los arreglos convencionales pueden proveer resultados razonables
para la interpretación estructural, el análisis de
-50
0.08
0.10
dB
Magnitud, dB
Luego se aplican algoritmos sofisticados en
una técnica de procesamiento que se denomina
formación de grupos digitales (DGF, por sus
siglas en inglés). La técnica DGF comprende
tres pasos principales. El primero es la corrección de cada geófono por las perturbaciones
intra-arreglo, tales como diferencias de amplitud y elevación y variaciones de la velocidad de
superficie. Después de agrupar las salidas de los
geófonos, el resultado es una señal con un contenido de frecuencia similar al de las trazas
individuales y una amplitud casi idéntica a la
suma de las amplitudes individuales. Este paso
es similar al aplicado en el sistema de sísmica
marina con sensores unitarios Q-Marine.13
El segundo paso aplica filtros adaptivos para
la supresión del ruido. La atenuación del ruido
puede incluir, sin que implique limitación, atenuación del ruido coherente y ambiente,
cancelación de la interferencia producida por las
líneas eléctricas de alto voltaje y atenuación de
0
-10
-20
-30
-40
-50
0.04
0.06
Nú
0.04
me
0.02
ro
de
0
on
da
k , -0.02
y 1
/m
-0.04
-0.06
-0.08
- 0.10
0.02
/m
,1
0
kx
a
d
-0.02
on
de
-0.04
o
r
e
-0.06
úm
N
-0.08
-0.10
> Respuesta tridimensional del filtro espacial antialias. Se ilustra el problema del ruido indeseado que contamina el área del ancho de banda de la señal.
La respuesta del filtro espacial antialias muestra la amplitud en el eje vertical y los números de onda a lo largo de los dos ejes horizontales, kx y ky, en las
direcciones x e y. El color representa la magnitud en dB. Un filtro eficiente pasaría la señal que se encuentra alrededor de k=0, y suprimiría o rechazaría
cualquier ruido para todas las demás direcciones para k 0. En lo que respecta a un arreglo de receptores de 16 m convencional, el ruido se filtra en la
señal desde casi todos los azimuts (izquierda). Contrariamente, para los datos de receptores puntuales, el filtro antialias que utiliza la técnica de diseño
de filtros APOCS muestra la efectividad del filtro en cuanto al rechazo del ruido (derecha).
13. Christie P, Nichols D, Özbek A, Curtis T, Larsen L, Strudley
A, Davis R y Svendsen M: “Raising the Standards of
Seismic Data Quality,” Oilfield Review 13, no. 2 (Verano
de 2001): 16–31.
14. Una conocida técnica matemática, denominada APOCS,
es una técnica iterativa que obtiene parámetros de filtro
para eliminar el ruido coherente. El algoritmo, que opera
en el espacio 3D, cambia constantemente entre el
dominio del muestreo—con el tiempo en un eje, y las
direcciones x e y en los otros dos ejes—y el dominio de
la transformada de frecuencia—con la frecuencia en un
eje y el número de onda en las direcciones x e y, kx y ky,
en los otros dos. El número de onda es la inversa de la
longitud de onda y representa la frecuencia de la onda
54
en el espacio. Para más información sobre la técnica
APOCS, consulte: Özbek A, Hoteit L y Dumitru G: “3-D
Filter Design on a Hexagonal Grid for Point-Receiver
Land Acquisition,” Taller de Investigación de la EAGE,
Avances en la Tecnología de Adquisición Sísmica,
Rodas, Grecia, 20 al 23 de septiembre de 2004.
Quigley J: “An Integrated 3D Acquisition and Processing
Technique Using Point Sources and Point Receivers,”
Resúmenes Expandidos, Exposición Internacional y 74a
Reunión Anual de la SEG 2004, Denver, (10 al 15 de
octubre de 2004): 17–20.
15. Shabrawi A, Smart A, Anderson B, Rached G y
El-Emam A: “How Single-Sensor Seismic Improved
Image of Kuwait’s Minagish Field,” First Break 23, no. 2
(Febrero de 2005): 63–69.
16. El sistema Q-Borehole optimiza todos los aspectos de
los servicios de sísmica de pozo, desde la planeación de
las operaciones hasta la adquisición, procesamiento e
interpretación de los datos. Los datos de registros de
pozos, datos VSP y datos sísmicos de superficie se
combinan para construir un modelo de propiedades de
las velocidades verticales, los factores de atenuación de
frecuencia, la anisotropía relacionada con las variaciones verticales de las velocidades de intervalo y el
campo de ondas de múltiples. El modelo se utiliza luego
para lograr un mejoramiento del procesamiento y la
calibración de los datos sísmicos de superficie en el
proceso Well-Driven Seismic.
Oilfield Review
Invierno de 2005/2006
miento del yacimiento, era obvio que se necesitaba un cambio escalonado en la metodología de
adquisición para reducir la señal no coherente y
el ruido coherente.
Cuatro vibradores agrupados estrechamente
para formar un rectángulo de 12.5 m [41 pies]
por 5 m [16.4 pies] vibraban en forma sincrónica, a un 60% de su capacidad de potencia
máxima de 80,000 lbf [356 kN]. El hecho de operar con una potencia inferior a la potencia de
pico proporcionaba una baja distorsión en la
fuente sísmica. Los vibradores se instalaron lo
más cerca posible entre sí para simular una
fuente puntual, maximizando al mismo tiempo la
entrada de energía en la Tierra. El sistema QLand registró 14,904 canales, con un intervalo
de muestreo de 2 ms.15 Antes de la suma en el
proceso DGF, se efectuaron correcciones por
perturbaciones en cada uno de los receptores y
en cada una de las fuentes.
Además, se planificó un estudio integrado de
sísmica de pozo Q-Borehole, al comienzo del
programa piloto Q-Land. 16 Un VSP sin desplazamiento de la fuente y dos VSPs con
desplazamiento sucesivo de la fuente registraron
los datos en torno a la porción central del área
Sensores puntuales con
un espaciamiento de 2 m
Arreglo de 16 m
60
40
30
20
40
30
20
10
0
-30
50
Ancho de banda utilizable
50
Frecuencia, Hz
Ruido por desdoblamiento del espectro
(Aliased noise)
60
Ancho de
banda
utilizable
Promoción de nuevas tecnologías en Kuwait
El Campo Minagish, situado en el sudoeste de
Kuwait, fue seleccionado en el año 2004 para la
ejecución de un estudio piloto con tecnología QLand, con el fin de encarar diversos objetivos de
exploración y desarrollo. Una de las metas era
proporcionar una imagen detallada de múltiples
intervalos prospectivos dentro del Cretácico
para el monitoreo del frente de fluido.
Descubierto en 1959, el Campo Minagish es
uno de los principales productores del país y su
producción proviene fundamentalmente de las
rocas carbonatadas, incluyendo las oolitas Minagish. Como resultado de la implementación de
un programa de inyección de agua, el influjo de
agua preponderó sobre el de petróleo en las
capas de alta permeabilidad.
Un levantamiento sísmico 3D previo, realizado en 1996 utilizando arreglos de fuentes y
receptores con espaciamientos de 50 m [165
pies], proporcionó representaciones pobres de
las áreas prospectivas más profundas y limitó la
resolución vertical y lateral en las zonas prospectivas principales. La caracterización de la
densidad y orientación de las fracturas, necesaria para el emplazamiento óptimo de los pozos
horizontales y la maximización de la producción,
también resultó problemática. El ruido proveniente de las antorchas de gas y de las plantas
de inyección de agua, sumado al ruido generado
por la sísmica, tal como chorros de aire, ruido
superficial y múltiples, provocaba distorsiones
extremas en los datos sísmicos.
Además, el Campo Minagish planteaba un
riesgo operacional inusual. El área se encontraba salpicada de bombas de dispersión y minas
sin explotar, que habían quedado como resultado de las actividades militares llevadas a cabo
previamente.
Un conocimiento detallado de la estructura
interna del yacimiento era esencial para que
funcionara un esquema de inyección de agua
planificado. El modelado sísmico directo realizado mediante la utilización de propiedades de
rocas obtenidas de muestras de núcleos y registros de pozos demostró que una modificación del
5 al 95% en la saturación de agua podía traducirse en una diferencia del 5% en la impedancia
acústica—un producto de la velocidad de transmisión del sonido por la densidad de la roca. No
obstante, un estudio 4D previo realizado en
1998, puso de manifiesto la incapacidad de
detectar estos cambios pequeños debido al nivel
de ruido de fondo presente en los datos sísmicos
convencionales. Entre los factores limitantes se
encontraban la resolución de frecuencia, la atenuación de ruido inferior y una baja relación
señal-ruido. Para permitir el monitoreo de los
cambios mínimos producidos en el comporta-
Frecuencia, Hz
yacimientos detallado que utiliza técnicas de
inversión sísmica o técnicas AVO, se limita a una
banda de frecuencia estrecha debido al repliegue
del ruido desdoblado hacia las bajas frecuencias
en el rango de frecuencia de interés (abajo, a la
derecha). Con un ancho de banda tan reducido,
es poco probable que las técnicas de inversión o
las técnicas AVO produzcan resultados válidos.
Los receptores puntuales densamente espaciados
empleados por la metodología Q-Land proveen
datos libres de desdoblamiento hacia las bajas
frecuencias y, por ende, un ancho de banda más
completo para la interpretación AVO.
En ambientes geológicos complejos en los
que los datos de arreglos convencionales no pueden producir los resultados requeridos, los datos
de sensores unitarios proveen mejoras significativas en lo que respecta a la fidelidad de la señal
y el contenido de frecuencia. Este mejoramiento
posibilita la interpretación de rasgos estratigráficos sutiles y un incremento de la resolución
vertical y lateral de la respuesta sísmica, como
lo demuestran los dos ejemplos de Kuwait y
Argelia que se presentan a continuación.
-20
-10
0
10
20
Número de onda, 1/km
30
10
0
-200
-100
0
100
Número de onda, 1/km
200
> Impacto del fenómeno de aliasing sobre el contenido de frecuencia. Una prueba realizada con un
arreglo de receptores de 16 m muestra el desdoblamiento del espectro de la onda superficial ground roll
y de la onda aérea debido al efecto de repliegue observado en el dominio del número de onda de frecuencia (fk) (izquierda). La onda aérea (línea negra sólida) se encuentra completamente desdoblada
hacia las bajas frecuencias. Sin embargo, el ruido de superficie (línea negra de guiones) está replegado
en la banda de frecuencia de la señal por encima de la frecuencia donde se intersectan las líneas de
guiones. La señal, respecto de la cual se espera que domine el área central de la gráfica fk conforme
k se aproxima a cero, se contamina. Esto significa que el filtrado espacial adaptativo ya no puede eliminar el ruido coherente sin dañar la señal. El contenido de frecuencia utilizable para el procesamiento
AVO, por ejemplo, se reduce sustancialmente para los datos de arreglos convencionales porque el fenómeno de aliasing distorsiona las altas frecuencias tanto en amplitud como en fase. Contrariamente,
los datos de los receptores puntuales muestran claramente una respuesta sin desdoblamiento hacia
las bajas frecuencias que permite el procesamiento de todo el rango de frecuencia útil sin que se
produzca contaminación por ruido coherente (derecha). (Cortesía de Shell).
55
Tiempo de tránsito doble (ida y vuelta), ms
Datos 3D convencionales
Datos Q-Land
1,400
1,500
1,600
1,700
1,800
> Comparación de los datos sísmicos 3D convencionales con los datos Q-Land en el Campo Minagish, situado en Kuwait. Los datos Q-Land (derecha)
muestran una resolución lateral y vertical mucho más alta que los datos sísmicos convencionales (izquierda). El yacimiento objetivo del Campo Minagish
aparece a aproximadamente 1,500 ms.
del levantamiento.17 La integración de datos sísmicos de superficie y datos geofísicos de pozos
resultó vital para garantizar que todos los pasos
de la secuencia de procesamiento, desde la formación de grupos digitales hasta el apilado
migrado final, fueran calibrados en forma
óptima utilizando algunos de los desarrollos más
recientes del proceso Well-Driven Seismic.18 La
restitución de la amplitud verdadera y la fase, la
supresión efectiva de múltiples y la compensación por la absorción de frecuencias con la
profundidad proporcionaron un nivel superior de
representación y resolución (arriba).
Los VSPs sin desplazamiento de la fuente en
dos pozos de control, un inyector y un productor,
resolvieron siete zonas intra-yacimiento. Los
datos sísmicos convencionales, con un contenido
de frecuencia de 10 a 45 Hz, mostraron sólo tres
de estos eventos, lo que condujo a una interpretación imperfecta conforme a la cual no existía
ninguna obstrucción entre los dos pozos y los
fluidos inyectados podían fluir libremente entre
ambos. El volumen Q-Land representó las mismas siete zonas intra-yacimiento, vistas en los
VSPs. La mejor resolución de los datos Q-Land,
con un contenido de frecuencia de 6 a 70 Hz,
permitió que los intérpretes sísmicos mapearan
los rasgos estratigráficos. También se identificaron acumulaciones delgadas de brea en el pozo
inyector, que actúan como deflectores e inhiben
el movimiento de los fluidos. Además, en esta
oportunidad pudieron detectarse fallas secundarias y objetivos de gas más profundos, oscurecidos
por la energía de las múltiples internas.19
Incentivado por los resultados de este estudio piloto Q-Land, el operador está planificando
un levantamiento del campo completo utilizando
el sistema Q-Land. También se están considerando algunos planes para reevaluar la presión
de poro y la caracterización de fracturas incorporando los nuevos datos Q-Land.
17. Un VSP sin desplazamiento de la fuente se adquiere
cuando una fuente sísmica se emplaza en la superficie,
cerca de la boca de pozo, y los receptores se colocan a
distintas profundidades en el pozo. En un VSP con
desplazamiento sucesivo de la fuente, un arreglo de
receptores recolecta datos para posiciones de la fuente
múltiples ubicadas a lo largo de una línea que se extiende desde la boca de pozo. Para más información sobre
VSP y VSP con desplazamiento sucesivo de la fuente,
consulte: Arroyo JL, Breton P, Dijkerman H, Dingwall S,
Guerra R, Hope R, Hornby B, Williams M, Jiménez RR,
Lastennet T, Tulett J, Leaney S, Lim T, Menkiti H, Puech
J-C, Tcherkashnev S, Burg TT y Verliac M: “Excelentes
datos sísmicos de pozos,” Oilfield Review 15, no. 1
(Verano de 2003): 2–23.
18. El proceso Well-Driven Seismic utiliza los datos de
sísmica de pozo para la recuperación de la amplitud
verdadera y la fase, el análisis de velocidad, la
atenuación de múltiples, la migración anisotrópica y el
borrado (muting) basado en los ángulos de incidencia.
56
El desafío sísmico en Argelia
Un campo petrolero de Argelia, conocido por ser
uno de los campos más desafiantes del mundo
desde el punto de vista sísmico, fue seleccionado
para la ejecución de un estudio Q-Land. Desde el
descubrimiento de este campo en la década de
1950, se han perforado numerosos pozos. La
producción de petróleo y gas proviene fundamentalmente de los yacimientos clásticos
fluviomarinos de edad Cambro-Ordovícico. A
pesar del gran número de pozos perforados, los
cambios abruptos producidos en la litología y la
compartimentalización por fallas han dificultado
la caracterización de yacimientos de todo el
campo mediante la utilización de datos de pozos
solamente. En el pasado, se intentaron pocos
levantamientos sísmicos debido a la obtención
de una pobre respuesta sísmica y la imposibilidad de detectar zonas prospectivas. Como
resultado, las zonas prospectivas se identificaron a partir de datos petrofísicos y datos de
presión. Por otra parte, la débil correlación existente entre la permeabilidad derivada de los
registros de pozos y la obtenida en los núcleos
indicó que las fracturas podían incidir significativamente en la permeabilidad.
