Oilfield Review

Perfilaje sónico durante la perforación:
Respuestas de corte
Jeff Alford
Matt Blyth
Ed Tollefsen
Houston, Texas, EUA
Los ingenieros utilizan los datos acústicos de los registros sónicos para perforar en
John Crowe
Chevron Cabinda Gulf Oil Company Ltd
Luanda, Angola
la década de 1990 proporcionaban datos de ondas compresionales, pero no podían
Julio Loreto
Sugar Land, Texas
Saeed Mohammed
Dhahran, Arabia Saudita
forma más eficiente con márgenes de seguridad más amplios y optimizar las
terminaciones de pozos. Las herramientas sónicas LWD introducidas a mediados de
proveer datos de ondas de corte en todas las formaciones. Una nueva herramienta
acústica LWD mide los datos de ondas de corte en las formaciones en las que antes
esto resultaba imposible, y los ingenieros están utilizando esta información para
perforar con mayor certeza, determinar las direcciones óptimas de la perforación e
identificar las rocas con mejores características para la terminación del pozo.
Vivian Pistre
Sagamihara, Japón
Adrián Rodríguez-Herrera
Bracknell, Inglaterra
Traducción del artículo publicado en
Oilfield Review Primavera de 2012: 24, no. 1.
Copyright © 2012 Schlumberger.
Por la preparación de este artículo, se agradece a Raj
Malpani, Houston, y a Utpal Ganguly, Sugar Land, Texas.
Mangrove, Petrel, SonicScope, Variable Density y Visage
son marcas de Schlumberger.
4
El ambiente de perforación dentro del pozo genera
condiciones inhóspitas para las herramientas de
adquisición de registros (perfilaje) durante la perforación (LWD). La barrena de perforación tritura
las capas de rocas a medida que la sarta de perforación rotativa y el conjunto de fondo (BHA) impactan continuamente contra la pared del pozo,
golpeando los componentes electrónicos sensibles.
El lodo de perforación produce una oleada inicial
a través de la columna de perforación y sale por
la barrena, limpiando el pozo y llevando los recortes a la superficie. Si bien las herramientas LWD
están diseñadas para tolerar estos ambientes, las
herramientas sónicas LWD también deben adquirir datos en ambientes inundados de ruidos y
vibraciones.
Oilfield Review
Volumen 24, no.1
Pulso del
transmisor
Amplitud
La adquisición de datos sónicos durante la
perforación plantea desafíos; no obstante, las
compañías de servicios han trabajado para desarrollar herramientas sónicas LWD ya que proporcionan información de la que no se dispone
fácilmente con otros dispositivos de adquisición
de registros durante la perforación. Las mediciones derivadas de la propagación de las ondas
acústicas a través de los medios porosos proporcionan información de utilidad sobre las propiedades geológicas y geofísicas. Los petrofísicos
han desarrollado métodos para utilizar las mediciones acústicas en tiempo real a fin de determinar los atributos de las formaciones, entre los
que se encuentran la presión de poro y los gradientes de sobrecarga, la litología y las propiedades mecánicas. Los petrofísicos también utilizan
datos sónicos para la detección de gas, la evaluación de las fracturas y la calibración sísmica.
Las primeras herramientas sónicas LWD, introducidas a mediados de la década de 1990, proporcionaban mediciones de ondas compresionales
junto con datos de ondas de corte en ciertas formaciones. Estos datos eran utilizados para el cómputo de la porosidad sónica, la estimación de la
presión de poro y la correlación de los datos de
fondo de pozo basados en la profundidad con
datos sísmicos de superficie basados en el tiempo.
Las herramientas sónicas con cable utilizaban
diferentes fuentes y, dado que podían procesar y
transmitir los datos a velocidades más altas, proporcionaban respuestas que trascendían la capacidad
de sus primeras contrapartes LWD. Estas capacidades incluyen mediciones de información de ondas
compresionales y ondas de corte de alta calidad
para estimar las propiedades geomecánicas en las
formaciones blandas y la capacidad para determinar la orientación de las propiedades de las rocas
en las formaciones anisotrópicas. Una herramienta
sónica LWD recién introducida proporciona datos
de ondas compresionales y de corte en tiempo real
en formaciones en las que esto no era posible con
las herramientas anteriores.
Este artículo examina la utilización de los datos
sónicos en las operaciones de petróleo y gas, concentrándose en las herramientas LWD. Se incluye
un análisis de las mediciones sónicas cuadripolares, además del proceso de derivación de las propiedades mecánicas a partir de los datos sónicos.
Algunos casos de estudio demuestran cómo los
ingenieros pudieron extraer los datos de ondas
de corte en las formaciones blandas utilizando
modos sónicos cuadripolares. Estos datos, junto
con los datos de ondas compresionales, se utilizan luego para optimizar las prácticas de perforación, monitorear la presión de poro en tiempo
Arribos de ondas S
y de ondas de Rayleigh
Arribos de ondas
de Stoneley
Tiempo
Arribos
de ondas P
Arribos de
ondas de lodo
> Ondas acústicas. Las herramientas sónicas miden el tiempo que requiere
un pulso acústico de sonido para viajar desde un transmisor hasta un arreglo
de receptores. La onda acústica impacta el pozo, viaja a través de la formación
y luego vuelve a arribar a la herramienta en la que los receptores miden la
amplitud de la señal versus el tiempo. A medida que la onda acústica atraviesa
la roca, se generan diferentes tipos de ondas. Los primeros dos arribos son las
ondas compresionales, u ondas P, seguidas por las ondas de corte, u ondas S.
Estas dos son las más importantes para las aplicaciones petroleras porque
se utilizan para computar la porosidad y las propiedades mecánicas.
Las ondas de Rayleigh, de lodo y de Stoneley arriban más tarde.
denominan a esta medición “lentitud” (la inversa
de la velocidad); la lentitud se expresa como
tiempo de viaje por unidad de longitud. Esta medición se conoce también como medición delta t
(Δt) porque es el tiempo de tránsito interválico
Algunos fundamentos de la acústica
Las herramientas de adquisición de registros que requiere la onda acústica para recorrer 1 m o
acústicos miden el tiempo que requiere un pulso 1 pie de formación.
Las ondas acústicas se propagan a través de
acústico audible para propagarse desde un transmisor, a través del lodo, a lo largo del pozo, nueva- un medio sólido de diversos modos, tales como
mente a través del lodo, y finalmente hasta un las ondas compresionales y de corte, y estos modos
arreglo de receptores a lo largo del cuerpo de la poseen diferentes velocidades (arriba). Además
herramienta. Este tiempo medido equivale al de éstos, en la señal sónica se pueden identificar
tiempo de viaje acumulado a través de los diver- otros modos, tales como las ondas de Rayleigh, de
Oilfield Review
lodo y de Stoneley.1
sos medios atravesados.
SPRING 12
La velocidad de la onda acústica, medida
a
lo
materiales han sido caracterizados
Sonic Scope Fig.Muchos
1
largo del arreglo de receptores, es la ORSPG
velocidad
por su 1lentitud acústica (abajo). Por ejemplo, una
12-SNSCP
del sonido que atraviesa las formaciones directa- onda acústica compresional se propaga a través del
mente opuestas a los receptores. Los petrofísicos acero con una velocidad de 187 μs/m [57 μs/pie].
real durante la perforación, mejorar las terminaciones y estimar las propiedades geomecánicas
de las formaciones.
Material
Acero
Lentitud de ondas
compresionales
Δt c, µs/m [µs/pie]
Lentitud de ondas
de corte
Δt s, µs/m [µs/pie]
187 [57]
338 [103]
Arenisca
182 [55,5]
289 [88]
Caliza
155 [47,3]
290 [88,4]
143 [43,5]
236 [72]
Dolomía
Lutita
200 a 300 [61 a 91]
Varía
Agua dulce
715 [218]
No corresponde
Salmuera
620 [189]
No corresponde
> Valores característicos de la lentitud de las ondas compresionales (∆tc) y
la lentitud de las ondas de corte (∆ ts).
1. Las ondas de Rayleigh, llamadas así en honor a Lord
Rayleigh quien predijo su existencia en el año 1885, son
ondas dispersivas dependientes de la frecuencia que se
desplazan a lo largo de la superficie del pozo. Las ondas
de Rayleigh se utilizan para evaluar la variación de la
velocidad con la profundidad. Las ondas de lodo son
arribos provenientes del pulso sónico original que se
desplazan desde el transmisor, a través de la columna
de lodo, y que luego son detectadas en los receptores
de la herramienta. Las ondas de Stoneley, que deben
su nombre a Robert Stoneley, son ondas de superficie
asociadas con la interfase sólido-fluido a lo largo de la
pared de un pozo. Se utilizan para estimar la densidad
de las fracturas y la permeabilidad.
