Observación del cambio de las rocas: modelado mecánico del subsuelo

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1 Observación del cambio de las rocas: modelado mecánico del subsuelo En muchas de las actuales operaciones complejas de perforación, terminación y explotación, la falta de comprensión de la geomecánica de un campo petrolero representa un riesgo costoso. El desarrollo de un modelo mecánico del subsuelo consistente puede mitigar ese riesgo y brindar beneficios a lo largo de toda la vida productiva del campo. Anwar Husen Akbar Ali Cairo, Egipto Tim Brown Marathon Oklahoma City, Oklahoma, EUA Roger Delgado Pluspetrol Lima, Perú Don Lee Dick Plumb Nikolay Smirnov Houston, Texas, EUA Rob Marsden Abu Dhabi, UAE Erling Prado-Velarde Al-Khobar, Arabia Saudita Lee Ramsey Sugar Land, Texas Dave Spooner BP Aberdeen, Escocia Terry Stone Abingdon, Inglaterra Tim Stouffer Marathon Moscú, Rusia La Tierra es un lugar sometido a esfuerzos. La ciencia de la geomecánica intenta comprender los esfuerzos presentes en el subsuelo, ya sea que se encuentren en una cuenca de subsidencia simple o en la intersección de placas tectónicas en colisión. Un modelo básico podría ser suficiente en el primer caso, pero los marcos tectónicos complejos y otras situaciones dificultosas que se plantean en la exploración y el desarrollo de hidrocarburos exigen herramientas y modelos geomecánicos cada vez más sofisticados. Los esfuerzos que se ejercen sobre los seres humanos producen cambios en su comportamiento o en su personalidad. De un modo similar, los esfuerzos presentes en la Tierra a menudo modifican sus rasgos, creando a veces condiciones adecuadas para el entrampamiento de hidrocarburos. El diapirismo salino genera trampas donde las formaciones porosas descansan sobre la sal impermeable; el desplazamiento de la sal también forma campos de esfuerzos complejos. Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Usman Ahmed, Karen Glaser y Eduard Siebrits, Sugar Land, Texas, EUA; Tom Bratton, Pat Hooyman y Gemma Keaney, Houston, Texas; Jim Brown, BG Tunisia, Túnez, Tunicia; John Cook, Cambridge, Inglaterra; Juan Pablo Cassenelli, Pluspetrol, Lima, Perú; Marcelo Frydman, Bogotá, Colombia; Alejandro Martín y Julio Palacio, Lima, Perú; Adrian Newton, Gatwick, Inglaterra; Bill Rau, ChevronTexaco, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA; y Ken Russell y Kate Webb, Aberdeen, Escocia. Se agradece también a Pluspetrol, Hunt Oil, SK Corporation y Tecpetrol por sus contribuciones y por el material informativo del caso Camisea. APWD (Presión Anular Durante la Perforación), CMR (Resonancia Magnética Combinable), DrillMAP, DSI (herramienta de generación de Imágenes Sónica Dipolar), ECLIPSE, FMI (herramienta de generación de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total), Las placas tectónicas colisionan, elevando a las formaciones para formar cordones montañosos, y también crean las condiciones para la acumulación de hidrocarburos. La rápida acumulación de sedimentos en lugares tales como el Golfo de México genera diferenciales de presión que pueden dar lugar a flujos de agua somera y zonas sobrepresionadas más profundas; situaciones realmente peligrosas para las operaciones de perforación. 1 La comprensión de los peligros generados por los esfuerzos que se presentan en la Tierra es importante para la seguridad y eficacia de la perforación e impulsa el desarrollo de modelos geomecánicos. Los esfuerzos presentes en la Tierra también inciden en otros aspectos de la evaluación y el desarrollo de yacimientos. La magnitud y orientación de los esfuerzos afectan la iniciación y propagación de las fracturas. Las formaciones débilmente consolidadas pueden derrumbarse en el interior del pozo debido a los esfuerzos com- FracCADE, MDT (Probador Modular de la Dinámica de la Formación), PowerDrive, PowerSTIM, RFT (Probador de Formación a Repetición), UBI (herramienta de generación de Imágenes Ultrasónicas de la Pared del Pozo) y USI (herramienta de generación de Imágenes Ultrasónicas) son marcas de Schlumberger. 1. Alsos T, Eide A, Astratti D, Pickering S, Benabentos M, Dutta N, Mallick S, Schultz G, den Boer L, Livingstone M, Nickel M, Sønneland L, Schlaf J, Schoepfer P, Sigismondi M, Soldo JC y Strønen LK: Aplicaciones sísmicas a lo largo de la vida productiva del yacimiento, Oilfield Review 14, no. (Otoño de ): Carré G, Pradié E, Christie A, Delabroy L, Greeson B, Watson G, Fett D, Piedras J, Jenkins R, Schmidt D, Kolstad E, Stimatz G y Taylor G: Buenas expectativas para los pozos en aguas profundas, Oilfield Review 14, no. 4 (Primavera de 3): Oilfield Review

2 Geología Estratigrafía mecánica Resistencia elástica Esfuerzo terrestre y presión de poro 1 Módulo de 1 Ángulo de 7 Young, E, MPa fricción, Φ, grados Dirección de σ h Relación de Poisson, ν 1 UCS, MPa 4 Esfuerzo, MPa W N E Pp σ h σ h σ V > Concepto del modelo mecánico del subsuelo (MEM, por sus siglas en inglés). El primer paso en la construcción de un MEM consiste en comprender la geología local y regional (izquierda). La estratigrafía mecánica detallada provee información sobre los tipos de facies y los mecanismos de deformación local (centro). De este estudio detallado se obtienen perfiles de parámetros elásticos y de resistencia de la roca, incluyendo la resistencia a la compresión no confinada (UCS, por sus siglas en inglés) (derecha). Estos parámetros se utilizan para predecir la presión de poro, P p, los esfuerzos horizontales mínimo y máximo, σ h y σ H, y el esfuerzo vertical, σ V. La determinación de la dirección del esfuerzo horizontal también es importante para las operaciones de perforación y terminación. presivos producidos en la pared del pozo (ovalización por ruptura de la pared del pozo). La compresibilidad de la formación puede ser un mecanismo de impulsión importante en yacimientos débiles; la subsidencia resultante puede dañar las instalaciones de superficie y las líneas de conducción o reducir la distancia que media entre la parte inferior del piso de una plataforma marina y la cresta de las olas más altas, situación potencialmente peligrosa. Estos pocos ejemplos ilustran la necesidad de disponer de una imagen coherente de los esfuerzos presentes en el subsuelo. Lamentablemente, los datos obtenidos dentro de un área geográfica a veces son escasos y en ocasiones pueden parecer contradictorios. Por otra parte, las condiciones de los esfuerzos presentes en un pozo determinado pueden diferir considerablemente de las condiciones existentes en los pozos vecinos. Los especialistas deben poder ajustar el modelo de esfuerzos para que se adapte a una localización específica. Por más complejo que pueda ser el estado de los esfuerzos en cualquier punto en particular, la perforación de un pozo y la extracción de hidrocarburos aumentan la complejidad de este estado. Las actividades de perforación y producción alteran los esfuerzos locales, a veces en perjuicio de las actividades de explotación de yacimientos. La perforación extrae material de una formación, lo que modifica los esfuerzos presentes en los pozos adyacentes. La perforación en condiciones de sobrebalance o bajo balance, respectivamente, aumenta o reduce la presión de poro de la formación. Estos cambios pueden dificultar o facilitar la perforación, según las condiciones locales y es importante saber con anticipación cuál es el resultado más probable. El aumento de la presión de un pozo puede alterar los esfuerzos locales al punto de triturar la roca. Esto puede ser bueno si se trata de una fractura hidráulica planificada o malo si genera pérdida de fluido durante la perforación. La producción reduce la presión de poro, lo que puede producir reducción de la permeabilidad