Mejoras en la colocación de pozos con el modelado durante la perforación El incremento de la capacidad computacional, el crecimiento de las funcionalidades de las aplicaciones de modelado y simulación, y el ingenio humano, puesto de manifiesto en múltiples disciplinas, anuncian el advenimiento de una nueva era en el manejo de yacimientos. La capacidad para actualizar los modelos de yacimientos en tiempo real se traducirá en avances importantes en materia de colocación de pozos, ayudando a los ingenieros y geocientíficos a mejorar las operaciones de desarrollo de campos petroleros. Daniel Bourgeois Ian Tribe Aberdeen, Escocia Rod Christensen Oilexco North Sea Limited Calgary, Alberta, Canadá Peter Durbin Ikon Science Limited Teddington, Inglaterra Sujit Kumar Bogotá, Colombia Grant Skinner Stavanger, Noruega Drew Wharton Houston, Texas, EUA Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Adrian Kemp, Houston. Drilling Office, ECLIPSE, GeoFrame, InterACT, Osprey, PERFORM, PeriScope, PeriScope 15 y Petrel son marcas de Schlumberger. Windows es una marca registrada de Microsoft Corporation. 1. Chou L, Li Q, Darquin A, Denichou JM, Griffiths R, Hart N, McInally A, Templeton G, Omeragic D, Tribe I, Watson K y Wiig M: “Hacia un mejoramiento de la producción,” Oilfield Review 17, no. 3 (Invierno de 2005/2006): 60–71. 22 Nuevas y sofisticadas herramientas LWD, que ayudan a definir el yacimiento, están siendo combinadas con aplicaciones de modelado de yacimientos rápidas para optimizar la colocación del pozo durante la perforación. Esta adición incrementa en forma asombrosa los usos tradicionales de las herramientas de modelado y simulación de yacimientos, incluyendo la evaluación del desempeño de los yacimientos, el pronóstico de la producción y la estimación de las reservas. Ahora, esta combinación ayuda a mejorar la recuperación de hidrocarburos ya que indica a los perforadores dónde perforar pozos más productivos. Además, los datos adquiridos durante la perforación pueden incorporarse en el modelo para proveer actualizaciones rápidas. A través de los años, la industria de E&P ha experimentado los beneficios de establecer una visión holística del yacimiento. Esta visión se refleja en las aplicaciones modernas de modelado y simulación de yacimientos. Uno de los roles fundamentales de estas herramientas de software consiste en simplificar los temas complejos relacionados con las escalas, los datos y la incertidumbre. Los datos sísmicos después del apilamiento, utilizados en los procesos de modelado, definen el volumen y las características del yacimiento entre los pozos y representan una toma estática del mismo. Los datos de pozos, obtenidos de las operaciones de perforación y adquisición de registros, proveen información detallada de la región vecina al pozo, que puede ser interpolada lejos del pozo y a lo largo del volumen del yacimiento. Los volúmenes sísmicos adquiridos con la técnica de repetición, o 4D, se utilizan ahora para monitorear los cambios producidos en el ya cimiento a través del tiempo, examinando la dinámica del mismo. Esto implica a menudo el mapeo de los atributos sísmicos obtenidos a partir de la amplitud, fase y contenido de frecuencia, para destacar los cambios producidos en el yacimiento entre un levantamiento y el siguiente. Los modelos y simuladores ayudan en la evaluación y predicción del desempeño del yacimiento y en la identificación de los problemas de producción. Si bien en el negocio de E&P los términos “modelado” y “simulación” a menudo se utilizan en forma indistinta, existen diferencias importantes entre los mismos. Los modelos, o modelos conceptuales, procuran representar sistemas reales y son en gran medida estáticos, pero pueden actualizarse con nueva información. Los simuladores, o modelos de simulación, buscan describir cómo cambia un sistema con el tiempo. A pesar de sus diferencias, tanto los modelos de yacimientos como los simuladores de flujo de fluidos ayudan a los ingenieros y geocientíficos a desarrollar planes de perforación exitosos, escoger terminaciones de pozos, determinar planes de reparación y formular estrategias de recuperación secundaria. El éxito de estas aplicaciones depende de la precisión de los modelos de yacimientos. Oilfield Review En la última década, las capacidades de perforación, junto con los avances tecnológicos MWD y LWD, han superado en gran medida la capacidad de la industria para manejar y explotar rápidamente los datos en tiempo real, tanto en los procesos de modelado como en los de simulación. Los adelantos registrados en materia de perforación incluyen la colocación precisa de la barrena (mecha, broca, trépano) utilizando una diversidad de nuevas tecnologías, tales como los sistemas rotativos direccionales acoplados a los sistemas LWD de avanzada.1 Las tecnologías de geonavegación y de perforación de pozos de alcance extendido y multilaterales, han incrementado la capacidad para contactar un volumen mayor del yacimiento con pozos complejos. Ahora se adquieren volúmenes enormes de datos de alta calidad con herramientas MWD y LWD modernas. Los datos pueden transmitirse a la superficie y enviarse de inmediato a los centros de servicios de expertos para su interpretación en tiempo real. En muchos casos, la colocación de pozos podría optimizarse en forma adicional si la nueva información pudiera integrarse Primavera de 2007 rápidamente en los modelos de yacimientos durante la perforación. Para el desarrollo de esta aplicación resultan cruciales las nuevas herramientas de software, que favorecen un enfoque multidisciplinario para la construcción y actualización de los modelos, permiten procesos de simulación más rápidos utilizando modelos actualizados, y ayudan a los equipos a cargo de los activos de las compañías a evaluar el riesgo conforme se modifican los modelos y los diseños de pozos propuestos con la incorporación de nueva información. Este artículo investiga los avances registrados en las técnicas de modelado y simulación de yacimientos y su potencial para mejorar la colocación de pozos. Los roles contrastantes de las técnicas de modelado en el pasado, el presente y el futuro, se analizan sucintamente, junto con el concepto visionario de efectuar simulaciones durante la perforación (SiWD). Demostramos cómo la actualización rápida de los modelos ya ha ayudado a los operadores a colocar sus pozos con más éxito en el Mar del Norte. Luego describimos una prueba reciente de las capacidades SiWD y las mejoras que se requieren para lograr mayores avances. Finalmente, examinamos las aplicaciones potenciales de las técnicas de modelado y simulación en tiempo real. Avances en las técnicas de modelado Uno de los tantos desafíos que plantea el desarrollo de un modelo, es el logro de un equilibrio