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Mediciones sísmicas bien posicionadas

Pascal BretonStephan CrepinJean-Christian PerrinTotalFinaElfPau, Francia

Cengiz EsmersoyAndy HawthornRichard MeehanWilliam UnderhillSugar Land, Texas, EUA

Bernard FrignetMontrouge, Francia

Jakob HaldorsenRidgefield, Connecticut, EUA

Toby HarroldSue RaikesBPSunbury, Inglaterra

Por su colaboración en la preparación de este artículo seagradece a James Clippard, Shell International E&P,Rijswijk, Países Bajos; Richard Coates, Ridgefield,Connecticut, EUA; Nick Drinkwater y Wayne Pennington,Cambridge, Inglaterra; David Farmer, Marwan Moufarrej,Jim Thompson y David White, Sugar Land, Texas, EUA;Mohamed Hashem, Shell, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA;Chuck Meeder, Marathon Oil Company, Houston, Texas;Joerg Meyer, Houston, Texas; Alan Mitchell, TotalFinaElf,París, Francia; Lewis Nelson, BP, Sunbury, Inglaterra; y LesNutt, Fuchinobe, Japón.ADN (Densidad-Neutrón Azimutal), ARC (herramienta deResistividad de Arreglo Compensada), ASI (generador deImágenes Sísmicas de Arreglo), Bit On Seismic, Drill-BitSeismic, Drilling Office, IDEAL (Evaluación Integrada de laPerforación y la Evaluación de Registros), ISONIC,InterACT, Q-Borehole, SeismicMWD, SWINGS y WAVE sonmarcas de Schlumberger.

La información que llega demasiado tarde notiene mucho valor. Esto es así en casi todos lossectores industriales, desde el control del tráficoaéreo hasta los servicios médicos de urgencia ydesde el negocio de las editoriales hasta las bol-sas de valores. Las compañías de Exploración yProducción (E&P, por sus siglas en inglés) depen-den de datos oportunos y de alta calidad parapoder identificar prospectos exploratorios, opti-mizar localizaciones de pozos, evitar riesgos deperforación e identificar zonas objetivo en yaci-mientos. Hoy, muchos de estos yacimientos seencuentran ubicados en ambientes geológicosdifíciles y en algunos de los entornos más ame-nazantes de la tierra. Para encarar los desafíosque enfrenta la industria, las compañías de ser-vicios deben trabajar en estrecha colaboracióncon los operadores a fin de generar soluciones atiempo, de manera eficaz y eficiente.

Durante varias décadas, las imágenes sísmi-cas de superficie constituyeron la herramienta deexploración más útil y de mayor difusión en laindustria. Las imágenes sísmicas tradicionales sebasan en el tiempo de tránsito sísmico. El tiempode tránsito debe ser convertido a profundidadpara que las imágenes adquieran valor para elperforador que visualiza y encuentra el yaci-miento en términos de dicha variable. Si la corre-lación tiempo-profundidad es simple o el modelopara convertir tiempo a profundidad es suficien-temente detallado, esta conversión puede serexacta. Pero en muchas localizaciones de pozo laconversión a profundidad implica considerablesincertidumbres.

Este artículo examina los últimos adelantostecnológicos que convierten a las imágenes sís-micas en herramientas de gran utilidad para losresponsables de perforar pozos. Se analizan bre-vemente las técnicas de levantamientos sísmicosdurante la perforación y sus aplicaciones, y sepresenta una técnica nueva muy promisoria.Estudios de algunos casos demuestran su exitosaaplicación en pruebas de campo efectuadas endistintos lugares del mundo. Por último, se exa-mina la secuencia de tareas necesaria para apro-vechar al máximo los atributos de esta técnica entiempo real.

Tiempos desafiantesSi no se dispone de datos de pozo, la conversiónde tiempo a profundidad se realiza utilizando unmodelo de velocidad obtenido a partir de pará-metros de procesamiento de datos sísmicos. Sinembargo, en áreas en las que las velocidades sís-micas resultan difíciles de estimar debido a losaltos echados de los reflectores o a complejida-des estructurales, pueden producirse errores demagnitud considerable. Además, este tipo demodelo de velocidad promedia propiedades a lolargo de grandes extensiones, lo cual tambiénconduce a conversiones de tiempo a profundidadimprecisas.

La falta de precisión en la conversión detiempo a profundidad conduce a estimacioneserróneas de las profundidades en que se ubicandeterminados rasgos geológicos, tales como topesde formaciones, fallas o zonas sobrepresionadas.

Las compañías operadoras han tenido que tolerar cierta incertidumbre al

intentar conciliar lo que encuentra la barrena con los pronósticos efectuados

a partir de las secciones sísmicas. Una nueva solución fácil de utilizar para

el perforador resuelve esta ambigüedad y permite mejorar notablemente la

precisión con que los operadores programan y perforan sus pozos.

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Los equipos a cargo de los activos de las compa-ñías operadoras basan muchas de las decisionesde construcción de pozos en la geología, de modoque ciertos parámetros clave de la programaciónde pozos, tales como la profundidad final (TD, porsus siglas en inglés), la profundidad de los reves-timientos y las trayectorias de pozos desviados uhorizontales pueden resultar imprecisos desde elprincipio. Estas imprecisiones representan algomás que un inconveniente; la seguridad personaly el medio ambiente pueden verse comprometi-dos, y hasta pueden perderse pozos.

Los errores de conversión de tiempo a profun-didad se manifiestan como diferencias entre lasprofundidades estimadas y las reales de un obje-tivo dado. La incertidumbre resultante suma ries-gos a los procesos de perforación y construcciónde pozos. Una incertidumbre de tan sólo un 5%en las velocidades sísmicas, puede traducirse endiferencias considerables—incluso de hasta

cientos de metros—entre las profundidades esti-madas y las profundidades reales.1 Los errores degran magnitud complican la programación depozos y reducen las opciones disponibles paracorregir trayectorias erróneas.

El saber anticipar la presencia de zonassobrepresionadas y cuándo ajustar las propieda-des del lodo puede prevenir reventones y salvarpozos.2 Las compañías operadoras de petróleo ygas también necesitan identificar y aislar fallasque no proveen sellos porque pueden actuarcomo conductos para la migración de los fluidos yde la presión, poniendo en peligro de contamina-ción a las formaciones adyacentes y comprome-tiendo la integridad del pozo. Muchos riesgos nopueden evitarse por lo que deben tenerse encuenta en la planificación y construcción del pozo.En pozos profundos, la identificación precisa delos riesgos de perforación permite a los perfo-radores realizar el pozo con menos revestidores.

El agregado de revestidores imprevistos puedeocasionar mermas de diámetros de revesti-miento, aumentos de costos y complicacionespotenciales durante la terminación de los pozos,así como la imposibilidad de intersectar los pre-suntos objetivos.

1. Borland W, Codazzi D, Hsu K, Rasmus J, Einchcomb C,Hashem M, Hewett V, Jackson M, Meehan R y TweedyM: “Real-Time Answers to Well Drilling and DesignQuestions,” Oilfield Review 9, no. 2 (Verano de 1997):2–15.

2. Bratton T, Edwards S, Fuller J, Murphy L, Goraya S,Harrold T, Holt J, Lechner J, Nicholson H, Standifird W yWright B: “Prevención de problemas durante la perfora-ción,” Oilfield Review 13, no. 2 (Otoño de 2001): 32–51.Aldred W, Plumb D, Bradford I, Cook J, Gholkar V,Cousins L, Minton R, Fuller J, Goraya S y Tucker D:“Manejo del riesgo de la perforación,” Oilfield Review11, no. 2 (Verano de 1999): 2–21.

Los registros de sísmica de pozo pueden ayu-dar a encarar estos problemas de perforaciónmejorando las mediciones sísmicas de superficiey generando mejores modelos de velocidad que,a su vez, contribuirán a identificar riesgos poten-ciales en el subsuelo.

Los tiros de prueba de velocidad mejoran los modelosLos registros de sísmica de pozo surgieron funda-mentalmente de la necesidad de los intérpretes yprogramadores de pozos de vincular los tiemposde tránsito sísmicos con las profundidades de lospozos medidas desde unidades de cable eléctricoo con equipos de perforación. En ciertos casos,una medición de sísmica de pozo conocida comotiro de prueba de velocidad permite realizar unaconversión de tiempo a profundidad precisa. Lostiros de prueba de velocidad eran muy comunesen la década de 1940. Con esta técnica, un recep-tor sísmico colocado mediante cable en profundi-dades conocidas en el pozo, registra el tiempo detránsito del primer arribo directo, a veces deno-minado primer quiebre, que se propaga desde unafuente ubicada en la superficie hasta el receptor(arriba). La correlación tiempo-profundidadgenera un modelo de velocidad local. Para con-vertir los datos sísmicos adquiridos en escala detiempo a escala de profundidad, a veces puedenrequerirse varios tiros de prueba de velocidadefectuados sobre topes de formaciones específi-cas en el pozo, a los efectos de confeccionar unmodelo de velocidad adecuado.3 Si la geología essimple, el modelo de velocidad puede ser de utili-

dad para una gran extensión. Sin embargo, comola velocidad sísmica varía con la litología, la pre-sión y el contenido de fluidos, las complejidadesdel subsuelo reducen la validez del modelo locala solamente cierta distancia del pozo.

Cuando se necesita una imagen sísmica deta-llada para evaluar el volumen de rocas del sub-suelo que rodean al pozo, se adquieren perfilessísmicos verticales (VSP, por sus siglas en inglés)con cable eléctrico. Los métodos de adquisiciónde VSPs con cable generan datos de mayor reso-lución con menor nivel de ruido y proveen valiosainformación para la perforación de pozos vecinosy la iniciación de pozos de drenaje a partir de unpozo piloto vertical (véase “Perfiles SísmicosVerticales,” página 38). Pero, si se quiere obtenerdatos de tiros de prueba de velocidad o de VSPs,el equipo de perforación debe dejar de perforarpara bajar el cable. Esto agrega riesgos, inefi-ciencias y costos a la operación. En muchoscasos, las respuestas de los métodos de sísmicade pozo con cable llegan demasiado tarde paralas necesidades de los perforadores.

Ayuda en tiempo real para los perforadoresLas técnicas que utilizan registros sónicos adqui-ridos durante la perforación (LWD, por sus siglasen inglés), tal como la técnica ISONIC IDEAL deSchlumberger, son de gran utilidad en la adquisi-ción de datos acústicos en tiempo real de áreasvecinas a la pared del pozo. Además de propor-cionar valiosa información sobre porosidad, estastécnicas proveen datos sónicos que pueden pro-cesarse para generar sismogramas sintéticos yseguir los cambios de presión de poro en el arre-glo de fondo de pozo (BHA, por sus siglas eninglés). Sin embargo, no se trata de medicionessísmicas de reflexión y sólo describen a la forma-ción adyacente al pozo, que puede asemejarse ono al volumen sísmico en estudio.

La solución ideal sería obtener, antes de per-forar el pozo, un modelo de velocidad cuya preci-sión fuera al menos como la del tiro de prueba develocidad. Esto aún no es posible, pero las solu-ciones que aportan la adquisición de datos sísmi-cos durante la perforación proveen informaciónde velocidad de alta calidad, en tiempo real, paraasistir a los ingenieros de perforación en la tomade decisiones. Estos métodos utilizan el pozopara adquirir los datos durante la perforación, sinmodificar o demorar el proceso.

Los métodos de adquisición de datos sísmi-cos durante la perforación proveen informaciónde la relación tiempo-profundidad en tiempo real.Las compañías operadoras actualizan los mode-los de velocidad, facilitando la revisión frecuentede las profundidades objetivo y la identificaciónde riesgos de perforación a la vez que reducen

las incertidumbres a medida que la barrena seacerca al objetivo. Las compañías pueden deter-minar la posición de la barrena en la sección sís-mica de superficie con respecto a los horizontesgeológicos observados, garantizando una selec-ción más precisa de las profundidades de losrevestimientos y de extracción de núcleos.

Con el tiempo, estas técnicas se han vueltomás accesibles para el perforador. Como sucedecon la evolución de sus contrapartes operadas acable, la calidad de los datos sigue mejorando ysus aplicaciones se han multiplicado, así comotambién se ha ampliado el abanico de entornosoperativos.

El método Drill-Bit SeismicLas primeras mediciones sísmicas adquiridasdurante la perforación fueron obtenidas utili-zando una técnica en la que la barrena actúacomo fuente de energía sísmica de fondo depozo, es decir, la inversa de las configuracionesde VSP con cable. Sobre la base de esta técnica,Schlumberger desarrolló el método Drill-BitSeismic. Al penetrar las capas de roca, la barrenade tres conos actúa como una fuente bipolar yenvía la energía sísmica hacia la formación. Porotra parte, las vibraciones axiales que se propa-gan por la columna perforadora son detectadaspor un acelerómetro instalado en la mesa rota-tiva superior, ubicada en el piso del equipo deperforación. Estos datos se utilizan para construiruna imagen de la columna perforadora; es decir,

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3. Christie P, Dodds K, Ireson D, Johnson L, Rutherford J,Schaffner J y Smith N: “Borehole Seismic Data Sharpenthe Reservoir Image,” Oilfield Review 7, no. 4 (Inviernode 1995): 18–31.

4. Borland et al, referencia 1.5. Staron P, Arens G y Gros P: “Method for Instantaneous

Acoustic Logging Within a Wellbore,” Solicitud dePatentes Internacionales según el Tratado deCooperación para Patentes No. WO 85/05695 (20 de mayo de 1985).Staron P, Arens G y Gros P: “Method for InstantaneousAcoustic Logging Within a Wellbore,” PatenteEstadounidense No. 4,718,048 (5 de enero de 1988).

6. Meehan RJ, Nutt L, Dutta N y Menzies J: “Drill BitSeismic: A Drilling Optimization Tool,” artículo de lasIADC/SPE 39312, presentado en la Conferencia dePerforación de las IADC/SPE, Dallas, Texas, EUA, 3 al 6 de marzo de 1998.

7. Kamata M, Underhill W, Meehan R y Nutt L: “Drill-Bit Seismic, A Service for Drilling Optimization,”Transcripciones del XXXVIII Simposio Anual deAdquisición de Registros de la SPWLA, Houston, Texas, EUA, 15 al 18 de junio de 1997, artículo DD.Borland et al, referencia 1.Meehan et al, referencia 6.

8. Esmersoy C, Underhill W y Hawthorn A: “SeismicMeasurement While Drilling: Conventional BoreholeSeismics on LWD,” Transcripciones del 62do. SimposioAnual de Adquisición de Registros de la SPWLA,Houston, Texas, EUA, 17 al 20 de junio de 2001, artículo RR.Underhill W, Esmersoy C y Hawthorn A: “Demonstrationsof Real-Time Borehole Seismic from an LWD Tool,” artículo de la SPE 71365, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns,Luisiana, EUA, 30 de septiembre al 3 de octubre de 2001.

Tiros de prueba de velocidad

Fuente

Receptor

> Tiros de prueba de velocidad. Con una fuente ensuperficie y un receptor en el pozo, los tiros deprueba de velocidad proveen a los operadoresimportante información de la relación tiempo-pro-fundidad. En los levantamientos con tiros deprueba de velocidad se registran los tiempos detránsito de ida (color rojo) o los tiempos de los pri-meros arribos. Estas pruebas se realizan en hori-zontes sísmicos bien definidos dentro del pozo.

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una imagen sísmica de los componentes de lasarta de perforación. Esta imagen se emplea paracorrelacionar las señales en el procesamientoposterior.4 La energía transmitida hacia la forma-ción genera ondas sísmicas que se propagandirectamente o por reflexión hasta los receptoresubicados en la superficie. Los receptores desuperficie pueden ser geófonos o hidrófonos.

La barrena emite continuamente ondas sísmi-cas hacia los receptores de superficie, pero paraextraer información de la relación tiempo-profun-didad, los especialistas en procesamiento debenconocer el carácter y la sincronización de la señalgenerada en la barrena. Elf patentó una técnicaen 1985 que demuestra cómo registrar las seña-les de vibraciones de la columna perforadorapara luego correlacionarlas con las señales delos receptores de superficie y así determinar susincronización relativa, o la diferencia entre eltiempo de tránsito de la columna perforadora(∆tds) y el de la barrena al receptor (∆tf).5 Losexpertos en procesamiento de señales determi-nan por separado el (∆tds) y utilizan esta infor-

mación para calcular el tiempo de tránsito de labarrena al receptor (∆tf) o el del tiro de prueba develocidad (arriba).

Los geofísicos construyen imágenes sísmicaso VSPs a partir de las reflexiones contenidas en lastrazas sísmicas adquiridas durante la perforación,las cuales ofrecen la posibilidad de ver lo que estáadelante de la barrena. Combinados con imágenesVSP obtenidas previamente con cable, los VSPsobtenidos con la técnica Drill-Bit Seismic permitenampliar la gama de aplicaciones para incluir tam-bién la detección de zonas sobrepresionadas yotros riesgos de perforación.