Los desafíos geofísicos y geológicos existentes son varios. El principal yacimiento
productivo, un sistema fluvial de canales
entrelazados (anastomosados), posee una distribución altamente heterogénea de areniscas y
lutitas. Además, el campo petrolero ha sido afectado por episodios de deformación y reactivación
de fallas múltiples, que se tradujeron en distribuciones de fallas y fracturas difíciles de
detectar. Sumado a estos problemas, un pequeño
contraste de velocidad y densidad en el tope del
yacimiento y dentro de las unidades prospectivas dificulta la detección de éstas últimas. Por
otra parte, la influencia de las fuertes múltiples
internas oscurece la señal y la presencia de una
capa de evaporitas de gran espesor por encima
del yacimiento produce una atenuación severa
de las frecuencias más altas, lo que se traduce
en una pobre relación señal-ruido. Todos estos
Para más información sobre la técnica Well-Driven
Seismic, consulte: Morice SP, Anderson J, Boulegroun
M y Decombes O: “Integrated Borehole and Surface
Seismic: New Technologies for Acquisition, Processing
and Reservoir Characterization; Hassi Messaoud Field,”
presentado en la 13a Exposición y Conferencia de
Petróleo y Gas de Medio Oriente (MEOS), Bahrain, 9 al
12 de junio de 2003.
19. El-Emam et al, referencia 10.
Oilfield Review
datos sísmicos finales con los pozos. El ancho de
banda, o contenido de frecuencia, obtenido osciló entre 6 Hz y 80 Hz; aproximadamente el doble
que los resultados sísmicos 2D de alta resolución
registrados previamente. Por primera vez, la
resolución de frecuencia obtenida a partir de los
datos sísmicos de superficie se equiparó con la
obtenida con un VSP, lo que proporcionó un excelente ajuste con los pozos (abajo).
pozo y mediciones sónicas obtenidas mediante
la utilización de la herramienta de generación
de Imágenes Sónica Dipolar DSI. El sistema sísmico Q-Borehole ayudó en el procesamiento
Well-Driven Seismic.
Los resultados del procesamiento sísmico de
superficie fueron comparados con los datos de
pozos en las fases clave de la secuencia de procesamiento, de manera que los parámetros de
procesamiento se optimizaron para ajustar los
Datos 2D de alta resolución
Datos Q-Land
Distancia
Distancia
X,500
Tiempo de tránsito doble (ida y vuelta), ms
problemas conducen a un ajuste deficiente con
los pozos, lo que hace extremadamente difícil el
mapeo de la región entre pozos.
Típicamente, la máxima frecuencia utilizable
obtenida a partir del yacimiento objetivo ha
oscilado entre 35 y 40 Hz. Esto se traduce en una
resolución vertical máxima de 40 m [131 pies].
No obstante, para mapear las unidades prospectivas con cierto grado de certidumbre se
requiere una resolución vertical de menos de 20
m y niveles de ruido mucho más bajos.
Para encarar estos desafíos geofísicos y geológicos, se realizó un levantamiento piloto con el
sistema Q-Land. La integración de los datos de
sísmica de pozo y de sísmica de superficie se planificó al comienzo del proyecto y los parámetros
de adquisición fueron optimizados a través de la
planeación y ejecución de pruebas previas al
levantamiento.
Los datos sísmicos Q-Land fueron adquiridos
sobre un área de 44 km2 [17 mi2] de extensión
con una cuadrícula de sensores densa equivalente a una densidad de 20,000 sensores por
km 2. Los datos geofísicos de pozo incluyeron
mediciones de VSP sin desplazamiento de la
fuente, un VSP bidimensional (2D) con desplazamiento sucesivo de la fuente utilizando la
herramienta de generación de Imágenes Sísmica
Versátil VSI con 154 posiciones de geófonos en el
X,600
X,700
X,800
X,900
Y,000
Y,100
VSP
X.5
X.6
X.7
X.8
Distancia
Potencia, dB
Tiempo de tránsito doble (ida y vuelta), s
X.4
0
-5
-10
-15
-20
-25
-30
-35
-40
Señal
0
20
40
60
80
Frecuencia, Hz
100
120
> Ejemplo Q-Land de Argelia. Se obtuvo un nivel de resolución excepcional con el levantamiento Q-Land (extremo superior derecho), en el que el contenido
de frecuencia prácticamente se ha duplicado en comparación con un levantamiento 2D de alta resolución (extremo superior izquierdo). Además, el excelente
ajuste existente entre los datos del perfil sísmico vertical (VSP, por sus siglas en inglés) (mostrado en el recuadro rojo, extremo inferior) y los datos Q-Land
permitirá la ejecución de estudios de caracterización de yacimientos de avanzada. (Cortesía de Sonatrach).
Invierno de 2005/2006
57
Impedancia acústica
en los pozos
Profundidad, pies
XX,000
Y.0
Alto
33 a 49 pies
Y.1
Sección yacimiento
Tiempo de tránsito doble, s
Impedancia acústica normalizada
Bajo
X.9
XY,000
Distancia
> Sección transversal de impedancia acústica (IA). La discordancia Herciniana forma el tope de la
zona prospectiva (línea de guiones). El espesor vertical del intervalo de baja IA dentro de la sección
yacimiento indica un espesor que oscila entre 10 y 15 m [33 y 49 pies]. (Cortesía de Sonatrach).
La amplitud sísmica se invirtió para computar
el volumen de impedancia acústica (IA) absoluta
(arriba). Un valor de IA bajo se correlaciona razonablemente bien con las areniscas de alta
porosidad. A una frecuencia de 80 Hz, para una
velocidad de intervalo de aproximadamente 4,500
m/s [14,765 pies/s], esta zona que posee un valor
de IA bajo equivale a una resolución de espesor de
aproximadamente 14 m [46 pies]. Este grado de
resolución nunca antes se había alcanzado en este
ambiente geológico.
Para evaluar la relación existente entre permeabilidad y proximidad de las fallas, que
generalmente se asocia con una mayor densidad
de fracturas, se computaron diversos atributos
sísmicos.
La extracción de las fracturas y las fallas de
los datos sísmicos implicó una serie de pasos. Se
computaron varios cubos de atributos sísmicos
que realzan las discontinuidades en los datos,
también conocidos como atributos que realzan
los bordes. Los volúmenes sísmicos de detección
de bordes incluyen la varianza, el echado (buza-
miento) y la desviación. Luego se aplicó el algoritmo Ant Tracking (algoritmo de seguimiento de
la huella de hormigas) al cubo de detección de
bordes para resaltar las discontinuidades existentes en los datos sísmicos y mapear las fallas y
fracturas.20 A continuación se generaron atributos de distancia hasta la falla (DTF, por sus siglas
en inglés), a partir de los conjuntos de fallas filtrados del cubo de seguimiento de la huella de
hormigas y se mapearon en la cuadrícula geocelular 3D (próxima página).
El atributo DTF ayuda a identificar zonas
intensamente fracturadas. Una gráfica de interrelación entre la permeabilidad y el atributo
DTF confirma la tendencia: la permeabilidad
derivada de los registros de pozos es más alta
cerca de las fallas. Se observó una fuerte relación inversa entre la permeabilidad derivada de
los núcleos y el atributo DTF en aproximadamente un 70% de los pozos.
Sin embargo, para responder a los interrogantes acerca de si esas fracturas y fallas de
pequeña escala mejoran o degradan la permea-
20. El algoritmo Ant Tracking delinea las discontinuidades
existentes, en un cubo sísmico y mapea las fallas y
fracturas. El algoritmo localiza las discontinuidades
basadas en conocimientos previos, imitando el
comportamiento de las hormigas cuando encuentran el
camino más corto entre su nido y su fuente de
alimentación. Las hormigas se comunican entre sí
mediante las feromonas, una sustancia química que
atrae a otras hormigas. En consecuencia, el camino más
corto hasta la fuente de alimentación estará marcado
con más feromonas que el trayecto más largo, de
manera que existen más probabilidades de que la
hormiga que sigue en el recorrido elija la ruta más corta
y así sucesivamente. La idea es distribuir una cantidad
sustancial de estas “hormigas” electrónicas en un
volumen sísmico. Las hormigas desplegadas a lo largo
de una falla deberían poder rastrear la superficie de
falla a lo largo de una cierta distancia antes de
terminarse. Luego, el algoritmo extrae automáticamente
el resultado como un conjunto de áreas de fallas,
obteniéndose un mapeo altamente detallado de las
discontinuidades. La discriminación de las fallas se basa
en el tamaño de la falla, su orientación y la amplitud del
desplazamiento vertical. Para más información sobre
este tema, consulte: Pedersen SI, Randen T, Sønneland L
y Steen Ø: “Automatic Fault Extraction Using Artificial
Ants,” Resúmenes Expandidos, Exposición Internacional
y 72a Reunión Anual de la SEG 2002, Salt Lake City, Utah,
EUA (6 al 11 de octubre de 2002): 512–515.
58
bilidad, se extrajeron mallas en las proximidades
de las fallas sísmicas de mayor longitud, es decir,
aquellas que intersectan tanto al basamento
como a la discordancia Herciniana sobreyacente.
Luego se mapeó la impedancia acústica sísmica
en estas celdas para discriminar entre fallas que
actúan como sello y fallas de drenaje. La existencia de un valor medio de impedancia acústica alto
en las celdas, en las proximidades de una falla,
sugiere que las fracturas actúan como barreras al
flujo porque fueron cementadas con pirita o
lutita. Contrariamente, un valor de impedancia
acústica bajo en las proximidades de una falla
sugiere una mayor proporción de fracturas abiertas, saturadas de fluido, que poseen menor
densidad que las rocas. Esto puede indicar que
las fracturas inducidas tectónicamente mejoran
el drenaje de los hidrocarburos.
En esta área se perforan pozos en forma continua y para el año 2006 está prevista la perforación
de pozos adicionales, guiada por los resultados de
la interpretación de los datos Q-Land.
Hacia datos sísmicos
adecuados con fines específicos
Las mejores mediciones que ofrece la tecnología
Q-Land expanden radicalmente el potencial de
los datos sísmicos. Dado el menor nivel de ruido
asociado con la adquisición y procesamiento de la
señal con sensores unitarios, y la capacidad de
realizar correcciones por las perturbaciones presentes dentro de un grupo, el diseño del arreglo y
el apilamiento nominal han dejado de ser factores
dominantes en lo que respecta al mejoramiento
de la relación señal-ruido. Por el contrario, el
espaciamiento entre los sensores y la necesidad
de muestrear correctamente el ruido coherente
se han convertido en los controladores del diseño
de la geometría de adquisición. Dado que ahora es
posible recuperar una señal en forma más fidedigna, la fuente de vibración también puede ser
reevaluada, lo que hace factible el registro de
barridos de frecuencia simples, más cortos, con
un mejor muestreo del campo de ondas.
Estas consideraciones de diseño ahora ofrecen la posibilidad de adquirir levantamientos de
exploración con fuentes puntuales y receptores
puntuales, con menos esfuerzo de campo, en
comparación con los levantamientos equivalentes que emplean arreglos de fuentes y receptores
convencionales. Los levantamientos Q-Land
adquiridos hasta la fecha indican que el empleo
de grupos de vibradores más pequeños permite
proveer datos que son iguales o mejores que los
de los arreglos de vibradores y geófonos más
grandes. Los grupos de vibradores más pequeños
posibilitan una operación más eficiente.
Oilfield Review
Atributos combinados de impedancia acústica y distancia hasta la falla
Alta impedancia acústica a lo largo de las fallas
Baja impedancia acústica a lo largo de las fallas
Barreras al flujo
Fracturas que mejoran la permeabilidad
> Relación entre impedancia acústica sísmica y permeabilidad. Los atributos de impedancia acústica (IA) sísmica y distancia hasta la
falla (DTF, por sus siglas en inglés) se combinan y mapean en un volumen geocelular (extremo superior). Al volumen se le aplica un filtro
dual basado en la proximidad con respecto a la falla y en el valor umbral de IA sísmica. El filtrado asume que las fracturas abiertas y
saturadas de fluido poseen menor velocidad y densidad y, en consecuencia, un valor de IA más bajo (extremo inferior derecho). Estas
fracturas se diferencian de las fallas que están cementadas, resultando los valores de IA más elevados de los procesos de silicificación
o piritización (extremo inferior izquierdo). (Cortesía de Sonatrach).
Los servicios de representación del subsuelo
Q-Land VIVID realzan el valor de los datos sísmicos registrados a lo largo de la vida productiva de
un campo petrolero. En la etapa de exploración,
los datos Q-Land de bajo nivel de ruido posibilitan
la adquisición de levantamientos sísmicos de alta
calidad con un mayor espaciamiento entre líneas
y un menor apilamiento nominal que un levantamiento adquirido con tecnología convencional,
satisfaciendo o excediendo al mismo tiempo las
expectativas existentes en cuanto a representación del subsuelo. En levantamientos
subsiguientes con fines de evaluación o desarrollo, es posible adquirir los datos mediante la
Invierno de 2005/2006
intercalación de las líneas entre los levantamientos previos para incrementar el apilamiento
nominal. Los datos provenientes de los levantamientos originales y del levantamiento en curso
se procesan en conjunto utilizando el intervalo
entre grupos requerido para representar el objetivo correctamente. Éste es el concepto de datos
símicos no comprometidos para la vida productiva de un campo petrolero.
Se pueden buscar leads de exploración durante el mismo levantamiento. Esto se traduce en
una huella ambiental acumulada más reducida
del programa sísmico global y en una reducción
del tiempo de desarrollo. Dado que poseen una
alta relación señal-ruido y alta fidelidad, los datos
pueden reutilizarse en cada una de las etapas del
desarrollo de un campo petrolero, lo que garantiza que no se pierda la inversión realizada en
exploración.
Con datos sísmicos de calidad sin precedentes, un enfoque versátil de la geometría de
adquisición y las innovaciones introducidas en el
procesamiento, el sistema de adquisición y procesamiento Q-Land tendrá un impacto significativo
sobre la vida productiva del campo, en lo que respecta a exploración, desarrollo y monitoreo de los
yacimientos.
—RG
59
Hacia un mejoramiento de la producción
La prolongación de la vida productiva de los campos maduros requiere que las
compañías de petróleo y gas tengan como objetivo reservas a menudo difíciles de
detectar y aún más difíciles de explotar. Las nuevas mediciones LWD direccionales,
de lectura profunda, ayudan a los geocientíficos a localizar los límites de capas
resistivas y los contactos de fluidos en tiempo real. Mediante la utilización de esta
información para optimizar la colocación de pozos, los operadores están logrando
amortizar sus inversiones mediante el incremento de la producción, la disminución
del número de pozos de re-entrada y la reducción de la exposición a los problemas
de estabilidad de los pozos.
Lawrence Chou
Qiming Li
Sugar Land, Texas, EUA
Alexis Darquin
Jean-Michel Denichou
Stavanger, Noruega
Roger Griffiths
Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos
Nick Hart
Alan McInally
Gerhard Templeton
Maersk Oil North Sea UK Limited
Aberdeen, Escocia
Dzevat Omeragic
Boston, Massachusetts, EUA
Ian Tribe
Aberdeen, Escocia
Kim Watson
ConocoPhillips
Aberdeen, Escocia
Margrethe Wiig
Statoil ASA
Bergen, Noruega
Por su colaboración en la preparación de este artículo,
se agradece a Emma Jane Bloor, Brigitte Echols y Andy
Hendricks, Sugar Land, Texas.
InterACT, PeriScope 15, PowerDrive y PowerDrive Xceed
son marcas de Schlumberger.
60
Oilfield Review
La colocación correcta de los pozos es vital para
el éxito de cualquier programa de perforación.