entre el riesgo de tener un alto grado de incertidumbre y el costo y el tiempo necesarios para aumentar la precisión. A la hora de crear y mantener un modelo optimizado, los ingenieros de yacimientos deben considerar la calidad, canti- 23 > Visualización tridimensional. Las primeras tecnologías de visualización se utilizaron principalmente para interpretar volúmenes sísmicos 3D. Hoy en día, el énfasis se pone en la colaboración entre múltiples disciplinas para la visualización en el manejo de pozos, de yacimientos y de campos, incluyendo la colocación de pozos. dad e incertidumbre de los datos. El tiempo y la frecuencia de la incorporación de los nuevos datos en un modelo tienen un impacto sobre los usos de los modelos y las simulaciones, in cluyendo los pronósticos de producción, las estimaciones de reservas o la planeación de las operaciones de desarrollo de campos petroleros. Por ejemplo, si se incorporaran datos LWD críticos de la región vecina al pozo, las actualizaciones necesitarían ser frecuentes para beneficiar la perforación del pozo en cuestión. Durante la creación y actualización del modelo es necesario evaluar la incertidumbre.2 El modelado de yacimientos tiene lugar en muchos niveles; existen modelos dentro de otros modelos. Los modelos geológicos se centran principalmente en el espesor, la profundidad y el alcance de las capas geológicas, pero además incluyen las fallas; una fuente de discontinuidad y compartimentalización de los yacimientos. Los datos sísmicos y los datos de pozos a menudo proveen el grueso de la información con que construir y actualizar un modelo geológico, incluyendo los límites de formaciones o las capas. Con los datos de registros y núcleos de pozos, los modelos petrofísicos describen las litologías de las formaciones y las propiedades de los yacimientos, tales como porosidad, permeabilidad y contenido de fluidos. Esta misma información provee a los geocientíficos una apreciación de la variabilidad del yacimiento. Por ejemplo, conforme aumenta la complejidad de un yacimiento, en el caso de yacimientos naturalmente fracturados o heterogéneos, la relación entre los 24 sistemas de porosidad y permeabilidad se vuelve más difícil de modelar.3 A medida que la industria desplaza sus operaciones de perforación hacia ambientes más desafiantes, los modelos mecánicos del subsuelo (MEMs) se vuelven vitales; fundamentalmente para sortear los riesgos de perforación presentes en el subsuelo.4 Además, se emplean modelos PVT para representar las propiedades de los fluidos a través de un rango de condiciones de yacimiento con cambios de fases. Estos modelos requieren datos de entrada obtenidos principalmente de las mediciones de laboratorio, de manera que la actualización rápida de esta información en los modelos de yacimientos puede resultar dificultosa. Además, la simulación rigurosa del flujo de fluidos ayuda a describir los fenómenos complejos de flujo de fluidos multifásicos en el yacimiento. Los simuladores de producción también consideran el comportamiento del flujo fuera del yacimiento, tal como el deslizamiento entre fases que se produce en el pozo. Los modelos y simuladores de yacimientos han contribuido al conocimiento mejorado y al éxito de la industria del petróleo y el gas en yacimientos cada vez más complejos. No obstante, la construcción, mantenimiento y actualización de los modelos son procesos lentos, que pueden involucrar varias personas de diversas disciplinas. Los cambios recientes, producidos en los métodos y herramientas de modelado, han hecho posible la actualización de los modelos durante la perforación para influir en tales operaciones. Enfoques contrastantes Los roles establecidos de las técnicas de modelado y simulación incluyen la predicción del desempeño de los yacimientos, los pronósticos de producción y las estimaciones de las reservas. Los procesos de modelado y simulación también se llevan a cabo comúnmente para determinar la efectividad de las operaciones de terminación y reparación de pozos, así como para diagnosticar problemas de productividad mediante la comparación de la producción real con la producción pronosticada, especialmente en los pozos horizontales. Por otra parte, la simulación del flujo de fluidos es crucial para la elaboración de planes de perforación de pozos de relleno y la formulación de estrategias de recuperación secundaria. Si bien estas tareas importantes no necesariamente requieren que se adopten decisiones rápidas, la precisión es vital para reducir la incertidumbre. Una forma de reducir la incertidumbre durante la perforación consiste en incorporar la información más reciente lo más rápido posible. Para explotar la nueva información mientras se perfora un pozo, fue necesario introducir mejoras en varias áreas, incluyendo el software y el hardware de modelado y simulación, y la adquisición y entrega de datos MWD y LWD. En el pasado, la velocidad de los proce sadores para computadoras había limitado la capacidad para actualizar los modelos y correr las simulaciones en forma rápida y frecuente; especialmente en el caso de las simulaciones de campo completo que a menudo insumen semanas de tiempo de computadora y de personal. Además, la construcción y actualización de los modelos se veía afectada por otros factores. A lo largo de gran parte de la década de 1980 y 1990, el empleo de datos MWD y LWD en los procesos de modelado era ineficiente, sobre todo porque las tecnologías de adquisición y el software de modelado y simulación no estaban correctamente integrados. Además, a menudo el proceso no era automatizado y requería los conocimientos técnicos especiales de los seres humanos. La mayoría de los modelos se construyeron en silos de disciplinas. Algunas disciplinas imponían mayor prioridad sobre el modelado porque empleaban modelos en forma más regular y aprovechaban su uso con más frecuencia. Los perforadores utilizaban los modelos con menos frecuencia y, como resultado, sus modelos no se optimizaban para resolver asuntos relacionados con las operaciones de perforación. Pero esto ha cambiado; la falta general de integración entre las distintas disciplinas ha dado lugar al enfoque multidisciplinario de los equipos a cargo de los Oilfield Review Bergen NORUEGA Stavanger Brenda Aberdeen Edimburgo REINO UNIDO 0 0 km 100 millas 100 > Localización del Campo Brenda en el Mar del Norte. Los objetivos de perforación potenciales del Campo Brenda fueron identificados utilizando una técnica de pre-procesamiento sísmico de avanzada, un modelo de velocidad de alta resolución, la generación de imágenes sísmicas antes del apilamiento, y el análisis de la impedancia elástica. Tres pozos fueron terminados en las areniscas del miembro Balmoral Superior y los resultados de las pruebas de producción