La técnica Drill-Bit Seismic no es aplicable entodos los casos. Sólo funciona de un modo efec-tivo con barrenas de tres conos que generanvibraciones axiales en la formación y a través dela sarta de perforación. Las barrenas de un com-puesto policristalino de diamante (PDC, por sussiglas en inglés) no transmiten tanta energía a laformación porque pulverizan la roca.6 La profun-didad del agua puede constituir un inconvenientecuando se utiliza esta técnica en áreas marinas.

La ubicación precisa de los arreglos de recepto-res se dificulta a medida que aumentan la pro-fundidad del agua y las corrientes oceánicas, apesar de que se han obtenido buenos datos enprofundidades de hasta 1200 m [3940 pies] conequipos especiales y mayor complejidad opera-tiva. Por otra parte, la atenuación de la señal dela columna perforadora debido a la fricción queésta ejerce sobre las paredes del pozo, impide lautilización confiable de esta técnica en pozoscuya desviación es mayor a 65 grados. La calidadde los datos también puede deteriorarse sustan-cialmente en formaciones no consolidadas, sobretodo cuando el peso sobre la barrena es menor a4540 kg [10,000 lbm]. A pesar de estas limitacio-nes, el método Drill-Bit Seismic ha permitido alas compañías operadoras optimizar el procesode perforación con un impacto mínimo sobre lasoperaciones.7

Mediciones sísmicas con una herramienta LWDEn 1997, Schlumberger encaró un proyecto parainvestigar intensamente formas de ver más alláde la barrena. Los especialistas examinaron lafactibilidad de realizar mediciones sísmicas depozo con receptores en la columna de perfora-ción y una fuente en superficie. Trabajando juntoa las compañías operadoras, los ingenieros ycientíficos de Schlumberger identificaron lamejor forma de obtener la información necesaria.Se construyó así una herramienta experimentalque en 1998 se probó en los pozos de prueba dela compañía con resultados promisorios.

En enero de 1999, BP y Schlumberger comen-zaron a trabajar conjuntamente en las pruebas dela técnica para registrar sísmica durante la per-foración (SeismicMWD) y probaron con éxito laherramienta experimental en el Centro dePruebas de Yacimientos Petrolíferos de lasRocallosas (RMOTC, por sus siglas en inglés) deWyoming, EUA. Alentada por los resultados,Schlumberger construyó más herramientas eintensificó las pruebas de campo. Durante eldesarrollo de esta nueva herramienta, sus inge-nieros y científicos debieron superar muchosdesafíos técnicos mediante la selección de lastecnologías existentes correctas y el desarrollode nuevas técnicas.

La nueva técnica emplea una herramientaLWD que contiene sensores sísmicos, una fuentesísmica de superficie y un sistema de telemetríade medición durante la perforación (MWD, por sussiglas en inglés) que transmite la información ala superficie.8 La energía sísmica se produce en lasuperficie mediante una fuente sísmica convencio-nal, tal como un cañón de aire desplegado fuera deborda de una barcaza o del equipo de perforación.

∆tf -∆tdsCorrelación cruzadadel acelerómetro ylas trazas del geófono

ReceptorAcelerómetro

Energía directautilizada porel tiro de pruebade velocidad

∆tf

de la

tray

ector

ia de

la fo

rmac

ión

∆tds

de

la tr

ayec

toria

de

la c

olum

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rfora

ción

Energía reflejadautilizada paragenerar laimagen VSP

> Técnica Drill-Bit Seismic. Utilizando el ruido de la barrena como fuente sís-mica y receptores de superficie, esta técnica permite la adquisición de datossísmicos durante la perforación. Los barrenas de tres conos emiten energíasísmica que puede medirse por los receptores en forma directa o luego dehaberse reflejado. El ruido de la barrena, sin embargo, no puede controlarseo sincronizarse cuidadosamente con los receptores. Por lo tanto, la señal dela columna perforadora generada por vibraciones axiales se mide con unacelerómetro de boca de pozo y luego se correlaciona con los datos delreceptor a los efectos de determinar los tiempos de tránsito sísmicos o lostiempos de los tiros de prueba de velocidad. Este fue el primer tipo de téc-nica que permitió eliminar los costos de tiempo de equipo de perforaciónrelacionados con los registros con cable, pero tiene muchas limitaciones.

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Los perfiles sísmicos verticales (VSP) adquiri-dos con cable que fueron introducidos en ladécada de 1950, tienen la misma configuraciónde fuentes y receptores que los tiros de pruebade velocidad pero arrojan mejores resultados,incluyendo imágenes del subsuelo. La genera-ción de estas imágenes requiere más posicionesde receptores y las trazas se registran durantelapsos más prolongados para captar los datos dereflexión tardíos. El VSP sin desplazamientolateral de fuente (con desplazamiento cero), laprimera técnica introducida de perfil sísmico depozo adquirido con cable, utiliza una fuente ubi-cada encima del receptor en pozos verticales.Las imágenes resultantes se limitan a la zonaque rodea al pozo, pero las imágenes VSP pue-den tener mayor resolución que las imágenessísmicas de superficie (derecha).

Con el tiempo se desarrollaron otras configu-raciones de VSPs. El VSP con desplazamientolateral de fuente (OVSP, por sus siglas eninglés) se registra desplazando la posición de lafuente una cierta distancia de la boca de pozo,obteniéndose así la imagen de un mayor volu-men de subsuelo. Existen rasgos geológicosimportantes que pueden perderse o resultarambiguos en las imágenes sísmicas de superfi-cie. La alta resolución de los VSPs permite a losintérpretes encontrar fallas, refinar estructurasy detectar límites estratigráficos lejos del pozo.La distancia respecto del pozo del área cuyaimagen se genera, es una función de varios fac-tores que incluyen la desviación del pozo y elechado de la formación, y la cobertura lateral seextiende comúnmente un 20% o más de la pro-fundidad del pozo. Las compañías operadorasutilizan estos perfiles para evaluar la factibili-dad de que los pozos desviados atraviesen másunidades del yacimiento, o cuando los pozos ori-ginales se alejan del objetivo buscado.

Otros tipos de levantamientos VSP con cableincluyen el VSP con desplazamientos múltiplesde fuente (desplazamiento sucesivo de fuente) yel VSP con desplazamiento de fuente y recepto-res. Los VSPs con desplazamientos múltiples defuente utilizan un arreglo de receptores quecontiene una serie de receptores ubicados aprofundidades diferentes pero fijas, mientrasque la posición de la fuente básicamente

Perfiles sísmicos verticales

VSP sin desplazamiento lateral

Fuente

Receptor

a

VSP con desplazamiento lateral

Fuente

Receptor

b

VSP con desplazamientos múltiples

Fuentes

Receptor

c

VSP con desplazamientode fuente y receptores

Fuentes

Receptoresd

VSP deproximidad de la sal

Fuente

Receptores

Domo salino

e

> Cinco configuraciones de perfiles sísmicos verticales (VSPs). Los VSPs sin desplazamiento lateral de fuente(desplazamiento cero) (a) registran las señales sísmicas durante períodos de tiempo más prolongados y aespaciamientos regulares en el pozo. Los tiempos de adquisición prolongados permiten captar señales sísmi-cas reflejadas, lo cual ayuda a generar una imagen sísmica después del procesamiento. Los registros VSP per-miten obtener imágenes debajo de la profundidad final del pozo. Para ampliar el volumen de investigacióndel subsuelo, los VSPs con fuente desplazada (b) utilizan una fuente de superficie colocada a una distanciaconsiderable del pozo y receptores en el pozo para investigar las superficies de reflexión lejos del pozo. Per-miten a las compañías operadoras obtener imágenes sísmicas de alta resolución de las fallas y acuñamientosestratigráficos adyacentes. Esta técnica se utiliza generalmente para el diseño de pozos de drenaje. Se pue-den registrar VSPs con desplazamientos múltiples en diferentes direcciones respecto del pozo introduciendola técnica 3D. La técnica de levantamiento VSP con desplazamiento lateral sucesivo de fuente (c) utiliza múl-tiples ubicaciones de la fuente en superficie y de cinco a siete receptores en el pozo, cuyas posiciones sonfijas; sólo una de las cuales se representa gráficamente aquí. Las posiciones agregadas de la fuente amplíanaún más el volumen de subsuelo en las imágenes VSP. Con esta técnica, la cobertura lateral puede alcanzarun 50% de la profundidad del pozo. En el levantamiento VSP con desplazamiento de fuente y receptores (d),se coloca una fuente de superficie directamente sobre el receptor de pozo en un pozo desviado. Esta técnicadifiere de las otras porque la fuente y el receptor se desplazan juntos a medida que se obtienen las imágenesde los reflectores sísmicos debajo del pozo. El levantamiento de proximidad de la sal (e) utiliza una fuentecolocada sobre un domo salino y un receptor ubicado en distintas posiciones en un pozo adyacente al domosalino. El procesamiento requiere conocer la ubicación exacta de la fuente y el receptor durante el levanta-miento, la velocidad de la sal y de los estratos circundantes, así como la distancia al tope del domo salino.Este tipo de levantamiento genera un perfil del domo salino que permite a los operadores conocer la distan-cia del pozo a la sal y les suministra una indicación de la forma del domo salino.

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“se desplaza” a lo largo de una línea alejándosedel pozo. Esta técnica generalmente produceimágenes sísmicas con una cobertura lateral deaproximadamente un 25% a un 50% de la profun-didad del pozo.1 La combinación de los resultadosde VSPs con desplazamientos múltiples conducea imágenes sísmicas 3D de alta resolución.

Para generar imágenes sísmicas alrededor depozos desviados u horizontales, se corre un VSPcon desplazamiento de fuente y receptores, tam-bién conocido como VSP de incidencia vertical(VIVSP, por sus siglas en inglés). En esta téc-nica operada a cable, la fuente se coloca verti-calmente sobre el receptor en el pozo y sedesplaza con cada nueva posición del receptor.Con un VSP con desplazamiento de fuente yreceptores, los operadores miden las variacioneslaterales de velocidad y obtienen imágenesdebajo del pozo para localizar y caracterizarfallas y estructuras en forma más completa. LosVSPs con desplazamiento de fuente y receptoresrequieren un conocimiento específico del pozo yde las posiciones de la fuente en todo momentodurante el levantamiento, lo cual se logra condatos detallados de orientación del pozo y utili-zando equipos de navegación, tal como el sis-tema de posicionamiento y navegación SWINGSde Schlumberger.

Un tipo de VSP más especializado es el levan-tamiento de proximidad de la sal, donde lafuente se coloca sobre un domo salino y elreceptor se instala en distintas posiciones en unpozo adyacente al domo salino. Los tiempos detránsito se registran y combinan con otros datosrequeridos, tales como la ubicación exacta de lafuente y el receptor, la velocidad de la sal y laroca circundante, y la distancia a la cima deldomo salino. Como resultado del procesamientose construye un perfil del domo salino, lo quepermite al operador determinar la distancialateral del pozo a la sal. También puede aportarinformación sobre la forma del domo salino, locual contribuye a la búsqueda de trampas dehidrocarburos a lo largo de sus flancos.2

La herramienta SeismicMWD se coloca en elBHA para recibir las energías sísmicas directa yreflejada que se originan en la fuente (arriba).

La realización de tal medición en la columnaperforadora plantea numerosas complejidades.La perforación genera ruido en el pozo y en laroca circundante que puede deteriorar la calidadde los datos, hasta el punto de inutilizarlos. Poreste motivo, se debe activar la fuente y medir lasseñales sísmicas en momentos de relativa calma;cuando se detiene la perforación para llevar acabo otras operaciones. Un momento ideal parala adquisición de datos es cuando se empalman

las barras de sondeo (tramos de la columna per-foradora); momento en que se interrumpe la cir-culación de lodo y las barras de sondeopermanecen fijas. En un proceso que ha sidoposible gracias al desarrollo de técnicas patenta-das por Schlumberger, se dispara la fuente aintervalos de 10 a 15 segundos; es decir, un totalde aproximadamente 21⁄2 minutos para un niveltípico de diez disparos. Evidentemente, es unlapso más breve que el tiempo normal deempalme de tuberías del equipo de perforación,por lo que el procedimiento SeismicMWD nointerrumpe las operaciones de perforación.

1. Meehan R, Miller D, Haldorsen J, Kamata M y UnderhillB: “Rekindling Interest in Seismic While Drilling,” OilfieldReview 5, no. 1 (Enero de 1993): 4–13.

2. Christie et al, Referencia 3, texto principal.

> Mediciones sísmicas durante la perforación. La nueva técnica SeismicMWD ubica los receptoresen el fondo del pozo dentro del BHA (recuadros, arriba y abajo a la izquierda). La fuente, en este casoun arreglo de tres cañones de 250 cm3 [1.5 pulgadas cúbicas], se coloca en la superficie (recuadro dela derecha) y se despliega fuera de una barcaza o del equipo de perforación. Los levantamientos queimplican desplazamiento de la fuente requieren la utilización de sistemas de posicionamiento preci-sos, tal como el sistema SWINGS (recuadro arriba al centro). La fuente se dispara durante losmomentos de calma cuando la herramienta SeismicMWD permite recolectar las señales sísmicasdirectas y reflejadas. Los tiempos de los tiros de prueba de velocidad se detectan automáticamenteen el pozo y los datos se envían a la superficie a través de sistemas de telemetría MWD. Los datos deformas de onda también se registran y se almacenan en la memoria de la herramienta para su poste-rior recuperación en la boca del pozo cuando el BHA llega a la superficie.

Cualquier información que se pierda en el pro-ceso de perforación puede obtenerse durante losviajes de entrada y salida del pozo entre lascarreras de barrena. Los operadores aprovechaneste momento para adquirir más nivelesSeismicMWD y así mejorar la calidad del regis-tro. Sin embargo, los datos adquiridos durantelos viajes no podrían utilizarse para tomar deci-siones de perforación en tiempo real.

A diferencia de las técnicas de sísmica depozo con cable, las que permiten maximizar lacalidad de los datos mediante la utilización degeófonos engrampados—mecánica o magnéti-camente—a la pared del pozo o al revestidor, losreceptores en la herramienta SeismicMWD for-man parte de la sarta de perforación. En conse-cuencia, el acoplamiento con la formacióndepende de la desviación del pozo y es menospredecible. En pozos desviados, pequeños geófo-nos reforzados e instalados en los portamechasgeneran una señal de buena calidad porque lacolumna tiende a yacer sobre el fondo del pozo.Sin embargo, el acoplamiento con la formaciónse dificulta en pozos verticales y entubados. Poreste motivo, también se hicieron pruebas conhidrófonos ya que éstos no necesitan estar aco-plados al pozo para garantizar la obtención de lamedición, independientemente de la calidad delacople entre los geófonos y la formación.

En una primera prueba de campo realizada enla plataforma continental externa del Golfo deMéxico para la compañía Marathon Oil, se obtu-vieron resultados coherentes tanto en los tramosabiertos como en los tramos entubados del pozocasi vertical (arriba). Muchos de estos datos seobtuvieron durante la sacada de la herramienta.Las fuentes se activaron mientras se empalmabala tubería de perforación, por lo que no se interfi-rió con la operación de perforación. En esta pri-mera prueba, los datos no se transmitieron a lasuperficie sino que se descargaron de la memoriade la herramienta una vez que ésta llegó a lasuperficie, lo cual proporcionó valiosa informa-ción de la relación tiempo-profundidad y se eli-minó el tiempo de equipo de perforaciónasociado con un perfil sísmico vertical adquirido acable, o el tiempo relacionado con los tiros deprueba de velocidad.

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9. Bonner S, Clark B, Holenka J, Voisin B, Dusang J,Hansen R, White J y Walsgrove T: “Logging WhileDrilling: A Three-Year Perspective,” Oilfield Review 4,no. 3 (Julio de 1992): 4–21.

Durante la carrera de barrena

Después de la carrera de barrena

Recuperación de losdatos de la memoria

Configuración de la herramienta

Procesamiento VSPFormas de onda

Activación de la fuente,adquisición de datos

Procesamiento en el fondo del pozo

Almacenamiento en memoria

Posicionamiento dela barrena en lasección sísmica

Picado de tiempovía MWD

Antes de la carrera de barrena

> Procedimientos operativos generales para levantamientos SeismicMWD. En cuanto a procedimientos, la técnica SeismicMWD puede dividirse en tressegmentos: antes, durante y después de las carreras de barrena. La herra-mienta se configura antes de bajarse al pozo para ser colocada en el BHA. Se ingresa la información relacionada con el programa de adquisición, talcomo el programa en función del tiempo y los parámetros de adquisición.Durante la bajada de la barrena y durante la perforación se adquieren y almacenan los datos de formas de onda, se procesan los datos en el fondo del pozo y los datos de los tiros de prueba de velocidad se transmiten a lasuperficie. La información de la relación tiempo-profundidad puede utilizarseen tiempo real para posicionar la barrena en las secciones sísmicas de super-ficie mientras las operaciones de perforación continúan sin interrupción.Cuando se extrae la columna de perforación del pozo, se descargan los datosde la memoria de la herramienta para el procesamiento de las imágenes VSP.