La colocación de los pozos se vuelve cada vez
más crítica a medida que las compañías de
exploración y producción recurren a los pozos de
alcance extendido para acceder al petróleo cuya
recuperación resultaría antieconómica con la
tecnología convencional. Con el incremento del
predominio de la tecnología de pozos de alcance
extendido en las cuencas maduras, el tamaño y
la complejidad de los objetivos de perforación
están cambiando como nunca antes.
Los objetivos de los pozos de un campo petrolero dejan de ser amplios para convertirse en
estrechos; cada pozo nuevo provee datos para
refinar el objetivo del siguiente. Los pozos de
exploración confirman una trampa; los pozos de
desarrollo definen su estructura y su estratigrafía; y los pozos de relleno apuntan a los
compartimentos individuales del yacimiento.
Cada objetivo se encuentra más estrechamente
constreñido que el anterior.
La tecnología ha tenido que avanzar al mismo
paso que las demandas de la industria de exploración y producción. Para perforar a mayores
profundidades, alcanzar distancias más extensas
o explotar objetivos múltiples, las trayectorias de
perforación han evolucionado para pasar de
pozos verticales a pozos direccionales, de alto
ángulo, horizontales y de alcance extendido. Con
el advenimiento de los sistemas rotativos direccionales, la tecnología de perforación
direccional ahora proporciona capacidad de respuesta y velocidad en lo que respecta a ajustes
de trayectorias de pozos absolutamente inimaginables en el pasado, cuando los perforadores
direccionales sólo podían recurrir a los empalmes acodados y a la combinación justa de peso
sobre la barrena (mecha) y revoluciones por
minuto para modificar las trayectorias.
A medida que evoluciona la tecnología de geonavegación, los objetivos de perforación deben ser
definidos en términos diferentes. La geometría
era el elemento prevaleciente cuando los pozos
verticales se orientaban a lo largo de una línea
recta hasta alcanzar la profundidad total (TD, por
sus siglas en inglés), directamente por debajo del
equipo de perforación. Los objetivos de los pozos
direccionales también se definían geométricamente para crear una trayectoria a lo largo de
una serie de coordenadas ubicadas a cierta profundidad, distancia y dirección con respecto al
equipo de perforación. Sin embargo, se requiere
una nueva referencia para orientar la barrena y
de este modo satisfacer el actual desafío de maximizar la exposición de los pozos productivos.
En lugar de perforar geométricamente hasta
alcanzar un punto o varios puntos del subsuelo,
los equipos a cargo de la colocación de pozos
orientan sus pozos a través de los alcances extendidos del yacimiento. La colocación óptima de
pozos requiere la capacidad de dirigir el pozo a lo
largo de un trayecto que se define no tanto por
geometrías preconcebidas sino por los límites de
yacimiento observados (abajo). La tecnología de
adquisición de registros durante la perforación
(LWD, por sus siglas en inglés) desempeña un rol
crucial en lo que respecta a la detección de esos
límites.
Las herramientas de resistividad de propagación electromagnética han sido utilizadas
durante mucho tiempo en aplicaciones LWD
para proveer mediciones de evaluación de formaciones. Si bien también se utilizan en
aplicaciones de colocación de pozos, estas herramientas LWD de propagación electromagnética
son no direccionales y no determinan si un
límite litológico o un contacto de fluidos cercano
está siendo alcanzado desde la parte superior o
desde la parte inferior de la trayectoria del pozo.1
1. Li Q, Omeragic D, Chou L, Yang L, Duong K, Smits J, Yang
J, Lau T, Liu CB, Dworak, Dreuillault V y Ye H: “New
Directional Electromagnetic Tool for Proactive
Geosteering and Accurate Formation Evaluation While
Drilling,” Transcripciones del 46° Simposio Anual de
Adquisición de Registros de la SPWLA, Nueva Orleáns,
26 al 29 de junio de 2005, artículo UU.
Pozo de alcance extendido
Pozo direccional
Pozo vertical
> Evolución de los objetivos de perforación. A medida que los campos maduran y declinan, las compañías de exploración y producción recurren a tecnologías
más complejas para extraer las reservas remanentes. Las mejoras introducidas en la tecnología de perforación inspiran objetivos de perforación cada vez
más desafiantes. En lugar de perforar hasta alcanzar un punto definido por las coordenadas x-y-z, los equipos a cargo de la colocación de pozos dirigen
sus pozos en sentido longitudinal a través de los yacimientos para maximizar la exposición del pozo a las zonas productivas.
Invierno de 2005/2006
61
Además, las mediciones de propagación de resistividad son sensibles a diversos efectos
ambientales. En consecuencia, una herramienta
diseñada para medir la resistividad de la formación adyacente también puede ser sensible a la
proximidad de las capas adyacentes cercanas o
puede ser intensamente afectada por la invasión
del filtrado de lodo, la anisotropía o los cambios de
tamaño del pozo. La profundidad de investigación
también limita la aplicación de las mediciones
LWD en los proyectos de geonavegación.
Es posible que exista una solución de compromiso entre la resolución y la profundidad de
investigación. La capacidad de detectar límites
de formaciones distantes o medir capas delgadas
depende en gran parte del espaciamiento entre
transmisores-receptores de la herramienta. Las
herramientas LWD de evaluación de formaciones
convencionales a menudo sacan provecho de los
espaciamientos relativamente estrechos existentes entre transmisores y receptores y de las
profundidades de investigación someras a intermedias para proveer un nivel de resolución
mejorado. Los geocientíficos hacen uso de esta
capacidad para evaluar las capas delgadas y reducir de este modo la existencia de zonas
productivas pasadas por alto. Contrariamente, las
herramientas que poseen mayor espaciamiento
entre los detectores y mayor profundidad de
investigación pueden detectar los límites de formaciones a mayor distancia. Esta capacidad de
lectura profunda resulta de utilidad para las aplicaciones de geonavegación. Sin embargo, estas
herramientas quizás no sean suficientemente
sensibles como para evaluar las capas delgadas.
Los equipos a cargo de las operaciones de
colocación de pozos deben reconocer y luchar
con profundidades de investigación someras
cuando utilizan herramientas de evaluación de
formaciones para soportar las operaciones de
geonavegación. Dado que sólo pueden ver algunas pulgadas dentro de la formación, las
herramientas LWD convencionales deben estar
posicionadas a pocas pulgadas de distancia de
un contacto o un límite de capas para poder
detectar su presencia, lo que deja poco tiempo
para efectuar ajustes en la geonavegación. Una
profundidad de investigación somera puede conducir a una operación de geonavegación reactiva
subóptima en la que la trayectoria sólo se modifica cuando la barrena perfora más allá del tope
o la base de una zona productiva. Las operaciones de geonavegación reactivas pueden generar
una reducción de la exposición a la zona productiva, trayectorias de pozos ondulantes y
operaciones de terminación de pozos dificultosas.2 En casos severos, la tortuosidad impedirá
que el pozo alcance la profundidad total ya que
los incrementos producidos en el esfuerzo de
torsión y el arrastre obstaculizan la transferencia del peso sobre la barrena, requerida para
continuar la perforación.
Las mediciones electromagnéticas (EM)
direccionales de lectura profunda ayudan a los
perforadores a evitar el problema que representan las desviaciones involuntarias con respecto a
las zonas productivas en los pozos direccionales.
Éste puede transformarse en un problema
importante cuando se intenta navegar en aureolas de petróleo delgadas, cuando se perforan
yacimientos sin marcadores estratigráficos
significativos o cuando se perfora cerca de discordancias en las que el echado (buzamiento)
local no refleja la estructura global.
Este artículo analiza una nueva herramienta
LWD direccional de generación de imágenes profundas, sus capacidades de medición y sus
aplicaciones. Algunos ejemplos del Mar del
Norte demuestran cómo los datos provistos por
esta herramienta pueden incidir en las decisiones que optimizan las operaciones de colocación
de pozos para el mejoramiento de la producción.
2. Wiig M, Berg E, Kjærefjord JM, Saltnes M, Stordal EA,
Sygnabere TO, Laastad H, Raeper G, Gustavsson E,
Denichou J-M, Darquin A y Omeragic D: “Geosteering
Using New Directional Electromagnetic Measurements
and a 3D Rotary Steerable System on the Veslefrikk Field,
North Sea,” artículo de la SPE 95725, presentado en la
Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Dallas, 9 al 12 de octubre de 2005.
3. En los registros de resistividad de propagación o de
inducción, los picos de polarización son causados por
un incremento de la carga en el límite entre las capas
inclinadas de la formación, con diferentes propiedades
dieléctricas. Cuando existe un echado (buzamiento)
aparente entre el pozo y la formación, los máximos de
corriente (vientres de corriente) generados por la
herramienta de adquisición de registros atraviesan los
límites entre las capas de la formación y generan un
incremento de la carga en los mismos. El resultado es un
pico de alta resistividad que se produce cuando la
herramienta cruza el límite entre las capas. En los pozos
desviados y horizontales, los picos de polarización de los
registros de propagación de adquisición de mediciones
durante la perforación se han utilizado para detectar
límites entre capas.
4. Omeragic D, Li Q, Chou L, Yang L, Duong K, Smits J, Lau T,
Liu CB, Dworak R, Dreuillault V, Yang J y Ye H: “Deep
Directional Electromagnetic Measurements for Optimal
Well Placement,” artículo de la SPE 97045, presentado en
la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Dallas, 9 al 12 de octubre de 2005.
62
Entre una roca y un lugar duro
Una vez que un pozo lateral o un pozo de alcance
extendido intercepta una zona productiva, uno de
los objetivos principales del perforador es mantener la posición óptima dentro de esa zona. El
posicionamiento óptimo puede verse complicado
por la presencia de capas de lutita y por la distribución de gas, petróleo o agua con respecto a la
estructura y estratigrafía del yacimiento.
El posicionamiento óptimo también puede
verse comprometido por el modelo de yacimiento o el modelo de área prospectiva previo a
la perforación. Los proyectos de geonavegación
habitualmente se modelan; en ciertos aspectos,
en forma previa a la perforación del pozo. La
mayoría de los modelos emplean una variedad
de datos, incluyendo levantamientos sísmicos y
registros de pozos vecinos o de un pozo piloto.
No obstante, los modelos de pozos a menudo son
constreñidos por la naturaleza limitada de la
información estructural, cuando la distancia
entre los pozos vecinos impide que el geocientífico descubra la presencia de fallas u otros
rasgos geológicos significativos o cuando los
levantamientos sísmicos no pueden resolver un
yacimiento con suficiente detalle. En base a la
información disponible, se deja que los geocientíficos asuman que las capas estructurales pasan
entre los puntos de control conocidos y los yacimientos objetivo sin demasiada variación en la
tendencia estructural general. Esta hipótesis a
menudo no es comprobada por las condiciones
reales, especialmente cuando se trata de secciones horizontales largas.
El éxito de la colocación de pozos también se
basa en la interpretación oportuna de los datos
LWD. Algunas técnicas de geonavegación dependen de la interpretación de los picos de
polarización derivados de las mediciones de
resistividad para indicar la proximidad de las
capas adyacentes o los límites resistivos.3 Este
indicador no es cuantitativo y no puede estimar
en forma precisa la distancia que existe con respecto al límite. La profundidad de investigación
también incide en el desarrollo de los picos de
polarización; en muchos casos, las herramientas
de resistividad convencionales deben estar muy
cerca del límite de la capa resistiva para que se
puedan ver los picos de polarización.4
Las mediciones LWD convencionales son en
general demasiado someras para advertir en
forma oportuna acerca de la aproximación de
límites de capas o límites de fluidos y de este
modo impedir que se produzcan desviaciones
respecto de la zona productiva. Este problema se
5. Li et al, referencia 1.
6. En este caso, por echado aparente se entiende el ángulo
de inclinación de un plano de estratificación, medido con
respecto a la orientación de la herramienta LWD. Por el
contrario, el echado verdadero del plano de
estratificación de una formación se mide en forma
perpendicular al rumbo de la misma. El rumbo indica la
tendencia de una capa medida a través de la obtención
del azimut de la intersección de un plano, tal como una
capa inclinada, con una superficie horizontal.
Oilfield Review
Profundidad vertical verdadera, m
Corrimiento de fase, grados
Atenuación, dB
Resistividad de
2Mhz, ohm-m
complica cuando la falta de referencias direccionales en relación con estos límites hace que el
equipo a cargo de las operaciones de geonavegación deba predecir el curso correcto para evitar
salir de la zona.
El servicio de generación de imágenes profundas direccionales durante la perforación
PeriScope 15 aborda estas cuestiones. Mediante
la utilización de las mediciones EM para las operaciones de geonavegación, la herramienta puede
detectar contactos de fluidos y límites entre
capas a una distancia de hasta 4.6 m [15 pies].
Igualmente importante resulta el hecho de que la
herramienta permite determinar la dirección en
la que yacen dichos contactos o límites de capas.
Estas mediciones direccionales son sensibles a
las capas adyacentes y proveen estimaciones precisas de la resistividad de las capas adyacentes,
ayudando a los equipos a cargo de las operaciones
de geonavegación a detectar las zonas de alta
resistividad y evitar las lutitas.
A medida que la herramienta se acerca a una
capa de lutita o a otro límite de capa conductiva,
la polaridad del corrimiento de fase direccional y
de la señal de atenuación puede utilizarse para
indicar la posición del límite de capas respecto de
la herramienta.5 De este modo, una capa más conductiva que yace por encima de la herramienta
habitualmente generará una señal de polaridad
positiva, mientras que sucede lo contrario cuando
la herramienta se acerca a una capa más conductiva que yace por debajo de la herramienta. De
esta manera, la polaridad provee datos de
entrada que ayudan al equipo a cargo de las operaciones de perforación direccional a decidir qué
rumbo tomar para evitar los intervalos no productivos (abajo).
La direccionalidad de las mediciones de resistividad ayuda a los geocientíficos a mantener la
posición dentro de la zona productiva sin depender de los marcadores estratigráficos. Además de
detectar límites y contactos, la herramienta también puede determinar su echado aparente.6 Esta
información puede utilizarse para refinar los
mapas de yacimientos.
200
2
+
0
_
+
0
_
Polaridad positiva
1
2,600
Polaridad negativa
2
Polaridad negativa
3
Polaridad positiva
4
2,610
2,620
Dirección de la perforación
Pozo modelo
2,630
Perforación en sentido descendente
3,100
3,200
3,300
3,400
3,500
3,600
Lutita: más conductiva – menos resistiva
Arenisca: más resistiva – menos conductiva
Lutita: más conductiva – menos resistiva
3,700
Perforación en sentido ascendente
3,800
3,900
4,000
4,100
4,200
4,300
4,400
4,500
4,600
4,700
4,800
4,900
Longitud horizontal total, m
> Respuesta de medición teórica de la herramienta LWD PeriScope 15 con respecto a la posición de las capas. Este modelo utiliza una secuencia estratificada de una arenisca resistiva, limitada por capas de lutita conductivas. La respuesta de la herramienta EM de 2 MHz, que constituye el estándar industrial
(carril superior), exhibe picos de polarización cerca de los límites entre las capas resistivas y las capas conductivas. En contraste, las sensibilidades direccionales de las mediciones de corrimiento de fase y atenuación de la herramienta PeriScope 15 están marcadas por cambios de polaridad. A medida que
la herramienta se aproxima a un límite de capas, la polaridad alcanza su valor máximo en la dirección de la capa más conductiva. Las Zonas 1 y 2 (extremo
inferior) muestran la respuesta de la herramienta cuando se perfora en el sentido descendente. Las Zonas 3 y 4 muestran una imagen especular en respuesta, cuando se perfora en el sentido ascendente. Las mediciones de corrimiento de fase y atenuación responden a los límites de capas a una distancia mayor
que la exhibida por la herramienta EM de 2 MHz, lo que indica una mayor profundidad de investigación para la herramienta PeriScope 15.
