Imágenes sísmicas en escala de profundidad

Oilfield Review
Verano de 2002
Imágenes sísmicas en escala de profundidad
Operaciones de disparos orientados
Mediciones sísmicas durante la perforación
Pruebas de formación detrás del revestimiento
SMP-6098-S
La elección del innovador
¿Evolucionar o revolucionar? Casi a diario, los equipos de
desarrollo de productos enfrentan la elección entre perfeccionar una tecnología existente o comenzar de nuevo en
una hoja en blanco. Mientras que la tentación de comenzar
en limpio está siempre presente, los requisitos del legado
de negocios, la presión sobre el tiempo para introducir los
productos en el mercado y la necesidad de brindar soporte
a la tecnología existente, generalmente imponen la tendencia a evolucionar en el desarrollo de nueva tecnología.
Pero cuando se presentan obstáculos en el camino del
equipo de desarrollo, es posible que se necesite un enfoque radicalmente distinto y revolucionario para superar los
desafíos técnicos. Debido a estos factores de conflicto,
muchos de los nuevos desarrollos de productos incorporan
componentes evolucionistas y revolucionarios.
Ya sea evolucionista o revolucionario, o una combinación
de ambos, es en definitiva la gente la que crea nueva tecnología. En un mundo ideal, la innovación técnica seguiría
un curso lógico y paso a paso. En la realidad, el desarrollo
tecnológico puede ser un emprendimiento tortuoso que
requiere medidas equivalentes de paciencia, vigor intelectual y creatividad. La inspiración del sentimiento de innovación y creatividad entre los miembros de un equipo, se
convierte en el ingrediente mágico extra necesario para
alcanzar el éxito en cualquier emprendimiento de desarrollo de productos.
Los innovadores exitosos emplean medios evolucionistas
y revolucionarios según dicten las circunstancias y requerimientos. Para cumplir con los objetivos del proyecto, el
desafío para cualquier equipo de desarrollo de productos
consiste en lograr un equilibrio entre extender los límites
de las soluciones existentes y adoptar nuevos enfoques
creativos, pero potencialmente arriesgados. Un enfoque
excesivamente conservativo puede dar como resultado una
tecnología que fracase en cumplir con los objetivos deseados, mientras que proyectos que dependen demasiado de
las innovaciones futuras pueden fallar cuando las opciones
de desarrollo no se hallen disponibles. Finalmente, la magnitud y naturaleza de los desafíos que se han encarado
imponen la correcta combinación de enfoques evolucionistas y revolucionarios.
Schlumberger combina en forma rutinaria estilos de
desarrollo evolucionistas y revolucionarios en todos sus
productos y servicios. Por ejemplo, las primeras herramientas de pruebas de formación operadas a cable, introducidas en la década de 1950, han progresado a un estado de
modularidad y funcionalidad de última generación que se
manifiesta en el Probador Modular de la Dinámica de la
Formación MDT*. El sucesor más reciente de estos dispositivos de pruebas de formación, el Probador de la Dinámica
de la Formación de Pozo Entubado CHDT* (véase "Pruebas
de formación y obtención de muestras de fluidos a través
del revestimiento," página 50) representa el desarrollo de
un producto que es evolucionista y revolucionario a la vez.
El esfuerzo extraordinario del equipo de desarrollo de la
herramienta CHDT superó una gran cantidad de desafíos
técnicos para crear una de las más complejas herramientas de evaluación de formaciones que existe hoy en día.
Mientras comparte las técnicas altamente refinadas de las
herramientas de pruebas anteriores, la herramienta CHDT
puede probar a través del revestidor y reparar el orificio de
acceso una vez concluida la prueba. Esta capacidad revolucionaria representa un cambio de paradigma en la evaluación de formaciones en pozo entubado con herramientas
operadas a cable. Si bien resultaba sencillo articular el concepto, su implementación se hacía mucho más difícil. La
habilidad del equipo de diseño para innovar más allá de los
límites tecnológicos existentes y para adoptar nuevos conceptos cuando se enfrentaba con desafíos aparentemente
insuperables, condujo a un equilibrio de desarrollo de tecnología evolucionista y revolucionaria exitoso.
La inspiración de innovación y capacidad creativa para
resolver problemas en un equipo de diseño es también un
equilibrio que requiere un ambiente corporativo apropiado. Por naturaleza, las grandes organizaciones y los equipos de desarrollo de productos dentro de ellas, se vuelven
conservativos y adversos al riesgo dentro de la organización. Cuando existe un enfoque seguro que garantizará la
supervivencia, los emprendimientos de alto riesgo a veces
se perciben como algo que no justifica el precio del fracaso. Sin embargo, la creación de un ambiente en el cual el
"fracaso inteligente" es visto como una rutina que forma
parte del proceso de innovación, requiere un delicado
balance entre las restricciones y pautas de seguridad para
que éstas no sofoquen el pensamiento creativo.
¿Evolución o revolución tecnológica? Sin duda, ambas
son necesarias, junto con equipos de diseño flexibles e
inventivos y una cultura corporativa que promueva el pensamiento precursor.
Tom Zimmerman
Asociado de Schlumberger y Gerente del Centro de Productos de Sugar Land
Tom Zimmerman dirige el Centro de Productos de Schlumberger situado en
Sugar Land, Texas. Obtuvo su licenciatura de la Universidad Purdue, West
Lafayette, Indiana, y su maestría de la Universidad de Maryland en College
Park, ambas en ingeniería mecánica. Tom ingresó en Schlumberger en 1975
y ha ejercido diversos cargos en ingeniería y gerenciamiento, incluyendo un
intenso trabajo en técnicas de disparos y pruebas de formación. Como
Asociado de Schlumberger, Tom es uno de los nueve expertos técnicos
líderes que guían la estrategia técnica de la compañía. Forma parte de varias
juntas académicas y de la industria, que incluyen a la Sociedad Americana de
Ingenieros Mecánicos, a la Universidad Purdue y a la Comunidad Técnica
Eureka de Schlumberger.
Se utiliza un asterisco (*) para denotar una marca de Schlumberger.
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Operating Co., Bakú
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BP
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Shell E&P Company
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Edición
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Subedición
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Diagramación
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Revisión de la traducción
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Departamento de Mercadotecnia
México y América Central (MCA)
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
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Oilfield Review se complace en anunciar la incorporación de Eteng A. Salam a
su consejo editorial. El Sr.
Salam recibió su licenciatura en ingeniería de
petróleo del Instituto de
Tecnología Bandung.
Ingresó en PERTAMINA en
1978. Primero trabajó
como ingeniero en Yakarta
y posteriormente en
Balikpapan y Plaju antes
de retornar a Yakarta como
gerente. Desde entonces y
antes de ocupar su designación actual como
Vicepresidente Senior de
Upstream, el Sr. Salam
ocupó varias posiciones de
gerencia. Actualmente
forma parte activa de
varias sociedades profesionales clave del campo
petrolero en Indonesia.
Schlumberger
Oilfield Review
2
Verano de 2002
Volumen 14
Número 1
La era de las imágenes en escala de profundidad
La generación de imágenes en escala de profundidad, antiguamente demasiado
costosa para uso comercial, se ha convertido en la herramienta preferida para los
proyectos de exploración y delineación de yacimientos más desafiantes de hoy en
día. En áreas estructuralmente complejas, especialmente donde las fallas y las
intrusiones salinas conducen a modelos complicados de velocidad sísmica, el procesamiento tradicional en el dominio del tiempo genera resultados confusos; sólo
las imágenes en escala de profundidad revelan la verdadera ubicación y forma de
las características del subsuelo. Este artículo muestra cómo la generación de imágenes en escala de profundidad mejora las imágenes sísmicas y presenta ejemplos
que demuestran de qué manera las compañías de petróleo y gas las utilizan para
mejorar sus índices de éxito.
18 Orientación de los disparos en la dirección correcta
Los disparos orientados mejoran el fracturamiento hidráulico y simplifican las
terminaciones sin malla (cedazo) que previenen la producción de arena. Una
nueva herramienta operada a cable orienta las pistolas de manera que los disparos se alinean con el plano preferencial de fracturamiento y con la dirección más
estable en una formación, o intersecan las fracturas naturales para una mayor
productividad. Esta técnica también se utiliza para disparar el lado alto de los
pozos horizontales, prevenir el daño de los componentes de terminación de
pozos, reparar canales en el cemento detrás del revestidor, establecer la comunicación con los pozos de alivio y evitar el colapso del revestidor.
34 Mediciones sísmicas bien posicionadas
Cuando no se conoce la ubicación de la barrena en las secciones sísmicas de
superficie durante la perforación, el riesgo y el costo de las operaciones aumentan. Las actualizaciones cruciales en las profundidades de los yacimientos objetivo
y de los riesgos de perforación pueden ahora volverse confiables sin interrumpir el
proceso de perforación. Este artículo presenta una nueva herramienta de adquisición de registros durante la perforación que proporciona información de los tiros
de prueba de velocidad en tiempo real, sin las limitaciones de las técnicas anteriores. Esta herramienta genera imágenes sísmicas de alta calidad luego del procesamiento y, con una planificación adecuada acompañada de los avances en los sistemas de telemetría y las aplicaciones de procesamiento, ofrece un gran potencial
para la generación de imágenes sísmicas en tiempo real.
50 Pruebas de formación y obtención de
muestras de fluidos a través del revestimiento
Una nueva herramienta de pruebas de formación perfora a través del revestidor
de acero, el cemento y la roca, para medir las presiones del yacimiento y obtener
muestras del fluido de formación. A diferencia de otros dispositivos utilizados en
pozos entubados, esta nueva herramienta tapona el orificio que perfora, aislando
la formación del pozo después de realizadas las pruebas. Esta singular capacidad
para sellar los orificios permite a los operadores reanudar la producción sin necesidad de efectuar costosas reparaciones del revestidor o la cementación.
64 Colaboradores
67 Próximamente en Oilfield Review
68 Nuevas publicaciones
1
La era de las imágenes
en escala de profundidad
Muchos de los actuales objetivos de exploración no se pueden detectar claramente
con las imágenes sísmicas convencionales. Los operadores están obteniendo una
visión más clara—aun de los rasgos más complejos—a través de las imágenes
desplegadas en escala de profundidad antes del apilamiento de los datos. Los
resultados, al ser más precisos, reducen el riesgo exploratorio y ayudan a delinear
nuevas reservas.
Uwe Albertin
Jerry Kapoor
Richard Randall
Mart Smith
Houston, Texas, EUA
Gillian Brown
Chris Soufleris
Phil Whitfield
Gatwick, Inglaterra
Fiona Dewey
Wintershall Noordzee BV
La Haya, Países Bajos
Jim Farnsworth
BP
Houston, Texas
Gary Grubitz
BHP Billiton
Houston, Texas
Mark Kemme
Clyde Petroleum Exploratie BV
La Haya, Holanda
Por su colaboración en la preparación de este artículo se
agradece a Ian Anstey, Robert Bloor, George Jamieson,
Patrick Ng y Erick Zubay, Houston, Texas, EUA; y a Mark
Egan, Gatwick, Inglaterra.
1. Cobertura o multiplicidad es la cantidad de pares
fuente-receptor cuyas señales constituyen una traza.
2
A lo largo del último siglo, los intérpretes se conformaron con las imágenes sísmicas procesadas y
desplegadas en el dominio del tiempo. En muchas
de las áreas exploratorias actuales, especialmente donde las estructuras son complejas y las
velocidades sísmicas varían abruptamente debido
a la presencia de fallas o intrusiones salinas, el
procesamiento en el dominio del tiempo puede
arrojar resultados engañosos; sólo las imágenes
desplegadas en escala de profundidad pueden
definir la posición verdadera y la geometría
correcta de los rasgos del subsuelo. En ciertos
casos, la diferencia entre imágenes en escala de
profundidad e imágenes en el dominio del tiempo
puede llegar a desarrollar o truncar un área prospectiva: las estructuras adquieren o pierden cierre, los objetivos se desplazan en cientos de pies
o metros y pueden incorporarse o perderse reservas. La diferencia puede ser un costoso pozo seco
en lugar de un descubrimiento.
Este artículo explica de qué manera las imágenes en escala de profundidad surgen como la
técnica preferida para el procesamiento de datos
sísmicos tendientes a obtener imágenes de rasgos complejos del subsuelo. Varios estudios de
casos demuestran cómo las compañías de petróleo y gas que operan en el Golfo de México, el
Mar del Norte y la parte continental de EUA
están mejorando sus índices de éxito en materia
de perforación con esta técnica.
Acontecimientos en la historia sísmica
En el curso del siglo XX, episodios notables marcaron avances en los métodos de prospección sísmica. Si bien muchas tecnologías nuevas tardaron
unos 10 años en pasar de la etapa de introducción
a la práctica generalizada, cada una generó finalmente nuevas oportunidades de exploración.
Comenzando en la década de 1920, se introdujeron los disparos analógicos de cobertura simple para detectar capas inclinadas del subsuelo
(página siguiente)1. En la década de 1930, esta
técnica innovadora fue la clave para los hallazgos
registrados en torno a domos salinos y pronto se
convirtió en la práctica estándar. La década de
1950 fue testigo del advenimiento de los datos
sísmicos de cobertura múltiple logrados por apilamiento de punto común de reflexión (CDP, por sus
siglas en inglés); técnica que mejoró significativamente la relación señal-ruido. En la década de
1960 se introdujeron la adquisición y el procesamiento de datos digitales que reemplazaron a los
métodos analógicos y ópticos anteriores. Esto
trajo aparejado mejoras importantes en la calidad
de los datos sísmicos y condujo a nuevos hallazgos en todo el mundo.
Durante toda la década de 1920, los datos
digitales y los levantamientos bidimensionales
(2D) se convirtieron en la práctica corriente. En
conjunto, estas tecnologías permitieron la apertura del Mar del Norte y otras áreas que planteaban importantes desafíos. El procesamiento en el
Oilfield Review
1920
Cobertura simple,
disparo analógico
1930
1940
Cobertura múltiple, apilamiento
de punto común de reflexión
1950
Descubrimientos
alrededor de
domos salinos
Punto común de reflexión (CDP)
Desplazamiento
1960
2
3
Tiempo de tránsito doble
1
Adquisición y
procesamiento
de datos digitales
4
Curva
hiperbólica
+ Velocidad de
apilamiento
Levantamientos 2D
1970
1980
Levantamientos 3D
Migración en profundidad
antes del apilamiento
debajo del domo salino
1990
Generación de imágenes 3D en
escala de profundidad antes del apilamiento
2000
> Cronología de los avances más notorios en los métodos sísmicos.
Verano de 2002
3
dominio del tiempo era un procedimiento de rutina
pero se introdujo y probó la migración en profundidad después del apilamiento en levantamientos
2D. Se realizaron los primeros levantamientos tridimensionales (3D) pequeños en campos desarrollados para mejorar la delineación de yacimientos.
En la década de 1980, los levantamientos 3D se
difundieron en gran medida en la industria, transformando así todo el negocio de exploración. Los
atributos de trazas y los puntos brillantes eran utilizados como indicadores sísmicos de la presencia
de hidrocarburos.
Para la década de 1990, los contratistas de
prospección sísmica ya adquirían datos de exploración 3D como rutina sobre extensas áreas de las
distintas plataformas continentales del mundo. La
migración en tiempo después del apilamiento en
levantamientos 3D evolucionó hasta convertirse en
práctica corriente, reduciendo los costos de descubrimiento a sus niveles actuales; y se introdujo la
migración en profundidad antes del apilamiento en
levantamientos 3D para ciertos casos particulares.
Hoy en día, muchos operadores no perforan si no
cuentan con datos 3D sobre sus áreas prospectivas
y, en las áreas de máximo riesgo, no se arriesgan a
perforar pozos sin disponer de imágenes en escala
de profundidad antes del apilamiento.
Actualmente, las imágenes en escala de profundidad están aportando nuevas oportunidades
de exploración en regiones consideradas demasiado riesgosas sólo unos años atrás. Esta técnica
está ayudando a los exploradores a generar nuevas
áreas prospectivas bajo la sal en aguas profundas
del Golfo de México, y a descubrir nuevas reservas
en el Mar del Norte que eran inimaginables con el
uso de datos convencionales procesados en el
dominio del tiempo.
Introducción a las imágenes
La generación de imágenes es el proceso mediante
el cual las reflexiones sísmicas se despliegan en su
posición correcta. Consiste de dos elementos principales: el apilamiento y la migración. El apilamiento mejora la relación señal-ruido al sumar los
registros obtenidos a partir de la información de
varios disparos que se reflejan en un mismo punto.
El caso más sencillo de ilustrar es el de una capa
horizontal de velocidad homogénea que sobreyace
al reflector. Se reúnen o recolectan las trazas de los
diversos pares fuente-receptor, centradas en el
punto de reflexión, pero separadas por diferentes
distancias o desplazamientos laterales (abajo). La
variación en el tiempo de arribo con el desplazamiento se denomina curvatura (moveout). Los tiempos de arribo representados gráficamente en
función del desplazamiento definen una hipérbola.
Antes de apilar la colección de trazas (gather),
éstas deben ser desplazadas para alinear los arribos. El parámetro que describe los desplazamientos laterales versus el tiempo define la velocidad
de apilamiento de la capa. El resultado del apilamiento es una traza única; la versión mejorada de
una señal que hubiera sido registrada para un disparo de incidencia normal, o con desplazamiento
lateral cero, en el punto medio de los pares fuentereceptor.
El segundo componente de las imágenes—la
migración—utiliza un modelo de velocidad para
redistribuir la energía sísmica reflejada, desde la
posición supuesta en el punto medio a su verdadera posición (página siguiente, arriba a la
izquierda). Se pueden elegir distintos tipos de
migración según la complejidad del objetivo y las
estructuras de sobrecarga en cuestión. Es posible
obtener imágenes de estructuras simples y velocidades que varían levemente con rutinas de migración simples, las que quizá no funcionen con
estructuras complejas cuyas velocidades varían
rápidamente.2
La migración se logra a través de diversas
soluciones de la ecuación de ondas que describe
la propagación de las ondas elásticas a través de
las rocas. Los algoritmos de migración suelen llevar el nombre de su inventor (por ejemplo,
Kirchhoff) o el nombre del tipo de solución matemática (por ejemplo, diferencia finita).3 Cada tipo
de migración tiene sus ventajas y desventajas.
La migración puede realizarse en dos dominios—el tiempo o la profundidad—y antes o
después del apilamiento. Ciertos problemas de
generación de imágenes se pueden resolver con
la migración en el dominio del tiempo, pero los
más complejos requieren migración en el dominio de la profundidad. En la migración en tiempo,
el modelo de velocidad, también conocido como
campo de velocidad, puede variar levemente
(página siguiente, arriba a la derecha). El modelo
de velocidad tiene un tiempo de tránsito doble
(de ida y vuelta) como eje vertical. La velocidad
Desplazamiento lateral 4
Desplazamiento lateral 3
Desplazamiento lateral 2
Desplazamiento lateral 1
Sin desplazamiento lateral
Punto común de reflexión (CDP)
Tiempo de tránsito doble
1
Desplazamiento lateral
2
3
4
1
Desplazamiento lateral
2
3
4
Curva
hiperbólica
Con velocidad
de apilamiento
+
+
+
=
Colección de trazas corregidas
para apilamiento de CDP
Apilamiento
de CDP
> Colección de trazas para apilamiento de punto común de reflexión (CDP, por sus siglas en inglés). Las trazas de diversos pares fuente-receptor con distintos desplazamientos laterales respecto del punto común de reflexión se recolectan para formar una colección de trazas en un punto común de reflexión
(izquierda). Las trazas que forman la colección se muestran en un plano de tiempo versus desplazamiento (centro), en donde los arribos de las reflexiones
desde un reflector plano definen una hipérbola. Los arribos se alinean utilizando una velocidad de apilamiento, o una relación de desplazamiento versus
tiempo, y se apilan, o suman, (derecha) para generar una sola traza con una relación señal-ruido mayor que la de cualquiera de las trazas originales.
4
Oilfield Review
Traza migrada
Traza del
punto medio
Receptor
MIG
Datos
originales
Domo
salino
Aumento de la velocidad
Fuente
Velocidades simples + estructura simple = migración
en tiempo después del apilamiento
Velocidades simples + estructura compleja = migración
en tiempo antes del apilamiento
Velocidades complejas + estructura simple = migración
en profundidad después del apilamiento
Velocidades complejas + estructura compleja = migración
en profundidad antes del apilamiento
> Migración de la energía sísmica reflejada.
Para este ejemplo bidimensional simplificado, el
método de migración reubica la traza de datos
pasando de la posición registrada en el punto
medio fuente-receptor a su verdadera posición
(MIG) utilizando un modelo de velocidad. En los
casos 3D, las reflexiones pueden ser redistribuidas hacia y desde posiciones ubicadas fuera del
plano que contiene las fuentes y los receptores.
> Modelos de velocidad y estructuras simples y complejas tratados con cuatro tipos de migración: en
tiempo, en profundidad, antes del apilamiento y después del apilamiento. Los modelos después del apilamiento se muestran a la izquierda y los modelos antes del apilamiento a la derecha. Los que resultan apropiados para la migración en tiempo se muestran en la parte superior y los modelos adecuados para migración en profundidad, en la parte inferior. Para la migración en tiempo, el modelo de velocidad puede tener
variaciones suaves pero únicamente con la profundidad y sólo monótonamente; es decir, siempre aumentando con la profundidad y nunca disminuyendo. La migración en profundidad se requiere para modelos
de velocidad más complejos como los que tienen variación lateral o reducción de la velocidad con la profundidad. La migración después del apilamiento funciona bien con modelos de escasa complejidad estructural. La migración antes del apilamiento puede utilizarse hasta con los modelos más complejos.
sísmica aumenta con el tiempo de tránsito y las
variaciones horizontales son graduales. Como
estas restricciones se aplican a gran parte de las
cuencas sedimentarias, se suele aplicar la migración en tiempo en casi todo el mundo.
En la migración en profundidad, el modelo de
velocidad puede tener fuertes contrastes en las
direcciones horizontal o vertical. Por eso se elige
este tipo de migración cuando hay pliegues,
intrusiones o fallas de gran inclinación que se
yuxtaponen con capas cuyas propiedades elásticas son muy diferentes. La migración en profundidad es una operación que requiere muchas
horas hombre y necesita un modelo de velocidad
preciso en escala de profundidad.
La migración aplicada después del apilamiento—post-apilamiento—toma mucho menos
tiempo que la migración antes del apilamiento,
porque el apilamiento reduce en un orden de
magnitud la cantidad de trazas que deben procesarse. Para que la migración después del apilamiento resulte exitosa, las suposiciones que se
hacen en el apilamiento deben estar bien fundadas: la amplitud de la traza apilada debe representar a la de la traza de incidencia normal y los
arribos reflejados deben ser aproximadamente
hiperbólicos. Estas suposiciones son válidas sólo
cuando se pueden ignorar las variaciones litológicas y el contenido de fluidos en el área cubierta
por la colección de trazas, y cuando la estructura
es simple. Cualquier otra condición exige el uso
de migración antes del apilamiento.
Efectuada antes del apilamiento, la migración
puede aplicarse a las estructuras y los campos de
velocidad más complejos. Hace algunos años, las
principales restricciones sobre la migración antes
del apilamiento eran la capacidad computacional,
así como el tiempo y la habilidad requeridos para
construir el modelo de velocidad en un tiempo
razonable. Los avances en materia de computación han permitido reducir estas restricciones.
La confección del modelo de velocidad sigue
siendo un proceso que consume mucho tiempo y
que depende de la geología local. En áreas de geología estratificada o donde existen bloques bien
definidos por fallas, la construcción del modelo de
velocidad para migración en profundidad se realiza
capa por capa. Primero se construye un modelo inicial sobre la base de los mejores datos disponibles,
y luego se lo actualiza mediante diversas iteraciones de migración en profundidad antes del apilamiento, capa por capa. El modelo de velocidad
inicial puede construirse utilizando toda la información disponible, incluyendo velocidades de apilamiento, horizontes interpretados en el dominio del
tiempo y velocidades obtenidas de datos de pozo.
Las velocidades de apilamiento y de pozo pueden
mostrar tendencias de velocidad representativas
que deberían tenerse en cuenta en el modelo.
Verano de 2002
2. Para mayor información sobre migración antes del apilamiento, después del apilamiento, en tiempo y en profundidad, 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.
3. El método de migración de Kirchhoff se basa en la solución de la ecuación de ondas de Kirchhoff.
Cuando la estructura no es muy compleja,
todo el modelo de velocidad se puede actualizar
y construir con bastante rapidez, capa por capa.
En casos más complejos, el analista de velocidad
define los bloques u otros volúmenes limitados
por fallas o intrusiones y luego construye el
modelo para cada bloque, capa por capa.
En áreas de geología más continua, como el
Golfo de México, se define un modelo de velocidad de sedimentos continuos utilizando técnicas
de tomografía o actualización de velocidad local.
Una vez definida la velocidad de los sedimentos,
se insertan los cuerpos salinos luego de determinar su posición utilizando varias iteraciones de
migración en profundidad.
En aquellas áreas en las que la anisotropía es
un factor importante, pueden aparecer diferencias significativas entre las velocidades de
pozo—que generalmente representan velocidades en la dirección vertical—y las velocidades de
apilamiento que representan velocidades horizontales. Es necesario dar cuenta de estas diferencias introduciendo la anisotropía en el modelo de
velocidad. Más adelante en este artículo, se analizará en mayor detalle la migración en profundidad en campos de velocidad anisotrópica.
La cooperación entre el operador y la compañía de servicios puede facilitar la construcción del
modelo de velocidad. Los intérpretes de las compañías operadoras a menudo tienen más conocimiento y mejores expectativas del subsuelo, y
pueden ayudar a interpretar límites de capas y
rasgos salinos para el modelo de velocidad.
5
Lago Charles
Houston
Nueva Orleáns
B
G
D
C
A
H
F
GOLFO DE MÉXICO
E
Pozos descubridores
Pozos viejos
Domo salino
A
B
C
D
E
F
G
H
Crazy Horse
Mars
Crazy Horse North
Ursa
Atlantis
Mad Dog
Mahogany
Llano
> Recientes descubrimientos en aguas profundas del Golfo de México, muchos de los cuales están
ubicados cerca de cuerpos salinos. Los descubrimientos grandes tienen reservas estimadas en
cientos de millones de barriles. Muchos de ellos fueron descubiertos con ayuda de imágenes en
escala de profundidad antes del apilamiento.
El personal de las compañías de servicios, con su
conocimiento del procesamiento, incorpora estas
interpretaciones contribuyendo a crear el modelo
para la migración en profundidad.
Imágenes en escala de profundidad
en el Golfo de México
El Golfo de México ha sido el campo de prueba
más difundido en relación con las técnicas de
migración en profundidad antes del apilamiento.4
Los cuerpos salinos en las diversas etapas de
intrusión y levantamiento han creado estructuras
complejas que constituyen tanto una motivación
como un desafío para los exploradores. Las geometrías de las estructuras salinas pueden variar
considerablemente y resultan críticas para la
migración y el entrampamiento de hidrocarburos.
Los macizos salinos pueden aparecer vinculados
a un nivel salino más profundo o completamente
despegados y flotantes. El gran contraste de velocidad sísmica entre la de la sal—4500 m/s [aproximadamente 14,500-15,200 pies/seg]—y la de
los sedimentos, generalmente la mitad de ese
valor, plantea problemas a los métodos de migración en tiempo.
Los avances tecnológicos siempre han redundado en aumentos de producción desde que se
descubrieron hidrocarburos en el Golfo de México
(página siguiente, arriba a la izquierda). Antes,
6
las tecnologías de perforación eran la clave del
éxito en términos de exploración. Más recientemente, las técnicas de generación de imágenes
sísmicas han contribuido a mantener los índices
de descubrimiento.
A fines de la década de 1980, los operadores
comenzaron a probar la técnica de migración en
profundidad antes del apilamiento en levantamientos 2D, como una forma de mejorar las imágenes de capas que se truncan contra los flancos
de domos salinos. En 1993, los socios Phillips
Petroleum, Anadarko y Amoco fueron los primeros en anunciar un descubrimiento bajo la sal en
el Golfo de México en el área prospectiva
Mahogany. Ellos atribuyeron el éxito a las imágenes en profundidad antes del apilamiento.5
Hoy, las compañías continúan explorando
debajo de la sal y muchas también están concentrando sus búsquedas en aguas más profundas.
Varios de los grandes descubrimientos recientes
en el Golfo de México se registraron en aguas
profundas; más de 1500 m [5000 pies] (arriba). En
estas áreas, el costo de perforación de un pozo
llega a superar los 50 millones de dólares estadounidenses, pero las recompensas pueden ser
considerables. El descubrimiento Crazy Horse de
BP contiene un volumen de reservas estimadas
en 1000 millones de barriles de petróleo equivalente (BOE, por sus siglas en inglés). BHP Billiton
reportó de 200 a 450 millones de BOE de reservas recuperables en Mad Dog y entre 400 y 800
millones de BOE en Atlantis.
La reducción del riesgo es una de las principales preocupaciones para los operadores de
aguas profundas, y la generación de imágenes en
escala de profundidad antes del apilamiento es
una de las tecnologías que contribuyen a lograrlo.
Estas imágenes fueron utilizadas para reducir el
riesgo en muchos descubrimientos del Golfo de
México, tales como Crazy Horse, Llano, Mad Dog,
Atlantis y otros. Para BHP Billiton, las imágenes
en profundidad antes del apilamiento representan la tecnología crítica para la reducción del
riesgo y la evaluación en Atlantis, Mad Dog y el
resto del alineamiento de la Faja Plegada
Atwater Oeste que comprende estos hallazgos.
Según BP, los adelantos en materia de imágenes
en profundidad antes del apilamiento contribuyeron a describir los elementos del área prospectiva
Crazy Horse y a ubicar el pozo descubridor.
La generación de imágenes de un volumen
sísmico que contiene un cuerpo salino, difiere del
procesamiento tradicional, en el que las cintas
de datos se envían a un tercero para su procesamiento y se entrega al intérprete un producto terminado para su análisis. La generación de
imágenes de rocas que subyacen la sal requiere
varias iteraciones de la migración y la interpreta-
Oilfield Review
Procesamiento antes del apilamiento
Análisis de velocidades
Edición de velocidades distorsionadas
Construcción de gradientes
variantes en profundidad y en espacio
Descubrimientos acumulados
Barcazas
Producción, miles de millones de BOE
50
Plataformas autoelevables
40
Indicadores de hidrocarburos
Migración 3D
sobre cuadrícula fina
antes del apilamiento
Sísmica 3D, aguas profundas
30
Migración 3D en
escala de profundidad
antes del apilamiento
Migración 3D sobre
cuadrícula fina después
del apilamiento
Semisumergibles
Aguas profundas, bajo la sal
Actualización
del modelo
de velocidad
20
Análisis de la
velocidad luego
de la migración
Definición de la
geometría del
domo salino
10
0
1940
1950
1960
1970
1980
1990
2000
Migración 3D sobre cuadrícula
dispersa o en una ventana de
profundidades antes del apilamiento
2010
Año
> Impacto de los adelantos tecnológicos sobre los índices de éxito en el
Golfo de México. Comenzando con los primeros avances en cuanto a
capacidad de perforación y siguiendo con los métodos sísmicos modernos, cada desarrollo ha dado como resultado un aumento identificable
de la producción.
ción (arriba, a la derecha). Muchos de estos pasos
se basan en técnicas de procesamiento patentadas que permiten a los contratistas diferenciar
sus resultados de los de sus competidores.
El primer paso luego del procesamiento general previo al apilamiento consiste en construir el
modelo de velocidad inicial para las capas que
sobreyacen la sal. El Golfo de México se caracteriza por tener secuencias de areniscas-lutitas sin
fuertes contrastes de velocidad entre las capas.
El modelo de velocidad inicial a menudo puede
obtenerse de las velocidades de apilamiento
para producir un campo de velocidades de intervalo leve que describe los sedimentos.
Como segundo paso, se actualiza este
modelo de velocidad. Los analistas de velocidad
tienen distintas formas de examinar los modelos,
pero la mayoría corresponde a una categoría de
métodos conocidos en conjunto como inversión
tomográfica. La tomografía utiliza la información
de tiempo de tránsito derivada de los datos sísmicos para refinar los modelos de velocidad. Una
tomografía de reflexión clásica utiliza la diferencia entre tiempos de tránsito estimados y observados.7 El trazado de rayos calcula los tiempos de
arribo de las reflexiones en colecciones de trazas
de punto común de reflexión en los puntos de
control. En cada colección de trazas, el tiempo de
arribo real del reflector más somero se compara
Verano de 2002
> Procesamiento de datos para migración en profundidad antes
del apilamiento en depósitos bajo la sal. El proceso implica una
compleja interacción de varios pasos. La construcción del
modelo de velocidad en sí requiere iteraciones en la migración
en profundidad antes del apilamiento para definir la velocidad y
los límites geométricos de cada capa.
con los tiempos de arribo estimados y se utiliza la
velocidad que mejor nivela los tiempos de arribo
reales para actualizar el modelo. Este paso consume muchas horas hombre y require la participación de especialistas, tanto en procesamiento
como en interpretación, para confeccionar un
modelo que se ajuste a los datos en todos los
puntos de control.
El paso siguiente consiste en aplicar migración en profundidad utilizando el modelo de velocidad actualizado. Se vuelven a coleccionar las
trazas migradas y se controla el aplastamiento de
los arribos. Si la migración en tiempo preliminar
muestra que la cima de la sal es suave, o estruc-
turalmente simple, se pueden utilizar las velocidades de la sobrecarga en una migración en profundidad después del apilamiento para obtener
una imagen de la cima de la sal. Pero si la cima
de la sal es sinuosa, o estructuralmente compleja, debería aplicarse migración en profundidad antes del apilamiento.
Luego de generar e interpretar la imagen de
la cima de la sal, se actualiza el modelo de velocidad rellenando el volumen debajo de la cima de
la sal con una velocidad uniforme. Con este
nuevo modelo de velocidad, se vuelve a migrar el
volumen en profundidad antes del apilamiento y
se enfoca la base de la sal.
4. Huang S, Ghose S, Sengupta M y Moldoveanu N:
“Improvements in 3D AVO Analysis and Structural
Imaging of Dipping Salt-Flank Events Using AmplitudePreserving Prestack Depth Migration,” The Leading Edge
20, no. 12 (Diciembre de 2001): 1328, 1330, 1332, 1334.
Donihoo K, Bernitsas N, Dai N, Martin G y Shope D: “Is
Depth Imaging a Commodity? The Impact of New
Imaging Technologies and Web-Based Collaboration,”
The Leading Edge 20, no. 5 (Mayo de 2001): 486, 488, 490,
492, 494, 496, 543.
Albertin U, Woodward M, Kapoor J, Chang W, Charles S,
Nichols D, Kitchenside P y Mao W: “Depth Imaging
Examples and Methodology in the Gulf of México,” The
Leading Edge 20, no. 5 (Mayo de 2001): 498, 500, 502, 504,
506, 508, 510, 512–513.
5. Westcott ME, Leach MC, Wyatt KD, Valasek PA y
Branham KL: “Mahogany: Seismic Technology Leading to
the First Economic Subsalt Field,” Resúmenes
Ampliados, 65va. Convención y Exposición Internacional
de la SEG, Houston, Texas, EUA (8 al 13 de octubre de
1995): 1161–1164.
Para mayor información sobre exploración debajo de la
sal, consulte: Farmer P, Miller D, Pieprzak A, Rutledge J y
Woods R: “Exploring the Subsalt,” Oilfield Review 8, no. 1
(Primavera de 1996): 50–64.
6. Pfau GE, Chen RL, Ray AK y Kapoor SJ: “Seeing Through
the Fog: Improving the Seismic Image at Crazy Horse,”
presentado en la Convención Anual de la AAPG, 10 al 13
de marzo de 2002, Houston, Texas, EUA.
Yielding CA, Yilmaz BY, Rainey DI, Pfau GE, Boyce RL,
Wendt WA, Judson MH, Peacock SG, Duppenbecker SD,
Ray AK y Hollingsworth R: “The History of a New Play:
Crazy Horse Discovery, Deepwater Gulf of México,” presentado en la Convención Anual de la AAPG, 10 al 13 de
marzo de 2002, Houston, Texas, EUA.
7. Otros tipos de tomografía pueden utilizar ondas refractadas o transmitidas.
7
Imagen en escala de tiempo antes del apilamiento
Imagen en escala de profundidad antes del apilamiento
> Comparación de la migración en tiempo y la migración en profundidad en el área Green Canyon del Golfo de México. La migración en
tiempo (izquierda) muestra dos cuerpos salinos cada uno de los cuales produce la elevación y la forma de domo de los sedimentos sobreyacientes. El cuerpo salino de la izquierda tiene su cima en forma de domo y una base plana, y crea una sombra debajo del mismo. El de la
derecha parece dividirse en dos partes: un colchón de sal flotante se ha despegado del domo subayacente. Las imágenes en escala de
profundidad antes del apilamiento (derecha) conservan la forma general del cuerpo de la izquierda, aunque su base ahora se observa
inclinada. Sin embargo, las imágenes en escala de profundidad revelan capas debajo del domo, que estaban ensombrecidas en la migración en tiempo. Después de la migración, la intrusión salina de la derecha muestra una forma completamente diferente. En vez de elevarse
en una estructura anticlinal, los sedimentos se truncan sobre los flancos de un cuerpo salino con forma de reloj de arena.
La aplicación de la técnica correcta de migración puede generar cambios sorprendentes en la
imagen sísmica. La interpretación de una sección
migrada en tiempo, correspondiente al área Green
Canyon en el Golfo de México, muestra dos
estructuras anticlinales generadas por intrusión
salina (arriba). El cuerpo salino de la izquierda
tiene un tope en forma de domo y una base plana,
y genera una sombra debajo que oscurece las
reflexiones más profundas. La intrusión salina de
la derecha parece haber penetrado la cima del
anticlinal dejando un domo salino.
Con las imágenes en escala de profundidad
antes del apilamiento, el panorama cambia completamente. El cuerpo salino de la izquierda sigue
teniendo forma de domo, pero aumenta de espe-
8
sor y muestra una base inclinada. Ahora, se pueden ver las capas debajo de la sal. El rasgo salino
de la derecha se ve totalmente diferente. En lugar
de dos cuerpos salinos desconectados, la nueva
imagen muestra un solo cuerpo con forma de reloj
de arena con sus lados y su base claramente delineados. En vez de elevarse en una estructura anticlinal, los sedimentos se truncan contra los flancos
del cuerpo salino con forma de reloj de arena.
En otro sector del área Green Canyon, la migración en tiempo después del apilamiento ha permitido obtener una imagen bastante clara de los
topes, pero no de las bases de tres grandes colchones salinos (página siguiente). Cualquier interpretación razonable ubicaría las bases de la sal en
el límite inferior del área sin reflexiones de la ima-
gen sísmica. Hay ciertas señales de estratificación
entre los cuerpos salinos a gran profundidad.
La migración en profundidad antes del apilamiento revela una imagen sorprendentemente
distinta. Los dos grandes cuerpos salinos de la
izquierda aparecen ahora vinculados a raíces que
se hunden a aproximadamente 12,200 m [40,000
pies]. La raíz del rasgo salino central está a unos
5 km [3 millas]. El gran volumen entre las dos raíces salinas está rellenado con capas sedimentarias inclinadas que se truncan contra las raíces.
Una de las ventajas del método de migración en
profundidad antes del apilamiento de WesternGeco,
es la capacidad de obtener imágenes de estratos
con echados “mayores a 90 grados,” es decir, capas
que están volcadas o se sitúan debajo de bloques
Oilfield Review
Imagen en escala de tiempo después del apilamiento
Imagen en escala de profundidad antes del apilamiento
> Migraciones en tiempo y en profundidad de tres grandes rasgos salinos. La migración en tiempo después del apilamiento (arriba) revela las cimas de las intrusiones salinas. Sin embargo, este método deja una imagen poco clara de las
bases de la sal que podrían interpretarse en el límite inferior de la zona que tiene poca reflexión o carece de carácter.
La interpretación de la imagen en profundidad antes del apilamiento (abajo) sugiere que los dos cuerpos salinos situados más a la izquierda no flotan, sino que están conectados a las raíces que se extienden hasta 40,000 pies [12,200 m].
salinos colgantes. Los métodos de migración
siguen los rayos a través del modelo de velocidad
hasta un reflector y luego nuevamente hasta la
superficie. Los rayos se curvan en cada interfase de
acuerdo con el ángulo de incidencia y el contraste
de velocidad entre las capas.
Verano de 2002
En general, es suficiente considerar sólo los
rayos que rebotan desde el tope de un reflector.
Pero en ciertos casos pueden producirse reflexiones de interés desde la base, como ocurre con las
reflexiones provenientes de las caras inferiores
de los bloques salinos colgantes. Para poder dar
cuenta de estas reflexiones en la migración, es
necesario que el trazado de rayos abarque grandes distancias. Con estos rayos, que se conocen
como rayos curvos, se pueden generar imágenes
claras de las caras inferiores de los bloques salinos colgantes.
9
6°
54°
K10
K13
53°
MAR
D E L
N O R T E
Ijmuiden
52°
Países Bajos
< Bloques K10 y K13 en la cuenca Broad Fourteens, al sur del Mar del Norte. Wintershall Noordzee BV logró una imagen sísmica más clara de
sus yacimientos en esta región gasífera, utilizando imágenes en escala de profundidad antes
del apilamiento.
En otro ejemplo del Golfo de México, la
migración en tiempo después del apilamiento
permite obtener una imagen del flanco norte de
una intrusión salina, pero el flanco sur se pierde
en una sombra (abajo). En la migración en tiempo
no se utilizaron los rayos curvos. Las imágenes
en escala de profundidad antes del apilamiento,
que incorporan tanto la energía de los rayos curvos como la energía que atraviesa la sal, permitieron iluminar las capas fuertemente inclinadas
y el bloque salino colgante en el flanco sur de la
intrusión.
Generación de imágenes en el Mar del Norte
El Golfo de México no es el único lugar donde los
operadores utilizan imágenes en escala de profundidad. Muchos sectores del Mar del Norte
exhiben una complejidad estructural comparable
a las intrusiones salinas del Golfo de México.
Además de depósitos de sal tectónicamente activos, las cuencas del Mar del Norte muestran
zonas de creta y fallamiento de gran escala
encima y debajo de la sal. Comparativamente,
Imagen 3D en escala de tiempo después del apilamiento
Sur
las secuencias de arenisca-lutita suavemente
variables que sobreyacen los cuerpos salinos del
Golfo de México pueden parecer simples.
Wintershall Noordzee BV comenzó a explorar
en los Bloques K10 y K13 de la cuenca Broad
Fourteens, en el sector holandés del Mar del
Norte, en el año 1968 (izquierda). Desde entonces se perforaron más de 30 pozos, delineándose
siete campos productivos. Dado que estos campos están transitando los últimos años de la
etapa de producción, se está desplegando nueva
tecnología para identificar más reservas y prolongar la vida productiva de esta área madura.8
El área es estructuralmente compleja, con
fallas normales, cabalgamientos e intrusiones
salinas de gran escala. Los grandes contrastes de
velocidad alrededor de los domos salinos y a través de las fallas principales, hacen que los métodos tradicionales de generación de imágenes
sísmicas produzcan imágenes deficientes de las
estructuras y las fallas. Canales profundos cortan
la secuencia Terciaria que sobreyace una potente
unidad de creta de espesor y velocidad variables.
Imagen 3D en escala de profundidad antes del apilamiento
Norte
Sur
Norte
Reflexión de rayo curvo
Velocidad constante
Velocidad variable
Diapiro
salino
10
> Imagen debajo de un bloque salino colgante del Golfo de México con migración en tiempo y
en profundidad. La migración en tiempo después del apilamiento (izquierda) logra generar una
imagen del flanco norte de un diapiro salino, pero el flanco sur se pierde en una sombra creada
por un bloque colgante. Si se incluyen los rayos curvos (recuadro) y los rayos que atraviesan la
sal, la migración en profundidad antes del apilamiento (derecha) permite obtener una imagen de
las capas fuertemente inclinadas y del bloque colgante en el flanco sur de la intrusión.