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> Datos apilados obtenidos con la herramienta SeismicMWD en el segundopozo de prueba en el Golfo de México. La gráfica de las formas de ondamuestra la claridad de los primeros quiebres y demuestra cómo arriban mástarde a medida que el pozo se profundiza. Los datos fueron adquiridos conéxito en un pozo casi vertical y también en los tramos entubados utilizando unhidrófono. Los datos muestran además los eventos ascendentes reflejados a18.500 pies [5640 m], que se detectan a tiempos que decrecen a medida quese profundiza el pozo (sombra amarilla).

Verano de 2002 41

Las señales sísmicas son recibidas por laherramienta SeismicMWD en el pozo durante unproceso de adquisición perfectamente sincroni-zado. Las señales se procesan en el fondo delpozo para determinar los tiempos críticos de losprimeros arribos o los tiempos de los tiros deprueba de velocidad. Esta información se trans-mite luego en tiempo real a la superficie al sis-tema de Evaluación Integrada de la Perforación yla Evaluación de Registros IDEAL mediante un sis-tema de transmisión de pulsos a través del lodo.9

Los sistemas actuales de transmisión de pulsos através del lodo no tienen la velocidad necesariapara enviar datos de formas de onda a la boca delpozo. Sin embargo, gracias a los últimos avancestecnológicos, pronto podrán transmitirse datosbásicos de formas de onda a la superficie, inme-diatamente después de adquirida la información.

Las pruebas de campo realizadas durante elsegundo semestre del año 2000 se concentraronen los aspectos del servicio SeismicMWD relacio-nados con el tiempo real. Para que los perforado-res se beneficien de las mediciones en tiemporeal, se requiere un proceso bien concebido deadquisición, almacenamiento, procesamiento ytransmisión de datos (página anterior, abajo).

Para el proceso de adquisición de datos, laherramienta SeismicMWD se configura con infor-mación relacionada con el programa de adquisi-ción y grabado de datos, antes de ser bajada alpozo en el BHA. El programa de grabado de datoscontempla el tiempo necesario para el viaje debajada y la cantidad de disparos que se procesa-rán. Durante los momentos de calma, se registranlas señales sísmicas que llegan directamentedesde la fuente y las reflejadas desde las forma-ciones cuyas imágenes se pretende obtener.

Estas señales se almacenan en la memoria de laherramienta para su posterior procesamiento.Inmediatamente luego de adquirir los datos, elprocesamiento realizado en el fondo del pozodetermina los tiempos derivados de los tiros deprueba de velocidad. La herramienta prepara esainformación para su transmisión a la superficiecuando se resuma la transmisión de pulsos a tra-vés del lodo. En la superficie, la relación tiempo-profundidad obtenida en tiempo real se utilizapara ubicar la barrena en la imagen sísmica desuperficie, permitiendo la toma de decisiones deperforación. Cuando la columna perforadora sesaca del pozo, los datos de formas de onda sedescargan de la memoria de la herramienta, paraluego enviarlos a una central de procesamiento afin de generar las imágenes VSP.

En septiembre de 2000, se bajó una herra-mienta prototipo en pozos del Golfo de Méxicopara la compañía Shell Exploration & Production.En el pozo se recolectaron datos de geófonos yde hidrófonos. La fuente sísmica en superficie,desplegada desde una grúa instalada en elequipo de perforación, consistía de tres cañonesde aire de 2.5 L [150 pulgadas3] cada uno, carga-dos con 2000 lpc [13.8 MPa]. La activación de lafuente y la adquisición de datos se efectuaron enlos momentos de relativa calma, permitiendo asíla continuidad de las operaciones de perforación.Estos datos, junto con muchas otras medicionesLWD, se transmitieron a la superficie mediantesistemas de transmisión de pulsos a través dellodo. Ésta fue la primera vez que se registraron yrecuperaron datos de tiros de prueba de veloci-dad en tiempo real de una herramienta LWD.

En esta parte de la prueba de campo se probóun algoritmo que permite picar tiempos de ida en

el fondo del pozo, en forma precisa y automática.Finalizada la fase de prueba prototipo, el picadoautomático de tiempos arrojó un índice de éxitodel 90% en la obtención de datos de tiros deprueba de velocidad en tiempo real. Cuando secomparó el análisis automático de tiros deprueba de velocidad con los picados de tiemposmanuales, se observó que las diferencias eranmínimas y tenían la precisión necesaria parapoder tomar decisiones respecto al emplaza-miento del pozo (arriba).

Para lograr la correcta sincronización deeventos, la solución consistió en resolver proble-mas de comunicación entre la fuente de superfi-cie y la herramienta SeismicMWD. A diferenciade las operaciones con cable, aquí no hay comu-nicación electrónica directa entre la herramientade fondo de pozo y la fuente de superficie. Loscientíficos de Schlumberger superaron estabarrera desarrollando una tecnología innovadorapara sincronizar eventos en boca y fondo de pozocon precisión de milisegundos durante la adqui-sición con la técnica SeismicMWD. El éxito téc-nico y operativo logrado en el Golfo de Méxicopermitió comprobar la viabilidad de la técnica.También se demostró su utilidad en operacionesen aguas profundas, porque permite obtener losdatos necesarios sin recurrir a la ejecución deoperaciones costosas.

En el año 2000, se efectuaron levantamientosen ocho pozos en el Golfo de México durante laspruebas de campo de la técnica SeismicMWD.En el año 2001, la prueba de campo se extendióa otras regiones y se registraron seis pozos más,ubicados en diversos ambientes. Durante su eje-cución, se utilizaron tres diámetros diferentes dela herramienta SeismicMWD, 63⁄4, 81⁄4 y 9 pulgadas.

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Picado manual de tiempos, seg

Máximo error: 4 mseg

> Picado de los tiempos de tiros de prueba de velocidad en el fondo del pozo. Las marcas verticales (enrojo) en los primeros quiebres muestran el éxito inicial del procesamiento en el fondo del pozo que utilizaun nuevo algoritmo desarrollado por Schlumberger (izquierda). Estos tiempos de tránsito se transmiten ala superficie y se correlacionan bien con los picados manuales de los datos de formas de onda descar-gados posteriormente de la memoria de la herramienta, una vez que ésta llega a la superficie (derecha).

42 Oilfield Review

Riesgos de perforación en el Mar CaspioEn el sector sur del Mar Caspio, la complejaestructura geológica existente planteaba fuertesdesafíos al grupo de perforación de BP. En uncaso, el objetivo consistía en perforar un pozoexploratorio para evaluar la formación Fasila delPlioceno. Las numerosas fallas que rodeabanesta estructura de inclinación pronunciada y lasaltas presiones de poro en su cima, llevaron a BPa considerar un nuevo enfoque. La compañíadecidió perforar el pozo desde una posición fuerade la estructura, perforando en forma direccionaldentro de la formación Fasila para evitar laszonas sobrepresionadas y sortear el complejofallamiento (abajo).

Esta estrategia de perforación requería unconocimiento exhaustivo de la geología. Los ries-gos de perforación anticipados a partir de las imá-genes sísmicas de superficie, estaban en granparte empañados por la complejidad de la estruc-tura y por la presencia de pocos reflectores identi-ficables en gran parte de la sección en cuestión.Para complicar aún más las cosas, la incertidum-

bre en cuanto a la profundidad vertical para elpicado sísmico correspondiente a la cima delyacimiento era de 700 m [2300 pies]. En estazona, las formaciones son muy blandas para utili-zar la barrena como fuente sísmica. BP ySchlumberger decidieron recurrir a la técnicaSeismicMWD para enfrentar estos desafíos comoparte de la iniciativa Perforación sin Sorpresas(NDS, por sus siglas en inglés).10

La prevención de riesgos de perforación sinnecesidad de efectuar correcciones fundamenta-les en la trayectoria del pozo dependía del posi-cionamiento preciso y en tiempo real de labarrena en la sección sísmica. BP y Schlumbergerlo lograron efectuando, por primera vez en la his-toria de la perforación, un levantamiento sísmicocon desplazamiento de fuente y receptores(walk-above survey) con la técnica SeismicMWD.

Se colocó una fuente a bordo de una barcaza,posicionada verticalmente por encima del receptorLWD, utilizando el sistema de navegación y posi-cionamiento sísmico SWINGS (próxima página,arriba). Los datos se registraron durante los empal-

mes de la columna de perforación y durante viajesde entrada y salida del pozo. Los datos de tiros deprueba de velocidad se enviaron a la superficie entiempo real mediante un sistema de transmisiónde pulsos a través del lodo. En la superficie, uningeniero de Schlumberger controlaba la calidadde los mismos. Luego se transmitieron a un geofí-sico de operaciones y a un procesador de señalesen tierra. Los datos de formas de onda y los parestiempo-profundidad, descargados de la memoriade la herramienta SeismicMWD durante los pos-teriores viajes de barrena, se utilizaron para pro-cesar la imagen del VSP con desplazamiento defuente y receptores, así como para validar losresultados en tiempo real.

La conversión de tiempo a profundidad de losdatos de tiros de prueba de velocidad en tiemporeal se ajustaba bien a los datos pronosticados porla relación tiempo-profundidad anterior, mante-niéndose esa correlación hasta los 3500 m [11,500pies] de profundidad vertical verdadera (TVD, porsus siglas en inglés). Debajo de este punto, sinembargo, la disparidad entre la posición estimaday observada de la barrena, era importante al igualque la incertidumbre respecto de la profundidaddel objetivo. Gracias a la técnica SeismicMWD, BPlogró posicionar la barrena en la imagen sísmicasin interrumpir la perforación y pudo reducir sus-tancialmente la incertidumbre mientras perforabaesta compleja estructura.

Se adquirieron 63 niveles de datos de compo-nentes axiales—movimiento alineado paralelo ala trayectoria del pozo—sin producir impactoalguno sobre el proceso de perforación que conti-nuó sin obstáculos a la eficaz velocidad de 400 m[1310 pies] por día.11 Dados los costos diarios delequipo de perforación, 84,000 dólares estadouni-denses, era esencial la ejecución de una operaciónde perforación sin problemas. La operación con latécnica SeismicMWD permitió eliminar la necesi-dad de efectuar un levantamiento con cable, locual se tradujo en un ahorro de 12 horas de tiempode equipo de perforación.

El sistema de detección automática de los pri-meros arribos en el pozo funcionó perfectamentebien. Los tiempos de tránsito de los tiros de pruebade velocidad en tiempo real mostraron una desvia-ción de sólo 1 ms con respecto a los picadosmanuales en los datos descargados de la memoriade la herramienta. Lamentablemente, una fallatemporaria en la grúa de la barcaza que alojaba lafuente impidió la adquisición de varios niveles enla parte media del intervalo. No obstante, con losdatos de tiros de prueba de velocidad en tiemporeal, se redujeron las incertidumbres respecto de laprofundidad de 700 m a menos de 10 m [33 pies],volviendo más manejable el complejo escenario ypermitiendo que se procediera con la perforación.

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Distancia, m6000 7000 8000 9000 10,000

Alta presión y fallamientosobre la cima

Zonaobjetivo

Incertidumbre sobre laprofundidad del objetivo

> Perforación con riesgos e incertidumbres. El pozo de BP destinadoa probar la formación Fasila en el sur del Mar Caspio debió evitar losriesgos que se presentaban en la cima de una estructura compleja.Había gran incertidumbre respecto de la profundidad. En este caso,había una incertidumbre de 700 m [2300 pies] en cuanto a la profundi-dad del objetivo debido a la presencia de campos de velocidad sís-mica complejos en los estratos adyacentes. Los planes de perfora-ción se basaron en información sísmica de superficie, convertida detiempo a profundidad mediante modelos de velocidad que no puedentener en cuenta estas complejidades.

Verano de 2002 43

Una vez revestido el pozo y utilizando lamisma fuente, se registró un VSP con cable entodo el intervalo con el generador de ImágenesSísmicas de Arreglo ASI de Schlumberger. Losdatos de tres componentes y la alta calidad delVSP registrado con cable, constituían una buenareferencia para verificar la calidad de los datos dela herramienta SeismicMWD.12 Los resultados delos tiros de prueba de velocidad LWD en tiemporeal se ajustaban bien a los de la herramienta ASI(abajo, a la derecha).13

Especialistas de Schlumberger, BP y elInstituto de Tecnología de Massachussets (MIT,por sus siglas en inglés), Cambridge, EUA, utiliza-ron los datos adquiridos con cable para evaluar lacalidad de los datos LWD y determinar la posibi-lidad de extender la aplicación SeismicMWD delos meros tiros de prueba de velocidad a la gene-ración de imágenes de la formación que seencuentra delante y alrededor de la barrena. Aesa altura de la prueba de campo, la herramientaexperimental contenía filtros pasa bajos, pero seobservó que las imágenes SeismicMWD eran decalidad superior a las imágenes sísmicas desuperficie, aunque de menor resolución que lasimágenes de la herramienta ASI de componentesmúltiples.14 Por otra parte, el grupo logró identifi-car el potencial de registrar componentes múlti-ples con la herramienta SeismicMWD paramejorar la calidad de la imagen. Además, éstapermitiría la utilización de datos de ondas decorte convertidas para reducir posibles transfor-maciones artificiales. La promesa de que losdatos de componentes múltiples mejorarían lacalidad y resolución de la imagen se ha concre-tado en un caso más reciente (véase“Componentes múltiples y canales en un áreamarina de África Occidental,” página 45).

Reducción del riesgo operativo en BrasilLos planes de BP de perforar el pozo exploratoriovertical B-2 frente a la costa de Brasil tambiénexigían un examen exhaustivo de las complejida-des operativas. En primer lugar, el campo develocidad sísmica era poco conocido. El modelode velocidad se había construido utilizando infor-mación del pozo más cercano—el pozo B-1 ubi-cado a 50 km [30 millas] de distancia—con datosde tiros de prueba de velocidad, arrojando un

10% de incertidumbre en cuanto a la profundi-dad. En segundo lugar, para mantener el pozoexploratorio B-2 vertical, éste tendría que pene-trar el objetivo primario superior del yacimientojusto debajo de una prominente falla sin sello. Elperforador quería asentar el revestidor de 135⁄8pulgadas debajo de la falla, pero por encima delyacimiento para evitar las pérdidas de fluidosfrente a la falla.

10. Bratton et al, Referencia 2.11. Harrold T, Poole A, Nelson L, Hawthorn A y Underhill W:

“Seismic Measurement While Drilling in Azerbaijan andBrazil,” artículo de las SPE/IADC 74539, presentado en laConferencia de Perforación de las SPE/IADC, Dallas,Texas, EUA, 26 al 28 de febrero de 2002.

12. La adquisición de tres componentes de la señal sísmicaaporta más información sobre las ondas que llegandesde afuera del plano definido por la ubicación delpozo y la fuente, y ayuda a identificar las ondas compre-sionales y las de corte para obtener mejores imágenes.Los hidrófonos registran las variaciones de presión en el fluido de pozo y no suelen utilizarse en herramientaspara registrar sísmica de pozo con cable.

13. Los niveles que faltan generaron una discontinuidad enlos datos que se tuvo en cuenta al comparar los datosVSP adquiridos con cable con los datos de la herra-mienta SeismicMWD.

14. Haldorsen J, Krasovec M, Raikes S, Harrold T, Day DN yClippard JD: “Comparison of Full WaveformSeismicMWD and Conventional VSP Data from the SouthCaspian,” artículo Z-99, presentado en la 64ta.Conferencia y Exhibición de la EAGE, Florencia, Italia, 27 al 30 de mayo de 2002.

> Vista desde la barcaza en la que se desplegó la fuente durante un levantamiento SeismicMWD en elsur del Mar Caspio. El camión grúa mostrado en el primer plano se utilizó para desplegar el cañón deaire desde la barcaza de trabajo. En el fondo, se puede ver el equipo de perforación.

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Datos SeismicMWDfaltantes debido a unafalla en la grúa

Incidencia vertical del VSP, pozo entubadoIncidencia vertical del levantamiento SeismicMWD, pozo abierto

> Gráfica de tiempo versus profundidad que compara los datos SeismicMWD con los datosVSP adquiridos con cable. Un error promedio de 3 ms entre ambos se traduce en una diferen-cia de profundidad de 10 m. Con la herramienta SeismicMWD, la incertidumbre respecto a laprofundidad del objetivo Fasila fue de sólo 10 m contra los 700 m resultantes de las imágenessísmicas de superficie.