5
Las ondas compresionales viajan a través de la
arenisca de porosidad nula con una velocidad de
aproximadamente 182 μs/m [55,5 μs/pie] y a través
de la caliza con una velocidad de aproximadamente 155 μs/m [47,3 μs/pie]. Las ondas compresionales que pasan a través de las rocas de
formaciones que contienen agua, petróleo o gas,
tienen tiempos de viaje más largos que las que
atraviesan las rocas sin porosidad. El cambio del
tiempo de viaje está relacionado con el fluido presente en el espacio poroso de la roca, que es una
función de la porosidad. Las mediciones sónicas
de la porosidad fueron un factor clave en el desarrollo inicial de las herramientas de adquisición
de registros acústicos.
Dependiendo de la medición física necesaria,
la herramienta de adquisición de registros acústicos puede diseñarse con transmisores, o fuentes, para generar un determinado tipo de pulso
de presión. La forma más básica, y el tipo común
entre todas las formas de herramientas acústicas,
es la fuente monopolar. Las fuentes monopolares
producen un campo de presión radial, análogo al
patrón de ondas producido por un canto rodado
arrojado a la superficie de un estanque pero en
Formación rápida
tres dimensiones. Estas fuentes se utilizan principalmente para obtener la lentitud de las ondas
compresionales de la formación.
Como parte del proceso de medición de la lentitud de las ondas compresionales, una fuente monopolar genera una onda compresional en el fluido
del pozo que rodea a la herramienta. El patrón de
ondas se expande en sentido radial, propagándose
con la lentitud de las ondas compresionales del
fluido hasta que se encuentra con la pared del pozo
en la que una parte de la energía vuelve a reflejarse
y otra parte se refracta en la formación (abajo).
La ley de Snell define la relación entre el ángulo
de refracción y la relación de las velocidades acústicas en el fluido y en la formación.2 La energía que
se refracta en forma crítica viaja a lo largo de la
pared del pozo hacia los receptores. La energía
refractada se propaga a través de la formación
como una onda compresional y viaja más rápido
que la onda del fluido porque la formación es más
rígida que el fluido.
La onda compresional críticamente refractada genera una onda cónica en el pozo, que viaja
con la velocidad compresional de la formación.3
Según el principio de Huygens, en cada punto a lo
Formación lenta
Onda compresional
Pozo
Ondas
cónicas
Pozo
Onda compresional
Onda de corte
Onda
de fluido
Onda
de fluido
Fuente
monopolar
Fuente
monopolar
Onda P
Onda S
Onda de Stoneley
Tiempo de viaje
Distancia entre el transmisor y el receptor
Distancia entre el transmisor y el receptor
Onda cónica
Onda P
Onda de Stoneley
Tiempo de viaje
> Ondas acústicas de fuentes monopolares. Las herramientas sónicas monopolares generan un pulso
de energía que impacta la formación y luego se propaga a lo largo del pozo como una onda cónica
compresional. En las formaciones duras, o rápidas (extremo superior izquierdo), la onda compresional,
u onda P, genera ondas de corte, u ondas S, que arriban más tarde en el tiempo que las ondas P
(extremo inferior izquierdo). Las formaciones blandas, o lentas, (extremo superior derecho) sustentan
las ondas de corte, pero éstas se refractan en la formación y pueden no arribar a los receptores
(extremo inferior derecho). Las herramientas actuales cuentan con múltiples receptores, y la señal
sónica arriba más tarde a medida que se incrementa la distancia entre el transmisor y el receptor.
Si bien la amplitud de la señal se reduce con la distancia entre el transmisor y el receptor, los datos
pueden ser desplazados en el tiempo y apilados para mejorar la coherencia y la relación señal-ruido.
Las ondas de Stoneley (verde) arriban más tarde en el tiempo que las ondas P y S.
6
largo de la pared del pozo, la onda compresional
actúa como una fuente nueva, transmitiendo las
ondas de regreso al pozo. La onda cónica compresional llega finalmente al arreglo de receptores,
lo cual permite el cómputo de la velocidad compresional de la formación.
Cuando la onda compresional de una fuente
monopolar se refracta en la formación, parte de la
energía compresional se convierte en ondas de corte
que se refractan en la formación. Mientras que las
ondas compresionales se propagan tanto a través
del pozo lleno de fluido como de la matriz de la roca
porosa, las ondas de corte no son sustentadas por
los fluidos y viajan a través de los medios porosos
rellenos de fluido mediante la propagación, entre
un grano y otro, a través de la matriz de la roca.
Si la lentitud de las ondas de corte de la formación
es menor que la lentitud de las ondas compresionales del fluido del pozo —situación que se conoce
como formación rápida— la onda refractada se
refracta críticamente y genera una onda cónica de
corte en el pozo. Esta onda cónica viaja con la
velocidad de corte de la formación y puede ser
detectada por el arreglo de receptores. De este
modo, las herramientas acústicas monopolares
proporcionan velocidades de corte, pero sólo en
el caso de formaciones rápidas.
Si la lentitud de las ondas de corte de la formación es mayor que la lentitud de las ondas compresionales del fluido del pozo —condición que se conoce
como formación lenta— la onda compresional
seguirá refractándose al llegar al pozo, pero el
ángulo de refracción es tal que la refracción crítica
nunca ocurre, y en el pozo no se produce ninguna
onda cónica. Por consiguiente, en los receptores no
se detecta ninguna onda cónica de corte, y la velocidad de corte no puede determinarse. Ésta es una
limitación fundamental de las fuentes monopolares
para la adquisición de registros acústicos.
Por consiguiente, la capacidad para medir la
lentitud de las ondas de corte con una fuente
monopolar depende tanto del fluido del pozo como
de las propiedades de la formación. Los valores de
lentitud en el fluido del pozo varían entre aproximadamente unos 620 μs/m [189 μs/pie] para los lodos
a base de agua y 787 μs/m [240 μs/pie] o un valor
menor para los lodos sintéticos a base de aceite.
Las formaciones lentas son comunes en las profundidades de pozos someros, debido a la falta de compactación producida por la presión de sobrecarga.
Por la misma razón, las formaciones lentas son
comunes en los ambientes de perforación de aguas
profundas. Los datos de corte, que son cruciales
para determinar la resistencia y la estabilidad del
pozo en las formaciones lentas, no pueden ser
extraídos de los datos adquiridos con herramientas que emplean solamente fuentes monopolares.
Oilfield Review
Pozo
Desplazamiento radial
Patrones de radiación
Sección transversal
no deformada
Onda compresional
Desplazamiento
radial
Modo monopolar
Sección transversal
90
180
270
360
Azimut
Onda flexural 1
Onda flexural 1
Onda flexural 2
Onda flexural 2
Desplazamiento
radial
Modo dipolar
90
180
270
360
Azimut
Onda cuadripolar
Desplazamiento
radial
Modo cuadripolar
90
180
270
360
Azimut
> Fuentes acústicas. Tres tipos de fuentes acústicas se utilizan en la adquisición de registros de pozos: monopolar (extremo superior),
dipolar (centro) y cuadripolar (extremo inferior). Las fuentes monopolares generan ondas acústicas que irradian desde la herramienta y
viajan a través de la formación como ondas compresionales. Las fuentes dipolares generan ondas flexurales direccionales. Las fuentes
dipolares cruzadas emiten dos ondas flexurales orientadas con una separación de 90°. Las fuentes cuadripolares generan formas de
ondas complejas que son dependientes de la frecuencia. Con frecuencias muy bajas, se propagan a velocidades que se aproximan
a la velocidad de las ondas de corte. Las estrellas azules representan la localización aproximada a lo largo del pozo de la onda
representada en la sección transversal.
En las secciones del pozo en las que con mucha
frecuencia más se necesitan, estos datos no se
encuentran disponibles.
Las limitaciones de las fuentes monopolares
para la medición de los datos de ondas de corte en
formaciones lentas condujeron al desarrollo de la
tecnología de adquisición de registros dipolares.4
Las herramientas con fuentes dipolares generan
una onda flexural que es análoga a zarandear el
pozo (arriba). Las ondas flexurales son dispersivas —su velocidad varía con la frecuencia— y
con bajas frecuencias, viajan a la velocidad de las
ondas de corte. Las herramientas con fuentes dipolares poseen la capacidad para proporcionar mediciones de la lentitud de las ondas de corte sin
importar la lentitud del lodo; por consiguiente, son
útiles para obtener mediciones de la lentitud en
formaciones lentas.
La fuente dipolar también es de naturaleza
direccional, y mediante la utilización de arreglos
de receptores direccionales y dos de dichas fuentes separadas por 90°, los ingenieros pueden
derivar datos de corte orientados del área que
rodea el pozo. Esta medición dipolar cruzada provee información, tal como azimuts de esfuerzo
máximo y mínimo, perfiles de velocidad radial
con la distancia respecto de la pared del pozo y la
orientación de los datos de corte anisotrópicos.