Invierno de 2005/2006
63
Distancia Ángulo
C
Capa superior
Capa inferior
B
2.8 m
3.2 m
10°
190°
s
pie
15
0
30
-30
A
-60
60
Sarta de
herramientas
LWD
2
-90
> Detección de una capa. El espaciamiento y
orientación de las antenas confieren a la herramienta PeriScope 15 la capacidad de percibir la
aproximación inminente de un límite conductivo.
Cuando la proximidad entre la herramienta y la
capa de lutita se limita a una distancia que se encuentra dentro de su profundidad de investigación,
la herramienta determinará el rango y rumbo relativo con respecto al límite conductivo. De este
modo, la herramienta detecta la capa de lutita a
medida que se acerca al Punto B, mientras que
la capa de lutita se encuentra fuera del rango del
sensor para los Puntos A y C.
Diseño de la herramienta
Las herramientas LWD de lectura profunda anteriores a las actuales han demostrado su utilidad
en las aplicaciones de geonavegación. Mientras
algunas de esas herramientas pueden detectar
los contrastes de resistividad a varios pies de distancia del pozo, su principal parámetro es la
distancia—pero no necesariamente la dirección—existente hasta un límite resistivo.7 Las
antenas utilizadas en las herramientas de
inducción o de resistividad de propagación electromagnética anteriores estaban compuestas por
bobinas cilíndricamente simétricas, alineadas en
sentido axial con el pozo y la herramienta. Las
señales de estas antenas, cuyos momentos magnéticos están alineados a lo largo de los ejes de la
herramienta y del pozo, no son direccionalmente
sensibles.
R3
T5
T3
4
90
120
-120
150
-150
180
3,383.8 m
> Datos direccionales en tiempo real. La gráfica polar azimutal está orientada en sentido perpendicular
al eje de la herramienta, lo que posibilita al equipo a cargo de las operaciones de geonavegación observar el eje del pozo en sentido descendente (inserto, a la derecha). La gráfica más grande de la
izquierda muestra la posición de la barrena (mecha) con respecto a los límites entre capas cercanas.
El punto verde del centro representa la posición de la herramienta. Las líneas de guiones en la escala
radial circular muestran la distancia existente con respecto a la herramienta; en este caso situada a
2 m y 4 m [6.5 y 13 pies], representando el círculo externo sólido 5 m [16 pies] de distancia con respecto a la herramienta. Las líneas rectas de guiones irradian desde el centro en incrementos de 30°. Las
líneas amarillas y azules indican la orientación de las capas. La lectura digital en el extremo superior
derecho indica que la capa superior, mostrada en amarillo, se encuentra a 2.8 m [9.2 pies] de distancia
de la herramienta; el punto amarillo está representado a la distancia correspondiente del punto verde
del centro. Si se extiende una línea entre el punto verde y el punto amarillo se generará una lectura
azimutal de 10°, también desplegada como una lectura digital en el extremo superior derecho. La distancia y orientación de la capa inferior azul se muestran de un modo similar. La profundidad a la que
se obtuvo esta medición se ilustra en la porción inferior central de la pantalla.
T1
R1
R2
T6
T2
T4
R4
> Diseño de la antena. Las antenas axiales son cilíndricamente simétricas y se alinean en sentido paralelo al largo de la herramienta y del pozo. El diseño
de la herramienta PeriScope 15 incorpora una antena transmisora transversal (T6) y antenas receptoras inclinadas (R3 y R4) para proveer sensibilidad direccional, además de las antenas axiales (T1 a T5, y R1 y R2).
64
Oilfield Review
0
30
-30
-60
60
2
-90
4
90
120
-120
150
-150
180
3,391.1 m
> Secuencia direccional de una gráfica polar. Las mediciones más recientes
se muestran como sombras más brillantes que las mediciones previas. Esta
secuencia indica una trayectoria de pozo que se aproxima al límite de la capa
superior a medida que la orientación de la estratificación cambia lentamente.
Para mantener la posición dentro de este horizonte, un equipo a cargo de las
operaciones de direccionamiento ordenaría la ejecución de un giro hacia el
extremo inferior izquierdo.
La clave del desarrollo de la herramienta
PeriScope 15 fueron sus antenas direccionales.
El diseño de la herramienta provee bobinas
inclinadas y transversales para obtener mediciones de resistividad direccionales (página
anterior, abajo).
El arreglo de sensores de la herramienta
incluye seis antenas transmisoras y cuatro antenas receptoras. Cinco de las antenas transmisoras
están dispuestas axialmente en todo el largo de la
herramienta. Una sexta antena transmisora se
encuentra orientada en forma transversal al eje
de la herramienta. En cada uno de los extremos
de la herramienta se posiciona una antena receptora. Este par de antenas receptoras encierra los
transmisores, y cada uno de estos receptores se
encuentra inclinado 45° con respecto al eje de la
herramienta. Se coloca un par adicional de antenas receptoras en sentido axial, ubicado en el
centro del arreglo de transmisores, para obtener
mediciones de resistividad de propagación convencionales.
Esta disposición genera una sensibilidad preferencial a la conductividad en uno de los lados
de la herramienta. Cuando la herramienta rota,
Invierno de 2005/2006
sus sensores detectan las zonas conductivas cercanas y registran la dirección desde la cual se
mide la conductividad máxima (página anterior,
arriba a la izquierda). Los magnetómetros y acelerómetros proveen datos de orientación
direccionales para la herramienta.
Además de su capacidad direccional, la
herramienta PeriScope 15 provee mediciones
más profundas que la mayoría de las herramientas de resistividad LWD convencionales. Los
principales factores que afectan el rango de
detección de las mediciones direccionales son la
resistividad de la capa que rodea la herramienta,
las resistividades de las capas adyacentes, el
espaciamiento entre transmisores-receptores y
la frecuencia de las mediciones, además del
umbral de la señal por encima del cual la medición se considera confiable.
Dado un suficiente contraste de resistividad,
la señal direccional puede ser detectada cuando
la distancia existente hasta un límite de capas es
el doble del espaciamiento entre transmisores y
receptores de la herramienta. El análisis detallado muestra que el espaciamiento de 244 cm
[96 pulgadas] de la medición profunda puede
detectar límites que se encuentran hasta 15 pies
de distancia. Este rango de detección ha sido
verificado en operaciones de colocación de pozos
en las que la estructura subyacente es simple y
sólo hay presente un límite de resistividad. En
ambientes más complejos, donde existen capas
de resistividad múltiples y el perfil de resistividad no corresponde a una estructura de varias
capas como se asume en la interpretación, el
rango de detección efectivo podría ser diferente.
Direccionamiento a través de los datos
A través de 360° de cobertura alrededor del
pozo, la herramienta PeriScope 15 determina la
dirección que presenta el mayor contraste de
conductividad. Las mediciones obtenidas a lo
largo de esta dirección se utilizan para determinar la distancia que existe hasta un límite o
hasta dos límites orientados con una separación
de 180°. Durante la perforación, las interpretaciones estructurales a lo largo de la trayectoria
del pozo se actualizan y presentan en tiempo
real para facilitar la toma de decisiones de geonavegación oportunas. La rapidez de las
actualizaciones y de la interpretación resulta
crucial para la óptima colocación del pozo, de
modo que se utiliza un programa de inversión
automatizado, pero supervisado, para procesar
todos los datos disponibles y visualizarlos en una
interfaz gráfica de usuario. La presentación
resultante muestra la distancia que existe hasta
los límites y la orientación azimutal, junto con la
resistividad de la formación. Los resultados
visuales se exhiben en dos vistas características.
Una gráfica polar muestra la posición de los
límites alrededor del pozo, proyectados en un
plano perpendicular al eje de la herramienta
(página anterior, arriba a la derecha). La distancia existente hasta los límites y sus orientaciones
se indican en esta gráfica. El monitor también se
puede configurar para mostrar vistas múltiples a
través de una secuencia de gráficas polares
(arriba, a la izquierda).
Un tipo diferente de visualización, que se
conoce como sección de tipo cortina, corresponde a una vista lateral que muestra la
estructura y las propiedades de las formaciones a
lo largo de la trayectoria. Con cada actualización,
esta visualización se despliega como una cortina
plegada, a través de la pantalla. Las actualizacio7. Seydoux J, Tabanou J, Ortenzi L, Denichou J-M, De Laet
Y, Omeragic D, Iversen M y Fejerskov M: “A Deep
Resistivity Logging-While-Drilling Device for Proactive
Geosteering,” The Leading Edge 23, no. 6 (Junio de 2004):
581–586.
65
X,002
X,004
X,006
8 pies de distancia al límite
D
D
0M
Y,7
0
Y,8
0
0M
D
A
Y,4
0
X,012
0M
D
Y,5
0
0M
D
X,010
C
0M
X,008
Y,6
0
Profundidad vertical verdadera, pies
B
X,014
1,800
1,850
1,900
1,950
2,000
2,050
2,100
Longitud horizontal verdadera, pies
2,150
2,200
2,250
> Direccionamiento con una gráfica tipo cortina. Las resistividades computadas del horizonte perforado y las capas adyacentes se representan gráficamente
utilizando una escala de colores en la que los colores oscuros representan valores de resistividad más bajos. La gráfica de la trayectoria, que comienza
en el extremo izquierdo, muestra una separación de 2.4 m [8 pies] entre el pozo (Punto A) y la lutita sobreyacente (Punto B). Cuando la trayectoria condujo
al pozo 0.6 m [2 pies] más arriba (Punto C ), la lutita también comenzó a inclinar hacia abajo, lo que instó al equipo a cargo de las operaciones de
geonavegación a disponer un cambio descendente en la trayectoria.
nes de la trayectoria del pozo, computadas a partir de los levantamientos direccionales de
mediciones durante la perforación (MWD, por
sus siglas en inglés), se muestran junto con la
resistividad computada de las capas adyacentes y
la resistividad de la capa a través de la cual se
desplaza la herramienta (arriba). Los límites son
mapeados a la distancia computada por encima y
por debajo de la herramienta.8
Manejo de los desafíos que
plantea la colocación de pozos
El éxito de cualquier proyecto de colocación de
pozos depende de la capacidad de actuar sobre
los nuevos datos. La detección de los límites de
formaciones y los contactos de agua y la transmisión de los datos a la superficie constituyen sólo
una parte del problema. Los equipos a cargo de
las operaciones de geonavegación deben poder
procesar e interpretar rápidamente los datos de
pozos en tiempo real y luego transmitir las instrucciones al piso de la torre de perforación; los
perforadores deben ser capaces de implementar
rápidamente las decisiones de perforación del
equipo a cargo de las operaciones.9
Se está utilizando una variedad de tecnologías avanzadas para mejorar la colocación de
66
pozos en campos maduros del Mar del Norte,
donde ConocoPhillips buscó maximizar la exposición de los pozos productivos a través de las
Areniscas Forties del Campo Callanish en Outer
Moray Firth (próxima página, arriba).
Abordo del equipo de perforación semisumergible JW McLean, las respuestas sin procesar de
las herramientas LWD y MWD de fondo de pozo
eran transmitidas a la superficie por telemetría
de pulsos a través del lodo para su decodificación. Desde el equipo de perforación, los datos
MWD y PeriScope 15 se enviaban mediante el
servicio de control y entrega de datos en tiempo
real InterACT a una sala de control de operaciones de geonavegación dedicada, instalada en las
oficinas de ConocoPhillips en Aberdeen.
Como soporte de las operaciones ejecutadas
las 24 horas del día en Aberdeen, los especialistas de Schlumberger descargaban y procesaban
los volúmenes de datos en tiempo real para que
los geólogos de ConocoPhillips realizaran su
interpretación. Presentados como visualizaciones de tipo cortina y gráficas azimutales,
grandes volúmenes de datos eran interpretados
rápidamente por el equipo a cargo de las operaciones de geonavegación, cuyos integrantes
retransmitían sus recomendaciones al departa-
mento de perforación de ConocoPhillips, que a
su vez enviaba las instrucciones relacionadas
con las operaciones de geonavegación al equipo
de perforación.
El equipo a cargo de las operaciones de geonavegación confiaba en sus perforadores para
implementar rápidamente los cambios en la trayectoria del pozo. Para orientar la barrena de
acuerdo con las recomendaciones de ese equipo,
los perforadores utilizaron un sistema rotativo
direccional PowerDrive. Este sistema permite la
rotación completa de la sarta de perforación
entera para proveer altas velocidades de penetración y un flujo de recortes eficiente durante
la perforación de pozos de alcance extendido.
La tecnología de generación de imágenes
PeriScope 15 resultó esencial para la optimización de la colocación de pozos a través de las
Areniscas Forties del Campo Callanish. Las Areniscas Forties comprenden depósitos de
turbiditas marinas de aguas profundas caracterizados por la presencia de areniscas medianas
con lutitas y limos intraestratificados. Entre los
principales desafíos planteados por el desarrollo
del yacimiento se encontraba el hecho de que la
perforación debía realizarse dentro de una ventana de geonavegación estrecha.
Oilfield Review
Plataforma Britannia
Pozo P3
Pozo P2
Pozo P1
Pozo P4
Colector múltiple
Callanish
Britannia
Callanish
Colector múltiple
Brodgar
Brodgar
> Localización del Campo Callanish. ConocoPhillips apuntaba como objetivo a la producción de petróleo del yacimiento Callanish, con un mínimo de cuatro pozos que alcanzaron 1,828 m [6,000 pies] de
profundidad en sentido horizontal. La tecnología de visualización LWD electromagnética direccional de
lectura profunda resultó esencial para el desarrollo económico de las reservas del Campo Callanish, de
menor extensión, cuya producción se empalmó a una plataforma preexistente del Campo Britannia,
más grande.
8. Wiig et al, referencia 2.
9. Tribe I y Watson K: “Proactive Geosteering Along Forties
Sands of the Callanish Field, UKCS, Using New
Directional and Deep-Reading LWD Measurement,”
presentado en la Conferencia de Producción y
Desarrollo de las SPE DEVEX 2005, Aberdeen, 18 al 19 de
mayo de 2005.
10. Li et al, referencia 1.
Invierno de 2005/2006
se encontraba situada, además de la resistividad
de las capas adyacentes. Estas mediciones de las
capas adyacentes revelaron una zona de alta
resistividad previamente inadvertida, en la sección superior del yacimiento objetivo.10
Esta información instó a ConocoPhillips a
dirigir la operación hacia arriba para explotar la
mejor arenisca productiva (abajo). Posteriormente, cuando una capa de lutita detectada 1.5 m
[5 pies] por encima de la herramienta comenzó a
inclinarse en dirección hacia el pozo, el equipo a
cargo de las operaciones de geonavegación procuró mantener la distancia de separación de la
herramienta con respecto a la lutita a través de
la reducción angular del pozo. Cuando el echado
de las capas de lutita se incrementó aún más, se
procedió a implementar una nueva reducción
angular para evitar salir del yacimiento.
Resistividad
X,640
Profundidad, pies
Debido a que la capa de petróleo del Campo
Callanish se hallaba limitada por un contacto de
gas por encima y un contacto de agua por debajo,
ConocoPhillips debía emplazar los pozos en el
centro de la zona de petróleo para demorar el
inicio del proceso de conificación de agua y la
producción de gas. El equipo a cargo de los procedimientos de colocación de pozos también
buscaba minimizar el tramo de formación no productiva perforado. Dado que las lutitas se
disponen en forma casi paralela a la trayectoria
del pozo, hasta la presencia de venillas de lutitas
delgadas o limos intraestratificados podría reducir significativamente el tramo de exposición a la
zona productiva en un pozo horizontal.