La clave para abordar la cuestión de la fallasería emplazar correctamente el revestidor de135⁄8 pulgadas. La proximidad de la falla con res-pecto al objetivo representaba una limitación.Con un rango de incertidumbre del 10%, se super-ponían las profundidades del objetivo con la de lafalla, de modo que no podía garantizarse la colo-cación del revestidor exactamente donde eranecesario; es decir debajo de la falla y encima delobjetivo superior (derecha). Durante la planifica-ción de la perforación, BP consideró interrumpir laperforación para registrar un VSP con cable a unaprofundidad más somera. Pero aún con los datosadicionales, las incertidumbres en cuanto a laprofundidad seguirían siendo inaceptables. Serequería una solución en tiempo real para hacerun seguimiento más preciso del avance de la per-foración en la imagen sísmica de superficie, demodo que BP optó por la técnica SeismicMWD.

Los datos de tiros de prueba de velocidad entiempo real adquiridos con la herramientaSeismicMWD permitieron reducir la incertidum-bre al 1% (abajo, a la derecha). En consecuencia,el revestidor de 135⁄8 pulgadas se colocó con éxitoentre la falla y el objetivo en el yacimiento.

La relación tiempo-profundidad derivada delos datos de tiros de prueba de velocidad en elpozo B-1 era muy diferente de las estimacionesprevias a la perforación obtenidas de las medicio-nes sísmicas de superficie y de lo encontrado enel pozo exploratorio (arriba). Los objetivos se

44 Oilfield Review

15. Kolla V, Bourges P, Urruty J-M y Safa P: “Evolution ofDeep-Water Tertiary Sinuous Channels Offshore Angola(West Africa) and Implications for ReservoirArchitecture,” Boletín 85 de la AAPG, no. 8 (Agosto de 2001): 1373–1405.

16. Beydoun W, Biteau J-J y Cardoso S: “GeophysicalChallenges and Opportunities of the Deep WaterAngolan Offshore,” The Leading Edge 18, no. 5 (Mayo de 1999): 604–607.

Objetivo

Incertidumbre acercade la profundidadde la falla

Incertidumbre acercade la profundidaddel objetivo

SO NE

> La selección de la profundidad de revestimientoen Brasil se vio complicada por las incertidum-bres acerca de la profundidad. Con 10% de error,tanto para la falla sin sello como para el tope delobjetivo superior, el margen de error correspon-diente a ambas profundidades se superponedebido a la proximidad de la falla respecto delyacimiento. Con la información disponible, la deci-sión respecto de la profundidad de asentamientodel revestidor de 135⁄8 pulgadas es riesgosa.

Incertidumbre acercade la profundidadde la falla

Incertidumbre acercade la profundidaddel objetivo

Ventana deprofundidad paraasentar el revestidor

Objetivo

SO NE

> Incertidumbre reducida a un nivel manejablecon la información de la técnica SeismicMWD.Los datos SeismicMWD permitieron reducir sus-tancialmente los errores asociados con la pro-fundidad de la falla y con la profundidad del topedel yacimiento; a un 1%. Así, quedó claramentedefinida la ventana sobre la cual asentar elrevestidor de 135⁄8 pulgadas y se logró perforarcon éxito este pozo brasileño.

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ResultadosSeismicMWD

Predicción

Datos de tiros de prueba develocidad en el Pozo B-1Pozo B-1

Predicción del Pozo B-2Datos de tiros de pruebade velocidad en el Pozo B-2Tendencia en el Pozo B-2

> Comparación de diferentes modelos de la relación tiempo-profundidad. Los datos de tiros deprueba de velocidad del pozo anterior B-1, el pozo más cercano con información de tiros deprueba de velocidad, muestra una relación tiempo-profundidad completamente diferente. Larelación tiempo-profundidad extraída de los datos SeismicMWD confirmó la tendencia pronos-ticada, pero muestra un desplazamiento equivalente a un error de 80 m [260 pies] respecto dela profundidad. Es probable que sobre esta base se hubiera colocado el revestidor de 135⁄8 pul-gadas sobre la falla sin sello, poniendo en riesgo las futuras operaciones de perforación en elpozo B-2.

Verano de 2002 45

encontraron a una profundidad de 80 m [260 pies]mayor que la pronosticada por la correlacióntiempo-profundidad original, con lo cual el reves-tidor de 135⁄8 pulgadas se habría colocado proba-blemente encima de la falla si el programa deperforación del pozo hubiera respetado el planoriginal.

La técnica SeismicMWD, seleccionada en uncomienzo por BP para reducir los riesgos operati-vos en este complejo escenario exploratorio,también ofrecía otros beneficios. Los costos ope-rativos bajaron sustancialmente ya que se evita-ron al menos dos VSPs registrados con cable y seredujo el tiempo total del equipo de perforación.La nueva técnica también aportaba al equipogeotécnico valiosa información de velocidad paramejorar sus modelos antes de programar futurasoperaciones en el área.

Componentes múltiples y canales en un área marina de África OccidentalLos ejemplos anteriores demuestran cómo lainformación sísmica en tiempo real beneficia alproceso de perforación, donde la complejidad delas estructuras aumenta como resultado de lasambigüedades observadas en las imágenes sísmi-cas de superficie. También existen campos estrati-gráficamente complejos donde la nueva técnicaSeismicMWD podría aportar beneficios similares,pero para crear imágenes de lo que está delantede la barrena durante la perforación, se necesitandatos sísmicos de componentes múltiples.

La perforación en aguas profundas en un áreamarina de África Occidental se ha concentrado enlos yacimientos de areniscas turbidíticas delTerciario. Estas areniscas fueron depositadas enuna serie de canales sinuosos de aguas profun-das, a medida que grandes volúmenes de sedi-mentos provenientes del cratón africanoingresaron en el margen de Angola.15 Las moder-nas técnicas de sísmica 3D de superficie contri-buyen a definir canales Terciarios simples (arribaa la derecha).16 Sin embargo, la capacidad de losgeocientíficos de definir un yacimiento utilizandoimágenes sísmicas se reduce a medida queaumenta la complejidad de los sistemas de cana-les. Por ejemplo, generalmente es muy compli-cado resolver secciones de canales apilados muypotentes—60 a 80 m [200 a 260 pies]—utili-zando imágenes sísmicas (derecha).

Este menor conocimiento del subsuelo obsta-culiza los esfuerzos de los perforadores que nece-sitan ubicar la barrena con exactitud dentro delyacimiento. Los pozos cuyo objetivo son yaci-mientos de canales apilados suelen tener trayec-torias muy desviadas para poder intersectar todaslas areniscas posibles. Las técnicas para registrarsísmica de pozo con cable, incluyendo los VSPs

con desplazamientos múltiples de la fuente y condesplazamiento de fuente y receptores, se utilizanen general para delinear estos yacimientos com-plejos y mejorar el diseño de pozos de drenaje apartir de pozos piloto verticales. Los registros concable suelen realizarse durante las carreras inter-medias de registros o al final de la perforación,por lo que no aportan información en tiempo realpara utilizar durante el direccionamiento del pozo.

Frente a las costas de África Occidental, loscostos de perforación de pozos en aguas profundassuperan los 20 millones de dólares estadouniden-ses por pozo, y los niveles de producción mínimosrequeridos para que un pozo resulte económica-mente viable actualmente ascienden a 10,000 B/D[1590 m3/d]. TotalFinaElf (TFE) está explorando

métodos alternativos para reducir costos, mitigarriesgos y aumentar la producción mediante laconexión con una mayor cantidad de zonas pro-ductivas en el yacimiento. En esta área, las varia-ciones laterales observadas en el campo develocidad pueden hacer que un pozo se perforeencima o debajo del objetivo buscado, aumen-tando considerablemente el riesgo de perforaciónde pozos de drenaje horizontales. El ajuste deestas variaciones mediante el conocimiento entiempo real de la relación tiempo-profundidadpuede contribuir a reducir el riesgo. Por eso, TFEdecidió examinar el potencial de la herramientaSeismicMWD para mejorar el emplazamiento depozos de drenaje horizontales en estas complejassecuencias de canales turbidíticos.

> Canales marinos profundos de edad Terciaria en un área marina de África Occidental vistos desdearriba, mediante la utilización de técnicas modernas de mapeo de atributos sísmicos. Los actualesdatos sísmicos 3D de superficie de alta resolución permiten el seguimiento de canales turbidíticossimples. Sin embargo, los complejos sistemas de canales apilados siguen siendo objetivos de perforación riesgosos.

> Corte esquemático que muestra la compleja secuencia de canales apilados. Para atravesar mayorsuperficie del yacimiento con pozos de producción horizontales y reducir la frecuencia de desvíos, esnecesario entender claramente estas secuencias complejas.

En el año 2001, TFE programó un pozo de dre-naje a partir de un pozo geológico piloto. Seregistró un VSP con cable desde el pozo pilotopara contribuir a determinar la posición exactadel objetivo a utilizar en el diseño del pozo dedrenaje. La proximidad del pozo de drenaje res-pecto del pozo piloto ofrecía a TFE una oportuni-dad ideal para probar la herramientaSeismicMWD.

TFE y Schlumberger realizaron una prueba decampo de la técnica SeismicMWD en las aguasprofundas de Angola; profundidad del agua iguala 1350 m [4430 pies]. Se corrió una herramientaSeismicMWD de componentes múltiples experi-mental, alojada en el BHA, en combinación con laherramienta de Densidad-Neutrón AzimutalADN, la herramienta de Resistividad de ArregloCompensada ARC y sensores MWD (arriba). Estaversión experimental de la herramienta contabacon una tecnología de cuatro componentes (4C),equipada con tres geófonos ortogonales y unhidrófono. Dado que era la primera vez que seadquirían datos de cuatro componentes con laherramienta SeismicMWD, se agregaron variosobjetivos para evaluar la utilidad de la técnica(izquierda).

Para evaluar la calidad de los datos, se com-pararon los datos de la herramientaSeismicMWD en el pozo de drenaje con datosVSP previos adquiridos con cable en el pozopiloto. También se probó una reducción del espa-ciamiento de niveles de adquisición durante ellevantamiento SeismicMWD, registrando no sólodurante los momentos de calma de empalme dela columna de perforación sino también a inter-valos intermedios; 14 m [45 pies]. El aumento dedensidad de niveles de adquisición mejora lacalidad y la resolución de la imagenSeismicMWD. Los niveles registrados durantelos empalmes no incidieron en las operacionesde perforación, mientras que el espaciamiento deniveles intermedios implicó sólo ocho minutospara cada nivel registrado. Los registrosSeismicMWD y VSP se consideraron compara-bles: el pozo de drenaje estaba cerca del pozo

46 Oilfield Review

Barrena de81⁄2 pulgadas

Estabilizadores7.3 m

Longitud total=36 m

Herramienta deDensidad-Neutrón Azimutal ADN Herramienta SeismicMWD Inclinación y azimut MWD

Herramienta de Resistividad de ArregloCompensada ARC; rayos gamma, presión

> Arreglo de fondo. Otras herramientas LWD, incluyendo herramienta de Densidad-Neutrón Azimutal ADN y la de Resistividad de Arreglo CompensadaARC, acompañaron a la herramienta SeismicMWD.

Arribodirecto

Reflexión

Ondasde tubo

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Geofóno de tres componentes Hidrófono

Z X Y

Profundidad Profundidad Profundidad Profundidad

> Datos sísmicos apilados de cuatro componentes (4C). Los datos sísmicos de cuatro componentesobtenidas en el pozo de prueba de campo de TFE, muestran los primeros quiebres fácilmente picadosy revelan ondas reflejadas ascendentes de buena calidad en los datos axiales o la componente Z delos geófonos (izquierda). La componente Z está orientada a lo largo del eje del BHA y con las compo-nentes X e Y forman tres direcciones ortogonales. Los arribos directos se ven claramente en las cua-tro componentes. Los eventos ascendentes en los tiempos tardíos de los datos de los hidrófonos sonondas de tubo generadas por el arribo directo en la zapata del revestidor de 95⁄8 pulgadas (derecha).

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Tiempo de tránsito sísmico

50 m

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VSP adquiridocon cable en

el pozo piloto

Derivacióndel pozo

Derivación del pozo

Zapata delrevestidor de95⁄8 pulgadas

Sección vertical

~100 m

Resultados de laherramienta

SeismicMWD enel pozo de drenaje

Datos obtenidos a cableDatos SeismicMWD

> Comparación de datos de tiempo convertidos a profundidad adquiridos por la herramienta SeismicMWD con los correspondientes a un VSP adquirido con cable. Los datos de tiempo convertidosa profundidad de la herramienta SeismicMWD en el pozo de drenaje y los de un VSP obtenidos concable en el pozo original se superponen hasta donde divergen el pozo original y el de drenaje. La compa-ración nuevamente convalida la capacidad de la herramienta SeismicMWD para adquirir información dela relación tiempo-profundidad.

Verano de 2002 47

original; ambos levantamientos investigaron elmismo volumen de estratos; y los dos conjuntosde datos fueron adquiridos de la misma manera;es decir, con desplazamiento de fuente y recep-tores, utilizando la misma fuente sísmica. Sinembargo, el VSP con cable se registró con unamayor densidad de niveles (10 m), mejorando asíla resolución de sus imágenes.

Los tiempos de tránsito registrados, descar-gados posteriormente de la memoria de la herra-mienta SeismicMWD, se correlacionaban biencon los datos registrados con cable. Las únicasdesviaciones importantes estaban relacionadascon la diferencia en las posiciones de lospozos—el pozo de drenaje estaba en una posi-ción más alta que el original—poniendo así derelieve las aplicaciones de esta técnica en loreferente a la relación tiempo-profundidad yposicionamiento de la barrena en la sísmica desuperficie (página anterior, abajo). Por otra parte,los datos de geófonos y los de hidrófonos obteni-dos con la herramienta SeismicMWD mostraronbuenos ajustes de la relación tiempo-profundi-dad (derecha). No se contó con datos de tiempode tránsito en tiempo real debido a un error deinicialización de la herramienta antes de serbajada al pozo.

Los datos de geófonos de componentes múl-tiples provenientes de la herramientaSeismicMWD permitieron a los geofísicos de TFEy Schlumberger determinar la dirección de propa-gación de las ondas sísmicas, lo cual es crucialen el procesamiento de los VSPs. Los geófonosson mejores que los hidrófonos en cuanto a lageneración de datos sísmicos que se utilizanpara obtener imágenes de lo que está delante dela barrena, porque el campo de ondas ascenden-tes no está contaminado por las ondas de tuboconvertidas; problema muy común observado enlos datos de los hidrófonos.17 La prueba demostróque el geófono de tres componentes alojado enel BHA, provee datos de buena calidad y quepodría aportar estas mediciones en pozos muydesviados. La calidad de la imagen SeismicMWDfue tan buena como la de las imágenes sísmicas3D de superficie de alta resolución (derecha). Laherramienta experimental alcanzó una resoluciónaceptable a pesar de la utilización intencional de

un filtro pasabanda que removió las frecuenciasmás altas de los datos, reduciendo así la resolu-ción efectiva de la imagen. Las nuevas herra-mientas SeismicMWD no tienen este filtro, conlo cual se mejora la calidad general de la imagencon respecto a las herramientas anteriores.

Los datos de cuatro componentes pueden uti-lizarse de distintas formas a fin de mejorar lacalidad del producto y para otras aplicacionesnuevas. Por ejemplo, es posible aplicar los datosde hidrófonos a tiros de prueba de velocidad en

pozos verticales y entubados donde el acopla-miento de los geófonos puede ser impredecible.En pozos horizontales, los hidrófonos no aportaninformación direccional pero ayudan a los proce-sadores sísmicos porque ofrecen datos con-sistentes, mientras que los geófonos pueden sermenos sensibles a las ondas que se propaganverticalmente. Los datos de los geófonos de trescomponentes pueden rotarse en la dirección demáxima energía para una mejor relación señal-ruido en la detección de los primeros arribos.

17. Las ondas de tubo son múltiples de ondas que se propa-gan en forma ascendente y descendente por el fluidodel pozo, y que pueden dominar la porción tardía de losdatos de formas de onda. Los hidrófonos son especial-mente susceptibles a los efectos de estas ondas porqueresponden a cambios de presión en el pozo, mientrasque los geófonos están conectados a la formación y sonmenos susceptibles.Para más detalles sobre la sensibilidad de geófonos ehidrófonos a las ondas de tubo, consulte: Zimmerman LJy Chen ST: “Comparison of Vertical Seismic ProfilingTechniques,” Geophysics 58, no. 1 (Enero de 1993):134–140.

Prof

undi

dad

50 m

Tiempo de tránsito sísmico50 ms

GeófonoHidrófono

> Comportamiento de los hidrófonos respecto de los tiempos de tiros de prueba de velocidad. Enpozos verticales y entubados, los geófonos fijados en el arreglo de fondo a menudo no se acoplan a laformación. La prueba de campo demostró que los hidrófonos, si bien se ven afectados por las ondasde tubo, producen datos válidos de tiros de prueba de velocidad. Además aportan redundancia encaso de fallas de los geófonos.