Oilfield Review
Migración en profundidad en 1996
Migración en profundidad en 1999
Arenisca Rotliegend
> Comparación de migraciones en profundidad con modelos de velocidad simples y complejos. Para la
migración en profundidad en un proyecto anterior se utilizó un modelo de velocidad simple que produjo
una imagen poco clara del tope de la arenisca Rotliegend debajo de una falla compleja (izquierda). La
migración en profundidad con el modelo de velocidad más nuevo y más detallado arroja una imagen
mucho más clara del intervalo potencialmente productivo (derecha).
Los yacimientos principales son aún más profundos. Se trata de las areniscas Main Buntsandstein
y Rotliegend. Las láminas carbonatadas de gran
amplitud pueden interpretarse erróneamente
como reflectores del Tope de Rotliegend, generando objetivos falsos.
Un proyecto inicial de migración en profundidad realizado en 1996 sobre un área de 50 km2
[19.3 millas cuadradas] que cubre ambos bloques, mostró ciertas mejoras en las imágenes,
pero debido a la utilización de técnicas de modelado de velocidad simplistas, los resultados carecían del detalle necesario para mejorar las
imágenes estructurales.
Para conocer mejor la historia geológica del
área e identificar las trampas restantes era necesario contar con mejores imágenes y de mayor
resolución. En 1999, Wintershall y WesternGeco
aplicaron migración en profundidad antes del
apilamiento a los levantamientos 3D de alta fidelidad de ambos bloques. El nuevo proyecto incor-
Verano de 2002
poraba datos de tres levantamientos 3D que
cubrían una superficie de 880 km2 [340 millas
cuadradas].
El éxito de todo proyecto de migración en profundidad depende de la precisión del modelo de
velocidad. Para confeccionar un modelo preciso,
se desarrolló un método meticuloso combinando
herramientas de última generación con técnicas
convencionales.
La técnica iterativa de eliminación de niveles
constituyó el elemento fundamental del análisis.
Para obtener el modelo se utilizó una conjunción
de tomografía y barrido en escala de profundidad
de velocidades múltiples para cada capa. A fin de
verificar las velocidades de cada capa, se preparó
una malla densa de migraciones en profundidad
antes del apilamiento para los levantamientos
3D. Los apilamientos en escala de profundidad se
utilizaron para actualizar el modelo estructural y
se examinaron las colecciones de trazas para
controlar y actualizar las velocidades. Esto permi-
tió rastrear y verificar las variaciones estructurales y de velocidad en forma continua y sistemática para cada una de las 11 capas del modelo a
medida que se lo construía.
Las nuevas imágenes mostraban mejoras significativas con respecto a los anteriores conjuntos de datos migrados en tiempo y en
profundidad, especialmente en las áreas tectónicamente complejas. Por ejemplo, los resultados
del proyecto de 1996 con un modelo de velocidad
simple mostraban una imagen poco clara del tope
del yacimiento de areniscas Rotliegend debajo de
una falla compleja (arriba). La nueva migración en
profundidad con el modelo de velocidad detallado
permitió obtener una imagen mucho más nítida
de este intervalo potencialmente productor.
8. Dewey F, Whitfield P y King M: “Technology Offers New
Insight in a Mature Area—A 3D PreSDM Case Study
from the Dutch N Sea,” Transcripciones de la 63a.
Conferencia y Exhibición Técnica de la EAGE,
Amsterdam, Países Bajos, 11 al 15 de junio de 2001,
artículo A-04.
11
Imagen en escala de tiempo
Imagen en escala de profundidad
> Estructura compleja de la formación Rotliegend revelada por las imágenes en escala de
profundidad. Un intervalo interrumpido en la sección migrada en tiempo (izquierda) es difícil
de interpretar. En la imagen migrada en profundidad (derecha), esto se identifica como un
pequeño afloramiento de la formación Rotliegend.
Q5
Línea de co
Q8
s
en
rte
ou
Q7
dF
oa
Br
sta
ca
en
12
Q4
Cu
En un segundo ejemplo, un rasgo difícil de
interpretar en la sección migrada en tiempo se
puede identificar como una “aparición repentina”
de la formación Rotliegend en la imagen migrada
en profundidad (arriba). Lo que parece ser una
reflexión discontinua aislada en la migración en
tiempo puede verse en la sección migrada en profundidad como una exposición abrupta con lados
casi verticales. Este problema es difícil de resolver
con migración en tiempo dada la complejidad de
la estructura que sobreyace a la aparición repentina y sus flancos fuertemente inclinados, pero se
puede abordar con migración en profundidad.
El éxito del proyecto dependió de una estrecha colaboración entre geofísicos de procesamiento, intérpretes e investigadores, tanto de
Wintershall como de WesternGeco, y de la optimización de todas las tecnologías disponibles.
Los esfuerzos adicionales para obtener el modelo
de velocidad detallado, demostraron los beneficios de procurar una solución 90% correcta en vez
de aceptar un resultado correcto sólo en un 70%,
satisfaciendo a la vez las restricciones en términos de costos y tiempos operativos.
Actualmente, se está realizando una reinterpretación completa del área que se combinará
con un estudio de modelado de cuenca, para
mejorar la definición de los campos productivos e
identificar la presencia de cualquier compartimiento de yacimiento sin probar.
54°
Sin inversión
Riesgo bajo
Terraplén del margen de la cuenca
Riesgo bajo
Terraplén invertido
Riesgo moderado
Terraplén invertido
Alto riesgo
Ejes de la cuenca, enterramiento
máximo e inversión
Riesgo muy alto
Gas
53°
MAR DEL
NORTE
52°
Q4 Q5
Q7 Q8
Ijmuiden
Países Bajos
> Yacimientos de gas (rojo) operados por Clyde Petroleum Exploratie BV en los bloques Q4 y Q8 del sector holandés del Mar del Norte. La codificación en color indica
regiones con diferentes historias tectónicas.
Oilfield Review
9. Kemme M, Brown G, VanBuuren N y Greenwood M:
“Depth Imaging Unfolds Complex Geology and Impacts
Reserves—The Q4 Story,” Transcripciones de la 63ra.
Conferencia y Exhibición Técnica de la EAGE,
Amsterdam, Países Bajos, 11 al 15 de junio de 2001,
artículo P071.
10. La fase y la amplitud de las trazas sísmicas se ven afectadas por la regulación y las características de energía
de la fuente de adquisición y por el procesamiento, que
pueden variar de un levantamiento a otro. La combinación de conjuntos de datos de diferentes levantamientos
requiere el ajuste de fase y amplitud de todos los conjuntos de datos.
11. Una in-line es una línea sísmica dentro de un levantamiento 3D paralela a la dirección de adquisición del
cable sísmico marino remolcado. Una crossline es una
línea sísmica perpendicular a la dirección de adquisición del levantamiento.
Verano de 2002
Línea paralela a la dirección de la adquisición
3600
0
3800
4000
4200
4400
4600
4800
5000
5200
5400
5600
5800
6000
6200
SO
6400
NE
500
1000
Zona
1
Zona 2
Zona 3
Zona 4
1500
Zona 5
2000
Profundidad, m
Incremento de reservas utilizando
imágenes en escala de profundidad
En otro desarrollo del Mar del Norte, los operadores utilizaron imágenes en escala de profundidad para mejorar la delineación de las reservas e
incrementar las estimaciones de las mismas.
Clyde Petroleum y sus socios desarrollaron
recientemente imágenes en escala de profundidad de última generación en un renovado
esfuerzo por explorar, evaluar e incrementar los
descubrimientos de gas existentes en los Bloques
Q4 y Q8 del sector holandés del Mar del Norte
(página anterior, abajo). Los yacimientos de gas
del Bloque Q4, descubiertos recientemente, se
encuentran en una zona de inversión compleja
(levantada a lo largo de fallas reactivadas), limitada por una serie de fallas principales de rumbo
NO-SE. Los nuevos yacimientos se ubican en una
tendencia estructural con dos yacimientos productores de gas en el Bloque Q8. Antes de que
Clyde Petroleum comenzara a operar el bloque,
ya se habían perforado siete pozos estériles en
áreas prospectivas más someras.
La evolución tectónica había producido
estructuras muy deformadas, y los primeros procesamientos sísmicos convencionales arrojaban
resultados subóptimos. Luego de la perforación
del primer pozo de exploración exitoso, se implementó un nuevo programa para los levantamientos 3D, consistente en migración en profundidad
antes del apilamiento seguida de una reinterpretación completa de todos los datos.9
Como consecuencia de la compleja historia
de movimientos normales, inversos y laterales, el
relleno de cuenca se depositó sobre el bloque
yacimiento. Las imágenes migradas en tiempo de
estas estructuras fuertemente inclinadas no eran
de muy buena calidad, y la ubicación de las fallas
resultaba cuestionable. Los resultados de la sísmica de pozo y el trazado de rayos indicaban que
el error de ubicación de las fallas laterales podía
ser de hasta 300 m [1000 pies], dependiendo del
modelo de velocidad de sobrecarga.
2500
3000
3500
Terciario
4000
Creta
Cretácico Inferior
4500
Jurásico Superior
Jurásico Inferior
5000
Triásico
Pérmico
Inundación pre-Pérmico
> Modelo de velocidad para los yacimientos del bloque Q4. Las fallas de alta inclinación se
yuxtaponen lateralmente a velocidades contrastantes y colocan a las capas de alta velocidad
sobre las de menor velocidad. El recuadro rojo indica el área de interés.
El proyecto de migración en profundidad
antes del apilamiento se puso en marcha para
conocer mejor el marco estructural y ubicar
correctamente las fallas, con la esperanza de que
los resultados tuvieran un fuerte impacto sobre
la dimensión de la estructura y la planificación de
los pozos de desarrollo.
En la migración en profundidad antes del apilamiento, se ingresaron cuatro conjuntos de datos
3D; aproximadamente 400 km2 [154 millas cuadradas] de datos sísmicos. Cada conjunto de datos se
procesó utilizando un procesamiento previo convencional similar, haciendo hincapié en la reducción de ruido y la atenuación de múltiples. Si bien
los conjuntos de datos tenían distintas orientaciones, no fue necesario reiterar el muestreo. Se
aplicó ajuste de fase y compensación de amplitud
a cada levantamiento para referenciar todos los
levantamientos a una base común.10 Cada conjunto de datos fue migrado en profundidad por
separado y todos los conjuntos se fusionaron después de la migración, pero antes del apilamiento.
Debido a la compleja naturaleza de la geología se esperaban fuertes contrastes de velocidad.
Por lo tanto, el método de eliminación de niveles,
de arriba hacia abajo, no parecía adecuado para
el modelado de velocidad.
El modelo estructural indicaba que el modelo
de velocidad 3D podía dividirse en cinco bloques
de velocidad de orientación NO-SE, con hasta
seis capas de velocidad debajo del nivel estratigráfico Terciario sobreyaciente (arriba). Se determinó la velocidad capa por capa dentro de cada
bloque, pero la inclinación de los bloques limitados por las fallas determinaba el orden en que
debía construirse el modelo de velocidad; es
decir, de sudoeste a noreste.
Generalmente se utilizan velocidades de apilamiento para obtener las velocidades de intervalo iniciales para una capa en particular. Pero
dada la poca confiabilidad de las velocidades de
apilamiento en un área tan compleja como ésta,
se empleó un modelo basado en datos de pozo.
Para generar una cuadrícula migrada en profundidad antes del apilamiento de las líneas paralelas a la dirección de la adquisición (in-lines)
sobre el área de interés del levantamiento 3D, se
recurrió a varios planos de velocidad basados en
la velocidad inicial.11 Luego se obtuvo un plano de
velocidad final para la capa objetivo, picando inte-
13
Imagen en escala de tiempo, 1996
Imagen en escala de profundidad, 1999
CGA
> Comparación de las líneas sísmicas interpretadas, luego de migradas en tiempo y en profundidad, en el bloque Q4 del yacimiento. La interpretación de la
imagen migrada en tiempo (izquierda) muestra un bloque de yacimiento limitado al oeste por una falla de cabalgamiento (amarillo) y al este por una falla
normal que se inclina hacia el este (negro). La interpretación de la imagen migrada en profundidad (derecha) modifica el resultado. La nueva interpretación
eleva la falla de cabalgamiento (línea blanca), agregando volumen al yacimiento hacia el oeste. La falla normal al este ya no se considera una falla límite.
El límite del yacimiento reevaluado es una falla inversa que se inclina hacia el oeste (rojo), la cual no se había reconocido antes. En la imagen se indica
el contacto aproximado gas-agua (CGA).
ractivamente las colecciones de trazas de puntos
comunes migrados en profundidad.12 Por último se
generó una cuadrícula 3D de 500 m [1640 pies] de
líneas paralelas (in-lines) y perpendiculares a la
dirección de la adquisición (cross-lines) migradas
en profundidad antes del apilamiento. Estas líneas
se utilizaron para interpretar el horizonte objetivo
en escala de profundidad, para su inclusión en el
modelo de velocidad.
Se hicieron iteraciones del procedimiento
capa por capa dentro de cada bloque de falla
hasta insertar el horizonte base en el modelo de
velocidad. Luego se utilizó el modelo de velocidad final para generar un volumen 3D migrado en
profundidad antes del apilamiento con una cuadrícula de 25 m por 25 m [82 pies por 82 pies]. Se
efectuó la corrección de la curvatura residual, se
apilaron los datos y se aplicó el procesamiento
correspondiente después del apilamiento.
Los nuevos datos en escala de profundidad
mostraron mejoras notables con respecto a los
datos migrados en tiempo, aumentando la comprensión del modelo estructural y la confiabilidad
12. Un gather de puntos comunes de la imagen (CIP, por sus
siglas en inglés) está dado por la colección de todas las
trazas que se reflejan en el punto del subsuelo cuya
imagen se pretende generar. Este conjunto se crea
buscando todos los rayos posibles en la geometría de
adquisición y recolectando sólo los que se reflejan en
el punto de interés.
14
en la localización de las fallas (arriba). La migración en profundidad antes del apilamiento permitió la ubicación del segundo pozo exploratorio
cerca de una falla principal, sin riesgo de encontrar una unidad de yacimiento reducida e indicó
que la falla estaba ubicada un poco más al oeste,
incrementando el volumen del yacimiento. Estas
mejoras en la generación de imágenes incidieron
significativamente en la interpretación de la falla
que limita el yacimiento al este. Debido a la
pobre calidad de las imágenes de los datos sísmicos migrados en forma tradicional, esta falla
aparecía como una falla normal que se inclina
hacia el este. Pero la resolución superior de las
imágenes nuevas, permite observar que la falla
que limita el yacimiento es en realidad, una falla
inversa que se inclina hacia el oeste, lo que
agrega un bloque extra de yacimiento gasífero,
limitado por la falla.
La interpretación estructural actualizada dio
como resultado un aumento de casi el 50% del
gas original en sitio (página siguiente, abajo). Por
otra parte, la mejor definición sísmica permitió la
reducción de la incertidumbre asociada al cálculo
de reservas y facilitó la interpretación detallada de
las fallas dentro del yacimiento, reduciendo el
riesgo de dejar ciertos compartimientos sin drenar.
La sólida metodología adoptada en el transcurso del proyecto, permitió la construcción de
un modelo de velocidad preciso para esta área
compleja. El volumen 3D migrado en profundidad
antes del apilamiento, permitió mejorar considerablemente la calidad y confiabilidad de la imagen sísmica. La mejor calidad sísmica no sólo
aumentó considerablemente el volumen aparente de la estructura, sino que también condujo
a una interpretación mucho más detallada de las
fallas dentro del yacimiento. Esto permitió la planificación más confiable de tres a cinco pozos de
desarrollo futuros. El yacimiento Q4-A fue puesto
en producción en diciembre de 2000, apenas dos
años y medio después de haberse perforado el
primer pozo de exploración.
Migración en profundidad antes
del apilamiento en tierra
Muchas áreas prospectivas en tierra presentan
los mismos problemas de generación de imágenes que los observados en áreas marinas, pero
hasta hace poco las campañas sísmicas terrestres eran menos eficaces en la generación de
imágenes de estructuras complejas. Sin
embargo, los proyectos terrestres de generación
de imágenes en escala de profundidad están
Oilfield Review
Imagen en escala de tiempo
Imagen en escala de profundidad
10,000
2.2
Tiempo, mseg
Profundidad, pies
2.4
12,000
2.6
14,000
2.8
> Sección migrada en tiempo (izquierda) y en profundidad (derecha) en el sur de Texas. En la imagen migrada en tiempo, las complejidades de velocidad producen un falso anticlinal inmediatamente a la izquierda del plano de falla indicado por las flechas. Además, las reflexiones en el lado
izquierdo de la falla parecen estar interrumpidas y tienen menos continuidad que las reflexiones en su lado derecho. La sección migrada en profundidad muestra estructuras levemente inclinadas y continuas en la sombra de la falla. El falso alto estructural que se oberva en los datos migrados en
tiempo se ha suavizado y la continuidad de las reflexiones se ha mejorado.
mostrando el mismo nivel de mejoramiento con
respecto a los métodos de migración en tiempo
que sus contrapartes en el Golfo de México y el
Mar del Norte.
La exploración en el sur de Texas se caracteriza por las complicaciones que plantean las
estructuras complejas que sobreyacen a los yacimientos potenciales. Las fallas crean sombras
que oscurecen la forma y disposición de las capas
más profundas. La generación de imágenes de
objetivos bajo “sombras de fallas” es un verdadero desafío con las técnicas de migración en
tiempo, pero la migración en profundidad brinda
imágenes mucho más claras y rasgos más razonables desde el punto de vista geológico.
Un ejemplo de los beneficios aportados por la
migración en profundidad antes del apilamiento
está dado por un levantamiento regional de
WesternGeco consistente en 256 km2 [100 millas
cuadradas] al sur de Texas. Una imagen convencional migrada en tiempo que abarca una gran
falla normal, muestra algunos de los problemas
típicos observados en esta área (arriba). En esta
sección aparece un falso anticlinal pronunciado o
un “abombamiento aparente” de reflexiones sísmicas, debajo de la falla. Además, las reflexiones
debajo de la falla parecen interrumpidas y tienen
menos continuidad que las reflexiones en el bloque derecho de la falla, particularmente a lo largo
del horizonte interpretado.
Verano de 2002
0
pies
6560
0
metros
2000
< Aumento del gas originalmente en sitio resultante de la interpretación de los datos sísmicos
migrados en profundidad. La interpretación de
estos datos se tradujo en fallas trasladadas de
lugar y en un aumento del 50% de las reservas
de gas en el yacimiento. Las fallas de las antiguas interpretaciones se indican en negro y las
de las nuevas, en azul. El aumento del tamaño
del yacimiento se muestra en rosado.
Q4-A
Contorno del campo en base
a la migración en tiempo
Área ganada
Fallas en base a la nueva
migración en profundidad
antes del apilamiento
Fallas en base a la antigua
migración en tiempo
Contorno del campo en
base a la antigua migración
en tiempo
Q4-B
15
Estos problemas de generación de imágenes
son provocados por la yuxtaposición de rocas de
diferentes velocidades en ambos bloques de la
falla (página siguiente, arriba a la izquierda). Las
capas en el bloque alto o izquierdo de la falla, si
bien son más antiguas que las del bloque derecho, están sobrepresionadas y tienen, por ende,
velocidades sísmicas más bajas. Los contrastes
de velocidad lateral hacen que los rayos sísmicos
se curven al atravesar la falla. La curvatura de los
rayos distorsiona la imagen sísmica en el dominio del tiempo.
La sección migrada en profundidad muestra
una imagen diferente. Las reflexiones en esta
sección tienen una inclinación menos abrupta en
el lado izquierdo de la falla que la que muestran
las correspondientes reflexiones en la sección
migrada en tiempo. El falso alto estructural se ha
reducido y se mejora la continuidad de las reflexiones. La interpretación de la sección migrada
en profundidad da como resultado una profundidad y forma diferentes de las capas que se
encuentran debajo de la falla, generando potencialmente un objetivo exploratorio diferente.
La migración en profundidad ha resultado exitosa en otras partes del mundo donde se sabe
que los resultados de la sísmica terrestre son problemáticos. WesternGeco ha implementado proyectos de imágenes 3D en escala de profundidad
en muchos de los países productores de petróleo
del mundo, incluyendo Venezuela, Bolivia,
Argentina, Alemania, Rusia, Kazakhstán, Egipto,
Libia, Kuwait, los Emiratos Árabes Unidos, Siria,
China, Australia y Nigeria.
En busca del máximo potencial
Los métodos actuales son mucho más precisos
que los anteriores, pero aún no se ha explotado
al máximo el potencial de la técnica de generación de imágenes en escala de profundidad. Las
limitaciones a superar se centran en torno a la
creación de un modelo de velocidad, la decisión
acerca de qué tipo de migración genera las mejores imágenes, y el tiempo requerido para cumplimentar los proyectos de generación de imágenes
en escala de profundidad.
Diversos factores pueden complicar el proceso de construcción del modelo. Uno de ellos es
la anisotropía a la que se le ha prestado especial
atención últimamente. Gran parte del subsuelo
es anisotrópico en lo que respecta a alguna propiedad física, tales como las propiedades elásticas, la permeabilidad o las propiedades
electromagnéticas.13 La forma más simple de anisotropía elástica se denomina isotropía transversal (IT). Ésta se produce cuando la velocidad
sísmica tiene un valor en dirección paralela a la
estratificación y otro en dirección perpendicular,
o transversal, a la estratificación. En los casos
típicos de anisotropía IT, la velocidad paralela a
la estratificación es mayor que la velocidad en
sentido transversal.
Imagen en escala de profundidad generada con un modelo de velocidad isotrópica
Tope del pozo
Generalmente en el procesamiento de datos
sísmicos se ignora la anisotropía. Sin embargo,
los efectos de una fuerte anisotropía pueden
generar un conjunto de datos deficientes si se la
ignora. El desconocimiento de la anisotropía
puede producir errores de posicionamiento de
estructuras tanto en sentido vertical como horizontal.
Los efectos de la anisotropía pueden verse
como una forma no hiperbólica en los arribos provenientes de un reflector plano (página siguiente,
arriba a la derecha). Las trazas con desplazamientos laterales grandes arriban antes de lo
previsto con un modelo con velocidad isotrópica
porque han recorrido más distancia en la dirección horizontal más rápida.
La anisotropía se puede incorporar a un
modelo de velocidad con migración en profundidad antes del apilamiento. Esto arroja resultados
sorprendentes (abajo).14 La generación de imágenes en escala de profundidad antes del apilamiento con un modelo de velocidad isotrópica,
ofrece un panorama bastante claro de las capas
de sedimentos volcadas por una intrusión salina
en el Mar del Norte. Sin embargo, las capas que
quedan en la sombra del bloque salino colgante
no son tan claras como podrían serlo, y las capas
que se inclinan suavemente en el flanco inferior
de la sal, muestran un error de ajuste con las profundidades de formación medidas en un pozo. La
generación de imágenes en escala de profundi-
Imagen en escala de profundidad generada con un modelo de velocidad anisotrópica
Tope del pozo
> Imágenes en escala de profundidad antes del apilamiento en el Mar del Norte generadas con modelos de velocidad isotrópica (izquierda) y anisotrópica
(derecha). La inclusión de un 10% de anisotropía en la velocidad de la sobrecarga ayuda a generar una imagen más clara de las capas que se truncan contra una intrusión salina y permite un mejor ajuste en escala de profundidad con los datos de pozo.
16
Oilfield Review
10,736
11,000
11,696
Desplazamiento
12,000
Tiempo de
tránsito doble
12,464
Profundidad, pies
Velocidad de intervalo, pies/seg
10,000
13,000
Isotrópico
13,232
14,000
14,000
> Modelo de velocidad con migración en profundidad para un levantamiento
al sur de Texas que muestra la falla interpretada en los datos sísmicos.
dad antes del apilamiento con un modelo que
incluye 10% de anisotropía en la sobrecarga,
genera un panorama más claro que se ajusta a los
datos de pozo.
La identificación de qué problemas de generación de imágenes requieren modelos de velocidad anisotrópica y cuáles simplemente muestran
la heterogeneidad de la velocidad, será más fácil
a medida que se ensayen nuevas áreas.
Los especialistas en procesamiento analizan
qué tipo de migración es mejor para obtener imágenes de volúmenes extremadamente complejos. La migración de Kirchhoff antes del
apilamiento ha resultado particularmente efectiva en la generación de imágenes de depósitos
de sal y de los ubicados debajo de la sal en el
Golfo de México, pero en ocasiones no es muy
efectiva para generar imágenes de rasgos ubicados debajo de cuerpos salinos irregulares. Dado
que este algoritmo utiliza trazado de rayos, errores pequeños en la forma o ubicación de la interfase salina pueden producir transformaciones
artificiales de migración.
En este tipo de áreas, la migración antes del
apilamiento por diferencia finita puede resultar
efectiva. Este método utiliza extrapolación del
campo de ondas en vez de trazado de rayos y
puede generar mejores imágenes.15
La mayor eficiencia adquirida y la utilización
de sistemas de computación más poderosos han
permitido acortar los ciclo de tiempo del proyecto.
Verano de 2002
Anisotrópico
Pero las compañías de servicios continúan siendo
presionadas para obtener imágenes de áreas más
extensas y con rapidez. Las compañías petroleras
y los contratistas deberían compartir la responsabilidad para definir marcos temporales realistas.
La migración en profundidad aporta una solución viable a los complejos problemas de generación de imágenes. Luego de observar la
diferencia entre datos en escala de profundidad
y secciones convencionales en el dominio del
tiempo, los operadores generalmente cambian
sus interpretaciones y sus planes, ya sea en relación con la exploración de áreas prospectivas o
con el desarrollo de yacimientos. Por otra parte,
visualizar la diferencia en una sección sísmica
lleva a pensar que todos los demás datos obtenidos en áreas complejas probablemente merezcan
una revisión. Algunos operadores ahora insisten
con la generación de imágenes en escala de profundidad antes de perforar en aguas profundas o
en otras áreas de alto riesgo.
Otros, en cambio, se niegan a aplicar esta
técnica debido a los costos de adquisición y procesamiento de datos específicos a un objetivo
dado. En su opinión, esta tecnología es sólo para
los grandes operadores. Sin embargo, es posible
utilizarla en forma eficaz en materia de costos
con proyectos de múltiples clientes para mejorar
la comprensión de los sistemas petroleros regionales. El enfoque adoptado por WesternGeco en
cuanto a la aplicación de imágenes en escala de
> Comparación de tiempos de arribo versus desplazamiento lateral para una capa de velocidad
isotrópica y otra de velocidad anisotrópica. Si la
velocidad de la capa fuera isotrópica, los arribos
definirían la curva roja y si fuera anisotrópica, los
arribos definirían la curva negra.
profundidad a conjuntos de datos especulativos
de escala regional, está ayudando a poner la tecnología a disposición de todas las compañías
operadoras independientemente de su tamaño.
A medida que más operadores adquieran experiencia con la técnica, el proceso se irá tornando
más eficaz. Según los especialistas, en el futuro se
obtendrán básicamente imágenes en escala de
profundidad de todos los datos sísmicos.
—LS
13. Armstrong P, Ireson D, Chmela B, Dodds K, Esmersoy C,
Hornby B, Sayers C, Schoenberg M, Leaney S y Lynn H:
“The Promise of Elastic Anisotropy,” Oilfield Review 6,
no. 4 (Octubre de 1994): 36–47.
14. Bloor R, Whitfield P y Fisk K: “Anisotropic Prestack
Depth Migration and Model Building,” Transcripciones
de la 63ra. Conferencia y Exhibición Técnica de la EAGE,
Amsterdam, Países Bajos, 11 al 15 de junio de 2001,
artículo A-01.
15. Albertin U, Watts D, Chang W, Kapoor SJ, Stork C,
Kitchenside P y Yingst D: “Improving Near-Salt-Flank
Imaging with Shot-Profile Wavefield-Extrapolation
Migration in the Gulf of México,” presentado en la 64ta.
Conferencia y Exhibición Técnica de la EAGE, Florencia,
Italia, 27 al 30 de mayo de 2002.
17
Orientación de los disparos en la dirección correcta
Los disparos orientados minimizan las caídas de presión provocadas por la fricción y las
restricciones al flujo durante el fracturamiento hidráulico. Como resultado se obtienen
fracturas más anchas que permiten el uso de apuntalantes de mayor tamaño y concentraciones
más altas de los mismos, en combinación con fluidos de menor viscosidad y menos dañinos,
todo lo cual tiende a mejorar la conductividad de la fractura. En yacimientos pobremente
consolidados o formaciones con grandes contrastes de esfuerzos, los disparos correctamente
alineados maximizan la estabilidad del túnel dejado por ellos en la formación, lo cual ayuda a
mitigar la producción de arena.
Jim Almaguer
Jorge Manrique
Saliya Wickramasuriya
Sugar Land, Texas, EUA
Ali Habbtar
Saudi Aramco
Udhailiyah, Arabia Saudita
Jorge López-de-Cárdenas
Rosharon, Texas
David May
Amerada Hess
Aberdeen, Escocia
Alan C. McNally
Dominion Exploration and Production, Inc.
Oklahoma City, Oklahoma, EUA
Arturo Sulbarán
Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA)
Caracas, Venezuela
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Brad Hoffman, George Spencer y Mark Vella,
Rosharon, Texas, EUA; James Garner, Dwight Peters y Lee
Ramsey, Sugar Land, Texas; Dale Logan, Caracas,
Venezuela; y Mark Norris, Aberdeen, Escocia.
En este artículo, ClearFRAC, CoilFRAC, DSI (herramienta
Sónica Dipolar), FMI (generador de Imágenes
Microeléctricas de Cobertura Total), FracCADE, GVR
(herramienta de resistividad GeoVision), HSD (Pistolas de
Alta Densidad de Disparos), OrientXact, PowerFlow,
PowerJet, PowerSTIM, PropNET, SPAN (Programa de
Análisis de Operaciones de Disparos de Schlumberger),
UBI (generador de Imágenes Ultrasónicas de la Pared del
Pozo) y USI (generador de Imágenes Ultrasónicas) son
marcas de Schlumberger.
18
Los operadores utilizan varias técnicas de disparos para resolver problemas asociados con la
estimulación del yacimiento y con el control de la
producción de arena, así como para satisfacer
otros objetivos de terminación de pozos. La fase
óptima, el espaciamiento entre disparos y la
orientación correcta de los mismos facilitan el
fracturamiento hidráulico y reducen la posibilidad de influjo de arena a raíz del colapso del
túnel generado por los disparos.
También se efectúan disparos orientados
para prevenir el daño de los componentes de terminación del pozo, reparar canales de cemento
detrás del revestidor, establecer comunicación
con pozos de alivio durante operaciones de control de presión y evitar el colapso del revestidor
en pozos de gran inclinación.
Los operadores emplean las más modernas
técnicas de evaluación e interpretación de formaciones para la caracterización integrada de
yacimientos, a fin de garantizar el éxito de la operación de disparos. También aprovechan los continuos avances en materia de herramientas de
registros geofísicos, pistolas bajadas con la tubería de producción (TCP, por sus siglas en inglés) y
sistemas operados a cable que contribuyen a alinear los disparos en una dirección previamente
determinada.
El proceso para optimizar los tratamientos de
estimulación utiliza los disparos orientados para
aumentar la eficiencia de las operaciones de
bombeo, reducir las fallas de tratamientos y
mejorar la efectividad del fracturamiento hidráulico. Los ingenieros de terminación de pozos tam-
bién desarrollan estrategias de disparos orientados que previenen la producción de arena y mejoran la productividad del pozo, mediante
operaciones de disparos diseñadas para interceptar las fracturas naturales o penetrar sectores
del pozo con mínimo daño de la formación.
Los esfuerzos horizontales máximos y mínimos y el esfuerzo vertical ejercido por la sobrecarga litostática, describen las condiciones de
esfuerzos locales en los yacimientos de gas y
petróleo. Las fracturas hidráulicas se inician y
propagan a lo largo de un plano preferencial de
fracturamiento (PFP, por sus siglas en inglés), el
cual define la trayectoria de menor resistencia
que resulta de las diferencias en la dirección y
magnitud de los esfuerzos de la formación. En la
mayoría de los casos, el esfuerzo mayor se presenta en la dirección vertical, por lo que el PFP es
vertical y yace en la dirección del siguiente
esfuerzo mayor, el esfuerzo horizontal máximo.
Los disparos que no están alineados con el
esfuerzo máximo tienden a producir trayectorias
complejas de flujo cerca del pozo durante los tratamientos de fracturamiento hidráulico. Los fluidos y apuntalantes deben abandonar el pozo, y
luego girar dentro de la formación para alinearse
con el PFP. Esta “tortuosidad” causa fricción y
caídas de presión adicionales que aumentan los
requerimientos de energía de bombeo y limitan
el ancho de la fractura, lo cual puede originar
arenamientos prematuros debido al bloqueo de
apuntalantes y, en consecuencia, tratamientos
de estimulación no óptimos.
Oilfield Review
La orientación de los disparos con el PFP permite a los ingenieros de terminación y a los proveedores de servicios de bombeo concentrarse
en los procedimientos de tratamientos y diseños
de estimulación que generan óptimos resultados,
tales como la inicialización de la fractura, la propagación de la misma, el emplazamiento del
apuntalante y la geometría final de la fractura—
ancho, largo, altura y conductividad—en vez del
flujo de fluidos dentro del pozo.
En algunas formaciones pobremente consolidadas o roca competente con altos contrastes
entre los esfuerzos verticales y horizontales, el
colapso de la formación alrededor de los disparos provoca producción de arena. Además,
debido a que la roca yacimiento debe soportar
más sobrecarga durante la producción de los fluidos y la consecuente disminución de la presión
de poro, los túneles de los disparos pueden
colapsar al comprimirse la formación. La producción de arena generalmente disminuye si los dis-
Verano de 2002
paros se orientan en las direcciones más estables con mínimos contrastes de esfuerzos, reduciendo de este modo las caídas de presión
asociadas con el flujo, modificando así su geometría y creando distribuciones de esfuerzos más
homogéneas alrededor del pozo.
En pozos verticales, los disparos se pueden
orientar en cualquier dirección, pero esencialmente son horizontales. En pozos de gran inclinación y pozos horizontales o pozos verticales
que atraviesan formaciones excesivamente inclinadas, los disparos radiales se orientan en diferentes direcciones aleatorias dentro de la zona
objetivo, dependiendo de la inclinación del pozo
y del echado de la formación.
Los disparos efectuados en el lado alto de los
pozos horizontales son generalmente más estables y menos propensos a derrumbarse o a quedar taponados con escombros. Los disparos se
pueden orientar con una leve inclinación para
lograr una óptima densidad de disparos y espa-
ciamiento entre sí, con el objetivo de aumentar la
productividad, reducir la caída de presión y minimizar la producción de arena. Por las mismas
razones, los disparos en pozos verticales se pueden alinear unos pocos grados más allá del PFP.
Este artículo repasa las técnicas para
determinar las direcciones de los esfuerzos de la
formación y trata sobre los sistemas TCP y las
operaciones a cable para orientar los disparos.
Algunos casos de América del Norte, Mar del
Norte, América del Sur y Medio Oriente
demuestran los beneficios de los disparos
orientados para mejorar la producción en aplicaciones de estimulación de yacimientos y prevención de producción de arena. También se
plantean las mejoras de los equipos y los factores que conducen al desarrollo de nuevos sistemas para perfeccionar las capacidades de las
técnicas de disparos y reducir el ciclo de tiempo
del fracturamiento hidráulico o de terminaciones
sin malla o cedazo.
19
Esfuerzo horizontal
mínimo (Sh)
Pozo
Cemento
Revestidor
Cargas con fase de 90°
Disparos
Esfuerzo
horizontal
máximo (SH)
SH
90°
Plano preferencial de
fracturamiento (PFP)
PFP
Puntos de acuñamiento
Sh
> Consideraciones de estimulación. Si los disparos no están alineados con el plano preferencial de
fracturamiento (PFP), o el esfuerzo horizontal máximo (SH), el comienzo de la fractura puede ocurrir
en varios puntos distintos alrededor del pozo. Estos escenarios conducen a trayectorias de flujo
complejas, o tortuosidad, que aumentan las presiones de ruptura de la formación y las caídas de
presión por fricción de los fluidos durante los tratamientos de fracturamiento hidráulico. Los disparos cercanos al PFP ofrecen el trayecto de menor resistencia y, en consecuencia, minimizan o eliminan las restricciones vecinas al pozo. Los disparos correctamente alineados, perpendiculares al
esfuerzo horizontal mínimo (Sh), son esenciales para la optimización de la estimulación y el fracturamiento hidráulico orientado.
Esfuerzo horizontal
mínimo (Sh)
Cargas con fase de 60°
Disparos inestables,
inefectivos
Disparos estables,
efectivos
Esfuerzo
horizontal
máximo (SH)
Disparos estables, efectivos
60°
SH
Pozo
60°
Cemento
Revestidor
Disparos inestables,
inefectivos
Sh
> Consideraciones para el control de la producción de arena. En yacimientos pobremente consolidados y formaciones con grandes contrastes creados por ambientes tectónicos complejos, los
disparos que apuntan a un plano de esfuerzo mínimo en sectores estables alrededor de un pozo,
ayudan a reducir o eliminar las fallas de disparos y el influjo subsiguiente de arena. Los disparos
orientados juegan un papel clave en las terminaciones sin cedazo que previenen la producción de
arena, ya que maximizan la estabilidad del túnel dejado por los disparos dentro de la formación.
20
Esfuerzos en el subsuelo
Los principios de la mecánica de las rocas indican que las fracturas hidráulicas se propagan en
la dirección del esfuerzo horizontal máximo (SH).
Cuando los disparos no se orientan con éste, las
fracturas viajan desde la base o tope del túnel
alrededor del revestidor y cemento, o giran dentro de la formación para alinearse con el PFP. Este
re-alineamiento crea complejas trayectorias de
flujo cerca del pozo, que incluyen puntos múltiples de iniciación de fractura; fracturas que compiten entre sí posiblemente continuando su
propagación; pasajes en el micro anillo con puntos de acuñamiento; y alas de fracturas que son
curvas y están pobremente alineadas con el pozo
y los disparos (izquierda).
Las pruebas de laboratorio indican que la
falla, o colapso, de los túneles de los disparos
contribuye a que se inicie la producción de arena
en yacimientos pobremente consolidados o formaciones con grandes contrastes de esfuerzos.1
Varios factores contribuyen a la producción de
arena, incluyendo la resistencia de la roca, la
magnitud y dirección de los esfuerzos de la formación, los cambios de velocidades de flujo, el
aumento de los esfuerzos debido a la caída de
presión asociada con el flujo o el agotamiento del
yacimiento, y a la producción de agua con el
tiempo. Los disparos correctamente alineados
con el esfuerzo máximo de la formación son más
estables que aquellos alineados en otras direcciones (izquierda).
Mediante la determinación de las direcciones
y magnitudes locales, los ingenieros de terminación de pozos diseñan estrategias de disparos
para fracturamiento hidráulico orientado que
apuntan a la dirección preferencial de propagación de la fractura. En terminaciones sin cedazo,
ellos apuntan a sectores más estables de la formación alrededor del pozo con contrastes de
esfuerzos más bajos para prevenir o demorar la
producción de arena. Los métodos para determinar las magnitudes o direcciones de los esfuerzos abarcan desde el acceso a catálogos de rocas
y la interpretación de registros de imágenes del
pozo, hasta la construcción de modelos geomecánicos del subsuelo y efectuar levantamientos
de perfiles sísmicos verticales (VSP, por sus
siglas en inglés) (véase, “Mediciones sísmicas
bien posicionadas,” página 34).
Las fracturas inducidas durante la perforación
del pozo, generalmente ocurren también en la
dirección del esfuerzo horizontal máximo, a lo
largo del PFP; la ovalización del pozo por ruptura
(breakout) ocurre cuando las concentraciones de
esfuerzos cerca de la pared del pozo exceden la
resistencia de la formación y pequeños trozos de
Oilfield Review
Esfuerzo horizontal
mínimo (Sh)
Pared del pozo
Ovalización del
pozo por ruptura
Esfuerzo
horizontal
máximo (SH)
SH
Fracturas inducidas
por la perforación
Sh
roca se desprenden durante la perforación
(arriba). El pozo se alarga en la dirección del
esfuerzo mínimo (Sh), que está a 90° con respecto al PFP. Varias herramientas de registros de
pozo abierto ayudan a los operadores a determinar las direcciones de los esfuerzos antes de
efectuar los disparos.
La herramienta Sónica Dipolar DSI mide los
tiempos de propagación de ondas de corte (cizallamiento) y de compresión, y proporciona mediciones exactas para establecer los gradientes y
direcciones de los esfuerzos locales, y las propiedades mecánicas de la formación, tales como
la relación de Poisson y el Módulo de elasticidad
de Young (derecha).2 Los programas de diseño de
fracturas como la aplicación FracCADE y otros
modelos petrofísicos, utilizan esta información
para optimizar y evaluar los tratamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico, así como
para pronosticar la producción de arena.
En el modo bipolar cruzado, la herramienta
DSI determina la orientación del PFP detectando
la anisotropía de onda de corte, que generalmente resulta de las diferencias en las direcciones del esfuerzo horizontal máximo y mínimo. La
anisotropía acústica puede ser intrínseca o
inducida por el esfuerzo. La anisotropía intrínseca se puede provocar por estratificación,
microestructura o fracturas naturales alineadas.
1. Venkitaraman A, Behrmann LA y Noordermeer AH:
“Perforating Requirements for Sand Prevention,” artículo
de la SPE 58788, presentado en el Simposio Internacional
sobre Control del Daño de la Formación de la SPE,
Lafayette, Luisiana, EUA, 23 al 24 de febrero de 2000.
2. Brie A, Endo T, Hoyle D, Codazzi D, Esmersoy C, Hsu K,
Denoo S, Mueller MC, Plona T, Shenoy R y Sinha B:
“New Directions in Sonic Logging,” Oilfield Review 10,
no. 1 (Primavera de 1996): 40–55.
Verano de 2002
< Deformación del pozo durante la perforación.
La ovalización del pozo es una forma de falla del
mismo. A medida que las barrenas de perforación penetran una formación, las concentraciones de esfuerzos en, o cerca, de la pared del
pozo exceden la resistencia de la roca, y trozos
de la formación caen o se erosionan a lo largo
de un ángulo de 45° entre las direcciones de los
esfuerzos mínimo y máximo. Los planos de falla
resultantes se combinan y hacen que el pozo se
alargue en la dirección del esfuerzo mínimo, perpendicularmente a la dirección del esfuerzo
máximo, o PFP. La elongación del pozo es una de
las mejores indicaciones de la dirección de los
esfuerzos porque las ovalizaciones se forman en
respuesta directa a las condiciones locales. Si la
presión hidrostática es lo suficientemente alta,
el proceso de perforación también crea fracturas someras en los pozos. Estas fracturas inducidas por la perforación ocurren en la dirección
del esfuerzo horizontal máximo, propagándose
típicamente en forma vertical hacia arriba y
abajo del pozo. Las fracturas naturales generalmente poseen un ángulo de echado asociado, y
se pueden diferenciar de las fracturas inducidas
en las imágenes de la pared del pozo.
