LWD en tiempo real: Registros para la perforación Las herramientas de tercera generación para la adquisición de registros durante la perforación añaden una nueva dimensión a los actuales esfuerzos que hace la industria petrolera para construir pozos más eficientes y efectivos en materia de costos. Las mejoras introducidas en las herramientas se traducen en menores riesgos y mayor exactitud en la colocación de los pozos. Como resultado, la obtención de registros en tiempo real para la perforación está rápidamente convirtiéndose en una realidad.

Saad Bargach Ian Falconer Carlos Maeso John Rasmus Sugar Land, Texas, EUA Ted Bornemann Richard Plumb Houston, Texas Daniel Codazzi Kyel Hodenfield Clamart, Francia Gary Ford John Hartner Anadarko Petroleum Corp. Anchorage, Alaska, EUA Bill Grether Petrotechnical Resources Alaska Anchorage, Alaska, EUA Hendrik Rohler RWE-DEA AG Hamburgo, Alemania

64

Impulsada a mantener el ritmo de una economía cambiante y de las rápidas y constantes innovaciones que se observan en el campo de la perforación de pozos, la tecnología de adquisición de registros (perfilaje) durante la perforación (LWD, por sus siglas en Inglés) ha madurado a su tercera generación en tan sólo una década (próxima página). Las primeras herramientas, introducidas a finales de la década de 1980, proporcionaban mediciones direccionales y registros para una evaluación básica de la formación, y servían como registros de respaldo en pozos desviados y verticales.1 En esa época, las aplicaciones primarias eran las correlaciones estratigráficas y estructurales entre pozos cercanos y la evaluación básica de la formación. La adquisición de registros durante la perforación aseguraba la obtención de datos básicos necesarios para determinar la productividad y comerciabilidad del pozo, así como también para mitigar el riesgo de la perforación.

A medida que una creciente cantidad de yacimientos se explotaban con éxito, la industria de exploración y producción (E&P, por sus siglas en Inglés) comenzó a desarrollar yacimientos más complejos y marginales—más pequeños, más delgados, fracturados y de baja calidad—anteriormente clasificados como pobres y, en consecuencia, quedaban sin desarrollar. Actualmente, los diseños de pozos que desafían tanto los aspectos técnicos como económicos y que eran inexistentes hacen sólo unos cinco años—situados en aguas profundas, pozos de alcance extendido, horizontales y de tramos laterales múltiples—se utilizan en forma rutinaria para maximizar la producción y las reservas de los yacimientos.2 Para llegar a estos yacimientos de difícil acceso, más pequeños y de inferior calidad, la construcción de pozos tuvo que evolucionar de los diseños geométricos a los pozos dirigidos y colocados (emplazados) en base a información geológica.

Se agradece la colaboración en la preparación de este artículo a Tom Bratton, Mark Fredette, Qiming Li y Iain Rezmer-Cooper, Sugar Land, Texas, EUA; Jim Bristow, Gatwick, Inglaterra; Jesse Cryer, Anchorage, Alaska, EUA; Torger Skillingstad, Stavanger, Norway; Ian Tribe, Aberdeen, Escocia; y Doug Waters, Austin, Texas. ADN (Densidad-Neutrón Azimutal), AIM (Módulo de Medición de la Inclinación en la Barrena), APWD (Presión Anular Durante la Perforación), ARC5 (herramienta de Conjunto de Resistividad Compensada), CDN (herramienta de Densidad-Neutrón Compensada), CDR (Resistividad Dual Compensada), Drill-Bit Seismic, DTOR (Esfuerzo de Torsión en la Barrena en el Fondo), DWOB (Peso sobre la Barrena en el Fondo), FMI (generador de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total), GeoSteering, GeoVISION,

GeoVISION675, IDEAL (Evaluación de la Perforación y Perfilaje), IMPulse, INFORM (Sistema de Simulación), InterACT, InterACT Web Witness, ISONIC IDEAL de registros sónicos adquiridos durante la perforación, IWOB (Peso sobre la Barrena Integrado), KickAlert, M3, MACH-1 (Perforación Guiada por la Sísmica), MEL (Registro de Eficiencia Mecánica), PERFORM, PERT (Evaluación de la Presión en Tiempo Real), Platform Express, PowerDrilling, PowerPulse, RAB (herramienta de Resistividad Frente a la Barrena), RWOB (herramienta Receptora, Peso sobre la Barrena y Esfuerzo de Torsión), SHARP, Slim 1, SlimPulse, SPIN (programa Indicador de Aprisionamiento de la Tubería), UBI (generador de Imágenes Ultrasónicas), VIPER, VISION, VISION First Look, VISION475, VISION675 y VISION825 son marcas de Schlumberger.

Oilfield Review

Generación

Primera (1988 a 1992)

Segunda (1993 a 1996)

Tercera (1997 a 2000)

Productos

Herramientas

Productos

Herramientas

Productos

CDN

Máxima densidad

ADN

Densidad de cuadrante

VISION475, 675, 825

Imágenes de densidad

CDR

Calibre ultrasónico Superposición cuantitativa de resistividad ISONIC Anisotropía ARC5 Evaluación rápida RAB de la formación

INFORM

APWD

VISION First Look

Pantalla GeoSteering

Herramienta de evaluación de la porosidad

INFORM 3D

Tipo de servicio

Herramientas

LWD

Pantalla de correlación

ARC312, ARC900

GeoSteering IMPulse Drill-Bit Seismic Innovación

MWD

Sísmica de MWD

MACH-1

Evaluación de la formación durante la perforación

Lecturas azimutales

Mayor exactitud

Resistividad compensada por efectos del agujero

Imágenes de resistividad

Aplicación en un mayor rango de diámetros de agujeros

Resistividad de espaciamiento dual

Arreglo de resistividades

Fuente no química

Resistividad densidad-neutrón

Resistividad frente a la barrena

Imágenes en tiempo real

Motor instrumentado

Mayor confiabilidad

DWOB

MEL

MVC

Alarmas inteligentes

VIPER

DTOR

SPIN

RWOB

KickAlert

AIM

PERT

IWOB

Derrumbes

Slim 1

SHARP

Cono de la barrena atascado SlimPulse

M1-M3

PowerPulse

Diagrama anticolisión

FAST

IDEAL

PERFORM

Monitor PowerDrilling Sist. de control de superf.

Tasa máxima de transmisión 3 de la telemetría en bits por segundos (bps) Comunicaciones Facsímile Aplicación principal

6 a 10

12 a 16

InterACT

InterACT Web Witness

Correlación

Geonavegación exitosa en el yacimiento

Evaluación de la formación

Evaluación de la formación

Decisiones en tiempo real para mayor eficiencia de la perforación y manejo del riesgo Geonavegación hacia la mejor parte del yacimiento

Reconocimiento

> Historia de la introducción de las tecnologías de registros adquiridos (perfilaje) durante la perforación (LWD) y mediciones durante la perforación (MWD).

La segunda fase de desarrollo de las técnicas LWD, ocurrida a mediados de la década de 1990, reflejó esta evolución con la introducción de mediciones azimutales, imágenes del hueco, motores direccionales instrumentados y programas de simulación para lograr una colocación exacta del pozo mediante la geonavegación (geosteering).3 En un principio, el direccionamiento en tiempo real utilizaba la velocidad (tasa) de penetración (ROP, por sus siglas en Inglés), y posteriormente la resistividad para detectar los bordes de las capas de arena y lutita.

Actualmente, los ingenieros de perforación utilizan medidas azimutales obtenidas en tiempo real que incluyen imágenes del hueco, buzamientos (echados) y densidad de la formación, para encontrar el yacimiento y permanecer dentro de la zona de interés del mismo. Estos avances han resultado en un porcentaje mayor de pozos exitosos, en particular pozos con desviación muy marcada, de alcance extendido y horizontales.4 En la actualidad, la eficiencia de la perforación, el manejo adecuado del riesgo y la colocación exacta del pozo son los puntos clave para

disminuir los costos de exploración y desarrollo. La eficiencia de la perforación significa minimizar el tiempo perdido o improductivo al evitar problemas como las fallas en la columna (sarta, tubería) de perforación, atascamientos (aprisionamientos) y pérdidas o entradas de fluidos; así como también manejar los riesgos inherentes al proceso de la perforación, tal como la inestabilidad del hueco. Se utilizan modelos mecánicos terrestres (MEM, por sus siglas en Inglés) para integrar todos los datos disponibles.5 Los registros para perforar proporcionan los datos nece-

1. Allen D, Bergt D, Best D, Clark B, Falconer I, Hache J-M, Bonner S, Fredette M, Lovell J, Montaron B, Rosthal R, 5. Aldred W, Cook J, Bern P, Carpenter B, Hutchinson M, Lovell Kienitz C, Lesage M, Rasmus J y Wraight P: “Logging While Tabanou J, Wu P, Clark B, Mills R y Williams R: “Resistivity J, Rezmer-Cooper I y Leder PC: “Using Downhole Annular Drilling,” Oilfield Review 1, no. 1 (Abril 1987): 4-17. While Drilling—Images From the String,” Oilfield Review 8, Pressure Measurements to Improve Drilling Performance,” no. 1 (Primavera de 1996): 4-19. Oilfield Review 10, no. 4 (Invierno de 1998): 40-55. Bonner S, Clark B, Holenka J, Voisin B, Dusang J, Hansen R, White J y Walsgrove T: “Logging While Drilling: A ThreeEvans M, Best D, Holenka J, Kurkoski P y Sloan W: Aldred W, Plumb D, Bradford I, Cook J, Gholkar V, Cousins L, Year Perspective,” Oilfield Review 4, “Improved Formation Evaluation Using Azimuthal Porosity Minton R, Fuller J, Goraya S y Tucker D: “Managing Drilling no. 3 (Julio 1992): 4-21. Data While Drilling,” artículo de la SPE 30546, presentado Risk,” Oilfield Review 11, no. 2 (Verano de 1999): 2-19. en la Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE, 2. Allen F, Tooms P, Conran G, Lesso B y Van de Slijke P: Plumb R, Edwards S, Pidcock G, Lee D y Stacey B: “The Dallas, Texas, EUA, Octubre 22-25, 1995. “Extended-Reach Drilling: Breaking the 10-km Barrier,” Mechanical Earth Model Concept and Its Application to Oilfield Review 9, no. 4 (Invierno de 1997): 32-47. Prilliman JD, Allen DF y Lehtonen LR: “Horizontal High-Risk Well Construction Projects,” artículo de las Well Placement and Petrophysical Evaluation Using LWD,” IADC/SPE 59128, presentado en la Conferencia de Bosworth S, El-Sayed HS, Ismail G, Ohmer H, Sracke M, West artículo de la SPE 30549, presentado en la Conferencia Perforación de las SPE/IADC, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, C y Retnanto A: “Key Issues in Multilateral Technology,” Técnica y Exhibición Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, Febrero 23-25, 2000. Oilfield Review 10, no. 4 (Invierno de 1998): 14-28. Octubre 22-25, 1995. Rezmer-Cooper I, Bratton T y Krabbe H: “The Use 3. Bonner S, Burgess T, Clark B, Decker D, Orban J, Prevedel 4. Rasmus J, Bornemann T, Farruggio G y Low S: “Optimizing of Resistivity-at-the-Bit Images and Annular Pressure While B, Lüling M y White J: “Measurement at the Bit: A New Horizontal Laterals in a Heavy Oil Reservoir Using LWD Drilling in Preventing Drilling Problems,” Generation of MWD Tools,” Oilfield Review 5, no. 2/3 Azimuthal Measurements,” artículo de la SPE 56697, preartículo de las IADC/SPE 59225, presentado en la (Abril/Julio 1993): 44-54. sentado en la Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la Conferencia de Perforación de las SPE/IADC, Nueva SPE, Houston, Texas, EUA, Octubre 3-6, 1999. Orleáns, Luisiana, EUA, Febrero 23-25, 2000.

