Mejoras en la colocación de pozos con el modelado

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
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Profundidad vertical verdadera, pies
6,840
Resistividad verdadera, ohm.m
1
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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