Los datos de dirección y distancia al límite,
se visualizaron durante la perforación para contribuir a la toma de decisiones relacionadas con
las operaciones de geonavegación. De igual
importancia resultó el hecho de que la herramienta PeriScope 15 proporcionó los valores de
resistividad correspondientes a la capa en que
1,000.00
581.71
326.38
183.12
102.75
57.65
32.34
18.15
10.18
5.71
3.21
1.80
1.01
0.57
0.32
0.10
X,650
Trayectoria
del pozo
X,660
X,670
X,000
X,500
Y,000
Y,500
Z,000
Z,500
Profundidad, pies
> Una visualización tipo cortina de un pozo del Campo Callanish. El equipo a cargo de las operaciones
de geonavegación utilizó este tipo de gráfica de resistividad para ajustar la trayectoria a una zona más
resistiva. La visualización muestra otros cambios de trayectoria requeridos para mantener la posición
dentro de esta arenisca.
67
Trayectoria del pozo
Gas
Petróleo
Direccionamiento azimutal
para permanecer en el
dique petrolífero
Comienzo de la sección
horizontal dentro del dique
Dec
de p enas
ie
espe s de
sor
Tope del
dique de
areniscas
Petróleo
Base del dique
Agua
> Desafíos planteados por las operaciones de colocación de pozos en el
Campo Gryphon. Los flancos de areniscas están limitados por contactos
irregulares en el tope y la base de la zona productiva. El objetivo es dirigir
el pozo dentro del flanco de areniscas y evitar salir e ingresar en la lutita
anfitriona adyacente.
Direccionamiento azimutal a
través de un flanco de areniscas
Los desarrollos de yacimientos maduros plantean desafíos únicos de colocación de pozos. En
el Bloque 9/18b del sector del Mar del Norte
correspondiente al Reino Unido, los geocientíficos lograron incrementar la producción del
Campo Gryphon mediante el direccionamiento
de los pozos a través de los yacimientos de un
complejo sistema de abanicos submarinos de
edad Terciario. Puesto en producción en el año
1993 y operado ahora por Maersk Oil, en los últi-
Interpretación
PeriScope 15
Z,000
Y,900
Y,800
Y,700
Y,600
Y,500
Y,400
Y,300
Y,200
Y,100
Y,000
X,900
X,800
X,700
X,600
X,500
X,400
X,300
Rayos gamma
y calibre
Resistividad
La relación neto/total del 98% que se obtiene
al comparar la zona productiva neta con la longitud del trayecto horizontal perforado a través del
yacimiento, fue significativamente superior a
cualquier relación obtenida previamente a través
de las operaciones de perforación direccional
geométrica convencionales. Subsiguientemente,
se perforaron tres pozos adicionales en el campo,
alcanzando relaciones neto/total del 83% al 98%,
lo que significó un mejoramiento de aproximadamente 15% con respecto a los resultados
proyectados por el operador.
mos años el Campo Gryphon ha experimentado
una declinación de la producción en los pozos
terminados en la formación maciza Balder Sand,
situada en la porción principal del campo.11 No
obstante, los pozos de evaluación previos, los
datos sísmicos tridimensionales (3D) nuevos y
una investigación exhaustiva del subsuelo permitieron la identificación de rasgos arenosos de
forma irregular en torno a los márgenes del
campo principal. Conocidas por los geólogos
como flancos de areniscas, diques arenosos o
inyecciones arenosas, estas estructuras complejas se mostraban promisorias en lo que respecta
al aporte de nueva producción para detener la
declinación del campo.
Los flancos arenosos son intrusiones clásticas,
que se forman cuando se quiebra el sello de un
cuerpo arenoso sobrepresionado y no consolidado, lo que obliga a que la lechada de arenisca
se inyecte a lo largo de las fracturas de la formación sobreyacente. 12 En estas estructuras
ondulantes e irregulares, el límite entre las areniscas y las lutitas no es plano y es común la
presencia de digitaciones de arenisca-lutita y lentes arcillosos (arriba, a la derecha).
Los ingenieros de la compañía planificaron la
perforación direccional de un agujero de 121⁄4 pulgadas y su asentamiento en el tope del flanco
de areniscas antes de bajar la tubería de
revestimiento de 95⁄8 pulgadas. A continuación,
perforarían una sección de alcance extendido de
81⁄2 pulgadas, a lo largo del flanco de areniscas.
Mediante el empleo de un arreglo de fondo
de pozo (BHA, por sus siglas en inglés) propiedad de un tercero, para perforar y registrar el
Pozo
> Geonavegación en el flanco de areniscas. Penetrando fundamentalmente las areniscas de alta resistividad, este pozo mantuvo un apartamiento promedio
de 3 m [10 pies] con respecto a la base del flanco de areniscas.
68
Oilfield Review
Campo Veslefrikk
SO
NE
Bloque de falla levantado
Formación Ness
Bloque de
falla hundido
Localización de los pozos
Formación Oseberg
Bloque de
falla hundido
Ness
Formación Drake
Formación IDS
Drake
Ness
Formaciones Amundsen-Burton
Petróleo
Gas
Agua
> Sección transversal del Campo Veslefrikk. Ubicado en el terreno alto estructural de un pilar tectónico con escaso ángulo de inclinación, el pozo en cuestión
fue perforado para penetrar la Formación Ness del grupo Brent superior.
intervalo situado debajo de la zapata de la
tubería de revestimiento de 133⁄8 pulgadas, los
geocientíficos observaron que el pozo penetraba
el flanco de areniscas en una posición estructural diferente a la esperada. Conectando la
herramienta LWD PeriScope 15 con un BHA de
81⁄2 pulgadas, el operador volvió a registrar el
agujero de 121⁄4 pulgadas durante la nueva bajada
del BHA al fondo del pozo. Las operaciones de
perforación de reconocimiento proporcionaron
datos PeriScope 15 adicionales para confirmar la
posición estructural del flanco de areniscas
objetivo con respecto al pozo.
Los datos proporcionados por la herramienta
PeriScope 15 ayudaron al equipo a cargo de las
operaciones de geonavegación a confirmar que
el pozo se había asentado al este de la estructura de tipo flanco de inyección. El pozo había
penetrado un flanco de areniscas que se inclinaba hacia el oeste, saliendo de la base en un
ángulo que impedía toda posibilidad de giro e
incremento angular para lograr una sección
horizontal. El equipo a cargo de las operaciones
de geonavegación se dirigió rápidamente hacia
una nueva localización, situada más al oeste.
Se procedió a realizar un pozo de re-entrada
por encima del yacimiento sin extraer las tuberías del pozo para cambiar el BHA. Mediante el
empleo del servicio de generación de imágenes
PeriScope 15, el pozo de re-entrada se asentó en
el flanco de areniscas. Después de ensanchar el
pozo de re-entrada y correr la tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas, se utilizó un BHA
de 81⁄2 pulgadas para perforar el tramo productivo. En este pozo de re-entrada, la herramienta
PeriScope 15 identificó claramente la base del
flanco de areniscas (página anterior, abajo). El
operador dirigió la operación lateralmente a través de más de 549 m [1,800 pies] del flanco de
areniscas, donde las areniscas resistivas conforman el grueso de la zona objetivo.
Invierno de 2005/2006
Como parte de una campaña de perforación
de tres pozos llevada a cabo en el año 2004, este
pozo ayudó al operador a validar los objetivos en
el flanco de inyección de arenisca para el Campo
Gryphon. Los tres pozos perforados con la tecnología LWD PeriScope 15 ayudaron a este campo a
producir más de 20,000 barriles [3,178 m3] de
petróleo por día. Estos resultados alentaron a la
compañía a perforar tres nuevos objetivos en el
flanco de areniscas, durante el año 2005, para
mantener la producción del Campo Gryphon.
Areniscas de canal como objetivo
Cuando los levantamientos sísmicos de superficie
no lograron resolver correctamente el yacimiento, un operador del Mar del Norte recurrió a
las capacidades de detección de la herramienta
PeriScope 15 para colocar un pozo de desarrollo
nuevo en el objetivo.
Statoil opera el Campo Veslefrikk en el Bloque 30/3 del sector noruego del Mar del Norte.
Este campo se encuentra situado estructuralmente en un bloque de falla levantado, o pilar
tectónico, donde produce de las areniscas de
edad Jurásico Medio del grupo Brent. Se han
descubierto reservas adicionales en niveles más
profundos del pilar tectónico, en la formación
Intra Dunlin Sandstone (IDS) y Statfjord
(arriba).
Cada formación contiene un sistema de fluidos diferente. La presión de yacimiento se ha
mantenido, fundamentalmente a través de procesos de inyección de agua de mar aunque
también se utiliza gas. El volumen de reservas
recuperables originales se estimó en 36 millones
de m3 [1,270 millones de pies3] de petróleo a ser
desarrolladas a lo largo de 20 años de producción, que se iniciaron en diciembre de 1989.13
Las estrategias para mejorar la producción de
este campo maduro incluyen la perforación de
pozos nuevos y la implementación de proyectos
de inyección de gas. En esta etapa de madurez,
el éxito de cada pozo nuevo allana el camino
para las operaciones de perforación de desarrollo ulteriores y es vital para prolongar la vida
productiva del campo. La optimización de las
trayectorias de pozos está cobrando cada vez
más importancia en lo que respecta a la obtención de volúmenes de producción máximos
desde cada punto de drenaje.14
Para maximizar la producción, Statoil utiliza
observaciones sísmicas adquiridas con la técnica
de repetición (o técnica de lapsos de tiempo) y
operaciones de simulación de yacimientos para
buscar las reservas pasadas por alto en el Campo
Veslefrikk. Los datos sísmicos también se utilizan
para mapear las propiedades de los yacimientos
y, en consecuencia, las localizaciones de pozos
prospectivos de alto grado. No obstante, la resolución de los datos sísmicos limita la precisión de
estos mapas en lo que respecta a la profundidad
y agrega un margen de incertidumbre en términos de diseño de las trayectorias de pozos
horizontales.
11. El Campo Gryphon era operado por Kerr-McGee North
Sea (UK) Limited antes de ser adquirido por Maersk Oil,
el 1º de julio de 2005.
12. Jolly RJH y Lonergan L: “Mechanisms and Controls on
the Formation of Sand Intrusions,” Journal of the
Geological Society 159, no. 5 (Septiembre de 2002):
605–617.
13. Pedersen PA, Hauge R y Berg E: “The Veslefrikk Field,”
Transcripciones de la 3a Conferencia de Yacimientos de
Petróleo y Gas del Mar del Norte del Instituto de
Tecnología de Noruega, Trondheim, Noruega, 30 de
noviembre al 2 de diciembre de 1992 (publicadas en
1994): 51–73.
14. Wiig et al, referencia 2.
69
70
Trayectoria
del pozo
Tope del miembro Ness 2
Miembro Ness 2 intermedio
Base del miembro Ness 2
> Cuerpos de arenisca de canal objetivo. Esta vista en sección transversal muestra la trayectoria del
pozo (amarillo), utilizada para interceptar cuerpos arenosos múltiples del miembro Ness 2, que se logró
perforando en forma perpendicular al flujo del sistema de canal antiguo. La dirección del flujo en cada
cuerpo arenoso es perpendicular a esta página.
X,846
X,848
X,850
A
15
profu pies de
invesndidad de
tigac
ión
Profundidad vertical verdadera, m
El área sombreada está fuera de la profundidad
de investigación de la herramienta EM direccional
Trayectoria del pozo
X,852
C
B
X,854
Resistividad de
corrimiento de fase
A
B
Z70
Z60
Z50
Z40
Z30
Z20
Z10
Z00
Y90
Y80
Y70
Y60
Y50
Y40
Y30
Y20
Y10
Y00
X90
X80
Trayectoria planificada
Atenuación
Un pozo del Campo Veslefrikk perforado previamente con sensores LWD convencionales
demostró a Statoil la necesidad de disponer de
nueva tecnología. Mediante la utilización de una
herramienta LWD de registros de rayos gamma,
densidad azimutal, neutrón y resistividad de frecuencia dual con profundidades de investigación
múltiples, los perforadores de Statoil vieron obstaculizadas sus tareas por la profundidad de
investigación limitada de la herramienta de densidad. Las mediciones azimutales obtenidas con
la herramienta no lograron detectar los topes de
las formaciones con la suficiente antelación
como para evitar la penetración de la lutita y el
ingreso en una arenisca de presión potencialmente baja. Esto se tradujo en pérdidas severas
durante las operaciones de cementación, que
condujeron a un aislamiento zonal pobre. El
pozo produjo volúmenes de agua excesivos casi
inmediatamente después de ser disparado.
A raíz de esta situación, a Statoil le interesó
probar nuevas tecnologías durante la perforación de un pozo de desarrollo horizontal. El
objetivo de los geocientíficos de Statoil eran las
reservas de la Formación Ness intermedia, para
lo que propusieron la perforación de un pozo
horizontal a través de una zona fluvial de 10 a 15
m [33 a 49 pies] de espesor compuesta por areniscas de canal, lutitas y capas de carbón
designadas como miembro Ness 2. Perforar en
sentido casi perpendicular al flujo de un sistema
de canal antiguo permitiría colocar el pozo aproximadamente en su curso para interceptar y
drenar múltiples cuerpos de arenisca de canal
(derecha, extremo superior). No obstante, las
imágenes sísmicas pobres, como resultado de un
evento en la sobrecubierta, dificultaron la resolución de los cuerpos de arenisca de canal
presentes en esta área.
Para el primer pozo horizontal perforado en
los canales Ness 2 del Campo Veslefrikk, Statoil
seleccionó la herramienta PeriScope 15 con el
fin de rastrear constantemente la posición del
pozo. Mediante la utilización de esta herramienta en combinación con el sistema rotativo
direccional 3D PowerDrive Xceed para ambientes hostiles y accidentados, Statoil logró ajustar
rápidamente la trayectoria del pozo.
C
B
C
A
A
B
C
> Vista tipo cortina (extremo superior) y registros (extremo inferior) obtenidos con la herramienta
PeriScope 15. El carril superior, que muestra las curvas de resistividad convencionales, demuestra poca
respuesta al yacimiento, en comparación con las curvas de corrimiento de fase (carril central) y las
curvas de atenuación (carril inferior). Las deflexiones de las curvas de corrimiento de fase y atenuación
corresponden a mediciones de la conductividad codificadas en color en la visualización tipo cortina,
donde los colores más oscuros representan mayor conductividad y los colores más claros representan mayor resistividad. Las deflexiones positivas de las curvas de corrimiento de fase y atenuación corresponden al margen de un cuerpo arcilloso situado por encima de la trayectoria del pozo (Punto A
de la visualización de tipo cortina). A medida que la herramienta se desplaza en sentido descendente
a lo largo de la trayectoria del pozo, comienza a detectar la base del cuerpo de areniscas de canal y la
magnitud de las deflexiones de las curvas de corrimiento de fase y atenuación aumenta a medida que
la herramienta se aproxima a la lutita que se encuentra debajo del pozo (Punto B). La deflexión se
vuelve claramente positiva (Punto C), lo que indica la aproximación de la lutita por encima del tope del
cuerpo de areniscas de canal.
Oilfield Review
> Centro de control de colocación de pozos. Con sólo algunas pantallas, un geólogo, un ingeniero de
perforación u otro miembro del equipo a cargo de las operaciones de geonavegación puede mantenerse actualizado con respecto a las operaciones que se están ejecutando. Aquí, un especialista en
colocación de pozos selecciona una gráfica polar, vistas tipo cortina y una visualización de una consola de perforación para efectuar el seguimiento del avance de la trayectoria de un pozo en tiempo
real. Las pantallas múltiples proveen flexibilidad, permitiendo evaluaciones de equipos multidisciplinarios mediante el acceso a otras visualizaciones tales como modelos sísmicos, registros de pozos
vecinos o datos de orientación de las herramientas.