o compactación de la formación. Estos efectos del agotamiento podrían no ser reversibles aun cuando la presión de poro aumente como resultado de la inyección de agua o de gas. Es posible predecir resultados positivos o negativos en forma más confiable si se conoce el estado de los esfuerzos. La vigilancia rutinaria del estado de los esfuerzos durante la perforación resulta particularmente importante para proporcionar una medida de las condiciones locales más que de las condiciones en las adyacencias. Por otra parte, a menudo existen deficiencias en los datos obtenidos antes de la perforación que pueden ser obtenidas mediante la registración continua de las condiciones de los esfuerzos. Las mediciones de los esfuerzos en tiempo real aportan información clave para mitigar los riesgos de la perforación. Estos datos son ingresados en un modelo mecánico del subsuelo (MEM, por sus siglas en inglés). Según la implementación de Schlumberger, el MEM es una compilación lógica de información relevante acerca de los esfuerzos a que está sometido el subsuelo y las propiedades mecánicas de las rocas que conforman un área determinada, un medio para actualizar esa información rápidamente y un plan de utilización de la información para las operaciones de perforación y el manejo de yacimientos. Un MEM puede utilizar datos de entrada de los modelos geofísicos, geológicos y de ingeniería de yacimientos pero no es simplemente un modelo puesto en una cuadrícula con atributos asignados a cada una de sus celdas. El aspecto adicional crítico de un MEM es que provee una vista unificada de las propiedades mecánicas de las rocas para un área determinada (arriba). Este artículo describe la construcción y utilización de los modelos mecánicos del subsuelo ilustrados con ejemplos de Perú, el Mar del Norte, el Golfo de México, Rusia, Medio Oriente y Túnez. Otoño de 3 3

3 Propiedad Estratigrafía mecánica Presión de poro (P p ) Esfuerzo de sobrecarga (s v ) Dirección del esfuerzo Esfuerzo horizontal mínimo (s h ) Esfuerzo horizontal máximo (s H ) Parámetros elásticos [módulo de Young (E), módulo de corte (G), relación de Poisson (n)] Parámetros de resistencia de la roca [resistencia a la compresión no confinada (UCS), ángulo de fricción (F)] Mecanismos de falla Registros geofísicos fuente Rayos gamma, densidad, resistividad, velocidad de ondas compresivas derivadas del registro sónico (Vp) (V p ) V p, levantamientos de tiros de prueba de velocidad, resistividad Densidad volumétrica Calibradores de brazos múltiples orientados, imágenes de la pared del pozo, anisotropía de velocidad orientada V p y velocidad de ondas de corte derivadas del registro sónico (V s ), herramienta de esfuerzo operada con cable Imágenes de la pared del pozo V p y V s, densidad volumétrica V p y V s, densidad volumétrica, estratigrafía mecánica Imagen de la pared del pozo, calibrador de brazos múltiples orientado > Fuentes de información utilizadas para construir un MEM. Otras fuentes Recortes, derrumbes, estratigrafía secuencial Velocidad de intervalo derivada de datos sísmicos, pruebas de integridad de la formación, informes de perforación diarios Recortes Mapas estructurales, datos sísmicos 3D P p, pruebas de pérdida de fluido, pruebas de admisión extendidas, operaciones de microfracturamiento hidráulico, pruebas de inyección escalonadas, base de datos local o regional, informes de perforación diarios, modelado P p, s h, resistencia de la roca, base de datos, modelo de esfuerzos del pozo Base de datos, pruebas de núcleos de laboratorio, derrumbes Base de datos, pruebas de núcleos de laboratorio, derrumbes Informes de perforación diarios, derrumbes Planeación de la vida productiva de un campo petrolero La geomecánica implica la predicción y el manejo de la deformación de las rocas. Los episodios de deformación de rocas no planificados le cuestan a la industria billones de dólares por año. El tiempo perdido por problemas de inestabilidad y la pérdida de herramientas en el pozo se traducen en costos de perforación más elevados y demoras en la producción. Si son graves, estos problemas pueden obligar a una compañía a perforar pozos de reentrada o abandonar un pozo perforado. La falta de comprensión de las condiciones geomecánicas puede generar terminaciones subóptimas y estimulaciones infructuosas. El desarrollo de la ciencia y la práctica de la geomecánica ha sido impulsado por una necesidad de la industria. La compactación de los yacimientos y la subsidencia de superficie han sido severas en ciertos yacimientos calcáreos del Mar del Norte, particularmente en el campo Ekofisk, donde Phillips ahora ConocoPhillips elevó las plataformas 6 m [19.7 pies] en La porción central del campo se había hundido otros 6 m para 1994 y posteriormente debieron reemplazarse varias plataformas. Tanto el campo Valhall operado por Amoco, ahora BP como el campo Ekofisk, experimentaron problemas de inestabilidad de pozos durante la perforación y, posteriormente, durante la producción. A partir de 198, algunas de las compañías involucradas en la explotación de los yacimientos calcáreos del Mar del Norte se unieron con los ministerios petroleros noruego y danés para estudiar la geomecánica de la creta en una serie de programas de Investigación Conjunta de la Creta. 3 A comienzos de la década de 199, BP debió enfrentar serios problemas de estabilidad de pozos en el campo Cusiana, situado en Colombia. 4 Los métodos convencionales de resolución de problemas de inestabilidad de pozos resultaron ineficaces en este campo. Un equipo de geocientíficos e ingenieros de múltiples compañías trabajó todo un año compilando información geomecánica suficiente para permitirle mejorar el desempeño de las operaciones de perforación. La experiencia adquirida durante este proyecto condujo a los especialistas de Schlumberger a desarrollar el concepto de un modelo mecánico del subsuelo. 5 Un MEM comprende datos petrofísicos y geomecánicos referentes al estado de un yacimiento, su sobrecarga, y las capas límites adyacentes y, adicionalmente, provee un conocimiento unificado de esos datos. Con el estudio del campo Cusiana, se originaron varios principios relacionados con el modelo mecánico del subsuelo. Primero, todos los datos disponibles deberían utilizarse para desarrollar el modelo geomecánico de un campo. La complejidad de cualquier análisis de datos debe ser balanceada en función de las restricciones de tiempo existentes y el valor de la información obtenida. Existen tres tipos de información clave: mecanismos de falla, estado de los esfuerzos y propiedades mecánicas de las rocas. Por último, para la ejecución exitosa del programa de perforación mediante la utilización de un MEM es necesario contar con información en tiempo real para actualizar el modelo, con un buen manejo de datos y con excelentes comunicaciones. En gran medida, el desarrollo de la geomecánica ha coincidido con el desarrollo de herramientas de adquisición de registros geofísicos cada vez más sofisticadas, tales como las de registros sónicos y de generación de imágenes. Un MEM utiliza estos datos, correlaciones para convertir las respuestas de los registros geofísicos en propiedades mecánicas, datos de núcleos y recortes, e información obtenida de los informes de perforación diarios y de otras fuentes (izquierda). El desafío consiste en tomar los datos de todas estas fuentes, organizarlos dentro de un sistema de computación, y procesarlos e interpretarlos en forma oportuna para generar un resultado económico positivo. Un MEM completo es más que la suma de los datos que lo componen; es un conocimiento unificado de todos los datos relevantes. Cuando la información es segmentada y conservada en conjuntos independientes tales como problemas acontecidos durante la perforación de pozos vecinos en una categoría y resultados sísmicos en otra, con las presiones medidas durante la perfo-. Andersen MA: Petroleum Research in North Sea Chalk. Stavanger, Noruega: RF Rogaland Research (1995): Andersen, referencia : Last N, Plumb RA, Harkness R, Charlez P, Alsen J y McLean M: An Integrated Approach to Managing Wellbore Instability in the Cusiana Field, Colombia, South America, artículo de la SPE 3464, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, al 5 de octubre de Addis T, Last N, Boulter D, Roca-Ramisa L y Plumb D: The Quest for Borehole Stability in the Cusiana Field, Colombia, Oilfield Review 5, no. /3 (Abril/Julio de 1993): Plumb R, Edwards S, Pidcock G, Lee D y Stacey B: The Mechanical Earth Model Concept and Its Application to High-Risk Well Construction Projects, artículo de la SPE 5918, presentado en la Conferencia de Perforación de la IADC/SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 3 al 5 de febrero de. 4 Oilfield Review