Volumen 24, no.1
Las herramientas de adquisición de registros
acústicos operadas con cable que combinaban una
fuente monopolar, para los datos compresionales y
de corte en las formaciones rápidas, y fuentes
dipolares cruzadas para los datos de corte orientados en las formaciones lentas, fueron introducidas
en la década de 1980. Las compañías de servicios
siguen utilizando este tipo de herramientas, si
bien las actuales herramientas operadas con cable
con estas fuentes proporcionan un rango más
amplio de mediciones para aplicaciones petroleras que las herramientas previas.5
Oilfield
Reviewintroducida recienUna tercera fuente
acústica,
SPRING 12
temente para aplicaciones petroleras, genera
Sonic Scope Fig. 3
ondas cuadripolares.
Con
frecuencias
ORSPG
12-SNSCP
3 muy bajas,
estas ondas viajan a través de la formación a una
velocidad comparable con la de las ondas de corte.
Al igual que los datos de corte dipolares, los datos
cuadripolares convergen asintóticamente en la
velocidad de las ondas de corte.6 Aunque levemente similares a las ondas dipolares, exhiben
un patrón de propagación diferente que es más
difícil de conceptualizar. Otro término con el que se
las conoce —ondas helicoidales— presenta una
imagen de cómo se desplazan a lo largo del pozo.
En la actualidad, las compañías de servicios utilizan fuentes cuadripolares en las herramientas
LWD solamente.
2. Al matemático holandés Willebrord Snellius se le
atribuye la formulación de las leyes de refracción de
las ondas. La ley de Snell establece que la relación de
los senos de los ángulos de incidencia, i, y de refracción,
R, es equivalente a la relación de las velocidades de
fase, V, en los dos medios. En este caso, los medios
corresponden al lodo, m, y a la formación, ƒ. La relación
puede expresarse de la siguiente manera:
V
sen i
= m .
sen R
Vƒ
La refracción crítica se produce cuando el ángulo de
refracción es igual o mayor que 90°, lo que significa
que la onda se propaga a lo largo de la pared del pozo.
3. El principio de Huygens, que lleva el nombre del
científico holandés Christian Huygens, establece que
todos los puntos de un frente de onda pueden ser
considerados la fuente de ondículas secundarias que se
dispersan en todas las direcciones con una velocidad
equivalente a la velocidad de propagación de las ondas.
4. Para obtener más información sobre las herramientas
sónicas dipolares cruzadas, consulte: 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
1998): 40–55.
5. Para obtener más información sobre los avances en
adquisición de registros sónicos, consulte: Arroyo Franco
JL, Mercado Ortiz MA, De GS, Renlie L y Williams S:
“Imágenes de la pared del pozo y sus inmediaciones,”
Oilfield Review 18, no. 1 (Verano de 2006): 16–35.
6.Una gráfica de dispersión de la lentitud (inversa de la
velocidad) de las ondas de corte, a partir de datos
dipolares, versus la frecuencia de la onda acústica,
convergerá asintóticamente en el valor de la lentitud
de las ondas de corte de la formación.
7
8
Dipolo operado
con cable
Dipolo LWD
Pozo
Pozo
Respuesta flexural
de la herramienta
Herramienta
Herramienta
Respuesta flexural
de la formación
Lentitud de ondas de
corte de la formación
Asíntota de la onda de corte
Frecuencia
Lentitud
Interferencia débil
Lentitud
El desarrollo de las
herramientas acústicas LWD
Las herramientas acústicas operadas con cable
ofrecen mediciones de alta calidad en ambientes
con niveles de ruido relativamente bajos, pero presentan ciertas fallas. El retardo entre los procesos
de perforación y adquisición de registros, junto
con los métodos de operación necesarios para desplegar las herramientas con cable, plantea complicaciones. En los pozos horizontales de alcance
extendido, el emplazamiento de las herramientas
en la profundidad final (TD) también puede ser
complicado y lento, si bien a lo largo de los años se
han desarrollado numerosas técnicas de operación
de herramientas.7 Por otra parte, las herramientas
sónicas operadas con cable deben centralizarse y
su peso puede tornar problemático el centrado
en pozos horizontales y de alto ángulo. Además, la
interrupción de las operaciones de perforación
durante la adquisición de registros aumenta significativamente el costo incremental de la operación de adquisición de registros, especialmente
en las operaciones de perforación en aguas profundas en las que las tarifas diferenciales del
equipo de perforación —el costo total de operación diario— alcanzan USD 1 millón como rutina.
Para muchas aplicaciones, incluida la predicción de la presión de poro y el análisis de estabilidad del pozo, la capacidad para adquirir datos
durante la perforación y la utilización de los
datos lo más pronto posible incrementan significativamente su valor. Las mediciones con cable
se obtienen varios días o incluso varias semanas
después de perforar una formación, y por ende
pueden ser utilizadas solamente para la revisión
de problemas o la planeación de pozos futuros.
Los datos acústicos también son afectados por
las condiciones y los desafíos del pozo —tales
como la invasión del filtrado de lodo y la rugosidad— que pueden introducir errores de medición,
cuya severidad tiende a aumentar con el tiempo
después de perforar un intervalo. Además, en los
ambientes que involucran pozos dañados o inestables, puede suceder que las herramientas operadas con cable no alcancen la TD, o los operadores
pueden optar por abstenerse de ejecutar las operaciones de adquisición de registros por temor al
atascamiento de las herramientas. Estas preocupaciones condujeron, en parte, al desarrollo de
las herramientas acústicas LWD.
Las herramientas sónicas LWD introducidas a
mediados de la década de 1990 utilizaban fuentes
monopolares y medían la lentitud de las ondas
compresionales de la formación.8 Estas mediciones eran puestas a disposición en tiempo real
Interferencia fuerte
Respuesta de la herramienta
sónica dipolar LWD
Frecuencia
> Fuentes dipolares en las herramientas LWD y en las herramientas operadas con cable. Las ondas
flexurales provenientes de las fuentes dipolares son dispersivas. En el pozo, una herramienta operada
con cable (izquierda) está diseñada de manera que la señal flexural (línea azul) que atraviesa el cuerpo
de la herramienta no interfiera con los datos de la lentitud de las ondas flexurales de la formación
(rojo). Los datos de lentitud representados versus la frecuencia en una gráfica de dispersión se
aproximarán al valor de la lentitud de las ondas de corte de la formación en la asíntota (línea
horizontal de guiones). Para tolerar los rigores asociados con la perforación, las herramientas
sónicas LWD (derecha) se integran en un portamechas (lastrabarrenas, collar) rígido. La onda flexural
(verde) que se propaga a través de una herramienta LWD interfiere con la medición y la distorsiona
(línea negra gruesa de guiones) de manera que no sigue la asíntota de lentitud de las ondas de corte
de la respuesta flexural de la formación (rojo). Por este motivo, las compañías de servicios adoptaron
fuentes cuadripolares en vez de dipolares para las herramientas sónicas LWD.
mediante el envío a la superficie de los datos acús- tiempo real. Uno de los obstáculos para el desarrollo
ticos, junto con otras mediciones LWD, con siste- de las herramientas sónicas LWD fue la consideración de la energía proveniente del transmisor que
mas de telemetría de pulsos a través del lodo.
Los ingenieros podían monitorear las tenden- arribaba al arreglo de receptores después de pasar a
cias de presión de poro y computar la porosidad través del cuerpo de la herramienta. Para lograr la
sónica a partir de los datos compresionales, y los integridad durante la perforación, y dado que deben
geofísicos podían relacionar los eventos del pozo,
7.Para obtener más información sobre los métodos de
derivados de la profundidad, con eventos sísmicos
operación de las herramientas de adquisición de
registros, consulte: Billingham M, El-Toukhy AM,
de superficie basados en el tiempo. Mediante la utiHashem MK, Hassaan M, Lorente M, Sheiretov T y
lización de las tendencias de presión de poro mediLoth M: “Transporte de herramientas en pozo abierto
y entubado,” Oilfield Review 23, no. 2 (Diciembre
das durante la perforación, los ingenieros pueden
de 2011): 20–35.
Oilfield Review
evitar los peligros tales como la perforación
de
8.Degrange J-M, Hawthorn A, Nakajima H, Fujihara T y
SPRINGdel
12
Mochida M: “Sonic While Drilling: Multipole Acoustic
zonas sobrepresionadas y optimizar la densidad
Sonic Scope Fig.Tools
4 for Multiple Answers,” artículo IADC/SPE 128162,
lodo de perforación. Para operaciones de procesapresentado
en la Conferencia y Exhibición de
ORSPG 12-SNSCP
4
Perforación de las IADC/SPE, Nueva Orleáns,
miento avanzadas, tales como la extracción de datos
2 al 4 de febrero de 2010.
de corte en formaciones rápidas, se disponía de for9.Para una explicación detallada de los procesos de
mas de ondas completas para el disparo de cada
modelado y procesado cuadripolares, consulte:
Scheibner D, Yoneshima S, Zhang Z, Izuhara W, Wada Y,
transmisor, pero éstas se guardaban en la memoria
Wu P, Pampuri F y Pelorosso M: “Slow Formation Shear
de la herramienta y se recuperaban cuando las
from an LWD Tool: Quadrupole Inversion with a Gulf of
Mexico Example,” Transcripciones del 51er Simposio
herramientas volvían a la superficie.
Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Perth,
A lo largo de los años, las herramientas sóniAustralia Occidental, Australia, 19 al 23 de junio de 2010,
artículo T.
cas LWD han atravesado diversas etapas, centrándose principalmente en el mejoramiento de 10.Scheibner et al, referencia 9.
11.La herramienta SonicScope también puede generar
la confiabilidad y la consistencia de las respuesondas flexurales dipolares cruzadas, pero actualmente
no se utilizan.
tas derivadas de las fuentes monopolares y en el
incremento del volumen de datos disponibles en
Oilfield Review
ser tan resistentes como el resto de la sarta de perforación, las herramientas LWD se integran en
portamechas (lastrabarrenas, collares) de acero.
Las ondas acústicas se propagan fácilmente a través
de estos collares y su arribo en los receptores enmudece las señales de la formación. La eliminación de
los arribos de los collares constituía un problema
considerable para las herramientas de primera
generación.
Las cubiertas de las herramientas ranuradas
y los materiales diseñados para atenuar los arribos de las herramientas para las herramientas
sónicas operadas con cable no constituyen una
opción para las herramientas LWD, de modo que
los ingenieros tuvieron que desarrollar otros
métodos para limitar la energía acoplada directamente desde el collar. Las herramientas sónicas
LWD de primera generación estaban provistas de
collares muy acanalados, que limitaban con éxito
los efectos de los arribos de las herramientas sobre
los datos medidos. No obstante, este diseño se tradujo en collares que eran más flexibles que el resto
del conjunto de fondo (BHA), lo que incrementó la
susceptibilidad de la herramienta con respecto a
los impactos, las vibraciones, su inclinación entre
los receptores y la excentricidad.
Una de las fallas más cruciales que los ingenieros buscaron abordar fue la incapacidad para
obtener datos de corte en todas las formaciones,
lo que las fuentes monopolares no podían lograr.
Primero, los ingenieros intentaron reproducir la
física en la que se basan las herramientas operadas
con cable. Mediante la experimentación con fuentes
dipolares, descubrieron que precisamente en el
rango de frecuencia necesario para adquirir la información de corte en la mayoría de las formaciones,
existía interferencia entre la señal flexural del collar
dipolar y la señal de la formación (página anterior).
Por consiguiente, en vez de mediciones dipolares,
Schlumberger y otras compañías de servicios
adoptaron una técnica cuadripolar para las herramientas sónicas LWD.9
Al igual que con las ondas dipolares, las ondas
cuadripolares son dispersivas, lo que significa que
su velocidad depende de la frecuencia. Con frecuencias bajas, la velocidad se aproxima a una asíntota
equivalente a la velocidad de corte de la formación.
Con el procesamiento y una técnica de inversión sísmica se extraen los valores de lentitud de las ondas
de corte a partir de los datos medidos de dispersión cuadripolar. No obstante, debido a que los componentes de baja frecuencia de la señal cuadripolar
se atenúan rápidamente, el perfil de dispersión
cuadripolar no alcanza la asíntota de la velocidad de
corte de la formación con tanta claridad como los
datos de dispersión derivados de las ondas flexurales
generadas por las fuentes dipolares.
Volumen 24, no.1
Transmisor multipolar de banda ancha
48 receptores digitales de banda ancha
> Herramienta LWD SonicScope. Incorporada en un portamechas rígido de unos 9 m [30 pies] de
largo, la herramienta SonicScope cuenta con un transmisor multipolar de banda ancha y puede ser
programada para adquirir datos en diversos modos. Los 48 receptores localizados en la parte externa
de la herramienta están separados por una distancia de 4 pulgadas y proporcionan datos de alta
resolución con alta densidad espacial.
El perfil más dispersivo de los datos cuadripo- El alcance del diseño
lares puede traducirse en una velocidad de onda de las herramientas LWD
inferior a la velocidad de corte de la formación real. Para abordar la necesidad de contar con una
Los datos cuadripolares son afectados por las pro- herramienta LWD cuadripolar, Schlumberger
piedades de la formación, las condiciones del pozo, desarrolló la herramienta de adquisición de regislas propiedades del lodo de perforación, las caracte- tros sónicos multipolares durante la perforación
rísticas de la herramienta y la presencia y posición SonicScope. La herramienta SonicScope presenta
de ésta en el pozo. Es crucial que los ingenieros un amplio espectro de aplicaciones porque puede
comprendan estos efectos, que pueden ser específi- adquirir datos en varios modos. Si bien las rescos de la herramienta, para extraer la lentitud de puestas dependen del tipo de dato adquirido y de
las ondas de corte de los datos cuadripolares. cómo es procesado, perforadores, geofísicos, geóAdemás, el procesamiento de los datos cuadripola- logos, petrofísicos, ingenieros de yacimientos e
res es más complejo que el procesamiento de los ingenieros de terminación de pozos por igual pueOilfield Review
den utilizar la información que provee.
datos dipolares.10
SPRING 12
Los ingenieros realizaron procesos extensivos
Sonic Scope Fig.La5 herramienta SonicScope adquiere mediciones monopolares
y cuadripolares con un transmide modelado y pruebas para confirmar ORSPG
la validez
12-SNSCP
5
de la tecnología de fuentes cuadripolares y de la sor potente de banda ancha que excita el pozo en
técnica de procesamiento utilizada para extraer ambos modos, en un rango de frecuencia comprenlos datos de corte en formaciones lentas. Gracias a dido entre 1 y 20 kHz.11 Se trata de 48 receptores
estos esfuerzos, las fuentes cuadripolares son el con un espaciamiento de 10 cm [4 pulgadas],
modo común utilizado por las compañías de ser- instalados en la parte externa de la herramienta,
vicios para extraer los datos de corte en las for- en canaletas protegidas posicionadas con una
maciones lentas utilizando herramientas LWD, si separación de 90° (arriba). Los receptores están
bien los métodos de extracción de las respuestas dispuestos en cuatro arreglos que proporcionan
difieren entre una compañía y otra.
12 mediciones axiales y 4 mediciones azimutales.
Las herramientas sónicas LWD cuadripolares Cada arreglo contiene 12 digitalizadores, uno
ofrecen respuestas de las que no se disponía con para cada sensor. El espaciamiento entre translas herramientas monopolares. No obstante, estas misor y receptor se optimiza para maximizar la
herramientas no reemplazan totalmente las capa- relación señal-ruido. La capacidad de memoria
cidades de las herramientas dipolares cruzadas de 1 GB de la herramienta posibilita el registro
operadas con cable porque las fuentes cuadripola- de todos los modos, incluso con velocidades de
res no son direccionales. Pero esta capacidad registro de datos de una vez por segundo. La verrecién adquirida para proporcionar datos de sión actual de la herramienta posee un diámetro
corte en formaciones rápidas y lentas en tiempo de 43/4 pulgadas; existen herramientas más granreal incrementa considerablemente el valor de des, con diámetros de 63/4, 81/4 y 9 pulgadas, en prolas herramientas sónicas LWD.
ceso de desarrollo.
9
Utilización de los datos
Las propiedades geomecánicas en sitio no pueden medirse en forma directa, pero pueden ser
computadas utilizando valores de lentitud de
ondas compresionales y de corte en combinación
con la densidad volumétrica de la roca.12 Para el
caso isotrópico, en el que las propiedades del
material son las mismas en todas las direcciones,
los especialistas en geomecánica aplican la ley de
elasticidad de Hooke para derivar ecuaciones
simples que utilizan mediciones derivadas de los
registros para calcular diversos módulos elásticos (abajo, a la izquierda).13 El módulo compresional, M (también denominado modo de ondas P
o longitudinal), se computa a partir de los datos
de ondas compresionales. De un modo similar, el
módulo de corte, G, una medida de la capacidad
de un material para tolerar la cizalladura, se
computa a partir de los datos de ondas de corte.
Profundidad, pies
Generalmente, la herramienta se programa en
el campo para registrar mediciones monopolares
de alta frecuencia para la determinación de la
lentitud de ondas compresionales y la lentitud de
ondas de corte en las formaciones rápidas, datos
monopolares de baja frecuencia para las ondas de
Stoneley y datos cuadripolares para la adquisición
de datos de corte en las formaciones lentas. Para el
modo cuadripolar, los datos son adquiridos en un
rango de frecuencias de hasta 2 kHz. A partir del
análisis de dispersión, que utiliza un algoritmo de
inversión para el mejor ajuste de las respuestas
modeladas, los ingenieros pueden extraer valores
de la lentitud de las ondas de corte menores a
2 000 μs/m [600 μs/pie]. La herramienta SonicScope
es totalmente combinable con otras herramientas
MWD y LWD. Si se combinan con otras mediciones, tales como los datos de densidad, los datos
acústicos ofrecen soluciones para aplicaciones
que incluyen la correlación sísmica, la determinación de la presión de poro, la interpretación de
registros en litologías complejas y las propiedades
geomecánicas de las rocas.
Una vez determinados estos dos valores, se pueden calcular el módulo de compresibilidad, K; el
módulo de Young, E; y la relación de Poisson, ν.