fueron alentadores. Un cuarto pozo perforado en el yacimiento ha sido entubado y se aguarda la perforación del tramo horizontal. activos de las compañías, a la visualización de los yacimientos y a la entrega de datos en tiempo real (página anterior). Trayectorias de pozos basadas en modelos El Campo Brenda del Mar del Norte produce petróleo de un sistema de turbiditas canalizadas (arriba). Individualmente, sus areniscas prospectivas son con frecuencia demasiado delgadas para resolverlas explícitamente por métodos sísmicos, lo cual complica los esfuerzos de explotación. Para la evaluación del campo se disponía de dos conjuntos de datos sísmicos 3D e in formación de 13 pozos, que se utilizaron para generar un modelo de yacimiento. El modelado del flujo de fluidos en el yacimiento, realizado con el software de simulación de yacimientos ECLIPSE, indicó que sería necesario implementar un programa de desarrollo de cuatro pozos para optimizar la recuperación de las reservas. Para localizar las areniscas petrolíferas pre sentes en el campo, Oilexco, e Ikon Science utilizaron técnicas de procesamiento sísmico 3D con datos antes del apilamiento, incluyendo cómputos especializados de impedancia elástica y el análisis de variación de la amplitud con el desplazamiento (AVO). Durante el año 2006, Oilexco perforó tres pozos de producción e inició la perforación de Primavera de 2007 un cuarto pozo en el Campo Brenda. Este proyecto de cuatro pozos tenía como objetivo tres areniscas del miembro Balmoral Superior, de edad Paleoceno, correspondiente al Grupo Montrose. En los primeros tres pozos, las profundidades verticales verdaderas oscilaban entre 1,829 y 1,981 m [6,000 y 6,500 pies], mientras que las profundidades medidas totales alcanzaron 4,176 m [13,700 pies]. El espesor total del yacimiento en estos pozos oscilaba entre 12 y 18 m [40 y 60 pies]. La arenisca superior, denominada UB3, suele ser de buena calidad pero delgada, y constituye un objetivo al que resulta difícil acceder y en el que resulta difícil permanecer durante la perforación. La arenisca inferior, denominada UB1, también es de buena calidad pero a veces se encuentra debajo del contacto agua/petróleo. La unidad intermedia, UB2, es más espesa y potencialmente arcillosa y no constituye un objetivo prospectivo primario en todos los sectores del campo. Los datos sísmicos fueron utilizados para definir el punto óptimo a partir del cual se iniciaría la porción horizontal del pozo. Dadas las características desafiantes del objetivo, la resolución relativamente baja de los datos sísmicos, las variaciones locales de echado (buzamiento) del tope del yacimiento y los pozos horizontales largos utilizados para explotarlo, la precisión de la profundidad durante la perforación constituía una inquietud importante. Más específicamente, los errores de profundidad entre la barrena y el modelo tenían que resolverse antes de colocar el pozo cerca del objetivo propuesto. Los objetivos se encontraban en áreas que, de acuerdo con las imágenes sísmicas, exhibían baja impedancia elástica, lo que constituía una buena indicación de la presencia de acumulaciones de hidrocarburos en el Campo Brenda. Para resolver los errores de profundidad, un geólogo de operaciones de Oilexco establecería las profundidades de perforación reales de dos marcadores—los topes de las Formaciones Sele y Lista—situados justo por encima de las areniscas del miembro Balmoral Superior; luego compararía las profundidades de perforación con las profundidades determinadas sísmicamente y consecuentemente ajustaría la trayectoria de la perforación. Oilexco quería que los pozos dieran con el yacimiento mientras se mantenían casi horizontales—desviación de 89°—para garantizar la ubicación óptima de su trayectoria dentro del yacimiento. Para ello, se colocó la tubería de revestimiento de 121⁄2 pulgadas inmediatamente debajo del tope del yacimiento. Era esencial una colocación exitosa para alcanzar el objetivo de perforación final: maximizar el contacto con el yacimiento más prometedor. El tramo horizontal se perforó utilizando una barrena de 81⁄2 pulgadas. A medida que se perforaban los pozos, los datos de los levantamientos de pozos transmitidos a la superficie en tiempo real se entregaban a Oilexco en Aberdeen, utilizando el sistema de monitoreo y entrega de datos en tiempo real InterACT y luego se enviaban electrónicamente a Ikon Science, en Londres. Estos nuevos datos se incorporaron en el modelo de la aplicación Petrel—que incluye las secuencias de tareas desde la sísmica hasta la simulación—de modo que pudiera exhibirse la posición de la barrena con respecto a los objetivos deseados del modelo. Utilizando estas visualizaciones, el personal de operaciones de la oficina de Oilexco en Aberdeen pudo enviar los cambios de trayectoria 2. 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. 3. Bratton T, Cahn DV, Que NV, Duc NV, Gillespie P, Hunt D, Li B, Marcinew R, Ray S, Montaron B, Nelson R, Schoderbek D y Sonneland L: “La naturaleza de los yacimientos naturalmente fracturados,” Oilfield Review 18, no. 2 (Otoño de 2006): 4–25. 4. Ali AHA, Brown T, Delgado R, Lee D, Plumb D, Smirnov N, Marsden R, Prado-Velarde E, Ramsey L, Spooner D, Stone T y Stouffer T: “Observación del cambio de las rocas: modelado mecánico del subsuelo,” Oilfield Review 15, no. 2 (Otoño de 2003): 22–41. 25 > Planeación y visualización del Pozo D3 del Campo Brenda con la aplicación Petrel. El mapa del extremo superior, utilizado por el geólogo de operaciones para colocar el pozo, muestra las curvas de contorno de la estructura del yacimiento en blanco y negro. Las zonas de baja impedancia elástica están sombreadas en celeste. Los pozos existentes son azules y muestran el tope del yacimiento como puntos naranjas. La trayectoria del pozo horizontal D3 propuesto se muestra en verde claro y la trayectoria del pozo horizontal D3 real en rojo. Una retícula en proyección Universal Transversa de Mercator (UTM) sobre el mapa, permite el trazado manual directo de las coordenadas del pozo. La imagen inferior muestra la trayectoria del pozo horizontal D3 propuesto (verde claro) en 3D junto con los pozos existentes (azul y rojo), que muestran los topes de las formaciones. Las esferas rosas indican el tope de la Formación Balder, las esferas celestes muestran el tope de la Formación Sele, las esferas amarillas marcan el tope de la Formación Lista y las esferas naranja identifican el tope del yacimiento. Los cuadrados naranja, que representan los objetivos, definen el punto de colocación y los límites XY de la trayectoria horizontal, y los contornos blancos rodean áreas de baja impedancia elástica que indican una alta probabilidad de que existan hidrocarburos. Estas zonas se disponen en forma de cortina sobre