4 Presión de poro Yacimientos fracturados Estabilidad del pozo Emplazamiento del pozo Profundidad de la tubería de revestimiento Selección de la barrena de perforación Fluido de perforación Compactación y subsidencia Método de terminación Control de la producción de arena Residuos de perforación Diseño de tramos multilaterales Pozos horizontales Estimulación de yacimientos Recuperación asistida Diagnóstico de fallas ración en un tercer conjunto de datos los modelos pueden ser incoherentes o incluso inconsistentes. Con un MEM unificado, se pueden aplicar relaciones rigurosas en forma uniforme, proporcionando acceso más fácil, visualización, actualización en tiempo real y un único punto para la discusión a medida que ingresa información nueva desde el equipo de perforación o la plataforma de producción (véase Componentes de un modelo mecánico del subsuelo, página 6). El grado de detalle de un MEM varía entre un campo y otro, según las necesidades operativas y los riesgos. Puede tratarse de un conjunto unidimensional simple de perfiles de profundidad que indican parámetros elásticos o elastoplásticos, resistencia de la roca y esfuerzos presentes en el subsuelo en el contexto de la sección estratigráfica local. En un modelo desarrollado en forma más exhaustiva, se incluyen las variaciones laterales para generar un marco geofísico tridimensional (3D) que incorpora una descripción 3D de las propiedades mecánicas. Naturalmente, cualquier MEM creado antes de la perforación se basará en datos históricos y datos de pozos vecinos, de modo que inevitablemente contendrá incertidumbres y estará un tanto desactualizado no bien la barrena tenga contacto con el terreno. La actualización del modelo durante la perforación es vital para reducir las incertidumbres, lograr el control correcto del proceso de perforación y obtener resultados superiores en el ulterior desarrollo. Un MEM puede actualizarse utilizando información recién adquirida, incluyendo datos de registros geofísicos y datos de mediciones adquiridos durante la perforación (LWD y MWD, por sus siglas en inglés respectivamente). Los problemas secundarios que se plantean durante la perforación pueden volverse costosos en el momento de tomar decisiones rápidas, sobre la base de información insuficiente e incompleta. Con un MEM implementado, el equipo de trabajo puede anticipar los problemas potenciales y controlar los datos de entrada para lograr consistencia con el modelo. Cuando surgen problemas, el equipo de trabajo puede tomar decisiones rápidas, bien fundamentadas, e impedir que episodios secundarios se conviertan en problemas de importancia. A veces, las condiciones de los esfuerzos indican que un pozo debería ser estable pero la experiencia de campo demuestra lo contrario. En estos casos, un MEM proporciona pautas para la selección del fluido de perforación. Por ejemplo, si la inestabilidad se debe a la presencia de arcillas expansibles, sensibles, tales como la esmectita, debería utilizarse un fluido de perforación compatible con este tipo de formación. Con frecuencia, la inestabilidad del pozo está relacionada con planos de debilidad, tales como planos de estratificación o pequeñas fracturas pre-existentes de sólo centímetros, por lo que se recomienda la utilización de un fluido de perforación con baja pérdida de fluido, con aditivos obturadores de fisuras. En algunos campos del Golfo de México, la ventana de presión segura es tan estrecha que la resistencia de gel del fluido de perforación debe ser reducida para evitar el fracturamiento de una formación. Exploración Delineación Desarrollo Explotación Recuperación asistida > Valor del MEM para las actividades relacionadas con la vida productiva del campo. Las barras indican la utilidad de un MEM para la determinación de las propiedades indicadas o para la ejecución de las actividades indicadas, durante las diversas etapas de las actividades de campos petroleros. La inversión necesaria para el desarrollo de un MEM se puede amortizar varias veces durante la vida productiva de un campo petrolero (abajo, a la izquierda). La mayoría de los MEMs existentes hasta la fecha han sido desarrollados durante un programa de perforación, pero eso está cambiando ya que se están desarrollando más MEMs para programas de re-terminaciones de pozos. Un MEM activamente actualizado constituye una herramienta vital para el manejo del campo durante toda su vida productiva, de modo que el manejo de datos se convierte en un tema clave. Muchas veces, los operadores obtienen información para un objetivo, que puede resultar de utilidad para una mayor comprensión de su activo. Sin un modelo unitario coherente, los ingenieros quizás ignoren información importante que la compañía ya posee o probablemente no estén al tanto del valor potencial de la información con que cuentan. La construcción de un MEM es un paso importante para la obtención de ese valor. Schlumberger tiene grandes conocimientos técnicos en lo que respecta a la construcción y utilización de modelos terrestres mecánicos. La compañía provee servicios de expertos en geomecánica en todo el mundo, y cuenta con centros en Houston, Texas, EUA; Gatwick y Cambridge, Inglaterra; Kuala Lumpur, Malasia; y Abu Dhabi, UAE. La nueva tecnología que está desarrollando Schlumberger en Abingdon, Inglaterra, combina los cálculos de esfuerzos 3D con el simulador de yacimientos ECLIPSE. Dentro de Schlumberger, una comunidad geomecánica organizada comparte sus conocimientos a través de reuniones y boletines de noticias, asegurando que las mejores prácticas se difundan rápidamente por toda la compañía. Auditoría de los datos de Camisea El primer paso en la construcción de un MEM consiste en organizar la información disponible a través de una auditoría de datos. Esto es más que una tabulación de información cuantitativa y cualitativa; el equipo de auditoría procura comprender los problemas potenciales de la perforación de pozos futuros u otras actividades. Un equipo recolecta información relacionada no sólo con un yacimiento sino también con las formaciones que se encuentran por encima, por debajo, y al lado del mismo. Dicha información complementaria puede ser difícil de encontrar, porque muchos programas de adquisición de datos se centran solamente en la adquisición de registros geofísicos de formaciones productivas. Continúa en página 8 Otoño de 3 5