Inmediatamente después de acceder a la
zona yacimiento, el pozo penetró su primera arenisca de canal. Las mediciones obtenidas con la
herramienta PeriScope 15 proporcionaron las
distancias existentes hasta los límites de capas,
por encima y por debajo de la herramienta, y
ayudaron a Statoil a definir y mapear la forma de
los canales encontrados. La vigilancia rutinaria
(monitoreo) cuidadosa de la distancia existente
entre la herramienta y el límite permitió que se
realizaran ajustes suaves de la trayectoria del
pozo para evitar salir de la zona productiva
(página anterior, abajo).
El equipo a cargo de las operaciones de geonavegación logró dirigir el pozo a través de 1,100
m [3,609 pies] del miembro Ness 2, penetrando
850 m [2,789 pies] de areniscas petrolíferas; un
volumen de areniscas petrolíferas un 30% superior al esperado.
Invierno de 2005/2006
Expansión de las aplicaciones
La información obtenida de la herramienta
PeriScope 15 aporta nuevas capacidades en lo
que respecta al mapeo y navegación de los yacimientos durante la perforación de pozos. A
medida que monitorean los flujos de datos transmitidos desde el equipo de perforación hasta las
oficinas del cliente, los equipos a cargo de las
operaciones de colocación de pozos pueden
transmitir información de utilidad a los geólogos, petrofísicos, geofísicos e ingenieros de
exploración (arriba). La información estructural
derivada de estas mediciones puede proveer
valiosos datos de entrada para modificar los
modelos de yacimientos mientras se perforan los
pozos. La importación de estos datos EM y de
geonavegación, direccionalmente sensibles, a un
ambiente computacional 3D otorga a los geo-
científicos la capacidad de manipular y ver los
datos desde diferentes ángulos, revelando rasgos
previamente ignorados que pueden afectar la
productividad de los yacimientos.
Además de las aplicaciones relacionadas con
la colocación de pozos, los datos EM de la herramienta PeriScope 15 proveen la información
geométrica crítica necesaria para corregir los
cálculos de evaluación de formaciones en pozos
horizontales y altamente desviados. Los datos
obtenidos con esta nueva herramienta LWD ayudan a mejorar los procedimientos de simulación
de yacimientos y los pronósticos de producción,
forjando así una valiosa relación multidisciplinaria entre las operaciones de perforación,
adquisición de registros y producción.
—MV
71
Colaboradores
Bob Adolph es gerente del segmento de Desarrollo de
Productos Nucleares y maneja el desarrollo de detectores nucleares, generadores, subsistemas y herramientas en el Centro de Tecnología de Schlumberger en
Princeton, Nueva Jersey, EUA. Después de obtener una
licenciatura en ingeniería eléctrica de la Universidad
de Rice en Houston, ingresó en la compañía, entonces
Anadrill, en 1979 como ingeniero eléctrico. Antes de
trasladarse a Princeton en el año 2003, Bob ocupó
diversas posiciones de ingeniería y dirección en
Houston y Sugar Land, Texas, EUA, en proyectos de
adquisición de registros con herramientas operadas
con cable y adquisición de registros durante la perforación (LWD, por sus siglas en inglés) incluyendo la
herramienta de Tiempo de Decaimiento Termal TDT*,
la herramienta de Control de Saturación del
Yacimiento RST*, la herramienta Experimental de
Evaluación de la Porosidad (xPET), las herramientas
de Neutrón Densidad Azimutal adnVISION* y otras
herramientas de adquisición de registros nucleares.
Malik Ait-Messaoud se desempeña como geofísico en
Sonatrach y reside en Argel, Argelia.
Boff Anderson es gerente de desarrollo de negocios
para la región de Medio Oriente y Asia (MEA, por sus
siglas en inglés) de WesternGeco y reside en Dubai,
Emiratos Árabes Unidos (EAU). Previamente, fue campeón de productos para los sistemas sísmicos terrestres con sensores unitarios Q-Land♦, posición que
ocupó en agosto de 2001. Boff ingresó en la compañía
en 1987, trabajando en brigadas de campo terrestres
en áreas tales como Papúa, Nueva Guinea, Nigeria y
Medio Oriente. Coautor de numerosos artículos sobre
adquisición sísmica Q-Land, posee una licenciatura en
física con concentración en geofísica de la Universidad
de Liverpool, Inglaterra.
Mike Archer se desempeña como especialista en evaluación de formaciones para Chevron en Lafayette,
Luisiana, EUA, y está a cargo de la evaluación de formaciones de las áreas de Chevron para la oficina de
Lafayette. Esto incluye la evaluación de registros
adquiridos en agujeros descubiertos y en pozos entubados, además del trabajo con los equipos a cargo de los
activos de la compañía y las compañías de servicios en
el diseño y la implementación de programas de evaluación de formaciones. Luego de desempeñarse como
geólogo tanto de desarrollo como de exploración,
ingresó en Chevron en 1989, después de haber trabajado en Tenneco Oil Co. Ha estado involucrado en procesos de evaluación de formaciones desde 1990. Mike
es graduado de la Universidad de Nueva Orleáns y
posee una licenciatura en ciencias de la tierra.
Yves Barriol es gerente del proyecto del Probador de
la Dinámica de la Formación en Pozo Entubado
CHDT* y está basado en el Centro de Productos de
Schlumberger en Sugar Land, Texas. Su grupo, en el
departamento de productos comerciales y soporte,
provee soporte técnico al sector de manufactura y al
campo. Asimismo, su grupo desarrolla nuevas características y mejoras en la confiabilidad de las herramientas CHDT. Desde su ingreso en la compañía en 1988,
ha trabajado en el diseño, desarrollo, industrialización, fabricación y prueba de sensores de fondo de
pozo, desde los transductores ultrasónicos hasta los
sensores de presión y las herramientas de presión.
72
Antes de ser transferido a Sugar Land, Yves trabajó en
Francia y Japón como ingeniero de diseño, ingeniero
de producción y jefe de sección. Posee un diploma en
ingeniería general de la Ecole Céntrale de Paris y un
doctorado del departamento de robótica de la
Universidad de Birmingham, Inglaterra.
Bob Bartman se desempeña como geofísico senior en
Devon Energy, Houston. Posee más de 16 años de experiencia en interpretación en la Costa del Golfo, tanto
en la plataforma continental como en el área de aguas
profundas y ha trabajado igualmente para las grandes
compañías petroleras como para los independientes.
Su enfoque actual se centra en las áreas de caracterización de yacimientos, desarrollo de campos y evaluación de áreas prospectivas dentro de la tendencia de
edad Terciario Inferior del Golfo de México.
Recientemente estuvo involucrado con WesternGeco
en un proyecto detallado de migración en profundidad
antes del apilamiento mediante tomografía multiazimutal, además de un proyecto de un sistema sísmico
marino de sensores unitarios Q-Marine♦ para la caracterización de yacimientos de aguas profundas. Además
trabaja con el grupo de Schlumberger Oilfield Services
en el proyecto de predicción de la presión de poro con
el modelo mecánico del subsuelo. Bob obtuvo tanto su
licenciatura como su maestría en geofísica de la
Universidad Estatal de Ohio, Columbus, EUA.
Mohamed-Zerrouk Boulegroun reside en Argel,
Argelia, y trabaja como geofísico para Sonatrach.
Lawrence Chou es gerente de operaciones del segmento de Perforación y Mediciones (D&M, por sus
siglas en inglés) de Schlumberger y ahora reside en
Muscat, Omán. Antes de ocupar su posición actual en
el año 2005, fue campeón de productos del segmento
de Resistividad D&M en Sugar Land, Texas, donde trabajó para introducir las nuevas tecnologías LWD electromagnéticas para colocación de pozos y petrofísica
avanzada. Lawrence obtuvo diplomas en ingeniería
eléctrica, matemática y física de la Universidad de
Rice, Houston, antes de completar sus estudios de
postgrado en ingeniería eléctrica, en la Universidad de
Texas en Austin. Ingresó en la compañía en 1998 como
ingeniero eléctrico en el Centro de Tecnología de
Sugar Land, donde diseñó circuitos para herramientas
de adquisición de registros nucleares antes de proceder a desarrollar los dispositivos electrónicos direccionales de generación de imágenes profundas durante la
perforación PeriScope 15*.
Daniel Codazzi reside en Clamart, Francia, donde se
desempeña como gerente de evaluación de formaciones y está a cargo de los proyectos de evaluación de
formaciones en agujeros descubiertos. Antes de ocupar
esta posición en el año 2004, Daniel fue gerente del
proyecto de servicio multifuncional de adquisición de
registros durante la perforación EcoScope* en el
Centro de Productos Riboud de Schlumberger. En el
año 1983, se incorporó al grupo a cargo de la tecnología de sensores de Dowell en St. Étienne, Francia.
Cinco años después, fue transferido a Anadrill en
Sugar Land, Texas, para desarrollar el primer sistema
de detección de entrada de gas KickAlert*. En 1992,
fue trasladado a Anadrill en Calgary para supervisar la
ingeniería del sistema MWD de diámetro reducido y
recuperable Slim I*. Regresó a Sugar Land al año
siguiente para desempeñarse como gerente de sección
de esta herramienta. En 1995, fue designado jefe de la
sección de acústica, a cargo del desarrollo de la herramienta de registro sónico durante la perforación
SONIC* IDEAL y, en 1997, fue designado gerente de
línea de desarrollo de productos para LWD. Daniel
posee un doctorado en mecánica de fluidos de la
Universidad Louis Pasteur, de Estrasburgo, Francia.
Ramona Corbiell es ingeniero del segmento de
Servicios de Diseño y Evaluación para Clientes DESC*
de Schlumberger, asignada a Shell en Nueva Orleáns.
Provee soporte técnico y ventas en relación con la
adquisición de mediciones durante la perforación
(MWD, por sus siglas en inglés) y LWD para todas las
etapas de las actividades de perforación de la Costa
del Golfo, desde la planeación hasta la entrega de
pozos. Ramona ingresó en la compañía como ingeniero
de servicios de perforación en el año 2000, después de
obtener su licenciatura en ingeniería mecánica de la
Universidad de Calgary y ha trabajado en operaciones
de campo y en la ejecución de extensivas pruebas de
campo en la localización del pozo de las herramientas
de adquisición de registros sónicos sonicVISION* e
ÍSONIC+*.
Alexis Darquin es gerente de desarrollo de negocios
LWD para el segmento D&M de Schlumberger y reside
en Stavanger, Noruega. Obtuvo una licenciatura en
geología y una maestría en tectónica del Instituto
Geológico Albert-de-Lapparent de París. Trabajó 10
años en la industria petrolera y posee ocho años de
experiencia en evaluación de formaciones en
Schlumberger, en diversos países. Alexis comenzó su
carrera como analista de registros en Nigeria y pronto
se convirtió en coordinador de operaciones de geonavegación. Subsiguientemente, se especializó en interpretación de mediciones LWD e intervino en el
desarrollo de productos de respuesta de imágenes
LWD. Recientemente, participó activamente en el
desarrollo y despliegue de las nuevas plataformas de
interpretación para las tecnologías LWD.
Jean-Michel Denichou se desempeña como geólogo
senior de Schlumberger en Stavanger y fue asignado
recientemente como campeón de dominio de colocación de pozos para los segmentos de Servicios de Datos
y Consultoría (DCS, por sus siglas en inglés) y D&M.
Posee una maestría en sedimentología del Instituto
Geológico Albert-de-Lapparent de París. Desde su
ingreso en Schlumberger hace nueve años, residió en
Nigeria, Argelia, Túnez, y Noruega y es autor o coautor
de numerosos artículos de la SPE y de publicaciones
periodísticas sobre colocación de pozos. Jean-Michel
ha estado involucrado en interpretación LWD e interpretación de registros adquiridos con herramientas
operadas con cable en agujeros descubiertos y en la
planeación y ejecución de proyectos de colocación de
pozos, brindando soporte para más de 60 pozos en los
últimos siete años.
Oilfield Review
Adel El-Emam se desempeña como geofísico especialista senior en el Grupo de Exploración de Kuwait Oil
Company y está a cargo de la adquisición y el procesamiento de datos sísmicos 2D y 3D. Posee una licenciatura en geología de la Universidad de El Cairo y una
maestría en geofísica de la Universidad de Pittsburg,
Pensilvania, EUA. Antes de ingresar en Kuwait Oil en
1995, fue gerente del departamento de procesamiento
de datos de General Petroleum Company en El Cairo.
Adel posee 29 años de experiencia en compañías
petroleras locales e internacionales.
Tamir el-Halawani tiene su base en el Centro de
Productos Riboud de Schlumberger en Clamart,
Francia, y como campeón de productos de
Schlumberger, está a cargo de la introducción del servicio EcoScope desde 2004. Ingresó en la compañía
como ingeniero de servicios de perforación en 1997 y
trabajó como ingeniero LWD, perforador direccional y
gerente de servicios de campo en diversos sitios incluyendo el Golfo de México y Warri y Port Harcourt en
Nigeria. Tamir obtuvo una licenciatura en ingeniería
electrónica y eléctrica de la Universidad de Gales en
Swansea.
Kåre Otto Eriksen se desempeña como especialista en
adquisición de datos de pozos para Statoil ASA en
Stavanger, donde está a cargo de la implementación de
nueva tecnología de adquisición de registros y se
encuentra involucrado en el soporte para la adquisición de datos de pozos y la evaluación de formaciones.
Como ingeniero petrolero para Statoil Exploration
Norway, trabajó en operaciones de adquisición de
registros y pruebas de pozos, petrofísica, evaluación de
yacimientos, desarrollo de campos e interpretación de
la presión de poro, particularmente para pozos de alta
presión y alta temperatura. Como asesor técnico de
operaciones de adquisición de registros de pozos para
Statoil Exploration & Production Norway, supervisó las
operaciones de adquisición de registros, la nueva tecnología de adquisición de registros y el soporte en
materia de presión de poro y mecánica de rocas. Kåre
obtuvo una maestría en ingeniería de petróleo del
Rogaland University Centre de Stavanger.
Mike Evans trabaja en el Centro de Productos de
Schlumberger en Sugar Land, Texas, en el grupo
nuclear EcoScope del departamento de energía
nuclear y acústica. Como físico, está a cargo del
diseño, desarrollo y soporte de las herramientas LWD
nucleares. Ingresó en la compañía en 1981 en Houston,
donde trabajó en diversas herramientas de adquisición
de registros nucleares operadas con cable. En 1986, se
ocupó del proyecto LWD en Sugar Land y se involucró
en el diseño y la interpretación de herramientas
nucleares. Mike es graduado de la Universidad A&M de
Texas, College Station, y posee un doctorado en física
nuclear. Antes de ingresar en Schlumberger, fue miembro de personal del Laboratorio Nacional de Los
Álamos en Nuevo México, EUA, durante cinco años.
Invierno de 2005/2006
Karen Sullivan Glaser es gerente de comunicaciones
de mercadeo de los segmentos de Servicios de Datos y
Consultoría y Manejo Integrado de Proyectos (IPM,
por sus siglas en inglés) de Schlumberger en Sugar
Land, Texas, donde trabaja con los dos grupos para el
desarrollo y soporte de una estrategia de mercadeo
global. Ingresó en la compañía en 1995 como geocientífico senior para GeoQuest North America, después de
trabajar para Amoco Production Company y Exxon
Production Research Company y como consultor geológico independiente. Antes de ocupar su posición
actual en el año 2003, se desempeñó como consultor
especialista en secuencias de tareas, gerente de soluciones de tecnología, y gerente de servicios al cliente
para GeoQuest. Karen obtuvo una licenciatura de la
Universidad de Colgate, en Hamilton, Nueva York,
EUA, una maestría de la Universidad de Oklahoma en
Norman, EUA, y un doctorado de la Universidad de
Rice en Houston, todas en geología.
Jeff Grant es el gerente de desarrollo de interpretación de GeoMarket* de Schlumberger para la región
continental de EUA y la Costa del Golfo de América del
Norte (NGC). Reside en Houston y dirige un grupo de
especialistas en interpretación relacionado con la
petrofísica, la geología y la ingeniería de yacimientos.