la superficie 3D contorneada del tope del yacimiento. La flecha, en el ángulo inferior derecho, muestra la dirección norte. de los pozos propuestos, nuevamente al equipo de perforación para optimizar la colocación del pozo en el yacimiento, previo a la perforación de la porción horizontal del mismo (arriba). Una vez que los pozos fueron colocados con éxito en el tope del yacimiento, Oilexco necesitaba una forma más precisa de evaluar las areniscas prospectivas y localizar la lutita no productiva situada inmediatamente alrededor del pozo. Para alcanzar esta meta, Oilexco utilizó la herramienta direccional de generación de imágenes profundas durante la perforación PeriScope 15 de Schlumberger (próxima página, arriba). La herramienta PeriScope 15 es un dispositivo de resistividad electromagnético, de lectura profunda, que determina la dirección y la distancia existente hasta los límites de capas mediante el despliegue de los contrastes de conductividad. Con un espaciamiento transmisor-receptor de 244 cm [96 pulgadas], la 26 herramienta posee la capacidad teórica para detectar límites de hasta 4.6 m [15 pies] con respecto al pozo. No obstante, la distancia resuelta real depende de la resistividad de las capas circundantes y adyacentes, y de la complejidad de la estratificación geológica. La herramienta PeriScope registró datos de los alrededores del pozo y ayudó a identificar con éxito la cima del yacimiento y la presencia de zonas de menor calidad en el mismo, lo que ayudó a Oilexco a refinar la perforación del pozo horizontal. Luego se realizaron ajustes en el direccionamiento del pozo para maximizar su longitud en el yacimiento de alta calidad, manteniendo al mismo tiempo la mayor separación posible con respecto a las paredes del pozo y por encima del contacto agua/petróleo situado en la base del yacimiento. Los resultados de las gráficas polares azimutales generadas con la herramienta PeriScope muestran la posición de la barrena con respecto a los límites de las capas cercanas, lo que permite al equipo de geonavegación realizar ajustes de la trayectoria en tiempo real a fin de optimizar la colocación del pozo.5 Los límites de capas, definidos con las imágenes PeriScope, pudieron convertirse luego en superficies Petrel y mapearse dentro del modelo de yacimiento (próxima página, abajo). El uso de la aplicación Petrel para modelar el Campo Brenda utilizando datos geológicos y geofísicos, facilitó el mapeo rápido del yacimiento y 5. Chou et al, referencia 1. 6. http://www.oilexco.com/news/060622.pdf (Se accedió el 29 de septiembre de 2006). Oilfield Review 6,740 0 6,780 11 7 0 70 11 0 60 11 0 0 50 11 0 40 11 0 30 11 0 11 20 11 10 11 00 0 10 90 80 0 10 10 7 00 60 0 10 10 30 0 10 20 6,880 10 10 0 0 40 0 6,860 10 5 00 6,760 10 Profundidad vertical verdadera, pies 6,840 Resistividad verdadera, ohm.m 1 1.27 1.61 2.04 2.58 3.27 4.15 5.25 6.66 8.44 20.70 13.56 17.19 21.79 27.61 35 6,800 6,900 6,820 6,920 6,840 6,940 0 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400 1,600 Profundidad vertical verdadera bajo el nivel del mar, pies 6,820 1,800 Longitud horizontal verdadera, pies > Sección tipo cortina PeriScope para el Pozo D1 del Campo Brenda. Esta visualización en sección tipo cortina del Pozo D1, situado en el Campo Brenda, fue utilizada por el equipo de geonavegación para optimizar la colocación del tramo horizontal de 549 m [1,800 pies] (rojo, de izquierda a derecha) en una geología compleja. La misma posibilitó que permanecieran predominantemente dentro de los 3 m [10 pies] por debajo del tope del yacimiento Balmoral Superior. Los colores más claros representan la arenisca de mayor resistividad y los colores más oscuros indican una lutita de menor resistividad. Sin la información proporcionada por la herramienta PeriScope, gran parte de la trayectoria del pozo propuesta (azul-verde) se habría desviado hacia la lutita, haciendo improductiva la segunda mitad del tramo horizontal. La imagen destaca además una zona de baja resistividad entre 10,750 y 11,050 pies de profundidad medida. La pérdida del yacimiento en esta sección permitió a los perforadores optimizar el contacto de la zona productiva en las zonas de alta resistividad. el diseño de las trayectorias de pozos en un paquete de programas ejecutable en una computadora portable estándar. La aplicación Petrel resultó esencial para la secuencia de tareas de perforación del Campo Brenda porque confirió a todo el personal involucrado la capacidad para observar la posición del pozo con respecto al yacimiento, antes y después de la colocación, posibilitando la ejecución eficiente de cambios en el diseño de las trayectorias de los pozos, evitando taponamientos de fondo y pozos de re-entrada, y maximizando la productividad. Oilexco ha terminado tres pozos de pro ducción en el Campo Brenda, que actualmente están siendo conectados al colector del campo. Las pruebas de flujo realizadas durante la terminación de los primeros tres pozos superaron las expectativas de Oilexco. Los índices de productividad y los cálculos de flujo normalizados indican una tasa teórica de producción combinada de 6,995 m3/d [44,000 b/d] de petróleo.6 La primera producción de petróleo estaba prevista para fines de 2006 o principios de 2007. Las compañías operadoras de todo el mundo están utilizando la aplicación Petrel cada vez con más frecuencia para visualizar el yacimiento, realizar interpretaciones, evaluar riesgos y actualizar rápidamente el modelo durante la perforación, lo que les permite optimizar el posicionamiento de la barrena y producir más hidrocarburos. Las secuencias de tareas del proceso de modelado Primavera de 2007 10000 10500 11000 11500 > Creación de una superficie mapeable a partir de los resultados PeriScope. Es posible convertir los resultados PeriScope que definen el tope del yacimiento, en una superficie mapeable, utilizando las distancias existentes entre el pozo y los límites de capas calculados con la herramienta PeriScope y los datos de levantamientos de pozos. En este ejemplo, los datos se utilizan para crear bastones de superficie (rosa) que representan el límite identificado con las lecturas PeriScope. A partir de esto se crea una superficie (líneas de contorno rojas y negras). La superficie no se muestra en las zonas donde buza por debajo del pozo. 27 > Desde los datos sísmicos hasta la simulación. En este ejemplo, la aplicación Petrel ha sido utilizada para visualizar los datos de producción y realizar un ajuste histórico, mejorando la simulación y el desarrollo del campo. La imagen superior izquierda muestra el modelo de simulación de yacimientos con un refinamiento local de la retícula alrededor del pozo. El extremo superior derecho muestra un pozo horizontal a través del modelo de yacimiento, donde el