5 Componentes de un modelo mecánico del subsuelo Schlumberger pasó varios años desarrollando un proceso para construir un modelo mecánico del subsuelo (MEM, por sus siglas en inglés). Aunque los detalles varían según la disponibilidad de datos y las necesidades comerciales específicas para una situación dada, la metodología se adecua a diversos casos. El primer paso del método consiste en acumular y auditar los datos disponibles. Toda la información relevante se combina en un encuadre coherente, el MEM, que permite la predicción de las propiedades geomecánicas, tales como esfuerzos, presión de poro y resistencia de la roca. Algunos componentes de los esfuerzos de una formación pueden medirse directamente y otros pueden derivarse de cantidades conocidas, pero algunos deben estimarse en base a correlaciones (arriba, a la derecha). Las pruebas de núcleos determinan la resistencia a la compresión no confinada (UCS, por sus siglas en inglés) y algunos otros parámetros tales como el ángulo de fricción y la relación de Poisson, ν. 1 El esfuerzo vertical, σ V, suele obtenerse mediante la integración de la densidad a través de los estratos de sobrecarga. En algunos casos, no se adquieren registros de formaciones someras, por lo que a veces se utiliza una extrapolación exponencial de esfuerzos verticales para modelar la región de la que no se adquieren registros. La presión de poro, P p, y el esfuerzo horizontal mínimo, σ h, pueden determinarse a partir de pruebas de integridad de la formación (FITs, por sus siglas en inglés) y de operaciones de minifracturamiento hidráulico, tales como los obtenidos mediante el Probador Modular de la Dinámica de la Formación MDT en una configuración de prueba de esfuerzos con empacador dual. Las mediciones de estos parámetros en puntos específicos calibran las correlaciones de registros a través de todas las formaciones. Los modelos de esfuerzos, tales como el modelo de Mohr-Coulomb, suelen utilizarse para relacionar σ h con P p, σ V y con el ángulo de fricción interna. También se pueden utilizar otras correlaciones, pero requieren parámetros de entrada adicionales que a menudo son difíciles de obtener. El ángulo de fricción interna puede correlacionarse con el contenido de arcilla obtenido de los registros geofísicos. El esfuerzo horizontal máximo, σ H, no puede determinarse en forma directa, por lo que hay que evaluar pistas para determinar la mejor correlación dentro de un modelo de esfuerzo escogido. La información correspondiente a las restricciones impuestas sobre σ H incluye la presencia o ausencia de ovalizaciones por ruptura de la pared del pozo, mediciones de operaciones de minifracturamiento hidráulico, resistencia de la roca y bases de datos locales o regionales. La dirección de σ H es importante para la determinación de la estabilidad del pozo y para la orientación de las fracturas hidráulicas. Los datos sísmicos proveen información sobre la dirección de los esfuerzos regionales al indicar fallas y rasgos compresivos y por tracción relacionados con esos esfuerzos. Sin embargo, la proximidad con respecto a dichas fallas y rasgos principales como la Cordillera de los Andes puede alterar tanto la magnitud como la dirección de los esfuerzos locales, aun cuando la conformación de ese rasgo no alterase el esfuerzo regional. Suele ser necesaria una medida local de la dirección de los esfuerzos para complementar la información regional. Las fallas y fracturas naturales pueden interpretarse a partir de los datos de la herramienta de generación de Imágenes Ultrasónicas de la Pared del Pozo UBI. Mediante la registración de datos en el modo dipolar cruzado, una herramienta de generación de Imágenes Sónica Dipolar DSI indica la dirección de σ H. Las ondas de corte que viajan a través de una formación se dividen en ondas rápidas que se mueven a lo s H correlación s V registros de densidad s h operaciones de minifractura P p medición MDT > Estado de los esfuerzos. Normalmente el esfuerzo vertical, σ V, se obtiene al integrar un registro de densidad desde la superficie hasta la profundidad en cuestión. El esfuerzo horizontal mínimo, σ h, se puede obtener a partir de las operaciones de minifracturamiento hidráulico y la presión de poro, P p, a partir de una medición MDT. El esfuerzo horizontal máximo, σ H, debe obtenerse a partir de correlaciones con registros geofísicos. largo de la dirección del σ H más rígido y ondas más lentas a lo largo de la dirección del σ h más flexible. Los datos también proveen una medida de la anisotropía de los esfuerzos azimutales. El módulo de Young puede determinarse en base a las velocidades de ondas compresionales y de corte registradas por los registros acústicos. Sin embargo, existe una diferencia entre este módulo de Young dinámico y el módulo de Young estático en una prueba realizada sobre material de núcleos. 3 Para utilizar esta información a fin de obtener la resistencia de la roca, usualmente en forma de UCS, se utilizan dos correlaciones. Primero está la conversión de módulo dinámico a módulo estático, después la transformación de módulo estático a UCS. Se supone que la resistencia a la tracción, T, en la mayoría de las formaciones es aproximadamente la décima parte de la resistencia a la compresión. En algunas situaciones, como la apertura de una fractura pre-existente, la resistencia a la tracción del cuerpo rocoso es cero. 6 Oilfield Review

6 Estas propiedades mecánicas resultan de utilidad para las actividades de perforación, terminación y producción de pozos. Una pregunta importante en perforación, cuya respuesta la provee el MEM, es el rango de densidades de lodo que se puede utilizar en forma segura sin dañar una formación. Una formación es sometida a esfuerzo de corte en la pared del pozo si la presión del pozo cae por debajo de la presión de ovalización por ruptura (derecha). El gradiente de presión de ovalización por ruptura de la pared del pozo se determina a partir de P p, σ H, σ h, T y ν. Dicho gradiente es típicamente la densidad del lodo mínima para una perforación segura. La máxima densidad del lodo para una perforación segura suele obtenerse del gradiente de fractura. La máxima densidad del lodo es la que crea una presión de pozo que supera la suma de la resistencia a la tracción de la formación y el esfuerzo tangencial en la pared del pozo (abajo, a la derecha). Una ventana de perforación segura es el rango de densidades de lodo entre la presión de ovalización por ruptura de la pared del pozo y la presión de fractura, incluyendo un factor de seguridad cuando sea posible. La combinación de los gradientes de ovalización y fractura con la dirección del esfuerzo horizontal máximo provee datos de entrada clave para la estabilidad de los pozos desviados y horizontales. La dirección más estable suele estar a lo largo de la dirección del esfuerzo horizontal mínimo. Con los gradientes de los esfuerzos y las propiedades de la formación definidas, el MEM se encuentra disponible para que los especialistas en geomecánica lo utilicen para Ovalización por ruptura de la pared del pozo Esfuerzo horizontal máximo (s h ) efectuar predicciones. Un plan de programas de computación de procesos y manejo de la perforación DrillMAP, desarrollado a partir del MEM, indica las localizaciones y tipos de riesgos de perforación esperados, así como un medio para mitigar esos riesgos. La información nueva se puede comparar con las predicciones del MEM. Las anomalías entre la nueva información y el modelo brindan oportunidades para mejorar el modelo y en definitiva mejorar el conocimiento del campo petrolero. Esfuerzo horizontal mínimo (s h ) Pozo s h Fracturas inducidas por la perforación > Dirección del esfuerzo y daño del pozo. Se pueden producir fracturas inducidas por la perforación a lo largo de la dirección del esfuerzo horizontal máximo si la densidad del lodo es demasiado alta. Se pueden producir ovalizaciones por ruptura de la pared del pozo en la dirección del esfuerzo mínimo cuando la densidad del lodo es