Invierno de 2001

65

93.5 93.0 92.5 Inclinación, grados

sarios para definir el ambiente geológico y el proceso de perforación, así como también la información en tiempo real esencial para confirmar, o actualizar, durante la perforación las predicciones de los modelos MEM. Las inconsistencias entre la predicción y la realidad indican la necesidad de tomar medidas preventivas o correctivas. La colocación exacta del pozo significa dirigir los pozos a una posición óptima dentro del yacimiento para maximizar la producción. Al mismo tiempo, las restricciones económicas actuales relativas al alto costo de acceso a los yacimientos, con frecuencia, llevan a que un pozo hoy tenga acceso a objetivos múltiples, comúnmente sobre largos tramos horizontales. El no corregir a tiempo las variaciones no previstas en la geología y la estructura, tales como desplazamientos de fallas o cambios de buzamiento, pueden provocar un agujero horizontal o desviado de bajo valor. Los datos azimutales y de inclinación en las cercanías de la barrena (broca, trépano, mecha), especialmente las imágenes del hueco, ofrecen los mejores medios para alcanzar el objetivo deseado con menos correcciones, menor tortuosidad y una mayor parte del agujero dentro del yacimiento. Las herramientas actuales habitualmente logran una tolerancia (resolución) en términos de profundidad vertical absoluta de menos de 2 m (6 pies) y en términos de profundidad relativa de menos de 0.35 m (1 pie). Esto permite no sólo que los pozos permanezcan dentro de zonas productivas delgadas sino que también evita coli-

92.0 91.5 91.0 90.5 90.0 89.5 16,700

16,800

16,900

17,000

B Profundidad vertical verdadera, m

Tope de la ventana X51 C D

X53 A

X56

Base de la ventana

A, B perforados sin la herramienta GeoSteering C, perforado con la herramienta GeoSteering D, perforado con los módulos AIM y VISION475

X55

0

200

400

600

800

1000

1200

Sección vertical, m

> Tolerancias verticales. En un pozo horizontal en África Occidental se requería una tolerancia de profundidad de ±3 pies. La variación de profundidad en los primeros dos pozos (A y B), perforados con un conjunto de fondo convencional equipado con motor direccional, excedió 6.5 pies y provocó la producción de gas. La tolerancia promedio de profundidad (± 2.2 pies) de tres pozos (C) perforados con el motor instrumentado GeoSteering permaneció dentro de la zona de interés. El pozo final (D) fue perforado con una herramienta AIM colocada en el motor direccional y alcanzó una tolerancia vertical de menos de 1 pie. Los pozos C y D fueron terminados sin producción de gas, y el pozo D fue terminado tres días antes de lo programado.

66

17,300

17,400

17,500

17,600

17,700

> Comparación de los resultados de la Medición de la Inclinación en la Barrena (AIM, por sus siglas en Inglés) (amarillo) con mediciones convencionales MWD (rojo) y relevamientos (surveys) estacionarios (morado). Los datos corresponden a un pozo horizontal de 61⁄8 pulgadas perforado en el Austin Chalk. Las mediciones estacionarias y MWD se alinean muy bien, mientras que existe una pequeña diferencia entre las mediciones MWD y AIM. La diferencia, de sólo 0.2° a 0.3°, proviene de la forma en que la flexión del conjunto de fondo (BHA, por sus siglas en Inglés), afecta cada herramienta. La diferencia entre las dos mediciones disminuye más cuando los botones del estabilizador se encuentran en posición retraída (área morada sombreada) y el BHA pierde ángulo.

X50

X54

17,200

Profundidad medida, pies

X49

X52

17,100

siones con otros pozos que drenan la misma zona.6 En resumen, una colocación de pozos óptima conduce a una perforación más exacta, eficiente y segura, y a un mayor número de pozos productivos, lo que genera importantes ahorros en costos. Para lograr estos objetivos, los datos deben estar disponibles y enviarse a las personas que han de tomar decisiones dentro del período apropiado para la selección de opciones operativas. El tiempo real "apropiado" puede variar de segundos a 12 horas, dependiendo del tipo de problema que se anticipa o enfrenta, así como del tiempo y la velocidad de respuesta requeridos. Los rápidos avances en la tecnología de la comunicación, particularmente soluciones que se basan en las herramientas y el potencial de Internet, hacen posible el envío oportuno de datos hacia los equipos de evaluación de activos ubicados en cualquier parte del mundo.7 Los productos de LWD en tiempo real hoy en día incluyen registros optimizados de resistividad, porosidad, tiempo de tránsito acústico, imágenes del hueco, buzamientos, presión anular, pérdidas de fluidos y datos relativos a la integridad de la formación.8 Este artículo examina los recientes avances de la tecnología LWD, con particular énfasis en la aplicación de datos de inclinación en la barrena y las imágenes generadas en tiempo real para mejorar la colocación del pozo y la eficiencia de la perforación.

Oilfield Review

Mejoras en la colocación de los pozos La inclinación continua ahorra tiempo de perforación al reducir la necesidad de tomar medidas estacionarias. Los relevamientos continuos del pozo, provenientes del nuevo módulo de Medición de la Inclinación en la Barrena (AIM, por sus siglas en Inglés), en combinación con datos de los módulos VISION, optimiza el control y la eficiencia de la perforación (página anterior, arriba).9 La medición directa del cambio de inclinación durante la perforación en modo deslizante, optimiza el direccionamiento y da como resultado una reducción en la tortuosidad y mínimas ondulaciones en los pozos horizontales. Las reducciones resultantes en el esfuerzo de torsión (torque) y en el arrastre de la columna de perforación permiten velocidades de penetración mayores y mejoran la capacidad para perforar pozos de alcance extendido con secciones laterales de mayor longitud, a la vez que se reducen las chances de quedar atascado. La tecnología AIM disminuye los costos al ahorrar tiempo de perforación y mejorar la eficiencia de la perforación. Asimismo, incrementa la productividad al maximizar la extensión de la zona productiva y mitigar las ondulaciones del hueco que pueden restringir el flujo de petróleo. En un pozo horizontal de África Occidental el objetivo estaba a tan sólo 4 m (13 pies) por debajo del contacto gas-petróleo y 12 m (39 pies) por encima de un acuífero. Se perforaron un pozo desviado y seis horizontales para crear los drenajes horizontales. A los efectos de lograr el máximo drenaje del yacimiento y evitar la conificación de agua y la producción de gas, se requería una tolerancia de profundidad vertical de ± 1 m (± 3 pies). En los primeros dos pozos, A y B, el operador utilizó un conjunto de fondo (BHA, por sus siglas en Inglés) convencional equipado con motor direccional, y la variación de profundidad vertical superó los 2 m (6.5 pies), lo que dio como resultado la producción de gas (página anterior, abajo). Los siguientes pozos se perforaron con la herramienta GeoSteering, un motor instrumentado con un sensor de inclinación posicionado a 2.5 m (8 pies) detrás de la barrena. La tolerancia vertical promedio mejoró a ± 0.7 m (± 2.2 pies). En el último pozo se perforó un agujero de 81⁄2 pulgadas, desde el cual se construyó un tramo lateral de 6 pulgadas. Se utilizó un motor direccional equipado con el módulo AIM, y la tolerancia vertical promedio lograda fue ± 0.3 m (± 0.9 pies). El tramo lateral de drenaje fue terminado tres días antes de lo programado debido a la reducción de tortuosidad y al mejor control del BHA. En los últimos cuatro pozos, la utilización de sensores cercanos a la barrena que proporcionaban control

Invierno de 2001

Densidad-neutrón VISION Resistividad VISION PowerPulse VISION675/475

Sistema IDEAL de información en el sitio del pozo

Resistividad GeoVISION

Medición AIM en la barrena (optional)

GeoVISION675

Herramienta GeoSteering (optional)

> Servicios VISION disponibles. Los sensores de densidad-neutrón azimutal y de resistividad con múltiples profundidades de investigación se encuentran disponibles en tamaños de 43⁄4 pulgadas y 63⁄4 pulgadas; las herramientas de registros de lateroperfil azimutal y las mediciones de resisitividad frente a la barrena con distintas profundidades de investigación tienen un diámetro de 63⁄4 pulgadas. Ambos grupos se combinan con el módulo de telemetría PowerPulse de MWD para la transmisión de datos de fondo al sistema Integrado de Evaluación de la Perforación y Perfilaje IDEAL, ubicado en el sitio del pozo, y para la comunicación y entrega de datos en tiempo real vía satélite. La herramienta GeoVISION también pude combinarse con el motor de fondo de la herramienta GeoSteering.