El modulo de compresibilidad es la relación
entre el esfuerzo normal promedio y la deformación volumétrica y el grado en que un material
puede tolerar la carga de compresión isotrópica
antes de la falla. El módulo de Young relaciona la
Resistividad de atenuación
0,2
Rayos gamma
0
°API
ohm.m
2 000
Lentitud de ondas
acústicas LWD
Resistividad de
cambio de fase
150 0,2
ohm.m
2 000 150
µs/pies
50
X2 000
Tendencia de
compactación
X3 000
X4 000
X5 000
X6 000
X7 000
M=
a ρb
(Δt c ) 2
K =M –
.
4G .
3
ν=
G =
E =
a ρb
(Δt s ) 2
.
9KG .
3K + G
3K – 2G .
6K + 2G
> La ley de Hooke y los módulos elásticos
isotrópicos. Para el caso de las rocas
isotrópicas, los ingenieros utilizan tres
mediciones derivadas de los registros para
obtener cinco propiedades mecánicas. El módulo
compresional, M, se computa a partir del tiempo
de lentitud de ondas compresionales (Δtc) y de la
densidad volumétrica, ρb. El módulo de corte, G,
se calcula a partir del tiempo de lentitud de
ondas de corte (Δts) y de la densidad volumétrica.
La a en ambas ecuaciones es una constante de
conversión de unidades. A su vez, estos dos
módulos se utilizan para computar el módulo de
compresibilidad, K, el módulo de Young, E, y la
relación de Poisson, ν.
10
X8 000
> Búsqueda de tendencias. Los datos de rayos gamma LWD adquiridos
en tiempo real (Carril 1) indican que el pozo está penetrando la lutita en
la mitad superior de esta sección. Siempre que la barrena permanezca
en una sección de lutita, existen pocas posibilidades de que se registre
sobrepresión y se produzca un golpe de presión; no obstante, si la
barrena ingresa en una zona permeable, existe el riesgo de influjo de
fluidos de formación. Habitualmente, el perforador optará por manejar
la sobrepresión mediante el incremento de la densidad del lodo, pero si
las formaciones más someras no son suficientemente resistentes para
sustentar densidades de lodo suficientes para controlar una condición
de sobrepresión, se debe colocar la tubería de revestimiento. Dado que
los cambios de la litología o del fluido pueden enmascarar los cambios
registrados en el régimen de presión, la resistividad (Carril 2) no siempre
indica condiciones de sobrepresión.
El incremento de la lentitud de ondas
Oilfield Review
acústicas (Carril 3), a aproximadamente
SPRING 12 X5 000 pies, indica una condición
de sobrepresión potencial (sombreado
Sonic Scoperojo).
Fig.Si10se dispone de datos de corte
en tiempo real obtenidos con
la
herramienta
ORSPG 12-SNSCPsónica
10 LWD, los ingenieros
pueden computar la resistencia de las formaciones más someras y
determinar los umbrales para los valores máximos de densidad del lodo.
Oilfield Review
deformación con el esfuerzo en una dirección y es
una medida de la rigidez de un material. Las rocas
más rígidas poseen valores más altos del módulo
de Young y son más fáciles de fracturar que las
rocas con valores más bajos. La relación de
Poisson, que es la relación entre la deformación
transversal y la deformación axial, se relaciona
con el esfuerzo de cierre; las rocas con valores más
altos de la relación de Poisson son más difíciles de
fracturar y mantener abiertas que las que exhiben
valores más bajos.14 Apuntar a intervalos para tratamientos de fracturamiento hidráulico que tengan valores más altos del módulo de Young y
valores más bajos de la relación de Poisson permite mejorar el desempeño de los tratamientos de
estimulación y la productividad de los pozos.
No obstante, las ecuaciones simples que relacionan las mediciones derivadas de los registros
con las propiedades mecánicas de las rocas no
son válidas cuando existe anisotropía elástica.15
La formulación general que relaciona el esfuerzo
con la deformación, como describe la ley de
Hooke, está representada por un tensor de rigidez de cuarto orden que tiene 81 constantes elásticas y sumas. Si bien la simetría reduce el
número de constantes a 21, la derivación de las
relaciones utilizadas para determinar las propiedades mecánicas de una formación anisotrópica
es una tarea ardua que trasciende el alcance de
este artículo.
Cuando se dispone de datos acústicos, los
ingenieros los utilizan para computar la presión
de poro, derivar las propiedades elásticas y correlacionar los datos de fondo de pozo con los resultados sísmicos de superficie. Los ingenieros de
perforación utilizan la presión de poro para facilitar la perforación e incrementar los márgenes
de seguridad. Mediante la utilización de las propiedades mecánicas derivadas de los datos sónicos, los ingenieros pueden optimizar los programas
de perforación y validar su capacidad para seguir
un perfil de pozo dado, a la vez que se mantiene
12.La densidad volumétrica es proporcionada
generalmente por una medición de la porosidad
a partir del registro de densidad.
13.Esta ley, que debe su nombre al físico británico del siglo
XVII Robert Hooke, establece que la deformación en un
material elástico es proporcional al esfuerzo aplicado.
Para los medios anisotrópicos, la ley puede expresarse
como un tensor de rigidez de segundo orden.
14.Zoback MD: Reservoir Geomechanics. New York City:
Cambridge University Press, 2007.
15.Para obtener más información sobre la aplicación de
los datos sónicos en las formaciones con anisotropía
elástica, consulte: 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.
16.Brie et al, referencia 4.
Volumen 24, no.1
Esfuerzo efectivo, psi
800 600 400 200
0
–200 –400
> Integración de datos sónicos. Mediante la inclusión de los datos sónicos en los modelos de
yacimientos, tales como en este ejemplo de Petrel, los operadores pueden diseñar perfiles de pozos
que son compatibles con las propiedades mecánicas de la formación. Los geocientíficos computan
las propiedades mecánicas a partir de los datos sísmicos de superficie y los datos sónicos LWD se
utilizan para actualizar los modelos casi en tiempo real. Por ejemplo, los cómputos avanzados
proporcionan perfiles de esfuerzos que varían de manera compleja en torno a la proyección del pozo
y que se exhiben gráficamente a lo largo de una cuadrícula de la región vecina al pozo (que se
muestra rodeando el pozo). Estas representaciones permiten que los ingenieros comprendan mejor el
estado geomecánico del pozo y ajusten los planes del pozo para alcanzar un objetivo en forma segura
(área verde inferior). El fondo magenta de la izquierda representa el módulo de Young, un parámetro
elástico utilizado para definir el estado de esfuerzos, determinado a partir de la inversión sísmica.
Estos tipos de información pueden ser actualizados con datos sónicos de fondo de pozo a medida
que se perfora el pozo. Los datos sónicos también pueden vincular los datos sísmicos de superficie
basados en el tiempo, tales como la sección transversal que se muestra a la derecha, con referencias
de profundidad específicas en el fondo del pozo.
la estabilidad del pozo. Los ingenieros de termi- Esto resulta más obvio en los intervalos de lutita.
nación de pozos utilizan estos mismos datos para Por el contrario, cuando los fluidos no pueden escadiseñar programas de estimulación. Los geofísi- par, la formación los retiene y se vuelve sobrepresiocos refinan los datos sísmicos adquiridos en la nada. El mayor contenido de fluidos genera valores
superficie utilizando la información derivada de más altos de lentitud de ondas compresionales.
La perforación a través de zonas arcillosas
los datos sónicos de fondo de pozo.
Los datos en tiempo real derivados de las sobrepresionadas generalmente no constituye un
herramientas sónicas LWD tienen dos aplicacio- peligro porque estas zonas poseen una permeabilines principales para la determinación de la pre- dad inherentemente baja; no obstante, si la barrena
sión de poro: la identificación de las formaciones encuentra una capa porosa sobrepresionada, es proOilfielddel
Review
bable que la presión hidrostática del pozo sea insufisobrepresionadas y la selección de la densidad
SPRING 12
lodo (página anterior, a la derecha). Para los inge- ciente para contener la presión de poro. El resultado
Sonic Scope Fig. 11
puede11ser un rápido influjo de fluidos de yacinieros de perforación, las zonas sobrepresionadas
ORSPG 12-SNSCP
presentan peligros que pueden variar entre leve- miento o un golpe de presión. En casos extremos,
mente molestos y catastróficos. La optimización el pozo posiblemente experimente un reventón.