Agua movible
Altura de la fractura
Hidrocarburo movible
DPR 400
Agua
DPR 800
Petróleo
DPR 1200
Calcita
DPR 1600
Cuarzo
Agua ligada
0
Ilita
0
GR
Relación volumétrica
API 200
0
1
vol/vol
GR
0 API 200
0
Rayos gamma (GR)
Porosidad
Profundidad
1 : 24 pies 0
0 0
200 1
pie3/pie3
API
0
12,000
Esfuerzo de cierre
lpc/pie
Esfuerzo de cierre zonificado
1
lpc/pie
Gradiente del esfuerzo de cierre
1
lpc/pie
Módulo de Young
Relación de Poisson
(YM)
(PR)
YM de FracCADE
PR de FracCADE
10 0
(MMlpc)
(MMlpc) 0.5
PR de registro
YM de registro
10 0
(MMlpc)
(MMlpc) 0.5
0
0
0
0
0
Cambio de presión (DPR)
(lpc)
DPR 400
(lpc)
DPR 800
(lpc)
DPR 1200
(lpc)
DPR 1600
(lpc)
Presión de poro
(lpc)
2000
2000
2000
2000
2000
5398
4.31
0.689
0.28
4.31
0.689
0.28
5405
4.31
0.689
0.28
5409
4.94
0.605
0.24
4.71
0.547
0.22
5419
4.71
0.547
0.22
5423
4.66
0.532
0.20
4.66
0.532
0.20
4.66
0.532
0.20
4.66
0.547
0.22
4.63
0.547
0.22
4.63
0.547
0.22
4.63
0.547
0.22
5459
4.63
0.547
0.22
5463
4.62
0.666
0.27
5470
4.62
0.666
0.27
5473
5401
5412
12,050
5416
5427
5430
5434
5437
5441
12,100
5445
5448
5452
5455
5466
12,150
> Evaluación de los esfuerzos de la formación. El registro de la herramienta Sónica Dipolar DSI ofrece
una de las técnicas más valiosas de evaluación de formaciones para determinar la magnitud y orientación de los esfuerzos. Los ingenieros utilizan la herramienta DSI para estimar los perfiles de esfuerzos
y las propiedades mecánicas de la formación. Los datos obtenidos de este registro, tales como la relación de Poisson y el Módulo de Young (Carriles 4 y 5), se utilizan en los programas de modelado de estimulaciones, tal como la aplicación FracCADE que permite estimar el alto de la fractura; y para diseñar,
optimizar y evaluar los tratamientos de fractura.
21
La anisotropía inducida por el esfuerzo es el
resultado de las condiciones de sedimentación y
de las fuerzas tectónicas. Los registros de imágenes de la pared del pozo ayudan a distinguir
entre la anisotropía intrínseca y la inducida por el
esfuerzo.3
En fluidos base agua conductivos, el generador de Imágenes Microeléctricas de Cobertura
Total FMI genera una imagen eléctrica perimetral
de la pared del pozo y proporciona información
cuantitativa para el análisis de las fracturas. Los
ingenieros utilizan esta herramienta para visualizar las fracturas inducidas por la perforación y las
ovalizaciones del pozo por ruptura, y para establecer la orientación de las mismas (derecha).
Este registro FMI muestra ovalización del pozo en
la parte superior de la imagen y fracturas inducidas por la perforación en la sección más profunda.4
Al igual que la herramienta FMI, el generador
de Imágenes Ultrasónicas de la Pared del Pozo
UBI provee imágenes perimetrales del pozo. Sin
embargo, debido a que genera imágenes acústicas en vez de eléctricas, la herramienta UBI se
puede correr en fluidos base aceite no conductivos para caracterizar las fracturas inducidas por
la perforación y la ovalización del pozo (abajo a la
derecha). Los registros de calibre de cuatro brazos orientados también proporcionan una indicación de ovalización del pozo por ruptura, pero no
ofrecen una cobertura perimetral del mismo
como las herramientas DSI, FMI y UBI. La herramienta de resistividad GeoVision GVR ofrece
imágenes completas perimetrales de la resistividad del pozo durante la perforación con fluidos
conductivos.5
3. Armstrong P, Ireson D, Chmela B, Dodds K, Esmersoy C,
Miller D, Hornby B, Sayers C, Schoenberg M, Leaney S y
Lynn H: “The Promise of Elastic Anisotropy,” Oilfield
Review 6, no. 4 (Octubre de 1994): 36–47.
4. Serra O: Formation MicroScanner Image Interpretation,
SMP 7028. Houston, Texas, EUA: Schlumberger
Educational Services, 1989.
Peterson R, Warpinski N, Lorenz J, Garber M, Wolhart S
y Steiger R: “Assessment of the Mounds Drill Cuttings
Injection Disposal Domain,” artículo de la SPE 71378,
presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual
de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 30 de septiembre al 3 de octubre de 2001.
5. Bonner S, Bagersh A, Clark B, Dajee G, Dennison M,
Hall JS, Jundt J, Lovell J, Rosthal R y Allen D: “A New
Generation of Electrode Resistivity Measurements for
Formation Evaluation While Drilling,” Transcripciones
del 35to. Simposio Anual sobre Adquisición de Registros
de la SPWLA, Tulsa, Oklahoma, EUA, 19 al 21 junio de
1994, artículo OO.
Bonner S, Fredette M, Lovell J, Montaron B, Rosthal R,
Tabanou J, Wu P, Clark B, Mills R y Williams R:
“Resistivity While Drilling—Images from the String,”
Oilfield Review 8, no. 1 (Primavera de 1996): 4–19.
22
Rayos gamma
Prof., N
pies
E
S
W
N
Calibres 1-3
7510
Echado
de la
ovalización
90°
7520
Calibres 2-4
Echado de
la fractura
inducida
Azimut del
patín 1
7530
La ovalización del pozo por ruptura
es perpendicular a las fracturas
inducidas por la perforación
> Generación de imágenes de microrresistividad. En fluidos de perforación
base agua conductivos, los ingenieros utilizan el generador de Imágenes
Microeléctricas de Cobertura Total FMI para determinar la orientación de las
deformaciones del pozo, tales como ovalizaciones y fracturas inducidas por la
perforación. Este ejemplo del registro FMI muestra ambas anomalías, las cuales aparecen como eventos de baja resistividad o de color marrón oscuro. En
la sección superior, se muestra la ovalización del pozo por ruptura con una
orientación norte-sur, y en la sección inferior se muestran las fracturas inducidas por la perforación con una orientación este-oeste. Tal como se espera,
estos eventos se hallan a 90° de separación.
Imágenes versus profundidad
X066
4
X067
Tope
N
2
X068
Ovalización del pozo
Profundidad
X66.7 m
Desviación del pozo
37.7 grados
Tope
138.0 grados N
111.2 grados r/tope
0.8 pulgadas
0
Ovalización del pozo
-2
-4
-4
-2
0
2
Radio del pozo, pulgadas
4
> Generación de imágenes sónicas. El generador de Imágenes Ultrasónicas de la Pared del Pozo UBI
utiliza una medición de la reflexión pulso-eco para proporcionar imágenes de alta resolución del
tamaño y forma del pozo en fluidos de perforación base aceite no conductivos (izquierda). La ovalización del pozo provocada por las fallas de compresión en la pared del pozo conducen al alargamiento
del pozo en la dirección del esfuerzo mínimo, perpendicular a la dirección del esfuerzo máximo y al
plano preferencial de fracturamiento hidráulico (derecha).
Oilfield Review
Dispositivo de Orientación
Mecánica (MOD)
Unión giratoria
Disparos verticales, fase de 0°
Tubería de
producción
Disparo
Pozo
Carga
Contrapesos
Revestidor
0°
Revestidor
Cemento
Calibrador de fleje tensado
Fuerza de gravedad
Fuerza de gravedad
> Orientación gravitatoria. La técnica de orientación pasiva para pistolas transportadas con herramientas operadas a cable, mediante tubería de producción o con tubería flexible, emplea contrapesos excéntricos en combinación con transferencia balística y cabezas giratorias de la tubería de producción, y se vale de la atracción gravitatoria para orientar las pistolas en el lado bajo del pozo. Esta
técnica requiere un registro direccional del pozo.
Hacia la
tubería
adyacente
Metal mínimo
Metal máximo
Rotación de
la herramienta
Herramienta de
Orientación a Motor
(POT) B o C
Alejamiento
de la
tubería
adyacente
> Técnicas de orientación. El Dispositivo de
Orientación Mecánica (MOD) y la Herramienta de
Orientación a Motor (POT) se desarrollaron para
disparar pozos con sartas de tuberías de producción dobles o múltiples. Los operadores utilizan
estas herramientas para garantizar que las pistolas que se bajan en una sarta de tubería de producción no perforen otros tubulares en el pozo.
Verano de 2002
Orientación de los disparos
Las primeras aplicaciones de disparos orientados
ocurrieron en pozos con tuberías de producción
múltiples o duales. Las herramientas se desarrollaron para asegurar que las pistolas dentro de
una sarta de tubería de producción no perforaran
otros tubulares en el pozo. Hasta hace muy poco,
las opciones de las operaciones de disparos con
herramientas operadas a cable para este tipo de
pozos se limitaban a sistemas tales como el
Dispositivo de Orientación Mecánica y la
Herramienta de Orientación a Motor (MOD y POT,
por sus siglas en inglés respectivamente) de
Schlumberger.
Con el sistema MOD, es seguro disparar
cuando un calibrador de fleje tensado mide el
diámetro interno completo (ID) del revestidor. Los
sistemas POT son herramientas motorizadas con
sensores que proporcionan datos en tiempo real
a medida que rota la sarta de la pistola. Las cargas de la pistola se orientan a 180° del calibrador o se alinean con un sensor específico
(izquierda). El POT-B incluye un detector de rayos
gama blindado para localizar las fuentes radioactivas corridas concurrentemente en otras sartas
de tuberías de producción. El POT-C utiliza principios electromagnéticos para detectar metales en
tuberías de producción vecinas o en sartas de
revestimiento. El POT-C se desarrolló fundamentalmente para detectar terminaciones adyacentes cementadas en un pozo único, pero también
se ha utilizado exitosamente dentro de un revestidor con dos sartas de tuberías de producción.
En el pasado, los operadores utilizaban frecuentemente sistemas bajados con la tubería de
producción para las operaciones de disparos
orientados. Sin embargo, estas operaciones pueden ser más complicadas y costosas que las operaciones a cable, particularmente si el pozo es
vertical, el intervalo objetivo es relativamente
corto o si la operación de disparos se lleva a cabo
en condiciones de balance de presión; esto es,
presión hidrostática dentro del pozo igual a la
presión de la formación. Para los pozos horizontales y de gran inclinación, los sistemas pasivos
de disparos orientados operados a cable o
mediante la tubería de producción o con tubería
flexible, utilizan pesos y articulaciones giratorias
excéntricos para orientar las sartas de las pistolas respecto del lado bajo de un pozo con las cargas apuntando hacia arriba (arriba).
Existe una nueva tecnología para alinear con
exactitud las pistolas TCP a lo largo de extensos
intervalos en pozos desviados. El sistema
OrientXact incluye pesos para orientación pasiva
y secciones de pistolas unidas por articulaciones
giratorias con cojinetes de rodillo que manejan
grandes cargas. Este sistema orienta pistolas con
secciones de más de 300 m [1000 pies] de largo
para disparar en una dirección determinada, con
una exactitud de 10°, tal como el lado alto de un
pozo inclinado. Un innovador Dispositivo de
Confirmación de Orientación (OCD, por sus siglas
en inglés) mide y registra la dirección de los disparos con una resolución de 1°, lo cual brinda
datos valiosos acerca de la orientación de los
disparos luego de recuperar las pistolas.
23
En pozos verticales, las técnicas TCP utilizan
giroscopios en vez de orientación pasiva por atracción gravitacional para orientar los disparos. Se
baja un giroscopio a través de la tubería de producción con cable y se asienta en un perfil de
orientación que incluye una llave interna alineada
con las cargas de la pistola. La sarta de la tubería
de producción se rota desde la superficie hasta
obtener la orientación requerida, y el empacador
se asienta hidráulicamente para evitar cualquier
rotación adicional. El giroscopio verifica la orientación de la pistola antes de ser removido para prevenir el daño causado por la sacudida de la
detonación.
Cuando se desconocen las direcciones de los
esfuerzos o no es posible orientar los disparos, las
pistolas con alta densidad de disparos y con fase de
60 o 120°, ayudan a garantizar que al menos algunos de los disparos estarán entre 25 y 30° respecto
de la dirección del esfuerzo máximo. Sin embargo,
esta aproximación al azar requiere cargas huecas
(premoldeadas) adicionales y no asegura que los
disparos estén estrechamente alineados con el PFP.
La herramienta de Disparos Orientados
Operada a Cable (WOPT, por sus siglas en inglés)
de Schlumberger, que se puede correr en pozos verticales e inclinados, representa el método más
reciente para orientar pistolas operadas a cable
(abajo a la izquierda). El sistema WOPT, desarrollado inicialmente para el fracturamiento hidráulico
orientado, se lo utiliza también en operaciones de
disparos para prevenir la producción de arena. Esta
herramienta orienta pistolas estándar de Alta
Densidad de Disparos HDS con fase de 0°, 180° u
otra óptima en una dirección predeterminada. El
tipo de carga o la densidad de disparos dependen
de los requisitos de terminación, tales como el control o la prevención de la producción de arena, y de
los criterios de diseño de la fractura, tales como el
calibre del apuntalante, los regímenes de bombeo,
las presiones de tratamiento y el flujo de producción requerido.6
Orientación relativa, 0°
Cabeza
giratoria
Azimut del pozo/sonda
Escala horizontal: 1:9.153
Orientación norte
Amplitud
Carrera inicial del giroscopio
Revestidor
360
Diagrama Baja
Prof., pies del pozo
240
120
0
grados
360
Desviación del
pozo/sonda
0
Alta
0
grados
9
12,040
Inclinómetro para
Operaciones de
Disparos Operado a
Cable (WPIT) con
detector de collares
del revestidor (CCL)
Cargas
Pistola HSD
Transportador
del giroscopio
12,070
Pistola carrera 2
12,080
Adaptador
indexado superior
Carrera de disparo
Pistola de Alta
Densidad de
Disparos (HSD),
con fase de 180°
12,090
Orientación relativa, 0°
Adaptador
indexado inferior
PFP
12,100
12,110
Pistola HSD
PFP
Pistola carrera 3
Revestidor
12,120
Cargas
12,130
> Disparos orientados con herramientas operadas a cable. Un sistema típico
de herramienta de Disparos Orientados Operada a Cable (WOPT, por sus
siglas en inglés) está configurado con un dispositivo de posicionamiento con
flejes contrapesados (WSPD, por sus siglas en inglés) y adaptadores de indexación por encima y debajo de pistolas estándar con fase de 0° o 180°. La
sarta de la herramienta incluye un giroscopio y un transportador, un Inclinómetro para Operaciones de Disparos Operado a Cable (WPIT, por sus siglas
en inglés) con detector de collares del revestidor (CCL) y una cabeza giratoria
operada a cable para desacoplar el esfuerzo de torsión acumulado en el
cable de la herramienta. El giroscopio mide la inclinación y el azimut del pozo,
y la dirección relativa de la herramienta—orientación de la sarta de la herramienta—respecto del norte verdadero durante una carrera inicial con pistolas desarmadas (arriba a la derecha). La operación de disparos se lleva a
cabo en viajes subsiguientes según se requieran, sin el giroscopio y luego de
rotar, o volver a indexar, las pistolas en la superficie (abajo a la derecha). El
inclinómetro WPIT permanece en la sarta de la herramienta todo el tiempo
para medir en forma independiente la desviación de la misma y la orientación
relativa de la herramienta, así como para confirmar que la sarta de la herramienta repita la orientación previamente establecida.
24
Pistola carrera 1
12,060
Fleje superior del
dispositivo de
posicionamiento
(WSPD)
Fleje inferior del
dispositivo de
posicionamiento
(WSPD)
12,050
Pistola carrera 4
12,140
12,150
> Verificación de la orientación de los disparos. Luego de disparar, se
puede correr un registro con la herramienta de Imágenes Ultrasónicas
USI orientada para confirmar que los disparos se hallan orientados
correctamente. En esta imagen USI, los disparos aparecen como
líneas finas debido a la escala de medición (Carril 3). Las profundidades de los disparos requeridas aparecen en el diagrama del pozo mostrado en el Carril 2. Este pozo se disparó en cuatro bajadas separadas
de la pistola, utilizando una fase de 180° y dos disparos por pie (dpp)—
un total de 118 orificios—orientados de noreste a sudoeste. La inclinación del pozo era de alrededor de 1.7°. La herramienta WOPT ha sido
empleada en pozos con inclinaciones tan bajas como de 0.3°.
Oilfield Review
Desviación del pozo/sonda
de los registros repetidos
0
grados
20
Orientación relativa de
los registros repetidos
-180
grados
180
Registro en posición
Inclinación Alfa X
grados
CCL de los registros repetidos
Desviación del
pozo/sonda
1.6
1.6
1.7
Orientación
relativa
-7.7
-0.8
-10.1
1.6
1.6
1.6
1.6
1.9
1.7
-8.9
-13.0
-16.5
-9.2
-15.7
-6.4
1.5
1.4
1.5
1.5
1.3
-6.9
-10.4
-12.9
-3.4
-4.6
1.1
0.4
-48.1
-54.6
1.9
1.6
1.8
2.0
1.8
29.7
-34.8
-35.0
-40.3
-33.9
-42.8
-46.8
-180
Orientación relativa en
los registros repetidos
grados
-25
Inclinación X de los registros repetidos
grados
-25
Inclinación Y de los registros repetidos
grados
Prof., pies
11,700
Disparos
Inclinación Alfa Y
grados
-0.2
-0.0
-0.3
-0.2
-0.3
-0.4
-0.3
-0.5
-0.2
-0.2
-0.2
-0.3
-0.1
-0.1
-0.8
-0.3
-1.1
-0.9
-1.1
-1.1
-1.2
-21.0
180
25
25
-1.6
-1.6
-1.7
-1.5
-1.5
-1.5
-1.6
-1.9
-1.6
-1.5
-1.4
-1.5
-1.5
-1.2
-0.7
-0.2
-1.5
-1.3
-1.3
-1.6
-1.3
-19.7
> Verificación de la orientación de la pistola. Luego de orientar las pistolas en la superficie, el sistema
WOPT se baja nuevamente al pozo sin giroscopio. La herramienta WPIT permanece en la sarta para
repetir el registro en tiempo real. Si la orientación relativa de la herramienta (Carril 1) en carreras subsiguientes coincide con la carrera inicial, la sarta de las pistolas está repitiendo la orientación preferencial previamente establecida. Los datos de inclinación (Carril 3) se utilizan cuando no es posible
definir la orientación relativa de la herramienta debido a los extremadamente bajos ángulos de inclinación del pozo. Cuando la orientación de la sarta de la herramienta no se repite, las pistolas se
extraen y se vuelven a indexar.
Esta técnica depende del hecho de que a una
profundidad determinada, las herramientas operadas a cable asumen una orientación preferida
en el pozo cuando los parámetros de la sarta—
longitud, peso, distribución de la masa, velocidad
del cable y dirección—son constantes. En estos
casos, se utiliza una articulación giratoria para
minimizar los efectos perjudiciales de la torsión.
La articulación giratoria desacopla la torsión acumulada en el cable de acero de la sarta de las
pistolas, lo que permite que la herramienta
adopte su posición natural o preferencial. La
repetibilidad observada de esta “posición natural” fue clave en el desarrollo de la herramienta
WOPT. La herramienta WOPT requiere dos viajes
(carreras) para pozos verticales con inclinaciones
menores a 8°. La operación de disparos en pozos
con menos de 1° de inclinación requiere un cuidado extra durante la realización de la tarea y su
ejecución puede requerir más tiempo.
El primer viaje, o carrera de “mapeo,” se realiza con pistolas desarmadas y con un giroscopio
Verano de 2002
que apunte al norte verdadero para determinar la
orientación natural—azimut de la herramienta, o
dirección—de la sarta de la herramienta. Los dispositivos de posicionamiento con flejes contrapesados en la parte superior e inferior (WSPD, por sus
siglas en inglés) ayudan a rotar las sartas de herramientas hacia el lado relativamente bajo del pozo.
Varios pases en cada dirección garantizan
datos de orientación precisa para determinar la
rotación requerida de la pistola, o “indexación”
para efectuar disparos orientados. Se pueden
mapear zonas únicas o múltiples durante el viaje
inicial dentro del pozo. El Inclinómetro para
Operaciones de Disparos Operado a Cable (WPIT,
por sus siglas en inglés), un componente integral
de la herramienta WOPT, proporciona mediciones
independientes, continuas y en tiempo real de la
desviación de la herramienta y de la orientación
de la misma respecto al lado alto del pozo.
Si se hallan disponibles datos confiables de
levantamientos direccionales y las zonas objetivo
se encuentran en secciones del pozo con inclina-
ciones mayores a 8°, la operación de disparos se
puede completar sin necesidad de correr un
giroscopio. En este caso, las mediciones de inclinación son extremadamente exactas y correlacionan con el azimut del pozo. Luego de
determinar el azimut de la herramienta, se rotan
manualmente las pistolas en la superficie con
incrementos de 5°, utilizando adaptadores de
indexación arriba y abajo de las pistolas para
orientar las cargas. El giroscopio se remueve
antes de disparar para evitar el daño a causa de
la sacudida experimentada durante la detonación
de los disparos. El tubo transportador con un
giroscopio ficticio y el inclinómetro WPIT permanecen en el sistema WOPT para mantener la longitud y masa de la sarta de la herramienta.
Luego se baja nuevamente al pozo la sarta de
la pistola WOPT. Los datos de orientación relativa provenientes de la herramienta WPIT confirman que la orientación de la herramienta
previamente establecida se repite. El pozo se dispara una vez que la longitud y profundidad de la
pistola se verifican mediante el análisis de registros repetidos (izquierda). El sistema WOPT
puede alinear exactamente los disparos dentro
de los 5° del azimut requerido. Debido a la necesidad de mantener constantes los parámetros de
la sarta de la herramienta, la incapacidad para
detonar selectivamente más de una pistola por
carrera es una limitación común del sistema
WOPT. En pozos verticales, una pistola detonada
alteraría la orientación preferencial previamente
establecida de la herramienta.
Los operadores han corrido el generador de
Imágenes Ultrasónicas USI para verificar que los
disparos estén correctamente alineados en la
dirección deseada (página anterior, a la derecha).
Los registros posteriores a las operaciones de
disparos indican que los disparos se producen
consistentemente dentro de los 10° del azimut
requerido. El sistema WOPT ha disparado con
éxito pozos con inclinaciones desde 0.3° hasta
58°. Los operadores habían aceptado el concepto
de orientar los disparos para mejorar la eficiencia
y efectividad del fracturamiento hidráulico, pero
lo consideraban impráctico antes de la introducción del sistema WOPT.7
6. Venkitaraman et al, referencia 1.
Behrmann LA y Nolte KG: “Perforating Requirements for
Fracture Stimulations,” artículo de la SPE 39453, presentado en el Simposio Internacional sobre Control del Daño
de la Formación de la SPE, Lafayette, Luisiana, EUA, 18 al
19 de febrero de 1998.
7. Pearson CM, Bond AJ, Eck ME y Schmidt JH: “Results of
Stress-Oriented and Aligned Perforating in Fracturing
Deviated Wells,” artículo de la SPE 22836, presentado en
la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Dallas, Texas, EUA, 6 al 9 de octubre de1992.
Pospisil G, Carpenter CC y Pearson CM: “Impacts of
Oriented Perforating on Fracture Stimulation Treatments:
Kuparuk River Field, Alaska,” artículo de la SPE 29645,
presentado en la Conferencia Regional Occidental de la
SPE, Bakersfield, California, EUA, 8 al10 de marzo de 1995.
25
Fracturamiento hidráulico
La operación de disparos es un aspecto esencial,
sin embargo, generalmente se lo pasa por alto en
los tratamientos de fracturamiento hidráulico y
con ácido. El tamaño del orificio, la densidad de
los disparos, la penetración, la fase de la pistola y
la orientación de los disparos son todos aspectos
importantes. El descuidar cualquiera de estos
parámetros puede conducir al arenamiento de la
fractura, lo cual es muy perjudicial para la producción en el largo plazo, además de agregar costos
de terminación por tiempo adicional del equipo de
terminación y de las herramientas para limpiar los
pozos, así como de malgastar apuntalantes y fluidos de estimulación muy caros. El arenamiento
prematuro de una fractura generalmente conduce
a estimulaciones menos que óptimas y también
pueden hacer más difícil el refracturamiento
hidráulico en el futuro.
En cualquiera de los casos, la producción es
generalmente menor a lo esperado debido a la
incompleta cobertura de la zona, la reducida longitud de la fractura y la menor conductividad de
misma. Para manejar los problemas de caída de
presión por fricción causadas por los disparos
desalineados y las restricciones al flujo en las cercanías del pozo, los operadores generalmente han
recurrido a aumentar los regímenes y presiones de
bombeo, a utilizar fluidos de mayor viscosidad que
son más dañinos, a preestimular con ácido, a repetir la operación de disparos y a bombear baches de
apuntalante durante las etapas tempranas de un
tratamiento para erosionar las restricciones. Todos
estos métodos agregan costos y, dependiendo de
las condiciones existentes en el pozo y la formación, su efectividad es cuestionable.
Los esfuerzos que actúan sobre la formación
controlan la iniciación y propagación de la fractura hidráulica. Los disparos alineados con la
dirección del esfuerzo máximo optimizan el
impacto y la efectividad de las presiones de iniciación de la fractura y propagación de la misma,
maximizando el número de orificios abiertos a
una fractura hidráulica y permitiendo que los fluidos fluyan directamente dentro de la trayectoria
de menor resistencia; el PFP (derecha).8 Cuando
los disparos no están correctamente alineados en
el campo de los esfuerzos, la tortuosidad de la
trayectoria del flujo aumenta las presiones de iniciación de la fractura y la fricción del fluido
durante las operaciones de bombeo. Estas pérdidas disipan la energía hidráulica, lo cual limita la
geometría de la fractura e incrementa la potencia
de bombeo requerida durante los tratamientos de
estimulación. Las consecuencias son posibles
arenamientos prematuros, concentraciones y
volúmenes finales de apuntalante reducidos, y
mayores costos por la tarea.
26
Una estrategia de disparos y fracturamiento
hidráulico orientados minimiza o elimina las pérdidas de presión cerca del pozo. El diseño y la
implementación del fracturamiento hidráulico
pueden concentrarse en la creación de fracturas
anchas y conductivas, y en el transporte de apuntalante, más que en el flujo de fluidos en la región
cercana al pozo.9 Esto también permite a los ingenieros de terminación diseñar programas de fracturamiento hidráulico más agresivos con
concentraciones más altas o con apuntalantes de
mayor calibre, y fluidos menos viscosos, y menos
dañinos, tales como los sistemas viscoelásticos
ClearFRAC, diseñados para mejorar la conductividad de la fractura y la productividad del pozo.
Los disparos orientados también contribuyen
a optimizar los tratamientos de estimulación
cuando las operaciones se encuentran restringidas por la presión o las limitaciones del régimen
de bombeo y restricciones en los volúmenes de
fluidos y apuntalantes. Estas aplicaciones incluyen pozos con tuberías de producción de diámetro reducido y estimulaciones selectivas tipo
CoilFRAC, efectuadas con tuberías flexibles.10
Además de las nuevas oportunidades para
fracturamiento hidráulico con tubería flexible, los
disparos orientados pueden eliminar la necesidad
de bombear a través de la tubería de producción
y proteger el revestidor de presiones de inyección
excesivas, particularmente en formaciones que
Esfuerzo horizontal
mínimo (Sh)
Pozo
Cemento
Revestidor
Cargas con fase de 180°
Esfuerzo
horizontal
máximo (SH)
Plano preferencial de
fracturamiento (PFP)
PFP
SH
Disparos
180°
Sh
Fractura simple
de dos alas
Disparos
desalineados
Disparos orientados
adecuadamente
Puntos de iniciación
múltiples y fracturas anulares
> Optimización del fracturamiento hidráulico. La orientación de los disparos en la dirección del
esfuerzo horizontal máximo mejora la eficiencia y efectividad de los tratamientos de estimulación de la formación. Los disparos alineados con el PFP reducen o eliminan la tortuosidad
cerca del pozo y las restricciones al flujo (arriba). En las pruebas de laboratorio de iniciación
de fracturamiento hidráulico efectuadas sobre bloques de formación sometidos a esfuerzos
triaxiales, los disparos en la dirección del PFP originaron una fractura única o de doble ala
dominante con tortuosidad mínima y presiones de inyección reducidas (abajo a la izquierda).
En las mismas pruebas, los disparos desalineados dieron lugar a fracturas múltiples, en competencia entre sí, que se iniciaron en varios puntos del perímetro del pozo y se propagaron
alrededor de la interfase cemento-formación (abajo a la derecha).
Oilfield Review
son difíciles de tratar debido a las altas presiones
de ruptura. En algunos casos, las presiones más
bajas de iniciación y propagación de la fractura
hacen posible bombear a través del revestidor, lo
cual reduce el costo y la complejidad del fracturamiento hidráulico efectuado a través de tuberías de calidad superior y alta resistencia.
En marzo de 2000, Louis Dreyfus Natural Gas
Inc. (ahora Dominion Exploration and Production
Inc.) perforó el Pozo ETA-4 en el sureste de
Nuevo México, EUA (derecha). No se disponían
datos de presión, pero se midió una presión de
fondo de 2000 lpc [13.8 Mpa] en el pozo vecino.
Los registros geofísicos ayudaron a identificar
una zona homogénea, de alta calidad, de 3 m [10
pies] en la formación Morrow con cerca de 14%
de porosidad y 20% de saturación de agua. Los
núcleos laterales ayudaron a confirmar estos
valores. Una zona de esta calidad debería producir naturalmente, pero la alta permeabilidad y la
baja presión hacen a la formación susceptible al
daño provocado por los fluidos de perforación y
terminación. Una separación significante entre
las curvas de resistividad confirmó una invasión
profunda, de modo que el operador quiso diseñar
una estimulación por fracturamiento hidráulico
para sortear el daño.11
En esta formación, estimulaciones anteriores
llevadas a cabo con fluidos base agua fueron
marginalmente exitosas porque estas areniscas
que contienen gas son de baja presión, son
potencialmente sensibles al agua y su permeabilidad cubre un amplio rango. Si es posible, los
pozos se terminan naturalmente sin estimulación, pero aquéllos en áreas de baja permeabilidad deben ser hidráulicamente fracturados;
generalmente con resultados marginales. Los
operadores conducen los tratamientos de estimulación de la formación Morrow con cautela.
Para resolver la sensibilidad al agua y evitar un
arenamiento, se utilizan frecuentemente fluidos
menos viscosos, energizados y con bajas concentraciones de apuntalante, los que generan fracturas angostas y de baja conductividad.
Estudios realizados en la zona, sugieren que
los resultados pobres obtenidos se debieron a las
arcillas sensibles al agua, o a los efectos de la
presión capilar que reducen la permeabilidad
cuando las zonas se exponen a los fluidos de
fracturamiento hidráulico. Además, la baja presión del yacimiento exacerba los efectos capilares. Estas cuestiones se resolvieron efectuando
tratamientos energizados con nitrógeno [N2] o
dióxido de carbono [CO2] y utilizando metanol en
los fluidos de fracturamiento. Sin embargo, los
resultados de la estimulación con los sistemas
energizados han sido inconsistentes. En zonas de
Verano de 2002
permeabilidad más alta, los pequeños tratamientos de fracturamiento hidráulico energizados sortean con efectividad el daño cerca del pozo, pero
en zonas de más baja permeabilidad donde la
longitud de la fractura es crítica para la óptima
productividad, los resultados con dichos sistemas son inconsistentes.
Estos tratamientos resuelven el tema de la
sensibilidad al agua, pero la baja viscosidad, la
alta caída de presión por fricción y los requerimientos químicos incrementan los costos y el
riesgo de un arenamiento. Las concentraciones
más bajas de apuntalante y el frecuente arenamiento prematuro dejan los pozos produciendo
considerablemente menos que su pleno potencial.
Para maximizar la producción, se necesitan diseños de fracturas hidráulicas que desarrollan un
ancho hidráulico adecuado y transportan mayores
concentraciones y volúmenes de apuntalante.
La calidad del yacimiento en el pozo ETA-3,
terminado dos meses antes, fue similar a la del
pozo ETA-4, pero su espesor era un 50% menor
que el de su vecino. Este último pozo se disparó
convencionalmente con pistolas recuperables de
4 pulgadas con 4 disparos por pie (dpp), una fase
de 60° y fue estimulado con un fracturamiento
hidráulico, efectuado a través del revestidor de 5
pulgadas con fluido energizado con CO2 y apuntalante cerámico artificial de alta resistencia.
Durante el tratamiento, la presión de superficie
se elevó a 5000 lpc [34.4 MPa] y la concentración
máxima alcanzó las 4 libras de apuntalante agregado (laa). El aumento de presión cerca del final
del tratamiento indicó un posible arenamiento.
La producción posterior a la estimulación se
estabilizó en 1.7 MMpc/D [48,700 m3/d], con una
presión de flujo de tubería (FTP, por sus siglas en
inglés) en superficie de 500 lpc [3.4 MPa].
El operador decidió utilizar el sistema WOPT
de Schlumberger para alinear las Pistolas de Alta
Densidad de Disparos HSD con 6 dpp y una fase
de 180° a lo largo del PFP. Utilizando los datos del
registro FMI, los ingenieros determinaron que en
el pozo ETA-4 la dirección del esfuerzo máximo
era de noroeste a sudeste. Era posible una mayor
concentración de apuntalante—6 versus 4 laa—
para aumentar el ancho de la fractura porque los
disparos orientados reducían el riesgo de un arenamiento prematuro, como consecuencia de la
tortuosidad de las cercanías del pozo.
Debido a que la calidad del yacimiento era
equivalente al del pozo ETA-3 y su espesor era el
doble, el operador esperaba que el pozo ETA-4
fuera excelente, pero la producción luego de la
operación de disparos fue sólo de 500 Mpc/D
[14,300 m3/d], con una FTP de 220 lpc [1.5 MPa].
Esta producción era equivalente a una termina-
CANADÁ
Nuevo México
EUA
> Estimulaciones por fracturamiento hidráulico
en la formación Morrow. En las areniscas gasíferas de la formación Morrow, en el sudeste de
Nuevo México, EUA, se han intentado muchas
estrategias diferentes de fracturamiento hidráulico y terminación de pozos.
ción extremadamente dañada con un factor de
daño de +45. Para aprovechar al máximo la calidad
del yacimiento, el operador quería diseñar una
fractura más conductiva utilizando una concentración de apuntalante mayor. Sin embargo, las presiones de tratamiento en el pozo vecino indicaron
un posible arenamiento a una concentración de 4
laa, de manera que esto no resultaría fácil.
8. Behrmann y Nolte, referencia 6.
9. Nelson DG, Klins MA, Manrique JF, Dozier GC y Minner
WA: “Optimizing Hydraulic Fracture Design in the
Diatomite Formation, Lost Hills Field,” artículo de la
SPE 36474, presentado en la Conferencia y Exhibición
Técnica Anual de la SPE, Denver, Colorado, EUA,
6 al 9 de octubre de 1996.
Manrique JF, Bjornen K y Ehlig-Economides C:
“Systematic Methodology for Effective Perforation and
Fracturing Strategies,” artículo de la SPE 38630, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la
SPE, San Antonio, Texas, EUA, 5 al 8 de octubre de 1997.
Manrique JF y Venkitaraman A: “Oriented Fracturing—A
Practical Technique for Production Optimization,” artículo de la SPE 71652, presentado en la Conferencia y
Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns,
Luisiana, EUA, 30 de septiembre al 3 de octubre de 2001.
10. Para mayor información sobre estimulaciones selectivas
con tubería flexible CoilFRAC, consulte: Degenhardt KF,
Stevenson J, Gale B, González D, Hall S, Marsh J y
Zemlak W: “Aislamiento y estimulación selectivos,”
Oilfield Review 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002): 60–80.
11. Logan WD, Gordon JE, Mathis R, Castillo J y McNally AC:
“Improving the Success of Morrow Stimulations the OldFashioned Way,” artículo de la SPE 67206, presentado en el
Simposio de Operaciones de Producción de la SPE,
Oklahoma City, Oklahoma, EUA, 24 al 27 de marzo de 2001.
27
A 6 laa, la estimulación en el programa
FracCADE muestra una longitud de fractura de 91
m [300 pies] y un ancho de 3.8 mm [0.15 pulg],
más del doble de ancho de un diseño de 4 laa
(abajo). Este tratamiento parece sobredimensionado, pero la experiencia local sugiere que puede
requerirse un diseño que apunte a una longitud
de fractura de 91 m para obtener una fractura
conductiva efectiva de 60 m [200 pies], considerando el potencial daño de conductividad de fractura luego del cierre de la fractura y del comienzo
de la producción.
Las presiones de tratamiento realzan el
impacto positivo de los disparos orientados en la
ejecución de la tarea (próxima página, arriba a la
izquierda). Los regímenes de bombeo para los dos
tratamientos de estimulación son idénticos—30
bbl/min [4.7 m3/min]—pero el fracturamiento
convencional alcanza una presión de tratamiento
de 5000 lpc, mientras las presiones para el fracturamiento hidráulico orientado varían entre 3000
y 4000 lpc [20 y 27 MPa].
Otro indicador importante de los beneficios de
los disparos orientados es la respuesta de presión
luego de detener el bombeo. En el trabajo convencional, tomó 15 minutos para que la presión
alcanzara 3000 lpc, sugiriendo que la presión neta
estaba aumentando y este trabajo se hallaba
cerca del arenamiento. Para la fractura orientada,
la presión se estabilizó casi inmediatamente,
sugiriendo que se podrían haber emplazado concentraciones de apuntalante más altas.
La historia de producción del pozo ETA-4
indicó una estimulación exitosa. La producción
posterior al fracturamiento fue de 3.5 MMpc/D
[1 millón m3/d] con una FTP de 1280 lpc [8.9 MPa],
comparado con 500 Mpc/D y una presión de flujo
de 220 lpc antes de la estimulación. El objetivo
del fracturamiento hidráulico consistía en sortear
el daño de perforación y una buena medida del
éxito del mismo está dada precisamente por el
factor de daño. La producción posterior a la estimulación de 3.5 MMpc/D indica que el factor de
daño se redujo de +45 a –4.
X1900
X2000
Profundidad, pies
Longitud de la
fractura, 300 pies
4 laa
X2100
X2200
X2300
La mayor concentración
de apuntalante
Concentración
de apuntalante
< 0.0 lbm/pies2
0.0-0.1
0.1-0.2
0.2-0.3
0.3-0.4
0.4-0.5
0.5-0.6
0.6-0.7
0.7-0.8
> 0.8
X2400
8
10 0.1
9
Esfuerzo, 1000 lpc
0
Ancho de fractura
en el pozo, pulg
0.1 0
200
400
Longitud de la fractura, pies
600
X1900
X2000
Profundidad, pies
Longitud de la
fractura, 400 pies
6 laa
X2100
X2200
X2300
La mayor concentración
de apuntalante
X2400
8
9
10 0.1
Esfuerzo, 1000 lpc
0
Ancho de fractura
en el pozo, pulg
0.1 0
Concentración
de apuntalante
< 0.0 lbm/pies2
0.0-0.1
0.1-0.2
0.2-0.3
0.3-0.4
0.4-0.5
0.5-0.6
0.6-0.7
0.7-0.8
> 0.8
200
400
Longitud de la fractura, pies
600
> Conductividad de la fractura. La orientación de los disparos es clave en el diseño e implementación de
tratamientos de fracturamiento hidráulico destinados a generar fracturas más anchas y más conductivas.
Dos diseños de fracturamiento alternativos del pozo ETA 4 poseían alturas y longitudes de fractura similares, pero la fractura efectuada con 4 libras de apuntalante agregado (laa) posee un ancho menor a la
mitad (arriba) del de la fractura llevada a cabo con 6 laa (abajo).
28
El análisis mostró que con una concentración
de apuntalante máxima de 4 laa y un ancho de
fractura de 1.5 mm [0.60 pulg], el pozo ETA-4
debería producir 2.2 MMpc/D [63,000 m3/d] con
una FTP de 1280 lpc. Si el ancho de la fractura es
de 3.8 mm, la producción aumentaría a 3 MMpc/D
[85,000 m3/d] con una FTP de 1280 lpc. En realidad, el pozo produjo más, sugiriendo una fractura
levemente más ancha. Los disparos orientados
permiten utilizar una concentración de apuntalante más alta, a la vez que evitan un arenamiento prematuro y la necesidad de limpiar los
pozos luego de fracturar. Esto dio como resultado
un incremento de 1.3 MMpc/D [34,000 m3/d] y
los costos adicionales incurridos en las operaciones de disparos se pagaron con sólo tres días de
producción.
En algunas áreas, las aplicaciones de fracturamiento hidráulico incluyen objetivos de terminación más que el sólo tratamiento para mejorar
la productividad. El campo Scott, operado por
Amerada Hess en el sector central del Mar del
Norte del Reino Unido, está sujeto a una productividad deteriorada debido a depósitos de asfalteno e incrustaciones en y alrededor de los
pozos.12 La repetición de la operación de disparos, la inyección de disolventes de incrustaciones, y la creación de fracturas cortas con
explosivos transportados por los fluidos, fueron
tratamientos de remediación no exitosos debido
a la severidad de este daño. La única opción que
quedaba para sortear el daño de la formación fue
un tratamiento de estimulación por fracturamiento hidráulico; algo que es costoso en
ambientes costa afuera.
Este desafío, sin embargo, motivó la investigación de nuevos métodos y novedosas tecnologías para garantizar el éxito. Amerada Hess
conjuntamente con el Grupo de Mejoramiento de
la Producción de Schlumberger (PEG, por sus
siglas en inglés) identificó el pozo J9 como candidato a una estimulación por fracturamiento
hidráulico sobre la base de la producción existente versus la productividad potencial, el área
de drenaje, el soporte de presión de un pozo de
inyección cercano y el acceso al pozo.13 La producción de petróleo alcanzó un pico de 5700 B/D
[906 m3/d], pero declinó progresivamente a pesar
del aumento de presión del yacimiento. La presión en el bloque limitado por fallas subió de
4000 lpc [27.6 MPa] a más de 9000 lpc [62MPa]
después de que comenzara la inyección de agua.
Los registros de producción y de calibre de
pozo entubado, revelaron que la producción provenía principalmente de una zona superior y había
acumulación de agua e incrustaciones en los disparos inferiores. El operador sospechó que había
una combinación de formación de incrustaciones y
Oilfield Review
8000
Presión de tratamiento
Disparos convencionales
7000
Régimen de bombeo en
el pozo ETA-3
Disparos convencionales
Presión, lpc
40
35
EUROPA
30
6000
25
5000
Presión de tratamiento
Disparos orientados
4000
20
Disparos
orientados, 6 laa
3000
15
Disparos convencionales, 4 laa
2000
10
ÁFRICA
5
1000
0
84
Mar del Norte
Régimen de bombeo, bbl/min
Régimen de bombeo en
el pozo ETA-4
Disparos orientados
0
87
90
93 97 100 103 106 109 113 116 119 122 125 129
Tiempo de bombeo, min
> Comparación entre tratamientos de fracturamiento orientado y convencional. La mejora más importante se observa en el comportamiento
de la presión de tratamiento en superficie. A medida que las concentraciones de apuntalante aumentan de 1 a 4 laa en el pozo ETA 3 y de 1
a 6 laa en el pozo ETA 4, las presiones de tratamiento son significativamente menores en el pozo ETA 4 (púrpura) que en el pozo ETA 3 (azul).
Esta mejora se logró como resultado de orientar los disparos en la
dirección del esfuerzo máximo, o PFP.
sulfato, migración de finos y una posible acumulación de asfalteno, prevalecientes en otras partes
del campo. Volver a disparar el intervalo completo
no produjo ningún efecto en la producción.
El fracturamiento hidráulico era la única
opción práctica que quedaba. Sin embargo, la
compleja y fallada estructura y las fuerzas tectónicas extremas, crean las condiciones para fracturas hidráulicas potencialmente angostas y un
posible arenamiento prematuro. Las altas desviaciones del pozo exacerban aún más las restricciones cerca del pozo y complican las operaciones
de fracturamiento hidráulico.
Se repitió la operación de disparos en un
intervalo limitado, utilizando el sistema WOPT
para alinear las pistolas con una fase de 180° en
la dirección del esfuerzo máximo, de modo de
minimizar las pérdidas de presión debido a la tortuosidad de la fractura. Se obtuvo un azimut del
PFP de 46° a partir de la anisotropía de la onda de
cizallamiento, de las mediciones con calibrador
de cuatro brazos en pozo abierto y de las imágenes de la pared del pozo. El operador seleccionó
cargas PowerFlow para orificios de gran diámetro
a 6 dpp, así como para reducir la incertidumbre
acerca de la alineación de los disparos con el PFP
y minimizar la fricción en los disparos. Esta
opción también contribuyó a garantizar la fractura
más ancha posible para mitigar el daño posterior
a la estimulación debido a la turbulencia del flujo
durante la producción subsiguiente.