direccional continuo, junto con los motores direccionales, lograron la tolerancia de profundidad necesaria para evitar la producción de gas.10 Visión a distintas profundidades El sistema VISION representa la más reciente generación de mediciones LWD con varias profundidades de investigación, incluyendo sensores tipo inducción, o de propagación electromagnética; de resistividad y densidad-neutrón azimutal, y servicios de lateroperfil convencional y azimutal (arriba). Las herramientas VISION para resistividad de propagación y densidad-neutrón azimutal, rediseñadas en base a las primeras herramientas de Resistividad frente a la Barrena RAB, y la herramienta de Densidad-Neutrón Azimutal ADN, están equipadas con gran capacidad de almacenamiento de datos en el fondo del hueco y electrónica completamente digital que proporciona mediciones más exactas y confiables, equivalentes en calidad a las de la sonda de perfilaje Platform Express. Las mediciones en tiempo real de Presión Anular Durante la Perforación APWD, contribuyen a un rendimiento optimizado del direccionamiento, más eficiencia de la perforación y mayor seguridad en el equipo de perforación.11 Las imágenes de cobertura total (o de pleno diámetro), utilizadas en la interpretación estructural, durante la geonavegación, para la evaluación de la formación, y para el análisis de fallas del hueco, se pueden obtener con el sistema VISION en amplias condiciones de lodo. En los

lodos conductores, la resistividad azimutal GeoVISION proporciona capacidad adicional de generación de imágenes. Actualmente, se pueden generar imágenes del registro de densidad de 16 canales e imágenes de resistividad de 56 canales en tiempo real, o a partir de los datos almacenados en memoria. En pozos horizontales, o con desviación muy marcada, perforados con lodos sintéticos o a base de aceite (petróleo), las 6. Pogson M, Hillock P, Edwards J y Nichol G: “Reservoir Optimization in Full-Field Development Using Geosteering Techniques to Avoid Existing Production Completions,” artículo de la SPE 56452, presentado en la Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE, Houston, Texas, EUA, Octubre 3-6, 1999. Edwards J: “Geosteering Examples Using Modeling of 2-MHz Resistivity LWD in the Presence of Anisotropy,” Transactions of the SPWLA 41st Annual Logging Symposium, Dallas, Texas, EUA, Junio 5-7, 2000, artículo NN. 7. Brown T, Burke T, Kletzky A, Haarstad I, Hensley J, Murchie S, Purdy C y Ramasamy A: “In-Time Data Delivery,” Oilfield Review 11, no. 4 (Invierno de 1999/ 2000): 34-55. 8. Aldred et al, referencia 5. Rezmer-Cooper I, Rambow FHK, Arasteh M, Hashem MN, Swanson B y Gzara K: Real-Time Formation Integrity Tests Using Downhole Data,” artículo de las IADC/SPE 59123, presentado en la Conferencia de Perforación de las SPE/IADC, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, Febrero 23-25, 2000. 9. Varco M, Smith JE y Stone DM: “Inclination at the Bit Improves Directional Precision for Slimhole Horizontal Wells—Local Case Histories,” artículo de la SPE 54593, presentado en la Conferencia Anual de la Región del Oeste de la SPE, Anchorage, Alaska, EUA, Mayo 26-28, 1999. 10. Skillingstad T: “At-Bit Inclination Measurements Improves Directional Drilling Efficiency and Control,” artículo de las IADC/SPE 59194, presentado en la Conferencia de Perforación de las SPE/IADC, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, Febrero 23-25, 2000. 11. Aldred et al, referencia 5.

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0

Volumen de formación TVD 0

pies 10 0

Rwa-C ohm-m

Porosidad efectiva 10

0

Tiempo GR hr 10 0 Unidades API 10 Agua ligada

10

Densidad de fondo

2.95

1.95 Densidad de fondo 2.95

0.2

g/cm3 Resistividad por cambio de fase

2000

0.45

Arcilla Caliza

Pe

1.95

ohm-m

g/cm3 Neutrón pie3/pie3

-0.15

Imagen de RHOB 2.05

g/cm3

2.45

Orientación de la imagen

U R B L U

X900

Y000

Los buzamientos indican perforación hacia el tope estructural

Y100

> Presentación de campo VISION FirstLook. El Carril (Pista) 1 contiene la profundidad vertical verdadera (TVD) y el tiempo transcurrido entre la penetración de la barrena y la medición de resistividad. El Carril 2 muestra el registro de rayos gamma (rojo) y Rwa (relleno en verde). El Carril 3 presenta los volúmenes relativos de las litologías, el agua ligada a las arcillas y la porosidad efectiva. El Carril 4 despliega las resistividades VISION (de atenuación y por cambio de fase) y el Carril 5 el registro de densidad-neutrón azimutal VISION (densidad de fondo, porosidad neutrón y efecto fotoeléctrico, Pe). El Carril 6 contiene la imagen de densidad. Las bandas verdes representan intervalos en los que no se generaron imágenes. Los buzamientos obtenidos de los patrones entrantes y salientes (chevron patterns) indican que el pozo se está perforando hacia arriba de la estructura. La resolución vertical de la imagen se encuentra dominada por la resolución del detector lejano, 6 pulgadas para el registro de densidad, y 2 pulgadas para el Pe. La discriminación de los bordes de las capas, como se muestra en esta gráfica, requiere de un contraste de densidad mayor a 0.2 g/cm3. Las imágenes muestran que la barrena de perforación se está dirigiendo hacia arriba y se aproxima a un borde mucho antes de que sea evidente en la geonavegación con registros de rayos gamma o resistividad. Los datos e imágenes azimutales proporcionan orientación del pozo respecto de los planos de estratificación, lo cual es vital para una geonavegación exacta y eficiente.

herramientas VISION proporcionan con frecuencia la única opción para obtener imágenes del hueco. Para una interpretación optimizada, se pueden combinar ambas herramientas en el mismo BHA. En un principio, los módulos VISION fueron construidos para alojarlos en diámetros de 43⁄4 pulgadas, pero hoy en día se encuentran disponibles para BHAs de 63⁄4 pulgadas. La herramienta VISION475 ha sido diseñada para agujeros cuyo diámetro es inferior a 61⁄4 pulgadas, mientras que la nueva herramienta VISION675 se usa para agujeros de 8 a 97⁄8 pulgadas.12 El nuevo sistema VISION825 ha sido diseñado para agujeros de 121⁄4 pulgadas. Los servicios VISION pueden combinarse con servicios opcionales de medición tales como los servicios AIM, GeoVISION, GeoSteering, Peso sobre la Barrena Integrado IWOB, ISONIC IDEAL de registros sónicos adquiridos durante la perforación y MVC (vibración múltiple del eje). Los registros de imagen azimutal de alta resolución son extremadamente valiosos en los pozos con desviación muy marcada; sin embargo, algunas veces la misma desviación complica la medi-

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ción. La tecnología del densidad-neutrón azimutal del servicio VISION, (VADN, por sus siglas en Inglés) supera a la tecnología azimutal introducida con la anterior herramienta ADN.13 Las mediciones de densidad y factor fotoeléctrico, Pe, con resolución vertical de 6 pulgadas, ahora se muestrean en 16 sectores azimutales para obtener imágenes más detalladas—comparadas con sólo cuatro cuadrantes en la antigua herramienta ADN—y simultáneamente en cuatro cuadrantes para optimizar las decisiones de geonavegación en tiempo real y mejorar el análisis petrofísico. La disponibilidad de los datos de los cuadrantes asegura que se obtengan valores de densidad confiables en agujeros con desviación muy marcada. Esto tiene particular importancia cuando las herramientas se bajan sin estabilizadores. La visualización de la imagen del registro de densidad o el análisis de los datos de los cuadrantes indican los sectores que están realmente en contacto con el hueco, por lo tanto proporcionan una medición exacta de la densidad (arriba). En el caso de huecos agrandados, es posible obtener datos exactos y confiables en forma manual de los distintos sectores para intervalos

diferentes. Más aún, siempre que el conjunto de fondo se mantenga en rotación, los sensores azimutales continuarán obteniendo mediciones para cada sector. Debido a que la herramienta puede encontrarse descentralizada dentro del hueco, estos datos pueden representar cantidades variables de lodo y formación. Bajo estas circunstancias, las imágenes del registro de densidad aún proporcionan valiosa información sobre la geología alrededor del hueco, como por ejemplo buzamientos y concreciones, y condiciones de hueco en espiral.14 Aunque los datos estructurales, tales como los buzamientos absolutos derivados de las imágenes y de azimut obtenidos de una herramienta que se desliza no son tan confiables, los cambios relativos todavía siguen siendo importantes. Para optimizar la eficiencia y exactitud de la perforación, las imágenes de resistividad de alta resolución pueden revelar características estratigráficas sutiles, estratificación de la formación y buzamientos cercanos al hueco que les ayudan a los ingenieros de perforación a mantener los agujeros paralelos a la estratificación, lo cual reduce la incertidumbre en la geonavegación. Las imágenes de resistividad también proporcionan información valiosa sobre fracturas y fallas del hueco que reflejan el estado geomecánico del agujero. Mediante el reconocimiento y entendimiento de los modos y mecanismos de fallas del hueco, es posible tomar acciones correctivas que mejoren la eficiencia de la perforación. Las herramientas GeoVISION agregan importantes mediciones de resistividad lateroperfil al sistema VISION para BHAs de 63⁄4 pulgadas. Las mediciones incluyen resistividad frente a la barrena, resistividad anular de alta resolución, y una opción para resistividad azimutal de alta resolución cercana a la barrena, con varias profundidades de investigación. La tecnología GeoVISION se basa en la anterior tecnología RAB; sin embargo, el nuevo diseño y las mejoras técnicas proporcionan mediciones más exactas en zonas de alta resistividad; incluso en los lodos más conductivos. La resolución de las imágenes GeoVISION registradas ha mejorado al incremen12. Bornemann E, Hodenfield K, Maggs D, Bourgeois T y Bramlett K: “The Application and Accuracy of Geological Information From a Logging-While-Drilling Density Tool,” Transactions of the SPWLA 39th Annual Logging Symposium, Keystone, Colorado, EUA, Mayo 26-29,1998, artículo L. Bourgeois TJ, Bramlett K, Craig P, Cannon D, Hodenfield K, Lovell J, Harkins R y Pigram I: “Pushing the Limits of Formation Evaluation While Drilling,” Oilfield Review 10, no. 4 (Invierno de 1998): 29-39. 13. Bourgeois et al, referencia 12. 14. Maeso C, Sudakiewicz N y Leighton P: “Formation Evaluation From Logging-While-Drilling Data in a 6.5 Inch Horizontal Well—A North Sea Case Study,” Transactions of the SPWLA 40th Annual Logging Symposium, Oslo, Noruega, Mayo 30-Junio 3,1999, artículo K.

Oilfield Review

Deriva grados

Azimut del buzamiento

Resolución de las imágenes, tamaño relativo de los pixeles

Resistividad de anillo 100 Buzamiento 2 ohm-m 200 Azimut aparente: capa hacia el tope del hueco del pozo, Azimut grados del viaje 1 0 100 Botón de lectura profunda, superior Azimut del ohm-m 200 Rayos buzamiento 2 gamma RAB, Buzamiento tiempo real, verdadero: capa inferior hacia el norte, grados API Botón de lectura profunda, inferior 0

50

90 2

150 -10

Rayos gamma RAB, tiempo real, superior O API 50

200

N E S

150

ohm-m

Escala: una pulgada

Resistividad frente a la barrena 2

ohm-m

VISION

UBI

FMI

200 U

R

B

L

U

X025

3050

> Presentación de registros GeoVISION en tiempo real para un pozo horizontal de almacenamiento de gas de RWE-DEA en Alemania. El Carril 1 muestra la deriva y el azimut del hueco—diagrama de flechas (tadpole)—y el registro de rayos gamma azimutal (lado superior del hueco, rojo y lado inferior del hueco, verde). El Carril 2 contiene buzamientos aparentes (triángulos, lado derecho) y verdaderos (círculos, lado izquierdo) computados en tiempo real. El Carril 3 presenta las curvas de resistividad GeoVISION: anular (negro), barrena (rojo) y botón de lectura profunda del lado superior (morado, línea de puntos) y el lado inferior (morada, línea de rayas) del hueco. El Carril 4 contiene la imagen generada en tiempo real a partir de datos de resistividad de los botones de lectura profunda de los 56 sectores. La imagen muestra el hueco paralelo a una capa delgada. La banda verde representa un intervalo donde no se generó imagen, debido a que no hubo rotación de la herramienta.