Los ingenieros también pueden utilizar las
de la densidad del lodo para mantener la estabilidad del pozo y perforar en forma segura puede propiedades mecánicas computadas a partir de
los datos acústicos para construir un modelo
traducirse en considerables ahorros de costos.16
Durante la litificación, los sedimentos son mecánico del subsuelo 1D utilizando programas
compactados por la presión de sobrecarga y los tales como el módulo de geomecánica de un solo
fluidos son expulsados. Los efectos de la compac- pozo del software Petrel, el cual abarca desde la
tación pueden ser observados en los datos de len- interpretación sísmica hasta la simulación dinátitud de las ondas sónicas como una reducción mica de yacimientos (arriba). Los modelos pueden
constante de la lentitud de las ondas compresionales. ser ajustados durante la perforación utilizando
11
Margen de seguridad de
la densidad del lodo
Bajo
Alto
Ventana operacional estrecha
Ventana operacional negativa
> Perforación a través de ventanas operacionales. Después de poblar los modelos 3D y 4D con las
propiedades mecánicas, los ingenieros pueden ejecutar simulaciones de esfuerzos en escala de
campo para determinar la magnitud y orientación de los esfuerzos (cruces azul-verdoso) y se pueden
identificar las áreas a evitar en el yacimiento, tales como las que se muestran en rojo en el fondo.
Las ventanas operacionales estrechas, que pueden corresponder a muchos factores, incluidas la
densidad máxima del lodo, las regiones de alta pérdida de fluidos e inestabilidad mecánica, se
muestran en 3D, lo que permite que los ingenieros escojan un trayecto de pozo que maximice la
seguridad y la eficiencia. Los perforadores pueden decidir colocar la tubería de revestimiento por
encima o por debajo de estas zonas, o proceder con precaución, conscientes del incremento de
los riesgos. Un trayecto aceptable se puede localizar entre las áreas con ventanas operacionales
estrechas (púrpura). La sección transversal vertical también proporciona información detallada
sobre los efectos de un domo salino cercano en el campo de los esfuerzos. Los márgenes de
operación seguros de densidad del lodo, computados a partir de los datos sísmicos y sónicos, se
incrementan efectivamente desde arriba hacia abajo, que es lo opuesto de las condiciones existentes
en la mayoría de los yacimientos. Los cambios de colores correspondientes van del azul (margen
de seguridad bajo) al verde, al amarillo, y al naranja (margen de seguridad alto).
datos obtenidos en tiempo real, derivados de las rosa carrera extra de la tubería de revestimiento
herramientas sónicas LWD. Dichos modelos per- o generar condiciones de perforación peligrosas.
miten que los perforadores mantengan una den- Las propiedades mecánicas de las formaciones
sidad de lodo de perforación, o peso del lodo, que deben conocerse para determinar los límites de
logre un equilibrio entre la presión hidrostática la densidad del lodo.
Una vez computadas las propiedades mecánidel pozo y cualquier incremento anticipado de la
cas a partir de los datos de lentitud de las ondas
presión de poro del yacimiento.
No obstante, existe un punto en el que el compresionales y de corte, los programas de modeincremento de la densidad del lodo puede hacer lado geomecánico pueden proporcionar soluciones
que las rocas más débiles fallen. Los programas de para los problemas de perforación y terminación
predicción de la presión de poro permiten determi- de pozos. Algunos ejemplos de programas de
modelado son el software de modelado geomecánar la densidad máxima del lodo que puede
ser Review
Oilfield
SPRING 12
nico de yacimientos VISAGE y el software de
mantenida antes de que la formación se fracture.
Sonic Scope
Fig.de
12tratamientos de estimulación centrado
diseño
Cuando se alcanza el umbral de densidad máxima
ORSPG 12-SNSCP 12
del lodo, se corre la tubería de revestimiento para en un yacimiento Mangrove. El software VISAGE
aislar las formaciones más débiles. Un error de es un programa de modelado de yacimientos de
unos pocos metros puede traducirse en una one- escala de campo, utilizado por los ingenieros para
17.King GE: “Thirty Years of Gas Shale Fracturing: What
Have We Learned?” artículo SPE 133456, presentado
en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la
SPE, Florencia, Italia, 19 al 22 de septiembre de 2010.
18.Cipolla C, Weng X, Onda H, Nadaraja T, Ganguly U y
Malpani R: “New Algorithms and Integrated Workflow
for Tight Gas and Shale Completions,” artículo SPE
146872, presentado en la Conferencia y Exhibición
Técnica Anual de la SPE, Denver, 30 de octubre al
2 de noviembre de 2011.
12
19.Mohammed S, Crowe J, Belaud D, Yamamoto H,
Degrange J-M, Pistre V y Prabawa H: “Latest
Generation Logging While Drilling Sonic Tool: Multipole
Acoustics Measurements in Horizontal Wells from
Offshore West South Africa,” Transcripciones del 52o
Simposio Anual de Adquisición de Registros de la
SPWLA, Colorado Springs, Colorado, EUA, 14 al 18 de
mayo de 2011, artículo CC.
predecir el comportamiento durante la perforación, la inyección y la producción. Mediante la utilización de métodos de diferencias finitas, el
software calcula modelos 3D y 4D detallados que
pueden exhibir patrones de presión, esfuerzo,
deformación, porosidad y permeabilidad en puntos
específicos o en todo un yacimiento (izquierda).
Las estimulaciones por fracturamiento en los
yacimientos convencionales pueden ser modeladas junto con la producción prevista. El software
Mangrove fue desarrollado para ser utilizado en
yacimientos no convencionales.
Un ejemplo de cómo se utilizan los datos geomecánicos en el desarrollo de extensiones productivas de recursos no convencionales es la
identificación de objetivos con mejores características para los tratamientos de estimulación
por fracturamiento de múltiples etapas. El espaciamiento y la localización de los conjuntos de
disparos son elementos cruciales en el diseño de
los tratamientos de estimulación de estos yacimientos.17 Un procedimiento manual de identificación de intervalos con rocas de buena calidad
para la terminación del pozo puede ser tedioso.
No obstante, la práctica industrial actual de diseñar operaciones de estimulación con conjuntos
de disparos espaciados de manera uniforme, sin
importar las variaciones de las propiedades de
las rocas, puede dar lugar a una recuperación
menos que óptima.
Otros desafíos clave del diseño de las terminaciones son el modelado de redes de fracturas
complejas que se observan con frecuencia en los
yacimientos no convencionales y la evaluación de
su impacto sobre la producción. La consideración
de la heterogeneidad en el diseño de las terminaciones puede ayudar a los ingenieros a mejorar la
productividad de los pozos, en particular mediante
la identificación de los cambios producidos en las
propiedades geomecánicas; fundamentalmente
aquellos que pueden derivarse de los datos sónicos.
La ausencia de una única solución integrada para
incorporar la heterogeneidad de las rocas ha sido
un impedimento para la optimización de los diseños de las operaciones de estimulación por fracturamiento hidráulico.
Para abordar el diseño de los tratamientos de
fracturamiento hidráulico no convencionales y ayudar a optimizar dichas operaciones, los ingenieros
de Schlumberger desarrollaron el software de modelado de las operaciones de estimulación Mangrove
(próxima página).18 El software incluye datos sísmicos, geológicos, geomecánicos y microsísmicos,
además de simulaciones de yacimientos para modelar la propagación y la geometría de las fracturas.
Oilfield Review
Calidad de la roca
Buena CQ y buena RQ
Buena CQ y mala RQ
Mala CQ y buena RQ
Mala CQ y mala RQ
Conjuntos de disparos emplazados geométricamente
Calidad de la roca
Esfuerzo
Esfuerzo
Bajo
Alto
Conjuntos de disparos emplazados selectivamente
Calidad de la roca
Esfuerzo
> Datos derivados de los registros para el diseño de los tratamientos de fracturamiento. En los yacimientos no convencionales,
tales como las lutitas gasíferas, con frecuencia los operadores utilizan la geometría (extremo superior) en vez de la geología
y la geomecánica para determinar las etapas del fracturamiento y las localizaciones de los conjuntos de disparos. Los datos
acústicos LWD, tales como los obtenidos con la herramienta SonicScope, permiten identificar rocas con bajos esfuerzos, lo
que proporciona los intervalos de mejor calidad para las terminaciones (CQ), y el análisis petrofísico permite identificar
intervalos con mejor calidad del yacimiento (RQ). El programa Mangrove genera un puntaje de calidad compuesto que
combina la CQ con la RQ para clasificar la roca a lo largo del pozo, recomienda localizaciones preferidas para los conjuntos
de disparos, y agrupa las rocas similares en etapas de tratamiento (extremo inferior). El esfuerzo es presentado por debajo de
la proyección del pozo y varía entre bajo (rojo) y alto (azul). En ambos ejemplos, se utiliza el mismo número de conjuntos de
disparos —los óvalos coloreados representan los conjuntos de disparos de cada etapa— pero en los resultados
recomendados, éstos se concentran en la roca de mejor calidad (azul, verde y amarillo), y la roca de calidad pobre (rojo)
se evita. Los operadores que siguen este enfoque de ingeniería para el diseño de las terminaciones experimentaron un
mejoramiento sustancial de la producción. (Adaptado de Cipolla et al, referencia 18.)
El software incluye dos simuladores de operaciones de fracturamiento diferentes diseñados para
el modelado de operaciones de fracturamiento
hidráulico complejas. Estos simuladores están
vinculados a modelos de yacimientos para la
optimización del diseño de los tratamientos de
fracturamiento y el pronóstico de la producción.