Verano de 2002
> Fracturamiento hidráulico de pozos de gran inclinación. A medida que los
pozos se apartan del plano preferencial de fracturamiento (abajo), los disparos deberían orientarse y agruparse sobre intervalos más cortos para
optimizar la comunicación con una fractura dominante (centro). Debido a
que el azimut del pozo era de 40° y el azimut del PFP era de 46°, Amerada
Hess escogió utilizar esta estrategia para estimular por fracturamiento
hidráulico el pozo J9 del campo Scott en el Mar del Norte (arriba), a los
efectos de reducir la posibilidad de un arenamiento prematuro como consecuencia de múltiples fracturas iniciándose cerca del pozo, con la correspondiente reducción del ancho de fractura.
Aún con un azimut del pozo de 40° frente al
intervalo objetivo, los ingenieros estimaron que
una fractura hidráulica se propagaría casi en
línea con el pozo. A pesar de contar con un azimut favorable del pozo, Amerada Hess decidió
mitigar la posibilidad de un arenamiento debido
a un escaso ancho de fractura o a múltiples fracturas cerca del pozo. Esto se logró volviendo a
disparar sólo 10 pies y taponando nuevamente
para reducir el intervalo de inyección, aún
cuando esto podría resultar en un flujo convergente, posiblemente turbulento, bajo condiciones
de producción (arriba a la derecha).
La preocupación más importante era lograr
una conductividad de fractura adecuada y man-
tener la productividad dada la alta propensión a
la acumulación de incrustaciones en los pozos y
en la matriz de la formación. Los tratamientos de
fracturamiento hidráulico reducen las caídas de
presión durante la producción, lo cual disminuye
la potencial acumulación de incrustaciones.
12. Norris MR, Gulrajani SN, Mathur AK, Price J y May D:
“Hydraulic Fracturing for Reservoir Management:
Production Enhancement, Scale Control and Asphaltine
Prevention,” artículo de la SPE 71655, presentado en la
Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 30 de septiembre
al 3 de octubre de 2001.
13. Para mayor información sobre el Grupo de
Mejoramiento de la Producción (PEG), consulte: Bartz S,
Mach JM, Saeedi J, Haskell J, Manrique J, Mukherjee
H, Olsen T, Opsal S, Proano E, Semmelbeck M, Spalding
G y Spath J: “Let’s Get the Most Out of Existing Wells,”
Oilfield Review 9, no. 4 (Invierno de 1997): 2–21.
29
Además, se utilizó un apuntalante especial impregnado con un químico inhibidor de incrustaciones, para brindar protección en el largo plazo a la
fractura apuntalada y a los tubulares del pozo. La
colocación de inhibidor junto con el apuntalante
aseguró la distribución dentro de la formación, y
se perdió menos inhibidor durante el contraflujo y
limpieza de los fluidos de tratamiento. El inhibidor
de incrustaciones no reacciona con fluidos de fracturamiento hidráulico y permanece inactivo en la
superficie del apuntalante hasta que es activado
por el agua de formación.
Una prueba de inyectividad previa al fracturamiento hidráulico indicó una fricción extremadamente baja causada por la tortuosidad del pozo,
sólo 200 lpc [1.4 Mpa] durante la iniciación de la
fractura. El tratamiento con apuntalante también
exhibió efectos insignificantes cerca del pozo y no
requirió baches con ácido o apuntalante durante
la inyección del colchón para romper la formación
y erosionar las restricciones. Esto indicó que los
disparos orientados eliminaron las restricciones
al flujo, y que las alas de la fractura estaban
correctamente alineadas con el pozo.
La combinación de disparos orientados y fracturamiento hidráulico con apuntalante impregnado con inhibidor de incrustaciones, aumentó la
producción de petróleo de 120 B/D [19m3/d] a
más de 2500 B/D [397 m3/d]; veinte veces mayor
(próxima página, abajo). La estimulación por fracturamiento hidráulico arrojó un factor de daño de
–2, mientras que el factor de daño anterior al tratamiento era de +80. El apuntalante impregnado
con inhibidor de incrustaciones previno la rápida
declinación en la productividad que experimentó
el pozo cuando fue colocado bajo soporte de
inyección. La alta productividad sostenida pagó
esta intervención en sólo 14 días de producción.
Como resultado del tratamiento aplicado en el
pozo J9, el grupo PEG inició un programa de identificación de pozos candidatos para evaluar el
potencial de estimulación por fracturamiento
hidráulico de otros pozos en el campo Scott. Este
programa está ayudando a Amerada Hess a compensar la declinación de la producción del campo
y a recuperar reservas adicionales potenciales.
Las estrategias de fracturamiento hidráulico
orientado y la técnica de disparos WOPT también
han sido aplicadas exitosamente en Canadá y el
Golfo de México.
Prevención de producción de arena
Aunque los métodos de control de producción de
arena son necesarios en muchas terminaciones,
las velocidades de flujo restringidas pueden hacer
que los filtros mecánicos y el empaque de grava
para el control de la producción de arena resulten
imprácticos o antieconómicos en pozos de alta
productividad.14 En algunos yacimientos pobremente consolidados y formaciones con esfuerzos
anisotrópicos, las tecnologías de terminaciones
sin cedazo y de disparos orientados pueden maximizar la estabilidad del túnel dejado por los disparos y reducir o eliminar la producción de arena
sin restringir la producción del pozo (arriba).
Mediante la determinación de las direcciones y
magnitudes de los esfuerzos locales, los ingenieros de terminación de pozos apuntan a áreas más
estables de la formación alrededor de un pozo y
con mínimo contraste de esfuerzos, y evitan sectores menos estables con grandes contrastes
entre los esfuerzos horizontales y verticales.
Los disparos con diámetros más pequeños, la
mayor densidad de disparo, la fase óptima de la
pistola y el máximo espaciamiento entre orificios,
14. Carlson J, Gurley D, King G, Price-Smith C y Walters F:
“Sand Control: Why and How?” Oilfield Review 4, no. 4
(Octubre de 1991): 41–53.
Syed A, Dickerson R, Bennett C, Bixenman P, Parlar M,
Price-Smith C, Cooper S, Desroches J, Foxenberg B,
Godwin K, McPike T, Pitoni E, Ripa G, Steven B, Tiffin D y
Troncoso J: “Empaque de grava en pozos horizontales
de alta productividad,” Oilfield Review 13, no. 2 (Otoño
de 2001): 52–75.
15. Sulbaran AL, Carbonell RS y López-de-Cárdenas JE:
“Oriented Perforating for Sand Prevention,” artículo de
la SPE 57954, presentado en la Conferencia Europea
sobre Control del Daño de la Formación de la SPE, La
Haya, Holanda, 31 de mayo al 1 de junio de 1999.
16. Solares JR, Bartko KM y Habbtar AH: “Pushing the
Envelope: Successful Hydraulic Fracturing for Sand
Control Strategy in High Gas Rate Screenless
Completions in the Jauf Reservoir, Saudi Arabia,”
artículo de la SPE 73724, presentado en el Simposio
y Exhibición Internacional sobre Control del Daño de
la Formación de la SPE, Lafayette, Luisiana, EUA,
20 al 21 de febrero de 2002.
30
Esfuerzo horizontal
mínimo (Sh)
Pozo
Cemento
Revestidor
Cargas con fase de 180°
Disparos
Fractura
Esfuerzo
horizontal
máximo (SH)
SH
Terminación sin cedazo
Tratamiento con
inhibidor químico
Fractura apuntalada o de formación con un
preflujo que incluye inhibidor de incrustaciones o
apuntalante impregnado con inhibidor de incrustaciones
Sh
Apuntalante cubierto con
resina o arena sujeta
en sitio con fibras PropNET
> Terminaciones sin cedazo. Cuando las nuevas tecnologías, tales como apuntalantes revestidos con
resinas e impregnados con inhibidor de incrustaciones (izquierda) y fibras PropNET (derecha), se
combinan con disparos orientados y estrategias de fracturamiento hidráulico, controlan el contraflujo
de apuntalante y la producción de arena para proporcionar una efectiva prevención de producción
de arena sin necesidad de incluir filtros mecánicos o efectuar operaciones de empaque de grava en
el fondo del pozo.
así como la técnica de disparos orientados ayudan a prevenir la producción de arena de los yacimientos pobremente consolidados. Cuando se
requieren altas densidades de disparo, la fase de
la pistola se ajusta para orientar los disparos
levemente hacia cada lado de la dirección del
contraste del esfuerzo mínimo, a los efectos de
maximizar el espaciamiento entre disparo y disparo. Esto optimiza la productividad del pozo y
ayuda a prevenir o demorar la producción de
arena a lo largo de la vida útil de un pozo. Los
modelos geomecánicos y las pruebas de laboratorio determinan la desviación aceptable respecto de un azimut objetivo, típicamente cerca
de los 25 a 30°, o menos.
A partir de un estudio geomecánico detallado
acerca de las direcciones y distribución de los
esfuerzos locales, Petróleos de Venezuela S.A.
(PDVSA) aplicó la técnica de fase óptima de la
pistola y los disparos orientados para prevenir la
producción de arena.15 La producción de arena es
un problema mayor en el yacimiento Eoceno C
del Lago de Maracaibo, Venezuela. Esta arenisca
es competente y consolidada, pero como resultado de la tectónica compleja, el esfuerzo horizontal máximo es significativamente mayor que
el esfuerzo vertical, el cual es similar en magnitud al esfuerzo horizontal mínimo. El gran contraste entre los esfuerzos horizontales mínimo y
máximo genera una importante producción de
arena en los pozos verticales.
Oilfield Review
Promedio del campo Pozo 1 Pozo 2 Pozo 3 Pozo 4
AMÉRICA
DEL NORTE
Producción inicial de petróleo
B/D
3
m /d
Venezuela
1500
4000
2200
700
1100
240
635
350
111
175
Flujo estabilizado de arena
AMÉRICA
DEL SUR
lbm/1000 bbl
14
0.5
3
3
0.4
3
4
0.14
0.86
0.86
0.11
kg/100 m
> Resultados de la producción antes y después
de las operaciones de disparos orientados en el
yacimiento Eoceno C.
Durante la década de 1990, PDVSA utilizó
varias técnicas, incluyendo el fracturamiento
hidráulico y la perforación de pozos de gran inclinación para reducir la producción de arena. La
producción promedió los 1500 B/D [240 m3/d] por
pozo, pero el influjo de arena permaneció en valores cercanos a 14 lbm/1000 bbl [4 kg/100m3] por
pozo, lo cual se consideraba todavía excesivo.
Para resolver este problema, PDVSA recurrió a la
técnica de disparos orientados para prevenir la
producción de arena en pozos verticales.
Los efectos tectónicos y de fallas afectan las
variaciones en la dirección de los esfuerzos en el
yacimiento Eoceno C. PDVSA utilizó datos de imágenes de la pared del pozo y mediciones efectuadas en núcleos de laboratorio para estimar las
direcciones de los esfuerzos horizontales máximos.
Los investigadores también evaluaron la estabilidad de un túnel dejado por el disparo, utilizando un
modelo plástico-elástico, un análisis de elemento
finito y un criterio de falla de material. Se utilizó el
ángulo crítico respecto de la dirección del esfuerzo
máximo donde los túneles dejados por los disparos
permanecen estables, para seleccionar la fase de
la pistola y la orientación de los disparos.
Los estudios geomecánicos realizados por
PDVSA y los experimentos llevados a cabo en el
Centro de Terminaciones de Yacimientos de
Schlumberger, ubicado en Rosharon, Texas, EUA,
dieron como resultado las siguientes estrategias
y recomendaciones de disparo:
• Determinar las direcciones y magnitudes de
los esfuerzos.
• Definir el ángulo crítico para el cual los disparos son estables.
• Seleccionar cargas PowerJet apropiadas y de
penetración profunda.
• Utilizar suficiente densidad de disparos para
obtener una óptima productividad.
• Utilizar una fase que permita una distancia
máxima entre disparo y disparo.
• Evitar los disparos en direcciones para las cuales los túneles dejados por los disparos son
menos estables.
• Disparar en condiciones de bajo balance suficiente (desequilibrio hidrostático negativo).
Inicialmente, se realizaron cuatro trabajos
utilizando las técnicas de TCP orientado. En
todos estos pozos, la producción de arena se
redujo significativamente respecto del promedio
Producción del Pozo J9, Año 2000
Anterior al tratamiento
Posterior al tratamiento
3500
3000
2500
2000
Petróleo
1500
1000
Agua
Diciembre
Noviembre
Octubre
Septiembre
Agosto
Julio
Junio
Mayo
Abril
Marzo
0
Febrero
500
Enero
Producción de petróleo y agua, B/D
4000
> Estimulación exitosa en el Mar del Norte. La productividad del pozo J9 de Amerada
Hess en el campo Scott, un desarrollo del Mar del Norte central, aumentó como
resultado de un tratamiento de fracturamiento hidráulico optimizado, que incluyó
disparos orientados de un intervalo limitado e inyección de apuntalante impregnado
con inhibidor de incrustaciones. La producción aumentó de 120 B/D [19m3/d] a un
valor sostenido de más de 2500 B/D [397 m3/d]. Esta intervención se pagó con menos
de 14 días de producción.
Verano de 2002
del campo de más de 14 lbm/1000 bbl (izquierda).
Debido al éxito en la prevención de la producción
de arena en estos pozos del Eoceno C, PDVSA
llevó a cabo operaciones de disparos orientados
adicionales en otros campos utilizando los sistemas TCP y WOPT.
Las densidades de disparos inferiores a 6 dpp
redujeron la productividad. Por encima de 8 dpp
no existió esencialmente aumento de productividad, pero se incrementó el riesgo de falla en los
disparos y de producción de arena. PDVSA seleccionó de 6 a 8 dpp para satisfacer todas las condiciones expuestas más arriba. Los primeros tres
pozos se dispararon con pistolas convencionales
utilizando 6 dpp. El cuarto pozo se disparó con
una pistola especialmente adaptada para proporcionar 8 dpp, a la vez que se satisfacían los
requerimientos originales de máxima distancia
entre disparo y disparo, así como una distribución más uniforme de los disparos dentro de la
fase permitida.
La producción de arena es un problema en
muchas áreas. Durante el año 1995, Saudi
Aramco comenzó un amplio desarrollo de reservas de gas no asociadas en el campo Ghawar. El
yacimiento Jauf era parte del esfuerzo.16 Esta
arena no consolidada produce gas dulce de 4115
a 4390 m [13,500 a 14,400 pies] de profundidad,
posee permeabilidades bajas y moderadas y un
alto potencial de producción de arena a elevada
presión y alta temperatura; esto es, 60 MPa
[8750 lpc] y 150°C [300°F].
Los pozos del yacimiento Jauf producen de 10
a 60 MMpc/D [28,600 a 1.7 millones m3/d], pero
es difícil obtener estas altas tasas de producción
sin producir importantes volúmenes de arena de
formación. Este influjo de arena origina intervenciones repetidas para limpiar los pozos y crea
una severa corrosión en las tuberías de conducción, arrasando con el inhibidor químico del interior de las tuberías de recolección y transmisión.
Algunos pozos del campo Ghawar se terminaron con un revestidor de 41⁄2 pulgadas, lo que no
permitió instalar filtros mecánicos de empaque
de grava de velocidad restringida. Se consideró
el fracturamiento hidráulico seguido de empaque
de grava, pero las bajas permeabilidades determinadas a partir del análisis de núcleos y datos
de pruebas de pozos, indicaron la necesidad de
fracturas más largas y de alta conductividad para
obtener las producciones de gas requeridas.
Como resultado, Saudi Aramco decidió recurrir a
las terminaciones sin cedazos con estimulaciones por fracturamiento hidráulico.
La planta de gas Hawiyah, recientemente
construida, con una capacidad total de 1600
MMpc/D [46 millones m3/d], requería 400
MMpc/D [11.5 millones m3/d] de gas dulce, libre
31
0°
30%
330°
30°
20%
300°
Ovalización del 60°
pozo por ruptura
Plano preferencial
10%
de fracturamiento
hidráulico
270°
10%
20%
30%
90°
120°
240°
150°
210°
180°
Arabia Saudita
EUROPA
ÁFRICA
> Ovalización por ruptura típica de un pozo en la
formación Jauf. Los registros FMI identificaron
una ovalización del pozo en dirección norte-sur
cercana al 25% en la formación Jauf en Arabia
Saudita. Esto confirmó una dirección este-oeste
del esfuerzo máximo de la formación con un azimut de aproximadamente 80°, o 260°. La estrategia de disparos corriente consiste en orientar los
disparos a lo largo del plano preferencial de fracturamiento hidráulico utilizando pistolas con una
fase de 180° y 6 dpp. Esta técnica contribuye a
prevenir la producción de sólidos y reducir las
caídas de presión por fricción cerca del pozo
durante las operaciones de fracturamiento
hidráulico.
de arena, de los pozos del yacimiento Jauf. Sin
embargo, cuatro estimulaciones por fracturamiento hidráulico efectuadas en 1999 y 2000
fallaron para prevenir la producción de arena, y
consecuentemente fueron muy poco efectivas.
Con la puesta en marcha de la planta poco menos
de un año atrás, el operador reunió un equipo de
expertos en petrofísica, geología, ingeniería de
yacimientos y diseño de estimulaciones bajo la
gerencia de Saudi Aramco y la coordinación de
Schlumberger. Junto con representantes de las
operaciones de campo, este grupo resolvió el
contraflujo de apuntalante y la producción de
arena, optimizó los tratamientos de fracturamiento hidráulico y mejoró los procedimientos de
limpieza del pozo.
El equipo identificó 10 pozos que eran candidatos para terminaciones sin cedazo. Para lograr
un cambio respecto de los diseños convencionales, se implementó el proceso de optimización de
pozos, conocido como PowerSTIM, el cual inte-
32
gra la petrofísica, la evaluación de formaciones,
la caracterización de yacimientos y las pruebas
de pozos con el diseño y la ejecución de estimulaciones, así como de evaluación posterior al tratamiento.17 Además de una mejor evaluación de
la formación y una caracterización del yacimiento
superior, las recomendaciones para mejorar las
estimulaciones por fracturamiento hidráulico
incluyeron disparos orientados para reducir las
presiones de tratamiento y crear fracturas más
anchas, lo cual reduce el flujo turbulento, no darciano durante la producción. Los disparos propiamente alineados con el PFP también eliminan los
túneles no empacados que contribuyen a la producción de arena.
La ovalización del pozo por ruptura identificada en los registros FMI confirmaron un
esfuerzo máximo con dirección este-oeste y una
orientación del PFP en la formación Jauf con un
azimut cercano a 80°, o 260° (izquierda). La
nueva estrategia de terminación de pozos evitó
disparar dentro de 3 a 6 m [10 a 20 pies] de intervalos más débiles identificados por los perfiles
de esfuerzos. Los intervalos disparados se mantuvieron a un mínimo de 9 o 12 m [30 o 40 pies]
para asegurar la cobertura de la fractura en el
pozo y prevenir el flujo de arena de los disparos
abiertos sin tratar. Se utilizó el sistema WOPT y
pistolas con una fase de 180°.
En la aplicación inicial de la técnica de disparos orientados, el pozo produjo 2 MMpc/D
[57,000 m3/d] con una FTP de 3800 lpc [26-MPa]
antes de la estimulación. Una prueba de inyectividad previa al tratamiento de fracturamiento verificó la efectividad de los disparos orientados. Las
caídas de presión por fricción durante la iniciación
de la fractura alcanzaron sólo 300 lpc [2 MPa], significativamente menos que el promedio de 900 lpc
[6 MPa] en pozos disparados convencionalmente
con 6 dpp y una fase de 60°. Después de la estimulación, el pozo fluyó a razón de 30 MMpc/D
[860,000 m3/d] con una FTP de 5200 lpc [36-MPa],
pero continuó produciendo sólidos.
En el primer pozo asignado al equipo conjunto
PowerSTIM, se había utilizado terminación sin
cedazo. Para detener la producción de apuntalante y arena, se disparó un intervalo estable de
30 pies con el sistema WOPT. Los ingenieros
diseñaron una fractura limitando el largo de la
misma (TSO, por sus siglas en inglés), con fibras
de PropNET resistentes a altas temperaturas
para controlar el contraflujo. El pozo produjo 1.6
MMpc/D [45,800 m3/d] con una FTP de 550 lpc
luego de disparar. La presión a causa de los efectos de tortuosidad fue de 450 lpc [3.1 MPa], aún
igual a la mitad del nivel observado en pozos en
los que no se efectuaron disparos orientados. La
producción post-fractura fue de 37 MMpc/D
[1 millón m3/d] y el pozo quedó produciendo gas
libre de sólidos luego de sólo 11 días de finalizado el tratamiento; tiempo significativamente
menor que el promedio de 47 días observado en
los pozos anteriores.
Las terminaciones sin cedazo fueron optimizadas en los nueve pozos restantes de este programa. El equipo desarrolló un modelo
petrofísico refinado basado en núcleos de pozos
vecinos, registros de pozo abierto y datos posteriores a la fractura, e introdujo un modelo más
exacto para predecir la producción de arena. Los
ingenieros de terminación utilizaron el Programa
de Análisis de Operaciones de Disparos de
Schlumberger (SPAN, por sus siglas en inglés)
para predecir los diámetros de entrada del orificio de los disparos y optimizar la selección del
calibre del apuntalante.
Previo al programa PowerSTIM en el yacimiento Jauf, los pozos tardaban tanto como 55
días para lograr una producción libre de sólidos.
Las terminaciones sin cedazo optimizadas y los
procedimientos que mejoraron el contraflujo, redujeron este período de limpieza a entre 3 y 5 días.
Saudi Aramco ahora utiliza como rutina intervalos
de disparos limitados y disparos orientados en los
pozos del yacimiento Jauf. Hasta la fecha, todos
los pozos terminados sin cedazo han alcanzado
producciones de gas libre de arena hasta con producciones iguales a su máximo potencial y luego
de ponerlos y sacarlos de la línea de producción
varias veces durante unos meses.
Si no se encaran, los problemas asociados
con el influjo de arena afectan la productividad
del pozo y del yacimiento adversamente, ponen
en peligro las futuras opciones de intervenciones
de remediación, y limitan la rentabilidad del
campo. Un factor importante en el control de la
producción de arena es asegurar que los túneles
de los disparos y la formación circundante se
mantengan estables a lo largo de la vida útil de
un pozo. Los mejores modelos para el control de
la producción de arena, la superior evaluación
del riesgo y las técnicas de disparos cada vez
más sofisticadas, resuelven estos problemas
ofreciendo estrategias alternativas para manejar
y eliminar la producción de arena.
17. Para mayor información sobre el programa de optimización de la terminación y estimulación de pozos
PowerSTIM, consulte: Al-Qarni AO, Ault B, Heckman R,
McClure S, Denoo S, Rowe W, Fairhurst D, Kaiser B,
Logan D, McNally AC, Norville MA, Seim MR y Ramsey
L: “De las propiedades de los yacimientos a las soluciones de estimulación,” Oilfield Review 12, no. 4
(Invierno de 2001): 44–65.
18. Morita N y McLeod HO: “Oriented Perforations to
Prevent Casing Collapse for Highly Inclined Wells,”
artículo de la SPE 28556, presentado en la Conferencia
y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns,
Luisiana, EUA, 25 al 28 de septiembre de 1994.
Oilfield Review
Técnicas de operaciones de disparos
• Orientar los disparos con TCP o con • Intersectar fracturas naturales
herramientas operadas a cable
• Penetrar con daño mínimo
• Alinear con el PFP
Prevención de
producción de arena
• Mitigar el influjo
de arena
• Detener el contraflujo
de apuntalante
• Utilizar terminaciones
sin cedazo
• Reducir el depósito de
incrustaciones y
de asfalteno
• Optimizar los disparos
- Diámetro del túnel
- Profundidad de penetración
- Ángulo de fase
- Densidad de disparos
- Espaciamiento
Disparos orientados
Control de producción
de arena
Evaluación
de la formación
Fracturamiento
hidráulico
o
• Minimizar los
arenamientos
• Aumentar la
Optimización de
Caracterización
concentración
la estimulación
del yacimiento
de apuntalante
• Reducir las
presiones de inyección
Objetivos y parámetros
- Bombear a través
de la terminación del pozo
del revestidor
- Bombear a través de
la tubería de producción
Datos del pozo
- Utilizar estimulación selectiva
• Trayectoria e inclinación del pozo
con tubería flexible
Registro del pozo
y datos de desviación
• Datos regionales
• Registros convencionales
a pozo abierto
- Herramienta DSI
- Herramienta FMI
- Herramienta UBI
- Registros de calibre
Servicios de
interpretación
• Evaluaciones de registros
• Perfiles de los esfuerzos
- Modelos mecánicos
del subsuelo
- Magnitudes y direcciones
de los esfuerzos
- Competencia de
la formación
> Planificación e implementación de los disparos orientados. Concretar los objetivos de las operaciones de disparos, el fracturamiento hidráulico y el control de la producción de arena implica identificar el problema, evaluar la aplicabilidad de los disparos orientados, correr los registros de pozos
requeridos, desarrollar modelos geomecánicos apropiados y resolver los aspectos operacionales de
terminación de pozos con anticipación. El diagnóstico preciso del problema puede sugerir algunas
modificaciones en los programas de perforación, adquisición de registros y terminación durante la
planificación de pozos que pueden agilizar la implementación de soluciones mediante el uso de disparos orientados.
Otras aplicaciones y desarrollos
¿Es común el arenamiento prematuro durante los
tratamientos de fracturamiento hidráulico? ¿Son
las presiones de inyección más elevadas que lo
esperado? ¿Se hallan la presión o el régimen de
inyección limitados por las condiciones del revestidor o el uso de tuberías flexibles para la estimulación selectiva de zonas individuales? ¿Se
deberían emplear fluidos menos dañinos? ¿Son
las concentraciones finales de apuntalante
demasiado bajas? ¿Poseen los pozos problemas
de contraflujo de apuntalante o producción de
arena? ¿Existen señales de acumulación de
incrustaciones y asfalteno? Si la respuesta a
cualquiera de estas preguntas es positiva, la técnica de disparos orientados puede ser un elemento clave en los servicios de soluciones para
el campo petrolero.
En la mayoría de los casos, la técnica de disparos orientados cuidadosamente planificada
proporciona resultados óptimos, a costos adicionales insignificantes comparados con el valor
extra agregado. El análisis detallado y la selección de candidatos son partes vitales del proceso
de planificación de disparos orientados (arriba).
Las herramientas de registros geofísicos más
avanzadas y las técnicas de interpretación facili-
Verano de 2002
tan este proceso mediante la medición y evaluación de las propiedades de la roca en una zona
que se extiende más allá del daño de formación
inducido por la perforación. Combinados con la
caracterización integrada de yacimientos, estos
servicios brindan datos y aportes para el desarrollo de modelos del subsuelo precisos para
simular, diseñar y evaluar la optimización de la
estimulación y las soluciones de control de la
producción de arena que los operadores de gas y
petróleo necesitan para mejorar la producción.
Las operaciones de disparos orientados
dependen de la técnica utilizada, y requieren
generalmente más tiempo que las operaciones
convencionales, particularmente en pozos verticales con poca inclinación. Debido a que el sistema WOPT depende de la repetibilidad de la
orientación de la sarta de la herramienta, se debe
tener cuidado durante cada paso en la ejecución
del trabajo. Además, si la herramienta asume una
orientación diferente durante una carrera de disparos, las pistolas se deben extraer del pozo y
debe repetirse el indexado de la herramienta.
Un sistema que permite rotación, o indexación, de pistolas en el fondo del pozo reduciría significantemente la sensibilidad de la técnica y
mejoraría en general la eficiencia de las operacio-
nes de disparos orientados. La reorientación en el
fondo del pozo sería particularmente beneficiosa
en pozos con inclinaciones mayores a 3°, donde
las mediciones de inclinación son más confiables.
La capacidad adicional para disparar selectivamente más de un detonador, y por lo tanto, varias
pistolas en un único viaje al pozo, reducirán drásticamente el número de carreras requeridas para
disparar intervalos más largos o zonas múltiples.
En cualquier caso, se requiere bajar un giroscopio
cuando no se disponen datos de inclinómetro.
La necesidad de disparar sin dañar los cables,
líneas de control y otros componentes en pozos
instrumentados y cada vez más complejos, es
una necesidad creciente en la técnica de disparos orientados con herramientas operadas a
cable. Se espera que el número de terminaciones
inteligentes aumente a un ritmo de alrededor de
30% por año. La instalación de sistemas de fibra
óptica que permiten a los operadores monitorear
el comportamiento del pozo en el fondo del
mismo y evaluar la efectividad del tratamiento de
estimulación a lo largo del tiempo está creciendo
aún más rápido. Las técnicas para detectar y
mapear los componentes de terminación en el
fondo del pozo y monitorear la orientación de la
pistola durante la operación de disparos ayudará
a satisfacer esta necesidad.
Otras aplicaciones de los disparos orientados
incluyen la intersección de fracturas naturales o
sectores del pozo con mínimo daño de formación
para una mejor productividad del pozo, la reparación de canales de cemento detrás del revestidor
y la activación de pozos de alivio durante las operaciones de control de presión. Los disparos orientados que evitan la exposición del revestidor,
debilitado por las operaciones de disparos, a concentraciones de esfuerzos extremas, también previenen el colapso del revestidor en pozos de gran
inclinación o pozos perforados en áreas tectónicamente activas.18 En el futuro, esta técnica también
puede encontrar aplicaciones en estructuras geológicas complejas y altamente falladas, donde las
condiciones de los esfuerzos locales complican el
diseño de la fractura, la implementación del tratamiento y la efectividad de la estimulación.
Estos requerimientos y las terminaciones de
pozos cada vez más exigentes están conduciendo
al desarrollo de técnicas y sistemas de disparos
de la próxima generación, dirigidos fundamentalmente a aumentar la eficiencia en el sitio del
pozo y reducir el tiempo requerido para implementar servicios y soluciones de operaciones de
disparos. Cuando estas mejoras en las herramientas y los nuevos sistemas de técnicas de
disparos que las utilizan se comercialicen, las
operaciones de disparos orientados serán aún
más flexibles y efectivas.
—MET
33
Mediciones sísmicas bien posicionadas
Las compañías operadoras han tenido que tolerar cierta incertidumbre al
intentar conciliar lo que encuentra la barrena con los pronósticos efectuados
a partir de las secciones sísmicas. Una nueva solución fácil de utilizar para
el perforador resuelve esta ambigüedad y permite mejorar notablemente la
precisión con que los operadores programan y perforan sus pozos.
Pascal Breton
Stephan Crepin
Jean-Christian Perrin
TotalFinaElf
Pau, Francia
Cengiz Esmersoy
Andy Hawthorn
Richard Meehan
William Underhill
Sugar Land, Texas, EUA
Bernard Frignet
Montrouge, Francia
Jakob Haldorsen
Ridgefield, Connecticut, EUA
Toby Harrold
Sue Raikes
BP
Sunbury, Inglaterra
Por su colaboración en la preparación de este artículo se
agradece a James Clippard, Shell International E&P,
Rijswijk, Países Bajos; Richard Coates, Ridgefield,
Connecticut, EUA; Nick Drinkwater y Wayne Pennington,
Cambridge, Inglaterra; David Farmer, Marwan Moufarrej,
Jim Thompson y David White, Sugar Land, Texas, EUA;
Mohamed Hashem, Shell, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA;
Chuck Meeder, Marathon Oil Company, Houston, Texas;
Joerg Meyer, Houston, Texas; Alan Mitchell, TotalFinaElf,
París, Francia; Lewis Nelson, BP, Sunbury, Inglaterra; y Les
Nutt, Fuchinobe, Japón.
ADN (Densidad-Neutrón Azimutal), ARC (herramienta de
Resistividad de Arreglo Compensada), ASI (generador de
Imágenes Sísmicas de Arreglo), Bit On Seismic, Drill-Bit
Seismic, Drilling Office, IDEAL (Evaluación Integrada de la
Perforación y la Evaluación de Registros), ISONIC,
InterACT, Q-Borehole, SeismicMWD, SWINGS y WAVE son
marcas de Schlumberger.
34
La información que llega demasiado tarde no
tiene mucho valor. Esto es así en casi todos los
sectores industriales, desde el control del tráfico
aéreo hasta los servicios médicos de urgencia y
desde el negocio de las editoriales hasta las bolsas de valores. Las compañías de Exploración y
Producción (E&P, por sus siglas en inglés) dependen de datos oportunos y de alta calidad para
poder identificar prospectos exploratorios, optimizar localizaciones de pozos, evitar riesgos de
perforación e identificar zonas objetivo en yacimientos. Hoy, muchos de estos yacimientos se
encuentran ubicados en ambientes geológicos
difíciles y en algunos de los entornos más amenazantes de la tierra. Para encarar los desafíos
que enfrenta la industria, las compañías de servicios deben trabajar en estrecha colaboración
con los operadores a fin de generar soluciones a
tiempo, de manera eficaz y eficiente.
Durante varias décadas, las imágenes sísmicas de superficie constituyeron la herramienta de
exploración más útil y de mayor difusión en la
industria. Las imágenes sísmicas tradicionales se
basan en el tiempo de tránsito sísmico. El tiempo
de tránsito debe ser convertido a profundidad
para que las imágenes adquieran valor para el
perforador que visualiza y encuentra el yacimiento en términos de dicha variable. Si la correlación tiempo-profundidad es simple o el modelo
para convertir tiempo a profundidad es suficientemente detallado, esta conversión puede ser
exacta. Pero en muchas localizaciones de pozo la
conversión a profundidad implica considerables
incertidumbres.
Este artículo examina los últimos adelantos
tecnológicos que convierten a las imágenes sísmicas en herramientas de gran utilidad para los
responsables de perforar pozos. Se analizan brevemente las técnicas de levantamientos sísmicos
durante la perforación y sus aplicaciones, y se
presenta una técnica nueva muy promisoria.
Estudios de algunos casos demuestran su exitosa
aplicación en pruebas de campo efectuadas en
distintos lugares del mundo. Por último, se examina la secuencia de tareas necesaria para aprovechar al máximo los atributos de esta técnica en
tiempo real.
Tiempos desafiantes
Si no se dispone de datos de pozo, la conversión
de tiempo a profundidad se realiza utilizando un
modelo de velocidad obtenido a partir de parámetros de procesamiento de datos sísmicos. Sin
embargo, en áreas en las que las velocidades sísmicas resultan difíciles de estimar debido a los
altos echados de los reflectores o a complejidades estructurales, pueden producirse errores de
magnitud considerable. Además, este tipo de
modelo de velocidad promedia propiedades a lo
largo de grandes extensiones, lo cual también
conduce a conversiones de tiempo a profundidad
imprecisas.
La falta de precisión en la conversión de
tiempo a profundidad conduce a estimaciones
erróneas de las profundidades en que se ubican
determinados rasgos geológicos, tales como topes
de formaciones, fallas o zonas sobrepresionadas.
Oilfield Review
Los equipos a cargo de los activos de las compañías operadoras basan muchas de las decisiones
de construcción de pozos en la geología, de modo
que ciertos parámetros clave de la programación
de pozos, tales como la profundidad final (TD, por
sus siglas en inglés), la profundidad de los revestimientos y las trayectorias de pozos desviados u
horizontales pueden resultar imprecisos desde el
principio. Estas imprecisiones representan algo
más que un inconveniente; la seguridad personal
y el medio ambiente pueden verse comprometidos, y hasta pueden perderse pozos.
Los errores de conversión de tiempo a profundidad se manifiestan como diferencias entre las
profundidades estimadas y las reales de un objetivo dado. La incertidumbre resultante suma riesgos a los procesos de perforación y construcción
de pozos. Una incertidumbre de tan sólo un 5%
en las velocidades sísmicas, puede traducirse en
diferencias considerables—incluso de hasta
Verano de 2002
cientos de metros—entre las profundidades estimadas y las profundidades reales.1 Los errores de
gran magnitud complican la programación de
pozos y reducen las opciones disponibles para
corregir trayectorias erróneas.
El saber anticipar la presencia de zonas
sobrepresionadas y cuándo ajustar las propiedades del lodo puede prevenir reventones y salvar
pozos.2 Las compañías operadoras de petróleo y
gas también necesitan identificar y aislar fallas
que no proveen sellos porque pueden actuar
como conductos para la migración de los fluidos y
de la presión, poniendo en peligro de contaminación a las formaciones adyacentes y comprometiendo la integridad del pozo. Muchos riesgos no
pueden evitarse por lo que deben tenerse en
cuenta en la planificación y construcción del pozo.
En pozos profundos, la identificación precisa de
los riesgos de perforación permite a los perforadores realizar el pozo con menos revestidores.
El agregado de revestidores imprevistos puede
ocasionar mermas de diámetros de revestimiento, aumentos de costos y complicaciones
potenciales durante la terminación de los pozos,
así como la imposibilidad de intersectar los presuntos objetivos.
1. Borland W, Codazzi D, Hsu K, Rasmus J, Einchcomb C,
Hashem M, Hewett V, Jackson M, Meehan R y Tweedy
M: “Real-Time Answers to Well Drilling and Design
Questions,” Oilfield Review 9, no. 2 (Verano de 1997):
2–15.
2. Bratton T, Edwards S, Fuller J, Murphy L, Goraya S,
Harrold T, Holt J, Lechner J, Nicholson H, Standifird W y
Wright B: “Prevención de problemas durante la perforación,” Oilfield Review 13, no. 2 (Otoño de 2001): 32–51.
Aldred W, Plumb D, Bradford I, Cook J, Gholkar V,
Cousins L, Minton R, Fuller J, Goraya S y Tucker D:
“Manejo del riesgo de la perforación,” Oilfield Review
11, no. 2 (Verano de 1999): 2–21.
35
Tiros de prueba de velocidad
Fuente
Receptor
> Tiros de prueba de velocidad. Con una fuente en
superficie y un receptor en el pozo, los tiros de
prueba de velocidad proveen a los operadores
importante información de la relación tiempo-profundidad. En los levantamientos con tiros de
prueba de velocidad se registran los tiempos de
tránsito de ida (color rojo) o los tiempos de los primeros arribos. Estas pruebas se realizan en horizontes sísmicos bien definidos dentro del pozo.
Los registros de sísmica de pozo pueden ayudar a encarar estos problemas de perforación
mejorando las mediciones sísmicas de superficie
y generando mejores modelos de velocidad que,
a su vez, contribuirán a identificar riesgos potenciales en el subsuelo.
Los tiros de prueba de velocidad
mejoran los modelos
Los registros de sísmica de pozo surgieron fundamentalmente de la necesidad de los intérpretes y
programadores de pozos de vincular los tiempos
de tránsito sísmicos con las profundidades de los
pozos medidas desde unidades de cable eléctrico
o con equipos de perforación. En ciertos casos,
una medición de sísmica de pozo conocida como
tiro de prueba de velocidad permite realizar una
conversión de tiempo a profundidad precisa. Los
tiros de prueba de velocidad eran muy comunes
en la década de 1940. Con esta técnica, un receptor sísmico colocado mediante cable en profundidades conocidas en el pozo, registra el tiempo de
tránsito del primer arribo directo, a veces denominado primer quiebre, que se propaga desde una
fuente ubicada en la superficie hasta el receptor
(arriba). La correlación tiempo-profundidad
genera un modelo de velocidad local. Para convertir los datos sísmicos adquiridos en escala de
tiempo a escala de profundidad, a veces pueden
requerirse varios tiros de prueba de velocidad
efectuados sobre topes de formaciones específicas en el pozo, a los efectos de confeccionar un
modelo de velocidad adecuado.3 Si la geología es
simple, el modelo de velocidad puede ser de utili-
36
dad para una gran extensión. Sin embargo, como
la velocidad sísmica varía con la litología, la presión y el contenido de fluidos, las complejidades
del subsuelo reducen la validez del modelo local
a solamente cierta distancia del pozo.
Cuando se necesita una imagen sísmica detallada para evaluar el volumen de rocas del subsuelo que rodean al pozo, se adquieren perfiles
sísmicos verticales (VSP, por sus siglas en inglés)
con cable eléctrico. Los métodos de adquisición
de VSPs con cable generan datos de mayor resolución con menor nivel de ruido y proveen valiosa
información para la perforación de pozos vecinos
y la iniciación de pozos de drenaje a partir de un
pozo piloto vertical (véase “Perfiles Sísmicos
Verticales,” página 38). Pero, si se quiere obtener
datos de tiros de prueba de velocidad o de VSPs,
el equipo de perforación debe dejar de perforar
para bajar el cable. Esto agrega riesgos, ineficiencias y costos a la operación. En muchos
casos, las respuestas de los métodos de sísmica
de pozo con cable llegan demasiado tarde para
las necesidades de los perforadores.
Ayuda en tiempo real para los perforadores
Las técnicas que utilizan registros sónicos adquiridos durante la perforación (LWD, por sus siglas
en inglés), tal como la técnica ISONIC IDEAL de
Schlumberger, son de gran utilidad en la adquisición de datos acústicos en tiempo real de áreas
vecinas a la pared del pozo. Además de proporcionar valiosa información sobre porosidad, estas
técnicas proveen datos sónicos que pueden procesarse para generar sismogramas sintéticos y
seguir los cambios de presión de poro en el arreglo de fondo de pozo (BHA, por sus siglas en
inglés). Sin embargo, no se trata de mediciones
sísmicas de reflexión y sólo describen a la formación adyacente al pozo, que puede asemejarse o
no al volumen sísmico en estudio.
La solución ideal sería obtener, antes de perforar el pozo, un modelo de velocidad cuya precisión fuera al menos como la del tiro de prueba de
velocidad. Esto aún no es posible, pero las soluciones que aportan la adquisición de datos sísmicos durante la perforación proveen información
de velocidad de alta calidad, en tiempo real, para
asistir a los ingenieros de perforación en la toma
de decisiones. Estos métodos utilizan el pozo
para adquirir los datos durante la perforación, sin
modificar o demorar el proceso.
Los métodos de adquisición de datos sísmicos durante la perforación proveen información
de la relación tiempo-profundidad en tiempo real.
Las compañías operadoras actualizan los modelos de velocidad, facilitando la revisión frecuente
de las profundidades objetivo y la identificación
de riesgos de perforación a la vez que reducen
las incertidumbres a medida que la barrena se
acerca al objetivo. Las compañías pueden determinar la posición de la barrena en la sección sísmica de superficie con respecto a los horizontes
geológicos observados, garantizando una selección más precisa de las profundidades de los
revestimientos y de extracción de núcleos.
Con el tiempo, estas técnicas se han vuelto
más accesibles para el perforador. Como sucede
con la evolución de sus contrapartes operadas a
cable, la calidad de los datos sigue mejorando y
sus aplicaciones se han multiplicado, así como
también se ha ampliado el abanico de entornos
operativos.
El método Drill-Bit Seismic
Las primeras mediciones sísmicas adquiridas
durante la perforación fueron obtenidas utilizando una técnica en la que la barrena actúa
como fuente de energía sísmica de fondo de
pozo, es decir, la inversa de las configuraciones
de VSP con cable. Sobre la base de esta técnica,
Schlumberger desarrolló el método Drill-Bit
Seismic. Al penetrar las capas de roca, la barrena
de tres conos actúa como una fuente bipolar y
envía la energía sísmica hacia la formación. Por
otra parte, las vibraciones axiales que se propagan por la columna perforadora son detectadas
por un acelerómetro instalado en la mesa rotativa superior, ubicada en el piso del equipo de
perforación. Estos datos se utilizan para construir
una imagen de la columna perforadora; es decir,
3. Christie P, Dodds K, Ireson D, Johnson L, Rutherford J,
Schaffner J y Smith N: “Borehole Seismic Data Sharpen
the Reservoir Image,” Oilfield Review 7, no. 4 (Invierno
de 1995): 18–31.
4. Borland et al, referencia 1.
5. Staron P, Arens G y Gros P: “Method for Instantaneous
Acoustic Logging Within a Wellbore,” Solicitud de
Patentes Internacionales según el Tratado de
Cooperación para Patentes No. WO 85/05695
(20 de mayo de 1985).