demasiado baja. Presión de poro MW ESD ESD mínimo ECD Esfuerzo horizontal mínimo Presión de fractura 1. La resistencia a la compresión no confinada es el valor máximo de esfuerzo compresivo axial que un material puede tolerar bajo la condición de esfuerzo no confinante.. Para detalles matemáticos de los cambios de esfuerzo cercanos a las fallas, consulte: Jaeger JC y Cook NGW: Fundamentals of Rock Mechanics, Londres, Inglaterra: Chapman and Hall, Ltd. y Science Paperbacks (1971): Un módulo dinámico se deriva de una onda acústica progresiva con una frecuencia de unos pocos kilohertz, lo que perturba el material sometiéndolo a un esfuerzo constante. Un módulo estático se deriva de pruebas de laboratorio efectuadas a regímenes de cambio de esfuerzos sumamente bajos, pero sobre un rango de esfuerzos mucho mayor. > Esquema de gradientes de ovalización por ruptura de la pared del pozo y fracturamiento. La densidad estática equivalente (ESD, por sus siglas en inglés) es mayor que la densidad del lodo (MW, por sus siglas en inglés), debido a los recortes presentes en el lodo y la compresibilidad del lodo. La densidad de circulación equivalente (ECD, por sus siglas en inglés) también incluye los efectos dinámicos. Tanto la ESD como la ECD deben mantenerse dentro de la ventana segura (verde en la barra). Las ilustraciones indican el tipo de falla posible dentro de cada régimen de esfuerzo (extremo superior). La condición del centro corresponde a un pozo estable. Al pasar a densidades de lodo inferiores a la ESD mínima (izquierda), la formación puede ovalizarse en el pozo generando una falla por esfuerzo de corte; si cae por debajo de la presión de poro, se puede perder el control del pozo, lo que constituye una condición severa. Con densidades de lodo superiores al rango estable (derecha), la ECD podría superar el esfuerzo horizontal mínimo, generando daño por tracción en la formación; si supera la presión de fractura, se puede propagar una fractura dentro de la formación. Otoño de 3 7

7 Gran parte de la información de una auditoría de datos proviene de las experiencias de perforación y producción previas. Una auditoría de datos se desarrolla a través de determinados pasos: 1. Definición del área objetivo.. Obtención de datos geológicos, geofísicos y petrofísicos asociados con el área objetivo. 3. Revisión de los datos de perforación, terminación y producción de pozos vecinos, comenzando con los más cercanos al área de interés y agregando información relevante de otros pozos más alejados. 4. Revisión de estos datos para determinar la naturaleza de cualquier problema de perforación, terminación o producción de pozos anterior y su causa probable. 5. Determinación de la necesidad de contar con datos adicionales para construir un MEM. 6. Resumen de los resultados. Una auditoría de datos es básicamente una revisión y un resumen de los datos pero también permite identificar falencias en la información necesaria para preparar un MEM. Se pueden resaltar y priorizar los datos faltantes para su obtención en el siguiente programa de perforación o de recolección de datos. PERÚ En muchos casos, la consolidación de la información en un formato gráfico 3D es la mejor forma de apreciar la cantidad y calidad de los datos disponibles. Las interpretaciones geofísicas y geológicas, incluyendo las localizaciones de fallas y topes de formaciones, pueden combinarse con la información cualitativa o cuantitativa obtenida de los informes de perforación y los datos de registros geofísicos de inyección. Las zonas problemáticas y las localizaciones de eventos geológicos son más fáciles de correlacionar cuando ambos tipos de información se combinan en una visualización 3D. Datos obtenidos antes de la perforación Cuando Pluspetrol y sus socios Hunt Oil Company, Tecpetrol y SK Corporation, recibieron los derechos sobre el bloque Camisea en los Andes Peruanos, también obtuvieron un gran volumen de información de otra compañía que había explorado el bloque antes (izquierda). Dado que el objetivo de este bloque situado en el anticlinal San Martín yace sobre una selva tropical sensible desde el punto de vista ambiental, AMÉRICA DEL SUR C o r d i l l e r a d e l o s Clase Tipo Clasificación A n d e s Área prospectiva de Camisea Regional Marco tectónico Estructura regional Historia de la cuenca 1 1 Nivel del mar Profundidad, m SE SM pulgadas Vivian Chonta Basal Nía Superior Nía Inferior (fluvial) Nía Inferior (eólica) Shinai Noi Superior Noi Inferior Ene Copacabana pulgadas pulgadas > Área prospectiva de Camisea, Perú. El área prospectiva de Camisea está situada en los Andes (arriba). Las trayectorias de los pozos, en la mayoría de los pozos del programa de perforación fueron ejecutadas direccionalmente desde unas plataformas de perforación para minimizar el impacto ecológico en la superficie (abajo). NO Perforación Geología Geofísica Informes de perforación diarios Informes de finalización de pozo Registros de inyección Registros de la barrena Registros del BHA Levantamientos de pozos Mapas estructurales Interpretaciones sísmicas Mapas de localizaciones de pozos Topes de formaciones Descripciones litológicas Descripciones de núcleos Estudios geológicos Presiones de formación Líneas sísmicas Levantamientos de tiros de prueba de velocidad Registros geofísicos adquiridos con cable > Información del campo Camisea clasificada por clase y tipo. La clasificación cualitativa indica el valor de los datos existentes para la planeación de la perforación. La información de la Categoría 1 es de calidad y cobertura de superficie suficientes para satisfacer los objetivos de la planeación. La Categoría 3 indica que existen falencias significativas en el tipo y cobertura de los datos; la Categoría es de valor intermedio Oilfield Review

8 > Montaje de los datos de registros geofísicos de pozos disponibles. Estos registros geofísicos de 1 pozos vecinos indican rayos gamma (verde) y calibrador (negro) en el Carril 1 de cada juego; resistividad (rojo y negro) en el Carril ; y sónico (verde), porosidad-neutrón (azul) y densidad (rojo) en el Carril 3. Las bandas azules a la derecha del Carril 1 en los registros geofísicos de pozos 1,, 3, 4 y 1 muestra dónde se dispone de datos de la herramienta de generación de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI. Las bandas rojas a la izquierda del Carril en los registros geofísicos de pozos 3, 5 y 1 muestran las profundidades a las cuales se dispone de datos de la herramienta de generación de Imágenes Ultrasónicas USI o de la herramienta de generación de Imágenes Ultrasónicas de la Pared del Pozo UBI. Los registros geofísicos están alineados por profundidad. los socios debieron utilizar los emplazamientos de desarrollo existentes, o plataformas, en la superficie. Las nuevas trayectorias se desviarían para alcanzar los objetivos desde estas plataformas. Los pozos anteriores habían resultado difíciles de perforar, por problemas graves de inestabilidad y pérdidas de circulación. Su perforación y terminación insumió entre 6 y 1 días debido a incidentes de atascamiento de tuberías, demoras causadas por la pérdida de herramientas de adquisición de registros geofísicos durante la perforación en el pozo y la necesidad de perforar pozos de re-entrada. Pluspetrol solicitó a Schlumberger que realizara una auditoría de datos para las áreas prospectivas del bloque y le proporcionó 4 discos compactos (CDs, por sus siglas en inglés) con una amplia variedad de datos de pozos anteriores (página anterior, a la derecha). Los registros geofísicos adquiridos con herramientas operadas con cable cubren la mayor parte del rango de profundidad, si bien la cobertura de registros geofísicos desde la superficie hasta