volumen sísmico se exhibe en el fondo. El extremo inferior izquierdo muestra el posible resultado del perfil de producción, derivado del simulador de yacimientos ECLIPSE. Cada una de las curvas representa diferentes realizaciones del modelo, creadas para un estudio de incertidumbre. En el extremo inferior derecho se muestra una gráfica de producción acumulada en cada pozo. El tamaño de las burbujas representa el volumen de producción relativo. La secuencia de tareas Petrel no sólo permite que los especialistas de múltiples dominios combinen la información y el conocimiento específicos de su dominio en una sola representación, centrada en el modelo, sino que además sustenta la capacidad para actualizar y visualizar fácilmente la comprensión colectiva tan pronto como se dispone de nueva información. Ahora es posible visualizar, evaluar y valorar las relaciones complejas en el espacio 3D y el tiempo, para comprender mejor el riesgo y la incertidumbre en escenarios múltiples, y predecir con mayor precisión el comportamiento del flujo del yacimiento. durante la perforación también resultaron exitosas en los campos del área marina de Vietnam, India y Malasia. Inicialmente, la visualización se refería a la interpretación de los volúmenes sísmicos con la ayuda de computadoras de gran capacidad y no se conectaba con los modelos de yacimientos. No obstante, para comprender totalmente los yacimientos y los campos petroleros, se deben analizar varios datos e involucrar múltiples disciplinas. Con la aplicación Petrel, ahora es posible implementar secuencias de tareas más globales, utilizando computadoras personales Windows en ambientes multidisciplinarios de colaboración. Esto permite que los equipos a cargo de los activos de las compañías visualicen, evalúen y valoricen las relaciones complejas en 3D y a través del tiempo, entiendan mejor el riesgo y la incertidumbre asociados con escenarios múltiples, y puedan predecir el comportamiento de la producción en forma más precisa. 28 El futuro del modelado Las herramientas especializadas de la aplicación Petrel se adaptan a las aplicaciones de modelado durante la perforación. Por ejemplo, el módulo Process Manager de Petrel facilita la rapidez en la carga de datos y actualización del modelo, mediante el establecimiento de secuencias de tareas automatizadas. Esto reduce el tiempo asociado con la toma de decisiones y el tiempo de ciclo, y permite ahorrar tiempo y dinero. Las trayectorias de los pozos pueden diseñarse y actualizarse utilizando la herramienta Well Design de Petrel, lo que incrementa la eficiencia de la perforación y la precisión del posicionamiento de la barrena. Las secuencias de tareas integradas pueden modelar, además, las respuestas de los registros adelante de la barrena y a lo largo de la trayectoria del pozo propuesta. La generación de respuestas petrofísicas modeladas adelante de la barrena ayuda a los equipos a cargo de los activos de las compañías a entender el yacimiento en forma más exhaustiva y les per- mite seleccionar la trayectoria óptima del pozo en 3D, reduciendo la incertidumbre en ambientes complejos. Si bien algunas de estas capacidades hoy poseen un uso limitado, la generalización de su empleo es inminente. Muchos avances han posibilitado la transición a la técnica de modelado durante la perforación. Por ejemplo, los sistemas SCADA de control, supervisión y adquisición de datos, implantados desde hace muchos años, permiten el acceso inmediato a los datos de fondo de pozo y el control de los equipos de fondo. Además, la nueva generación de simuladores de yacimientos, que explotan procesadores más rápidos y más sofisticados, ha incrementado la capacidad computacional disponible para los equipos a cargo de los activos de las compañías. Los modelos de yacimientos ahora son herramientas verdaderamente multidisciplinarias que evolucionan a medida que se adquiere nueva información de yacimientos o de campos, tal como nuevos volúmenes sísmicos 3D, registros de pozos, datos de núcleos, datos de pruebas de pozos o información de historia de producción. La estructura y funcionalidad singulares de la aplicación Petrel, sumadas a su compatibilidad con las computadoras personales, facilitan las secuencias de tareas integradas en las disciplinas de geología, geofísica, ingeniería de pozos e ingeniería de yacimientos (izquierda). La mayoría de los modelos de yacimientos incorporan la porosidad y la permeabilidad sólo en las secciones prospectivas e ignoran los efectos de los estratos de sobrecarga. Los modelos mecánicos del subsuelo (MEM) contienen predicciones de esfuerzos, propiedades mecánicas de las rocas y presión de poro desde el yacimiento hasta la superficie. En consecuencia, las secuencias de tareas con frecuencia se desglosan cuando el MEM es inadecuado o inexistente. El conocimiento de la geomecánica de los estratos de sobrecarga mejora considerablemente el proceso de construcción de pozos porque, en parte, permite que los equipos a cargo de los activos de las compañías evalúen los riesgos a lo largo de una trayectoria de pozo propuesta y eviten los peligros presentes. En el pasado, la explotación de la información contenida en los modelos mecánicos del subsuelo y en los modelos de yacimientos, incluyendo las incertidumbres para aplicaciones de perforación prácticas, no era directa. Sin embargo, en el año 2000, el Centro de Investigaciones de Schlumberger en Cambridge, Inglaterra, como parte del consorcio industrial MoBPTeCh que comprende a Mobil Oil, BP Amoco, Texaco y Chevron, finalizó el desarrollo de un prototipo de simulador de perforación. Oilfield Review > Ahorro de tiempo y dinero combinados con la reducción del riesgo. La aplicación interactiva Osprey Risk fue diseñada para asistir a los equipos a cargo de los activos de las compañías en la planeación de pozos, a través de la provisión de evaluaciones probabilísticas de costos, tiempo y riesgos, a la vez que se incorporan los modelos geológicos y geomecánicos en el proceso. Identificados los objetivos del subsuelo, se diseña la trayectoria del pozo en la herramienta Well Design de Petrel (extremo superior) y se ingresa en la aplicación Osprey como un levantamiento de desviación. Los datos del modelo del subsuelo—como mínimo, presiones de poro, gradientes de fracturamiento y resistencias a la compresión no confinadas del modelo MEM de Petrel—también son datos de entrada requeridos. La aplicación propone el tamaño óptimo del pozo, el tipo de barrena, las densidades máximas del lodo, y los tamaños, pesos y profundidades de asentamiento de la tubería de revestimiento, teniendo en cuenta los requerimientos de producción, la estabilidad del pozo y muchos otros factores. Utilizando los datos disponibles y el método de simulación de Monte Carlo, se