Staron P, Arens G y Gros P: “Method for Instantaneous
Acoustic Logging Within a Wellbore,” Patente
Estadounidense No. 4,718,048 (5 de enero de 1988).
6. Meehan RJ, Nutt L, Dutta N y Menzies J: “Drill Bit
Seismic: A Drilling Optimization Tool,” artículo de las
IADC/SPE 39312, presentado en la Conferencia de
Perforación de las IADC/SPE, Dallas, Texas, EUA,
3 al 6 de marzo de 1998.
7. Kamata M, Underhill W, Meehan R y Nutt L:
“Drill-Bit Seismic, A Service for Drilling Optimization,”
Transcripciones del XXXVIII Simposio Anual de
Adquisición de Registros de la SPWLA, Houston,
Texas, EUA, 15 al 18 de junio de 1997, artículo DD.
Borland et al, referencia 1.
Meehan et al, referencia 6.
8. Esmersoy C, Underhill W y Hawthorn A: “Seismic
Measurement While Drilling: Conventional Borehole
Seismics on LWD,” Transcripciones del 62do. Simposio
Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA,
Houston, Texas, EUA, 17 al 20 de junio de 2001,
artículo RR.
Underhill W, Esmersoy C y Hawthorn A: “Demonstrations
of Real-Time Borehole Seismic from an LWD Tool,”
artículo de la SPE 71365, presentado en la Conferencia
y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns,
Luisiana, EUA, 30 de septiembre al 3 de octubre de 2001.
Oilfield Review
∆tf -∆tds
Correlación cruzada
del acelerómetro y
las trazas del geófono
Acelerómetro
aci
ón
orm
de
l
at
ray
ect
or
ia
de
l
af
Energía directa
utilizada por
el tiro de prueba
de velocidad
∆t
f
∆tds de la trayectoria de la columna de perforación
Receptor
Energía reflejada
utilizada para
generar la
imagen VSP
> Técnica Drill-Bit Seismic. Utilizando el ruido de la barrena como fuente sísmica y receptores de superficie, esta técnica permite la adquisición de datos
sísmicos durante la perforación. Los barrenas de tres conos emiten energía
sísmica que puede medirse por los receptores en forma directa o luego de
haberse reflejado. El ruido de la barrena, sin embargo, no puede controlarse
o sincronizarse cuidadosamente con los receptores. Por lo tanto, la señal de
la columna perforadora generada por vibraciones axiales se mide con un
acelerómetro de boca de pozo y luego se correlaciona con los datos del
receptor a los efectos de determinar los tiempos de tránsito sísmicos o los
tiempos de los tiros de prueba de velocidad. Este fue el primer tipo de técnica que permitió eliminar los costos de tiempo de equipo de perforación
relacionados con los registros con cable, pero tiene muchas limitaciones.
una imagen sísmica de los componentes de la
sarta de perforación. Esta imagen se emplea para
correlacionar las señales en el procesamiento
posterior.4 La energía transmitida hacia la formación genera ondas sísmicas que se propagan
directamente o por reflexión hasta los receptores
ubicados en la superficie. Los receptores de
superficie pueden ser geófonos o hidrófonos.
La barrena emite continuamente ondas sísmicas hacia los receptores de superficie, pero para
extraer información de la relación tiempo-profundidad, los especialistas en procesamiento deben
conocer el carácter y la sincronización de la señal
generada en la barrena. Elf patentó una técnica
en 1985 que demuestra cómo registrar las señales de vibraciones de la columna perforadora
para luego correlacionarlas con las señales de
los receptores de superficie y así determinar su
sincronización relativa, o la diferencia entre el
tiempo de tránsito de la columna perforadora
(∆tds) y el de la barrena al receptor (∆tf).5 Los
expertos en procesamiento de señales determinan por separado el (∆tds) y utilizan esta infor-
Verano de 2002
mación para calcular el tiempo de tránsito de la
barrena al receptor (∆tf) o el del tiro de prueba de
velocidad (arriba).
Los geofísicos construyen imágenes sísmicas
o VSPs a partir de las reflexiones contenidas en las
trazas sísmicas adquiridas durante la perforación,
las cuales ofrecen la posibilidad de ver lo que está
adelante de la barrena. Combinados con imágenes
VSP obtenidas previamente con cable, los VSPs
obtenidos con la técnica Drill-Bit Seismic permiten
ampliar la gama de aplicaciones para incluir también la detección de zonas sobrepresionadas y
otros riesgos de perforación.
La técnica Drill-Bit Seismic no es aplicable en
todos los casos. Sólo funciona de un modo efectivo con barrenas de tres conos que generan
vibraciones axiales en la formación y a través de
la sarta de perforación. Las barrenas de un compuesto policristalino de diamante (PDC, por sus
siglas en inglés) no transmiten tanta energía a la
formación porque pulverizan la roca.6 La profundidad del agua puede constituir un inconveniente
cuando se utiliza esta técnica en áreas marinas.
La ubicación precisa de los arreglos de receptores se dificulta a medida que aumentan la profundidad del agua y las corrientes oceánicas, a
pesar de que se han obtenido buenos datos en
profundidades de hasta 1200 m [3940 pies] con
equipos especiales y mayor complejidad operativa. Por otra parte, la atenuación de la señal de
la columna perforadora debido a la fricción que
ésta ejerce sobre las paredes del pozo, impide la
utilización confiable de esta técnica en pozos
cuya desviación es mayor a 65 grados. La calidad
de los datos también puede deteriorarse sustancialmente en formaciones no consolidadas, sobre
todo cuando el peso sobre la barrena es menor a
4540 kg [10,000 lbm]. A pesar de estas limitaciones, el método Drill-Bit Seismic ha permitido a
las compañías operadoras optimizar el proceso
de perforación con un impacto mínimo sobre las
operaciones.7
Mediciones sísmicas con
una herramienta LWD
En 1997, Schlumberger encaró un proyecto para
investigar intensamente formas de ver más allá
de la barrena. Los especialistas examinaron la
factibilidad de realizar mediciones sísmicas de
pozo con receptores en la columna de perforación y una fuente en superficie. Trabajando junto
a las compañías operadoras, los ingenieros y
científicos de Schlumberger identificaron la
mejor forma de obtener la información necesaria.
Se construyó así una herramienta experimental
que en 1998 se probó en los pozos de prueba de
la compañía con resultados promisorios.
En enero de 1999, BP y Schlumberger comenzaron a trabajar conjuntamente en las pruebas de
la técnica para registrar sísmica durante la perforación (SeismicMWD) y probaron con éxito la
herramienta experimental en el Centro de
Pruebas de Yacimientos Petrolíferos de las
Rocallosas (RMOTC, por sus siglas en inglés) de
Wyoming, EUA. Alentada por los resultados,
Schlumberger construyó más herramientas e
intensificó las pruebas de campo. Durante el
desarrollo de esta nueva herramienta, sus ingenieros y científicos debieron superar muchos
desafíos técnicos mediante la selección de las
tecnologías existentes correctas y el desarrollo
de nuevas técnicas.
La nueva técnica emplea una herramienta
LWD que contiene sensores sísmicos, una fuente
sísmica de superficie y un sistema de telemetría
de medición durante la perforación (MWD, por sus
siglas en inglés) que transmite la información a
la superficie.8 La energía sísmica se produce en la
superficie mediante una fuente sísmica convencional, tal como un cañón de aire desplegado fuera de
borda de una barcaza o del equipo de perforación.
37
Perfiles sísmicos verticales
Los perfiles sísmicos verticales (VSP) adquiridos con cable que fueron introducidos en la
década de 1950, tienen la misma configuración
de fuentes y receptores que los tiros de prueba
de velocidad pero arrojan mejores resultados,
incluyendo imágenes del subsuelo. La generación de estas imágenes requiere más posiciones
de receptores y las trazas se registran durante
lapsos más prolongados para captar los datos de
reflexión tardíos. El VSP sin desplazamiento
lateral de fuente (con desplazamiento cero), la
primera técnica introducida de perfil sísmico de
pozo adquirido con cable, utiliza una fuente ubicada encima del receptor en pozos verticales.
Las imágenes resultantes se limitan a la zona
que rodea al pozo, pero las imágenes VSP pueden tener mayor resolución que las imágenes
sísmicas de superficie (derecha).
Con el tiempo se desarrollaron otras configuraciones de VSPs. El VSP con desplazamiento
lateral de fuente (OVSP, por sus siglas en
inglés) se registra desplazando la posición de la
fuente una cierta distancia de la boca de pozo,
obteniéndose así la imagen de un mayor volumen de subsuelo. Existen rasgos geológicos
importantes que pueden perderse o resultar
ambiguos en las imágenes sísmicas de superficie. La alta resolución de los VSPs permite a los
intérpretes encontrar fallas, refinar estructuras
y detectar límites estratigráficos lejos del pozo.
La distancia respecto del pozo del área cuya
imagen se genera, es una función de varios factores que incluyen la desviación del pozo y el
echado de la formación, y la cobertura lateral se
extiende comúnmente un 20% o más de la profundidad del pozo. Las compañías operadoras
utilizan estos perfiles para evaluar la factibilidad de que los pozos desviados atraviesen más
unidades del yacimiento, o cuando los pozos originales se alejan del objetivo buscado.
Otros tipos de levantamientos VSP con cable
incluyen el VSP con desplazamientos múltiples
de fuente (desplazamiento sucesivo de fuente) y
el VSP con desplazamiento de fuente y receptores. Los VSPs con desplazamientos múltiples de
fuente utilizan un arreglo de receptores que
contiene una serie de receptores ubicados a
profundidades diferentes pero fijas, mientras
que la posición de la fuente básicamente
38
VSP sin desplazamiento lateral
VSP con desplazamiento lateral
VSP con desplazamientos múltiples
Fuente
Fuente
Fuentes
Receptor
Receptor
Receptor
b
a
VSP con desplazamiento
de fuente y receptores
c
VSP de
proximidad de la sal
Fuente
Fuentes
Domo salino
Receptores
Receptores
d
e
> Cinco configuraciones de perfiles sísmicos verticales (VSPs). Los VSPs sin desplazamiento lateral de fuente
(desplazamiento cero) (a) registran las señales sísmicas durante períodos de tiempo más prolongados y a
espaciamientos regulares en el pozo. Los tiempos de adquisición prolongados permiten captar señales sísmicas reflejadas, lo cual ayuda a generar una imagen sísmica después del procesamiento. Los registros VSP permiten obtener imágenes debajo de la profundidad final del pozo. Para ampliar el volumen de investigación
del subsuelo, los VSPs con fuente desplazada (b) utilizan una fuente de superficie colocada a una distancia
considerable del pozo y receptores en el pozo para investigar las superficies de reflexión lejos del pozo. Permiten a las compañías operadoras obtener imágenes sísmicas de alta resolución de las fallas y acuñamientos
estratigráficos adyacentes. Esta técnica se utiliza generalmente para el diseño de pozos de drenaje. Se pueden registrar VSPs con desplazamientos múltiples en diferentes direcciones respecto del pozo introduciendo
la técnica 3D. La técnica de levantamiento VSP con desplazamiento lateral sucesivo de fuente (c) utiliza múltiples ubicaciones de la fuente en superficie y de cinco a siete receptores en el pozo, cuyas posiciones son
fijas; sólo una de las cuales se representa gráficamente aquí. Las posiciones agregadas de la fuente amplían
aún más el volumen de subsuelo en las imágenes VSP. Con esta técnica, la cobertura lateral puede alcanzar
un 50% de la profundidad del pozo. En el levantamiento VSP con desplazamiento de fuente y receptores (d),
se coloca una fuente de superficie directamente sobre el receptor de pozo en un pozo desviado. Esta técnica
difiere de las otras porque la fuente y el receptor se desplazan juntos a medida que se obtienen las imágenes
de los reflectores sísmicos debajo del pozo. El levantamiento de proximidad de la sal (e) utiliza una fuente
colocada sobre un domo salino y un receptor ubicado en distintas posiciones en un pozo adyacente al domo
salino. El procesamiento requiere conocer la ubicación exacta de la fuente y el receptor durante el levantamiento, la velocidad de la sal y de los estratos circundantes, así como la distancia al tope del domo salino.
Este tipo de levantamiento genera un perfil del domo salino que permite a los operadores conocer la distancia del pozo a la sal y les suministra una indicación de la forma del domo salino.
Oilfield Review
“se desplaza” a lo largo de una línea alejándose
del pozo. Esta técnica generalmente produce
imágenes sísmicas con una cobertura lateral de
aproximadamente un 25% a un 50% de la profundidad del pozo.1 La combinación de los resultados
de VSPs con desplazamientos múltiples conduce
a imágenes sísmicas 3D de alta resolución.
Para generar imágenes sísmicas alrededor de
pozos desviados u horizontales, se corre un VSP
con desplazamiento de fuente y receptores, también conocido como VSP de incidencia vertical
(VIVSP, por sus siglas en inglés). En esta técnica operada a cable, la fuente se coloca verticalmente sobre el receptor en el pozo y se
desplaza con cada nueva posición del receptor.
Con un VSP con desplazamiento de fuente y
receptores, los operadores miden las variaciones
laterales de velocidad y obtienen imágenes
debajo del pozo para localizar y caracterizar
fallas y estructuras en forma más completa. Los
VSPs con desplazamiento de fuente y receptores
requieren un conocimiento específico del pozo y
de las posiciones de la fuente en todo momento
durante el levantamiento, lo cual se logra con
datos detallados de orientación del pozo y utilizando equipos de navegación, tal como el sistema de posicionamiento y navegación SWINGS
de Schlumberger.
Un tipo de VSP más especializado es el levantamiento de proximidad de la sal, donde la
fuente se coloca sobre un domo salino y el
receptor se instala en distintas posiciones en un
pozo adyacente al domo salino. Los tiempos de
tránsito se registran y combinan con otros datos
requeridos, tales como la ubicación exacta de la
fuente y el receptor, la velocidad de la sal y la
roca circundante, y la distancia a la cima del
domo salino. Como resultado del procesamiento
se construye un perfil del domo salino, lo que
permite al operador determinar la distancia
lateral del pozo a la sal. También puede aportar
información sobre la forma del domo salino, lo
cual contribuye a la búsqueda de trampas de
hidrocarburos a lo largo de sus flancos.2
1. Meehan R, Miller D, Haldorsen J, Kamata M y Underhill
B: “Rekindling Interest in Seismic While Drilling,” Oilfield
Review 5, no. 1 (Enero de 1993): 4–13.
2. Christie et al, Referencia 3, texto principal.
Verano de 2002
> Mediciones sísmicas durante la perforación. La nueva técnica SeismicMWD ubica los receptores
en el fondo del pozo dentro del BHA (recuadros, arriba y abajo a la izquierda). La fuente, en este caso
un arreglo de tres cañones de 250 cm3 [1.5 pulgadas cúbicas], se coloca en la superficie (recuadro de
la derecha) y se despliega fuera de una barcaza o del equipo de perforación. Los levantamientos que
implican desplazamiento de la fuente requieren la utilización de sistemas de posicionamiento precisos, tal como el sistema SWINGS (recuadro arriba al centro). La fuente se dispara durante los
momentos de calma cuando la herramienta SeismicMWD permite recolectar las señales sísmicas
directas y reflejadas. Los tiempos de los tiros de prueba de velocidad se detectan automáticamente
en el pozo y los datos se envían a la superficie a través de sistemas de telemetría MWD. Los datos de
formas de onda también se registran y se almacenan en la memoria de la herramienta para su posterior recuperación en la boca del pozo cuando el BHA llega a la superficie.
La herramienta SeismicMWD se coloca en el
BHA para recibir las energías sísmicas directa y
reflejada que se originan en la fuente (arriba).
La realización de tal medición en la columna
perforadora plantea numerosas complejidades.
La perforación genera ruido en el pozo y en la
roca circundante que puede deteriorar la calidad
de los datos, hasta el punto de inutilizarlos. Por
este motivo, se debe activar la fuente y medir las
señales sísmicas en momentos de relativa calma;
cuando se detiene la perforación para llevar a
cabo otras operaciones. Un momento ideal para
la adquisición de datos es cuando se empalman
las barras de sondeo (tramos de la columna perforadora); momento en que se interrumpe la circulación de lodo y las barras de sondeo
permanecen fijas. En un proceso que ha sido
posible gracias al desarrollo de técnicas patentadas por Schlumberger, se dispara la fuente a
intervalos de 10 a 15 segundos; es decir, un total
de aproximadamente 21⁄2 minutos para un nivel
típico de diez disparos. Evidentemente, es un
lapso más breve que el tiempo normal de
empalme de tuberías del equipo de perforación,
por lo que el procedimiento SeismicMWD no
interrumpe las operaciones de perforación.
39
11,000
Profundidad vertical verdadera, pies
12,000
13,000
14,000
15,000
16,000
17,000
18,000
19,000
1.8
2.0
2.2
2.4
2.6
2.8
3.0
3.2
3.4
Tiempo, segundos
> Datos apilados obtenidos con la herramienta SeismicMWD en el segundo
pozo de prueba en el Golfo de México. La gráfica de las formas de onda
muestra la claridad de los primeros quiebres y demuestra cómo arriban más
tarde a medida que el pozo se profundiza. Los datos fueron adquiridos con
éxito en un pozo casi vertical y también en los tramos entubados utilizando un
hidrófono. Los datos muestran además los eventos ascendentes reflejados a
18.500 pies [5640 m], que se detectan a tiempos que decrecen a medida que
se profundiza el pozo (sombra amarilla).
Antes de la carrera de barrena
Configuración de la herramienta
Durante la carrera de barrena
Activación de la fuente,
adquisición de datos
Procesamiento en el fondo del pozo
Picado de tiempo
vía MWD
Posicionamiento de
la barrena en la
sección sísmica
Almacenamiento en memoria
Después de la carrera de barrena
Recuperación de los
datos de la memoria
Formas de onda
Procesamiento VSP
> Procedimientos operativos generales para levantamientos SeismicMWD.
En cuanto a procedimientos, la técnica SeismicMWD puede dividirse en tres
segmentos: antes, durante y después de las carreras de barrena. La herramienta se configura antes de bajarse al pozo para ser colocada en el BHA.
Se ingresa la información relacionada con el programa de adquisición, tal
como el programa en función del tiempo y los parámetros de adquisición.
Durante la bajada de la barrena y durante la perforación se adquieren y
almacenan los datos de formas de onda, se procesan los datos en el fondo
del pozo y los datos de los tiros de prueba de velocidad se transmiten a la
superficie. La información de la relación tiempo-profundidad puede utilizarse
en tiempo real para posicionar la barrena en las secciones sísmicas de superficie mientras las operaciones de perforación continúan sin interrupción.
Cuando se extrae la columna de perforación del pozo, se descargan los datos
de la memoria de la herramienta para el procesamiento de las imágenes VSP.
40
Cualquier información que se pierda en el proceso de perforación puede obtenerse durante los
viajes de entrada y salida del pozo entre las
carreras de barrena. Los operadores aprovechan
este momento para adquirir más niveles
SeismicMWD y así mejorar la calidad del registro. Sin embargo, los datos adquiridos durante
los viajes no podrían utilizarse para tomar decisiones de perforación en tiempo real.
A diferencia de las técnicas de sísmica de
pozo con cable, las que permiten maximizar la
calidad de los datos mediante la utilización de
geófonos engrampados—mecánica o magnéticamente—a la pared del pozo o al revestidor, los
receptores en la herramienta SeismicMWD forman parte de la sarta de perforación. En consecuencia, el acoplamiento con la formación
depende de la desviación del pozo y es menos
predecible. En pozos desviados, pequeños geófonos reforzados e instalados en los portamechas
generan una señal de buena calidad porque la
columna tiende a yacer sobre el fondo del pozo.
Sin embargo, el acoplamiento con la formación
se dificulta en pozos verticales y entubados. Por
este motivo, también se hicieron pruebas con
hidrófonos ya que éstos no necesitan estar acoplados al pozo para garantizar la obtención de la
medición, independientemente de la calidad del
acople entre los geófonos y la formación.
En una primera prueba de campo realizada en
la plataforma continental externa del Golfo de
México para la compañía Marathon Oil, se obtuvieron resultados coherentes tanto en los tramos
abiertos como en los tramos entubados del pozo
casi vertical (arriba). Muchos de estos datos se
obtuvieron durante la sacada de la herramienta.
Las fuentes se activaron mientras se empalmaba
la tubería de perforación, por lo que no se interfirió con la operación de perforación. En esta primera prueba, los datos no se transmitieron a la
superficie sino que se descargaron de la memoria
de la herramienta una vez que ésta llegó a la
superficie, lo cual proporcionó valiosa información de la relación tiempo-profundidad y se eliminó el tiempo de equipo de perforación
asociado con un perfil sísmico vertical adquirido a
cable, o el tiempo relacionado con los tiros de
prueba de velocidad.
9. Bonner S, Clark B, Holenka J, Voisin B, Dusang J,
Hansen R, White J y Walsgrove T: “Logging While
Drilling: A Three-Year Perspective,” Oilfield Review 4,
no. 3 (Julio de 1992): 4–21.
Oilfield Review
14,500
15,000
Picado del primer arribo
en tiempo real, seg
Profundidad, pies
2.6
15,500
16,000
16,500
17,000
2.5
Máximo error: 4 mseg
2.4
2.3
2.2
2.1
2.1
17,500
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
Picado manual de tiempos, seg
18,000
1.8
2.0
2.2
2.4
2.6
2.8
3.0
Tiempo, segundos
> Picado de los tiempos de tiros de prueba de velocidad en el fondo del pozo. Las marcas verticales (en
rojo) en los primeros quiebres muestran el éxito inicial del procesamiento en el fondo del pozo que utiliza
un nuevo algoritmo desarrollado por Schlumberger (izquierda). Estos tiempos de tránsito se transmiten a
la superficie y se correlacionan bien con los picados manuales de los datos de formas de onda descargados posteriormente de la memoria de la herramienta, una vez que ésta llega a la superficie (derecha).
Las señales sísmicas son recibidas por la
herramienta SeismicMWD en el pozo durante un
proceso de adquisición perfectamente sincronizado. Las señales se procesan en el fondo del
pozo para determinar los tiempos críticos de los
primeros arribos o los tiempos de los tiros de
prueba de velocidad. Esta información se transmite luego en tiempo real a la superficie al sistema de Evaluación Integrada de la Perforación y
la Evaluación de Registros IDEAL mediante un sistema de transmisión de pulsos a través del lodo.9
Los sistemas actuales de transmisión de pulsos a
través del lodo no tienen la velocidad necesaria
para enviar datos de formas de onda a la boca del
pozo. Sin embargo, gracias a los últimos avances
tecnológicos, pronto podrán transmitirse datos
básicos de formas de onda a la superficie, inmediatamente después de adquirida la información.
Las pruebas de campo realizadas durante el
segundo semestre del año 2000 se concentraron
en los aspectos del servicio SeismicMWD relacionados con el tiempo real. Para que los perforadores se beneficien de las mediciones en tiempo
real, se requiere un proceso bien concebido de
adquisición, almacenamiento, procesamiento y
transmisión de datos (página anterior, abajo).
Para el proceso de adquisición de datos, la
herramienta SeismicMWD se configura con información relacionada con el programa de adquisición y grabado de datos, antes de ser bajada al
pozo en el BHA. El programa de grabado de datos
contempla el tiempo necesario para el viaje de
bajada y la cantidad de disparos que se procesarán. Durante los momentos de calma, se registran
las señales sísmicas que llegan directamente
desde la fuente y las reflejadas desde las formaciones cuyas imágenes se pretende obtener.
Verano de 2002
Estas señales se almacenan en la memoria de la
herramienta para su posterior procesamiento.
Inmediatamente luego de adquirir los datos, el
procesamiento realizado en el fondo del pozo
determina los tiempos derivados de los tiros de
prueba de velocidad. La herramienta prepara esa
información para su transmisión a la superficie
cuando se resuma la transmisión de pulsos a través del lodo. En la superficie, la relación tiempoprofundidad obtenida en tiempo real se utiliza
para ubicar la barrena en la imagen sísmica de
superficie, permitiendo la toma de decisiones de
perforación. Cuando la columna perforadora se
saca del pozo, los datos de formas de onda se
descargan de la memoria de la herramienta, para
luego enviarlos a una central de procesamiento a
fin de generar las imágenes VSP.
En septiembre de 2000, se bajó una herramienta prototipo en pozos del Golfo de México
para la compañía Shell Exploration & Production.
En el pozo se recolectaron datos de geófonos y
de hidrófonos. La fuente sísmica en superficie,
desplegada desde una grúa instalada en el
equipo de perforación, consistía de tres cañones
de aire de 2.5 L [150 pulgadas3] cada uno, cargados con 2000 lpc [13.8 MPa]. La activación de la
fuente y la adquisición de datos se efectuaron en
los momentos de relativa calma, permitiendo así
la continuidad de las operaciones de perforación.
Estos datos, junto con muchas otras mediciones
LWD, se transmitieron a la superficie mediante
sistemas de transmisión de pulsos a través del
lodo. Ésta fue la primera vez que se registraron y
recuperaron datos de tiros de prueba de velocidad en tiempo real de una herramienta LWD.
En esta parte de la prueba de campo se probó
un algoritmo que permite picar tiempos de ida en
el fondo del pozo, en forma precisa y automática.
Finalizada la fase de prueba prototipo, el picado
automático de tiempos arrojó un índice de éxito
del 90% en la obtención de datos de tiros de
prueba de velocidad en tiempo real. Cuando se
comparó el análisis automático de tiros de
prueba de velocidad con los picados de tiempos
manuales, se observó que las diferencias eran
mínimas y tenían la precisión necesaria para
poder tomar decisiones respecto al emplazamiento del pozo (arriba).
Para lograr la correcta sincronización de
eventos, la solución consistió en resolver problemas de comunicación entre la fuente de superficie y la herramienta SeismicMWD. A diferencia
de las operaciones con cable, aquí no hay comunicación electrónica directa entre la herramienta
de fondo de pozo y la fuente de superficie. Los
científicos de Schlumberger superaron esta
barrera desarrollando una tecnología innovadora
para sincronizar eventos en boca y fondo de pozo
con precisión de milisegundos durante la adquisición con la técnica SeismicMWD. El éxito técnico y operativo logrado en el Golfo de México
permitió comprobar la viabilidad de la técnica.
También se demostró su utilidad en operaciones
en aguas profundas, porque permite obtener los
datos necesarios sin recurrir a la ejecución de
operaciones costosas.
En el año 2000, se efectuaron levantamientos
en ocho pozos en el Golfo de México durante las
pruebas de campo de la técnica SeismicMWD.
En el año 2001, la prueba de campo se extendió
a otras regiones y se registraron seis pozos más,
ubicados en diversos ambientes. Durante su ejecución, se utilizaron tres diámetros diferentes de
la herramienta SeismicMWD, 63⁄4, 81⁄4 y 9 pulgadas.
41
Riesgos de perforación en el Mar Caspio
En el sector sur del Mar Caspio, la compleja
estructura geológica existente planteaba fuertes
desafíos al grupo de perforación de BP. En un
caso, el objetivo consistía en perforar un pozo
exploratorio para evaluar la formación Fasila del
Plioceno. Las numerosas fallas que rodeaban
esta estructura de inclinación pronunciada y las
altas presiones de poro en su cima, llevaron a BP
a considerar un nuevo enfoque. La compañía
decidió perforar el pozo desde una posición fuera
de la estructura, perforando en forma direccional
dentro de la formación Fasila para evitar las
zonas sobrepresionadas y sortear el complejo
fallamiento (abajo).
Esta estrategia de perforación requería un
conocimiento exhaustivo de la geología. Los riesgos de perforación anticipados a partir de las imágenes sísmicas de superficie, estaban en gran
parte empañados por la complejidad de la estructura y por la presencia de pocos reflectores identificables en gran parte de la sección en cuestión.
Para complicar aún más las cosas, la incertidum-
bre en cuanto a la profundidad vertical para el
picado sísmico correspondiente a la cima del
yacimiento era de 700 m [2300 pies]. En esta
zona, las formaciones son muy blandas para utilizar la barrena como fuente sísmica. BP y
Schlumberger decidieron recurrir a la técnica
SeismicMWD para enfrentar estos desafíos como
parte de la iniciativa Perforación sin Sorpresas
(NDS, por sus siglas en inglés).10
La prevención de riesgos de perforación sin
necesidad de efectuar correcciones fundamentales en la trayectoria del pozo dependía del posicionamiento preciso y en tiempo real de la
barrena en la sección sísmica. BP y Schlumberger
lo lograron efectuando, por primera vez en la historia de la perforación, un levantamiento sísmico
con desplazamiento de fuente y receptores
(walk-above survey) con la técnica SeismicMWD.
Se colocó una fuente a bordo de una barcaza,
posicionada verticalmente por encima del receptor
LWD, utilizando el sistema de navegación y posicionamiento sísmico SWINGS (próxima página,
arriba). Los datos se registraron durante los empal-
0
Alta presión y fallamiento
sobre la cima
1000
Profundidad, m
2000
3000
Zona
objetivo
4000
Incertidumbre sobre la
profundidad del objetivo
5000
6000
7000
8000
9000
10,000
Distancia, m
> Perforación con riesgos e incertidumbres. El pozo de BP destinado
a probar la formación Fasila en el sur del Mar Caspio debió evitar los
riesgos que se presentaban en la cima de una estructura compleja.
Había gran incertidumbre respecto de la profundidad. En este caso,
había una incertidumbre de 700 m [2300 pies] en cuanto a la profundidad del objetivo debido a la presencia de campos de velocidad sísmica complejos en los estratos adyacentes. Los planes de perforación se basaron en información sísmica de superficie, convertida de
tiempo a profundidad mediante modelos de velocidad que no pueden
tener en cuenta estas complejidades.
42
mes de la columna de perforación y durante viajes
de entrada y salida del pozo. Los datos de tiros de
prueba de velocidad se enviaron a la superficie en
tiempo real mediante un sistema de transmisión
de pulsos a través del lodo. En la superficie, un
ingeniero de Schlumberger controlaba la calidad
de los mismos. Luego se transmitieron a un geofísico de operaciones y a un procesador de señales
en tierra. Los datos de formas de onda y los pares
tiempo-profundidad, descargados de la memoria
de la herramienta SeismicMWD durante los posteriores viajes de barrena, se utilizaron para procesar la imagen del VSP con desplazamiento de
fuente y receptores, así como para validar los
resultados en tiempo real.
La conversión de tiempo a profundidad de los
datos de tiros de prueba de velocidad en tiempo
real se ajustaba bien a los datos pronosticados por
la relación tiempo-profundidad anterior, manteniéndose esa correlación hasta los 3500 m [11,500
pies] de profundidad vertical verdadera (TVD, por
sus siglas en inglés). Debajo de este punto, sin
embargo, la disparidad entre la posición estimada
y observada de la barrena, era importante al igual
que la incertidumbre respecto de la profundidad
del objetivo. Gracias a la técnica SeismicMWD, BP
logró posicionar la barrena en la imagen sísmica
sin interrumpir la perforación y pudo reducir sustancialmente la incertidumbre mientras perforaba
esta compleja estructura.
Se adquirieron 63 niveles de datos de componentes axiales—movimiento alineado paralelo a
la trayectoria del pozo—sin producir impacto
alguno sobre el proceso de perforación que continuó sin obstáculos a la eficaz velocidad de 400 m
[1310 pies] por día.11 Dados los costos diarios del
equipo de perforación, 84,000 dólares estadounidenses, era esencial la ejecución de una operación
de perforación sin problemas. La operación con la
técnica SeismicMWD permitió eliminar la necesidad de efectuar un levantamiento con cable, lo
cual se tradujo en un ahorro de 12 horas de tiempo
de equipo de perforación.
El sistema de detección automática de los primeros arribos en el pozo funcionó perfectamente
bien. Los tiempos de tránsito de los tiros de prueba
de velocidad en tiempo real mostraron una desviación de sólo 1 ms con respecto a los picados
manuales en los datos descargados de la memoria
de la herramienta. Lamentablemente, una falla
temporaria en la grúa de la barcaza que alojaba la
fuente impidió la adquisición de varios niveles en
la parte media del intervalo. No obstante, con los
datos de tiros de prueba de velocidad en tiempo
real, se redujeron las incertidumbres respecto de la
profundidad de 700 m a menos de 10 m [33 pies],
volviendo más manejable el complejo escenario y
permitiendo que se procediera con la perforación.
Oilfield Review
10. Bratton et al, Referencia 2.
11. Harrold T, Poole A, Nelson L, Hawthorn A y Underhill W:
“Seismic Measurement While Drilling in Azerbaijan and
Brazil,” artículo de las SPE/IADC 74539, presentado en la
Conferencia de Perforación de las SPE/IADC, Dallas,
Texas, EUA, 26 al 28 de febrero de 2002.
12. La adquisición de tres componentes de la señal sísmica
aporta más información sobre las ondas que llegan
desde afuera del plano definido por la ubicación del
pozo y la fuente, y ayuda a identificar las ondas compresionales y las de corte para obtener mejores imágenes.
Los hidrófonos registran las variaciones de presión en
el fluido de pozo y no suelen utilizarse en herramientas
para registrar sísmica de pozo con cable.
13. Los niveles que faltan generaron una discontinuidad en
los datos que se tuvo en cuenta al comparar los datos
VSP adquiridos con cable con los datos de la herramienta SeismicMWD.
14. Haldorsen J, Krasovec M, Raikes S, Harrold T, Day DN y
Clippard JD: “Comparison of Full Waveform
SeismicMWD and Conventional VSP Data from the South
Caspian,” artículo Z-99, presentado en la 64ta.
Conferencia y Exhibición de la EAGE, Florencia, Italia,
27 al 30 de mayo de 2002.
Verano de 2002
> Vista desde la barcaza en la que se desplegó la fuente durante un levantamiento SeismicMWD en el
sur del Mar Caspio. El camión grúa mostrado en el primer plano se utilizó para desplegar el cañón de
aire desde la barcaza de trabajo. En el fondo, se puede ver el equipo de perforación.
Reducción del riesgo operativo en Brasil
Los planes de BP de perforar el pozo exploratorio
vertical B-2 frente a la costa de Brasil también
exigían un examen exhaustivo de las complejidades operativas. En primer lugar, el campo de
velocidad sísmica era poco conocido. El modelo
de velocidad se había construido utilizando información del pozo más cercano—el pozo B-1 ubicado a 50 km [30 millas] de distancia—con datos
de tiros de prueba de velocidad, arrojando un
10% de incertidumbre en cuanto a la profundidad. En segundo lugar, para mantener el pozo
exploratorio B-2 vertical, éste tendría que penetrar el objetivo primario superior del yacimiento
justo debajo de una prominente falla sin sello. El
perforador quería asentar el revestidor de 135⁄8
pulgadas debajo de la falla, pero por encima del
yacimiento para evitar las pérdidas de fluidos
frente a la falla.
1600
Incidencia vertical del VSP, pozo entubado
Incidencia vertical del levantamiento SeismicMWD, pozo abierto
1400
Tiempo, seg
Una vez revestido el pozo y utilizando la
misma fuente, se registró un VSP con cable en
todo el intervalo con el generador de Imágenes
Sísmicas de Arreglo ASI de Schlumberger. Los
datos de tres componentes y la alta calidad del
VSP registrado con cable, constituían una buena
referencia para verificar la calidad de los datos de
la herramienta SeismicMWD.12 Los resultados de
los tiros de prueba de velocidad LWD en tiempo
real se ajustaban bien a los de la herramienta ASI
(abajo, a la derecha).13
Especialistas de Schlumberger, BP y el
Instituto de Tecnología de Massachussets (MIT,
por sus siglas en inglés), Cambridge, EUA, utilizaron los datos adquiridos con cable para evaluar la
calidad de los datos LWD y determinar la posibilidad de extender la aplicación SeismicMWD de
los meros tiros de prueba de velocidad a la generación de imágenes de la formación que se
encuentra delante y alrededor de la barrena. A
esa altura de la prueba de campo, la herramienta
experimental contenía filtros pasa bajos, pero se
observó que las imágenes SeismicMWD eran de
calidad superior a las imágenes sísmicas de
superficie, aunque de menor resolución que las
imágenes de la herramienta ASI de componentes
múltiples.14 Por otra parte, el grupo logró identificar el potencial de registrar componentes múltiples con la herramienta SeismicMWD para
mejorar la calidad de la imagen. Además, ésta
permitiría la utilización de datos de ondas de
corte convertidas para reducir posibles transformaciones artificiales. La promesa de que los
datos de componentes múltiples mejorarían la
calidad y resolución de la imagen se ha concretado en un caso más reciente (véase
“Componentes múltiples y canales en un área
marina de África Occidental,” página 45).
1200
Datos SeismicMWD
faltantes debido a una
falla en la grúa
1000
800
2000
2500
3000
3500
4000
4500
Profundidad vertical verdadera, m
> Gráfica de tiempo versus profundidad que compara los datos SeismicMWD con los datos
VSP adquiridos con cable. Un error promedio de 3 ms entre ambos se traduce en una diferencia de profundidad de 10 m. Con la herramienta SeismicMWD, la incertidumbre respecto a la
profundidad del objetivo Fasila fue de sólo 10 m contra los 700 m resultantes de las imágenes
sísmicas de superficie.
43
2000
1800
1600
1400
Profundidad, m
Datos de tiros de prueba de
velocidad en el Pozo B-1
Pozo B-1
Predicción del Pozo B-2
Datos de tiros de prueba
de velocidad en el Pozo B-2
Tendencia en el Pozo B-2
1200
Resultados
SeismicMWD
1000
800
Predicción
600
400
200
0
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
Tiempo, ms
> Comparación de diferentes modelos de la relación tiempo-profundidad. Los datos de tiros de
prueba de velocidad del pozo anterior B-1, el pozo más cercano con información de tiros de
prueba de velocidad, muestra una relación tiempo-profundidad completamente diferente. La
relación tiempo-profundidad extraída de los datos SeismicMWD confirmó la tendencia pronosticada, pero muestra un desplazamiento equivalente a un error de 80 m [260 pies] respecto de
la profundidad. Es probable que sobre esta base se hubiera colocado el revestidor de 135⁄8 pulgadas sobre la falla sin sello, poniendo en riesgo las futuras operaciones de perforación en el
pozo B-2.
La clave para abordar la cuestión de la falla
sería emplazar correctamente el revestidor de
135⁄8 pulgadas. La proximidad de la falla con respecto al objetivo representaba una limitación.
Con un rango de incertidumbre del 10%, se superponían las profundidades del objetivo con la de la
falla, de modo que no podía garantizarse la colocación del revestidor exactamente donde era
necesario; es decir debajo de la falla y encima del
objetivo superior (derecha). Durante la planificación de la perforación, BP consideró interrumpir la
perforación para registrar un VSP con cable a una
profundidad más somera. Pero aún con los datos
adicionales, las incertidumbres en cuanto a la
profundidad seguirían siendo inaceptables. Se
requería una solución en tiempo real para hacer
un seguimiento más preciso del avance de la perforación en la imagen sísmica de superficie, de
modo que BP optó por la técnica SeismicMWD.
15. Kolla V, Bourges P, Urruty J-M y Safa P: “Evolution of
Deep-Water Tertiary Sinuous Channels Offshore Angola
(West Africa) and Implications for Reservoir
Architecture,” Boletín 85 de la AAPG, no. 8
(Agosto de 2001): 1373–1405.
16. Beydoun W, Biteau J-J y Cardoso S: “Geophysical
Challenges and Opportunities of the Deep Water
Angolan Offshore,” The Leading Edge 18, no. 5
(Mayo de 1999): 604–607.
44
Los datos de tiros de prueba de velocidad en
tiempo real adquiridos con la herramienta
SeismicMWD permitieron reducir la incertidumbre al 1% (abajo, a la derecha). En consecuencia,
el revestidor de 135⁄8 pulgadas se colocó con éxito
entre la falla y el objetivo en el yacimiento.
Incertidumbre acerca
de la profundidad
de la falla
La relación tiempo-profundidad derivada de
los datos de tiros de prueba de velocidad en el
pozo B-1 era muy diferente de las estimaciones
previas a la perforación obtenidas de las mediciones sísmicas de superficie y de lo encontrado en
el pozo exploratorio (arriba). Los objetivos se
Incertidumbre acerca
de la profundidad
de la falla
Incertidumbre acerca
de la profundidad
del objetivo
Objetivo
Objetivo
SO
NE
> La selección de la profundidad de revestimiento
en Brasil se vio complicada por las incertidumbres acerca de la profundidad. Con 10% de error,
tanto para la falla sin sello como para el tope del
objetivo superior, el margen de error correspondiente a ambas profundidades se superpone
debido a la proximidad de la falla respecto del
yacimiento. Con la información disponible, la decisión respecto de la profundidad de asentamiento
del revestidor de 135⁄8 pulgadas es riesgosa.
SO
Ventana de
profundidad para
asentar el revestidor
Incertidumbre acerca
de la profundidad
del objetivo
NE
> Incertidumbre reducida a un nivel manejable
con la información de la técnica SeismicMWD.
Los datos SeismicMWD permitieron reducir sustancialmente los errores asociados con la profundidad de la falla y con la profundidad del tope
del yacimiento; a un 1%. Así, quedó claramente
definida la ventana sobre la cual asentar el
revestidor de 135⁄8 pulgadas y se logró perforar
con éxito este pozo brasileño.
Oilfield Review
encontraron a una profundidad de 80 m [260 pies]
mayor que la pronosticada por la correlación
tiempo-profundidad original, con lo cual el revestidor de 135⁄8 pulgadas se habría colocado probablemente encima de la falla si el programa de
perforación del pozo hubiera respetado el plan
original.
La técnica SeismicMWD, seleccionada en un
comienzo por BP para reducir los riesgos operativos en este complejo escenario exploratorio,
también ofrecía otros beneficios. Los costos operativos bajaron sustancialmente ya que se evitaron al menos dos VSPs registrados con cable y se
redujo el tiempo total del equipo de perforación.
La nueva técnica también aportaba al equipo
geotécnico valiosa información de velocidad para
mejorar sus modelos antes de programar futuras
operaciones en el área.
Componentes múltiples y canales en
un área marina de África Occidental
Los ejemplos anteriores demuestran cómo la
información sísmica en tiempo real beneficia al
proceso de perforación, donde la complejidad de
las estructuras aumenta como resultado de las
ambigüedades observadas en las imágenes sísmicas de superficie. También existen campos estratigráficamente complejos donde la nueva técnica
SeismicMWD podría aportar beneficios similares,
pero para crear imágenes de lo que está delante
de la barrena durante la perforación, se necesitan
datos sísmicos de componentes múltiples.
La perforación en aguas profundas en un área
marina de África Occidental se ha concentrado en
los yacimientos de areniscas turbidíticas del
Terciario. Estas areniscas fueron depositadas en
una serie de canales sinuosos de aguas profundas, a medida que grandes volúmenes de sedimentos provenientes del cratón africano
ingresaron en el margen de Angola.15 Las modernas técnicas de sísmica 3D de superficie contribuyen a definir canales Terciarios simples (arriba
a la derecha).16 Sin embargo, la capacidad de los
geocientíficos de definir un yacimiento utilizando
imágenes sísmicas se reduce a medida que
aumenta la complejidad de los sistemas de canales. Por ejemplo, generalmente es muy complicado resolver secciones de canales apilados muy
potentes—60 a 80 m [200 a 260 pies]—utilizando imágenes sísmicas (derecha).
Este menor conocimiento del subsuelo obstaculiza los esfuerzos de los perforadores que necesitan ubicar la barrena con exactitud dentro del
yacimiento. Los pozos cuyo objetivo son yacimientos de canales apilados suelen tener trayectorias muy desviadas para poder intersectar todas
las areniscas posibles. Las técnicas para registrar
sísmica de pozo con cable, incluyendo los VSPs
Verano de 2002
> Canales marinos profundos de edad Terciaria en un área marina de África Occidental vistos desde
arriba, mediante la utilización de técnicas modernas de mapeo de atributos sísmicos. Los actuales
datos sísmicos 3D de superficie de alta resolución permiten el seguimiento de canales turbidíticos
simples. Sin embargo, los complejos sistemas de canales apilados siguen siendo objetivos de
perforación riesgosos.
con desplazamientos múltiples de la fuente y con
desplazamiento de fuente y receptores, se utilizan
en general para delinear estos yacimientos complejos y mejorar el diseño de pozos de drenaje a
partir de pozos piloto verticales. Los registros con
cable suelen realizarse durante las carreras intermedias de registros o al final de la perforación,
por lo que no aportan información en tiempo real
para utilizar durante el direccionamiento del pozo.