aproximadamente 17 m [56 pies] es escasa (arriba). Los datos de perforación contenidos en los CDs fueron clasificados por tipo de evento o problema de perforación: Fuerza mayor: por ejemplo, la puesta fuera de servicio del equipo de perforación por lluvias torrenciales, tormentas eléctricas o pequeños movimientos sísmicos Barrena y arreglo de fondo de pozo (BHA, por sus siglas en inglés): por ejemplo, baja velocidad de penetración y tendencias no deseadas de aumento o caída de presión Equipo: eventos relacionados con el desempeño del equipo de perforación, por ejemplo, fallas de la bomba o de la cabeza rotativa superior Limpieza del pozo Golpes de presión e influjo, incluyendo influjo de gas en el lodo de perforación Pérdidas de lodo en el fondo del pozo, típicamente pérdidas de más de 1 bbl [1.6 m 3 ] por incidente Pruebas de pérdida de fluido (o de admisión; LOT, por sus siglas en inglés), o pruebas de integridad de la formación Incidentes de atascamiento de tuberías Problemas de pozos estrechos y de estabilidad de pozos, incluyendo rectificaciones excesivas en pozo estrecho u obturaciones. El análisis indicó que los problemas de pozos estrechos y de estabilidad de pozos eran la causa de más de un tercio de los episodios y ocupaban un 36% del tiempo no productivo. Otras causas importantes de problemas de perforación incluían la barrena y el BHA, los equipos de pozo y episodios de atascamiento de la tubería. Esfuerzos Con los episodios de perforación identificados, el equipo de auditoría comenzó a evaluar las condiciones de los esfuerzos. La dirección del esfuerzo horizontal máximo local es NNE. Se trata de una dirección casi ortogonal con respecto a los esfuerzos regionales que crearon la cadena montañosa de los Andes. Estos esfuerzos regionales levantaron las montañas y modificaron la textura de las rocas; por ejemplo, mediante la generación de fracturas. Esta conclusión de la auditoría señalaba una interrogante importante que necesitaba respuesta: Está la deformación del pozo dominada por esfuerzos locales o por los efectos que tuvo la tectónica regional sobre la creación de la estructura de las rocas? Esta pregunta fue respondida posteriormente utilizando los datos obtenidos durante la perforación del primer pozo. Otoño de 3 9

9 La información geológica fue introducida en un modelo de visualización 3D. Este modelo demostró la estructura plegada y de cabalgamiento en las cimas de los estratos de sobrecarga (próxima página, arriba). La auditoría del campo Camisea destacó la importancia de comprender el estado de los esfuerzos a lo largo de toda la historia de sedimentación. Según dicha auditoría, hubo un período entre la sedimentación del yacimiento y el momento actual, en el que tanto los esfuerzos horizontales máximos como los esfuerzos horizontales mínimos superaron al esfuerzo vertical. Estos paleo-esfuerzos compresivos intensos generaron evidencias tales como fracturas que estaban presentes en el registro geológico. 6 Las fracturas observadas en los núcleos extraídos de los pozos vecinos proporcionaron información sobre el estado de los esfuerzos. La presencia de fracturas por esfuerzo de corte de bajo ángulo, paralelas a la estratificación, es consistente con el plegamiento concéntrico, de manera que esas fracturas se desarrollaron probablemente durante el plegamiento tectónico regional. No obstante, las formaciones Noi y Nia contienen fracturas por esfuerzo de corte normales, de modo que localmente el paleo-esfuerzo máximo era vertical cuando se formaron las fracturas. Esto debe haber sucedido después de que el plegamiento inicial absorbiera parte de la compresión tectónica e hiciera que los esfuerzos principales rotaran. Por otra parte, las fracturas por esfuerzo de tracción en vez de las fracturas por esfuerzo de corte normales presentes en la porción superior de la formación competente Vivian, indican que el plegamiento y el estiramiento ulteriores deben haber incrementado los esfuerzos diferenciales. 7 El plegamiento de una potente formación competente subyacente, posiblemente la formación Copacabana, generó un plegamiento concéntrico de las formaciones del yacimiento. El movimiento resultante probablemente alivió parte del esfuerzo horizontal presente en el bloque Camisea. Actualmente, el esfuerzo vertical es el esfuerzo principal máximo. Riesgos La última etapa de la auditoría de datos implicó la predicción de los riesgos potenciales de perforación. La mayor parte de los episodios de atascamiento de la columna de perforación se había producido en pozos desviados, hecho significativo ya que los pozos planificados serían desviados. Sin embargo, los pozos perforados anteriormente con problemas de atascamiento de tuberías, habían sido desviados en dirección casi paralela al rumbo del anticlinal San Martín, mientras que el rumbo de los pozos propuestos sería oblicuo o bien ortogonal respecto de la tendencia anticlinal (abajo). Los pozos propuestos en el campo Camisea tendrían potencialmente más riesgos de perforación que los pozos anteriores. Pluspetrol autorizó a Schlumberger a construir un MEM para las áreas prospectivas de Camisea. Este MEM incluyó un plan DrillMAP que proporcionaba un pronóstico de los riesgos probables clasificados para cada sección de perforación y su impacto sobre la perforación. 8 El modelado de Monte Carlo ayudó a identificar la variabilidad potencial de algunas de las cantidades pobremente restringidas por los datos de pozos perforados anteriormente. Por ejemplo, el modelado demostró que la resistencia a la compresión no confinada (UCS, por sus siglas en inglés) producía el mayor impacto sobre la predicción de la falla por esfuerzo de corte Dificultad en la perforación Inclinación, grados Más dificultoso Azimut, grados > Mapa de riesgos en la trayectoria de la perforación. El riesgo de perforación cambia según la orientación de un pozo respecto de los esfuerzos principales y el ángulo de incidencia de la trayectoria respecto de la estratificación. Las cinco trayectorias muestran (1) un pozo vertical a través de la cresta del yacimiento, () un pozo casi vertical marginal que penetra la formación en forma aproximadamente perpendicular a la estratificación, (3) un pozo casi vertical que intersecta los planos de estratificación a un cierto ángulo, (4) pozos desviados orientados echado abajo, en sentido paralelo a la estratificación y (5) pozos muy desviados en ángulo oblicuo respecto del echado de la estratificación (centro). La dificultad en la perforación puede representarse esquemáticamente a través de un diagrama de dificultades planteadas en la perforación (izquierda). Cuanto más grande es el lóbulo, más difícil es perforar en esa dirección. Por ejemplo, la Trayectoria 1 es relativamente fácil de perforar y, siendo vertical, no muestra ninguna dirección preferencial de dificultad. Sin embargo, la Trayectoria 5 es muy difícil de ejecutar en la dirección de σ H. En otras partes de las estribaciones de los Andes, las Trayectorias 4 y 5 han sido las más difíciles de perforar. Los pozos del campo Camisea, oblicuos con respecto a la tendencia anticlinal, son similares a la Trayectoria 4. Se puede crear un mapa de riesgos de la trayectoria, codificado en color, para cada horizonte (derecha). Este mapa correspondiente a la formación Shinai indica que es más fácil perforar pozos casi verticales (azul) y que lo más difícil es perforar a lo largo de σ H con una gran inclinación (rojo). La perforación con un grado de dificultad moderado se representa en color amarillo. Se construyeron mapas similares para otros horizontes. La trayectoria a través de la formación Shinai para SM11 correspondía a una dirección que no planteaba dificultades, mientras que SM1 y SM14 eran más difíciles. En general, es necesario aumentar la densidad del lodo para controlar pozos perforados en las direcciones más dificultosas. 3 Oilfield Review

