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