Frente a las costas de África Occidental, los
costos de perforación de pozos en aguas profundas
superan los 20 millones de dólares estadounidenses por pozo, y los niveles de producción mínimos
requeridos para que un pozo resulte económicamente viable actualmente ascienden a 10,000 B/D
[1590 m3/d]. TotalFinaElf (TFE) está explorando
métodos alternativos para reducir costos, mitigar
riesgos y aumentar la producción mediante la
conexión con una mayor cantidad de zonas productivas en el yacimiento. En esta área, las variaciones laterales observadas en el campo de
velocidad pueden hacer que un pozo se perfore
encima o debajo del objetivo buscado, aumentando considerablemente el riesgo de perforación
de pozos de drenaje horizontales. El ajuste de
estas variaciones mediante el conocimiento en
tiempo real de la relación tiempo-profundidad
puede contribuir a reducir el riesgo. Por eso, TFE
decidió examinar el potencial de la herramienta
SeismicMWD para mejorar el emplazamiento de
pozos de drenaje horizontales en estas complejas
secuencias de canales turbidíticos.
> Corte esquemático que muestra la compleja secuencia de canales apilados. Para atravesar mayor
superficie del yacimiento con pozos de producción horizontales y reducir la frecuencia de desvíos, es
necesario entender claramente estas secuencias complejas.
45
Herramienta de
Densidad-Neutrón Azimutal ADN
Herramienta SeismicMWD
Herramienta de Resistividad de Arreglo
Compensada ARC; rayos gamma, presión
Inclinación y azimut MWD
7.3 m
Estabilizadores
Longitud total=36 m
Barrena de
81⁄2 pulgadas
> Arreglo de fondo. Otras herramientas LWD, incluyendo herramienta de Densidad-Neutrón Azimutal ADN y la de Resistividad de Arreglo Compensada
ARC, acompañaron a la herramienta SeismicMWD.
Geofóno de tres componentes
Z
X
Hidrófono
Y
Tiempo
Arribo
directo
Reflexión
100 ms
Ondas
de tubo
Profundidad
Profundidad
Profundidad
Profundidad
> Datos sísmicos apilados de cuatro componentes (4C). Los datos sísmicos de cuatro componentes
obtenidas en el pozo de prueba de campo de TFE, muestran los primeros quiebres fácilmente picados
y revelan ondas reflejadas ascendentes de buena calidad en los datos axiales o la componente Z de
los geófonos (izquierda). La componente Z está orientada a lo largo del eje del BHA y con las componentes X e Y forman tres direcciones ortogonales. Los arribos directos se ven claramente en las cuatro componentes. Los eventos ascendentes en los tiempos tardíos de los datos de los hidrófonos son
ondas de tubo generadas por el arribo directo en la zapata del revestidor de 95⁄8 pulgadas (derecha).
50 m
Sección vertical
VSP adquirido
con cable en
el pozo piloto
~1
00
m
Profundidad
Derivación
del pozo
Datos obtenidos a cable
Datos SeismicMWD
Derivación del pozo
Resultados de la
herramienta
SeismicMWD en
el pozo de drenaje
50 ms
Zapata del
revestidor de
95⁄8 pulgadas
Tiempo de tránsito sísmico
> Comparación de datos de tiempo convertidos a profundidad adquiridos por la herramienta
SeismicMWD con los correspondientes a un VSP adquirido con cable. Los datos de tiempo convertidos
a profundidad de la herramienta SeismicMWD en el pozo de drenaje y los de un VSP obtenidos con
cable en el pozo original se superponen hasta donde divergen el pozo original y el de drenaje. La comparación nuevamente convalida la capacidad de la herramienta SeismicMWD para adquirir información de
la relación tiempo-profundidad.
46
En el año 2001, TFE programó un pozo de drenaje a partir de un pozo geológico piloto. Se
registró un VSP con cable desde el pozo piloto
para contribuir a determinar la posición exacta
del objetivo a utilizar en el diseño del pozo de
drenaje. La proximidad del pozo de drenaje respecto del pozo piloto ofrecía a TFE una oportunidad ideal para probar la herramienta
SeismicMWD.
TFE y Schlumberger realizaron una prueba de
campo de la técnica SeismicMWD en las aguas
profundas de Angola; profundidad del agua igual
a 1350 m [4430 pies]. Se corrió una herramienta
SeismicMWD de componentes múltiples experimental, alojada en el BHA, en combinación con la
herramienta de Densidad-Neutrón Azimutal
ADN, la herramienta de Resistividad de Arreglo
Compensada ARC y sensores MWD (arriba). Esta
versión experimental de la herramienta contaba
con una tecnología de cuatro componentes (4C),
equipada con tres geófonos ortogonales y un
hidrófono. Dado que era la primera vez que se
adquirían datos de cuatro componentes con la
herramienta SeismicMWD, se agregaron varios
objetivos para evaluar la utilidad de la técnica
(izquierda).
Para evaluar la calidad de los datos, se compararon los datos de la herramienta
SeismicMWD en el pozo de drenaje con datos
VSP previos adquiridos con cable en el pozo
piloto. También se probó una reducción del espaciamiento de niveles de adquisición durante el
levantamiento SeismicMWD, registrando no sólo
durante los momentos de calma de empalme de
la columna de perforación sino también a intervalos intermedios; 14 m [45 pies]. El aumento de
densidad de niveles de adquisición mejora la
calidad y la resolución de la imagen
SeismicMWD. Los niveles registrados durante
los empalmes no incidieron en las operaciones
de perforación, mientras que el espaciamiento de
niveles intermedios implicó sólo ocho minutos
para cada nivel registrado. Los registros
SeismicMWD y VSP se consideraron comparables: el pozo de drenaje estaba cerca del pozo
Oilfield Review
17. Las ondas de tubo son múltiples de ondas que se propagan en forma ascendente y descendente por el fluido
del pozo, y que pueden dominar la porción tardía de los
datos de formas de onda. Los hidrófonos son especialmente susceptibles a los efectos de estas ondas porque
responden a cambios de presión en el pozo, mientras
que los geófonos están conectados a la formación y son
menos susceptibles.
Para más detalles sobre la sensibilidad de geófonos e
hidrófonos a las ondas de tubo, consulte: Zimmerman LJ
y Chen ST: “Comparison of Vertical Seismic Profiling
Techniques,” Geophysics 58, no. 1 (Enero de 1993):
134–140.
Verano de 2002
pozos verticales y entubados donde el acoplamiento de los geófonos puede ser impredecible.
En pozos horizontales, los hidrófonos no aportan
información direccional pero ayudan a los procesadores sísmicos porque ofrecen datos consistentes, mientras que los geófonos pueden ser
menos sensibles a las ondas que se propagan
verticalmente. Los datos de los geófonos de tres
componentes pueden rotarse en la dirección de
máxima energía para una mejor relación señalruido en la detección de los primeros arribos.
Profundidad
50 m
un filtro pasabanda que removió las frecuencias
más altas de los datos, reduciendo así la resolución efectiva de la imagen. Las nuevas herramientas SeismicMWD no tienen este filtro, con
lo cual se mejora la calidad general de la imagen
con respecto a las herramientas anteriores.
Los datos de cuatro componentes pueden utilizarse de distintas formas a fin de mejorar la
calidad del producto y para otras aplicaciones
nuevas. Por ejemplo, es posible aplicar los datos
de hidrófonos a tiros de prueba de velocidad en
Geófono
Hidrófono
50 ms
Tiempo de tránsito sísmico
> Comportamiento de los hidrófonos respecto de los tiempos de tiros de prueba de velocidad. En
pozos verticales y entubados, los geófonos fijados en el arreglo de fondo a menudo no se acoplan a la
formación. La prueba de campo demostró que los hidrófonos, si bien se ven afectados por las ondas
de tubo, producen datos válidos de tiros de prueba de velocidad. Además aportan redundancia en
caso de fallas de los geófonos.
Porción de la
imagen sísmica
de superficie removida
100 ms
Imágenes sísmicas
de superficie e
imágenes SeismicMWD
Tiempo de tránsito sísmico, ms
original; ambos levantamientos investigaron el
mismo volumen de estratos; y los dos conjuntos
de datos fueron adquiridos de la misma manera;
es decir, con desplazamiento de fuente y receptores, utilizando la misma fuente sísmica. Sin
embargo, el VSP con cable se registró con una
mayor densidad de niveles (10 m), mejorando así
la resolución de sus imágenes.
Los tiempos de tránsito registrados, descargados posteriormente de la memoria de la herramienta SeismicMWD, se correlacionaban bien
con los datos registrados con cable. Las únicas
desviaciones importantes estaban relacionadas
con la diferencia en las posiciones de los
pozos—el pozo de drenaje estaba en una posición más alta que el original—poniendo así de
relieve las aplicaciones de esta técnica en lo
referente a la relación tiempo-profundidad y
posicionamiento de la barrena en la sísmica de
superficie (página anterior, abajo). Por otra parte,
los datos de geófonos y los de hidrófonos obtenidos con la herramienta SeismicMWD mostraron
buenos ajustes de la relación tiempo-profundidad (derecha). No se contó con datos de tiempo
de tránsito en tiempo real debido a un error de
inicialización de la herramienta antes de ser
bajada al pozo.
Los datos de geófonos de componentes múltiples provenientes de la herramienta
SeismicMWD permitieron a los geofísicos de TFE
y Schlumberger determinar la dirección de propagación de las ondas sísmicas, lo cual es crucial
en el procesamiento de los VSPs. Los geófonos
son mejores que los hidrófonos en cuanto a la
generación de datos sísmicos que se utilizan
para obtener imágenes de lo que está delante de
la barrena, porque el campo de ondas ascendentes no está contaminado por las ondas de tubo
convertidas; problema muy común observado en
los datos de los hidrófonos.17 La prueba demostró
que el geófono de tres componentes alojado en
el BHA, provee datos de buena calidad y que
podría aportar estas mediciones en pozos muy
desviados. La calidad de la imagen SeismicMWD
fue tan buena como la de las imágenes sísmicas
3D de superficie de alta resolución (derecha). La
herramienta experimental alcanzó una resolución
aceptable a pesar de la utilización intencional de
Imagen
SesimicMWD
insertada
Distancia horizontal
> Comparación entre imágenes sísmicas de superficie e imágenes VSP generadas con la técnica
SeismicMWD. Como parte de la prueba de campo de África Occidental, se evaluó y comparó la calidad de la imagen SeismicMWD con las imágenes sísmicas 3D de superficie de alta resolución. Dentro
de la sección sísmica (izquierda), se ha removido y desplazado hacia la derecha una porción representativa de las imágenes de superficie. Las imágenes SeismicMWD se han colocado sobre la imagen
sísmica de superficie con fines comparativos (recuadro de la izquierda). Las imágenes SeismicMWD
muestran claramente el adelgazamiento y espesamiento de las diversas capas. La calidad de las imágenes resultó buena, considerando que esta versión de la herramienta para prueba de campo limitaba
el ancho de banda disponible que podría utilizarse en el procesamiento. Este filtro no impone limitaciones sobre las herramientas más nuevas.
47
Mediante correo electrónico o el sistema InterACT después de cada nivel:
profundidad medida, profundidad vertical verdadera, tiempo de tránsito, tiempo de
transito corregido, datos del levantamiento, salidas de la aplicación Bit On Seismic
Ingeniero de pozo
especialista
en SeismicMWD
Aplicación Bit On Seismic
Procesamiento de formas
de ondas sísmicas WAVE
Mediante correo electrónico o el sistema InterACT después de cada descarga de la memoria de la herramienta:
datos de forma de onda almacenados en la memoria de la herramienta y salidas de la aplicación WAVE
D
apl atos
ica sin
cio pr
nes oce
Bit sar
On y sa
Se lid
ism as
ic y de l
WA as
VE
Ventas de sísmica de pozo
Control de calidad
Aplicación Bit On Seismic
Procesamiento de formas
de ondas sísmicas WAVE
DCS local
Control de calidad
Aplicación
Bit On Seismic
Procesamiento de formas
de ondas sísmicas WAVE
dos
resulta
lidad y sísmico
a
c
e
d
to
l
Controprocesamien
del
Representante del cliente
en el sitio del pozo
Toma de decisiones del
cliente en tiempo real
> Secuencia de tareas de la técnica SeismicMWD. Una secuencia de tareas bien planificada es esencial para proveer soluciones exitosas en
tiempo real. El centro de Servicios de Datos y Consultoría (DCS, por sus siglas en inglés) pertinente se comunica con el ingeniero de pozo a
cargo del levantamiento SeismicMWD, como mínimo dos semanas antes del inicio de los trabajos para proveer los datos y la información que
corresponda. Previo al comienzo de los trabajos, se deben completar el plan de adquisición y la configuración de la herramienta. Durante la
adquisición, el ingeniero de pozo controla la calidad de los datos y actualiza al DCS diariamente, o luego de cada nivel, con datos en tiempo
real e información del trabajo. Se controla la calidad de los datos y se los corrige antes del procesamiento en tiempo real utilizando los programas Bit On Seismic y WAVE. Las respuestas en tiempo real se envían a los especialistas de la compañía operadora para la toma de decisiones
y también a la localización del pozo. Después de extraer la herramienta del pozo y recuperar los datos, se inspeccionan los archivos de formas
de onda para controlar su calidad utilizando el programa WAVE y luego se envían al DCS que se encarga del control de calidad y de los pasos
de procesamiento sísmico necesarios.
Por otra parte, la utilización simultánea de todos los
componentes puede determinar la dirección de los
arribos con respecto a la fuente y así contribuir a
eliminar ciertas ambigüedades en las imágenes.
Los datos de tres componentes también abren la
posibilidad de procesar ondas de corte con sus
numerosas aplicaciones.18 Con los datos de cuatro
componentes, también pueden realizarse levantamientos de proximidad de la sal en tiempo real
cerca de domos salinos, para determinar la posición
de la barrena con respecto a los flancos de la sal.
Durante el trabajo con la herramienta
SeismicMWD, la interferencia con la operación de
perforación fue mínima y, según TFE, se vio más
que compensada con los beneficios aportados por
la técnica. Los especialistas en perforación, geología y geofísica de TFE esperan que esta tecnología
permita aumentar aún más la rentabilidad de las
operaciones en esta área, a través de sus numerosas aplicaciones. Integrados con las imágenes
sísmicas de superficie y demás información, los
datos SeismicMWD pueden ayudar a corregir y
refinar las profundidades del objetivo de perforación y, en el futuro cercano, permitirán obtener
imágenes en tiempo real de lo que está delante de
la barrena. Esto a su vez posibilitará a TFE optimizar la trayectoria del pozo a medida que progresa
la perforación, reduciendo así la cantidad de pozos
desviados necesarios para alcanzar los objetivos
48
de producción. La generación de imágenes sísmicas en tiempo real permitirá definir canales de
areniscas complejos, ayudando a los perforadores
a contactar más extensión de yacimiento con la
barrena, lo cual permite mejorar tanto la producción como la recuperación general con menos
pozos piloto y de drenaje.
Planificación y secuencia de tareas
Antes de utilizar el método SeismicMWD, deben
establecerse con claridad los roles y responsabilidades para la planificación y ejecución de los trabajos. Los objetivos del levantamiento deben
siempre fijarse con toda claridad. Esto resulta de
especial importancia en operaciones particularmente complejas. Por ejemplo:
• ¿Tiene el trabajo como único objetivo lograr el
posicionamiento de la barrena en tiempo real en
la imagen sísmica de superficie?
• ¿Qué incertidumbres existen en cuanto a intersectar los objetivos buscados y los riesgos de
perforación?
• ¿Se utilizarán velocidades de intervalos para
estimar la presión de poro?19
• ¿Se necesitan imágenes de lo que está delante
de la barrena y, si así fuera, en qué tiempo?
• ¿Se necesita un geofísico en la localización del
pozo para el procesamiento e interpretación en
tiempo real?
• Por otra parte, ¿qué equipos y qué personal—
fuentes, barcazas, grúas y operadores—es
necesario asegurar y movilizar para garantizar
el éxito del trabajo?
Las respuestas a éstas y otras preguntas dictaminan cómo se configura, corre y procesa el
levantamiento. Cuando se diseña un VSP, el modelado previo a la ejecución del trabajo ayuda a
determinar la cantidad de niveles requeridos y la
correcta geometría del levantamiento, incluyendo
las posiciones de las fuentes y los receptores, así
como el espaciamiento óptimo entre receptores.
Si bien las operaciones típicas con la herramienta
SeismicMWD producen un efecto mínimo sobre el
proceso de perforación, el aumento de la densidad
de niveles exige coordinación adicional con el personal de perforación.
La correcta secuencia de tareas se torna aún
más crítica cuando se requieren decisiones en
tiempo real que inciden sobre la seguridad y los
costos. Schlumberger ha construido la infraestructura y ha desarrollado numerosas herramientas y aplicaciones que ayudan a controlar este
proceso. La aplicación de procesamiento de
campo WAVE Q-Borehole de Schlumberger, por
ejemplo, permitirá que se realice el procesamiento y el control de calidad de los datos
SeismicMWD con una computadora personal
(PC) en cualquier parte del mundo (arriba).
Oilfield Review
> Localización de la barrena. La aplicación Bit On Seismic facilita el conocimiento en tiempo real de la
posición de la barrena en las secciones sísmicas de superficie (arriba a la derecha) y evalúa las
incertidumbres respecto de la profundidad a medida que la barrena se acerca a los objetivos
(abajo a la derecha).
Esta aplicación sintetiza todas las capacidades de
procesamiento de sísmica de pozo, para aplicaciones de herramientas operadas a cable y aplicaciones SeismicMWD. Es exactamente lo mismo
que el procesamiento en una central de cómputos
y se basa en los muchos años de experiencia de
Schlumberger en esta área.
Los datos pueden transmitirse a la central de
procesamiento que corresponda a través del sistema de distribución de datos InterACT, basado
en la infraestructura y las herramientas de la Red.
El programa de computación Bit On Seismic, dentro de la plataforma integrada de programas de
perforación Drilling Office, permite a los ingenieros representar gráficamente el avance de la
barrena en la sección sísmica y evaluar los nive18. Engelmark F: “Using 4-C to Characterize Lithologies and
Fluids in Clastic Reservoirs,” The Leading Edge 20, no. 9
(Septiembre de 2001): 1053–1055.
Sayers CM, Woodward MJ y Bartman RC: “Predrill PorePressure Prediction Using 4-C Seismic Data,” The
Leading Edge 20, no. 9 (Septiembre de 2001): 1056–1059.
19. Badri MA, Sayers C, Hussein RA y Graziano A: “Pore
Pressure Prediction Data Using Seismic Velocities and
Log Data in the Offshore Nile Delta, Egypt,” artículo de
la SPE 68195, presentado en la Exposición de Petróleo
de Medio Oriente de la SPE, Bahrain, 17 al 20 de marzo
de 2001.
Verano de 2002
les de incertidumbre en cada profundidad objetivo (arriba). Con este proceso, las metas fundamentales se encuentran fuertemente ligadas:
hacer que el equipo perforador opere sin riesgos
en dirección al objetivo buscado y actualizar en
forma continua y precisa al grupo de perforación
acerca del objetivo buscado y la ubicación de los
posibles riesgos de perforación.
El próximo nivel en sísmica
El futuro augura el desarrollo continuo de la técnica SeismicMWD y el advenimiento de otras
aplicaciones sísmicas que beneficiarán a toda la
comunidad de perforación. Schlumberger ya ha
generado imágenes VSP de alta calidad con la
herramienta SeismicMWD. Los avances inminentes en los sistemas de telemetría MWD, con
la transmisión de formas de onda en tiempo real
y el procesamiento en sitio, incluyendo los programas WAVE y Bit On Seismic, hacen de las
imágenes sísmicas en tiempo real el próximo
nivel para el perforador. Estas capacidades en
tiempo real que permiten observar lo que está
delante de la barrena, han captado la atención de
toda la comunidad de perforación, debido a su
impacto económico sobre las operaciones de
E&P a nivel mundial. El correcto emplazamiento
del pozo a través de yacimientos múltiples utilizando información de la relación tiempo-profundidad más exacta e imágenes sísmicas de lo que
está delante de la barrena, la prevención de riesgos utilizando estimaciones de presión de poro y
los levantamientos de proximidad de la sal en
tiempo real se encuentran a la vuelta de la
esquina.
Schlumberger está en condiciones de proveer
una amplia gama de tecnologías específicas para
registrar sísmica de pozo, incluyendo herramientas operadas a cable, el método Drill-Bit Seismic
y ahora la nueva técnica SeismicMWD. Esta
nueva tecnología es particularmente útil para los
grupos de perforación que trabajan en un mundo
donde cada hora no productiva se traduce en
pérdidas de miles de dólares, donde la información que llega tarde genera menos valor y la
que llega a tiempo para incidir en las decisiones
de perforación puede traducirse en un pozo productivo.
—MG
49
Pruebas de formación y obtención de
muestras de fluidos a través del revestimiento
Una innovadora herramienta de pruebas de formación perfora a través del revestidor
de acero, el cemento y la roca para medir las presiones del yacimiento y obtener
muestras del fluido de formación. A diferencia de otros dispositivos utilizados en
pozos entubados, esta nueva herramienta tapona el orificio que perfora, aislando la
formación del pozo después de realizadas las pruebas. Debido a esta singular capacidad para sellar los orificios, los operadores pueden reanudar la producción sin necesidad de efectuar costosas reparaciones del revestidor o la cementación.
Cartucho de
potencia
Módulo de cámara
para muestras
Módulo de control
de la perforación
Módulo de probeta
Nueva herramienta para pruebas de formación y obtención de muestras de fluidos en pozos entubados. La herramienta
CHDT tiene cuatro módulos, incluido un cartucho de potencia, un módulo de control, un módulo de probeta de pozo
entubado y un módulo de cámara para muestras. El módulo de potencia suministra energía a través del cable. El módulo
de control controla las etapas de perforación y de pruebas de presión. El módulo de probeta ancla la herramienta, la
sella contra el revestidor, perfora y tapona el orificio. La unidad de obtención de muestras recoge muestras de fluidos.
En la fotografía superior derecha, se muestra una moneda junto a los tapones para indicar la escala de los mismos.
Keith Burgess
Troy Fields
Ed Harrigan
Sugar Land, Texas, EUA
Greg M. Golich
Aera Energy LLC
Bakersfield, California, EUA
Tom MacDougall
Rosharon, Texas
Rusty Reeves
Stephen Smith
Kevin Thornsberry
ChevronTexaco
Nueva Orleáns, Luisiana, EUA
Brian Ritchie
Devon Canada Corporation
Calgary, Alberta, Canadá
Roberth Rivero
Petróleos de Venezuela S.A.
Caracas, Venezuela
Robert Siegfried
Instituto de Tecnología del Gas
DesPlaines, Illinois, EUA
Por su colaboración en la preparación de este artículo se
agradece a Patricia Bonilla y Juan Ceballos, Caracas,
Venezuela; Kimi Ceridon, Chuck Fensky, Mario Flores, Gus
Melbourne, Joe Nahas, Dwight Peters y Brian Sidle, Sugar
Land, Texas, EUA; Beth Clark, Nueva Orleáns, Luisiana,
EUA; Trent Hunter y Alan Salsman, Calgary, Alberta,
Canadá; Mike Kasecky, Anchorage, Alaska, EUA; Karl
Klaudi, Belle Chasse, Luisiana; y Alan Sibbit, Houston,
Texas.
ABC (Análisis Detrás del Revestimiento), ADN (DensidadNeutrón Azimutal), ARC (herramienta de Resistividad de
Arreglo Compensada), CBT (herramienta de Adherencia del
Cemento), CHDT (Probador de la Dinámica de la Formación
de Pozo Entubado), CHFR (Resistividad de la Formación en
Pozo Entubado), CQG (Sensor de Cristal de Cuarzo),
ELANPlus, GPIT, LFA (Analizador de Fluidos Vivos), MDT
(Probador Modular de la Dinámica de la Formación), OFA
(Analizador Óptico de Fluidos), RFT (Multiprobador de
Formaciones), RFT de Pozo Entubado, RSTPro (herramienta
de Control de Saturación del Yacimiento para la Sonda PS
Platform) y USI (generador de Imágenes Ultrasónicas) son
marcas de Schlumberger. Monel es una marca de Inco
Alloys Internacional, Inc.
1. Bargach S, Falconer I, Maeso C, Rasmus J, Bornemann T,
Plumb R, Codazzi D, Hodenfield K, Ford G, Hartner J,
Grether B y Rohler H: “LWD en tiempo real: Registros
para la perforación,” Oilfield Review 12, no. 3
(Invierno de 2001): 64–84.
2. Schlumberger: Cased Hole Log Interpretation
Principles/Applications. Houston, Texas, EUA:
Schlumberger Educational Services, 1989.
3. El Instituto de Tecnología del Gas, formado en el año
2000 mediante la combinación del Gas Research Institute
y del Institute of Gas Technology, es una compañía
tecnológica estadounidense independiente que ofrece
servicios de investigación y entrenamiento en temas
relacionados con gas natural, energía y medio ambiente.
Si desea obtener mayor información, consulte:
http://www.gastechnology.org/.
Verano de 2002
Las compañías de exploración y producción evalúan los yacimientos de petróleo y de gas de
muchas maneras. Quizás los métodos de evaluación más comunes son los registros geofísicos de
pozo abierto, introducidos por Schlumberger
hace 75 años. Estas técnicas emplean registradores y equipos de control en superficie conectados mediante un cable conductor a dispositivos
de medición bajados al fondo del pozo que
envían las señales a la superficie. La medición y
el registro de datos se pueden efectuar durante
la perforación mediante técnicas desarrolladas
durante la década de 1990.1 La evaluación de formaciones con registros de pozos entubados es
menos común porque es más difícil medir las propiedades de la formación a través del revestidor
y el cemento. A pesar de estos obstáculos, las
mediciones en pozos entubados han aportado
información vital desde la década de 1930.2 Lo
más reciente en materia de evaluación de formaciones en pozos entubados, radica en la capacidad de medir la presión y obtener muestras de
fluidos sin poner en peligro la integridad del
revestimiento y la producción futura del pozo.
La presión del yacimiento es una de las propiedades clave que emplean los ingenieros, geólogos y petrofísicos para caracterizar zonas de
interés. Se puede medir de varias maneras, algunas de las cuales también permiten la obtención
de muestras de fluidos de la formación. El
Probador Modular de la Dinámica de la Formación
MDT, se utiliza rutinariamente para obtener muestras de fluidos y medir las presiones de la formación en pozos abiertos. Al permanecer estáticos
durante la operación, estos dispositivos corren el
riesgo de quedarse atascados en pozos difíciles o
sobrepresionados, o en pozos muy desviados.
Las pruebas de formación que se efectúan a través de la columna de perforación (DST, por sus siglas
en inglés), que se utilizan para medir la capacidad
productiva, la presión, la permeabilidad y la extensión de un yacimiento, implican el aislamiento de la
zona de interés con empacadores temporales.
Posteriormente, se abren las válvulas de la herramienta de pruebas dejando fluir el pozo, para producir fluidos del yacimiento a través de la columna de
perforación. Por último, el especialista en pruebas
cierra el pozo y las válvulas, desancla los empacadores y extrae las herramientas del pozo. Dependiendo
de los requerimientos y objetivos, las pruebas de formación pueden durar menos de una hora o extenderse durante varios días o semanas; en algunos
casos, se pueden tener varios períodos de flujo y de
incremento de presión. Al igual que las operaciones
de pruebas de formación con cable, los DSTs en pozo
abierto también presentan riesgos mecánicos, tal
como el atascamiento de la tubería.
Cuando los riesgos para las herramientas de
pruebas o las pruebas de formación en pozo
abierto son demasiado altos, las compañías de
exploración y producción prefieren bajar el revestidor para evitar las pruebas en pozo abierto. Por
esta razón, la capacidad de obtener muestras de
fluidos y medir las presiones en pozos recientemente entubados se convierte en una actividad
crítica.
La medición de la presión y la determinación
del tipo de fluido que hay detrás del revestimiento también es importante en pozos más viejos. Las reservas, que pueden haberse pasado
por alto por diversas razones, deben evaluarse
para estudiar el desarrollo de los campos y evitar
el abandono prematuro de algunos pozos.
Además, los datos provenientes de pozos entubados ayudan a los operadores a planificar los
pozos de relleno y monitorear el progreso de las
operaciones de recuperación secundaria, tal
como la inyección de agua, gas o vapor.
El Probador de la Dinámica de la Formación
de Pozo Entubado CHDT es la primera herramienta capaz de penetrar el revestimiento, medir
la presión del yacimiento, obtener muestras de
fluidos de formación y taponar los orificios de
prueba en un solo viaje (página anterior).
Schlumberger y el Instituto de Tecnología del Gas
(GTI, por sus siglas en inglés) desarrollaron conjuntamente la herramienta CHDT como parte de
una iniciativa del GTI dirigida a desarrollar nuevas formas de evaluar los pozos entubados.3
En este artículo se examinan los dispositivos
precursores de la herramienta CHDT, se describe
cómo opera la nueva herramienta y se discuten
algunos de los desafíos que supone desarrollar
una herramienta de pruebas de pozo entubado.
Algunos ejemplos de campo demuestran la
amplia variedad de aplicaciones en las cuales
esta herramienta contribuye a la evaluación de
formaciones.
51
> Orificios de entrada dentados causados por un
probador de pozo entubado.
> Modelo de probador de pozo entubado y resultados de la herramienta
CHDT. Se perforó una sección entubada y cementada de arenisca Berea con
un probador tradicional (FT) de pozo entubado y también se taladró con la
herramienta CHDT (arriba). Las longitudes de los túneles dejados por los disparos de la herramienta RFT de Pozo Entubado no se pueden controlar. En
contraste, la herramienta CHDT crea túneles precisos y consistentes (abajo).
Pruebas en pozos entubados
En un primer intento por satisfacer las necesidades de los operadores con respecto a la obtención
de muestras de fluidos y a la medición de presión
en pozos entubados, Schlumberger modificó el
Multiprobador de Formaciones RFT en la década
de 1980.4 El resultado fue la herramienta RFT de
Pozo Entubado que perfora el revestimiento con
una carga explosiva hueca (premoldeada). Al
igual que sucede con todos los disparos, no es
posible controlar ni predecir la longitud del túnel
dejado por el disparo sin conocer detalles acerca
del revestidor, la cementación, la presión y la litología de la formación; datos que generalmente no
se encuentran disponibles (arriba a la izquierda).
Después de haber realizado las pruebas y extraído la herramienta RFT del pozo, el túnel dejado
por el disparo se puede tapar con un parche, un
tapón o una cementación forzada (a presión). Esta
herramienta puede hacer pruebas en dos zonas
por carrera.
52
Aunque este probador de pozo entubado permite a los operadores obtener importantes datos
de presión, la calidad de las muestras de fluidos
no es tan buena puesto que no se efectúan mediciones de las propiedades del fluido antes de la
obtención de la muestra, y no hay control de la
caída de presión una vez que se abre la válvula
de la cámara para muestras. El retorno del pozo
a su estado productivo, puede ser difícil porque
el logro de un sello de alta calidad puede resultar complicado y consumir mucho tiempo.
Además, la rebaba que queda en el revestidor en
los orificios de entrada del disparo puede dificultar operaciones futuras (arriba a la derecha). La
herramienta RFT de Pozo Entubado tiene un diámetro externo más amplio que la herramienta
CHDT, por lo que no se puede bajar en pozos de
diámetro pequeño. Adicionalmente, la herramienta RFT de Pozo Entubado no se puede combinar con módulos MDT.
> Túneles y tapones CHDT. La herramienta CHDT
perfora orificios de bordes lisos a través del
revestidor, el cemento y la formación. Los tapones de la herramienta CHDT encajan perfectamente en los orificios.
Recientemente, la herramienta MDT se utilizó para obtener muestras de fluidos a través de
disparos en pozos entubados.5 Los multiprobadores RFT de Pozo Entubado y MDT marcaron
importantes hitos en el desarrollo de la herramienta CHDT, ya que éstas dieron respuesta a
muchos problemas de los probadores operados a
cable y de los DSTs en pozo abierto.
La herramienta CHDT supera las limitaciones
del probador RFT de Pozo Entubado porque perfora túneles precisos y consistentes para la
obtención de muestras de fluidos (arriba). Al
mismo tiempo, la herramienta CHDT permite evaluar hasta seis zonas por carrera, triplicando así
la capacidad de la herramienta anterior. Ésta es
la primera herramienta diseñada específicamente para pruebas de formación a través del
revestimiento, capaz de medir múltiples datos de
presión de formación, obtener muestras de flui-
Oilfield Review
Longitud (sin módulo de muestreo)
31.2 pies
Cámara para muestras (opcional)
9.7 pies
Diámetro externo de la herramienta
4 1⁄4 pulg
Diámetro del revestidor
5 1⁄2 pulg a 9 5⁄8 pulg
Temperatura
350°F
Presión
20,000 lpc
Apto para servicio H2S
Si
Bajo balance máximo
4000 lpc
Número máximo de orificios
perforados y sellados†
6 por carrera
Diámetro del orificio perforado
0.28 pulg
Penetración máxima
6 pulg
Resistencia a la presión del tapón
10,000 lpc,
bidireccional
Volumen del pre-ensayo
100 cm3
Sensores de presión
Sensores de
deformación y CQG
Presión estándar del CQG
15,000 lpc
Muestreo
PVT y convencional
Identificación de fluidos
Resistividad y
módulo LFA
Combinable con el probador MDT
Si‡
†Dependiente de la formación
‡Combinable con módulos MDT en revestidores
de 7 pulgadas y de mayor diámetro
(bombeo, OFA y cámaras para muestras PVT)
> Especificaciones de la herramienta CHDT. Esta
compleja pero robusta herramienta opera en
ambientes de hasta 350ºF [177ºC] y 20,000 lpc [138
MPa]. Su diseño modular hace que se adapte
fácilmente a numerosas aplicaciones.
dos de alta calidad y restablecer la integridad del
revestimiento; todo en una única operación efectiva en materia de costos (arriba). La herramienta
se puede bajar al pozo con cable, con tubería de
perforación o con un tractor; dispositivo utilizado
para bajar herramientas en pozos muy desviados.
La calidad de la adherencia del cemento es
una consideración clave cuando se preparan operaciones con la herramienta CHDT. Si la adherencia es deficiente, la comunicación entre zonas
podría afectar los resultados. También es importante conocer el estado del revestidor y la posición de accesorios externos del revestidor, tales
como los centralizadores. Estos factores se pueden valorar utilizando el generador de Imágenes
Ultrasónicas USI en combinación el registrador
de la Adherencia del Cemento CBT, para evaluar
la calidad del cemento y los parámetros del
4. Burgess KA, MacDougall TD, Siegfried RW y Fields TG:
“Wireline-Conveyed Through-Casing Formation Tester
Preserves Casing Integrity,” artículo de la SPE 72371,
presentado en el Congreso de la SPE de la Región
Oriental, Canton, Ohio, EUA, 17 al 19 de octubre de 2001.
5. Para mayor información sobre la obtención de muestras
de fluidos utilizando la herramienta MDT en pozos entubados, consulte: Hurst S, Hows M y Kurkjian A: “CasedHole Tester Provides Field Testing Alternative,” Oil & Gas
Journal 99, no. 24 (11 de junio de 2001): 49–52.
Verano de 2002
revestidor. El espesor del revestidor y de la capa
de cemento, así como el tipo de roca afectan la
facilidad y velocidad con que se pueden perforar
los orificios de prueba.
La operación comienza con la bajada de la
herramienta CHDT hasta la profundidad objetivo.
Las zapatas de anclaje empujan al empacador de
la herramienta contra el revestidor, a fin de crear
un sello entre la superficie interna del revestidor y
la herramienta. Una prueba de sello de empacador
asegura que el sello se ha establecido apropiadamente antes de perforar el revestimiento.
Una vez verificado el sello, se comienza a perforar con una barrena (mecha, broca, trépano)
híbrida montada sobre un eje flexible. El mecanismo de perforación está hidráulicamente aislado del pozo; la posición de la barrena y la
presión del fluido circundante se monitorean
desde la superficie. El fluido que rodea la barrena
puede ser fluido de terminación, como agua
salada, o fluido de perforación base aceite o base
agua. A medida que la barrena avanza a través
del revestidor hacia el cemento, hay pequeñas
variaciones de presión que se originan por las
diferencias de los cambios volumétricos y de la
presión de poro del cemento. A medida que la
perforación penetra el cemento, se efectúan
ciclos de limpieza para eliminar efectivamente
los escombros existentes en el túnel, los cuales
son aspirados dentro de la herramienta. Este procedimiento mejora el rendimiento de perforación
y reduce el esfuerzo de torsión en la barrena. La
barrena es versátil y duradera, y está diseñada
para perforar acero, cemento y roca en una sola
operación.
Una vez que la barrena se encuentra con la
formación, la presión medida se equilibra con la
existente en el yacimiento y entonces se puede
detener la perforación. Si se reduce la presión
del fluido que rodea la barrena antes de la perforación, se mejora la respuesta a la presión
cuando se establece comunicación con la formación, lo que facilita la detección de dicha respuesta. Si se extiende el túnel perforado más
adentro en la formación, se incrementa el área
de flujo para evaluar formaciones de baja permeabilidad y aumentar la posibilidad de interceptar
fracturas naturales. La herramienta puede perforar hasta 15 cm [6 pulgadas] desde la superficie
interna del revestidor.
Hurst S, Hows M y Kurkjian A: “Cased-Hole Tester
Provides Field Testing Alternative,” Oil & Gas Journal 99,
no. 25 (18 de junio de 2001): 50–52.
6. Para mayor información sobre obtención de muestras de
fluidos utilizando la herramienta MDT, consulte: Andrews
RJ, Beck G, Castelijns K, Chen A, Cribbs ME, Fadnes FH,
Irvine-Fortescue J, Williams S, Hashem M, Jamaluddin
A, Kurkjian A, Sass B, Mullins OC, Rylander E y Van
Dusen A: “Cuantificación de la contaminación utilizando
el color del crudo y del condensado,” Oilfield Review 13,
no. 3 (Invierno de 2001/2002): 24–43.
Para analizar la caída de presión, la herramienta CHDT puede realizar pre-ensayos múltiples a diversos gastos (tasas, ratas, caudales,
velocidades de flujo) con volúmenes de hasta 100
cm3 [6 pulgadas3]. Se realiza un pre-ensayo con
el objetivo de obtener registros precisos de la
presión de formación. Este pre-ensayo también
indica si es posible obtener una muestra de fluido
de buena calidad mediante una prueba preliminar del sello hidráulico y de movilidad de preensayo. La cámara de pre-ensayo de la
herramienta CHDT puede llenarse, purgarse y llenarse nuevamente. Si se realizan pre-ensayos
múltiples a diferentes profundidades de penetración, es posible detectar la presencia de microanillos y asegurar que las mediciones de presión
de formación son repetibles. La interpretación de
los pre-ensayos en el pozo tiene en cuenta la profundidad de penetración en la formación en el
análisis e incluye las respuestas de presión, ya
sean de sensores de deformación o de cristal de
cuarzo CQG.
Las muestras de fluidos de la herramienta
CHDT se obtienen una vez que se ha establecido
una comunicación adecuada entre la herramienta
y la formación. La herramienta monitorea la
resistividad para la tipificación del fluido y se
puede combinar con el Analizador Óptico de
Fluidos OFA, el Analizador de Fluidos Vivos LFA y
los módulos de bombeo de la herramienta MDT
para realizar la tipificación avanzada del fluido y
el monitoreo de la contaminación (abajo).6
Cartucho
de potencia
Módulo de cámaras
para muestras
múltiples
Módulo de cámara
para muestras
Cartucho
de potencia
Módulo de
cámara para
muestras
Módulo de
control de la
perforación
Módulo de
probeta
Módulo de bombeo
Módulo OFA
Módulo de control
de la perforación
Módulo de probeta
> Combinaciones de la herramienta CHDT. Los
cuatro módulos de la herramienta CHDT estándar
se muestran a la izquierda. Los módulos del dispositivo MDT se pueden combinar con la herramienta CHDT, tal como se ilustra a la derecha.
53
> Tapones de la herramienta CHDT. Estas fotografías
muestran la precisión con que los tapones encajan en los
orificios de prueba.
54
Con el restablecimiento de la integridad del
revestimiento luego de las operaciones con la
herramienta CHDT, se eliminan los costos y tiempos de equipo de perforación asociados con operaciones convencionales de carreras para
asentar tapones, cementaciones forzadas, pruebas de presión y carreras de raspadores del
revestidor. Durante la vida de un pozo, la herramienta CHDT puede proporcionar información
capaz de confirmar o descartar la necesidad de
un programa completo de disparos, porque per100
95
90
85
Eficiencia, %
La herramienta CHDT puede incorporar cámaras para muestras aptas para fluidos con H2S de
1 galón [3.8 litros] de capacidad, las cuales se
ajustan bien a casi todos los revestimientos de
51⁄2 pulgadas. El diámetro externo de las cámaras
para muestras de la herramienta MDT es de 43⁄4
pulgadas; estas cámaras pueden bajarse en
pozos con revestimientos de 7 pulgadas o de
mayor diámetro. Las cámaras para muestras
incluyen el módulo para muestras múltiples, que
puede contener seis botellas. Las botellas para
muestras múltiples son sólo para una fase y sus
volúmenes son de 450 cm3 [27 pulg3] o 250 cm3
[15 pulg3]. También hay cámaras para muestras
de 1, 23⁄4 y 6 galones [3.8, 10.4 y 22.7 litros] de
capacidad. Cuando se utilizan varias cámaras al
mismo tiempo aumenta la eficiencia.
Luego de las pruebas de formación y obtención de muestras de fluidos de un objetivo en particular, la herramienta CHDT inserta un tapón
Monel resistente a la corrosión para sellar el orificio perforado en el revestimiento (arriba). Este
sello metal-metal restablece la integridad del
revestimiento y es capaz de resistir una presión
diferencial de 10,000 lpc [69 MPa]. El cambio en
el diámetro interno original del revestimiento
después de colocado el tapón es de sólo 0.8 mm
[0.03 pulgadas]; este espesor extra, o protuberancia, se puede eliminar sin reducir la resistencia a la presión del tapón.
mite la realización de pruebas efectivas en materia de costos, antes de efectuar operaciones de
reparación o de abandono de pozos.
Los resultados de las operaciones con la
herramienta CHDT se pueden integrar con los
resultados de otras herramientas de evaluación
de formaciones a través del revestimiento, tales
como los registros de Resistividad de la
Formación en Pozo Entubado CHFR y los de
Control de Saturación del Yacimiento RSTPro. La
evaluación de formaciones a través del revestimiento, realizada con la integración de estos
recursos, elimina la necesidad de efectuar conjeturas que pueden desembocar en decisiones irreversibles, costosas o subóptimas. El servicio
CHDT proporciona un método efectivo en materia
de costos para optimizar los planes de reterminación, mejorar datos de registros viejos o
incompletos, valorar zonas desconocidas y evaluar el potencial económico de los yacimientos.
La herramienta CHDT—incluso en estas primeras etapas de su utilización—tiene un índice
de éxito de 93% en el taponamiento de orificios.
Esta confiabilidad significa que las acciones de
remediación pueden ser necesarias sólo en 7%
de las ocasiones. Las técnicas de remediación,
tales como el aislamiento con un tapón puente,
la instalación de un parche en el revestimiento o
las cementaciones forzadas, son típicos planes
de contingencia para cuando los orificios perforados por la herramienta CHDT no se pueden taponar. El aumento de la confiabilidad operacional es
un desafío permanente (abajo). La preparación
previa al trabajo es clave para alcanzar los objetivos planificados. Las preparaciones se planifican para cada trabajo en particular debido a la
amplia gama de aplicaciones en las cuales se
emplea la herramienta CHDT.7
80
75
Índice de éxito respecto al taponamiento acumulado
70
65
60
55
50
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
70
75
80
85
90
Número de carreras de la herramienta
> Mejoras de la confiabilidad de la herramienta CHDT.