10 pero las mediciones de UCS no formaban parte de los datos auditados. Después de evaluar este resultado de la simulación de Monte Carlo, Pluspetrol determinó la UCS en base a pruebas de núcleos de un pozo perforado anteriormente. Un equipo del segmento de servicios Perforación Sin Sorpresas (NDS, por sus siglas en inglés) de Schlumberger, y Pluspetrol utilizaron los resultados del MEM y del plan DrillMAP para crear un plan de perforación. 9 A fin de optimizar la limpieza del pozo, Pluspetrol mejoró el motor de perforación reemplazándolo por un sistema rotativo orientable PowerDrive. 1 El equipo vigiló rutinariamente el desempeño de la perforación utilizando sistemas de adquisición de registros geofísicos y mediciones adquiridas durante la perforación. Perforación El equipo NDS actualizó el MEM y los planes DrillMAP durante la perforación del primer pozo del bloque, completando los datos donde la auditoría de datos indicaba deficiencias. La información obtenida durante la perforación de este pozo confirmó las direcciones de los esfuerzos. Los datos de perforación del nuevo pozo proporcionaron la respuesta al interrogante acerca de la influencia de los esfuerzos locales actuales y los paleo-esfuerzos. El análisis de las imágenes de ovalizaciones por ruptura de la pared del pozo demostró que los esfuerzos locales, más que la textura remanente debida a la tectónica regional, dominaron la deformación del pozo. Las magnitudes de los esfuerzos pronosticadas previamente se aproximaban a las observaciones realizadas durante la perforación en el yacimiento, pero el modelo debió ajustarse en los estratos de sobrecarga, donde se disponía de una cantidad mínima de datos previos a la perforación (derecha). El primer pozo del operador fue terminado en 8 días sin incidentes, cinco días antes de lo planificado. Pluspetrol se manifestó muy conforme con los resultados de la aplicación del enfoque NDS y siguió trabajando con Schlumberger en pozos adicionales. 6. El término paleo-esfuerzo indica el estado existente de los esfuerzos en el momento de la sedimentación o en algún otro momento anterior al presente. 7. El esfuerzo diferencial es una medida de las diferencias entre los esfuerzos principales. 8. Para obtener mayor información sobre el plan DrillMAP, 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 de problemas durante la perforación, Oilfield Review 13, no. (Otoño de 1): Para obtener mayor información sobre la iniciativa No Drilling Surprises, consulte: Bratton, referencia Para obtener mayor información sobre perforación rotativa orientable, consulte: Downton G, Hendricks A, Klausen TS y Pafitis D: Nuevos rumbos en la perforación rotativa direccional, Oilfield Review 1, no. 1 (Verano de ): 31. > Vista en dirección al Este, a través del anticlinal San Martín, ubicado en el campo Camisea, y sistema de fallas de cabalgamiento. Los pliegues del tope de las formaciones Noi y Ene (superficie blanca) indican la existencia de deformación regional a partir de esfuerzos compresivos. Las otras superficies coloreadas muestran las localizaciones de las fallas. Las trayectorias de los pozos perforados anteriormente (negro) parten de la superficie de la Tierra en la localización del pozo. Un guión blanco en la trayectoria del pozo indica el nivel del mar. La dirección del esfuerzo horizontal máximo es NNE (recuadro). Densidad del lodo equivalente, lbm/gal pronosticado derivado de la prueba de pérdida de fluido (o de admisión) Profundidad vertical verdadera, m > Actualización de los esfuerzos durante la perforación. La predicción del esfuerzo horizontal mínimo, σ h, antes de la perforación resultó válida en las regiones en las que la cobertura de datos de pozos vecinos era buena, a más de 17 m [56 pies] de profundidad. La prueba de pérdida de fluido (o de admisión; LOT, por sus siglas en inglés) en la zapata superior de la tubería de revestimiento, a unos 1 m [38 pies], indicó que el valor de σ h era más alto que lo estimado. El modelo fue corregido durante la perforación para incorporar este resultado. La ilustración del fondo muestra una prueba de pérdida de fluido en la zapata de una tubería de revestimiento. La perforación del segundo pozo se desarrolló sin incidentes a través de las arcillas reactivas de las Capas Rojas inferiores y la tubería de revestimiento se asentó con éxito. La barrena quedó aprisionada en un tramo inferior, de modo que se perforó un pozo de re-entrada para alcanzar la profundidad total, a la que se llegó con sólo tres días de atraso respecto del programa establecido gracias a la planeación anticipada efectuada con el MEM. Durante la perforación del tercer pozo, el equipo NDS observó una prueba de integridad de la formación (FIT, por sus siglas en inglés) inusual. Esta prueba, que se realiza normalmente después de asentar la tubería de revestimiento y perforar a través de la zapata de la misma, proporciona una calibración para el esfuerzo horizontal mínimo. El comportamiento FIT en el primer ciclo de presión fue normal, pero en un segundo ciclo se observó una declinación anormalmente rápida de la presión. Para confirmar una hipótesis de que tal comportamiento era provocado por la presencia de fracturas naturales, el equipo de trabajo modeló el resultado de la prueba de integridad de la formación en un simulador de fracturas utilizando los parámetros disponibles en el MEM. La comprensión de este fenómeno proporcionó una explicación de las pérdidas que se habían producido durante las operaciones de cementación y ayudó a reducir el riesgo de pérdida de circulación en los tramos más profundos. W N N s h s H Otoño de 3 31

11 Los primeros dos pozos indicaron la necesidad de implementar prácticas de perforación cuidadosas en el tramo de 8 1 pulgadas a través de la formación Shinai. El MEM proveyó las pautas para la perforación y no surgió problema alguno. Pluspetrol valoró particularmente la planeación anticipada y la capacidad para tomar decisiones bien fundamentadas rápidamente. La estrecha comunicación existente entre los integrantes del equipo confirió a Schlumberger y Pluspetrol la capacidad de incorporar en forma inmediata al plan de trabajo la información nueva y las lecciones aprendidas. Modelado de los esfuerzos locales en el Campo Mirren Los esfuerzos regionales ofrecen un valioso punto de partida para la estimación de los esfuerzos en diversas cuencas. No obstante, las estructuras principales pueden afectar los esfuerzos locales presentes en las adyacencias de un campo o de un pozo. Por ejemplo, las cadenas montañosas formadas hace mucho tiempo por la acción de esfuerzos compresivos tienen un efecto sobre los esfuerzos presentes actualmente en las inmediaciones. Las montañas pueden distorsionar a tal punto los esfuerzos locales que ninguno de los esfuerzos principales sean verticales y pueden ocasionar la rotación de los esfuerzos horizontales desviándolos de su orientación regional. Las zonas con fallas y fracturas también pueden afectar un campo local de esfuerzos. El movimiento a lo largo de una falla alivia el esfuerzo localmente, en especial el esfuerzo de corte a través de la falla, mientras que el esfuerzo regional lejos de la falla quizás no se modifique significativamente. Para comprender los efectos de la distorsión local sobre los esfuerzos actuales, a veces es necesario crear un modelo de simulación geomecánica. Uno de los casos en que se requiere dicha simulación es el campo Mirren, situado unos km [15 millas] al este de Aberdeen, Escocia, en el Mar del Norte. El campo está conectado