Este grupo se centra en el desarrollo de métodos de
interpretación y productos de respuesta para soportar
las tecnologías con cable y LWD. Ingresó en la compañía en 1980 como ingeniero de campo, trabajando en
Virgina Oeste, EUA, antes de ser transferido al oriente
de Texas. Luego de ejercer una función en Sedalia,
Colorado, EUA, supervisando las operaciones de la red
de comunicaciones satelitales LOGNET*, fue transferido a Houston para trabajar como analista de registros. Antes de ocupar su posición actual en 1994,
manejó el Centro de Computación de Schlumberger en
Lafayette y fue gerente de servicios de campo del
departamento petrofísico del centro de computación
de Houston. Jeff posee una licenciatura en ingeniería
agrícola de la Universidad de Virginia Oeste en
Morgantown.
Aziza Gribi trabaja para Sonatrach como perito geólogo y reside en Argel, Argelia.
Roger Griffiths es campeón de Dominio de
Interpretación LWD para el área del Golfo Arábigo y
supervisa la actividad llevada a cabo en los Emiratos
Árabes Unidos, Qatar, Omán y Yemen. Ingresó en
Schlumberger en 1987 como ingeniero de campo especialista en operaciones con cable y ha ocupado varias
posiciones de campo y directivas que abarcan desde el
manejo de las operaciones hasta el desarrollo técnico
de los servicios operados con cable y LWD y el soporte
petrofísico. Trabajó en China, Bangladesh, Australia,
África y Francia antes de ser transferido a Medio
Oriente. Antes de ocupar su posición actual, ayudó a
desarrollar el servicio EcoScope en el Centro de
Productos Riboud de Schlumberger en Clamart,
Francia. Roger posee una mención honorífica en ingeniería mecánica de la Universidad de Melbourne en
Victoria, Australia.
Nick Hart se desempeña como geólogo en Maersk Oil
North Sea UK Limited, antes Kerr-McGee North Sea
(UK) Limited. Radicado en Aberdeen, Nick trabaja
como geólogo de proyecto en el desarrollo de los activos del Campo Gryphon, desde el año 2004.
Previamente, trabajó seis años como geólogo de operaciones, responsable de la planeación e implementación de los programas de evaluación de formaciones y
geonavegación para los pozos del Mar del Norte de
Kerr-McGee.
Don Hartman se desempeña como asesor petrofísico
senior para la división de Producción del Golfo de
México (GOM, por sus siglas en inglés) de Devon
Energy Corporation en Houston. Sus áreas de responsabilidad incluyen la Costa del Golfo de Texas y el
GOM. Comenzó su carrera como petrofísico de planta
en Shell Oil en el año 1962, trabajando primero en
Houston (GOM y sur de Texas) y luego en Denver
(cuencas de las Montañas Rocallosas), antes de ser
transferido a Houston para trabajar en el área marina
de California, EUA. En el año 1981, ingresó en Sohio
Petroleum (BP Exploration), trabajando en Denver,
Anchorage y Houston. Don se trasladó a Pennzoil
Exploration and Production en 1992 y permaneció en
la compañía desde su fusión con Devon Energy, en
1999. Obtuvo una licenciatura en matemática e ingeniería química de la Universidad de Houston.
Makoto Ichikawa es el director del Equipo de
Evaluación y Transferencia Técnicas de Japan Oil, Gas
and Metals National Corporation (JOGMEC), antes
conocida como Japan National Oil Corporation
(JNOC). Ingresó en JOGMEC en 1984 y ha ocupado
posiciones relacionadas con operaciones e ingeniería
de yacimientos en Japón, Canadá y los Emiratos
Árabes Unidos. En Canadá, fue vicepresidente de la
división Técnica de Japan Canada Oil Sands Limited.
Makoto obtuvo una licenciatura y una maestría en
ingeniería de petróleo de la Universidad de Tokio.
Rachid Kasmi es geofísico y trabajó para Sonatrach
antes de jubilarse. Residió en Argel, Argelia.
Andreas Laake es campeón de productos de
WesternGeco, en Gatwick, Inglaterra, y ha trabajado 17
años en planeación de levantamientos y adquisición de
datos sísmicos. Su enfoque principal ha sido el análisis
e interpretación del ruido presente en los datos de
fuentes y receptores puntuales con contribuciones al
sistema Q-Land de WesternGeco. Andreas posee una
maestría en física y geofísica y un doctorado en física y
geociencias de la Universidad de Kiel en Alemania.
Harald Laastad trabajó en Statoil, Stavanger, durante
15 años y posee experiencia en exploración, desarrollo
de campos y campos maduros. Actualmente ocupa la
posición de asesor de disciplina en Geo Operations, lo
que también incluye la adquisición de datos obtenidos
en agujeros descubiertos. Preside el Grupo de
Tecnología LWD dentro de Statoil. Harald obtuvo una
maestría en geología de la Universidad de Bergen,
Noruega.
73
James Laidlaw es gerente de desarrollo de negocios
de vigilancia rutinaria y control de yacimientos de
Schlumberger, responsable de la introducción de los
sistemas de monitoreo de fibra óptica Sensa* y de
otras técnicas de monitoreo permanente en el
GeoMarket que opera en el Mar del Norte y reside en
Aberdeen, Escocia. Ingresó en la compañía en 1997
como ingeniero de proyecto y se desempeñó como
gerente de desarrollo de negocios para la herramienta
de monitoreo e inspección de la producción en tiempo
real WellWatcher* y el equipo multifásico fijo de monitoreo de la producción de pozos PhaseWatcher* en
Medio Oriente, antes de ocupar su posición actual en
junio de 2005. James posee una licenciatura (con
mención honorífica) en ingeniería y administración
de la Universidad de Napier en Edimburgo, Escocia.
Qiming Li está basado en Sugar Land, Texas, en
Schlumberger, y obtuvo un doctorado en física de la
Universidad Estatal de lowa, Ames, EUA. Posee
amplia experiencia de campos petroleros en el diseño
de herramientas de resistividad LWD, evaluación de
formaciones y desarrollo de productos de respuesta
para colocación de pozos en tiempo real. Como gerente de proyecto en la disciplina de Resistividad/RMN,
dirigió el esfuerzo de diseño, desarrollo y comprobación en el campo de la herramienta PeriScope 15 y
sus prototipos experimentales. Durante sus nueve
años de desarrollo de productos en Schlumberger,
Qiming fue conferenciante distinguido de la SPE y ha
escrito como autor o coautor 13 artículos y publicaciones periodísticas.
Yves Manin se desempeña como ingeniero de yacimientos principal en el Centro de Productos Riboud de
Schlumberger en Clamart, Francia, donde trabaja en
el grupo de evaluación de herramientas. Previamente,
ocupó diversas posiciones en África y Europa, primero
como ingeniero de campo y gerente de servicios de
campo y posteriormente como ingeniero de yacimientos. Fue transferido a Montrouge, Francia, para supervisar diversos estudios de campo que involucraban
simulaciones numéricas y luego pasó a Clamart para
trabajar en pruebas de pozos e interpretación de registros de producción. Yves posee un diploma de ingeniería de la Ecole Nationale Supérieure des Techniques
Industrielles et des Mines d'Alés, en Francia, y un
diploma ME (maestría) en ingeniería petrolera de la
Universidad Heriot-Watt, de Edimburgo, Escocia.
Alan McInally se desempeña como geofísico senior
para Maersk Oil North Sea UK Limited, antes
Kerr-McGee North Sea (UK) Limited. Ingresó en
Kerr-McGee en 2003 para trabajar en el proyecto de
redesarrollo del Campo Gryphon. Alan trabaja en
Aberdeen como líder del equipo de exploración cerca
de Gryphon.
Nick Moldoveanu se desempeña como gerente de servicios de diseño de levantamientos para el segmento
de Servicios Sísmicos de Yacimientos de WesternGeco
en Houston. Ha estado en la compañía, antes
Geco-PrakIa, desde 1989 trabajando como geofísico
senior, programador senior, gerente de geosoporte,
geofísico principal y asesor técnico en Calgary y
Houston. Antes de ingresar en WesternGeco, fue
director técnico del centro de procesamiento de datos
sísmicos para IPGG, la Compañía de Prospección
Petrolera Geológica y Geofísica de Bucarest,
Rumania. Nick obtuvo maestrías en geofísica y matemáticas de la Universidad de Bucarest.
74
Kerr Morrison se desempeña como líder del equipo
de subsuelo del Campo Bruce para BP Exploración y
Producción y reside en Aberdeen. Antes de ingresar
en BP en 1998, trabajó para Schlumberger Wireline
como ingeniero de campo en el Reino Unido,
Dinamarca, Japón y Malasia. En BP, ocupó diversas
posiciones de ingeniería de yacimientos dentro del
equipo del Campo Foinaven durante la fase de desarrollo-perforación. Ingresó en el equipo del Campo
Bruce en el año 2003 como líder del equipo de subsuelo y su proyecto actual se asocia con la identificación de opciones de desarrollo de yacimientos
adicionales, como soporte para el reinicio de las actividades de perforación con plataformas en el año
2006. Kerr obtuvo una licenciatura (con mención
honorífica) en ingeniería mecánica de la Universidad
de Strathclyde, Glasgow, y un diploma ME (maestría)
en ingeniería petrolera de la Universidad Heriot-Watt
de Edimburgo, ambas en Escocia.
Dzevat Omeragic obtuvo una licenciatura y una maestría de la Universidad de Sarajevo, Bosnia-Herzegovina,
y un doctorado de la Universidad de McGill en
Montreal, Canadá, todas en ingeniería eléctrica.
Ingresó en Schlumberger Oilfield Services en 1997
como físico de herramientas en el Centro de
Productos Sugar Land, trabajando en el diseño de
herramientas de adquisición de registros electromagnéticas. Actualmente, es gerente de programas para
tecnologías de modelado e inversión del Centro de
Investigaciones Doll de SchIumberger y reside en
Boston, Massachussets, EUA, donde trabaja en el área
de electromagnética computacional, evaluación de
formaciones en pozos horizontales y de alto ángulo,
computación de alto desempeño, diseño de antenas
de baja frecuencia, problemas de optimización y técnicas de inversión. Dzevat es coautor de 22 patentes
de EUA, 23 artículos de conferencias y 19 artículos
periodísticos arbitrados.
Ali Özbek se desempeña como asesor científico del
departamento de geofísica en el Centro de
Investigaciones de Schlumberger en Cambridge (SCR),
Inglaterra. Ingresó en la compañía en 1989 como investigador científico en electromagnética, en el Centro de
Investigaciones Doll de SchIumberger en Ridgefield,
Connecticut, EUA. En 1990, fue trasladado a SCR como
investigador científico senior e investigador científico
principal en el departamento de sísmica, antes de asumir su posición actual en el año 2003. Autor prolífico,
Ali posee numerosas patentes sobre adquisición y procesamiento sísmicos y actualmente se desempeña
como editor asociado de la publicación Geophysical
Prospecting for Signal Processing. Es graduado del
Instituto de Tecnología de Massachussets, en
Cambridge, y posee una licenciatura, una maestría y
un doctorado en ingeniería eléctrica.
Stephen Pickering es gerente de mercadeo para el
segmento de Servicios Sísmicos de Yacimientos en
Gatwick, Inglaterra, y está dedicado a la utilización de
estudios sísmicos para mejorar el manejo de los yacimientos. Comenzó su carrera como analista de datos
sísmicos en Western Geophysical. En 1981, ingresó en
Hamilton Oil como intérprete sísmico en áreas del
Mar del Norte, incluyendo la evaluación del Campo
Bruce. Desde 1989 hasta 1995, fue gerente de exploración en el Reino Unido y Europa para Hamilton Oil.
Después de su transferencia a BHP Petroleum, fue
designado gerente de tecnología de exploración,
teniendo como responsabilidad básica la evaluación
de áreas prospectivas y el manejo de portafolios.
Volvió a ingresar en Western Geophysical en 1999.
Antiguo vicepresidente de la Sociedad de Exploración
Petrolera de Gran Bretaña, fue presidente técnico de
la conferencia y exhibición bienal PETEX-2004 de
dicha sociedad. Stephen obtuvo una licenciatura de la
Universidad de Londres y un diploma MBA de la
Universidad Abierta de Milton, Inglaterra.
Julian Pop es asesor de ingeniería de Schlumberger
Oilfield Services en Sugar Land, Texas, donde provee
soporte en mediciones e interpretación para diversas
herramientas nuevas operadas durante la perforación.
Desde su ingreso en la compañía en 1979, se ha involucrado técnica y directivamente en proyectos de
desarrollo de interpretación para probadores de formación tanto de pozo abierto como entubado y en el
manejo de programas de herramientas e interpretación. Además, fue docente en la Universidad de Texas
en Austin y en la Universidad de Rice en Houston.
Julian posee una licenciatura en ingeniería mecánica
de la Universidad de Melbourne en Victoria, Australia,
una maestría de La Universidad Johns Hopkins, en
Baltimore, Maryland, EUA, y un doctorado de la
Universidad de Rice.
Ghassan Rached es consultor geofísico adscripto a
Kuwait Oil Company (KOC) a través de Kuwait
Drilling Company. Durante sus 12 años en KOC, dirigió varios equipos y trabajó en adquisición y procesamiento de datos sísmicos; adquisición, procesamiento
y evaluación sísmica 4D; y en inversión de datos y
modelado de propiedades de yacimientos. Antes de
ingresar en KOC en 1993, pasó seis años realizando
tareas académicas y de investigación, 14 años en compañías petroleras internacionales y compañías de servicios y 10 años en compañías petroleras nacionales
en Medio Oriente y Australia. Autor prolífico, redactó
seis artículos sobre técnicas sísmicas 4D y adquisición
sísmica con sensores unitarios. Ghassan obtuvo una
licenciatura en matemática, física y educación de la
Universidad Americana de Beirut en el Líbano y una
maestría en geofísica del Imperial College,
Universidad de Londres.
Patrick Perciot es el gerente de proyecto de la herramienta EcoScope, en el Centro de Productos Riboud
de Schlumberger en Clamart, Francia. Antes de ocupar esta posición, manejó el desarrollo del sistema de
detección ultraestable utilizado en los equipos portables multifásicos para pruebas periódicas de pozos
PhaseWatcher y PhaseTester*, teniendo su base en el
Centro de Tecnología de Princeton, Nueva Jersey.
Patrick ingresó en Schlumberger en 1990 y ha ocupado diversas posiciones en centros de ingeniería de
Francia y EUA. Obtuvo un Diploma Grande École de la
École Nationale Supérieure de Physique de Grenoble,
Francia, y una maestría de la Universidad de
Bourgogne, Francia, ambas en física.
Oilfield Review
Colin M. Sayers se desempeña como asesor científico
del Grupo de Geomecánica del segmento DCS de
Schlumberger en Houston, donde provee servicios de
asesoramiento en pronóstico de la presión de poro,
análisis de estabilidad de pozos, geomecánica, física
de rocas, geofísica y las propiedades de los yacimientos fracturados. Desde su ingreso en la compañía en
1991, Colin recibió varios premios por su trabajo,
incluyendo el premio Conrad Schlumberger por un
articulo técnico. Obtuvo una licenciatura en física de
la Universidad de Lancaster, un diploma DIC en física
matemática y un doctorado en física teórica del estado
sólido del Imperial College, Universidad de Londres.
Es miembro del Comité de Investigación de la SEG y
ha publicado más de 100 artículos técnicos.
Graham Scott trabaja para Nexen Petroleum UK
Limited en Aberdeen, como supervisor de evaluación
de pozos. Está a cargo de todos los aspectos de la
adquisición de datos con herramientas LWD y herramientas operadas con cable eléctrico para las operaciones de la plataforma continental del Reino Unido.