La calidad del yacimiento y de los intervalos más
aptos para la terminación se cuantifican a partir
de estos datos de yacimientos multidominio de
modo que los ingenieros de terminación de pozos
pueden optimizar el emplazamiento de las etapas
y los programas de disparos.
Volumen 24, no.1
Los operadores reconocen las ventajas de utilizar los datos de registros acústicos para el
diseño de los pozos y las terminaciones. La adquisición de datos en pozos horizontales de alcance
extendido ha sido problemática con las herramientas operadas con cable porque es difícil
transportarlas hasta la TD y cuesta mantenerlas
centradas en el pozo. Las herramientas sónicas
Oilfield
Review para adquirir datos en estos
LWD,
diseñadas
SPRING
12
tipos
de ambientes,
proporcionan propiedades
Sonic Scope
Fig.formaciones
13
mecánicas
de las
en tiempo real que
ORSPG 12-SNSCP 13
pueden mejorar las decisiones de perforación y
los programas de estimulación.
Aplicación horizontal
Chevron Cabinda Gulf Oil Company Ltd utiliza
datos acústicos para optimizar las operaciones de
perforación y terminación de pozos en un campo
de la cuenca inferior del Congo en el área marina
de Angola.19 Es necesario contar con datos de
corte para computar las propiedades mecánicas,
que luego son utilizadas en el diseño de los pozos
para asegurar su estabilidad. Los ingenieros proyectaron adquirir datos SonicScope de dos pozos
horizontales independientes de 6 pulgadas, perforados en forma secuencial, para confirmar que
pudieran extraerse datos de corte de alta calidad
durante la perforación. Junto con la herramienta
13
Datos de
resistividad
a 2 MHz
Cambio de fase
de 10 pulgadas
ROP
200 pie/h
0
0,2 ohm.m 200 0
Rayos gamma
0
Cambio de fase
de 22 pulgadas
ºAPI 150
Densidad volumétrica
Relación de
Poisson monopolar
Cambio de fase
de 34 pulgadas
5 pulgadas 10
Tamaño
de la barrena
0,2 ohm.m 200 0
45
%
2,95
PEF
Relación
Vp /Vs monopolar
40
Relación
Vp /Vs cuadripolar
g/cm3
Δtc
monopolar
5 240
µs/pies
µs/pies
40
1
340
Δtc monopolar
20
Corrección de
la densidad
5 –1
Proyección monopolar
–15
0,5 0
0,2 ohm.m 200 0
Atenuación de
5 pulgadas 10
Profundidad 24 pulgadas
Derrumbe medida, pies
g/cm3
Porosidad-neutrón
0,5
Relación de
Poisson cuadripolar
0,2 ohm.m 200 0
Calibrador
1,95
µs/pies
340
Proyección cuadripolar
40
Δts monopolar
40
µs/pies
µs/pies
440
Forma de onda
–4 Registro de densidad
340 1
Δts cuadripolar
40 40
µs/pies
Calidad de la
inversión cuadripolar
variable
Δts cuadripolar
340 40
µs/pies
440 0
µs
5 000
XX 000
XX 100
> Datos de corte de buena calidad adquiridos con la herramienta LWD SonicScope. Los ingenieros de Chevron Cabinda utilizan las propiedades mecánicas
computadas a partir de los datos acústicos para el diseño de los pozos y para optimizar las prácticas de perforación en un campo de la cuenca inferior del
Congo en el área marina de Angola. En este ejemplo, se corrieron varios registros LWD en un pozo horizontal, que proporcionaron datos de velocidad de
penetración (ROP), rayos gamma y calibrador (Carril 1), además de datos de resistividad (Carril 2) y de porosidad (Carril 4). La herramienta SonicScope fue
incluida en el conjunto para evaluar su capacidad para proporcionar datos de corte en formaciones blandas. La extracción de la lentitud de las ondas de
corte a partir de los datos monopolares es difícil en las formaciones no consolidadas que son típicas del campo. El Carril 5 presenta las proyecciones
de coherencia para los datos compresionales monopolares (curva negra de la izquierda) y datos de corte monopolares (curva negra de la derecha).
En diversos lugares del intervalo registrado, tales como la discontinuidad observada en el centro de este intervalo, los datos de corte monopolares son
datos incompletos. Los datos de corte cuadripolares adquiridos con la herramienta SonicScope son continuos (Carril 5, curva roja). La coherencia (Carril 6)
de los datos cuadripolares proporciona un alto grado de confiabilidad en la calidad de las mediciones. Además, existe una diferencia entre los dos valores
de lentitud de las ondas de corte medidos con los diferentes métodos. Esta diferencia está asociada con la anisotropía acústica de este pozo horizontal.
Cuando se dispone de datos de corte monopolares, se muestran las relaciones Vp /Vs a partir de los dos conjuntos de datos (Carril 3, líneas verdes y líneas
Oilfield Review
magenta de guiones). La relación de Poisson monopolar (Carril 3, púrpura)
se compara con la relación de Poisson cuadripolar (Carril 3, línea roja de
SPRING Para
12 controlar la calidad de los datos sónicos recibidos se utiliza un registro
guiones) y estos datos también exhiben algunas diferencias en el intervalo.
Sonic
Scope
de densidad variable (Carril 7). (Adaptado de Mohammed et al, referencia 19). Fig. 15
ORSPG 12-SNSCP 15
14
Oilfield Review
SonicScope, el programa de adquisición de registros LWD incluyó herramientas de densidad azimutal, porosidad-neutrón y resistividad.
El yacimiento está compuesto por areniscas no
consolidadas y finamente estratificadas. Para maximizar la exposición a las capas delgadas, se perforan tramos laterales con trayectorias sinusoidales.
El intervalo A fue perforado hasta una profundidad medida de 1 390 m [4 570 pies] y luego, sin
salir del pozo, el intervalo desviado B fue perforado hasta 1 290 m [4 240 pies]. La desviación
osciló entre 78° y 93° en el intervalo A y entre 80°
y 97° en el intervalo B.
El objetivo principal del estudio fue la comparación de las mediciones compresionales y de
corte, obtenidas con fuentes monopolares con las
mediciones extraídas de los datos cuadripolares.
Los ingenieros programaron la herramienta para
que obtuviera datos de formas de ondas monopolares de alta frecuencia, monopolares de baja frecuencia y cuadripolares de baja frecuencia, que
fueron adquiridos durante la bajada en el pozo y
durante la perforación en el agujero descubierto.
Los datos monopolares de alta frecuencia también
se adquirieron en la tubería de revestimiento.
Los datos de la lentitud de las ondas compresionales fueron transmitidos a la superficie en
tiempo real, y los ingenieros especialistas en
adquisición de registros transmitieron la información a los geocientíficos de la oficina terrestre.
Además, los datos fueron almacenados en la
memoria de la herramienta para su procesamiento posterior después de alcanzar la TD en el
intervalo B y luego de extraer las herramientas
del pozo.
Los datos monopolares proporcionaban buenas mediciones compresionales, pero con frecuencia faltaban los datos de la lentitud de las
ondas de corte de fuentes monopolares en ambos
intervalos (página anterior). El procesamiento
de los datos de formas de ondas cuadripolares
arrojó datos continuos, de buena calidad, de la lentitud de las ondas de corte en la mayor parte de
ambos intervalos. Los valores de la lentitud de las
ondas de corte derivados de los datos cuadripolares del intervalo A oscilaron entre 433 y 1 020 μs/m
[132 y 310 μs/pie], y en el intervalo B los valores
estuvieron comprendidos entre 476 y 866 μs/m
[145 y 264 μs/pie]. Con los datos monopolares, no
se observó ningún valor de lentitud de ondas de
corte de más de 797 μs/m [243 μs/pie]. Con la
fuente cuadripolar, Chevron Cabinda Gulf Oil
pudo cuantificar la lentitud de las ondas de corte
en las zonas que eran demasiado lentas para la
fuente monopolar.
Volumen 24, no.1
Registro de densidad variable
Formas de ondas monopolares de alta frecuencia
µs
0
3 000
Comienzo de la ventana de arribos de la tubería de revestimiento
Tubería de revestimiento
5
pulgadas
10
µs
0
Tamaño de la barrena
3 000
Fin de la ventana de arribos de la tubería de revestimiento
0
µs
3 000
Zapata de la tubería de revestimiento
> Adquisición de registros de adherencia del cemento con una herramienta
sónica LWD. Los datos adquiridos con la herramienta SonicScope pueden
ser presentados en un formato similar al de los registros de adherencia
del cemento (CBL) adquiridos con herramientas operadas con cable para
evaluar el cemento detrás de la tubería de revestimiento. Las mediciones son
cualitativas en vez de cuantitativas. El registro de densidad variable es una
presentación de la forma de onda acústica en un receptor, en el que la
amplitud es presentada en sombras de una escala de grises. Debido a que el
cemento adherido a la parte externa de la tubería de revestimiento atenúa
las señales que normalmente están presentes, el registro de densidad
variable constituye un indicador valioso de la presencia de cemento detrás
de la tubería. En este intervalo, se muestra la profundidad del extremo final de
la tubería de revestimiento (línea
roja). Review
La falta de arribos de formas de ondas
Oilfield
en la ventana de la tubería de SPRING
revestimiento
12 (línea amarilla de guiones a línea
azul de guiones) indica la buena adherencia del cemento detrás de la tubería.