Oilfield Review
7. Para mayor información sobre las aplicaciones de la
herramienta CHDT, consulte: Burgess et al, referencia 4.
8. Para mayor información sobre la iniciativa Perforación
sin Sorpresas, consulte: Bratton T, Edwards S, Fuller J,
Murphy L, Goraya S, Harrold T, Holt J, Lechner J,
Nicholson H, Standifird W y Wright B: “Prevención de
problemas durante la perforación,” Oilfield Review 13,
no. 2 (Otoño de 2001): 32–51.
Verano de 2002
MISSISSIPPI
ALABAMA
o
FLORIDA
c
LUISIANA
i
Pruebas de formación y obtención de
muestras de fluidos en pozos exploratorios
ChevronTexaco perforó un pozo exploratorio en el
Golfo de México en Estados Unidos que representó un verdadero desafío (derecha). La planificación del pozo de acuerdo con la iniciativa de
Perforación Sin Sorpresas (NDS, por sus siglas
en inglés) aseguró que el pozo se perforaría y
evaluaría con la mayor seguridad y minuciosidad
posibles.8
ChevronTexaco decidió correr los registros de
Resistividad de Arreglo Compensada ARC y
Densidad-Neutrón Azimutal ADN durante la perforación. Las condiciones subóptimas del pozo
impidieron la utilización de otras herramientas
para la evaluación de formaciones en pozo
abierto, pero había dos interrogantes para responder: si dos lóbulos de arenisca estaban conectados entre sí y con un pozo productivo cercano, y
si la zona objetivo más profunda tenía un contacto
agua-petróleo.
A fin de realizar una evaluación completa,
ChevronTexaco corrió la herramienta CHDT con el
módulo OFA, bajándola por primera vez con la
columna de perforación. Con estas herramientas
sería posible valorar la compartimentalización
del yacimiento a través de las mediciones de
presión, y evaluar el fluido contenido en la formación mediante la obtención de muestras.
También fue el primer trabajo en que se bajó la
herramienta CHDT desde una torre articulada
(flexible) de 610 m [2001 pies] de altura en 535 m
[1754 pies] de agua. La torre articulada se encontraba en constante movimiento. Además, fue la
primera vez que la herramienta CHDT perforó a
través de una tubería en espiral.
El ambiente operativo generó preocupaciones
importantes a los ingenieros de ChevronTexaco.
La herramienta CHDT perfora orificios de 0.71 cm
[0.28 pulgadas] de diámetro, de modo que el
movimiento de la herramienta durante las operaciones que siguen a la perforación del orificio
podría crear suficiente desalineación como para
imposibilitar la operación de taponamiento. La
principal inquietud era que la columna de perforación se moviera y la herramienta cambiara de
posición, por lo que los ingenieros dedicaron
M
o
G o l f
é
x
d e
> Ubicación del pozo de exploración de ChevronTexaco
en el Golfo de México junto a una fotografía de la plataforma articulada (flexible).
grandes esfuerzos a desarrollar planes alternativos. Por ejemplo, bajar un empacador de inyección forzada con la columna de perforación por
encima de la herramienta CHDT, lo que permitiría
que el empacador fuese anclado en el revestidor
para soportar el peso de la herramienta y así
minimizar las posibilidades de que ésta se
moviese.
Finalmente, ChevronTexaco desechó todos
los planes alternativos, y optó por monitorear los
acelerómetros de fondo de pozo durante 30
minutos antes de comenzar el proceso de perforación. Los acelerómetros X, Y y Z son parte del
inclinómetro GPIT, el cual se puede incluir en la
sarta de la herramienta CHDT. Estos acelerómetros monitorean la aceleración de la herramienta
en el fondo del pozo en las direcciones X, Y y Z.
Mediante la observación del eje Z en particular,
el ingeniero a cargo de la operación puede advertir si la herramienta está en movimiento.
Además, el personal de operaciones monitoreó la
tensión de cabeza del pozo y la presión hidrostática, y se aseguró que hubiera condiciones de
peso neutro sobre la columna de perforación
antes de que la herramienta CHDT iniciara la
secuencia de perforación.
55
> Objetivos profundos. La trayectoria del pozo
superó los 7315 m [24,000 pies] de profundidad
medida y atravesó dos secciones de arenisca.
Se esperaba que la arenisca superior, que había
sido anticipada en el pronóstico del pozo, fuese la
misma arenisca que se encontró en un pozo productivo cercano (primer punto de prueba). La presión de la formación medida en el segundo punto
de prueba indicaría si el lóbulo inferior de la arenisca superior también tenía conexión con la zona
productiva del pozo vecino. El tercer punto de
prueba mostraría si había un contacto aguapetróleo en la arenisca inferior, o si la resistividad
en descenso se debía a cambios en la litología.
La muestra de fluido obtenida en el tercer punto
se enviaría al laboratorio para su análisis de la
relación presión-volumen-temperatura (PVT). La
sarta de la herramienta CHDT empleada en esta
operación se muestra a la derecha del registro.
56
Resistividad de cambio de
fase ARC de 40 pulg a
2 MHz, sin corrección por
efectos de pozo
0.2
ohm-m
20
Resistividad de cambio de
fase ARC de 34 pulg a
2 MHz, sin corrección por
efectos de pozo
0
Velocidad de penetración,
promediada sobre los
últimos 5 pies
1000
pies/h
0
Tiempo de resistividad ARC,
después de la berrena
Calibre diferencial
pulg
20
0.2
ohm-m
20
Corrección de la densidad
Resistividad de cambio de
volumétrica, fondo
fase ARC de 28 pulg a
2 MHz, sin corrección por 0.8
-0.2
g/cm3
efectos de pozo
0.2
ohm-m
20
Prof., Resistividad de cambio de
0
h
40 pies
fase ARC de 22 pulg a
2 MHz, sin corrección por
Velociefectos de pozo
Rayos gamma ARC
dad de
ohm-m
20
rotación 0.2
0
API
150 del ADN Resistividad de cambio de
(RPM_ fase ARC de 10 pulg a
Tiempo de densidad,
ADN) 2 MHz, sin corrección por
después de la berrena
rpm
efectos de pozo
0
h
40 0 200 0.2
ohm-m
20
Densidad volumétrica
1.85
g/cm3
2.85
Densidad volumétrica, fondo
1.85
g/cm3
2.85
Porosidad neutrón termal
60
u.p.
0
Primer punto de prueba
Conector eléctrico de fondo
para carrera con la columna
de perforación
Unión giratoria
Medición de tensión
o compresión
Módulo de telemetría
Segundo punto de prueba
Rayos gamma
Inclinómetro que mide la
aceleración en los ejes X, Y y Z
Cartucho de potencia CHDT
Módulo de cámaras para
muestras múltiples
Módulo OFA
Módulo de bombeo
Reducción
Cartucho electrónico
y de control CHDT
Tercer punto de prueba
ChevronTexaco deseaba perforar, realizar
pruebas y taponar tres orificios (derecha). El primer punto de prueba sería perforado para medir
la presión con el objetivo de determinar si el
lóbulo superior de arenisca encontrado en este
pozo era el mismo que se había hallado en el
pozo productivo vecino. La presión de formación
medida en el segundo punto de prueba indicaría
si el lóbulo inferior de la arenisca superior también estaba conectado a la zona productiva del
pozo vecino. El tercer punto de prueba mostraría
si había un contacto agua-petróleo en la arenisca
inferior o si la medición decreciente de resistividad se debía sólo a cambios en la litología. La
muestra de fluido del tercer punto se enviaría al
laboratorio para efectuar el análisis de la relación
presión-volumen-temperatura (PVT).
ChevronTexaco estaba dispuesta a asumir el
riesgo de que la herramienta no fuera capaz de
taponar los orificios porque necesitaba mediciones de presión de los primeros dos puntos para
planificar el desarrollo del yacimiento. Antes de
comenzar el trabajo, la compañía decidió que si
no se podían colocar los tapones, entonces inyectaría cemento en los primeros dos orificios y dejaría el tercero abierto.
La operación se realizó de forma impecable y
sin pérdida de tiempo: se perforaron los tres orificios, se realizaron las pruebas y se colocaron los
tapones con todo éxito. ChevronTexaco logró terminar el pozo como estaba planeado y realizar un
tratamiento de estimulación por fracturamiento
hidráulico en la zona inferior. El pozo se puso en
producción y, cinco meses más tarde, continuaba
produciendo 10,000 bppd [1600 m3/d]. Más aún,
el operador obtuvo respuesta a los interrogantes
pertinentes al yacimiento. La primera prueba confirmó que la arenisca estaba conectada con el
Módulo de probeta CHDT
Oilfield Review
Primer punto
Retorno a la presión hidrostática
6000
4000
Prueba
de
sello Prueba
de
sello Prueba
de
sello
3000
2000
1000
Taponado
Perforación de 0.7 pulg
Pre-ensayo de 10 cm3
Pre-ensayo de 30 cm3
Perforación de 2.1 pulg
Pre-ensayo de 30 cm3
Presión, lpc
5000
Prueba de sello del tapón exitosa
7000
Prueba de sello del tapón
Reciclaje del pre-ensayo
5739.75
Presión del lodo antes de la prueba, lpc:
5740.62
Presión del lodo después de la prueba, lpc:
Último valor del período de incremento de presión, lpc: 4772.89
833.1
Movilidad del período de flujo, mD/cp:
Retracción de
la herramienta
Anclaje de la herramienta
Prueba de sello
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
Tiempo, seg
Volumen del pre-ensayo: 31.3 cm3
Presión del lodo antes de la prueba, lpc:
Presión del lodo después de la prueba, lpc:
Último valor del período de incremento de presión, lpc:
Movilidad del período de flujo, mD/cp:
Segundo punto
7000
Anclaje de
la herramienta
Taponado
4000
3000
2000
Perforación de 0.5 pulg
Pre-ensayo de 20 cm3
Perforación de 2.4 pulg
Pre-ensayo de 20 cm3
Presión, lpc
5000
Prueba de sello
1000
5772.82
5773.36
5335.95
175
Retracción de
la herramienta
Estabilización de la presión
Retorno a la presión hidrostática
6000
8000
Reciclaje del pre-ensayo
Prueba de sello del tapón
0
0
0
1000
2000
4000
5000
6000
Tiempo, seg
Volumen del pre-ensayo: 21.7 cm3
Presión del lodo antes de la prueba, lpc:
Presión del lodo después de la prueba, lpc:
Último valor del período de incremento de presión, lpc:
Movilidad del período de flujo, mD/cp:
Tercer punto
7000
3000
Anclaje de la herramienta
Estabilización de la presión
6000
Perforación de 0.6 pulg
Pre-ensayo de 20 cm3
Perforación de 1.1 pulg
Pre-ensayo de 20 cm3
Presión, lpc
5000
4000
3000
2000
Prueba
de
sello
1000
Comienzo del bombeo
0
0
1000
Volumen del pre-ensayo: 20.0 cm3
Verano de 2002
2000
3000
Tiempo, seg
4000
5000
5927.71
5926.31
5569.57
24.6
pozo vecino (izquierda). El segundo intervalo, que
mostró contener agua, probó no estar conectado
con la arenisca superior ni con el pozo vecino.
Sorprendentemente, la tercera prueba indicó que
la arenisca más profunda contenía petróleo y no
agua en la porción más profunda del intervalo.
Si bien las operaciones CHDT tuvieron éxito,
el trabajo resultó bastante exigente. Por ejemplo,
ChevronTexaco deseaba obtener seis muestras
de fluidos del tercer punto. El plan era perforar el
orificio, tomar muestras a intervalos de 30 minutos y obtener una muestra con mínima contaminación y retener siempre una muestra en caso de
que se taponara la probeta. La probeta se taponó
a causa de la naturaleza no consolidada de la
arenisca. El ingeniero revirtió la bomba para destapar la probeta. Esta operación bombeó fluido
del pozo hacia la formación, pero no era deseable sacar la probeta del revestimiento. La retracción y reinserción de la probeta podría haber
impedido la realineación exitosa del tapón con el
orificio de perforación. No obstante, las muestras
obtenidas sugirieron que la zona contenía petróleo y no agua.
La gente de ChevronTexaco quedó impresionada con el desempeño de la herramienta CHDT
y con la información recibida. El hecho de que los
tres orificios quedaran sellados con todo éxito y
que pasaran las pruebas de presión fue especialmente importante para el operador. El siguiente
pozo perforado en el yacimiento presentó problemas similares, y la herramienta CHDT se corrió
nuevamente; esta vez para perforar, efectuar
pruebas y taponar cinco orificios. La gente de
ChevronTexaco cree que la herramienta CHDT
brinda la oportunidad de adquirir datos clave del
yacimiento en pozos en los cuales no es posible
obtener datos a pozo abierto.
En Alaska, EUA, se empleó la herramienta
CHDT para medir la presión y obtener cinco muestras de fluidos de un pozo de exploración durante
el invierno de 2000 a 2001, después que las condiciones del pozo impidieron la utilización de una
herramienta de obtención de muestras de fluidos
en pozo abierto. Todos los orificios se taponaron
con éxito, y la integridad del revestimiento se
verificó mediante pruebas de integridad mecánica. En Alaska, al igual que en el Golfo de
México, la herramienta CHDT ha ayudado a los
operadores a adquirir datos de presión y muestras
de fluidos de alta calidad para análisis PVT; datos
sumamente útiles para una evaluación integral de
áreas prospectivas problemáticas.
< Gráficas de presión de la herramienta CHDT del
pozo del Golfo de México. Todas las pruebas se
realizaron sin incidentes.
57
EUA
CALIFORNIA
San Francisco
Campo Belridge Sur
Bakersfield
Condado
de Kern
Los Ángeles
0
100
0
100
200 millas
200
300 km
> Campo Belridge Sur, California, EUA. El campo produce petróleo de la
diatomita de la formación Belridge.
Rayos gamma
1200
Perfil de presión
Perfil de movilidad
1600
Presión, lpc
2000
2400
2800
3200
0
25
50
API
75
100 300
700
1100
Presión, lpc
1500
1900 0
60
120
180
240
Movilidad, mD/cp
> Registro de rayos gama de pozo abierto, perfil de presión, y perfil de movilidad determinada a partir
de la caída de presión durante el período de flujo de los pre-ensayos en un pozo del campo Belridge
Sur. La comparación entre el perfil de presión medida (curva azul de la gráfica central) con el perfil de
presión inicial (línea roja) ilustra zonas con agotamiento que varía de significativo a pequeño. El perfil
de movilidad (derecha) confirmó la existencia de zonas potenciales de productividad alta y baja.
58
Pruebas en pozos entubados para
el manejo de yacimientos
Los datos de presión son especialmente valiosos
cuando los operadores formulan planes de
manejo de yacimientos de largo plazo. En estas
situaciones, las compañías desean obtener datos
sin alterar permanentemente el revestidor o la
cementación de sus pozos productivos. Los disparos efectuados con cargas explosivas y luego
reparados con inyecciones forzadas de
cemento—procedimientos comunes cuando se
utilizan otras herramientas de pruebas de formaciones en pozo entubado—son menos deseables
que la perforación y posterior taponamiento de
orificios lisos. Aera Energy LLC empleó la herramienta CHDT en cinco pozos para determinar las
presiones de la formación, evaluar el agotamiento del yacimiento y planificar pozos de
relleno. Estos pozos producen petróleo de una
formación de diatomita en el campo Belridge Sur,
California, EUA (izquierda).9
En todas las operaciones de la herramienta
CHDT, Aera ejecutó una intensa planificación
previa al trabajo. Se corrieron registros CBT en
pozo entubado y se obtuvieron imágenes ultrasónicas para determinar la condición del cemento y
la integridad del revestidor. También se bajaron
una canasta de chatarra y un anillo de calibración
para asegurar que la herramienta CHDT bajara
sin problemas hasta las zonas objetivo. Los preventores de reventón y las bombas para matar el
pozo estaban disponibles en todo momento, por
si al perforar el orificio se encontraba una presión
más alta de la esperada y el taponamiento del
revestimiento no fuera posible. En este caso, se
escogió no obtener muestras de fluidos.
En cada uno de los tres pozos, las seis pruebas se realizaron en un solo viaje. En dos pozos
adicionales, se llevaron a cabo doce pruebas en
dos viajes. Todos los orificios se taponaron con
éxito. Se determinaron los gradientes de presión
en cada pozo para comprobar la existencia de
zonas pasadas por alto y la conectividad entre
zonas (izquierda). A medida que se extraía fluido
de la formación hacia la cámara de pre-ensayo a
una velocidad de flujo determinada, la herramienta también midió el incremento y la caída de
presión. Estas mediciones permitieron realizar
análisis en tiempo real de todos los pre-ensayos
para estimar la movilidad a partir de la caída de
presión de las zonas específicas en las que se
9. La diatomita es una roca sedimentaria blanda, rica en
sílice que comprende restos de sedimentos de diatomeas. La diatomita, que se forma por lo común en lagos
y áreas marinas profundas, puede ser una excelente
roca yacimiento.
10. Para mayor información sobre la interpretación técnica,
consulte: Burgess et al, referencia 4.
Oilfield Review
Presión del lodo antes de la prueba, lpc:
1041.11
Presión del lodo después de la prueba, lpc:
1040.98
Último valor del período de incremento de presión, lpc: 1002.07
1600
Reciclaje del pre-ensayo
Reciclaje del pre-ensayo
1400
Anclaje
de la
herramienta
Presión, lpc
1200
Perforación
de 2.52 pulg
1000
Pre-ensayo
de 40 cm3
Retracción de
la herramienta
Taponado
800
600
Prueba de
sello del
revestidor
400
Prueba de sello
del revestidor
0
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
Tiempo, seg
> Operaciones con la herramienta CHDT en el campo Belridge Sur. La repetibilidad de múltiples preensayos en un punto de este pozo muestra que las operaciones progresaron sin incidentes. El análisis
en tiempo real de los datos de presión de la herramienta CHDT ayudó a Aera a evaluar el agotamiento
para optimizar el programa de perforación de pozos de relleno.
hicieron pruebas. La interpretación de la presión
de pre-ensayo supone un flujo esférico de un
líquido levemente compresible en una formación
homogénea.10 Hubo buena repetibilidad entre los
pre-ensayos sucesivos, efectuados en cada profundidad de prueba de presión (arriba).
0
Pozo A
Pozo B
El agotamiento medido con las pruebas de la
herramienta CHDT está siendo utilizado para guiar
el emplazamiento de pozos de relleno (abajo).
Sobre la base de los datos CHDT, Aera está reconsiderando actualmente el espaciamiento entre
pozos en esa porción del campo.
Pozo C
Pozo D
Profundidad, pies
500
1000
1500
2000
2500
Presión
Monitoreo de la presión del
yacimiento en pozos de relleno
La determinación del nivel de agotamiento en
zonas definidas del yacimiento es una tarea difícil, pero es vital para optimizar la producción. En
el pasado, las presiones del yacimiento se obtenían utilizando el probador RTF para pozo abierto,
o terminando y probando individualmente unidades separadas del yacimiento en pozos entubados. En algunos campos en Alberta, Canadá,
estos métodos son muy costosos.
Recientemente, se evaluó un yacimiento carbonatado en un campo gasífero maduro de
Alberta con la herramienta CHDT. El yacimiento
Dunvegan Debolt comprende 240 m [800 pies] de
capas interestratificadas de piedra caliza, roca
dolomita, lutita y anhidrita. La producción proviene de 15 zonas de roca dolomita que típicamente tienen menos de 10 m [30 pies] de
separación vertical. Todas las zonas de gas se
terminan al mismo tiempo y la producción es conjunta; los datos de la historia de presión del pozo
representan un valor promedio de todas las
zonas productivas en el mismo.
> Comparación de perfiles de presión medida (azul) e inicial (rojo) en cuatro
pozos de estudio. En un quinto pozo, la herramienta CHDT se utilizó en una
formación diferente luego de que la compañía revisara los perfiles de presión
y de movilidad de los cuatro pozos que se muestran en la gráfica. En el
manejo del yacimiento, las pruebas con la herramienta CHDT arrojaron información valiosa para las estrategias de recuperación secundaria.
Verano de 2002
59
El campo Dunvegan, descubierto en la década
de 1960 y desarrollado en la década de 1970,
tiene un agotamiento cercano al 50%. La optimización de las ubicaciones de los pozos de relleno,
representa un desafío clave en todos los programas subsiguientes de perforación de estos pozos.
Actualmente, la ubicación correcta de los pozos
de relleno se escoge sobre la base de las predicciones de presión o velocidad de agotamiento, de
manera que el conocimiento de la presión en
cada zona es importante para el operador,
Anderson Exploration Ltd., actualmente Devon
Canada Corporation.
Devon perforó el Pozo 7-3 como parte de su
programa de perforación de pozos de relleno del
año 2001 en el campo Dunvegan (derecha). La
compañía decidió medir la presión en ocho zonas
utilizando la herramienta CHDT. A diferencia de
sus contrapartes de pozo abierto, los dispositivos
de pozo entubado como la herramienta CHDT se
pueden correr desde una grúa o un equipo de
reparación, y no requieren mantener un equipo de
perforación en espera, lo que significa que, en
este campo maduro, la adquisición de los datos
con la herramienta CHDT resulta práctica desde
el punto de vista económico.
Antes de correr la herramienta en el pozo, se
examinaron los registros CBT y USI a fin de evaluar la calidad del cemento y se confirmó el aisla-
Campo Dunvegan
ALBERTA
Edmonton
Calgary
0
200
0
200
400 millas
400
600 km
> Ubicación del campo Dunvegan, Alberta, Canadá.
Litología
XX30
Prueba 1
6409
Hidrocarburo
movible
Presión hidrostática en el pozo
Prueba de presión CHDT
Rango de presión anticipado
XX40
Prueba 2
5949
Agua
Gas
Profundidad, pies
XX50
Prueba 3
5043
XX60
Calcita
Prueba 5
14,015
Prueba 6
9446
XX70
Anhidrita
Arcilla
Prueba 7
7419
Prueba 8
6888
XX80
XX90
4000
Dolomita
Prueba 4
13,704
6000
8000
10,000
Presión, kPa
12,000
14,000
16,000 Volúmenes
ELAN
1 vol/vol 0
> Agotamiento del yacimiento. Las mediciones de presión con la herramienta CHDT (símbolos verdes) de ocho zonas del pozo
Dunvegan 7-3 indican diversas etapas de agotamiento en el yacimiento Debolt del campo Dunvegan. La litología, determinada con
la ayuda de la aplicación ELANPlus, se muestra a la derecha. La línea roja indica la presión hidrostática en el pozo. Se esperaba
que las mediciones de presión cayesen en la zona sombreada en color lavanda. Las pruebas 4 y 5 fueron afectadas posiblemente
por la naturaleza compacta de la formación, o podrían estar sobrecargadas. Las mediciones tomadas con la herramienta CHDT
demuestran claramente un intervalo agotado en la Prueba 3 y una presión superior a la esperada en la Prueba 6.
60
Oilfield Review
d C
e o
M a r
C a r i b e
r a s
e
e
l l n d
i A
d
r os
l
TRINIDAD Y
TOBAGO
Caracas
San Cristóbal
VENEZUELA
Campo Sur
d
s
o
a
y
a
n
a
G
u
A
l
t
e
0
0
200
300
400 millas
600 km
> Ubicación del yacimiento Sur, Venezuela.
miento entre las zonas a probar. Las mediciones
de presión de ocho zonas se obtuvieron en dos
bajadas de la herramienta CHDT. Las mediciones
demostraron que seis de las ocho zonas en el
pozo de relleno correspondían a roca yacimiento;
los otros dos intervalos—Pruebas 4 y 5—arrojaron resultados no conclusivos porque las zonas
eran de relativamente muy baja permeabilidad o
podían estar sobrecargadas (página anterior,
abajo).
Puesto que la composición del gas del yacimiento era bien conocida, no hubo incentivo para
la obtención de muestras de fluidos. Luego de
medir la presión de la formación, se taponaron
todos los orificios con éxito. Dado que todas las
zonas potencialmente productivas del yacimiento
serían disparadas después de las pruebas con la
herramienta CHDT, el taponamiento exitoso no
era un aspecto crucial de este trabajo.
Verano de 2002
Los datos de presión revelaron que una
zona—Prueba 3—estaba más agotada de lo que
Devon sospechaba, lo que sugirió el drenaje por
parte de un pozo vecino. Otra zona—Prueba 6—
tenía una presión más alta de la esperada. Devon
incorporó estos resultados en su modelo del yacimiento, dando lugar a nuevas oportunidades para
optimizar la ubicación de los pozos de relleno a
medida que proseguía el programa de perforación de estos pozos.
El valor de los datos de la herramienta CHDT
en el campo Dunvegan es alto: Devon puede
mejorar el número y las ubicaciones de los pozos
de relleno de manera continua. La compañía ahorra cerca de 1 millón de dólares canadienses
cada vez que evita perforar innecesariamente un
pozo. Devon también busca incorporar datos nuevos lo más rápido posible para mejorar sus operaciones de perforación de pozos de relleno en
lugar de esperar hasta el final de una campaña
de perforación; los datos CHDT ofrecen información inmediata para los modelos de yacimiento.
Dado que las ubicaciones de pozos de relleno del
campo Dunvegan se basan en las interpretaciones de ingeniería de yacimiento y no en datos de
sísmica, los datos de la herramienta CHDT son
importantes para analizar el desempeño de los
pozos y efectuar los cálculos de balance de materia. Puesto que la herramienta CHDT proveyó los
datos necesarios al mismo tiempo que minimizó
costos y riesgos, es probable que en el futuro se
convierta en un componente estándar en las evaluaciones de pozo del campo Dunvegan.
Pruebas en pozos viejos en Sudamérica
En una arenisca no consolidada en el campo Sur,
ubicado al sur de Venezuela, se evaluaron dos
zonas penetradas por un pozo ligeramente desviado con la herramienta CHDT (izquierda). El
operador, Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA),
deseaba determinar la presión de la formación.
Para preparar las operaciones de prueba y obtención de muestras de fluidos, el equipo evaluó la
integridad del cemento y confirmó que había
buen aislamiento entre las zonas a ser evaluadas.
PDVSA también deseaba obtener muestras
de fluidos, pero dada la naturaleza poco consolidada de la formación, la recuperación de muestras de fluidos era improbable. El operador creía
que el valor de las mediciones de presión justificaría las operaciones CHDT, pero decidió incrementar la posibilidad de obtener una muestra de
fluidos mediante la aplicación de la técnica de
obtención de muestras con choque bajo.11
Una desventaja de los probadores de formación convencionales, es que el proceso de obtención de muestras de fluidos puede crear un
choque de presión en la formación y el fluido. En
el momento en que la cámara se abre, se produce
una caída súbita de presión y comienza una oleada de fluido cuando se abre la formación a las
cámaras para muestras que se encuentran a presión atmosférica. Además, las altas velocidades
de flujo pueden aflojar los granos de la matriz, lo
que puede ocasionar el taponamiento de la línea
de flujo.12
11. Para mayor información sobre la técnica de obtención
de muestras de fluidos con choque bajo, consulte:
Crombie A, Halford F, Hashem M, McNeil R, Thomas EC,
Melbourne G y Mullins O: “Innovations in Wireline Fluid
Sampling,” Oilfield Review 10, no. 3 (Otoño de 1998):
26–41.
12. Las herramientas CHDT más recientes, desarrolladas
después de las pruebas realizadas en el pozo de
Venezuela, incorporan un filtro para eliminar los problemas de taponamiento de la línea de flujo con arena
durante la obtención de muestras de fluidos en formaciones no consolidadas.
61
3095.52
Presión del lodo antes de la prueba, lpc:
3088.74
Presión del lodo después de la prueba, lpc:
Último valor del período de incremento de presión: 2023.24
938
Movilidad del período de flujo, mD/cp:
4000
Presión hidrostática
3500
Presión hidrostática
3000
Perforación de 2.5 pulg
Perforación y
prueba de presión
2500
Taponamiento de
la línea de flujo
1500
Prueba
de sello
1000
500
Prueba de sello
2000
Perforación de 1 pulg
Presión, lpc
La técnica de obtención de muestras de fluidos con choque bajo se desarrolló para limitar la
caída de presión durante las operaciones de
obtención de muestras de fluidos. El choque se
minimiza bombeando fluidos de la formación
hacia la herramienta de pruebas contra cámaras
de pistón mantenidas a la presión del pozo, en
lugar de succionar fluido de la formación hacia
las cámaras con presión atmosférica. Antes de
que se abra la cámara para muestras, el módulo
de bombeo descarga el filtrado de la formación al
pozo. El líquido de la línea de flujo se puede
monitorear utilizando el módulo OFA para determinar cuándo se puede recuperar una muestra de
fluido con baja contaminación y el flujo puede
entonces derivarse hacia la cámara para muestras sin interrupción.
El pozo probado se perforó en marzo de 1998
y originalmente se terminó en una sola zona. A
causa de la elevada producción de agua, PDVSA
decidió probar una zona adicional para determinar la presión de la formación y el tipo de fluidos
presentes en la zona. Una muestra de arena del
pozo indicó que la formación era altamente
porosa, pobremente consolidada y que probablemente taponaría la herramienta de prueba.
Se intentó obtener muestras de fluidos en dos
ocasiones, pero sin éxito porque la herramienta
se taponó con arena. Se registraron las mediciones de presión y ambos orificios se taponaron
con éxito (arriba). Los datos de presión resultaron
útiles inmediatamente para PDVSA porque una
medición de presión inferior a la esperada indicó
que los pozos vecinos estaban agotando una de
las zonas (derecha). Al no perforar la zona de baja
presión, la compañía se ahorró más de 250,000
dólares estadounidenses. Luego de esta operación, las presiones de formación de otros dos
pozos viejos de la misma área fueron evaluadas
con la herramienta CHDT con una eficiencia de
taponamiento del 100%.
Prueba de
aislamiento
del cemento
0
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
Tiempo, seg
Volumen del pre-ensayo: 30.8 cm3
> Pruebas en Venezuela. En esta gráfica de presión en función del tiempo se
muestra que la presión del yacimiento era inferior a la esperada. En una
etapa más avanzada de la prueba se produjo el taponamiento de la línea de
flujo, lo que impidió obtener muestras de fluidos.
0
Rayos gamma, API 200
0.2
Resistividad, ohm-m
2000
13. Para mayor información sobre la herramienta CHFR,
consulte: Aulia K, Poernomo B, Richmond WC,
Wicaksono AH, Béguin P, Benimeli D, Dubourg I, Rouault
G, VanderWal P, Boyd A, Farag S, Ferraris P, McDougall
A, Rosa M y Sharbak D: “Medición de la resistividad
detrás del revestimiento,” Oilfield Review 13, no. 1
(Verano de 2001): 2–25.
> Puntos de prueba de la herramienta CHDT (círculos rojos) en un pozo
productor de Venezuela.
62
Oilfield Review
Profundidad CHDT y desviación
100
25,000
90
Profundidad medida, pies
70
60
15,000
50
40
10,000
20
5000
20
10
0
0
5
10
15
20
25
Número de trabajos
Espesor del revestidor CHDT
30
35
40
0
0.6
0.5
Espesor, pulgadas
Bloque estándar y barrena
0.4
0.3
0.2
0.1
0
0
5
10
15
20
25
Número de trabajos
30
35
40
10
15
20
25
Número de trabajos
30
35
40
Temperatura
Desviación del pozo, grados
80
20,000
Principios de la evaluación de
formaciones detrás del revestimiento
La herramienta CHDT ha estado en operación
durante más de un año, incluyendo una etapa de
rigurosas pruebas de campo durante las cuales
demostró sus capacidades en varios ambientes
difíciles (izquierda). El desarrollo exitoso de este
complejo sistema electromecánico refleja años de
trabajo en equipo e innovación en ingeniería.
La evaluación de formaciones detrás del
revestimiento en la actualidad incluye porosidad
nuclear y acústica, resistividad, propiedades
mecánicas de la roca, litología, análisis elemental y mediciones de sísmica de pozo. Estas mediciones, junto con los datos obtenidos con las
herramientas CHDT, CHFR y RSTPro, forman
parte de la gran iniciativa de Análisis Detrás del
Revestimiento ABC, la cual ofrece una completa
evaluación de formaciones en pozos entubados.13
Estos servicios permiten a los operadores obtener datos en pozos nuevos, en los cuales no se
encuentran disponibles datos adquiridos durante
la perforación o datos de registros geofísicos
obtenidos a pozo abierto, o estos datos son inadecuados para valorar reservas pasadas por alto
en pozos viejos, así como para monitorear perfiles de agotamiento y cambios de saturación o de
presión de los yacimientos.
En la medida en que los servicios de evaluación de formaciones en pozo entubado maduren y
sea más fácil disponer de ellos en todo el mundo,
la industria seguirá buscando nuevas y más diversas aplicaciones para estas mediciones. —GMG
350
300
Temperatura, °F
250
200
150
100
50
0
0
5
> Diversas condiciones en las cuales la herramienta CHDT ha operado
con éxito, incluyendo profundidad y desviación (arriba), espesor del
revestidor (centro) y temperatura (abajo).
Verano de 2002
63
Colaboradores
Uwe Albertin está trabajando desde el año 2001 como
científico senior involucrado en el desarrollo y mercadeo técnico, y en el despliegue de la migración por
diferencia finita antes del apilamiento. Previamente,
trabajó como geofísico de investigación, dirigiendo el
grupo de investigación de generación de imágenes en
escala de profundidad en Houston, Texas, EUA.
Comenzó en la compañía como geofísico de investigación, trabajando en modelado geológico. En 1993 se
desempeñó como geofísico de investigación y trabajó
en el diseño de un algoritmo explícito de migración
después del apilamiento. BP utilizó su trabajo de generación de imágenes en escala de profundidad para ubicar muchos de los más importantes pozos
descubridores en el Golfo de México. Autor de más de
30 publicaciones y poseedor de cuatro patentes, Uwe
obtuvo una licenciatura en física del Juniata College
en Huntingdon, Pennsylvania, EUA, y un doctorado en
física teórica de la Universidad de California en
Berkeley, EUA.
Gillian Brown está basada en Gatwick, Inglaterra.
Es geofísico de área para la generación de imágenes
en escala de profundidad en WesternGeco. Su área de
acción abarca Europa, países de la ex-Unión Soviética
(CIS) y África. Provee soporte técnico y práctico para
todos los proyectos de generación de imágenes en escala
de profundidad en dichas regiones. Ingresó en Western
Geophysical en 1988 y trabajó cuatro años en procesamiento de datos marinos como analista de geofísica.
Los siguientes dos años trabajó con el grupo de
Proyectos Especiales, donde estuvo involucrada en el
procesamiento de datos marinos y continentales, inversión sísmica y generación de imágenes en escala de profundidad. Desde entonces ha trabajado exclusivamente
en generación de imágenes en escala de profundidad;
primero como analista senior, luego como líder de grupo,
supervisor, supervisor senior y finalmente como geofísico
de área. Gillian obtuvo una licenciatura en geología (con
mención honorífica) de la Universidad Hull en
Inglaterra.
Jim Almaguer es gerente del sector de Productos
Maduros del grupo de Evaluación de YacimientosWireline de Schlumberger en Sugar Land, Texas. Jim
ha sido responsable de proveer soporte de ingeniería
para las herramientas nucleares y de inducción desde
2001. Ingresó en Schlumberger en 1978 luego de trabajar dos años como ingeniero junior en sistemas de
computación para la Administración Nacional del
Espacio y la Aeronáutica (NASA). Trabajó para
Schlumberger como campeón de productos para varios
productos de registros geofísicos y pruebas de formaciones en América del Norte y del Sur. Desde 1994
hasta 1996, se desempeñó como gerente de sección
para el grupo de Rápida Respuesta de Ingeniería de
Operaciones de Disparos con Herramientas Operadas
a Cable. Durante los siguientes dos años fue gerente
de sección del grupo de Ingeniería de Sistemas de
Pistolas, el cual desarrolló las nuevas pistolas de disparos operadas a cable y bajadas con tubería flexible, y
de cargas huecas (premoldeadas). Antes de su cargo
actual, se desempeñó como gerente de la sección a
cargo de la Plataforma de Operaciones de Disparos
con Herramientas Operadas a Cable. Este grupo desarrolló herramientas tales como la herramienta de
Disparos Orientados Operada a Cable (WOPT) y la
herramienta de Anclaje de Operaciones de Disparos
Operada a Cable (WPAT), las cuales ganaron el premio
Performed by Schlumberger. Jim obtuvo una licenciatura en ingeniería eléctrica de la Universidad de
Houston en Texas.
Keith Burgess es ingeniero senior en la sección de
Productos de Interpretación del departamento de
Presión y Obtención de Muestras de Yacimientos del
Centro de Productos de Sugar Land. Allí estuvo involucrado en la interpretación de datos del Probador de la
Dinámica de la Formación de Pozo Entubado CHDT* y
en el sistema de análisis de la producción NODAL*.
Comenzó su carrera en 1978 como investigador, trabajando en el modelado de la conificación en el Centro
de Investigaciones Doll de Schlumberger en
Ridgefield, Connecticut, EUA. Posteriormente fue
transferido al departamento de Ingeniería de
Interpretación en Houston, donde proveyó soporte a
las necesidades de ingeniería de yacimientos del grupo
de Descripción de Yacimientos. Desde 1986 hasta
1989, se desempeñó como ingeniero en el Centro de
Operaciones de Disparos y Pruebas de Formación de
Schlumberger en Rosharon, Texas, donde ayudó a
desarrollar el programa de Análisis y Reporte de
Presiones Transitorias STAR*, utilizado para el modelado y la planificación de pruebas de pozos. También
se desempeñó como ingeniero de proyectos, trabajando en el desarrollo de módulos para el programa de
Computación, Análisis e Interpretación de la Dinámica
de las Zonas ZODIAC* (1989 a 1993), y luego como
ingeniero de proyectos senior (1993 a 1996). Antes de
ocupar su cargo actual, trabajó como ingeniero senior
en proyectos de yacimientos, obtención de muestras y
presión, y modelado de la productividad de pozos horizontales. Autor de numerosos trabajos, Keith obtuvo
una licenciatura (con mención honorífica) de la
Universidad de West Indies en St. Augustine, Trinidad,
y una maestría y doctorado en ingeniería de petróleo y
gas natural de la Universidad Estatal de Pensilvania en
University Park.
Pascal Breton es el líder del equipo de geofísica de
pozo para el grupo de Calibración y Visión Alrededor
del Pozo. Trabaja para TotalElf Exploration &
Production en Pau, Francia. Desde 1991, se ha desempeñado como ingeniero geofísico con Elf, ahora
TotalFinalElf. Pascal posee una licenciatura en ingeniería geofísica y una maestría en ciencias de la tierra del
Institut de Physique du Globe de Strasbourg, Francia.
64
Stephan Crepin trabaja con el grupo de Desempeño y
Emplazamiento de Pozos Complejos en TotalFinalElf
en Pau, Francia. Desde 2000, se ha desempeñado como
líder de un proyecto transversal de Investigación y
Desarrollo (R&D). Desde 1981, Stephan ha estado
involucrado en operaciones de perforación de la compañía. Desde 1992 hasta 1996, trabajó como gerente de
perforación y terminación de pozos para Elf Serepca
(Cameroon). Antes de su cargo actual, fue asesor principal de África en la división de perforación y terminación de pozos en Pau. Stephan obtuvo una licenciatura
en ingeniería civil del Ecole Centrale de Paris,
Francia.
Fiona Dewey ingresó en Wintershall Noordzee BV, La
Haya, Países Bajos, en 1995 como geofísico senior responsable de las actividades geofísicas en la plataforma
marina holandesa. Anteriormente, desde 1982 hasta
1988, trabajó con BP en Londres (procesamiento de
datos) y en los Países Bajos (interpretación). Desde
1988 hasta 1993, Fiona trabajó para Conoco
Netherlands (control de calidad de procesamiento e
interpretación). Fue consultor independiente durante
dos años antes de ingresar en Wintershall. Fiona posee
una licenciatura en ciencias geofísicas de la
Universidad de Southampton en Inglaterra.
Cengiz Esmersoy dirige el grupo de adquisición de
registros acústicos durante la perforación (LWD) en el
Centro de Productos de Sugar Land en Texas. Se incorporó al programa de Sísmica en el Centro de
Investigaciones Doll de Schlumberger (SDR) en
Ridgefield, Connecticut en 1985, y trabajó en técnicas
de generación de imágenes sísmicas y sísmica de pozo
de componentes múltiples. En 1990 se desempeñó
como líder del programa Sonics en SDR. En 1996 se
convirtió en el líder del Tema de Caracterización de
Formación Profunda y al final del año fue transferido a
Anadrill Engineering en Sugar Land, como gerente del
programa Look Ahead & Look Around (LALA) para el
emplazamiento óptimo de pozos. En 1997 se desempeñó como gerente del grupo de Mediciones Profundas.
El siguiente año trabajó como gerente de sección del
proyecto SeismicMWD* de obtención de información
de la relación tiempo-profundidad y de velocidad de las
formaciones durante el proceso de perforación. En el
año 2000 ocupó su cargo actual, supervisando el proyecto LALA y los proyectos SeismicMWD y LWD Sonic.
Cengiz obtuvo un doctorado en ingeniería eléctrica del
Instituto de Tecnología de Massachussets en
Cambridge, EUA. Ha trabajado en la publicación
Geophysics como editor asociado para temas relacionados con geofísica de pozo y de yacimiento.
Jim Farnsworth es vicepresidente de Exploración en
América del Norte para BP. Está radicado en Houston,
Texas. Anteriormente se desempeñó como vicepresidente de Exploración en Aguas Profundas para BP en
Houston (2000 a 2001). Sus otras posiciones en BP
incluyen la gerencia de producción en aguas profundas
y la gerencia de exploración en aguas profundas; la
gerencia de exploración en Alaska, (EUA); y la gerencia de subsuelo en el Mar del Norte Central. Jim
obtuvo una licenciatura en geofísica y geología de la
Universidad de Michigan Occidental en Kalamazoo,
EUA, y una maestría de la Universidad de Indiana.
Troy Fields se desempeña como campeón de producto
de Schlumberger para la herramienta CHDT en Sugar
Land, Texas. Tuvo a su cargo el despliegue global de este
servicio, incluyendo el entrenamiento, el mercadeo, las
relaciones con el cliente, y el soporte técnico para las
operaciones de campo desde el año 2000. Comenzó su
carrera de ingeniería con la NASA, diseñando y conduciendo un experimento de microgravedad. Luego trabajó
tres años como ingeniero de diseño en una instalación
nuclear de Ontario Hydro en Canadá. Troy ingresó en
Schlumberger en 1994 como ingeniero de campo y trabajó en Trinidad. Allí suministró servicios de producción
y de evaluación de formaciones. En 1996 fue transferido
a Aberdeen, Escocia, donde se desempeñó como ingeniero líder para las operaciones de alta presión y alta
Oilfield Review
temperatura en el Mar del Norte. Posteriormente fue
transferido a Dinamarca como gerente de operaciones
con cable. Se graduó en la Universidad de Toronto,
Ontario, Canadá, y posee una licenciatura (con mención
honorífica) en ingeniería mecánica.
Bernard Frignet se desempeña como geofísico de
soporte de interpretación para Servicios Técnicos de
Schlumberger en Montrouge, Francia. Está a cargo de
la coordinación de los servicios de registros sónicos y
de sísmica de pozos para TotalFinalElf en todo el
mundo. Comenzó su carrera en 1977 como geofísico de
investigación en el Bureau de Récherches Géologiques
et Minières. Desde que ingresó en Schlumberger en
1983, Bernard ha ocupado varios cargos en soporte de
interpretación en Francia, China, Indonesia, Abu
Dhabi, Arabia Saudita y el Reino Unido. Bernard se
graduó en la Ecole des Mines de París en 1975 y obtuvo
una licenciatura en geofísica del Instituto Francés del
Petróleo (IFP) en Rueil-Malmaison, Francia.