calculan los tiempos y costos de perforación en profundidades clave para un conjunto de probabilidades definidas (extremo inferior). Esta salida puede utilizarse como plan operacional de trabajo. Se generan riesgos de perforación significativos para el diseño técnico, que pueden exhibirse en forma individual o agruparse en categorías de incrementos de fluidos, pérdidas de lodo, atascamiento de tuberías y problemas mecánicos. Además, se computa un índice de riesgo total, que puede utilizarse para clasificar los escenarios. En la visualización de riesgos, el color verde oscuro indica un índice de riesgo bajo, el verde claro muestra un índice de riesgo de bajo a intermedio, el amarillo significa riesgo intermedio, el naranja indica un índice de riesgo de intermedio a alto y el rojo muestra un índice de riesgo alto. La aplicación Osprey Risk y su plug-in son aplicaciones de respuesta rápida, de manera que los ingenieros y geocientíficos de perforación pueden modificar fácilmente el diseño y comparar los resultados en minutos. Este proceso conduce a la reducción del riesgo técnico y señala dónde se necesitarán estrategias de mitigación para implementar el plan operacional. Primavera de 2007 Esta aplicación establece las bases para la ejecución de estudios de riesgo más automatizados en condiciones de perforación difíciles.7 Hoy, el programa de predicción de riesgos de perforación Osprey de Schlumberger y los programas en línea que expanden las capacidades del navegador de la aplicación Petrel, posibilitan la evaluación de riesgos críticos y las estimaciones de costos y tiempos de perforación, además de proveer un enlace de colaboración entre perforadores, geofísicos y geólogos.8 Siguiendo una secuencia de tareas eficiente, las herramientas Osprey y Petrel permiten que los equipos a cargo de los activos de las compañías diseñen trayectorias de pozos y actualicen los planes de diseño de pozos a medida que se modifica el modelo o la trayectoria de pozo propuesta (izquierda). Otra ventaja de este programa es que los ingenieros de perforación pueden diseñar el sistema a medida de las necesidades, a fin de que incorpore las regulaciones y requisitos de las compañías, además de la experiencia local e histórica. La industria está considerando ahora la posibilidad de simular la respuesta del yacimiento a los pozos nuevos durante su perforación. Además de la integración de los datos en tiempo real dentro de los modelos y la actualización rápida de los mismos, la industria de E&P también está aprovechando los simuladores más veloces. Esto resulta de particular importancia a la hora de simular el comportamiento complejo del flujo de fluidos y la producción en yaci mientos grandes, porque los mismos requieren modelos de yacimientos grandes. La necesidad de contar con una evaluación dinámica durante la perforación se intensifica al aumentar la complejidad. Por ejemplo, las simulaciones durante la perforación (SiWD) en yacimientos heterogéneos trifásicos ya afectados por los pozos productores cercanos, serían más beneficiosas que durante la perforación de yacimientos monofásicos o bifásicos homogéneos con un grado de echado nulo; en este caso sólo el uso de la experiencia de campo podría ser suficiente. La idea de efectuar simulaciones de yacimientos, o evaluaciones dinámicas, durante la perforación no es nueva. Uno de estos esfuerzos 7. Booth J, Bradford IDR, Cook JM, Dowell JD, Ritchie G y Tuddenham I: “Meeting Future Drilling Planning and Decision Support Requirements: A New Drilling Simulator,” artículo SPE/IADC 67816, presentado en la Conferencia de Perforación de las SPE/IADC, Ámsterdam, 27 de febrero al 1° de marzo de 2001. 8. Givens K, Luppens C, Menon S, Ritchie G y Veeningen D: “Geomechanics-Based Automatic Well-Planning Software Provides Drilling Decision Support to Asset Teams,” artículo SPE 90329, presentado en la Conferencia y Exhibición Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004. 29 comenzó en 1997 como parte de un proyecto de modelado de la región vecina al pozo, encarado por BP, Schlumberger GeoQuest, Norsk Hydro y Saudi Aramco.9 Este primer proyecto determinó que la optimización de una trayectoria de pozo en tiempo real es un verdadero ejercicio multidisciplinario, que requiere que los equipos a cargo de los activos de las compañías comprendan claramente el objetivo común y estén preparados para operar en escenarios cambiantes. Otro hallazgo fue que la actualización del modelo en tiempo real debía centrarse en el volumen correspondiente a la región vecina al pozo, donde los datos MWD y LWD son los más pertinentes. La distribución de la permeabilidad a lo largo del pozo es crítica para el desempeño previsto del mismo. No obstante, para captar con exactitud los fenómenos de flujo en la región vecina al pozo se requiere una retícula de menor tamaño y el refinamiento local de la retícula, lo que reduce el intervalo de tiempo de procesamiento, incrementando a la vez el tiempo de procesamiento. Además, la ejecución de si mulaciones de campo completo durante la perforación fue considerada irrealista en la mayoría de los casos debido a las restricciones de tiempo impuestas durante las operaciones de perforación. Como parte de este trabajo, se desa- rrolló un programa que creó un modelo reducido de la región vecina al pozo, dentro del modelo de campo completo y sirvió como primera herramienta prototipo de simulaciones durante la perforación. Desempeño de pozos para definir colocaciones de pozos En el año 2006, las simulaciones durante la perforación (SiWD) fueron definidas como un proceso de optimización en tiempo real para mejorar en forma dinámica el diseño de la trayectoria y la estrategia de configuración y terminación de un pozo durante su perforación.10 Este concepto se ha vuelto más conveniente en nuestros días con el surgimiento de las tecnologías innovadoras de perforación, MWD y LWD, que posibilitaron la geonavegación y la construcción de pozos avanzados , con trayectorias elaboradas, ramificaciones múltiples o ambas cosas a la vez. Sin embargo, una de las principales desventajas planteadas por la perforación de estos pozos avanzados fue el nivel de incertidumbre propio de la descripción inicial del yacimiento, incluyendo la determinación de los fluidos presentes. Esta incertidumbre acentuó la necesidad de recolectar, integrar e interpretar los datos en tiempo real. Interpretar Actualizar Proponer Acción Simular > Proceso cerrado para la simulación durante la perforación. Definido por la frecuencia de las mediciones y la velocidad de la optimización, el proceso cíclico incluye la adquisición e interpretación de datos, las actualizaciones de los modelos, los cambios de parámetros y la simulación hasta determinar una solución óptima; en el último paso, se adoptan las medidas apropiadas. 