Invierno de 2001

GeoVISION

Resistivo

Conductivo

> Comparación del tamaño relativo del pixel del perfilaje durante la perforación (LWD) y de las herramientas de generación de imágenes operadas a cable (WL) en un agujero de 6 pulgadas. Cada pixel representa la resolución en términos del área de la pared del agujero. Clave: densidad-neutrón azimutal VISION (LWD), 16 sectores; GeoVISION (LWD), 56 sectores; generación de Imágenes Ultrasónicas UBI (WL); generador de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI (WL).

tar la tasa máxima de barrido de una vez cada 10 segundos, a una vez cada 5 segundos. El procesamiento en el fondo del pozo, introducido con mediciones RAB, permite cálculos en tiempo real de buzamiento estructural. La tecnología GeoVISION ahora incluye la transmisión y visualización de imágenes de cobertura total y en tiempo real de resistividad azimutal de 56 sectores (izquierda). Cuando existe suficiente contraste de densidad, la heterogeneidad de la formación, los estratos delgados y las características estratigráficas a gran escala se pueden identificar en las imágenes del registro de densidad, así como en imágenes de resistividad GeoVISION de mayor resolución. El procesamiento convencional y el análisis de imágenes, que incluye la normalización y las técnicas de extracción de buzamientos, se aplican a las imágenes de resistividad y densidad LWD. Las imágenes GeoVISION tienen la resolución LWD más alta; sin embargo, ésta continúa siendo más baja que la resolución del generador de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI operado a cable por un factor de cinco (arriba). Las imágenes LWD pueden obtenerse sólo durante la rotación de la columna de perforación. La calidad de la imagen se ve afectada por un número de factores que deben considerarse durante la interpretación de la imagen.

69

U

R

VISION B L

U

FMI

Buzamiento, grados 0

Buzamiento, grados

90

0

90

XX30

XX40

XX50

XX60

XX70

XX80

> Comparación de la imagen de resistividad LWD GeoVISION (izquierda) con la imagen de la herramienta FMI operada a cable (derecha). Aunque la resolución de la imagen LWD es considerablemente menor que la de su par operada a cable, las características geológicas primarias pueden observarse con facilidad y pueden utilizarse para determinar buzamientos estratigráficos y estructurales. La comparación de buzamientos seleccionados manualmente (izquierda) con la imagen y los buzamientos del FMI (derecha) muestra una excelente concordancia.

U

R

B

L

U 0

Buzamiento, grados

U

90

R

B

L

U 0

Buzamiento, grados

90

XX40

XX45

XX50

> Los buzamientos GeoVISION seleccionados manualmente (izquierda) concuerdan con los buzamientos determinados en forma automática (derecha).

70

El primero es la ubicación relativa de los sensores usados para generar las imágenes. Las imágenes de resistividad se generan a partir de los datos obtenidos con sensores ubicados cercanos a la barrena, mientras que las imágenes del registro de densidad se generan por sensores colocados entre 60 y 130 pies [18 y 40 m] detrás de la barrena. Las características que se manifiestan en las imágenes del registro de densidad pero que no se detectan en las imágenes de resistividad pueden ser inducidas por la perforación, y señalan la necesidad de hacer correcciones en el proceso de perforación. El segundo factor, la discriminación de características estructurales y estratigráficas en las imágenes del registro de densidad requiere un contraste de densidad mayor a 0.1 g/cm3. Tercero, la forma y el tamaño del hueco y la posición del BHA dentro del agujero pueden impedir que los sensores hagan contacto con la pared del hueco, lo que resulta en una imagen de menor calidad. Cuarto, la resolución de las imágenes se daña cuando la velocidad de rotación es baja (menos de 30 rpm) o la velocidad de penetración es alta (mayor a 200 pies/hr [61 m/hr]) ya que afecta el número de datos por pie adquiridos. Geonavegación para producir más Definir la estructura geológica durante la perforación es con frecuencia vital para un proceso exacto de geonavegación. Los buzamientos estructurales calculados en tiempo real o tiempo real "apropiado"—utilizando imágenes creadas con los datos almacenados en memoria durante los viajes (carreras) de la barrena—a partir de los sistemas VISION, son utilizados para actualizar el sistema de simulación (modelado) INFORM. Esto reduce la incertidumbre en el modelo estructural y ayuda a mejorar la interpretación. Los resultados son una perforación más eficiente y un costo menor para alcanzar el objetivo deseado, o para permanecer dentro de la zona productiva. Las interpretaciones detalladas del buzamiento que se realizan después de la perforación y que utilizan imágenes del registro de densidad y resistividad, son útiles para actualizar mapas geológicos y planear trayectorias de pozos futuros. La determinación del buzamiento a partir de las imágenes 15. Ford G, Hartner J, Grether B, Waters D y Cryer J: “Dip Interpretation from Resistivity at Bit Images (RAB) Provides a New and Efficient Method for Evaluating Structurally Complex Areas in the Cook Inlet, Alaska,” artículo de la SPE 54611, presentado en la Conferencia Anual de la Región del Oeste de la SPE, Anchorage, Alaska, EUA, Mayo 26-28, 1999. 16. Rosthal RA, Bornemann ET, Ezell JR y Schwalbach JR: “Real-Time Formation Dip From a Logging-While-Drilling Tool,” artículo de la SPE 38647, presentado en la Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, Octubre 5-8, 1997.

Oilfield Review

0

Buzamiento, grados

90

0

Buzamiento, grados

90

X100

X200

X300

X400

X500

X600

X700

X800

> Revelación de tendencias sutiles. La tendencia estructural es difícil de observar en los buzamientos del sistema GeoVISION, generados en tiempo real (derecha); sin embargo, se puede visualizar con facilidad en los datos seleccionados manualmente (izquierda). Las imágenes en tiempo real hubiesen mejorado muchísimo este programa de perforación pero no se encontraban disponibles en ese momento.

del registro de densidad es similar al proceso utilizado por la interpretación tradicional de los registros de microresistividad. La compleja geología de Cook Inlet, Alaska, EUA, presenta muchos retos técnicos para la perforación y la evaluación. Los objetivos incluyen estructuras anticlinales compactas con buzamiento empinado. Para tener éxito en la perforación y terminación de pozos, se requiere obtener buzamientos estructurales y estratigráficos precisos, a los efectos de actualizar los modelos sísmicos previos a la perforación y poder geonavegar los pozos para su colocación óptima. En un pozo reciente, el Anadarko Petroleum Corporation Lone Creek No. 1, se obtuvieron buzamientos del FMI operado a cable en la parte superior del pozo; sin embargo, las dificultades

Invierno de 2001

presentadas durante la perforación impidieron la adquisición del registro FMI en la porción inferior y en el yacimiento. Se efectúo entonces una carrera con un conjunto de fondo LWD para obtener datos después de la perforación y generar imágenes GeoVISION en una zona perfilada anteriormente con la herramienta FMI. La comparación de buzamientos derivados de las imágenes LWD y del FMI en la zona que contaba con ambos registros, demostró que las imágenes GeoVISION podrían proporcionar mediciones de buzamiento de calidad suficiente para la geonavegación de pozos (página anterior, arriba). A medida que avanzaba la perforación, aparecieron buzamientos más empinados y una geometría de plegamiento más compacta que la prevista haciendo uso de los datos previos a la perforación, y los

buzamientos GeoVISION permitieron que el pozo fuese dirigido hacia la cresta anticlinal para probar adecuadamente la estructura.15 Los buzamientos derivados de las imágenes se pueden obtener en tiempo real o pueden seleccionarse manualmente de imágenes almacenadas en memoria durante los viajes de barrena (página anterior, abajo). Contrariamente al proceso convencional del medidor de buzamiento, que es más exacto cuando los planos de estratificación son casi perpendiculares al hueco, los buzamientos determinados en tiempo real son más exactos cuando los planos de estratificación son casi paralelos al agujero.16 Para resolver cuantitativamente capas muy delgadas—menos de 6 pulgadas [15 cm]—mediante mediciones de densidad con el sistema VISION, las capas deberán tener un espesor aparente suficiente frente a buzamientos empinados para lograr la resolución de los mismos. Por ejemplo, una capa de 1 pulgada [2.5 cm] cuyo buzamiento aparente es de 85°, tiene un espesor aparente de 1 pie [30 cm]. Los buzamientos seleccionados manualmente con la ayuda de una estación de trabajo, contribuyen a eliminar buzamientos de baja calidad y a suplementar los intervalos en los que no se calculan los buzamientos automatizados, en consecuencia enfatizan tendencias sutiles que de otra forma podrían ocultarse (izquierda). En el oriente de Venezuela, un operador está utilizando tramos laterales de drenaje para desarrollar la Faja, un yacimiento de petróleo pesado de baja profundidad. El yacimiento comprende arenas apiladas, de alta permeabilidad, no consolidadas, que normalmente tienen entre 20 y 40 pies [6 y 12 m] de espesor. Estas arenas apiladas de canal son cuerpos arenosos discontinuos separados por laminaciones de limolita (limosas, cenagosas, fangosas), creando un ambiente complejo que presenta retos para la perforación lateral y la colocación óptima del pozo. Las mediciones azimutales de la herramienta GeoVISION se utilizan para diferenciar entre las laminaciones de limolita no productivas, las arenas productivas homogéneas y los bordes del yacimiento de lodo endurecido (fangolita, lutolita). Estas mediciones también proporcionan la orientación relativa de estas características geológicas con respecto a la trayectoria del pozo, permitiendo que se reconozcan características estratigráficas y que se estudie su influencia en la producción. Se perforaron varios tramos laterales, cuya longitud promedio era de 4000 pies [1220 m], partiendo de pozos estratigráficos verticales. Se utilizaron datos sísmicos tridimensionales (3D) para predecir la posición más probable de las arenas

71

3500

91.1215/270.306

3550

89.9046/270.98

0.0 1.0 2.0 3.0 4.0 5.0 6.0 7.0 8.0 9.0 10.0 11.0 12.0 13.0 14.0

Las mediciones azimutales de la herramienta GeoVISION muestran el hueco aproximándose a una capa de baja resistividad ubicada a lo largo de la parte superior del hueco y luego apartándose de la misma. El Carril 1 contiene el registro de rayos gamma azimutales (morado sólido, lado superior; línea verde de rayas, lado inferior) y el Carril de profundidad (profundidad medida, MD, pies). El Carril 2 muestra la velocidad de penetración (línea negra de rayas), velocidad de rotación (rosado), TVD (línea morada de rayas), y la anotación que indica inclinación y azimut. El Carril 3 es la imagen de resistividad del botón de lectura profunda normalizada; los colores más brillantes indican mayor resistividad. El fondo del agujero se observa en el centro de la imagen y la parte superior del agujero en los dos extremos. El Carril 4 muestra la resistividad azimutal (línea azul de rayas, parte superior; negro sólido, parte inferior) y la resistividad frente a la barrena (línea negra de rayas). El sombreado en color entre las curvas indica la dirección de la arena de interés: amarillo, cuando las mediciones indican que la arena está debajo de la herramienta, y verde, cuando la arena está por encima de la misma. Aquí, el sombreado amarillo indica que se necesita perder ángulo para que la trayectoria del hueco se oriente hacia la arena productiva de mayor resistividad.