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Imágenes sísmicasde superficie eimágenes SeismicMWD

Distancia horizontal

Porción de laimagen sísmicade superficie removida

ImagenSesimicMWD

insertada

> Comparación entre imágenes sísmicas de superficie e imágenes VSP generadas con la técnicaSeismicMWD. Como parte de la prueba de campo de África Occidental, se evaluó y comparó la cali-dad de la imagen SeismicMWD con las imágenes sísmicas 3D de superficie de alta resolución. Dentrode la sección sísmica (izquierda), se ha removido y desplazado hacia la derecha una porción repre-sentativa de las imágenes de superficie. Las imágenes SeismicMWD se han colocado sobre la imagensísmica de superficie con fines comparativos (recuadro de la izquierda). Las imágenes SeismicMWDmuestran claramente el adelgazamiento y espesamiento de las diversas capas. La calidad de las imá-genes resultó buena, considerando que esta versión de la herramienta para prueba de campo limitabael ancho de banda disponible que podría utilizarse en el procesamiento. Este filtro no impone limita-ciones sobre las herramientas más nuevas.

Por otra parte, la utilización simultánea de todos loscomponentes puede determinar la dirección de losarribos con respecto a la fuente y así contribuir aeliminar ciertas ambigüedades en las imágenes.Los datos de tres componentes también abren laposibilidad de procesar ondas de corte con susnumerosas aplicaciones.18 Con los datos de cuatrocomponentes, también pueden realizarse levanta-mientos de proximidad de la sal en tiempo realcerca de domos salinos, para determinar la posiciónde la barrena con respecto a los flancos de la sal.

Durante el trabajo con la herramientaSeismicMWD, la interferencia con la operación deperforación fue mínima y, según TFE, se vio másque compensada con los beneficios aportados porla técnica. Los especialistas en perforación, geolo-gía y geofísica de TFE esperan que esta tecnologíapermita aumentar aún más la rentabilidad de lasoperaciones en esta área, a través de sus nume-rosas aplicaciones. Integrados con las imágenessísmicas de superficie y demás información, losdatos SeismicMWD pueden ayudar a corregir yrefinar las profundidades del objetivo de perfora-ción y, en el futuro cercano, permitirán obtenerimágenes en tiempo real de lo que está delante dela barrena. Esto a su vez posibilitará a TFE optimi-zar la trayectoria del pozo a medida que progresala perforación, reduciendo así la cantidad de pozosdesviados necesarios para alcanzar los objetivos

de producción. La generación de imágenes sísmi-cas en tiempo real permitirá definir canales deareniscas complejos, ayudando a los perforadoresa contactar más extensión de yacimiento con labarrena, lo cual permite mejorar tanto la produc-ción como la recuperación general con menospozos piloto y de drenaje.

Planificación y secuencia de tareasAntes de utilizar el método SeismicMWD, debenestablecerse con claridad los roles y responsabili-dades para la planificación y ejecución de los tra-bajos. Los objetivos del levantamiento debensiempre fijarse con toda claridad. Esto resulta deespecial importancia en operaciones particular-mente complejas. Por ejemplo:• ¿Tiene el trabajo como único objetivo lograr el

posicionamiento de la barrena en tiempo real enla imagen sísmica de superficie?

• ¿Qué incertidumbres existen en cuanto a inter-sectar los objetivos buscados y los riesgos deperforación?

• ¿Se utilizarán velocidades de intervalos paraestimar la presión de poro?19

• ¿Se necesitan imágenes de lo que está delantede la barrena y, si así fuera, en qué tiempo?

• ¿Se necesita un geofísico en la localización delpozo para el procesamiento e interpretación entiempo real?

• Por otra parte, ¿qué equipos y qué personal—fuentes, barcazas, grúas y operadores—esnecesario asegurar y movilizar para garantizarel éxito del trabajo?

Las respuestas a éstas y otras preguntas dic-taminan cómo se configura, corre y procesa ellevantamiento. Cuando se diseña un VSP, el mode-lado previo a la ejecución del trabajo ayuda adeterminar la cantidad de niveles requeridos y lacorrecta geometría del levantamiento, incluyendolas posiciones de las fuentes y los receptores, asícomo el espaciamiento óptimo entre receptores.Si bien las operaciones típicas con la herramientaSeismicMWD producen un efecto mínimo sobre elproceso de perforación, el aumento de la densidadde niveles exige coordinación adicional con el per-sonal de perforación.

La correcta secuencia de tareas se torna aúnmás crítica cuando se requieren decisiones entiempo real que inciden sobre la seguridad y loscostos. Schlumberger ha construido la infraes-tructura y ha desarrollado numerosas herramien-tas y aplicaciones que ayudan a controlar esteproceso. La aplicación de procesamiento decampo WAVE Q-Borehole de Schlumberger, porejemplo, permitirá que se realice el procesa-miento y el control de calidad de los datosSeismicMWD con una computadora personal(PC) en cualquier parte del mundo (arriba).

48 Oilfield Review

Mediante correo electrónico o el sistema InterACT después de cada descarga de la memoria de la herramienta:datos de forma de onda almacenados en la memoria de la herramienta y salidas de la aplicación WAVE

Mediante correo electrónico o el sistema InterACT después de cada nivel:profundidad medida, profundidad vertical verdadera, tiempo de tránsito, tiempo detransito corregido, datos del levantamiento, salidas de la aplicación Bit On Seismic

Control de calidadAplicación

Bit On SeismicProcesamiento de formasde ondas sísmicas WAVE

DCS local

Datos sin procesar y salidas de las

aplicaciones Bit On Seismic y WAVE

Control de calidad y resultados

del procesamiento sísmico

Toma de decisiones delcliente en tiempo real

Ingeniero de pozoespecialista

en SeismicMWD

Aplicación Bit On Seismic

Procesamiento de formasde ondas sísmicas WAVE

Ventas de sísmica de pozo

Control de calidadAplicación Bit On SeismicProcesamiento de formasde ondas sísmicas WAVE

Representante del clienteen el sitio del pozo

> Secuencia de tareas de la técnica SeismicMWD. Una secuencia de tareas bien planificada es esencial para proveer soluciones exitosas entiempo real. El centro de Servicios de Datos y Consultoría (DCS, por sus siglas en inglés) pertinente se comunica con el ingeniero de pozo acargo del levantamiento SeismicMWD, como mínimo dos semanas antes del inicio de los trabajos para proveer los datos y la información quecorresponda. Previo al comienzo de los trabajos, se deben completar el plan de adquisición y la configuración de la herramienta. Durante laadquisición, el ingeniero de pozo controla la calidad de los datos y actualiza al DCS diariamente, o luego de cada nivel, con datos en tiemporeal e información del trabajo. Se controla la calidad de los datos y se los corrige antes del procesamiento en tiempo real utilizando los progra-mas Bit On Seismic y WAVE. Las respuestas en tiempo real se envían a los especialistas de la compañía operadora para la toma de decisionesy también a la localización del pozo. Después de extraer la herramienta del pozo y recuperar los datos, se inspeccionan los archivos de formasde onda para controlar su calidad utilizando el programa WAVE y luego se envían al DCS que se encarga del control de calidad y de los pasosde procesamiento sísmico necesarios.

Verano de 2002 49

Esta aplicación sintetiza todas las capacidades deprocesamiento de sísmica de pozo, para aplica-ciones de herramientas operadas a cable y aplica-ciones SeismicMWD. Es exactamente lo mismoque el procesamiento en una central de cómputosy se basa en los muchos años de experiencia deSchlumberger en esta área.

Los datos pueden transmitirse a la central deprocesamiento que corresponda a través del sis-tema de distribución de datos InterACT, basadoen la infraestructura y las herramientas de la Red.El programa de computación Bit On Seismic, den-tro de la plataforma integrada de programas deperforación Drilling Office, permite a los ingenie-ros representar gráficamente el avance de labarrena en la sección sísmica y evaluar los nive-

les de incertidumbre en cada profundidad obje-tivo (arriba). Con este proceso, las metas funda-mentales se encuentran fuertemente ligadas:hacer que el equipo perforador opere sin riesgosen dirección al objetivo buscado y actualizar enforma continua y precisa al grupo de perforaciónacerca del objetivo buscado y la ubicación de losposibles riesgos de perforación.

El próximo nivel en sísmicaEl futuro augura el desarrollo continuo de la téc-nica SeismicMWD y el advenimiento de otrasaplicaciones sísmicas que beneficiarán a toda lacomunidad de perforación. Schlumberger ya hagenerado imágenes VSP de alta calidad con laherramienta SeismicMWD. Los avances inmi-nentes en los sistemas de telemetría MWD, conla transmisión de formas de onda en tiempo realy el procesamiento en sitio, incluyendo los pro-gramas WAVE y Bit On Seismic, hacen de lasimágenes sísmicas en tiempo real el próximonivel para el perforador. Estas capacidades entiempo real que permiten observar lo que estádelante de la barrena, han captado la atención de

toda la comunidad de perforación, debido a suimpacto económico sobre las operaciones deE&P a nivel mundial. El correcto emplazamientodel pozo a través de yacimientos múltiples utili-zando información de la relación tiempo-profun-didad más exacta e imágenes sísmicas de lo queestá delante de la barrena, la prevención de ries-gos utilizando estimaciones de presión de poro ylos levantamientos de proximidad de la sal entiempo real se encuentran a la vuelta de laesquina.

Schlumberger está en condiciones de proveeruna amplia gama de tecnologías específicas pararegistrar sísmica de pozo, incluyendo herramien-tas operadas a cable, el método Drill-Bit Seismicy ahora la nueva técnica SeismicMWD. Estanueva tecnología es particularmente útil para losgrupos de perforación que trabajan en un mundodonde cada hora no productiva se traduce enpérdidas de miles de dólares, donde la infor-mación que llega tarde genera menos valor y laque llega a tiempo para incidir en las decisionesde perforación puede traducirse en un pozo pro-ductivo. —MG

> Localización de la barrena. La aplicación Bit On Seismic facilita el conocimiento en tiempo real de laposición de la barrena en las secciones sísmicas de superficie (arriba a la derecha) y evalúa lasincertidumbres respecto de la profundidad a medida que la barrena se acerca a los objetivos (abajo a la derecha).

18. Engelmark F: “Using 4-C to Characterize Lithologies andFluids in Clastic Reservoirs,” The Leading Edge 20, no. 9(Septiembre de 2001): 1053–1055.Sayers CM, Woodward MJ y Bartman RC: “Predrill Pore-Pressure Prediction Using 4-C Seismic Data,” TheLeading Edge 20, no. 9 (Septiembre de 2001): 1056–1059.

19. Badri MA, Sayers C, Hussein RA y Graziano A: “PorePressure Prediction Data Using Seismic Velocities andLog Data in the Offshore Nile Delta, Egypt,” artículo de la SPE 68195, presentado en la Exposición de Petróleo de Medio Oriente de la SPE, Bahrain, 17 al 20 de marzo de 2001.

Pruebas de formación y obtención de muestras de fluidos a través del revestimiento

Una innovadora herramienta de pruebas de formación perfora a través del revestidor

de acero, el cemento y la roca para medir las presiones del yacimiento y obtener

muestras del fluido de formación. A diferencia de otros dispositivos utilizados en

pozos entubados, esta nueva herramienta tapona el orificio que perfora, aislando la

formación del pozo después de realizadas las pruebas. Debido a esta singular capaci-

dad para sellar los orificios, los operadores pueden reanudar la producción sin nece-

sidad de efectuar costosas reparaciones del revestidor o la cementación.

Módulo de probeta

Cartucho depotencia

Módulo de cámarapara muestras

Módulo de controlde la perforación

Nueva herramienta para pruebas de formación y obtención de muestras de fluidos en pozos entubados. La herramientaCHDT tiene cuatro módulos, incluido un cartucho de potencia, un módulo de control, un módulo de probeta de pozoentubado y un módulo de cámara para muestras. El módulo de potencia suministra energía a través del cable. El módulode control controla las etapas de perforación y de pruebas de presión. El módulo de probeta ancla la herramienta, lasella contra el revestidor, perfora y tapona el orificio. La unidad de obtención de muestras recoge muestras de fluidos.En la fotografía superior derecha, se muestra una moneda junto a los tapones para indicar la escala de los mismos.

Keith BurgessTroy FieldsEd HarriganSugar Land, Texas, EUA

Greg M. GolichAera Energy LLCBakersfield, California, EUA

Tom MacDougallRosharon, Texas

Rusty ReevesStephen SmithKevin ThornsberryChevronTexacoNueva Orleáns, Luisiana, EUA

Brian RitchieDevon Canada CorporationCalgary, Alberta, Canadá

Roberth RiveroPetróleos de Venezuela S.A.Caracas, Venezuela

Robert SiegfriedInstituto de Tecnología del GasDesPlaines, Illinois, EUA

Por su colaboración en la preparación de este artículo seagradece a Patricia Bonilla y Juan Ceballos, Caracas,Venezuela; Kimi Ceridon, Chuck Fensky, Mario Flores, GusMelbourne, Joe Nahas, Dwight Peters y Brian Sidle, SugarLand, Texas, EUA; Beth Clark, Nueva Orleáns, Luisiana,EUA; Trent Hunter y Alan Salsman, Calgary, Alberta,Canadá; Mike Kasecky, Anchorage, Alaska, EUA; KarlKlaudi, Belle Chasse, Luisiana; y Alan Sibbit, Houston,Texas.ABC (Análisis Detrás del Revestimiento), ADN (Densidad-Neutrón Azimutal), ARC (herramienta de Resistividad deArreglo Compensada), CBT (herramienta de Adherencia delCemento), CHDT (Probador de la Dinámica de la Formaciónde Pozo Entubado), CHFR (Resistividad de la Formación enPozo Entubado), CQG (Sensor de Cristal de Cuarzo),ELANPlus, GPIT, LFA (Analizador de Fluidos Vivos), MDT(Probador Modular de la Dinámica de la Formación), OFA(Analizador Óptico de Fluidos), RFT (Multiprobador deFormaciones), RFT de Pozo Entubado, RSTPro (herramientade Control de Saturación del Yacimiento para la Sonda PSPlatform) y USI (generador de Imágenes Ultrasónicas) sonmarcas de Schlumberger. Monel es una marca de IncoAlloys Internacional, Inc.1. Bargach S, Falconer I, Maeso C, Rasmus J, Bornemann T,

Plumb R, Codazzi D, Hodenfield K, Ford G, Hartner J,Grether B y Rohler H: “LWD en tiempo real: Registrospara la perforación,” Oilfield Review 12, no. 3 (Invierno de 2001): 64–84.

2. Schlumberger: Cased Hole Log InterpretationPrinciples/Applications. Houston, Texas, EUA:Schlumberger Educational Services, 1989.

3. El Instituto de Tecnología del Gas, formado en el año2000 mediante la combinación del Gas Research Institutey del Institute of Gas Technology, es una compañía tecnológica estadounidense independiente que ofrece servicios de investigación y entrenamiento en temasrelacionados con gas natural, energía y medio ambiente.Si desea obtener mayor información, consulte: http://www.gastechnology.org/.

Verano de 2002 51

Las compañías de exploración y producción eva-lúan los yacimientos de petróleo y de gas demuchas maneras. Quizás los métodos de evalua-ción más comunes son los registros geofísicos depozo abierto, introducidos por Schlumbergerhace 75 años. Estas técnicas emplean registra-dores y equipos de control en superficie conecta-dos mediante un cable conductor a dispositivosde medición bajados al fondo del pozo queenvían las señales a la superficie. La medición yel registro de datos se pueden efectuar durantela perforación mediante técnicas desarrolladasdurante la década de 1990.1 La evaluación de for-maciones con registros de pozos entubados esmenos común porque es más difícil medir las pro-piedades de la formación a través del revestidory el cemento. A pesar de estos obstáculos, lasmediciones en pozos entubados han aportadoinformación vital desde la década de 1930.2 Lomás reciente en materia de evaluación de forma-ciones en pozos entubados, radica en la capaci-dad de medir la presión y obtener muestras defluidos sin poner en peligro la integridad delrevestimiento y la producción futura del pozo.

La presión del yacimiento es una de las pro-piedades clave que emplean los ingenieros, geó-logos y petrofísicos para caracterizar zonas deinterés. Se puede medir de varias maneras, algu-nas de las cuales también permiten la obtenciónde muestras de fluidos de la formación. ElProbador Modular de la Dinámica de la FormaciónMDT, se utiliza rutinariamente para obtener mues-tras de fluidos y medir las presiones de la forma-ción en pozos abiertos. Al permanecer estáticosdurante la operación, estos dispositivos corren elriesgo de quedarse atascados en pozos difíciles osobrepresionados, o en pozos muy desviados.