Greg M. Golich trabaja como ingeniero de yacimientos
para Aera Energy LLC en Bakersfield, California.
Obtuvo su licenciatura en ingeniería de petróleo en
1983 de la Universidad de Wyoming en Laramie, EUA.
Ingresó en Shell Oil Company en 1984 como ingeniero
de producción. Trabajó en yacimientos termales y de
petróleo liviano en California. Actualmente, Greg
dirige un equipo asignado a evaluar y proponer nuevas
oportunidades de desarrollo.
Gary Grubitz es el gerente de exploración de BHP
Billiton para el Golfo de México. Está radicado en
Houston, Texas. Luego de obtener su licenciatura en
geología de la Universidad de Oklahoma, Norman, EUA,
en 1979, ingresó en Cities Service Oil Company. Desde
1981 ha trabajado en exploración para BHP Petroleum
en Oklahoma, Texas y Australia. Desde 1995 hasta
2001, Gary se desempeñó como líder del equipo de
exploración de BHP para la faja Atwater Fold. Antes de
ocupar su posición actual como gerente de exploración, se desempeñó como geofísico en jefe para BHP.
Ali Habbtar está radicado en Udhailiyah, Arabia
Saudita. Allí se desempeña como ingeniero de producción para Saudi Aramco en el departamento de producción de gas profundo. Sus actividades actuales se
concentran en tratamientos de estimulación de carbonatos por fracturamiento con ácido y en el fracturamiento hidráulico de areniscas para el mejoramiento
de la productividad y el control de la producción de
arena. Ali también está a cargo de monitorear los
pozos que han sido estimulados para el control de la
producción de arena y asegurar que tales pozos no produzcan sólidos. Ali obtuvo su licenciatura en ingeniería de petróleo de la Universidad Estatal de
Pensilvania en University Park.
Jakob Haldorsen obtuvo su doctorado en física de la
Universidad de Oslo en Noruega en 1971. Trabajó seis
años investigando y enseñando en la Universidad de
Oslo y en la Organización Europea para Investigación
Nuclear (CERN) en Ginebra, Suiza. Luego de ingresar
en Geco en 1981, ocupó distintos cargos, que incluyen
la gerencia de proyectos de investigación e ingeniería;
primero en Oslo y luego en Houston. Luego de que
Geco formara parte de Schlumberger en 1987, fue
transferido al Centro de Investigaciones Doll de
Schlumberger (SDR) en Ridgefield, Connecticut, como
miembro del departamento de Geoacústica. Tres años
más tarde, ingresó en el Centro de Investigaciones de
Schlumberger en Cambridge, Inglaterra como miembro del departamento de sísmica. En 1992, fue transfe-
Verano de 2002
rido a Geco-Prakla en Hannover, Alemania, para trabajar en algoritmos y problemas de física relacionados
con datos adquiridos en ambientes de mucho ruido.
Jacob regresó a SDR en 1995 como líder del programa
Radar de Superficie y actualmente se desempeña
como científico principal de investigación con responsabilidades en la generación de imágenes durante la
perforación.
Ed Harrigan es el gerente de proyectos de la herramienta CHDT en el Centro de Productos de
Schlumberger en Sugar Land. Allí supervisa el grupo
de ingeniería que desarrolla mejoras para la herramienta CHDT y soporta las operaciones y fabricaciones
de dicha herramienta. Ingresó en la compañía en 1993
como ingeniero electrónico para el proyecto del
Probador Modular de la Dinámica de la Formación
MDT* en Sugar Land. Antes de ocupar su posición
actual en el año 2001, se desempeñó como ingeniero
electrónico para ambas herramientas; CHDT y MDT.
Ed obtuvo su licenciatura y maestría en ingeniería
electrónica de la Universidad de Strathclyde en
Glasgow, Escocia.
Toby Harrold es analista de presión de poro para BP.
Está radicado en Sunbury, Inglaterra y es responsable
del modelado de cuencas, y del análisis sísmico y
petrofísico de presión de poro para la unidad de negocios de Azerbaiján. Anteriormente, se desempeñó
como geofísico de operaciones supervisando levantamientos de sísmica de pozos para apoyar las operaciones de perforación en el Mar Caspio. Ingresó en BP en
1999 y trabajó en la unidad de negocios de Argelia
hasta octubre de 2000 cuando se incorporó al equipo
de Azerbaiján. Toby posee una licenciatura en geología
de la Universidad de Birmingham y un doctorado de la
Universidad de Durham, ambas en Inglaterra, para trabajar en la estimación de la presión de poro a partir de
registros geofísicos.
Andy Hawthorn se desempeña como coordinador de
pruebas de campo para el proyecto SeismicMWD en
Sugar Land, Texas. Sus responsabilidades incluyen la
entrega de la herramienta al campo en perfectas condiciones de funcionamiento, la documentación, las
pruebas y el entrenamiento del personal para el uso de
la herramienta. Ingresó en la compañía en 1990 como
ingeniero de campo del segmento de negocios de
Perforación y Mediciones de Schlumberger en
Noruega. Desde entonces ha ocupado varios cargos
alrededor del mundo, especialmente en el Mar del
Norte y Medio Oriente. Andy obtuvo una licenciatura
en geología y una maestría en ingeniería geotécnica de
la Universidad de Durham en Inglaterra.
Jerry Kapoor dirige el grupo de generación de imágenes en escala de profundidad de WesternGeco.
Comenzó su carrera con Geophysical Services Inc. en
Croydon, Inglaterra, y ha dirigido centros de procesamiento de datos sísmicos en Stavanger, Noruega;
Bedford, Inglaterra; y Houston. Jerry también pasó
parte de su carrera adquiriendo y procesando datos
sísmicos en Trípoli, Libia. En 1990, comenzó a trabajar
en el desarrollo y la aplicación de tecnología para
generar imágenes de sedimentos fuertemente inclinados debajo de la sal. Desde entonces, ha estado involucrado en muchos complejos y exitosos proyectos de
generación de imágenes para clientes.
Mark Kemme ha trabajado para Clyde Petroleum
Exploratie BV (una subsidiaria de Conoco) en La Haya,
Países Bajos, desde 1991. Hasta 1996 estuvo en el
departamento de exploración y actualmente trabaja en
el departamento de desarrollo como geofísico senior a
cargo de la coordinación de las actividades geofísicas.
Comenzó su carrera como geofísico de investigación
con el Instituto de Geofísica Aplicada TNO en Delft,
Países Bajos (1987 a 1989). Antes de ingresar en Clyde
Petroleum, trabajó dos años como geofísico del proyecto de Levantamiento Geológico de los Países Bajos
en Haarlem. Mark obtuvo diplomas avanzados en geofísica y geología estructural, ambos de la Universidad de
Utrecht, Países Bajos.
Jorge López-de-Cárdenas es gerente de soluciones de
control de producción de arena de Schlumberger en
Rosharon, Texas. Allí supervisa el desarrollo y la implementación del control de producción de arena de
Schlumberger en todo el mundo. Ingresó en
Schlumberger en 1981 como ingeniero de campo en
Sudamérica. Desde 1983 hasta 1984, se desempeñó en
Schlumberger como gerente de campo en Cañadón
Seco, Argentina. Durante los siguientes cinco años trabajó como oficial de reclutamiento para Schlumberger
Surenco en la Ciudad de México y luego como ingeniero de soporte en Houston. En 1989 fue trasferido al
Centro de Operaciones de Disparos y Pruebas de
Formación de Schlumberger en Rosharon, Texas, como
ingeniero de desarrollo de productos. Dos años más
tarde se desempeñó como gerente de ingeniería de sistemas de pistolas. Desde 1996 hasta 1997, ocupó el
cargo de gerente de desarrollo de productos de operaciones de disparos. Luego se desempeñó como gerente
de desarrollo de negocios de operaciones de disparos
para Latinoamérica (1998 a 1999), gerente de cuentas
internacionales para Oilfield Services (1999), y
gerente de desarrollo de negocios de pozo entubado
para América del Norte y del Sur (1999 a 2000).
También trabajó como gerente de producción para el
Grupo Industrial ASM, Los Reyes, La Paz, México
(1977 a 1980). Jorge posee varias patentes en técnicas
y herramientas para operaciones de disparos y de
fondo de pozo, y una licenciatura en ingeniería mecánica y eléctrica de la Universidad Iberoamericana de
la Ciudad de México. También posee una maestría en
ingeniería mecánica de la Universidad de Houston.
Tom MacDougall es gerente de desarrollo de productos del departamento de control y monitoreo de yacimientos del Centro de Terminaciones de Yacimientos
de Schlumberger en Rosharon, Texas. Allí supervisa el
diseño y la entrega de soluciones confiables para optimizar la producción o la inyección de pozos mediante
el monitoreo de los parámetros críticos del yacimiento.
Luego de obtener su licenciatura, Tom trabajó para La
Fuerza Aérea de Estados Unidos durante tres años reacondicionando motores a reacción. Ingresó en
Schlumberger en 1995 como ingeniero de productos
para trabajar en la obtención de núcleos laterales.
Posteriormente trabajó en el equipo de desarrollo de
varias herramientas, incluyendo el probador MDT. En
1994 contribuyó a desarrollar la idea de perforar un
orificio a través del revestimiento y resellarlo con un
tapón mecánico, por lo que le fue otorgada una
patente. En 1995 se convirtió en el gerente de proyecto
para la nueva herramienta y supervisó el proyecto
durante su desarrollo y prueba de campo hasta que fue
transferido al Segmento de Terminaciones de Pozos.
Poseedor de varias patentes relacionadas con el desarrollo de herramientas de fondo de pozo, Tom obtuvo
su licenciatura de la Universidad de Texas en Austin, y
su maestría de la Universidad de Houston; ambas en
ingeniería mecánica.
65
Jorge Manrique trabaja como consultor de yacimientos y estimulaciones para Schlumberger Technology
Corporation. Actualmente se desempeña como gerente
de soluciones para América del Norte y del Sur (NSA).
Es responsable de desarrollar estrategias y soluciones
técnicas que captarán el valor agregado de los resultados que ofrece la tecnología de Schlumberger. Desde
que ingresó en Schlumberger en 1994, ha ocupado
varias posiciones técnicas y de mercadeo, tales como
campeón del proyecto de fijar el precio en función del
valor para el segmento de Servicios al Pozo de
Schlumberger; gerente de soluciones de estimulación
para Norteamérica; gerente del Grupo de
Mejoramiento de la Producción (PEG) en Asia
Oriental; y gerente del grupo PEG en Norteamérica,
Oeste. El Dr. Manrique posee una licenciatura en ingeniería de petróleo de la Universidad Nacional de
Ingeniería en Lima, Perú, y una maestría y doctorado,
también en ingeniería de petróleo de la Universidad de
Tulsa en Oklahoma.
David May es ingeniero de petróleo consultor. Trabaja
para Amerada Hess en Aberdeen, Escocia. Es responsable de la optimización de la producción y el monitoreo de pozos en varios campos de Hess en el Mar del
Norte, incluyendo el campo Scott. Entre 1991 y 1997,
ocupó varios cargos de ingeniería de petróleo para Elf,
incluyendo su participación en el equipo de manejo de
activos de Elf de la Cuarta Ronda del Mar del Norte.
También ha trabajado para Occidental. David obtuvo
una licenciatura en ciencias de la ingeniería de la
Universidad de Aberdeen, y una maestría en ingeniería
de petróleo de la Universidad Heriot-Watt en
Edimburgo, Escocia.
Alan C. McNally está radicado en Oklahoma City,
donde se desempeña como gerente de perforación y
terminación de pozos para la región occidental de
Dominion Exploration and Production, Inc, anteriormente, Louis Dreyfus Natural Gas, Inc. Alan dirige la
perforación, la ingeniería de producción y el personal
para una de las áreas continentales más activas de
Norteamérica, donde actualmente operan los cuatro
equipos de perforación más activos de Estados Unidos
en base al número de pies perforados por año.
Anteriormente estaba basado en Midland, Texas, como
gerente de ingeniería de la compañía del distrito de la
Cuenca Pérmica. Allí supervisaba la perforación de
pozos, la ingeniería de producción y el personal. Antes
de ingresar en la compañía, Alan se desempeñó como
gerente técnico de ingeniería para BJ Services, Inc. en
la Cuenca Pérmica. Alan obtuvo una licenciatura en
ingeniería mecánica de la Universidad Tecnológica de
Texas en Lubbock.
Richard Meehan es gerente del sector de Productos
de Interpretación de Perforación del Centro de
Productos de Schlumberger en Sugar Land. Es responsable de desarrollar nuevas técnicas y aplicaciones de
interpretación de perforación, así como de comercializar estos productos. Ha permanecido con la compañía
desde 1985, cuando ingresó en el Centro de
Investigaciones Doll de Schlumberger en Ridgefield,
Connecticut, para trabajar en las propiedades físicas
de las lutitas, las vibraciones de la columna de perforación, la sísmica de pozo y los sistemas de telemetría
para las mediciones durante la perforación. Richard
obtuvo una licenciatura en ingeniería mecánica de la
Universidad de Strathclyde en Glasgow, Escocia, y una
maestría en energía termal del Instituto de Tecnología
Cranfield en Bedfordshire, Inglaterra.
66
Jean-Christian Perrin es geofísico senior del grupo
de colaboración y visión alrededor del pozo de
TotalFinalElf en Pau, Francia. Allí está a cargo de efectuar recomendaciones técnicas, así como de la adquisición, supervisión y el procesamiento de sísmica de
pozo. Jean-Christian también supervisa la adquisición
y el procesamiento de las mediciones SeismicMWD en
Angola. Ha estado involucrado en estudios de sísmica
de pozo desde 1998. Anteriormente trabajó 10 años en
el procesamiento de sísmica de superficie para
TotalFinalElf. Jean-Christian obtuvo una licenciatura
en física acústica del Conservatoire National des Arts
et Métiers de Paris, y una licenciatura en ingeniería de
la Ecole Nationale Supérieure du Petrole et des
Moteurs a Combustión Interne, Rueil-Malmaison,
Francia.
Sue Raikes se desempeña como geofísico consultor
senior en el Equipo de Manejo de Yacimientos del
Grupo de Tecnología de Upstream de BP. Está radicada
en Sunbury, Inglaterra. Trabaja principalmente en geofísica de pozo y en la técnica de lapsos de tiempo aplicada a las propiedades sísmicas de la roca, incluyendo
perfiles sísmicos verticales. Ingresó en BP Exploration
en 1980 como geofísico de la oficina de Londres,
Inglaterra. Anteriormente trabajaba como investigador
en el Instituto de Geofísica, Universität Karlsruhe en
Alemania. Sue posee una licenciatura en física teórica
de la Universidad de Cambridge, Inglaterra y un doctorado en geofísica del Instituto de Tecnología de
California en Pasadena.
Richard Randall actualmente trabaja como consultor
técnico y geofísico de área para WesternGeco en
Houston, en el departamento de generación de imágenes en escala de profundidad para operaciones terrestres. En 1975, luego de obtener su licenciatura en
meteorología y una maestría en geología de la
Universidad Estatal de San José en California, ingresó
en Marathon Oil Company en Houston como geofísico
de exploración. Desde 1978 hasta 1982, se desempeñó
como geofísico senior y líder de proyecto para
McClelland Engineers Inc. en Ventura, California.
Durante los siguientes tres años trabajó para Sohio
Petroleum Company en San Francisco, California,
como geofísico de exploración y geofísico de distrito
para Alaska del Sur. Desde 1985 hasta 1988, se desempeñó como supervisor de exploración en California
para BP Exploration. Posteriormente, fue gerente del
grupo de Análisis de Geofísica de BP en Houston, y
luego gerente del grupo de Soporte de Interpretación
en Uxbridge, Inglaterra. En 1995, Richard ingresó en
Paradigm Geophysical como geofísico senior y gerente
de servicios técnicos. Antes de ocupar su cargo actual
trabajó para Geosignal en Houston.
Rusty Reeves es ingeniero de yacimientos de la unidad de negocios de aguas profundas de ChevronTexaco
en Nueva Orleáns, Luisiana, EUA. Está asignado al proyecto Petronius en el Golfo de México. Desde que
ingresó en Texaco en 1977, ha acumulado 25 años de
experiencia en ingeniería de yacimientos, producción,
perforación y terminación de pozos. Rusty posee una
licenciatura en microbiología de la Universidad Estatal
Noroccidental en Natchitoches, Luisiana, y una licenciatura en ingeniería de petróleo de la Universidad
Tecnológica de Luisiana en Ruston.
Brian Ritchie es ingeniero de explotación senior del
equipo Pace River Arch. Trabaja para Devon Canada
Corporation en Calgary, Alberta, Canadá. Ha trabajado
con Devon por dos años y anteriormente se desempeñó
como ingeniero de producción y de yacimientos para
Imperial Oil Limited. Brian obtuvo una licenciatura y
maestría en ingeniería de la Universidad de
Sakatchewan, Saskatoon, Canadá.
Roberth Rivero es ingeniero de yacimientos de
Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) en Caracas,
Venezuela. Allí es responsable de buscar oportunidades
para perforar nuevos pozos; obtener datos de análisis
de yacimientos; programar reparaciones de pozos; analizar datos de registros geofísicos, de producción y de
pruebas de pozo, y monitorear yacimientos. Ingresó en
PDVSA en 1999, luego de obtener una licenciatura en
ingeniería de petróleo de la Universidad del Zulia en
Maracaibo, Venezuela.
Robert Siegfried II es director asociado en ciencias de
la tierra en el Instituto de Tecnología del Gas en Des
Plaines, Illinois, EUA. Allí gerencia y realiza investigaciones y desarrollo tecnológico con el objetivo de incrementar las reservas y la producción de gas natural.
Comenzó su carrera en 1977 con Corning Glass Works
en Corning, Nueva York, EUA, donde ayudó a desarrollar nuevos métodos de fabricación de guías de ondas
ópticas de vidrio. Desde 1980 hasta 1994, trabajó para
Atlantic Richfield Co. en Plano, Texas, donde dirigió los
servicios técnicos y de investigación asociados con la
determinación de las propiedades de las rocas del yacimiento. Posee 13 patentes y fue vicepresidente de la
SPWLA. Robert posee una licenciatura en física del
Instituto de Tecnología de California en Pasadena, y un
doctorado en geofísica del Instituto de Tecnología de
Massachussets en Cambridge.
Mart Smith es gerente de mercadeo de WesternGeco
para todo el mundo. Se responsabiliza por el procesamiento de datos en Houston, Texas. Allí ha sido responsable de la estrategia de mercadeo global para esta
línea de productos desde el año 2000. Trabajó para
grandes y pequeñas compañías petroleras antes de
pasar de BP a WesternGeco en el año 2000. Durante
sus 33 años en la industria se ha desempeñado como
geofísico de división, gerente de geofísica, gerente de
exploración y gerente de servicios técnicos. Estas posiciones lo llevaron a Mozambique, el Lejano Oriente,
Sudáfrica, Libia, Francia y EUA. Mart posee una licenciatura (con mención honorífica) en geología y física
de la Universidad de Nottingham en Inglaterra y ha
atendido varios programas de entrenamiento ejecutivo, incluyendo la Escuela de Negocios Wharton en
Filadelfia, Pensilvania.
Stephen Smith es líder del equipo de subsuelo para
Producción en Aguas Profundas de ChevronTexaco. Es
el responsable del planeamiento y la ejecución de
pozos y de las actividades de manejo de yacimientos en
todos los activos productivos de aguas profundas de la
compañía. Comenzó su carrera con Gulf Oil en 1981 en
Midland, Texas, ocupando una variedad de cargos en
exploración y producción. En 1992 se desempeñó como
gerente de ciencias de la tierra y gerente de estudios
estratégicos en Bakersfield, California. Allí fue responsable del desarrollo a largo plazo de activos de lutitas
silíceas y recursos de petróleo pesado. En 1999 fue
transferido a Nueva Orleáns, Luisiana, para ocupar su
cargo actual. Stephen obtuvo una licenciatura en geología de la Universidad del Occidente de Illinois en
Macomb, y una maestría en geología de la Universidad
de Indiana en Bloomington, EUA.
Oilfield Review
Chris Soufleris es gerente de generación de imágenes
en escala de profundidad de WesternGeco para
Europa, países de la ex Unión Soviética (CIS) y África.
Es responsable del éxito técnico y comercial de la
generación de imágenes en la región. Luego de cumplir funciones en la Armada Griega, se desempeñó
como geofísico en la Universidad Técnica Nacional en
Atenas, Grecia en 1983. El siguiente año ingresó en
Merlín Profilers, Ltd. para trabajar en adquisición
marina de datos sísmicos 2D. Desde 1984 hasta 1990,
se desempeñó como sismólogo en el grupo de
Proyectos Especiales y luego como gerente de servicios
de sísmica vertical para Western Geophysical en
Houston y Londres. Desde 1990 hasta 1995, fue geofísico para Chevron UK. Durante los siguientes dos años
se desempeñó como geofísico senior en geología de
desarrollo para Chevron. Volvió a ingresar en Western
Geophysical en 1997 como gerente del Reino Unido
para la generación de imágenes en escala de profundidad. Chris recibió una licenciatura en ingeniería topográfica de la Universidad Técnica Nacional en Atenas y
una maestría en geodesia de la Universidad de Oxford,
Inglaterra; un diploma DIC en métodos geofísicos del
Imperial College de la Universidad de Londres,
Inglaterra; y un doctorado en sismología de la
Universidad de Cambridge en Inglaterra.
Arturo Sulbarán es gerente del yacimiento Centro
Sur Lago para Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA).
Trabaja en la unidad de negocios de producción en
Maracaibo, Venezuela. Previamente, se desempeñó
como gerente del proyecto del campo Ceuta. Ha trabajado para PDVSA desde 1978 en ingeniería de perforación, operaciones de producción, desarrollo de
yacimientos y manejo de proyectos. Arturo posee una
licenciatura en ingeniería de petróleo de la
Universidad de Missouri en Rolla, EUA.
Kevin Thornsberry es ingeniero de yacimientos en la
unidad de negocios de aguas profundas de
ChevronTexaco. Está radicado en Nueva Orleáns,
Luisiana y es responsable del manejo de activos para
el campo Petronius. Desde que ingresó en Texaco
(ahora ChevronTexaco) en 1996, ha trabajado en ingeniería de yacimientos y manejo de activos en Nueva
Orleáns. También ha trabajado para Kerr-McGee (1989
a 1995) en ingeniería de yacimientos y manejo de activos en Houston, Texas. Kevin obtuvo una licenciatura y
maestría en ingeniería de petróleo de la Universidad
de Missouri en Rolla.
William Underhill es gerente del proyecto
SeismicMWD. Está asignado al Centro de Productos de
Schlumberger en Sugar Land, Texas. Ingresó en
Schlumberger en 1990 como ingeniero de desarrollo
para trabajar en el grupo de Estudios Avanzados de
Anadrill, donde investigó cuestiones de telemetría para
mediciones durante la perforación (MWD). En 1992,
fue transferido a Geco-Prakla como ingeniero líder para
el desarrollo del sistema Drill-Bit Seismic* y luego
estuvo a cargo de las pruebas de campo e introdujo este
sistema como servicio comercial en 1996.
Posteriormente, volvió a Sugar Land para trabajar en el
grupo de Estudios Avanzados de Wireline, explorando
nuevos conceptos en herramientas de pruebas de formación. En 1997 asumió el rol de ingeniero líder para el
desarrollo de sísmica LWD. También estuvo a cargo de
las pruebas de campo de las herramientas SeismicMWD
experimentales. Bill obtuvo una licenciatura en física
de la Universidad Colgate en Hamilton, Nueva York, y
una maestría y doctorado en ingeniería mecánica de la
Universidad de Arizona, Tucson, EUA.
Verano de 2002
Phil Whitfield es supervisor de generación de imágenes en escala de profundidad para WesternGeco en
Gatwick, Inglaterra. Allí supervisa los proyectos de
generación de imágenes llevados a cabo en la oficina
del Reino Unido. En el último año estos proyectos han
provenido de Rusia, la plataforma del Golfo de México,
Libia y muchas áreas del Mar del Norte. Después de
obtener una licenciatura en astronomía (con mención
honorífica) del University College en Londres,
Inglaterra en 1974, comenzó a trabajar como programador geofísico para Seiscom y luego para Digicon y
Geco. En 1980 ingresó en BP como programador
senior. Luego de cuatro años ingresó en Paradigm
Geophysical como geofísico de proyecto para generación de imágenes en escala de profundidad. Phil ha
ocupado su cargo actual desde 1997. Entre sus logros
cabe mencionar la terminación exitosa del primer proyecto de migración en profundidad con un modelo de
velocidad anisotrópica en el Mar del Norte en 1999.
Saliya Wickramasuriya obtuvo una licenciatura en
física de la Universidad Loughborough en Inglaterra
en 1984. Ingresó en Schlumberger como ingeniero de
campo en China. Posteriormente trabajó en Paquistán,
India y el Mar del Norte como ingeniero de campo,
ingeniero de distrito e ingeniero a cargo, llevando a
cabo y supervisando operaciones de adquisición de
registros con herramientas operadas a cable. En 1996
se desempeñó como instructor en el Centro de
Entrenamiento Británico de Schlumberger. Luego de
dos años fue transferido a Egipto como gerente de
campo. Posteriormente supervisó el distrito del Golfo
de Suez, el Desierto Oriental y Sinaí (GOS). En el año
2000 fue transferido a Dubai, Emiratos Árabes Unidos,
para asumir las responsabilidades de campeón de proyecto y gerente del área de reclutamiento de
Schlumberger. Allí ayudó a implementar y monitorear
el nuevo sistema interactivo de la compañía de manejo
de personal, mientras supervisaba el reclutamiento de
los nuevos ingenieros de campo para Oilfield Services.
Desde 2001 está radicado en Houston, Texas, trabajando como campeón de productos para la Plataforma
de Disparos con Herramientas Operadas a Cable y del
tractor de fondo de pozo, proporcionando un nexo
entre el campo, los Centros Tecnológicos y las oficinas
de Schlumberger Wireline en París, Francia.
Tom Zimmerman dirige el Centro de Productos de
Schlumberger situado en Sugar Land, Texas. Obtuvo su
licenciatura de la Universidad Purdue, West Lafayette,
Indiana, y su maestría de la Universidad de Maryland
en College Park, ambas en ingeniería mecánica. Tom
ingresó en Schlumberger en 1975 y ha ejercido diversos cargos en ingeniería y gerenciamiento, incluyendo
un intenso trabajo en técnicas de disparos y pruebas
de formación. Como Asociado de Schlumberger, Tom
es uno de los nueve expertos técnicos líderes que
guían la estrategia técnica de la compañía. Forma
parte de varias juntas académicas y de la industria,
que incluyen a la Sociedad Americana de Ingenieros
Mecánicos, a la Universidad Purdue y a la Comunidad
Técnica Eureka de Schlumberger.
Próximamente en Oilfield Review
Almacenamiento de gas natural en el subsuelo.
El almacenamiento de gas natural en el subsuelo es
una industria creciente que ayuda a los proveedores
de gas a satisfacer la demanda fluctuante. Los ingenieros que diseñan, construyen y monitorean las instalaciones de almacenamiento de gas dependen de un
rango de tecnologías que abarca desde la explotación
de minas de sal hasta los conocidos métodos de caracterización de yacimientos y construcción de pozos.
Protección de conexiones digitales.
La recolección de datos es beneficiosa para el negocio
sólo si pueden llevarse a una localización para su análisis. La transferencia y el almacenamiento seguro de
los datos constituyen tareas importantes en la infraestructura del sistema computarizado. Schlumberger
ahora ofrece soluciones digitales que brindan una
conexión segura a través de redes con las localizaciones remotas, requerida por el negocio de exploración y
producción. Actualmente se disponen de sistemas de
computación auto reparables, que minimizan los tiempos de inmovilización individuales y del sistema, y
reducen el tiempo de análisis de los datos.
Generación de imágenes sísmicas
del yacimiento.
Los operadores sacan mejor provecho de sus yacimientos combinando imágenes sísmicas de alta calidad con datos convencionales del yacimiento. Los
equipos de activos emplean esta información sísmica
calibrada para lograr una mejor comprensión de las
propiedades del yacimiento, lo cual les permite reducir
el riesgo en cada etapa de la vida útil de sus áreas
prospectivas.
Fracturamiento seguido de empaque de grava.
La combinación del fracturamiento hidráulico con limitación del crecimiento de la fractura (TSO, por sus
siglas en inglés), el cual genera fracturas cortas y altamente conductivas, con filtro mecánico y arreglos de
empacadores, permite controlar la producción de arena
en yacimientos no consolidados. Esta técnica se fue
haciendo cada vez más popular durante la década de
1990 para sortear el daño en la inmediaciones del pozo
y eliminar las limitaciones de productividad asociadas
con instalaciones convencionales de empaque de grava.
Este artículo examina las estimulaciones de alta permeabilidad y la evolución de este método a través de estudios de casos que ilustran los últimos avances en
materia de fluidos, apuntalantes, equipos de fondo de
pozo, simulación y ejecución de trabajos, así como los
adelantos en la evaluación posterior a la estimulación.
Se utiliza un asterisco (*) para denotar las marcas de Schlumberger.
67
NUEVAS PUBLICACIONES
Comparación de datos de registros
con otra información; Adquisición
óptima de registros y manejo de la
incertidumbre.
• Apéndices, Bibliografía, Índice
El libro está bien escrito y aparentemente contiene muy pocos errores...
Recomiendo este libro porque llena un
importante vacío entre la física de las
mediciones de registros y la interpretación de los datos.
Woodside J: The Leading Edge 20, no. 2
(Febrero de 2001): 216.
Adquisición de registros
geofísicos y control de calidad,
2da. edición
Philippe Theys
Editions Technip
27 Rue Ginoux
75737 París Cedex 15 Francia
1999. 453 páginas. $89.00
ISBN 2-7108-0748-3
Esta edición revisada actualiza los prerrequisitos para la adquisición de registros geofísicos precisos y describe los
requerimientos para el estricto control
de calibraciones de profundidad, procesamiento de señales y procedimientos
operativos. Su foco de atención se centra en el control de calidad, desde la
definición de variables en la adquisición
de registros y el análisis de errores
hasta la adquisición y corrección de
datos.
Contenido:
• Premisas: Introducción; Evaluación
del volumen de hidrocarburos; Recolección de datos y toma de decisiones; Elementos de metrología I:
Análisis de errores; Elementos de
metrología II: Consideraciones de
volumen; Elementos de metrología
III: Otros atributos; Preámbulo matemático: Propagación de errores.
• Adquisición de datos: Adquisición
de datos; Tecnología de fuente y
sensor; Efecto de la duración de la
medición en la precisión; Procesamiento de señales: Filtrado;
Mejoramiento de la resolución vertical a través del procesamiento;
Respuesta de la herramienta;
Correcciones ambientales; El verdadero ambiente; Adquisición de
registros de densidad; Calibración;
Monitoreo del comportamiento de
la herramienta; Medición de la profundidad; Levantamientos direccionales.
• Control de calidad de los datos: Plan
de calidad de los datos; Integridad
de la información; Manejo de
datos; Revisiones de la calidad de
los registros; Evaluación de la calidad de los datos; Imágenes y resonancia magnética nuclear;
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Este volumen es un libro de referencia muy útil para los geocientíficos
e ingenieros dedicados a la adquisición de registros, además de incluir
interesantes ejemplos educativos.
González-Muñoz JM: AAPG Bulletin 85, no. 5
(Mayo de 2001): 915-916.
[El libro] está escrito con un estilo
de fácil lectura, introduciendo un
orden en temas mutuamente relacionados. El trabajo presenta claramente
temas interesantes y mejora genuinamente la comprensión de problemas
de múltiples dimensiones en la adquisición y el control de calidad de los
registros.
Contenido:
• Las matemáticas como herramientas
para resolver problemas geológicos
• Relaciones comunes entre variables
geológicas
• Ecuaciones y cómo manipularlas
• Manipulación de ecuaciones más
avanzadas
• Trigonometría
• Más acerca de gráficas
• Estadística
• Cálculo diferencial
• Cálculo integral
• Apéndices, Índice
El libro es muy recomendado por
su lectura en general y su utilidad
como una herramienta de referencia
rápida...La aplicación consistente de
los conceptos matemáticos a escenarios geológicos es de gran utilidad,
mientras que los ejercicios en hojas
de cálculo constituyen una novedosa
e interesante técnica.
Telatovich ER: Journal of Sedimentary Research,
2001 (visite http://spot.colorado.edu/~jsedr).
Jarznya J: Pure and Applied Geophysics 158
(2001): 1101-1103.
Contenido:
• Escape en la dirección norte
• Una tierra que despierta de un sueño
• El misterio de Chedworth Bun
• El duque y la viuda del barón
• Una luz en el submundo
• El corte de Somerset
• La vista de York Minster
• Notas del cisne
• El dictador en la sala de dibujo
• El gran mapa concebido
• Un intervalo jurásico
• El mapa que cambió el mundo
• Un acto poco caballeresco
• La venta del siglo
• La furia de Leviatán
• El hombre perdido y encontrado
• Todo el honor para el doctor
• Glosario, Fuentes e Índice
Si bien el lugar prominente que
ocupa Smith en la historia de la geología está asegurado desde hace mucho
tiempo, los historiadores de las ciencias de la tierra y geólogos en el
mundo entero encontrarán la descripción biográfica y científica de Smith
elaborada por Winchester de considerable interés.
Pero el estudiante de la historia de
las ciencias de la tierra que desea
tener conocimiento sobre las influencias más filosóficas de William Smith
en la evolución de las ciencias de la
tierra...se sentirá desilusionado con el
discurso de Winchester...
Webb P-N: Geotimes 46, no. 12
(Diciembre de 2001): 32-33.
El mapa que cambió el mundo:
William Smith y el nacimiento
de la geología moderna
Matemáticas: Una herramienta
simple para geólogos
David Waltham
Blackwell Science
350 Main Street
Malden, Massachusetts 02148 EUA
2000. 208 páginas. $47.95 tapa dura;
$26.50 tapa blanda
ISBN 0-632-05345-3
Este libro enseña matemáticas simples,
utilizando ejemplos de geología para
ilustrar las ideas matemáticas y enfatizar la importancia de las matemáticas
para la geología. Cada capítulo contiene
ejercicios que refuerzan los conceptos
presentados y su foco de atención se
centra en las aplicaciones prácticas de
la geología.
Simon Winchester
HarperCollins
10 East 53rd Street
Nueva York, Nueva York 10022 EUA
2001. 329 páginas. $26.00
ISBN 0-06-019361-1
Esta biografía relata la historia de
William Smith, topógrafo e hijo de un
herrero negro, que produjo la primera
lista de estratos rocosos en el oeste de
Inglaterra y publicó el primer mapa
geológico de Inglaterra en 1815. El libro
documenta el logro científico de Smith
difundido contra toda adversidad; el
plagio de este extraordinario mapa, su
fracaso financiero y el retardo de su
reconocimiento.
Oilfield Review
Sistemas de plataformas
carbonatadas: Componentes
e interacciones
Publicación especial de la
Sociedad Geológica No. 178
E. Insalaco, P.W. Skelton and
T.J. Palmer (eds)
The Geological Society
Publishing House
Unit 7, Brassmill Lane
Bath BA1 3JN Reino Unido
2000. 231 páginas. $100.00
ISBN 1-86239-074-6
Este volumen monográfico es una colección de trabajos que tratan diferentes
aspectos sedimentológicos y paleocológicos de los ambientes de plataforma
somera carbonatada, que abarcan diferentes eras, tipos de plataforma y
ambientes climáticos. El libro se concentra en interacciones entre organismos y sus ambientes, teniendo en
cuenta todos los posibles niveles
jerárquicos de interacción.
Contenido:
• Sistemas de plataformas carbonatadas: Componentes e interacciones;
Una introducción
• Un constructor de arrecifes templados: Una evaluación del crecimiento,
la morfología y la composición de
colonias de Sabellaria alveolata (L.)
en plataformas carbonatadas en
Gales del Sur
• Tasas de crecimiento esquelético de
rudistas bivalvos del Cretácico
Superior: Complicaciones para la
producción de carbonatos y organismos; Retroalimentaciones del
ambiente
• Patrones espaciales y temporales de
macro socavado dentro de los sistemas de arrecifes de corales mesozoicos y cenozoicos
• Desarrollo de microfacies de oolitas
y estromatolito del Arquozoico
Tardío del grupo Ghaap de Sudáfrica
Verano de 2002
• Arrecifes y carpetas de corales en el
área norte del Mar Rojo como modelos para la retroalimentación organismo-ambiente en comunidades de
corales y su reflejo en el crecimiento
de texturas
• Diversidad, formas de crecimiento y
tafonomía: Factores clave que controlan la textura de carbonatos de
plataformas continentales dominados
por algas coralinas
• Factores que regulan el desarrollo de
congregaciones de rudistas
• Mortalidades en masa de corales de
arrecifes por la oscilación del niño
sureño: ¿Un modelo de extinciones
marinas por alta temperatura?
• Plataformas carbonatadas aisladas de
Belice, América Central: Facies sedimentarias, historia del Cuaternario
Tardío y factores de control
• Episodios de arrecifes, anoxia y cambios a nivel del mar en el frasniano
del Timan del sur (Plataforma rusa
noreste)
• Desarrollo del litosoma rudista en el
margen de la plataforma carbonatada
Maiella
• Fluctuaciones en la producción de
carbonatos de arrecifes fanerozoicos
• Tasas de sedimentación y potencial
de crecimiento de sistemas carbonatados tropicales, de agua fría y montículos de lodo calcáreo
• Índice
[El libro] presenta un grado sorprendente de coherencia y resultados
sólidos que los editores lograron explotar de semejante colección heterogénea
de trabajos sobre características muy
diferentes y escalas de sedimentación
de carbonatos en mares someros.
La calidad en general...es muy
buena. Sus trabajos se hallan bien
documentados y presentados...
Dado su principal tema, el libro
probablemente no resulte de mucho
interés para los geólogos de exploración, pero beneficiará más bien a los
lectores orientados a la investigación e
interesados en las plataformas carbonatadas...Es una importante y bienvenida contribución a la literatura
corriente sobre sistemas de deposición
de carbonatos.
Martín-Chivelet J: Sedimentary Geology 145,
nos. 1-2 (Diciembre de 2001): 152-154.
Métodos matemáticos modernos
para físicos e ingenieros
C.D. Cantrell
Cambridge University Press
40 West 20th Street
Nueva York, Nueva York 10011 EUA
2000. 763 páginas. $130.00 tapa
dura; $50.00 tapa blanda
ISBN 0-521-59180-5
El libro tiene por objetivo proporcionar
una educación matemática y computacional actualizada a estudiantes, investigadores e ingenieros practicantes. Se
incluyen temas clave en métodos analíticos y computacionales para el ingeniero y el científico físico en actividad,
en combinación con 400 problemas para
resolver en casa.
Contenido:
• Bases de computación
• Conjuntos y mapeo
• Evaluación de funciones
• Grupos, anillos y campos
• Espacios vectoriales
• Mapeo lineal I
• Funcionales lineales
• Productos interiores y normas
• Mapeo lineal II
• Convergencia en espacios vectoriales
normalizados
• Representaciones de grupos
• Funciones especiales
• Apéndices, Índice
La amplitud de cobertura....es muy
poco uniforme.
...sólo estudiantes muy motivados
con un amplio dominio de las matemáticas serían capaces (si lo desearan) de
conocer a fondo su contenido. El ingeniero en actividad buscaría más bien
textos pragmáticos...
Interpretación de sísmica 3-D:
Un manual básico para los
geólogos
Curso corto No. 48 del SEPM
Bruce S. Hart
Society for Sedimentary Geology
1731 East 71st Street
Tulsa, Oklahoma 74136 EUA
2000. 123 páginas. $56.00
($40.00 para miembros del SEPM)
ISBN 1-56576-073-5
Basado en notas para un curso corto en
interpretación sísmica, este libro presenta un vocabulario básico, así como
información de referencia y antecedentes en el método sísmico para geólogos.
Contenido:
• La revolución de la sísmica 3-D
• Base física de la sismología de
reflexión
• Adquisición y procesamiento
sísmico
• Interpretación de datos sísmicos 2-D
• Adquisición, procesamiento y
despliegue de la sísmica 3-D
• Interpretación de datos sísmicos 3-D
• Historias de casos selectos
• Resumen
• Referencias
...este libro posee una utilidad limitada como libro de referencia único
para alguien que pretende algo más en
el campo de la interpretación 3-D que
simplemente conocer la jerga. Existen
libros mucho mejores para este propósito que aparecen incluidos en su
bibliografía.
Chatfield A: Journal of Sedimentary Research, 2001
(visite http://spot.colorado.edu/~jsedr).
Fahidy TZ: Measurement Science and
Technology 12, no. 12 (Diciembre de 2001): 2211.
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Tecnología moderna del
petróleo, 6ta edición
Volumen 2 Downstream
Alan G. Lucas (ed)
John Wiley & Sons
605 Third Avenue
Nueva York, Nueva York 10158 EUA
2000. 478 páginas.
$600.00 (para los dos volúmenes)
ISBN 0-471-98411-6
Tecnología moderna del
petróleo, 6ta. edición
Volumen 1 Upstream
Richard A. Dawe (ed)
John Wiley & Sons
605 Third Avenue
Nueva York, Nueva York 10158 EUA
2000. 446 páginas.
$600.00 (para los dos volúmenes)
ISBN 0-471-98411-6
Dividido en dos volúmenes, Upstream y
Downstream, este libro observa las diferentes etapas del proceso de producción
para obtener materiales de petróleo
crudo y examina el proceso para refinar el
material crudo y producir los productos
finales.
Contenido:
• Bases de la exploración y la
producción
• Geociencia
• Geoquímica del petróleo
• Geofísica
• Operaciones de perforación
• Petrofísica
• Ingeniería de yacimientos
• Ingeniería de producción
• Gas natural
• Transporte
• Petróleo pesado y petróleo viscoso
• Índice
Este excelente y actualizado libro
de geología del petróleo puede ser un
texto de clase para el programa de
grado y postgrado en geología del
petróleo. El único problema es el
precio.
Escritos por reconocidos expertos internacionales en la industria y la academia, ambos volúmenes (Upstream y
Downstream) abarcan todos los aspectos del petróleo incluyendo tecnología
innovadora y cuestiones de medio
ambiente.
Contenido:
• La refinería del petróleo: Tipos,
estructura y configuración
• Petróleo crudo
• Procesamiento de petróleo crudo
• Craqueo catalítico
• Hidrocraqueo: Procesamiento de
hidrógeno
• Craqueo térmico, reducción de
viscosidad y coqueo
• Desasfaltado con solvente
• Gasificación por oxidación parcial
no catalítica de residuos de refinería
• Procesos de la gasolina
• Manufactura del gasoil y el
queroseno
• Procesos del petróleo base
• Manufactura del betumen
• La interfase petroquímica
• Eterificación
• Instalaciones de refinería
• Control y optimización
• Protección ambiental
• Introducción a la tecnología
de combustibles
• Gasolina y combustibles
relacionados
• Gasoil para automóviles
• Combustibles destilados y residuales
para calefacción y motores
• Combustibles para motores a
reacción
• Gas de petróleo licuado
• Elementos generales de la
tecnología de lubricantes
• Calidad del petróleo base
• Lubricantes de motores a gasolina
• Petróleos para motores diesel
• Lubricantes industriales
• Lubricantes para motores a gas
• Petróleo mineral blanco
• Grasa
• Betumen
• Cera
• Operaciones de mercadeo:
Almacenaje y distribución
• Estándares, especificaciones,
métodos de pruebas y códigos
de práctica
• Índice
Este libro es esencial para cualquier clase del programa de grado o
postgrado en ingeniería del petróleo.
No sólo trata el tema, sino que da a
conocer los desarrollos hasta la fecha.
...los dos volúmenes están actualizados y brindan una nueva visión sobre
los desarrollos que se están produciendo en la tecnología del petróleo.
Michael F: AAPG Bulletin 85, no. 11
(Noviembre de 2001): 2045.
Michael F: AAPG Bulletin 85, no. 11
(Noviembre de 2001): 2044-2045.
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Oilfield Review