30 El método SiWD aún no ha sido adoptado por varios motivos. La industria recién se percata de las ventajas de la obtención de datos MWD y LWD en tiempo real, para la construcción de pozos y para la ingeniería de yacimientos y simulaciones.11 Además, la integración fluida de las mediciones obtenidas durante la perforación en las herramientas de las aplicaciones de modelado y simulación ha resultado dificultosa. Hasta hace poco, la adopción de un enfoque integrado se vio obstaculizada por la falta de una plataforma adecuada desde la cual pudieran operar múltiples disciplinas. Por otra parte, se percibió que la actualización de los modelos en el marco temporal adecuado no era posible. Por último, para ser factibles, las secuencias de tareas complicadas necesarias para la evaluación en tiempo real de trayectorias y configuraciones de pozos múltiples requerirán procesos de optimización automatizados. Hoy, la geonavegación implica la colocación interactiva del pozo en base a la geología y la necesidad de entrar en contacto con el mayor volumen de yacimiento posible, con el objeto de optimizar la productividad inicial del pozo. Si bien esta técnica ha sido exitosa, los escenarios complicados requieren un enfoque más riguroso para reducir efectivamente el riesgo. Dada la capacidad computacional de nuestros días y la mayor habilidad para modelar factores críticos durante la perforación, los especialistas están considerando la posibilidad de simular la productividad del pozo adelante de la barrena. Los factores críticos que impactan la productividad en el corto y largo plazo incluyen opciones de terminación de pozos, fenómenos de flujo multifásico en el yacimiento y en el pozo, los efectos de la caída de presión en el pozo, y los cambios de presión y de fluidos producidos en el yacimiento provenientes de los pozos de producción o inyección vecinos. No obstante, los modelos grandes, de capas múltiples, hacen difícil, por no decir imposible, los procesos de actualización, re-escalado y la ejecución de simulaciones de campo completo, a tiempo para incidir en las operaciones de simulación simultáneas. Este problema se atenúa por el hecho de que no es esencial examinar todas las regiones del yacimiento por igual a la hora de evaluar el desempeño futuro de un solo pozo. Por ejemplo, los cambios producidos en la presión del yacimiento o en la saturación de hidrocarburos a grandes distancias o en capas aisladas, podría tener un efecto mínimo sobre el pozo en cuestión. También pueden registrarse efectos mínimos cuando la distribución de la permeabilidad en la región vecina al pozo domina el Oilfield Review 14 Corte de agua, % 12 10 8 6 4 2 0 01/04 12/04 12/05 12/06 12/07 12/08 12/09 12/07 12/08 12/09 Fecha Producción de petróleo, b/d 12,000 10,000 8,000 6,000 4,000 2,000 0 01/04 12/04 12/05 12/06 Fecha 1,400 RGP, pies3/bbl 1,200 1,000 800 600 Trayectoria 1-1 Trayectoria 1-2 Trayectoria 2-2 400 200 0 01/04 12/04 12/05 12/06 12/07 12/08 12/09 Fecha > Obtención de simulaciones más rápidas. Se utilizan técnicas de engrosamiento de retículas, refinamiento local de retículas y condiciones de borde adecuadas para reducir el tiempo de simulación, preservando a la vez un suficiente grado de resolución para caracterizar las heterogeneidades del yacimiento y posibilitando múltiples realizaciones geoestadísticas. En este ejemplo del Mar del Norte, el modelo de simulación de un yacimiento canalizado (extremo superior) es optimizado mediante el re-escalado de cada celda hasta alcanzar un grado de resolución dado, el que queda definido por las heterogeneidades geológicas locales, el grado de actividad del flujo de fluidos y la distancia al pozo en cuestión (extremo inferior). análisis. Aquí, los métodos semi-analíticos pueden proporcionar resultados rápidos y precisos a la hora de modelar pozos no convencionales; sin embargo, son menos rigurosos cuando se trata del flujo de fluidos multifásicos y de la heterogeneidad del yacimiento.12 Se probó un proceso cerrado para diseñar, optimizar y configurar los pozos avanzados en tiempo real (página anterior). Para demostrar este concepto, los especialistas en yacimientos y software de Schlumberger, junto con Spectrum Consultores, comenzaron con un modelo basado 9. Bøe Ø, Flynn J y Reiso E: “On Near Wellbore Modeling and Real Time Reservoir Management,” artículo SPE 66369, presentado en el Simposio de Simulación de Yacimientos de la SPE, Houston, 11 al 14 de febrero de 2001. Bøe Ø, Cox J y Reiso E: “On Real Time Reservoir Management and Simulation While Drilling,” artículo SPE 65149, presentado en la Conferencia Europea del Petróleo de la SPE, París, 24 al 25 de octubre de 2000. 10. Primera A, Pérez-Damas C, Kumar S y Rodríguez JE: “Simulation While Drilling: Utopia or Reality?” artículo SPE 99945, presentado en la Conferencia y Exhibición de la Energía Inteligente de la SPE, Ámsterdam, 11 al 13 de abril de 2006. 11. Aldred W, Belaskie J, Isangulov R, Crockett B, Edmondson B, Florence F y Srinivasan S: “Una nueva forma de perforar,” Oilfield Review 17, no. 1 (Verano de 2005): 48–55. 12. Wolfsteiner C: “Modeling and Upscaling of Nonconventional Wells in Heterogeneous Reservoirs,” Tesis Doctoral, Universidad de Stanford, California, 2002. Primavera de 2007 > Evaluación de trayectorias de pozos alternativas. Para tres trayectorias de pozos propuestas, se utilizaron tres predicciones del comportamiento del pozo con el fin de determinar la trayectoria del pozo optimizada: corte de agua (extremo superior), tasa de producción de petróleo (centro) y RGP (extremo inferior). En este ejemplo, la simulación de la Trayectoria 1-2 (azul) termina prematuramente porque el corte de agua más alto ha excedido las capacidades de manejo del agua de superficie asumidas. La Trayectoria 1-1 (verde) es óptima porque muestra el volumen de producción acumulado de petróleo más grande y conduce al valor actual neto más elevado. en datos de un campo del Mar del Norte. Con la técnica de refinamiento local de la retícula y las condiciones de borde adecuadas, el modelo original de 600,000 celdas se redujo a 30,000 celdas, lo que posibilitó su simplificación (arriba, a la izquierda). Con un modelo de la región vecina al pozo de retícula reducida, se simularon varias opciones de trayectorias de pozos diferentes a lo largo de un período de producción de seis años y se compararon en base a tres salidas de pronóstico: corte de agua, tasa de producción de petróleo y relación gas/petróleo (RGP) (arriba, a la derecha). 