Las pruebas de formación que se efectúan a tra-vés de la columna de perforación (DST, por sus siglasen inglés), que se utilizan para medir la capacidadproductiva, la presión, la permeabilidad y la exten-sión de un yacimiento, implican el aislamiento de lazona de interés con empacadores temporales.Posteriormente, se abren las válvulas de la herra-mienta de pruebas dejando fluir el pozo, para produ-cir fluidos del yacimiento a través de la columna deperforación. Por último, el especialista en pruebascierra el pozo y las válvulas, desancla los empacado-res y extrae las herramientas del pozo. Dependiendo

de los requerimientos y objetivos, las pruebas de for-mación pueden durar menos de una hora o exten-derse durante varios días o semanas; en algunoscasos, se pueden tener varios períodos de flujo y deincremento de presión. Al igual que las operacionesde pruebas de formación con cable, los DSTs en pozoabierto también presentan riesgos mecánicos, talcomo el atascamiento de la tubería.

Cuando los riesgos para las herramientas depruebas o las pruebas de formación en pozoabierto son demasiado altos, las compañías deexploración y producción prefieren bajar el reves-tidor para evitar las pruebas en pozo abierto. Poresta razón, la capacidad de obtener muestras defluidos y medir las presiones en pozos reciente-mente entubados se convierte en una actividadcrítica.

La medición de la presión y la determinacióndel tipo de fluido que hay detrás del revesti-miento también es importante en pozos más vie-jos. Las reservas, que pueden haberse pasadopor alto por diversas razones, deben evaluarsepara estudiar el desarrollo de los campos y evitarel abandono prematuro de algunos pozos.Además, los datos provenientes de pozos entu-bados ayudan a los operadores a planificar lospozos de relleno y monitorear el progreso de lasoperaciones de recuperación secundaria, talcomo la inyección de agua, gas o vapor.

El Probador de la Dinámica de la Formaciónde Pozo Entubado CHDT es la primera herra-mienta capaz de penetrar el revestimiento, medirla presión del yacimiento, obtener muestras defluidos de formación y taponar los orificios deprueba en un solo viaje (página anterior).Schlumberger y el Instituto de Tecnología del Gas(GTI, por sus siglas en inglés) desarrollaron con-juntamente la herramienta CHDT como parte deuna iniciativa del GTI dirigida a desarrollar nue-vas formas de evaluar los pozos entubados.3

En este artículo se examinan los dispositivosprecursores de la herramienta CHDT, se describecómo opera la nueva herramienta y se discutenalgunos de los desafíos que supone desarrollaruna herramienta de pruebas de pozo entubado.Algunos ejemplos de campo demuestran laamplia variedad de aplicaciones en las cualesesta herramienta contribuye a la evaluación deformaciones.

Pruebas en pozos entubadosEn un primer intento por satisfacer las necesida-des de los operadores con respecto a la obtenciónde muestras de fluidos y a la medición de presiónen pozos entubados, Schlumberger modificó elMultiprobador de Formaciones RFT en la décadade 1980.4 El resultado fue la herramienta RFT dePozo Entubado que perfora el revestimiento conuna carga explosiva hueca (premoldeada). Aligual que sucede con todos los disparos, no esposible controlar ni predecir la longitud del túneldejado por el disparo sin conocer detalles acercadel revestidor, la cementación, la presión y la lito-logía de la formación; datos que generalmente nose encuentran disponibles (arriba a la izquierda).Después de haber realizado las pruebas y extra-ído la herramienta RFT del pozo, el túnel dejadopor el disparo se puede tapar con un parche, untapón o una cementación forzada (a presión). Estaherramienta puede hacer pruebas en dos zonaspor carrera.

Aunque este probador de pozo entubado per-mite a los operadores obtener importantes datosde presión, la calidad de las muestras de fluidosno es tan buena puesto que no se efectúan medi-ciones de las propiedades del fluido antes de laobtención de la muestra, y no hay control de lacaída de presión una vez que se abre la válvulade la cámara para muestras. El retorno del pozoa su estado productivo, puede ser difícil porqueel logro de un sello de alta calidad puede resul-tar complicado y consumir mucho tiempo.Además, la rebaba que queda en el revestidor enlos orificios de entrada del disparo puede dificul-tar operaciones futuras (arriba a la derecha). Laherramienta RFT de Pozo Entubado tiene un diá-metro externo más amplio que la herramientaCHDT, por lo que no se puede bajar en pozos dediámetro pequeño. Adicionalmente, la herra-mienta RFT de Pozo Entubado no se puede com-binar con módulos MDT.

Recientemente, la herramienta MDT se uti-lizó para obtener muestras de fluidos a través dedisparos en pozos entubados.5 Los multiprobado-res RFT de Pozo Entubado y MDT marcaronimportantes hitos en el desarrollo de la herra-mienta CHDT, ya que éstas dieron respuesta amuchos problemas de los probadores operados acable y de los DSTs en pozo abierto.

La herramienta CHDT supera las limitacionesdel probador RFT de Pozo Entubado porque per-fora túneles precisos y consistentes para laobtención de muestras de fluidos (arriba). Almismo tiempo, la herramienta CHDT permite eva-luar hasta seis zonas por carrera, triplicando asíla capacidad de la herramienta anterior. Ésta esla primera herramienta diseñada específica-mente para pruebas de formación a través delrevestimiento, capaz de medir múltiples datos depresión de formación, obtener muestras de flui-

52 Oilfield Review

> Modelo de probador de pozo entubado y resultados de la herramientaCHDT. Se perforó una sección entubada y cementada de arenisca Berea conun probador tradicional (FT) de pozo entubado y también se taladró con laherramienta CHDT (arriba). Las longitudes de los túneles dejados por los dis-paros de la herramienta RFT de Pozo Entubado no se pueden controlar. Encontraste, la herramienta CHDT crea túneles precisos y consistentes (abajo).

> Orificios de entrada dentados causados por unprobador de pozo entubado.

> Túneles y tapones CHDT. La herramienta CHDTperfora orificios de bordes lisos a través delrevestidor, el cemento y la formación. Los tapo-nes de la herramienta CHDT encajan perfecta-mente en los orificios.

Verano de 2002 53

dos de alta calidad y restablecer la integridad delrevestimiento; todo en una única operación efec-tiva en materia de costos (arriba). La herramientase puede bajar al pozo con cable, con tubería deperforación o con un tractor; dispositivo utilizadopara bajar herramientas en pozos muy desviados.

La calidad de la adherencia del cemento esuna consideración clave cuando se preparan ope-raciones con la herramienta CHDT. Si la adheren-cia es deficiente, la comunicación entre zonaspodría afectar los resultados. También es impor-tante conocer el estado del revestidor y la posi-ción de accesorios externos del revestidor, talescomo los centralizadores. Estos factores se pue-den valorar utilizando el generador de ImágenesUltrasónicas USI en combinación el registradorde la Adherencia del Cemento CBT, para evaluarla calidad del cemento y los parámetros del

revestidor. El espesor del revestidor y de la capade cemento, así como el tipo de roca afectan lafacilidad y velocidad con que se pueden perforarlos orificios de prueba.

La operación comienza con la bajada de laherramienta CHDT hasta la profundidad objetivo.Las zapatas de anclaje empujan al empacador dela herramienta contra el revestidor, a fin de crearun sello entre la superficie interna del revestidor yla herramienta. Una prueba de sello de empacadorasegura que el sello se ha establecido apropiada-mente antes de perforar el revestimiento.

Una vez verificado el sello, se comienza a per-forar con una barrena (mecha, broca, trépano)híbrida montada sobre un eje flexible. El meca-nismo de perforación está hidráulicamente ais-lado del pozo; la posición de la barrena y lapresión del fluido circundante se monitoreandesde la superficie. El fluido que rodea la barrenapuede ser fluido de terminación, como aguasalada, o fluido de perforación base aceite o baseagua. A medida que la barrena avanza a travésdel revestidor hacia el cemento, hay pequeñasvariaciones de presión que se originan por lasdiferencias de los cambios volumétricos y de lapresión de poro del cemento. A medida que laperforación penetra el cemento, se efectúanciclos de limpieza para eliminar efectivamentelos escombros existentes en el túnel, los cualesson aspirados dentro de la herramienta. Este pro-cedimiento mejora el rendimiento de perforacióny reduce el esfuerzo de torsión en la barrena. Labarrena es versátil y duradera, y está diseñadapara perforar acero, cemento y roca en una solaoperación.

Una vez que la barrena se encuentra con laformación, la presión medida se equilibra con laexistente en el yacimiento y entonces se puededetener la perforación. Si se reduce la presióndel fluido que rodea la barrena antes de la perfo-ración, se mejora la respuesta a la presióncuando se establece comunicación con la forma-ción, lo que facilita la detección de dicha res-puesta. Si se extiende el túnel perforado másadentro en la formación, se incrementa el áreade flujo para evaluar formaciones de baja perme-abilidad y aumentar la posibilidad de interceptarfracturas naturales. La herramienta puede perfo-rar hasta 15 cm [6 pulgadas] desde la superficieinterna del revestidor.

Para analizar la caída de presión, la herra-mienta CHDT puede realizar pre-ensayos múlti-ples a diversos gastos (tasas, ratas, caudales,velocidades de flujo) con volúmenes de hasta 100cm3 [6 pulgadas3]. Se realiza un pre-ensayo conel objetivo de obtener registros precisos de lapresión de formación. Este pre-ensayo tambiénindica si es posible obtener una muestra de fluidode buena calidad mediante una prueba prelimi-nar del sello hidráulico y de movilidad de pre-ensayo. La cámara de pre-ensayo de laherramienta CHDT puede llenarse, purgarse y lle-narse nuevamente. Si se realizan pre-ensayosmúltiples a diferentes profundidades de penetra-ción, es posible detectar la presencia de microa-nillos y asegurar que las mediciones de presiónde formación son repetibles. La interpretación delos pre-ensayos en el pozo tiene en cuenta la pro-fundidad de penetración en la formación en elanálisis e incluye las respuestas de presión, yasean de sensores de deformación o de cristal decuarzo CQG.

Las muestras de fluidos de la herramientaCHDT se obtienen una vez que se ha establecidouna comunicación adecuada entre la herramientay la formación. La herramienta monitorea laresistividad para la tipificación del fluido y sepuede combinar con el Analizador Óptico deFluidos OFA, el Analizador de Fluidos Vivos LFA ylos módulos de bombeo de la herramienta MDTpara realizar la tipificación avanzada del fluido yel monitoreo de la contaminación (abajo).6

4. Burgess KA, MacDougall TD, Siegfried RW y Fields TG:“Wireline-Conveyed Through-Casing Formation TesterPreserves Casing Integrity,” artículo de la SPE 72371,presentado en el Congreso de la SPE de la Región

Oriental, Canton, Ohio, EUA, 17 al 19 de octubre de 2001.5. Para mayor información sobre la obtención de muestras

de fluidos utilizando la herramienta MDT en pozos entu-bados, consulte: Hurst S, Hows M y Kurkjian A: “Cased-Hole Tester Provides Field Testing Alternative,” Oil & GasJournal 99, no. 24 (11 de junio de 2001): 49–52.

Longitud (sin módulo de muestreo)

Cámara para muestras (opcional)

Diámetro externo de la herramienta

Diámetro del revestidor

Temperatura

Presión

Apto para servicio H2S

Bajo balance máximo

Número máximo de orificios perforados y sellados†

Diámetro del orificio perforado

Penetración máxima

Resistencia a la presión del tapón

Volumen del pre-ensayo

Sensores de presión

Presión estándar del CQG

Muestreo

Identificación de fluidos

Combinable con el probador MDT

31.2 pies

9.7 pies

4 1⁄4 pulg

5 1⁄2 pulg a 9 5⁄8 pulg

350°F

20,000 lpc

Si

4000 lpc

6 por carrera

0.28 pulg

6 pulg

10,000 lpc,bidireccional

100 cm3

Sensores dedeformación y CQG

15,000 lpc

PVT y convencional

Resistividad y módulo LFA

Si‡

†Dependiente de la formación ‡Combinable con módulos MDT en revestidores de 7 pulgadas y de mayor diámetro(bombeo, OFA y cámaras para muestras PVT)

> Especificaciones de la herramienta CHDT. Estacompleja pero robusta herramienta opera enambientes de hasta 350ºF [177ºC] y 20,000 lpc [138MPa]. Su diseño modular hace que se adaptefácilmente a numerosas aplicaciones.

Cartuchode potencia

Módulo de cámaraspara muestrasmúltiplesMódulo de cámarapara muestras

Módulo decámara paramuestras

Cartuchode potencia

Módulo decontrol de laperforaciónMódulo deprobeta

Módulo de bombeo

Módulo OFA

Módulo de controlde la perforación

Módulo de probeta

> Combinaciones de la herramienta CHDT. Loscuatro módulos de la herramienta CHDT estándarse muestran a la izquierda. Los módulos del dis-positivo MDT se pueden combinar con la herra-mienta CHDT, tal como se ilustra a la derecha.

Hurst S, Hows M y Kurkjian A: “Cased-Hole TesterProvides Field Testing Alternative,” Oil & Gas Journal 99,no. 25 (18 de junio de 2001): 50–52.

6. Para mayor información sobre obtención de muestras defluidos utilizando la herramienta MDT, consulte: AndrewsRJ, Beck G, Castelijns K, Chen A, Cribbs ME, Fadnes FH,Irvine-Fortescue J, Williams S, Hashem M, JamaluddinA, Kurkjian A, Sass B, Mullins OC, Rylander E y VanDusen A: “Cuantificación de la contaminación utilizandoel color del crudo y del condensado,” Oilfield Review 13,no. 3 (Invierno de 2001/2002): 24–43.

La herramienta CHDT puede incorporar cáma-ras para muestras aptas para fluidos con H2S de1 galón [3.8 litros] de capacidad, las cuales seajustan bien a casi todos los revestimientos de51⁄2 pulgadas. El diámetro externo de las cámaraspara muestras de la herramienta MDT es de 43⁄4pulgadas; estas cámaras pueden bajarse enpozos con revestimientos de 7 pulgadas o demayor diámetro. Las cámaras para muestrasincluyen el módulo para muestras múltiples, quepuede contener seis botellas. Las botellas paramuestras múltiples son sólo para una fase y susvolúmenes son de 450 cm3 [27 pulg3] o 250 cm3

[15 pulg3]. También hay cámaras para muestrasde 1, 23⁄4 y 6 galones [3.8, 10.4 y 22.7 litros] decapacidad. Cuando se utilizan varias cámaras almismo tiempo aumenta la eficiencia.

Luego de las pruebas de formación y obten-ción de muestras de fluidos de un objetivo en par-ticular, la herramienta CHDT inserta un tapónMonel resistente a la corrosión para sellar el ori-ficio perforado en el revestimiento (arriba). Estesello metal-metal restablece la integridad delrevestimiento y es capaz de resistir una presióndiferencial de 10,000 lpc [69 MPa]. El cambio enel diámetro interno original del revestimientodespués de colocado el tapón es de sólo 0.8 mm[0.03 pulgadas]; este espesor extra, o protube-rancia, se puede eliminar sin reducir la resisten-cia a la presión del tapón.

Con el restablecimiento de la integridad delrevestimiento luego de las operaciones con laherramienta CHDT, se eliminan los costos y tiem-pos de equipo de perforación asociados con ope-raciones convencionales de carreras paraasentar tapones, cementaciones forzadas, prue-bas de presión y carreras de raspadores delrevestidor. Durante la vida de un pozo, la herra-mienta CHDT puede proporcionar informacióncapaz de confirmar o descartar la necesidad deun programa completo de disparos, porque per-

mite la realización de pruebas efectivas en mate-ria de costos, antes de efectuar operaciones dereparación o de abandono de pozos.

Los resultados de las operaciones con laherramienta CHDT se pueden integrar con losresultados de otras herramientas de evaluaciónde formaciones a través del revestimiento, talescomo los registros de Resistividad de laFormación en Pozo Entubado CHFR y los deControl de Saturación del Yacimiento RSTPro. Laevaluación de formaciones a través del revesti-miento, realizada con la integración de estosrecursos, elimina la necesidad de efectuar conje-turas que pueden desembocar en decisiones irre-versibles, costosas o subóptimas. El servicioCHDT proporciona un método efectivo en materiade costos para optimizar los planes de retermi-nación, mejorar datos de registros viejos oincompletos, valorar zonas desconocidas y eva-luar el potencial económico de los yacimientos.

La herramienta CHDT—incluso en estas pri-meras etapas de su utilización—tiene un índicede éxito de 93% en el taponamiento de orificios.Esta confiabilidad significa que las acciones deremediación pueden ser necesarias sólo en 7%de las ocasiones. Las técnicas de remediación,tales como el aislamiento con un tapón puente,la instalación de un parche en el revestimiento olas cementaciones forzadas, son típicos planesde contingencia para cuando los orificios perfora-dos por la herramienta CHDT no se pueden tapo-nar. El aumento de la confiabilidad operacional esun desafío permanente (abajo). La preparaciónprevia al trabajo es clave para alcanzar los obje-tivos planificados. Las preparaciones se planifi-can para cada trabajo en particular debido a laamplia gama de aplicaciones en las cuales seemplea la herramienta CHDT.7

54 Oilfield Review

Efic

ienc

ia, %

5010 15 20 25 30 35 40 45

Número de carreras de la herramienta

50

Índice de éxito respecto al taponamiento acumulado

55 60 65 70 75 80 85 90

55

60

65

70

75

80

85

90

95

100

> Mejoras de la confiabilidad de la herramienta CHDT.