>

TVD Resistividad profunda GeoVISION Lectura profunda GeoVISION (arriba) Escala horizontal: 1:13 pies 2030 0.2 ohm-m 2000 Orientación del tope del hueco Lectura profunda GeoVISION (abajo) DEVI Escala lineal grados 0.2 ohm-m 2000 Imagen profunda HAZI Alta resolución, inferior grados RPM Baja resolución, superior superior ohm-m 0 ciclos/segundo 8 Curva marcadora del norte GeoVISION ROP5 inferior grados 2000 pies/hr 0 0 360 0.2 ohm-m 2000

1:200 pies 2060 GR superior 0 API 100 GR inferior 0 API 100

3500 pies

2550 pies

> Vista tridimensional de una imagen GeoVISION. Esta presentación muestra el hueco aproximándose a la capa de baja resistividad que se encuentra a lo largo de la parte superior del pozo. El hueco tiene 81⁄2 pulgadas de diámetro, y el intervalo de profundidad medida que se muestra se extiende de 3500 pies (izquierda) a 2550 (derecha). Las líneas verdes representan los bordes litológicos y han sido trazadas para calcular el buzamiento verdadero de la formación.

de canal lejos de los pozos verticales. Los estudios de yacimiento indican que la resistividad de las mejores arenas productivas excede 500 ohmm, mientras que la resistividad de las limolitas estratificadas no productivas generalmente es menor a 50 ohm-m. El éxito del pozo se mide utilizando la fracción de la profundidad total medida con el mayor rango de resistividad. Hoy en día, un promedio de más del 75% de las secciones perforadas se encuentra dentro de la arena productiva. Las mediciones y las imágenes provenientes de un pozo vecino demuestran la forma en que las

72

mediciones azimutales pueden utilizarse para un adecuado emplazamiento del pozo (arriba). La separación entre las resistividades azimutales y las obtenidas frente a la barrena muestran al agujero, primero aproximándose a la capa de baja resistividad que se encuentra a lo largo de la parte superior del hueco y posteriormente alejándose de la misma. Esto se puede ver con mayor facilidad en la imagen de resistividad. La capa de baja resistividad, indicada por el color oscuro a lo largo de los lados izquierdo y derecho del hueco, representa la parte superior del mismo. La resistividad incre-

menta de 3530 a 3560 pies, lo cual indica que el pozo va en la dirección correcta, tendiendo a recobrar su posición en la arena de alta resistividad. Una vista en 3D de la misma imagen azimutal presenta el hueco con respecto a la geología local (abajo). Se muestra un intervalo de 50 pies [15 m] medidos para el agujero con diámetro de 81⁄2 pulgadas. Los bordes litológicos, indicados mediante las líneas verdes, se utilizan para calcular el buzamiento verdadero de las capas. Esta representación muestra el pozo desplazándose hacia arriba a través de una zona de transición, desde la arena

Oilfield Review

Buzamiento estructural

13° / 332° NNO

?

X550 pies

Discordancia de bajo

Interpretación

15° / 331° NNO

Zona de arrastre de la falla de 30 a 40 pies

UC

ángulo en la base B Interpretación de la sección transversal TVD vs MD

13° a 35° / 330° NNO

Fallas Discordancia angular incierta en la base B

D

UC

UC al tope de H

E F H

Rotación del azimut hacia el oeste en la zona H

Plano de la falla

Buzamientos empinados hacia el SE, arrastre de la falla

Estratificación empinada en un bloque menor de la falla

¿1765-1810 pies?

X3000

X2800

X2600

X2400

X2200

X2000

X1800

X1600

X1400

X1200

0

Imagen de densidad VISION

GR 300

Profundidad medida, pies

X1000

XX800

TNP 0.45 -0.15

en la zona D

¿Límites de la falla?

ligeramente menores

UC al tope de H 1000-1300 pies Buzamientos

Buzamientos de imágenes ADN Magnitud del buzamiento verdadero Factor de confidencia RHOB Baja 1.95 2.95 0 Alta 90 grados

X950 pies

Imagen VISION estática

Profundidad medida, pies

0 GR 300 Alto

Carbón

E

F G

H

X1450

B

D

E

F G H

Arena reservorio de baja densidad

D

Lodo endurecido (fongolita) de alta densidad

Buzamientos de imágenes VISION Magnitud del buzamiento verdadero

E

Tope del yacimiento unidad E

D

0.46 -0.16 Factor de confidencia RHOB Alto Bajo Bajo 0 grados 90 1.95 2.95

AB C

TNP

Estratigrafía

10 pies

> Interpretación geológica estructural para un pozo de producción situado en el Mar del Norte; interpretación basada en datos azimutales, imágenes y buzamientos derivados de los registros VISION (arriba). El Carril 1 contiene la columna estratigráfica. El Carril 2 muestra una representación gráfica de la estratigrafía utilizando el registro de rayos gamma (GR) e imágenes del registro de densidad. También se muestran datos de resistividad (P34H, Carril 3), datos de densidad y porosidad (TNPH, ROBB, Carril 4). La magnitud y el azimut del buzamiento derivados de las imágenes del registro de densidad se presentan en los Carriles 5 y 6. La interpretación geológica basada en estos datos se presenta en los Carriles 7 y 8. La gráfica inferior presenta el registro de rayos gamma, la imagen del registro de densidad, los buzamientos medidos, la densidad y la porosidad neutrón para un intervalo expandido.

de alta resistividad (colores claros en el fondo del hueco, a la izquierda) hacia una capa sin roca reservorio de baja resistividad (colores oscuros en la parte superior del pozo a la derecha). En este caso, el utilizar sólo mediciones convencionales no-azimutales podría haber arrojado una interpretación incorrecta. Si la medición de resistividad omnidireccional frente a la barrena se usa para geonavegar, la lectura de 40 ohm-m entre 3545 pies y 3560 pies sugiere que el pozo se encuentra en una capa de limolita de baja resistividad, improductiva. En cambio, los datos azimu-

Invierno de 2001

tales, particularmente en la imagen orientada estructuralmente, indican que solamente se han penetrado unas cuantas pulgadas en la capa de baja resistividad.17 Las mediciones azimutales combinadas con el buzamiento real proporcionan la interpretación correcta. La información geológica derivada de las imágenes del agujero puede influir en las decisiones en tiempo real para optimizar el emplazamiento y la terminación del pozo. Al principio, se previó que un pozo subhorizontal de producción del Mar del Norte penetraría dos secciones del yacimiento

dentro de bloques de fallas separados con inclinación oeste a noroeste. Los buzamientos estructurales seleccionados manualmente en imágenes generadas a partir de datos de densidad VISION, confirmaron que la estructura real era bastante diferente y más compleja (arriba). De hecho, la trayectoria del pozo cruzaba dos zonas de fallas orientadas aproximadamente de NE a SO. Estas fallas definían tres bloques de fallas que contenían tres secciones distintas del yacimiento. La 17. Rasmus et al, referencia 4.

73

> Correlación de la pantalla GeoSteering. En el Escenario 1, las formaciones del yacimiento se inclinan –2.7°, y la trayectoria del pozo está debajo del yacimiento y se dirige hacia rocas carboníferas.

posición estructural dominante de este yacimiento es de 13 a 35° NNO. El arrastre de la estratificación y las zonas dañadas por la falla, adyacentes a la misma afectaban los intervalos del yacimiento. Se observa una discordancia de bajo ángulo en la base del marcador estratigráfico B. La información de buzamiento se integró con otras mediciones petrofísicas LWD y los bordes superiores de la formación fueron correlacionados con pozos cercanos. La sección geológica transversal resultante contenía más detalles y mayor confiabilidad que la información sísmica combinada solamente con los topes en los pozos, y proporcionó una excelente representación del yacimiento. Las imágenes del registro de densidad VISION confirmaron tres yacimientos separados, en vez de dos como se había pronosticado inicialmente. El modelado y la planeación realizados con anterioridad al trabajo, reducen la incertidumbre de la perforación mediante la evaluación de la respuesta esperada de los sensores LWD. Los

74

datos azimutales e imágenes VISION permiten que los modelos petrofísicos y estructurales del yacimiento, anteriores a la perforación sean actualizados en tiempo real durante la perforación. La interpretación en tiempo real, en base a los cambios observados en el yacimiento, permite iniciar acciones correctivas de geonavegación para ajustar la trayectoria del agujero, a fin de lograr un emplazamiento óptimo del pozo y una mayor productividad del mismo. En un pozo de desarrollo de gas situado en la región sur del Mar del Norte, la geonavegación, basada en un modelo de predicción en tiempo real, redujo con éxito la incertidumbre en el posicionamiento del pozo.18 Las principales preocupaciones respecto a la perforación de este pozo horizontal se relacionaban con la inseguridad en el alivio estructural, el relativamente delgado yacimiento, 70 pies [21 m], y las características petrofísicas indistintas de la unidad del yacimiento. Estas condiciones podrían llevar a una

posición incierta del hueco en el yacimiento y, por lo tanto, incrementar el riesgo de perforar fuera de la parte superior o inferior del yacimiento en la sección horizontal de 2500 pies [762 m]. El pozo quedó emplazado dentro de 6 pulgadas verticales respecto del horizonte deseado. Después de perforar 1500 pies [457 m] de la sección horizontal, el deslizamiento se hizo difícil, y se hizo un viaje de barrena para bajar un conjunto de fondo de perforación rotativa. En ese momento, la incertidumbre en la posición de la barrena también había aumentado, y se generaron muchos posibles escenarios estructurales con el software de modelado INFORM durante la pasada de la barrena (arriba y página siguiente). 18. Bristow JF: “Real-Time Formation Evaluation for Optimal Decision Making While Drilling—Examples From the Southern North Sea,” Transactions of the SPWLA 41st Annual Logging Symposium, Dallas, Texas, EUA, Junio 57, 2000, artículo L.

Oilfield Review

>

En el modelo para el Escenario 2, el buzamiento del yacimiento es de 0.75° y el pozo se aproxima a la parte superior del yacimiento.

>

En el modelo para el Escenario 3, el buzamiento de la formación es de –1°, con el pozo prácticamente paralelo a la estratificación. Una variación en buzamiento tan pequeña como de 3.5°, entre los Modelos 2 y 3 podría haber ocasionado que el pozo se saliera del yacimiento.