31 8 7 Corte de agua, % 6 5 4 3 2 1 0 01/04 12/04 12/05 12/06 12/07 12/08 12/09 12/07 12/08 12/09 Fecha 2.0E+07 1.8E+07 Petróleo acumulado, bbl 1.6E+07 1.4E+07 1.2E+07 1.0E+07 8.0E+06 6.0E+06 4.0E+06 2.0E+06 0 01/04 12/04 12/05 12/06 Fecha 1,400 1,200 Simulación de campo completo Simulación de la región vecina al pozo RGP, pies3/bbl 1,000 800 600 400 200 0 01/04 12/04 12/05 12/06 12/07 12/08 12/09 Fecha > Comparación de los resultados SiWD con los resultados de la simulación de campo completo de la Trayectoria 1-1. La simulación optimizada de la región vecina al pozo produjo resultados similares al de una simulación de campo completo de las tasas de producción de la Trayectoria 1-1, a lo largo de seis años. Inicialmente, el volumen de yacimiento descrito en el modelo de yacimiento de la zona vecina al pozo posee energía suficiente como para ajustarse a los resultados del volumen de simulación de campo completo. Sin embargo, después de los tres primeros años en la simulación de la región vecina al pozo, la falta de soporte de presión del volumen de yacimiento completo aparece como permeabilidad relativa que comienza a dictaminar el movimiento del fluido. 32 A continuación, utilizando la trayectoria óptima del pozo elegida y una computadora de un solo procesador, se verificó la simulación con la retícula reducida frente a una simulación de campo completo. Si bien la simulación con la retícula reducida arrojó una predicción del corte de agua levemente más alta con el tiempo, la predicción de la producción acumulada de petróleo y la RGP resultaron comparables (izquierda). El estudio demostró que el método SiWD es factible con las velocidades de penetración típicas del Mar del Norte; aproximadamente 61 m/h [200 pies/h], dependiendo de los requisitos operacionales MWD y LWD y de las configuraciones del conjunto de fondo (BHA) y de la barrena. En este estudio que utiliza un modelo de yacimiento del Mar del Norte, los tiempos para los distintos pasos de la secuencia de tareas se consideraron aceptables para una operación de perforación horizontal típica de 10 días en el campo. No obstante, las estimaciones de tiempo varían porque muchos de estos pasos dependen de la complejidad y el tamaño del modelo, y de la disponibilidad de hardware y software. Se asumió que la adquisición y transmisión de los datos tenían lugar en tiempo real. Los pasos de la secuencia de tareas incluyeron el análisis y la interpretación de la nueva información; la actualización del modelo; la optimización de la retícula que involucra el procesamiento de retículas de bisectores perpendiculares y el refinamiento local de la retícula; la propuesta inicial del pozo nuevo y las carreras de simulación utilizando el modelo de la región vecina al pozo. En este ejemplo de un campo típico, el tiempo de ejecución total estimado osciló entre 20 y 30 minutos. Conservación de la condición de tiempo real Desde una perspectiva técnica, la simplificación de los modelos para posibilitar la generación de modelos y simulaciones durante la perforación no es necesariamente la respuesta. No obstante, la simplificación de la secuencia de tareas es siempre un paso positivo. Las herramientas de software son cada vez más rápidas y fáciles de utilizar, la conectividad con localizaciones remotas es cada vez más confiable y se están transmitiendo volúmenes de datos más grandes a velocidades más altas, desde las herramientas de fondo de pozo hasta los usuarios, a medida que mejoran las tecnologías. Oilfield Review Otra indicación del incremento futuro de la implementación de las técnicas de modelado y SiWD se observa en el número creciente de recursos dedicados a las soluciones de perforación en tiempo real. Por ejemplo, ahora existen Centros de Soporte de Operaciones (OSC) de Schlumberger distribuidos por todo el mundo para monitorear, modelar y controlar los procesos de perforación en forma remota. Estos centros cuentan con personal experimentado provisto de programas poderosos para ayudar a las compañías operadoras a minimizar los riesgos de perforación y lograr sus objetivos de perforación en un ambiente de colaboración (abajo). Si bien estos resultados han sido alentadores hasta ahora, existen muchas áreas que necesi- tan trabajo adicional. La optimización de las trayectorias de los pozos mejoraría con el desarrollo de algoritmos automatizados de selección de trayectorias de pozos. Para lograr una optimización completa, es necesario considerar en mayor medida los sistemas de terminación de fondo de pozo, a fin de simular mejor el comportamiento del pozo. Es preciso seguir explorando el uso más generalizado de las técnicas de inteligencia artificial. Aún persiste la necesidad de conectar el flujo de fluidos con la geomecánica en los procesos SiWD. Además, la integración de simulaciones de superficie con simulaciones de subsuelo mejoraría la precisión de las predicciones de producción, aunque agregaría una cantidad de tiempo significativa al proceso. Por Adquisición, recolección y visualización de datos de localizaciones de pozos último, se necesita más trabajo para que la técnica SiWD resulte factible en yacimientos fracturados y en otros tipos de yacimientos complejos. El modelado de los sistemas de doble porosidad y de doble permeabilidad, y la compleja interacción existente entre las fracturas y la matriz, constituye un desafío aunque no existan restricciones de tiempo. Los avances que tengan lugar en el software y hardware de modelado y simulación, sumados a la mayor comprensión de los yacimientos complejos y los pozos complejos por parte de la industria de E&P, crearán un entorno más fértil para la optimización de la colocación de pozos durante la perforación. —MG Datos de profundidad GeoFrame Petrel Distribuidor InterACT Datos operacionales Distribuidor de datos InterACT Sensores del equipo de perforación OSC de Schlumberger Servicios especializados Perforación Sin Sorpresas PERFORM Geonavegación Monitoreo remoto Control remoto Equipo a cargo de los activos de los clientes Datos de tiempo Datos de trayectorias Oficina de perforación Herramientas de fondo de pozo > Secuencia de tareas en tiempo real. La transmisión segura, en tiempo real, de datos de fondo de pozo desde localizaciones de perforación remotas se realiza utilizando el sistema InterACT o servidores de terceros (izquierda). Los especialistas de los Centros de Soporte de Operaciones (OSC) de Schlumberger utilizan esta información y herramientas de software especializadas, para ayudar a los operadores a monitorear y analizar datos de perforación, geológicos y geofísicos cruciales; evitar riesgos de perforación; dar con los objetivos de yacimientos; y controlar las operaciones de perforación en forma remota (centro). A lo largo de todo el proceso, se utiliza una amplia gama de datos, incluyendo datos de profundidad, tiempo, datos operacionales y de trayectorias (derecha) para actualizar los modelos, correr las simulaciones, e identificar las acciones adecuadas. Primavera de 2007 33