> Tapones de la herramienta CHDT. Estas fotografíasmuestran la precisión con que los tapones encajan en losorificios de prueba.

Verano de 2002 55

Pruebas de formación y obtención demuestras de fluidos en pozos exploratoriosChevronTexaco perforó un pozo exploratorio en elGolfo de México en Estados Unidos que repre-sentó un verdadero desafío (derecha). La planifi-cación del pozo de acuerdo con la iniciativa dePerforación Sin Sorpresas (NDS, por sus siglasen inglés) aseguró que el pozo se perforaría yevaluaría con la mayor seguridad y minuciosidadposibles.8

ChevronTexaco decidió correr los registros deResistividad de Arreglo Compensada ARC yDensidad-Neutrón Azimutal ADN durante la per-foración. Las condiciones subóptimas del pozoimpidieron la utilización de otras herramientaspara la evaluación de formaciones en pozoabierto, pero había dos interrogantes para res-ponder: si dos lóbulos de arenisca estaban conec-tados entre sí y con un pozo productivo cercano, ysi la zona objetivo más profunda tenía un contactoagua-petróleo.

A fin de realizar una evaluación completa,ChevronTexaco corrió la herramienta CHDT con elmódulo OFA, bajándola por primera vez con lacolumna de perforación. Con estas herramientassería posible valorar la compartimentalizacióndel yacimiento a través de las mediciones depresión, y evaluar el fluido contenido en la for-mación mediante la obtención de muestras.También fue el primer trabajo en que se bajó laherramienta CHDT desde una torre articulada(flexible) de 610 m [2001 pies] de altura en 535 m[1754 pies] de agua. La torre articulada se encon-traba en constante movimiento. Además, fue laprimera vez que la herramienta CHDT perforó através de una tubería en espiral.

El ambiente operativo generó preocupacionesimportantes a los ingenieros de ChevronTexaco.La herramienta CHDT perfora orificios de 0.71 cm[0.28 pulgadas] de diámetro, de modo que elmovimiento de la herramienta durante las opera-ciones que siguen a la perforación del orificiopodría crear suficiente desalineación como paraimposibilitar la operación de taponamiento. Laprincipal inquietud era que la columna de perfo-ración se moviera y la herramienta cambiara deposición, por lo que los ingenieros dedicaron

grandes esfuerzos a desarrollar planes alternati-vos. Por ejemplo, bajar un empacador de inyec-ción forzada con la columna de perforación porencima de la herramienta CHDT, lo que permitiríaque el empacador fuese anclado en el revestidorpara soportar el peso de la herramienta y asíminimizar las posibilidades de que ésta semoviese.

Finalmente, ChevronTexaco desechó todoslos planes alternativos, y optó por monitorear losacelerómetros de fondo de pozo durante 30minutos antes de comenzar el proceso de perfo-ración. Los acelerómetros X, Y y Z son parte del

inclinómetro GPIT, el cual se puede incluir en lasarta de la herramienta CHDT. Estos aceleróme-tros monitorean la aceleración de la herramientaen el fondo del pozo en las direcciones X, Y y Z.Mediante la observación del eje Z en particular,el ingeniero a cargo de la operación puede adver-tir si la herramienta está en movimiento.Además, el personal de operaciones monitoreó latensión de cabeza del pozo y la presión hidrostá-tica, y se aseguró que hubiera condiciones depeso neutro sobre la columna de perforaciónantes de que la herramienta CHDT iniciara lasecuencia de perforación.

LUISIANA

MISSISSIPPI ALABAMA

FLORIDA

G o l f od e

Mé

x

ic

o

> Ubicación del pozo de exploración de ChevronTexacoen el Golfo de México junto a una fotografía de la plata-forma articulada (flexible).

7. Para mayor información sobre las aplicaciones de laherramienta CHDT, consulte: Burgess et al, referencia 4.

8. Para mayor información sobre la iniciativa Perforaciónsin Sorpresas, consulte: Bratton T, Edwards S, Fuller J,Murphy L, Goraya S, Harrold T, Holt J, Lechner J,Nicholson H, Standifird W y Wright B: “Prevención deproblemas durante la perforación,” Oilfield Review 13,no. 2 (Otoño de 2001): 32–51.

ChevronTexaco deseaba perforar, realizarpruebas y taponar tres orificios (derecha). El pri-mer punto de prueba sería perforado para medirla presión con el objetivo de determinar si ellóbulo superior de arenisca encontrado en estepozo era el mismo que se había hallado en elpozo productivo vecino. La presión de formaciónmedida en el segundo punto de prueba indicaríasi el lóbulo inferior de la arenisca superior tam-bién estaba conectado a la zona productiva delpozo vecino. El tercer punto de prueba mostraríasi había un contacto agua-petróleo en la areniscainferior o si la medición decreciente de resistivi-dad se debía sólo a cambios en la litología. Lamuestra de fluido del tercer punto se enviaría allaboratorio para efectuar el análisis de la relaciónpresión-volumen-temperatura (PVT).

ChevronTexaco estaba dispuesta a asumir elriesgo de que la herramienta no fuera capaz detaponar los orificios porque necesitaba medicio-nes de presión de los primeros dos puntos paraplanificar el desarrollo del yacimiento. Antes decomenzar el trabajo, la compañía decidió que sino se podían colocar los tapones, entonces inyec-taría cemento en los primeros dos orificios y deja-ría el tercero abierto.

La operación se realizó de forma impecable ysin pérdida de tiempo: se perforaron los tres ori-ficios, se realizaron las pruebas y se colocaron lostapones con todo éxito. ChevronTexaco logró ter-minar el pozo como estaba planeado y realizar untratamiento de estimulación por fracturamientohidráulico en la zona inferior. El pozo se puso enproducción y, cinco meses más tarde, continuabaproduciendo 10,000 bppd [1600 m3/d]. Más aún,el operador obtuvo respuesta a los interrogantespertinentes al yacimiento. La primera prueba con-firmó que la arenisca estaba conectada con el

56 Oilfield Review

Velocidad de penetración,promediada sobre los

últimos 5 pies

Tiempo de resistividad ARC,después de la berrena

Tiempo de densidad,después de la berrena

Rayos gamma ARC

1000 pies/h 0

Prof.,pies

rpm

0 200

Veloci-dad de

rotacióndel ADN(RPM_ADN)

0 h 40

0 h 40

0 API 150

Resistividad de cambio defase ARC de 40 pulg a

2 MHz, sin corrección porefectos de pozo

Resistividad de cambio defase ARC de 28 pulg a

2 MHz, sin corrección porefectos de pozo

Resistividad de cambio defase ARC de 22 pulg a

2 MHz, sin corrección porefectos de pozo

Resistividad de cambio defase ARC de 10 pulg a

2 MHz, sin corrección porefectos de pozo

Resistividad de cambio defase ARC de 34 pulg a

2 MHz, sin corrección porefectos de pozo

0.2 ohm-m 20

0.2 ohm-m 20

0.2 ohm-m 20

0.2 ohm-m 20

0.2 ohm-m 20

Calibre diferencial

Corrección de la densidadvolumétrica, fondo

Densidad volumétrica

Densidad volumétrica, fondo

Porosidad neutrón termal

0 pulg 20

0.8 g/cm3 -0.2

1.85 g/cm3 2.85

1.85 g/cm3 2.85

60 u.p. 0

Prim

er p

unto

de

prue

baSe

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to d

e pr

ueba

Conector eléctrico de fondopara carrera con la columnade perforación

Unión giratoria

Medición de tensióno compresión

Módulo de telemetría

Rayos gamma

Cartucho de potencia CHDT

Módulo OFA

Módulo de bombeo

Reducción

Módulo de probeta CHDT

Cartucho electrónicoy de control CHDT

Módulo de cámaras paramuestras múltiples

Inclinómetro que mide laaceleración en los ejes X, Y y Z

> Objetivos profundos. La trayectoria del pozosuperó los 7315 m [24,000 pies] de profundidadmedida y atravesó dos secciones de arenisca. Se esperaba que la arenisca superior, que habíasido anticipada en el pronóstico del pozo, fuese lamisma arenisca que se encontró en un pozo pro-ductivo cercano (primer punto de prueba). La pre-sión de la formación medida en el segundo puntode prueba indicaría si el lóbulo inferior de la are-nisca superior también tenía conexión con la zonaproductiva del pozo vecino. El tercer punto deprueba mostraría si había un contacto agua-petróleo en la arenisca inferior, o si la resistividaden descenso se debía a cambios en la litología. La muestra de fluido obtenida en el tercer puntose enviaría al laboratorio para su análisis de larelación presión-volumen-temperatura (PVT). Lasarta de la herramienta CHDT empleada en estaoperación se muestra a la derecha del registro.

Verano de 2002 57

pozo vecino (izquierda). El segundo intervalo, quemostró contener agua, probó no estar conectadocon la arenisca superior ni con el pozo vecino.Sorprendentemente, la tercera prueba indicó quela arenisca más profunda contenía petróleo y noagua en la porción más profunda del intervalo.

Si bien las operaciones CHDT tuvieron éxito,el trabajo resultó bastante exigente. Por ejemplo,ChevronTexaco deseaba obtener seis muestrasde fluidos del tercer punto. El plan era perforar elorificio, tomar muestras a intervalos de 30 minu-tos y obtener una muestra con mínima contami-nación y retener siempre una muestra en caso deque se taponara la probeta. La probeta se taponóa causa de la naturaleza no consolidada de laarenisca. El ingeniero revirtió la bomba para des-tapar la probeta. Esta operación bombeó fluidodel pozo hacia la formación, pero no era desea-ble sacar la probeta del revestimiento. La retrac-ción y reinserción de la probeta podría haberimpedido la realineación exitosa del tapón con elorificio de perforación. No obstante, las muestrasobtenidas sugirieron que la zona contenía petró-leo y no agua.

La gente de ChevronTexaco quedó impresio-nada con el desempeño de la herramienta CHDTy con la información recibida. El hecho de que lostres orificios quedaran sellados con todo éxito yque pasaran las pruebas de presión fue especial-mente importante para el operador. El siguientepozo perforado en el yacimiento presentó proble-mas similares, y la herramienta CHDT se corriónuevamente; esta vez para perforar, efectuarpruebas y taponar cinco orificios. La gente deChevronTexaco cree que la herramienta CHDTbrinda la oportunidad de adquirir datos clave delyacimiento en pozos en los cuales no es posibleobtener datos a pozo abierto.

En Alaska, EUA, se empleó la herramientaCHDT para medir la presión y obtener cinco mues-tras de fluidos de un pozo de exploración duranteel invierno de 2000 a 2001, después que las con-diciones del pozo impidieron la utilización de unaherramienta de obtención de muestras de fluidosen pozo abierto. Todos los orificios se taponaroncon éxito, y la integridad del revestimiento severificó mediante pruebas de integridad mecá-nica. En Alaska, al igual que en el Golfo deMéxico, la herramienta CHDT ha ayudado a losoperadores a adquirir datos de presión y muestrasde fluidos de alta calidad para análisis PVT; datossumamente útiles para una evaluación integral deáreas prospectivas problemáticas.

7000

6000Pr

esió

n, lp

cPr

esió

n, lp

cPr

esió

n, lp

c

Tiempo, seg

Tiempo, seg

Tiempo, seg

Presión del lodo antes de la prueba, lpc:Presión del lodo después de la prueba, lpc:Último valor del período de incremento de presión, lpc:Movilidad del período de flujo, mD/cp:

Presión del lodo antes de la prueba, lpc:Presión del lodo después de la prueba, lpc:Último valor del período de incremento de presión, lpc:Movilidad del período de flujo, mD/cp:

Presión del lodo antes de la prueba, lpc:Presión del lodo después de la prueba, lpc:Último valor del período de incremento de presión, lpc:Movilidad del período de flujo, mD/cp:

5739.75 5740.62 4772.89 833.1

5000

4000

3000

2000

1000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 80000

Primer punto

Volumen del pre-ensayo: 31.3 cm3

Pruebade

sello Pruebade

sello

Pruebade

sello

Prueba de sello

Pruebade

selloPrueba de sello

Retracción dela herramienta

Retracción dela herramienta

Taponado

Taponado

Reto

rno

a la

pre

sión

hid

rost

átic

a

Reto

rno

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pre

sión

hid

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átic

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pón

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Reci

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Reci

claj

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l pre

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ayo

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ba d

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el ta

pón

exito

sa

Perfo

raci

ón d

e 0.

7 pu

lg

Pre

-ens

ayo

de 1

0 cm

3

Pre-

ensa

yo d

e 30

cm

3 Pe

rfora

ción

de

2.1

pulg

Pre-

ensa

yo d

e 30

cm

37000

6000

5772.82 5773.36 5335.95 175

5000

4000

3000

2000

1000

0 1000 2000 3000 4000 5000 60000

Segundo punto

Volumen del pre-ensayo: 21.7 cm3

Estabilización de la presión

Perfo

raci

ón d

e 0.

5 pu

lg

Perfo

raci

ón d

e 2.

4 pu

lgPr

e-en

sayo

de

20 c

m3

Pre-

ensa

yo d

e 20

cm

3

7000

6000

5927.71 5926.31 5569.57 24.6

5000

4000

3000

2000

1000

0 1000 2000 3000 4000 50000

Tercer punto

Volumen del pre-ensayo: 20.0 cm3

Estabilización de la presión

Comienzo del bombeo

Perfo

raci

ón d

e 0.

6 pu

lg

Perfo

raci

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e 1.

1 pu

lgPr

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sayo

de

20 c

m3

Pre-

ensa

yo d

e 20

cm

3

Anclaje de la herramienta

Anclaje dela herramienta

Anclaje de la herramienta

< Gráficas de presión de la herramienta CHDT delpozo del Golfo de México. Todas las pruebas se realizaron sin incidentes.

Pruebas en pozos entubados para el manejo de yacimientosLos datos de presión son especialmente valiososcuando los operadores formulan planes demanejo de yacimientos de largo plazo. En estassituaciones, las compañías desean obtener datossin alterar permanentemente el revestidor o lacementación de sus pozos productivos. Los dis-paros efectuados con cargas explosivas y luegoreparados con inyecciones forzadas decemento—procedimientos comunes cuando seutilizan otras herramientas de pruebas de forma-ciones en pozo entubado—son menos deseablesque la perforación y posterior taponamiento deorificios lisos. Aera Energy LLC empleó la herra-mienta CHDT en cinco pozos para determinar laspresiones de la formación, evaluar el agota-miento del yacimiento y planificar pozos derelleno. Estos pozos producen petróleo de unaformación de diatomita en el campo Belridge Sur,California, EUA (izquierda).9

En todas las operaciones de la herramientaCHDT, Aera ejecutó una intensa planificaciónprevia al trabajo. Se corrieron registros CBT enpozo entubado y se obtuvieron imágenes ultrasó-nicas para determinar la condición del cemento yla integridad del revestidor. También se bajaronuna canasta de chatarra y un anillo de calibraciónpara asegurar que la herramienta CHDT bajarasin problemas hasta las zonas objetivo. Los pre-ventores de reventón y las bombas para matar elpozo estaban disponibles en todo momento, porsi al perforar el orificio se encontraba una presiónmás alta de la esperada y el taponamiento delrevestimiento no fuera posible. En este caso, seescogió no obtener muestras de fluidos.

En cada uno de los tres pozos, las seis prue-bas se realizaron en un solo viaje. En dos pozosadicionales, se llevaron a cabo doce pruebas endos viajes. Todos los orificios se taponaron conéxito. Se determinaron los gradientes de presiónen cada pozo para comprobar la existencia dezonas pasadas por alto y la conectividad entrezonas (izquierda). A medida que se extraía fluidode la formación hacia la cámara de pre-ensayo auna velocidad de flujo determinada, la herra-mienta también midió el incremento y la caída depresión. Estas mediciones permitieron realizaranálisis en tiempo real de todos los pre-ensayospara estimar la movilidad a partir de la caída depresión de las zonas específicas en las que se

58 Oilfield Review

Los Ángeles

Condadode Kern

San Francisco

CALIFORNIAEUA

Bakersfield

Campo Belridge Sur

0

0 100 200 300 km

100 200 millas

> Campo Belridge Sur, California, EUA. El campo produce petróleo de ladiatomita de la formación Belridge.