Invierno de 2001

75

Prof, U pies

R

B

L

U

3850 Paralelo al estrato

3900 Resistividades VISION

3950

Densidad

Neutrón

4000

GR

4050 Secuencia ascendente

4100

4150

4200

4250

Alto buzamiento

4300

Superficie de deslizamiento de la duna

4350

Resistividades VISION

GR 4400 Densidad

Neutrón 4450

4500

4550 Paralelo al estrato

4600

Durante este mismo viaje de barrena, las imágenes del registro de densidad se generaron a partir de datos almacenados en memoria, y la interpretación del buzamiento fue realizada por el equipo de evaluación de activos que desarrolla sus tareas en las oficinas (izquierda). La información de buzamiento derivada de las imágenes, estableció el modelo estructural correcto y le proporcionó al operador una interpretación inequívoca de la posición relativa del pozo en la formación antes de reanudar la perforación. Una vez que se conoció la posición, se tomó la decisión de dirigir el pozo hacia abajo para penetrar la parte inferior del yacimiento y asegurar el drenaje desde estas capas inferiores (próxima página). Las imágenes del registro de densidad también arrojaron información importante relativa a las facies. El yacimiento es predominantemente una secuencia fluvial que contiene facies de frente de duna y superficie de deslizamiento de dunas. Las facies de superficie de deslizamiento de dunas, caracterizadas por buzamientos de 20 a 30°, evidentes entre 4275 y 4350 pies, generalmente proporcionan la mejor permeabilidad. El buzamiento en dirección sudoeste indica una dirección de paleotransporte que concuerda con otros datos del campo. Perforación eficiente mediante soluciones integradas Los procesos mecánicos de perforación en el fondo del pozo son demasiado complejos para poder caracterizarlos mediante una simple medición. La experiencia demuestra que al combinar las mediciones de fondo se logra una sinergia que permite entender mejor la forma en la cual el proceso de perforación puede afectar el agujero e influir en las mediciones LWD.

Secuencia ascendente

4650

> Presentación VISION utilizada para localizar la posición de la barrena en el yacimiento durante un viaje de barrena. El Carril 1 contiene la imagen del registro de densidad con el buzamiento interpretado superpuesto (sinusoides en verde). El Carril 2 contiene la interpretación del buzamiento. El Carril 3 contiene los datos de rayos gamma (verde), densidad promedio (negro) y neutrón (raya punteada). El Carril 4 contiene las curvas de resistividad. El buzamiento estructural es 1° al sudeste a 3850 pies, y la dirección del agujero es de 89 a 90° hacia el este.

76

Oilfield Review

> Pantalla GeoSteering. El modelo de correlación muestra el modelo estructural final basado en buzamientos derivados de la imagen del registro de densidad. La imagen del registro de densidad anterior se muestra en su posición relativa a lo largo de la trayectoria del pozo.

Las imágenes LWD del agujero, especialmente las imágenes de resistividad de mayor resolución, proporcionan un medio para evaluar directamente las facies geológicas en el fondo del pozo, fallas estructurales y fallas del agujero, tales como fracturas y rupturas. La adición de imágenes en tiempo real a los datos convencionales LWD puede alterar dramáticamente y en forma importante la interpretación del registro y ayudar a seleccionar las mejores operaciones correctivas para optimizar las operaciones de perforación.

Invierno de 2001

El proceso de perforación hace que el hueco sufra cambios con el tiempo. Los cambios inducidos por la perforación van desde la invasión de la formación hasta fallas mecánicas de la pared del hueco, tales como fracturas y derrumbes. Durante la perforación, es importante distinguir las características naturales de aquellas inducidas por el proceso de perforación, para así poder modificar el programa de perforación, minimizar su impacto y asegurar la evaluación petrofísica exacta. Las imágenes del agujero son esenciales para diagnosticar los cambios provocados por la perforación.

Al usar únicamente datos convencionales LWD, o una sola carrera de perfilaje, estos cambios pueden pasar inadvertidos. Los datos obtenidos con la técnica de lapsos de tiempo (time-lapse data), registrados durante la perforación o durante maniobras de limpieza, son particularmente importantes para monitorear los procesos dinámicos que influyen en el agujero. En muchos ambientes de arenas y lutitas, la separación entre las curvas de resistividad de lectura profunda y somera ocurre debido a la invasión conductiva y es una indicación de que la

77

MD 1:140 pies

Imagen de perforación U

R

B

L

Imagen de viaje de limpieza U U

R

B

L

Superposición de resistividades U

2

ohm-m

200

X080

X090

X100

X110

X120

> Los datos obtenidos con la técnica de lapsos de tiempo (time-lapse data), registrados con la herramienta GeoVISION ilustran cómo la invasión y el incremento de rupturas del agujero con el tiempo afectan las mediciones de resistividad LWD (derecha). Las imágenes del viaje de limpieza fueron obtenidas dos días después de la pasada de perforación. La separación entre las curvas de resistividad ocurre en dos intervalos—entre X080 y X090 pies, y entre X100 y X110 pies—donde las imágenes muestran invasión conductiva.

U

R

B

L

U

Somera

Profundidad medida, pies

X750 Media

Profunda

X850

> Imágenes GeoVISION generadas a partir de datos de resistividad de los botones de lectura somera (Carril 1), media (Carril 2) y profunda (Carril 3) de 56 sectores. Las rupturas del agujero (color oscuro) observadas en la imagen de profundidad somera (Carril 1) parecen desaparecer gradualmente en las imágenes de las lecturas media y profunda. Las características poco profundas cercanas al agujero, como éstas, ocurren más comúnmente debido a la perforación que de forma natural.

78

formación es permeable. Sin embargo, la separación entre las curvas también puede resultar de la anisotropía de resistividad con un buzamiento de la formación elevado, de la proximidad de vetas compactas, de variaciones de permeabilidad en yacimientos de carbonato, o de fractura de la formación por lodo pesado o por una elevada densidad de circulación equivalente (ECD, por sus siglas en Inglés). En el último caso, la separación entre las curvas puede servir como indicio prematuro de que un problema no anticipado está ocurriendo en el yacimiento (arriba). La herramienta GeoVISION utiliza tres sensores de botón para proporcionar mediciones de resistividad azimutal con diferentes profundidades de investigación. Estos datos se utilizan normalmente para el análisis de invasión en la evaluación de formaciones. Sin embargo, las imágenes del agujero generadas para cada profundidad de investigación pueden proporcionar información adicional relativa a la influencia de la perforación en el agujero, y sobre mediciones petrofísicas (izquierda). En este caso, la resistividad de lectura somera se ve sumamente afectada por el lodo conductor que llena los poros

Oilfield Review

Resistividad profunda 2000

2 Rayos gamma

Resistividad somera 2

2000

U

Imagen de resistividad L R B

U

X750 Invasión

Rupturas

X800

> La separación entre las curvas de resistividad de lectura profunda (morado, Carril 2) y somera (verde, Carril 2) que se observa en este pozo con desviación marcada, ocurre sólo en los intervalos de arena y no en los de lutitas (GR, Carril 1), lo que implica una invasión conductiva normal. Las imágenes de la herramienta GeoVISION para este intervalo (Carril 3) indican otra cosa. La estratificación en la arena a X750 sugiere que esta separación entre las curvas se debe a una invasión. Sin embargo, en las arenas más bajas, el lodo conductor que llena las rupturas aparentes es responsable de la separación entre las curvas. La información azimutal proporcionada por la imagen muestra que las rupturas se encuentran a lo largo de la parte superior e inferior del agujero. En un pozo horizontal, generalmente se supone que la densidad del cuadrante inferior es la más confiable. Sin embargo, las rupturas mostradas en estas imágenes indican que los datos de densidad del lado inferior del agujero estarían afectados en forma adversa y no deberían utilizarse. La disponibilidad de la imagen evitó una interpretación incorrecta.

cercanos a la pared del agujero. A diferencia de las características naturales, es posible que parezca que las características inducidas por la perforación desaparecen con el aumento de la profundidad de investigación. Identificar zonas como permeables erróneamente o pasar por alto las vetas compactas pueden llevar a predicciones excesivamente optimistas de productividad, mientras que no reconocer las rupturas de formación puede traer como consecuencia costosas operaciones correctivas. La resistividad y las imágenes del registro de densidad generadas en tiempo real proporcionan información adicional, necesaria para hacer interpretaciones correctas. En este ejemplo, las rupturas del agujero llenas de lodo conductor causaron separación entre las curvas de resistividad (arriba). La presión anu-

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lar registrada en tiempo real proporciona información adicional que indica además si las rupturas son naturales o inducidas por la perforación. Los datos de presión anular adquiridos durante la perforación pueden ayudar a calibrar los parámetros de tensión y de resistencia de la formación. La integración de las imágenes de resistividad con las mediciones APWD le permite a los geólogos e ingenieros estudiar los procesos dinámicos, tales como la acumulación de detritos (recortes) y la evolución de la condición geomecánica del agujero. Estos datos pueden ayudar a distinguir no sólo los cambios causados por la perforación—junto con la profundidad, azimut y extensión de la falla—sino también el mecanismo de falla del agujero. El reconocimiento de las fracturas causadas por la perforación y el entendimiento de su influencia en las mediciones

de perfilaje, mejora en gran medida la interpretación geológica y petrofísica. Más aún, el diagnóstico correcto es esencial para identificar problemas y aplicar las acciones correctivas apropiadas para optimizar la operación de perforación. En muchos pozos de alcance extendido y horizontales con margen estrecho entre la presión intersticial y el gradiente de fractura, como en pozos situados en aguas profundas, la inestabilidad del agujero es inevitable. En estos casos, la optimización de la perforación se centra en el monitoreo y el manejo (minimización) de la inestabilidad mediante el control de la presión de circulación y del peso del lodo. El reconocimiento de las fracturas inducidas por la perforación en un pozo horizontal conduce a reducir las velocidades de los viajes a fin de asegurar que las presiones de fluencia (limpieza,

79

>

Ventana de presión típica para un pozo situado en aguas profundas. La presión de sobrecarga (morado) determina el gradiente de fractura y, en consecuencia, el límite superior de la ventana de presión. La presión intersticial estimada a partir de datos sísmicos antes de perforar (negro), define el límite inferior de la ventana de presión. La cercanía de las dos curvas indica una ventana de presión muy estrecha. La presión intersticial derivada de la resistividad se muestra en rojo. El perfil del peso del lodo trazado como la ECD derivada de las mediciones APWD se muestra en azul. EL programa de perforación fue exitoso ya que se permaneció siempre dentro de la estrecha ventana de presión. Sin embargo, a dos profundidades donde el peso del lodo cayó por debajo del límite inferior de presión, el pozo presentó amagos de surgencia (reventón).