Sonic Scope Fig. 16
Los patrones a la derecha de los arribos previstos de la tubería de
ORSPG 12-SNSCP 16
revestimiento provienen de la formación, lo que indica la adherencia del
cemento con la formación. (Adaptado de Mohammed et al, referencia 19).
La falta de datos de corte en las formaciones
más blandas habría hecho imposible el cómputo
de las propiedades mecánicas en estas zonas.
Dado que las mediciones obtenidas con la fuente
cuadripolar proporcionaron la lentitud de las
ondas de corte en las formaciones lentas intersectadas por ambos intervalos, los ingenieros
pudieron incorporar los datos de las propiedades
mecánicas en los diseños de los pozos futuros.
Además de la lentitud de las ondas de corte
y compresionales, la herramienta SonicScope
proporcionó información derivada de los registros de adherencia del cemento (CBL) en la
tubería de revestimiento de 7 pulgadas (arriba).
15
Zonas 1 y 2
Zona 3
Zona 4
Zona 5
Zona 6
Zona 7
ROP, pies/h
100
80
60
40
20
0
Δt c, Δt s, µs/pies
140
120
100
80
60
40
Δt c almacenado en memoria
Δt c en tiempo real
Δt s almacenado en memoria
Δt s en tiempo real
Relación Vp /Vs
2,000
1,875
1,750
1,625
Relación de Poisson
1,500
0,500
0,375
0,250
0,125
0
Zona 3
Zona 4
Zona 5
Zona 6
Zona 7
Profundidad vertical verdadera, pies
Zonas 1 y 2
0
500
Plan del pozo original
1 000
1 500
2 000
2 500
Desviación horizontal, pies
Trayectoria revisada
> Perforación de puntos óptimos. La ROP ha sido identificada por el operador de este pozo como un signo de una roca con buena calidad para la
terminación del pozo. No obstante, la ROP es afectada por factores ajenos a la calidad del yacimiento. Los datos ROP (curva verde) no son
concluyentes y exhiben una variabilidad considerable. Las relaciones Vp /Vs estables también son un indicador de la calidad de la roca para la
terminación del pozo y pueden ser computadas a partir de los datos sónicos compresionales (extremo superior, curvas azul y rojo) y los datos de
corte (curvas púrpura y verde) adquiridos en tiempo real o recuperados de la memoria de la herramienta. Los ingenieros identificaron siete zonas
diferentes (sombreado amarillo y verde) en el intervalo, basados en los datos Vp /Vs LWD (curva roja). La relación de Poisson (curva azul) es un
indicador de la rigidez de la roca. La sección transversal (extremo inferior) muestra la localización de cada zona del pozo respecto del punto
óptimo (entre las líneas celestes). La zona 1 es el talón de la sección horizontal donde comenzó la desviación del pozo, y la zona 2 es donde se
estaba incrementando el ángulo para ingresar en el yacimiento. Las zonas 4 y 6 fueron perforadas fuera de la zona en intervalos cortos.
Oilfield Review
Las zonas 3, 5 y 7 exhiben relaciones Vp /Vs estables de alrededor de 1,625, y fueron perforadas en la zona e identificadas como buenos
SPRING 12
objetivos para los tratamiento de estimulación por fracturamiento hidráulico. (Adaptado de Degrange et al, referencia 8.)
Sonic Scope Fig. 17
ORSPG 12-SNSCP 17
16
Oilfield Review
A partir de los datos monopolares de alta frecuencia,
los analistas de registros identificaron el tope del
cemento (TOC) y estimaron la calidad del mismo.
Además se generó un registro de densidad variable, similar a los registros CBL adquiridos con
herramientas operadas con cable. La interpretación basada en los datos sónicos LWD es sólo cualitativa, pero a menudo basta para verificar que la
tubería esté correctamente cementada en su lugar.
El yacimiento de la cuenca inferior del Congo
descripto en este caso de estudio estaba compuesto por areniscas no consolidadas, que pueden
plantear desafíos de perforación. En estas areniscas no consolidadas, la capacidad para extraer
datos acústicos de corte de calidad utilizable a
partir de mediciones sónicas cuadripolares LWD
permitió que los ingenieros derivaran las propiedades geomecánicas para la planeación de los
pozos horizontales de alcance extendido futuros.
Estos datos fueron utilizados para varios fines,
incluido el desarrollo de programas de perforación más seguros, la optimización de la perforación, el manejo de las propiedades del lodo y la
comprensión de los factores limitantes para los
pozos futuros.
Puntos óptimos en tiempo real
Además de mejorar el diseño de los pozos y optimizar la perforación con el incremento de la seguridad, los datos sónicos ayudan a los ingenieros a
tomar y validar las decisiones de emplazamiento
de pozos en tiempo real. Recientemente, los ingenieros utilizaron datos obtenidos con la herramienta SonicScope para identificar puntos óptimos
en un pozo horizontal.20 En el pozo se efectuaron
dos carreras de perforación, una de más de 460 m
[1 500 pies] y una segunda de 270 m [886 pies].21
20.Los puntos óptimos se refieren a las localizaciones o
áreas de interés de una extensión productiva o de un
yacimiento que representan la mejor producción o
producción potencial. Los geocientíficos e ingenieros
procuran mapear los puntos óptimos para permitir el
emplazamiento de los pozos en las zonas más
productivas del yacimiento.
21.Degrange et al, referencia 8.
Volumen 24, no.1
El arreglo LWD no incluyó datos de densidad ni de
porosidad. La identificación de puntos óptimos se
basó exclusivamente en los cambios de la relación
entre la velocidad de las ondas compresionales y la
velocidad de las ondas de corte (Vp /Vs).
Para este yacimiento, se había observado una
correlación entre la velocidad de penetración
(ROP) y la producción; las zonas con ROPs más
altas exhibían mejor producción de hidrocarburos.
No obstante, las tasas de perforación pueden ser
afectadas por factores no relacionados con la
calidad del yacimiento, tales como el tipo y el
estado de la barrena. Por otro lado, las relaciones
Vp /Vs estables también se habían asociado con la
mejor calidad de la roca, y estas relaciones reflejan las propiedades del yacimiento. Los analistas
de registros identificaron siete zonas separadas
en el intervalo perforado, basadas en las relaciones Vp /Vs. La zona 1 representa el intervalo que
contiene el punto de asentamiento. La zona 2 es
el intervalo en el cual se incrementó el ángulo
para penetrar el yacimiento. Los cambios producidos en la litología de la formación y las propiedades variables de la formación se identificaron a
partir de las relaciones Vp /Vs en las zonas 4 y 6.
Las zonas 3, 5 y 7 exhiben relaciones Vp /Vs estables y corresponden a incrementos del 10% con
respecto a la ROP promedio para la sección perforada (página anterior).
A partir de los datos sónicos, los ingenieros confirmaron que los tres intervalos ofrecían la roca de
mejor calidad para las operaciones de terminación
de pozos. Además, el perforador pudo guiar el pozo
de regreso a los intervalos de mejor calidad después
de salir inadvertidamente de las zonas preferidas.
Los resultados de este estudio demuestran el valor
de los datos sónicos obtenidos en tiempo real para
cuantificar la calidad de la roca.
Un futuro prometedor
Los ingenieros reconocen la importancia de utilizar los datos de propiedades mecánicas para la
optimización de los programas de perforación y el
diseño de operaciones de estimulación efectivas.
La identificación y la respuesta a las variaciones
aparentemente pequeñas de las propiedades pueden significar la diferencia entre resultados desastrosos y un pozo perforado con pocas complicaciones.
Las variaciones pequeñas de las propiedades
mecánicas pueden ser explotadas para mejorar la
viabilidad comercial de las áreas prospectivas de
perforación en las que se indica la ejecución de
tratamientos de estimulación por fracturamiento
hidráulico. Las nuevas técnicas y herramientas
sónicas LWD permiten el acceso a estos datos en
tiempo real.
La integración de los datos acústicos en los
flujos de trabajo de perforación, terminación y
evaluación es clave para el futuro de las operaciones sónicas LWD. Las compañías de servicios han
demostrado de manera concluyente que estos
datos pueden ser extraídos y que la información
es relevante para las operaciones de perforación y
terminación de pozos. La presentación de los
datos en una forma que pueda ser utilizada por los
responsables de la toma de decisiones para visualizar el ambiente de fondo de pozo es crucial.
El área que rodea la barrena es estridente y se
encuentra perturbada por el ruido y las vibraciones
producidos durante la perforación. No obstante, los
ingenieros diseñaron herramientas acústicas LWD
que superan estas condiciones y responden las
preguntas fundamentales acerca de las rocas
penetradas por la barrena. Estas herramientas
nos están diciendo algo importante acerca del
yacimiento y las rocas, y los geocientíficos están
escuchando.—TS
17