1200

1600

2000

2400

Pres

ión,

lpc

2800

32000 25 50 75 100 300 700 1100

Presión, lpcAPI1500 1900 0 60 120

Rayos gamma Perfil de presión Perfil de movilidad

Movilidad, mD/cp180 240

> Registro de rayos gama de pozo abierto, perfil de presión, y perfil de movilidad determinada a partirde la caída de presión durante el período de flujo de los pre-ensayos en un pozo del campo BelridgeSur. La comparación entre el perfil de presión medida (curva azul de la gráfica central) con el perfil depresión inicial (línea roja) ilustra zonas con agotamiento que varía de significativo a pequeño. El perfilde movilidad (derecha) confirmó la existencia de zonas potenciales de productividad alta y baja.

9. La diatomita es una roca sedimentaria blanda, rica ensílice que comprende restos de sedimentos de diato-meas. La diatomita, que se forma por lo común en lagosy áreas marinas profundas, puede ser una excelenteroca yacimiento.

10. Para mayor información sobre la interpretación técnica,consulte: Burgess et al, referencia 4.

Verano de 2002 59

hicieron pruebas. La interpretación de la presiónde pre-ensayo supone un flujo esférico de unlíquido levemente compresible en una formaciónhomogénea.10 Hubo buena repetibilidad entre lospre-ensayos sucesivos, efectuados en cada pro-fundidad de prueba de presión (arriba).

El agotamiento medido con las pruebas de laherramienta CHDT está siendo utilizado para guiarel emplazamiento de pozos de relleno (abajo).Sobre la base de los datos CHDT, Aera está recon-siderando actualmente el espaciamiento entrepozos en esa porción del campo.

Monitoreo de la presión del yacimiento en pozos de rellenoLa determinación del nivel de agotamiento enzonas definidas del yacimiento es una tarea difí-cil, pero es vital para optimizar la producción. Enel pasado, las presiones del yacimiento se obte-nían utilizando el probador RTF para pozo abierto,o terminando y probando individualmente unida-des separadas del yacimiento en pozos entuba-dos. En algunos campos en Alberta, Canadá,estos métodos son muy costosos.

Recientemente, se evaluó un yacimiento car-bonatado en un campo gasífero maduro deAlberta con la herramienta CHDT. El yacimientoDunvegan Debolt comprende 240 m [800 pies] decapas interestratificadas de piedra caliza, rocadolomita, lutita y anhidrita. La producción pro-viene de 15 zonas de roca dolomita que típica-mente tienen menos de 10 m [30 pies] deseparación vertical. Todas las zonas de gas seterminan al mismo tiempo y la producción es con-junta; los datos de la historia de presión del pozorepresentan un valor promedio de todas laszonas productivas en el mismo.

1600

1400

Pres

ión,

lpc

Tiempo, seg

Presión del lodo antes de la prueba, lpc:Presión del lodo después de la prueba, lpc:Último valor del período de incremento de presión, lpc:

1041.11 1040.98 1002.07

1200

1000

800

600

400

0 500 1000 1500 2000 2500 30000

Retracción dela herramientaTaponado

Reciclaje del pre-ensayoReciclaje del pre-ensayo

Anclajede laherramienta

Prueba de sello del revestidor

Prueba de sellodel revestidor

Perforaciónde 2.52 pulg

Pre-ensayode 40 cm3

> Operaciones con la herramienta CHDT en el campo Belridge Sur. La repetibilidad de múltiples pre-ensayos en un punto de este pozo muestra que las operaciones progresaron sin incidentes. El análisisen tiempo real de los datos de presión de la herramienta CHDT ayudó a Aera a evaluar el agotamientopara optimizar el programa de perforación de pozos de relleno.

2500

2000

1500

Prof

undi

dad,

pie

s

Presión

Pozo A Pozo B Pozo C Pozo D

1000

500

0

> Comparación de perfiles de presión medida (azul) e inicial (rojo) en cuatropozos de estudio. En un quinto pozo, la herramienta CHDT se utilizó en unaformación diferente luego de que la compañía revisara los perfiles de presióny de movilidad de los cuatro pozos que se muestran en la gráfica. En elmanejo del yacimiento, las pruebas con la herramienta CHDT arrojaron infor-mación valiosa para las estrategias de recuperación secundaria.

El campo Dunvegan, descubierto en la décadade 1960 y desarrollado en la década de 1970,tiene un agotamiento cercano al 50%. La optimi-zación de las ubicaciones de los pozos de relleno,representa un desafío clave en todos los progra-mas subsiguientes de perforación de estos pozos.Actualmente, la ubicación correcta de los pozosde relleno se escoge sobre la base de las predic-ciones de presión o velocidad de agotamiento, demanera que el conocimiento de la presión encada zona es importante para el operador,Anderson Exploration Ltd., actualmente DevonCanada Corporation.

Devon perforó el Pozo 7-3 como parte de suprograma de perforación de pozos de relleno delaño 2001 en el campo Dunvegan (derecha). Lacompañía decidió medir la presión en ocho zonasutilizando la herramienta CHDT. A diferencia desus contrapartes de pozo abierto, los dispositivosde pozo entubado como la herramienta CHDT sepueden correr desde una grúa o un equipo dereparación, y no requieren mantener un equipo deperforación en espera, lo que significa que, eneste campo maduro, la adquisición de los datoscon la herramienta CHDT resulta práctica desdeel punto de vista económico.

Antes de correr la herramienta en el pozo, seexaminaron los registros CBT y USI a fin de eva-luar la calidad del cemento y se confirmó el aisla-

60 Oilfield Review

Presión hidrostática en el pozoPrueba de presión CHDTRango de presión anticipado

Prof

undi

dad,

pie

s

Presión, kPa

Litología

Hidrocarburomovible

Agua

Gas

Dolomita

Calcita

Anhidrita

Arcilla

VolúmenesELAN

1 vol/vol 0

XX30

XX40

XX50

Prueba 16409

Prueba 77419

Prueba 69446

Prueba 413,704

Prueba 514,015

Prueba 86888

Prueba 25949

Prueba 35043

XX60

XX70

XX80

XX904000 6000 8000 10,000 12,000 14,000 16,000

> Agotamiento del yacimiento. Las mediciones de presión con la herramienta CHDT (símbolos verdes) de ocho zonas del pozoDunvegan 7-3 indican diversas etapas de agotamiento en el yacimiento Debolt del campo Dunvegan. La litología, determinada conla ayuda de la aplicación ELANPlus, se muestra a la derecha. La línea roja indica la presión hidrostática en el pozo. Se esperabaque las mediciones de presión cayesen en la zona sombreada en color lavanda. Las pruebas 4 y 5 fueron afectadas posiblementepor la naturaleza compacta de la formación, o podrían estar sobrecargadas. Las mediciones tomadas con la herramienta CHDTdemuestran claramente un intervalo agotado en la Prueba 3 y una presión superior a la esperada en la Prueba 6.

Edmonton

Campo Dunvegan

Calgary

ALBERTA

0

0 200 400 600 km

200 400 millas

> Ubicación del campo Dunvegan, Alberta, Canadá.

Verano de 2002 61

miento entre las zonas a probar. Las medicionesde presión de ocho zonas se obtuvieron en dosbajadas de la herramienta CHDT. Las medicionesdemostraron que seis de las ocho zonas en elpozo de relleno correspondían a roca yacimiento;los otros dos intervalos—Pruebas 4 y 5—arroja-ron resultados no conclusivos porque las zonaseran de relativamente muy baja permeabilidad opodían estar sobrecargadas (página anterior,abajo).

Puesto que la composición del gas del yaci-miento era bien conocida, no hubo incentivo parala obtención de muestras de fluidos. Luego demedir la presión de la formación, se taponarontodos los orificios con éxito. Dado que todas laszonas potencialmente productivas del yacimientoserían disparadas después de las pruebas con laherramienta CHDT, el taponamiento exitoso noera un aspecto crucial de este trabajo.

Los datos de presión revelaron que unazona—Prueba 3—estaba más agotada de lo queDevon sospechaba, lo que sugirió el drenaje porparte de un pozo vecino. Otra zona—Prueba 6—tenía una presión más alta de la esperada. Devonincorporó estos resultados en su modelo del yaci-miento, dando lugar a nuevas oportunidades paraoptimizar la ubicación de los pozos de relleno amedida que proseguía el programa de perfora-ción de estos pozos.

El valor de los datos de la herramienta CHDTen el campo Dunvegan es alto: Devon puedemejorar el número y las ubicaciones de los pozosde relleno de manera continua. La compañía aho-rra cerca de 1 millón de dólares canadiensescada vez que evita perforar innecesariamente unpozo. Devon también busca incorporar datos nue-vos lo más rápido posible para mejorar sus ope-raciones de perforación de pozos de relleno en

lugar de esperar hasta el final de una campañade perforación; los datos CHDT ofrecen informa-ción inmediata para los modelos de yacimiento.Dado que las ubicaciones de pozos de relleno delcampo Dunvegan se basan en las interpretacio-nes de ingeniería de yacimiento y no en datos desísmica, los datos de la herramienta CHDT sonimportantes para analizar el desempeño de lospozos y efectuar los cálculos de balance de mate-ria. Puesto que la herramienta CHDT proveyó losdatos necesarios al mismo tiempo que minimizócostos y riesgos, es probable que en el futuro seconvierta en un componente estándar en las eva-luaciones de pozo del campo Dunvegan.

Pruebas en pozos viejos en SudaméricaEn una arenisca no consolidada en el campo Sur,ubicado al sur de Venezuela, se evaluaron doszonas penetradas por un pozo ligeramente des-viado con la herramienta CHDT (izquierda). Eloperador, Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA),deseaba determinar la presión de la formación.Para preparar las operaciones de prueba y obten-ción de muestras de fluidos, el equipo evaluó laintegridad del cemento y confirmó que habíabuen aislamiento entre las zonas a ser evaluadas.

PDVSA también deseaba obtener muestrasde fluidos, pero dada la naturaleza poco consoli-dada de la formación, la recuperación de mues-tras de fluidos era improbable. El operador creíaque el valor de las mediciones de presión justifi-caría las operaciones CHDT, pero decidió incre-mentar la posibilidad de obtener una muestra defluidos mediante la aplicación de la técnica deobtención de muestras con choque bajo.11

Una desventaja de los probadores de forma-ción convencionales, es que el proceso de obten-ción de muestras de fluidos puede crear unchoque de presión en la formación y el fluido. Enel momento en que la cámara se abre, se produceuna caída súbita de presión y comienza una olea-da de fluido cuando se abre la formación a lascámaras para muestras que se encuentran a pre-sión atmosférica. Además, las altas velocidadesde flujo pueden aflojar los granos de la matriz, loque puede ocasionar el taponamiento de la líneade flujo.12

Co

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A n d e s

VENEZUELA

TRINIDAD YTOBAGO

San Cristóbal

Caracas

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Campo Sur

0

0 300 600 km

200 400 millas

> Ubicación del yacimiento Sur, Venezuela.

11. Para mayor información sobre la técnica de obtenciónde muestras de fluidos con choque bajo, consulte:Crombie A, Halford F, Hashem M, McNeil R, Thomas EC,Melbourne G y Mullins O: “Innovations in Wireline FluidSampling,” Oilfield Review 10, no. 3 (Otoño de 1998):26–41.

12. Las herramientas CHDT más recientes, desarrolladasdespués de las pruebas realizadas en el pozo deVenezuela, incorporan un filtro para eliminar los proble-mas de taponamiento de la línea de flujo con arenadurante la obtención de muestras de fluidos en forma-ciones no consolidadas.

La técnica de obtención de muestras de flui-dos con choque bajo se desarrolló para limitar lacaída de presión durante las operaciones deobtención de muestras de fluidos. El choque seminimiza bombeando fluidos de la formaciónhacia la herramienta de pruebas contra cámarasde pistón mantenidas a la presión del pozo, enlugar de succionar fluido de la formación hacialas cámaras con presión atmosférica. Antes deque se abra la cámara para muestras, el módulode bombeo descarga el filtrado de la formación alpozo. El líquido de la línea de flujo se puedemonitorear utilizando el módulo OFA para deter-minar cuándo se puede recuperar una muestra defluido con baja contaminación y el flujo puedeentonces derivarse hacia la cámara para mues-tras sin interrupción.

El pozo probado se perforó en marzo de 1998y originalmente se terminó en una sola zona. Acausa de la elevada producción de agua, PDVSAdecidió probar una zona adicional para determi-nar la presión de la formación y el tipo de fluidospresentes en la zona. Una muestra de arena delpozo indicó que la formación era altamenteporosa, pobremente consolidada y que probable-mente taponaría la herramienta de prueba.

Se intentó obtener muestras de fluidos en dosocasiones, pero sin éxito porque la herramientase taponó con arena. Se registraron las medicio-nes de presión y ambos orificios se taponaroncon éxito (arriba). Los datos de presión resultaronútiles inmediatamente para PDVSA porque unamedición de presión inferior a la esperada indicóque los pozos vecinos estaban agotando una delas zonas (derecha). Al no perforar la zona de bajapresión, la compañía se ahorró más de 250,000dólares estadounidenses. Luego de esta opera-ción, las presiones de formación de otros dospozos viejos de la misma área fueron evaluadascon la herramienta CHDT con una eficiencia detaponamiento del 100%.

62 Oilfield Review

13. Para mayor información sobre la herramienta CHFR,consulte: Aulia K, Poernomo B, Richmond WC,Wicaksono AH, Béguin P, Benimeli D, Dubourg I, RouaultG, VanderWal P, Boyd A, Farag S, Ferraris P, McDougallA, Rosa M y Sharbak D: “Medición de la resistividaddetrás del revestimiento,” Oilfield Review 13, no. 1(Verano de 2001): 2–25.

4000

Pres

ión,

lpc

Tiempo, seg

Presión del lodo antes de la prueba, lpc: Presión del lodo después de la prueba, lpc: Último valor del período de incremento de presión: Movilidad del período de flujo, mD/cp:

3095.52 3088.742023.24 938

1000

1500

2000

2500

3000

3500

500

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 70000

Volumen del pre-ensayo: 30.8 cm3

Pruebade sello

Prue

ba d

e se

llo

Presión hidrostática

Perforación y prueba de presión

Presión hidrostática

Taponamiento dela línea de flujo

Perforación de 2.5 pulg

Perfo

raci

ón d

e 1

pulg

Prueba deaislamientodel cemento

> Pruebas en Venezuela. En esta gráfica de presión en función del tiempo semuestra que la presión del yacimiento era inferior a la esperada. En unaetapa más avanzada de la prueba se produjo el taponamiento de la línea deflujo, lo que impidió obtener muestras de fluidos.

0 Rayos gamma, API Resistividad, ohm-m200 0.2 2000

> Puntos de prueba de la herramienta CHDT (círculos rojos) en un pozo productor de Venezuela.

Verano de 2002 63

Principios de la evaluación de formaciones detrás del revestimientoLa herramienta CHDT ha estado en operacióndurante más de un año, incluyendo una etapa derigurosas pruebas de campo durante las cualesdemostró sus capacidades en varios ambientesdifíciles (izquierda). El desarrollo exitoso de estecomplejo sistema electromecánico refleja años detrabajo en equipo e innovación en ingeniería.

La evaluación de formaciones detrás delrevestimiento en la actualidad incluye porosidadnuclear y acústica, resistividad, propiedadesmecánicas de la roca, litología, análisis elemen-tal y mediciones de sísmica de pozo. Estas medi-ciones, junto con los datos obtenidos con lasherramientas CHDT, CHFR y RSTPro, formanparte de la gran iniciativa de Análisis Detrás delRevestimiento ABC, la cual ofrece una completaevaluación de formaciones en pozos entubados.13

Estos servicios permiten a los operadores obte-ner datos en pozos nuevos, en los cuales no seencuentran disponibles datos adquiridos durantela perforación o datos de registros geofísicosobtenidos a pozo abierto, o estos datos son ina-decuados para valorar reservas pasadas por altoen pozos viejos, así como para monitorear perfi-les de agotamiento y cambios de saturación o depresión de los yacimientos.

En la medida en que los servicios de evalua-ción de formaciones en pozo entubado maduren ysea más fácil disponer de ellos en todo el mundo,la industria seguirá buscando nuevas y más diver-sas aplicaciones para estas mediciones. —GMG

25,000

20,000

15,000

10,000

Prof

undi

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med

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pie

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5 10 15 20 25 30 35 40

Desv

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5000

0

100

80

60

40

20

0

90

70

50

20

10

0.6

0.5

0.4

0.3

Espe

sor,

pulg

adas

5

Bloque estándar y barrena

10 15 20 25 30 35 40

0.1

0.2

0

Espesor del revestidor CHDT

Temperatura350

300

250

200

Tem

pera

tura

, °F

5

0

0

0 10 15 20

Número de trabajos

Número de trabajos

Número de trabajos25 30 35 40

100

50

150

0

Profundidad CHDT y desviación

> Diversas condiciones en las cuales la herramienta CHDT ha operadocon éxito, incluyendo profundidad y desviación (arriba), espesor delrevestidor (centro) y temperatura (abajo).