20 16

Amago de surgencia (reventón)

13 3/8

11 3/4

Amago de surgencia (reventón)

9 5/8

10.00

Gradiente de sobrecarga, lbm/gal

10.00

Gradiente de presión intersticial derivada de la resistividad, lbm/gal

17.00

10.00

ECD, lbm/gal

17.00

10.00

Gradiente de presión intersticial derivada de datos sísmicos, lbm/gal

17.00

L

U

R

B

L

L

U

R

B

L

X1900

Profundidad medida, pies

X1950 Intervalo de 1100 pies

suaveo, pistoneo) y de surgencia (oleada, oleaje) se mantengan en un mínimo, y que se utilicen los procedimientos correctos de limpieza del agujero para evitar una ruptura de formación que se puede tornar inmanejable. Un operador del Mar del Norte se encontraba perforando un pozo horizontal en una caliza en busca de fracturas naturales. En este caso, como en muchos otros, para tener éxito en la perforación es necesario que la presión ejercida por el fluido de perforación permanezca dentro de una ajustada ventana, determinada por el peso del lodo y definida por los límites de presión para asegurar la estabilidad del pozo: el límite superior está dado por el gradiente de fractura de la formación y el límite inferior es la presión intersticial de la formación (arriba). Al incrementar la profundidad del lecho marino, se reduce el margen entre el peso de lodo requerido para balancear las presiones intersticiales de la formación a fin de evitar el colapso del pozo y el peso del lodo que daría como resultado la ruptura de la formación. Las imágenes de resistividad GeoVISION generadas en la parte horizontal del pozo muestran una fractura vertical relativamente continua que se extiende por unos 1100 pies [335 m] (derecha).

80

7 5/8 17.00

X2000

X2050

X2100

> Imágenes GeoVISION generadas en la sección horizontal. La imagen del botón de lectura profunda (izquierda) muestra una fractura vertical relativamente continua que se extiende desde la parte superior a la inferior del hueco a lo largo de un intervalo de aproximadamente 1100 pies. La fractura parece borrosa debido a que la escala de profundidad está comprimida. Un intervalo más corto, de unos 200 pies (derecha), muestra una característica más pronunciada.

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L

A

U

R

B

L

B 15.5

X1900

15.0

X1950

14.5

X2000

X2050

ECD, lbm/gal

Barrena

Profundidad medida, pies

Sensor

14.0

C X2100 13.5 0

2

4 6 Tiempo transcurrido, hr

8

10

> Superposición de las imágenes de resistividad GeoVISION obtenidas mediante la técnica de lapsos de tiempo (gris) y densidad de circulación equivalente (ECD, verde). A la izquierda se muestra la posición de los sensores GeoVISION respecto de la barrena. La primera imagen (A) fue generada mientras la barrena perforaba hasta los X2017 pies (línea blanca) y muestra una fractura axial borrosa: a tal profundidad medida (TD), se maniobró el BHA durante 6 horas para limpiar los recortes. Una imagen generada a partir de los datos adquiridos y almacenados en memoria durante este período (B) muestra una ancha fractura inducida. Las imágenes del intervalo inferior (C), generadas después de que se finalizó la perforación y aproximadamente 7 horas después de generar las primeras imágenes, muestran un cambio dramático en el agujero para el intervalo donde se maniobró el BHA, en comparación con el intervalo perforado más abajo. Los picos en la curva de la ECD durante el período en que se maniobró la columna de perforación, demuestran que la falla observada en la ruptura aparente del agujero en (B) y (C) es, en realidad, una falla inducida por una alta ECD.

Normalmente, los datos de imágenes presentados en un registro son los datos registrados la primera vez que el sensor pasa por una profundidad determinada. Sin embargo, para este ejemplo, se encuentran también disponibles los datos adquiridos mediante la técnica de lapsos de tiempo. Estos datos muestran cambios en función del tiempo para el mismo intervalo (arriba). El sensor de botón de lectura profunda se posicionó a 53 pies [16 m] detrás de la barrena. La curva gris sobrepuesta en la imagen muestra la profundidad del sensor de botón de lectura profunda en función del tiempo. La curva verde es la ECD calculada a partir de la presión de fondo del pozo, medida en el espacio anular. Durante las primeras 13⁄4 horas de este lapso de tiempo, el pozo fue perforado de X1933 pies a X2017 pies (línea blanca horizontal) y las imágenes se generaron entre X1880 y X1964 pies. La imagen registrada durante la perforación se obtuvo dentro de la hora siguiente a la penetración de la barrena en la formación, y muestra una fractura axial borrosa. Durante las siguientes seis horas, el BHA fue elevado y bajado en numerosas ocasiones para limpiar los detritos. Alrededor de

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ocho horas después, la perforación continuó, y se generó la imagen durante la perforación del intervalo que se había perforado siete horas antes (entre X1965 y X2017 pies). En esta última imagen se observó un cambio dramático; una amplia fractura inducida además de las fracturas naturales, las cuales aparecen como sinusoides de bajo ángulo. Esta diferencia se explica mediante el análisis de los registros de perforación. Los datos registrados y almacenados en memoria entre las 13⁄4 y 8 horas, mientras se maniobraba la columna de perforación, se utilizaron para generar la imagen del centro de la figura (B, arriba). Esta segunda imagen, muestra con claridad que una fractura fue agrandada rápidamente después de la perforación. Aunque la imagen creada a partir de los datos adquiridos entre las 73⁄4 y 83⁄4 horas fue generada mientras se perforaba, el intervalo del hueco entre X1964 y X2040 pies estuvo abierto seis horas más que los intervalos superior e inferior de estas profundidades. La presión anular de fondo del pozo se registró durante un viaje de barrena y, a partir de dicha medición, se obtuvo la ECD. Hubo un marcado aumento en la ECD durante la perforación del

intervalo superior. Durante el período que se hacían maniobras de la columna de perforación para limpiar los recortes, la ECD variaba entre 13.5 y 15.5 lbm/gal [1.62 y 1.86 g/cm3], y la lectura más alta ocurrió aproximadamente 11⁄2 horas después de que se detuvo la perforación. En este intervalo, se presentaron severas pérdidas de fluido cada vez que la tasa (gasto, caudal, rata) de flujo se incrementaba por encima de cierto nivel. La remoción de detritos es un problema importante en la perforación de pozos horizontales. Sin embargo, en campos como éste donde la diferencia entre la presión intersticial y la del gradiente de fractura es pequeña, las altas tasas de flujo y las presiones de surgencia que se observaron durante las operaciones de limpieza del agujero, dieron como resultado una ECD alta y, finalmente, fracturas inducidas. Sin la información de la ECD proporcionada por las mediciones APWD, las interpretaciones basadas únicamente en imágenes del agujero pudieron haber indicado la necesidad de incrementar el peso del lodo, para controlar las aparentes rupturas del agujero observadas en la imagen. Tal decisión hubiera sido incorrecta. La

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U

>

Impacto de la variación del peso del lodo en las fallas causadas por esfuerzos de corte y de tracción. En un pozo vertical perforado en una cuenca con esfuerzos horizontales en desequilibrio, las fallas causadas por esfuerzos de corte y de tracción se relacionan con las diferencias en el peso del lodo circulante. La tensión horizontal máxima es aproximadamente 20% mayor que la tensión horizontal mínima. En la sección superior de la imagen GeoVISION se observan amplias rupturas (izquierda). Además, se observa una fractura vertical desplazada 90° respecto de la ruptura. En la sección inferior se detectan fracturas causadas por esfuerzos de tracción. La variación del peso del lodo de un valor estático de 9.5 lbm/gal a un valor circulante de 12.5 lbm/gal, provocó fallas tanto por esfuerzos de corte como de tracción.

R

B

L

U

Falla al esfuerzo de corte Baja densidad del lodo σH

Dirección de las tensiones Falla a la tracción Alta densidad del lodo

σh

σv σh

σH Tensión axial σt Tensión tangencial (circunferencial)

σa

Tensión tangencial (circunferencial)

Tensión radial σr

> Relación entre las tensiones del campo lejano con las tensiones del pozo. Para describir las tensiones del campo lejano se utiliza un sistema de coordenadas cartesiano: una tensión es vertical, σv, y las dos tensiones ortogonales son horizontales. Si las magnitudes de las dos tensiones horizontales son diferentes, y usualmente lo son, se denominan tensiones horizontales σh mínima, y σH máxima. La dirección de cualquiera de las tensiones horizontales completa la descripción total de las tensiones del campo lejano. En un pozo vertical, las tensiones del pozo se describen mediante un sistema de coordenadas cilíndrico. Aquí, una tensión es radial σr, y las dos tensiones ortogonales son axial σa, y tangencial σt. La dirección de la tensión axial coincide con la del eje del agujero, mientras que la dirección de la tensión tangencial sigue la circunferencia del pozo. La tensión tangencial también se llama tensión circunferencial debido a su geometría. La tensión radial se provoca por la presión del lodo y es controlada por el ingeniero de perforación. Las tensiones axial y tangencial son controladas por las tensiones del campo lejano. 19. Bratton T, Bornemann T, Li Q, Plumb D, Rasmus J y Krabbe H: “Logging-While-Drilling Images for Geomechanical Geological and Petrophysical Interpretations,” Transactions of the SPWLA 40th Annual Logging Symposium, Oslo, Noruega, Mayo 30-Junio 3,1999, artículo JJJ.

82

adición del perfil de presión a distintos tiempos, proporcionó la evidencia (aumento de la ECD) que, de hecho, fue el propio proceso de perforación el que indujo la falla del agujero. Esta combinación de información le proporciona una guía a los ingenieros de perforación para saber dónde, cuándo y cómo mejorar los procesos para evitar el daño del agujero. Las mediciones LWD muestran cómo los procesos geológicos, geofísicos y de perforación se combinan para hacer la interpretación correcta. La imagen GeoVISION muestra no sólo el ambiente geológico sino también las consecuencias del proceso de perforación. Imágenes y geomecánica El estado de las tensiones (esfuerzos) alrededor del hueco influye directamente en la eficiencia de la perforación y en la estabilidad del hueco. Reconocer las fallas e inestabilidad del agujero y entender cómo y por qué ocurren las fallas es vital para perforar con éxito.19 El manejo apropiado de la estabilidad del agujero minimiza el tiempo improductivo y es crítico para la optimización de la perforación. Las fallas del agujero provienen de tensiones existentes alrededor del mismo. Las tensiones del campo lejano de la Tierra (horizontal máxima, horizontal mínima y vertical) se convierten en las tensiones del hueco (radial, axial y tangencial) en la pared del agujero (izquierda). Cuando estas tensiones exceden la resistencia de la formación, ocurren deformaciones irreversibles por los esfuerzos de corte (cizallamiento) y los esfuerzos de tracción existentes en la formación cercana al hueco. El peso

del lodo se usa para controlar las tensiones del agujero. La mayoría de las fuerzas geológicas que actúan en el agujero son compresivas y producen fallas por esfuerzos de corte. Otras fuerzas estructurales actúan para separar los granos de roca resultando en fallas por esfuerzos de tracción. Las fallas por esfuerzos de corte se inician mediante dos tensiones ortogonales con distintas magnitudes, mientras que las fallas por tracción se inician con un solo esfuerzo de tracción. Los mecanismos de falla por esfuerzo de corte y de tracción pueden, y la mayoría de las veces lo hacen, actuar independientemente. El entendimiento de la relación entre las tensiones que afectan el agujero proporciona información sobre la resistencia de la formación; información que es especialmente importante para perforar agujeros horizontales y con marcada desviación. Muchos mecanismos de falla tienen características propias de fracturas que son aparentes en las imágenes del agujero, y cada mecanismo de falla tiene un régimen de presión único de peso del lodo (o ECD) alto o bajo. Las imágenes GeoVISION junto con las mediciones APWD del sistema VISION, permiten identificar inmediatamente en tiempo real los mecanismos potenciales de falla, y advierten oportunamente acerca de los problemas de estabilidad del agujero (arriba). Sobre la base del diagnóstico de eventos asociados, el ingeniero de perforación puede tomar las acciones correctivas pertinentes para manejar la inestabilidad del agujero. La aplicación de modelos geomecánicos que incorporan datos de imágenes y presión tiene un