Comenzó su carrera en 1981 en Flopetrol
Schlumberger como ingeniero de campo especialista
en pruebas de pozos en el Sudeste de Asia. Desde
entonces ha trabajado para Phillips Petroleum,
Amerada Hess y posteriormente para Encana UK
Operations, hasta su venta a Nexen ocurrida en el año
2004. Graham ha ocupado posiciones como ingeniero
de producción, representante de compañías extraterritoriales, supervisor de ingeniería de producción y
supervisor de evaluación de pozos para diversos campos petroleros del Mar del Norte y para Europa, Norte
de África y Asia. Posee una licenciatura en ingeniería
química e ingeniería de proceso y un diploma ME
(maestría) en ingeniería petrolera de la Universidad
de Heriot-Watt en Edimburgo.
Gerald Sirkin se desempeña como asesor geológico de
la División del Golfo para Devon Energy Corporation y
reside en Houston. Integra un equipo responsable de
la explotación y el desarrollo de los campos de Devon
en el área marina de Texas y Luisiana, incluyendo las
áreas del Este de Cameron, el Oeste de Cameron y
Vermilion. Ingresó en Santa Fe Energy, en Houston, en
1997, antes de su fusión con Devon ocurrida en el año
2000, para desempeñarse como asesor geológico para
exploración y desarrollo de áreas prospectivas de perforación en propiedades de Santa Fe, situadas en el
área marina del Golfo de México. Antes de ingresar en
Santa Fe Energy, Gerald fue vicepresidente de exploración para Challenger Minerals Inc. Obtuvo una licenciatura de la Universidad Estatal de Ohio, Columbus, y
una maestría de la Universidad de Nebraska, Lincoln,
EUA, ambas en geología.
Chris Stoller se desempeña como asesor científico del
Centro de Tecnología de Schlumberger en Princeton,
Nueva Jersey, donde coordina los esfuerzos centrados
en un proyecto de generador nuevo además del trabajo
que realiza actualmente en relación con el servicio
EcoScope. Después de ingresar en Schlumberger,
Houston, en el año 1986, trabajó en el proyecto RST y
en diversos proyectos nucleares. Antes de ser trasladado a Princeton en el año 2005, trabajó en las secciones nucleares de las herramientas de resistividad y en
los proyectos EcoScope. Previo a su ingreso en
Schlumberger, trabajó en la Universidad de Stanford,
en la Universidad Estatal de San José en California y
en el Instituto Federal de Tecnología (ETH) de Zurich,
Suiza, donde obtuvo un doctorado en física nuclear.
Invierno de 2005/2006
Gerhard Templeton se desempeña como geólogo
petrolero senior para Maersk Oil North Sea UK
Limited, antes Kerr-McGee North Sea (UK) Limited.
Radicado en Aberdeen, trabaja en el desarrollo de
activos como Líder de Equipo en el Campo Gryphon.
Martín Terrazas Romero se desempeña como gerente
de ingeniería para Petróleos Mexicanos (PEMEX)
Exploración y Producción, en Poza Rica, México. Posee
una licenciatura y una maestría en ingeniería petrolera de la Universidad Nacional Autónoma de México
(UNAM), en Ciudad de México.
Mahieddine Touami trabaja como ingeniero de yacimiento para Sonatrach. Reside en Argel, Argelia.
Ian Tribe es gerente de desarrollo de negocios LWD y
de colocación de pozos de Schlumberger y reside en
Aberdeen. Comenzó su carrera en el campo petrolero
en el año 1995, en una consultora geológica con base
en el Reino Unido y, desde su ingreso en Schlumberger
en 1997, ocupó diversas posiciones técnicas, de operaciones y ventas y posiciones directivas relacionadas
con los servicios de evaluación de formaciones LWD y
geonavegación. lan posee una licenciatura en geología
y ciencia de la computación de la Universidad de
Reading y un doctorado en geología estructural de la
Universidad Oxford Brookes, ambas en Inglaterra.
Peter van Baaren es gerente de geosoporte para la
región de MEA de WesternGeco y reside en Dubai,
Emiratos Árabes Unidos. Está a cargo del soporte de
ventas para el sistema Q-Land y de la tecnología de
adquisición sísmica convencional. En 1989, ingresó
como sismólogo en Delft Geophysical, posteriormente
adquirida por Schlumberger, trabajando en diversos
lugares de Europa, América del Norte y América del
Sur. Luego trabajó como geofísico de operaciones en
Houston, sobre planeación geofísica de levantamientos
3D en zonas de transición y aguas someras. En 1998,
fue trasladado a Australia como geofísico de división y
geofísico de proyectos senior para la región de Asia
(ASA). En el año 2001, fue transferido a Kuala
Lumpur, donde trabajó como geofísico de soporte
terrestre de la región de ASA y como geofísico de geosoporte para servicios de yacimientos. En el año 2003
fue trasladado a Dubai para realizar estudios de evaluación y diseño de levantamientos con sensores unitarios Q♦. Peter posee una maestría en geofísica
aplicada de la Universidad de Tecnología de Delft, en
los Países Bajos.
Geoff Weller es gerente de productos de respuesta
LWD del Centro de Productos Riboud de Schlumberger
en Clamart, Francia. Comenzó su carrera en
Schlumberger en el año 1982, como ingeniero de
campo especialista en operaciones con cable en
Nigeria. Ocupó una variedad de posiciones de campo y
posiciones directivas que abarcaron desde la coordinación de las operaciones de geonavegación, pasando por
el manejo de operaciones y el soporte de interpretación hasta la responsabilidad por el mercadeo y el
desarrollo de servicios LWD para la región de Medio
Oriente y Asia. Trabajó en África, Medio Oriente, Asia y
Australia antes de ser transferido a Francia donde está
a cargo del desarrollo de productos de adquisición,
interpretación y respuesta para los nuevos servicios
LWD, incluyendo el servicio EcoScope. Geoff posee una
licenciatura de la Universidad New South Wales, en
Sydney, Australia.
David White es director de mercadeo de los centros
de investigación de Schlumberger, con base en el
Centro de Investigaciones de Schlumberger en
Cambridge, Inglaterra. Está a cargo del mercadeo a
través de todos los centros de investigación de la compañía, de la investigación y el desarrollo conjuntos con
los clientes y de las nuevas tecnologías e innovaciones
que tienen lugar en Schlumberger. David ingresó en
Schlumberger como investigador científico en 1983, en
Cambridge, Inglaterra, y posteriormente trabajó como
gerente de ingeniería de perforación, gerente general,
gerente de desarrollo de negocios y vicepresidente de
mercadeo en Francia, el Reino Unido y EUA. Antes de
ocupar su posición actual en el año 2002, fue gerente
de desarrollo de productos para el segmento D&M de
Schlumberger en Sugar Land, Texas, donde tuvo a su
cargo todo el desarrollo de productos. David obtuvo
una licenciatura en física de la Universidad de Bristol,
en Inglaterra, y un doctorado en geofísica de la
Universidad de Cambridge, en Inglaterra.
Margrethe Wiig es geólogo de yacimiento para Statoil
ASA. Residente de Bergen, Noruega, donde trabaja en
el equipo a cargo de los activos del Campo Veslefrikk.
Obtuvo su licenciatura en ingeniería civil del Instituto
Noruego de Tecnología en Trondheim.
Se utiliza un asterisco (*) para denotar las marcas de Schlumberger.
Se utiliza un diamante (♦) para indicar las marcas de WesternGeco.
Yakov Volokitin se desempeña actualmente como
ingeniero petrofísico senior en Shell E&P Américas, en
Nueva Orleáns. Sus responsabilidades recientes incluyeron la maduración de oportunidades y el soporte
operacional para los proyectos Ram Powell, Europa y
Mars. Antes de asumir su función en Nueva Orleáns,
trabajó en Shell, en los Países Bajos. Yakov obtuvo su
doctorado en física de la Universidad de Leiden, en los
Países Bajos y su maestría en ingeniería física del
Instituto de Física y Tecnología de Moscú.
Kim Watson ingresó en Conoco, ahora ConocoPhillips,
en 1981 y trabajó en diversos lugares de Medio Oriente,
Lejano Oriente, EUA y el Reino Unido. Actualmente se
desempeña como geólogo de planta para la Unidad de
Negocios del Mar del Norte situada en Aberdeen. Posee
conocimientos técnicos especiales de muchos aspectos
del ámbito de las geociencias de exploración, desarrollo y operaciones, incluyendo una breve misión interfuncional como superintendente de perforación. Kim se
graduó en la Universidad de Edimburgo, en Escocia,
con una mención honorífica en geología.
75
Próximamente en
Oilfield Review
Adquisición de registros sónicos
durante la perforación. Las herramientas de adquisición de registros
durante la perforación basadas en
datos de registros sónicos proveen
datos que ayudan a los ingenieros a
optimizar la densidad del lodo, evaluar la estabilidad del pozo, interpretar la litología, monitorear los efectos del flujo de fluido en el pozo y
realizar picados más precisos de las
profundidades de asentamiento de
la tubería de revestimiento. Algunos
antecedentes del Mar del Norte y
del Golfo de México demuestran
cómo los operadores están utilizando datos de registros sónicos en
tiempo real, técnicas de interpretación de avanzada y sistemas de telemetría que transmiten datos desde
la localización del pozo hasta la
costa para reducir el riesgo, la incertidumbre y el costo del pozo.
Manejo de yacimientos de gas
condensado. Un fluido de gas condensado retrógrado condensa hidrocarburo líquido cuando el fluido cae
por debajo de su presión de rocío.
La condensación puede producirse
en la formación, dejando atrás valiosos fluidos, o crear una obstrucción
en la zona vecina al pozo que reduce
su productividad. Este artículo describe la física de los gases condensados y los esfuerzos realizados por
mitigar las obstrucciones de condensado.
Monitoreo del crecimiento de las
fracturas hidráulicas. Los equipos
a cargo de los activos de las compañías que comprenden la geometría de
las fracturas hidráulicas y el comportamiento de la propagación pueden
mejorar la eficacia de los tratamientos
de estimulación y aumentar la recuperación de hidrocarburos en los yacimientos de baja permeabilidad. Si
bien los métodos sísmicos de control
del crecimiento de las fracturas
hidráulicas existen hace muchos años,
el nuevo hardware y las innovadoras
técnicas de procesamiento hacen que
este tipo de monitoreo resulte más
viable y pertinente que nunca. Este
artículo describe el monitoreo de las
fracturas hidráulicas y presenta ejemplos que demuestran su impacto en
EUA y Japón.
76
NUEVAS PUBLICACIONES
El congelamiento de la Tierra:
El pasado y la historia futura de
las edades de hielo
Doug Macdougall
University of California Press
2120 Berkeley Way
Berkeley, California 94704 EUA
2004. 284 páginas. $24.95
ISBN 0-5202-3922-9
Más allá del petróleo: La
perspectiva a partir de la
cumbre de Hubbert
Kenneth S. Deffeyes
Hill y Wang, una división de Farrar,
Straus y Giroux
19 Union Square West
Nueva York, Nueva York 10003 EUA
2005. 224 páginas. $24.00
ISBN 0-8090-2956-1
La idea de que la Tierra ha experimentado edades de hielo periódicas a lo largo
de toda su historia es ampliamente
aceptada en los círculos científicos. Este
libro explora las causas y efectos de
estas edades de hielo, desde la primera
glaciación acaecida hace aproximadamente tres mil millones de años, hasta
nuestros días. Investigando las vidas de
quienes contribuyeron al desarrollo de
comprensión de la glaciación global, el
autor describe el desarrollo histórico de
la ciencia del cambio climático.
Contenido:
• El hielo, las edades de hielo y la
historia del clima de nuestro planeta
• El fuego, el agua y Dios
• Los glaciares y los peces fósiles
• Las evidencias
• En busca de la causa de las edades
de hielo
• El descongelamiento de la Tierra
• Los ciclos de las edades de hielo
• El pasado helado de nuestro planeta
• Extracción de núcleos para la
obtención de detalles
• Las edades de hielo, el clima y la
evolución
• El último mileno
• Las edades de hielo y el futuro
• Bibliografía, Índice
…Macdougall emplea la táctica
literaria de enfocarse en un grupo de
personas que hicieron contribuciones
históricas para la compresión del
congelamiento de la Tierra. El autor da
vida a estos personajes e introduce
gradualmente una apreciación de las
dificultades que plantea la formulación
de nuevas ideas y su aceptación, lo que
hace que el libro resulte de fácil lectura.
Un aspecto negativo de este enfoque es que muchos protagonistas clave
quedan fuera de la escena y la exposición de determinados individuos opaca
al equipo de trabajo necesario para
conducir la ciencia moderna.
Hughes T: Geotimes 50, no. 4 (Abril de 2005): 48-49.
Mediante la utilización de la metodología desarrollada por la autoridad máxima en abastecimiento de petróleo, M.
King Hubbert, el geólogo Deffeyes pronostica que la producción de petróleo
mundial alcanzará su punto máximo a
fines del año 2005 o a comienzos de
2006. Su libro se centra en los potenciales combustibles de reemplazo que
habrán de ser provistos por la Tierra y
evalúa su probable producción en los
próximos años, particularmente la producción de petróleo. Un capítulo final
cubre la posible combinación de fuentes
energéticas para el futuro cercano y los
roles especiales que desempeñarán la
conservación, los automóviles diesel de
alto kilometraje, las centrales nucleares
y la electricidad eólica.
Contenido:
• ¿Por qué buscar más allá del petróleo?
• De dónde provino el petróleo
• El método de Hubbert
• Gas en su mayor parte
• Consideremos el carbón
• Areniscas bituminosas, petróleo
pesado
• Esquistos bituminosos
• Uranio
• Hidrógeno
• El panorama general
• Notas, Índice
Deffeyes se luce cuando explica la
geología y el funcionamiento interno
de los recursos de hidrocarburos,
incluyendo el petróleo, el gas natural, el
carbón, las areniscas bituminosas, el
petróleo pesado y los esquistos bituminosos, y otros dos recursos: el uranio y el
hidrógeno. El autor combina su redacción con su amplia experiencia como
docente de geología y su admirable sentido de la sensatez y sabiduría, dando
como resultado un libro entretenido.
La energía, los residuos y el
medio ambiente: Una
perspectiva geoquímica,
Publicación Especial de la
Sociedad Geológica 236
R. Gieré y P. Stille (eds)
The Geological Society
Publishing House
Unidad 7, Brassmill Enterprise Centre
Bath BAI 3JN Inglaterra
2004. 688 páginas. $243.00 ($146.00
para socios de la AAPG)
ISBN 1-86239-167-X
Con un total de 36 capítulos aportados
por especialistas líderes, el libro se
centra en los enfoques geoquímicos
para el tratamiento, confinamiento y
dispersión de los residuos generados
por la producción y el consumo de
energía. El libro destaca también la
actividad de investigación acerca de la
utilización potencial de ciertos tipos de
residuos derivados de la energía como
materia prima para la producción de
energía; un aspecto cada vez más
importante de las modernas estrategias
integradas de manejo de residuos.
Contenido:
• El ciclo de los combustibles nucleares
• El ciclo de los combustibles fósiles
• El ciclo de la energía geotérmica
• El ciclo de residuo a energía
• La interacción agua-residuo
• Índice
Su mayor mérito radica en que el
libro demuestra que se están realizando actividades de investigación
internacionales de máximo nivel sobre
residuos relacionados con la energía y,
en consecuencia, que la comunidad
científica está abordando el tema con
la mayor seriedad posible.
…esta oportuna publicación
demuestra que la geoquímica es una
ciencia clave para ayudarnos a resolver las dificultosas cuestiones ambientales que plantea el desarrollo
económico mundial.
Petil J-C: Elements 1. no. 2 (Marzo de 2005): 109
Sorkhabi R: Geotimes 50, no. 3
(Marzo de 2005):48-49.
Oilfield Review