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impacto directo e inmediato en la optimización de la perforación y la terminación de los pozos. Los resultados que provienen de estos modelos pueden también brindar recomendaciones para estrategias correctivas que, de otra forma, no podrían ser consideradas. La validación de los perfiles del estado de los esfuerzos y de la resistencia de la formación, permite utilizar los resultados del modelo para la planeación de futuros pozos. La capacidad para distinguir entre las características naturales y las propiedades de la formación, y los eventos inducidos por la perforación, mejora tanto las interpretaciones petrofísicas como las geológicas. El reconocimiento de las fracturas naturales, una fuente potencial de entrada de fluido, puede ser importante en el manejo del riesgo de la perforación y de los eventos relativos a la seguridad. Reconocimiento y prevención de problemas La información obtenida a partir de las imágenes del registro de densidad puede resultar en acciones correctivas para minimizar y prevenir el daño del agujero. El agrandamiento del agujero puede surgir del mismo proceso de perforación: demasiado rápido; demasiado peso sobre la barrena, o presión circulante demasiado alta. La medición del registro de densidad VISION es extremadamente sensible al claro (standoff, descentralizado, excentricidad) de la herramienta, el cual aumenta con el agrandamiento del agujero. El claro de la herramienta es fácil de reconocer en las imágenes del registro de densidad: el color oscuro indica alta densidad y buen contacto con el agujero, el color claro indica la presencia de lodo de densidad más baja. Un operador perforó a través de un yacimiento masivo de arenisca pobremente consolidada. La imagen del registro de densidad muestra baja densidad debido a la excentricidad de la herramienta (color claro) en los intervalos entre X480 y X512 pies, y entre X542 y X562 pies (derecha). Las variaciones de densidad, tanto radial como vertical, son el resultado del proceso de perforación. Las características de baja densidad reflejan el agrandamiento del agujero que produce el dispositivo de ajuste angular durante la rotación del BHA. Durante el deslizamiento del BHA—el agujero tiene un diámetro cercano al nominal—la calidad de la imagen de densidad es buena alrededor del intervalo completo del agujero entre X512 y X542 pies, donde las cuatro curvas de densidad se superponen. Más aún, las variaciones de densidad dentro de los intervalos de rotación del BHA se relacionan directamente con la velocidad de penetración. En estas areniscas

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Limpieza Rotación, profundidad del ADN Rotación, profundidad de la barrena GR CDR 0 Imagen de densidad ADN Escala horizontal: 1:11 Orientación hacia el tope del agujero Histograma ecualizado sobre el intervalo seleccionado por el usuario RHOB

API

ARPM Barrena 100

0

1.95

g/cm3

2.95

g/cm3

2.95

MD 1:200 pies U

g/cm3 Orientación de la imagen R B L

Alta

1.95

g/cm3

2.95

g/cm3

2.95

0

DCAL (calibre de densidad) -2.25

pulg

7.75

Diámetro de la barrena 6

pulg

16

ARPM

ROBU (densidad, lado superior) U 1.95

pies/hr

600

ROBR (densidad, lado derecho) 1.95

10

ROP

ROBL (densidad, lado izquierdo) Baja

ciclos/seg

ROBB (densidad, lado inferior)

10

ciclos/seg

0

X500

X550

> Imagen de densidad de un pozo casi horizontal perforado en areniscas no consolidadas. El color más oscuro representa mayor densidad. El color oscuro uniforme a través del intervalo que se extiende entre X512 y X542 pies en la imagen (Carril 2), indica un buen contacto con el agujero, y el calibre (Carril 4) muestra un agujero de diámetro nominal (in-gauge) en donde la columna de perforación se operaba en modo de deslizamiento con propósitos de geonavegación. El agrandamiento del agujero ocurrió cuando la columna de perforación se estaba operando en modo rotativo (Carril 4). Cuando el ROP era bajo (Carril 4), el agujero se agrandó aún más debido al efecto agresivo del fluido de perforación. Obsérvese que la curva de densidad del cuadrante inferior es de buena calidad a lo largo de gran parte de la sección, excepto desde X502 hasta X513 pies, donde el BHA sube por el lado derecho del agujero.

pobremente consolidadas, las velocidades de penetración lentas dan como resultado tasas altas de derrumbe del agujero desde X492 hasta X502 pies. Estas imágenes indican que el incremento de la velocidad de penetración y la operación en modo de deslizamiento mejoraría la calidad del agujero y la eficiencia de la perforación. La información derivada de estas imágenes también contribuyó a la interpretación petrofísica. En términos generales, la densidad del cuadrante inferior proporciona el mejor valor de densidad en pozos con desviación marcada y horizontales, debido a que el campo gravitacional

hace que los BHA descansen sobre la parte inferior del agujero. En ocasiones, la herramienta puede ascender por un lado del agujero, como cuando la herramienta VISION475 de diámetro más pequeño trabaja en modo de deslizamiento. En estos casos, la medición de densidad en el fondo puede no tener delta RHO más bajo, y la densidad de otro cuadrante es más representativa. Un ejemplo de este fenómeno ocurre en el intervalo entre X502 y X513 pies donde el BHA asciende por el lado derecho del agujero y la densidad de la formación, medida sobre el lado derecho del agujero es el mejor valor.

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>

Ejemplo de una imagen del registro de densidad VISION que muestra daño del agujero. Las características paralelas brillantes que se observan entre 11,030 y 12,010 pies, representan la forma en espiral del agujero. La disponibilidad de esta información en tiempo real, puede provocar cambios en el BHA y evitar el daño posterior del agujero. En el siguiente viaje de barrena, se agregó un estabilizador cercano a la barrena, y la imagen por debajo de 12,010 pies muestra claramente el cambio en la condición del agujero, de agujero en espiral a agujero cilíndrico uniforme. Véase el patrón cíclico de las curvas de densidad de cuadrante (ROBU, ROBL, ROBR, ROBB) y la curva de la porosidad neutrón (TNP) en el intervalo del agujero con forma de espiral.

La densidad cíclica con frecuencia es una señal de un agujero en forma de espiral (derecha). Un pozo reciente en el Mar del Norte indica un agujero en espiral, forma que se desarrolló debido al movimiento del BHA durante el primer viaje de barrena. Los ingenieros de perforación advirtieron el problema y, en el siguiente viaje de barrena agregaron un estabilizador al BHA, posicionado cerca de la barrena. Esto evitó la generación del hueco en forma de espiral y dio como resultado un agujero cilíndrico uniforme. La imagen de los registros de densidad que se muestra en la figura (derecha) fue generada a partir de los datos adquiridos y almacenados en la memoria durante el viaje de barrena, y las acciones de interpretación y corrección fueron oportunas para perforar con éxito el siguiente intervalo. El reconocimiento en las imágenes de las características inducidas por la perforación, permite correcciones en el proceso de perforación que reducen los costos mediante un aumento en la eficiencia de perforación. Generación de imágenes en tiempo real Los ejemplos presentados en este artículo, con excepción de uno, muestran imágenes generadas a partir de datos almacenados en memoria en el fondo del pozo. La recuperación de los datos almacenados en el fondo del pozo requiere la extracción del BHA durante, o entre los viajes de barrena. La interrupción de la perforación para recuperación e interpretación de los datos puede resultar en un mayor tiempo de perforación y, por ende, en pozos más costosos. Las técnicas de compresión de datos recientemente incorporadas hacen posible la transmisión en tiempo real de datos de densidad azimutal VISION y de imágenes de resistividad GeoVISION. La resolución de las imágenes GeoVISION generadas en tiempo real, equivale a la resolución de las primeras imágenes registradas con la herramienta RAB. Una ventana de datos comprimidos consiste de 16 barridos de 10 segundos. Cada uno con barridos azimutales de 56 canales. Los datos son comprimidos 50 veces, tanto en la dimensión azimutal como en la del tiempo. Esta alta tasa de compresión significa que para la transmisión de datos de imágenes en tiempo real,

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Porosidad neutrón (TPB) pies3/pies3 Densidad de la formación, lado superior (ROBU) g/cm3 Densidad de la formación, lado izquierdo (ROBL) g/cm3 Baja Alta MD Densidad de la formación, lado derecho (ROBR) 3 g/cm 1:200 pies g/cm3 Rayos gamma Densidad de la formación, lado inferior (ROBB) Orientación de la imagen R B L U g/cm3 0 API 150 U Densidad VISION Escala horizontal 1:11 Orientación hacia el tope del agujero Histograma ecualizado

11,050

12,000

12,050

se requiere un ancho de banda relativamente bajo, aproximadamente 1.5 bits por segundos (bps). Esta cifra se ajusta bastante bien a las capacidades de la herramienta PowerPulse de MWD, la cual logra una velocidad de transmisión de datos a la superficie de 6 bps y, bajo condiciones favorables, puede alcanzar 12 bps. Estas velocidades de transmisión de datos, combinadas con el preprocesamiento de datos VISION en el fondo del pozo, que incluye la compresión de los datos, significa que un operador puede obtener imágenes en tiempo real, además de otros datos que también se necesitan en tiempo real para tomar decisiones de geonavegación. En este artículo se ha mostrado la forma en que las mediciones azimutales en tiempo real pueden mejorar en gran medida la colocación del pozo y la eficiencia de la perforación; y en el pro-

ceso, reducir los costos de E&P. La información geológica y de buzamientos estructurales derivados de las imágenes del agujero ahorran mucho del trabajo de conjetura en la geonavegación, y por lo tanto mejoran la tasa de éxito de los pozos de alcance extendido y horizontales. La información sobre la condición del agujero proporcionada por las imágenes generadas durante la perforación, permite el monitoreo de las operaciones de perforación en tiempo real. Las mediciones azimutales VISION son sólo un elemento de la nueva generación de tecnología LWD que está transformando la adquisición de registros durante la perforación en Adquisición de Registros para la Perforación. La integración de estas imágenes con otras mediciones obtenidas en tiempo real proporciona un medio eficaz para mejorar la eficiencia de la perforación. —SP

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