mediante empalmes submarinos a la plataforma ETAP (Eastern Trough Area Project) del Mar del Norte. Las arenas prospectivas están encajadas debajo de un diapiro salino (arriba, a la derecha). El operador, BP, contaba con datos de un pozo exploratorio y de otro de re-entrada, pero la información era insuficiente para desarrollar un perfil de esfuerzos confiable para la perforación o planeación de la terminación. Las propiedades de este pozo y de su pozo de re-entrada fueron utilizadas para calibrar un modelo numérico. Profundidad, m REINO UNIDO 1 3 NW M a Campo Mirren r d e N NORUEGA El diapiro del campo Mirren es casi simétrico en la sección transversal vertical y no se observó indicación alguna de anisotropía estructural local, de modo que el equipo de trabajo desarrolló un modelo radialmente simétrico del diapiro y el campo. Los esfuerzos de campo lejano fueron derivados de un modelo de Mohr-Coulomb. Dado que la sal es muy plástica y no sustenta los esfuerzos de corte, la condición de los esfuerzos se reducía a la presión hidrostática ejercida dentro de la sal. Las propiedades de la formación fueron tomadas de los registros geofísicos de pozos existentes. El esfuerzo ejercido por los estratos de sobrecarga se obtuvo a partir de los registros de densidad; el esfuerzo principal mínimo, no necesariamente horizontal, fue calibrado utilizando las pruebas de pérdida de fluido. Los cálculos de un modelado mediante elementos finitos proporcionaron las direcciones y magnitudes del esfuerzo principal en torno al diapiro. Los datos del calibrador reforzaron la confirmación de estos esfuerzos principales. l e r t o Cima de la sal Fondo del mar Nivel 1 Nivel Nivel 3 Nivel 4 Nivel 5 Sele Ekofisk > Localización y estratigrafía (arriba) del campo Mirren, en el Mar del Norte. Un diapiro salino creó el campo Mirren con acumulaciones de hidrocarburos en la formación Sele. Las propiedades de la formación y los datos de calibración fueron obtenidos del pozo de exploración perforado anteriormente y su re-entrada (azul). Una vez calibrado el modelo, las propiedades resultantes fueron rotadas en torno del eje de simetría para crear un modelo 3D. El modelo reveló áreas de grandes esfuerzos diferenciales donde los esfuerzos mínimos y máximos difieren considerablemente en las zonas adyacentes del diapiro salino. La perforación en esas áreas requeriría altas densidades de lodo para evitar la inestabilidad del pozo. No obstante, en esa misma área próxima al diapiro, la presión de fractura modelada era baja, lo que exigía una densidad de lodo baja. Dado que la densidad del lodo no podía ser alta y baja al mismo tiempo, la trayectoria elegida del pozo evitó estas áreas problemáticas cercanas al diapiro (próxima página). 11. Para obtener mayor información sobre el campo Petronius contenido en esta sección, consulte: Smirnov NY, Tomlinson JC, Brady SD y Rau WE III: Advanced Modeling Techniques with Real-Time Updating and Managing the Parameters for Effective Drilling, artículo presentado en la 14 a Conferencia y Exhibición de Tecnología Marina Profunda, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 1 al 15 de noviembre de. SE 3 Oilfield Review

12 Las propiedades a lo largo de cada trayectoria seleccionada fueron tomadas del modelo 3D. Esta información proporcionó proyecciones de estabilidad de pozo y arenamiento que fueron utilizadas para perforar nuevos pozos y planificar terminaciones que minimizarían la producción de sólidos. Dos pozos del campo Mirren fueron perforados y terminados con éxito con información tomada del modelo; la producción comenzó en noviembre de. Profundidad, m Profundidad, m Contraste de esfuerzos Presión de fractura Manejo de las tolerancias de perforación en el campo Petronius Además de proveer datos de entrada para el modelado de simulación, un modelo MEM resulta de utilidad en la evaluación previa a la perforación. Un modelo MEM construido antes de la perforación proporciona al equipo a cargo de la perforación, un plan de perforación que incluye una advertencia de los peligros. La verificación de los esfuerzos en tiempo real permite al equipo Desplazamiento, m Desplazamiento, m to 1 MPa 1 to MPa to 5 MPa 5 to 1 MPa 1 to MPa to 3 MPa 3 to 4 MPa >4 MPa Superficies to 1 MPa 1 to MPa to 5 MPa 5 to 1 MPa 1 to MPa to 3 MPa 3 to 4 MPa >4 MPa Superficies > Resultados del modelado en torno al diapiro salino del campo Mirren. Una zona de alto contraste de esfuerzos costea la base del diapiro salino [zonas de color púrpura oscuro y naranja (arriba)] y la presión de fractura también es baja en esta área [zonas de color púrpura claro y oscuro (abajo)]. Se seleccionó una trayectoria de pozo (verde) para evitar esta área problemática. de trabajo refinar el MEM y el plan de perforación durante el avance de la perforación. La vigilancia rutinaria en tiempo real puede resultar esencial para el éxito de un pozo, particularmente cuando la ventana de perforación segura es extremadamente estrecha. La presión de poro y los esfuerzos horizontales se pronostican delante de la barrena en base a correlaciones de registros sónicos y de resistividad desarrollados para el MEM de un campo. Con una ventana de perforación estrecha, estas cantidades deben actualizarse en forma continua para evitar el desplazamiento fuera de la ventana segura. Por otra parte, debe vigilarse permanentemente la densidad del lodo en el tramo desnudo del pozo. La densidad del lodo no es la misma en la superficie que en la barrena, y la densidad del mismo en el fondo del pozo cambia aún más cuando circula el lodo. La densidad estática equivalente (ESD, por sus siglas en inglés) del lodo en el BHA difiere de la densidad del lodo en la superficie debido a la suspensión de sólidos y a la compresibilidad del lodo. Dejando de lado las propiedades del lodo, las principales influencias sobre las fluctuaciones de la densidad de circulación equivalente (ECD, por sus siglas en inglés) son el tamaño del pozo; la configuración del BHA y de la columna de perforación; el desplazamiento y la velocidad de viaje de las tuberías; la velocidad de penetración; y los regímenes y presiones de bombeo. Las densidades equivalentes pueden medirse en torno a un BHA utilizando una herramienta de adquisición de la Presión Anular Durante la Perforación APWD. La ECD se transmite a la superficie en tiempo real. La ESD se registra en el fondo del pozo mientras no se hace circular lodo y los valores de ESD mínimos y máximos se transmiten no bien se retoma la circulación. Cuando la ventana segura de perforación o de densidad del lodo se hace más pequeña que la diferencia entre la ESD y la ECD, es probable que las operaciones de perforación normales causen fracturamiento u ovalizaciones por ruptura de la pared del pozo o, en ciertos casos, ambos tipos de falla en el mismo pozo. La importancia de mantener una ventana de densidad del lodo segura se detectó durante la planeación previa a la perforación de los pozos del campo Petronius. La plataforma para el campo Petronius se encuentra en el límite de la plataforma continental y el ambiente de aguas profundas del área de Viosca Knoll del Golfo de México. El operador, ChevronTexaco, comenzó el desarrollo en el año y planificó perforar tres pozos de alcance extendido con un desplazamiento horizontal de hasta 58 m [19, pies]. 11 Otoño de 3 33

13 El tirante de agua (profundidad del lecho marino) cambia rápidamente cerca de la plataforma (derecha). El tirante de agua en la plataforma es de 533 m [175 pies] pero el extremo norte del yacimiento se encuentra debajo de sólo 13 m [7 pies] de agua y el extremo sur, debajo de casi 975 m [3 pies]. Este cambio extremo del tirante de agua, con el cambio consecuente en el esfuerzo de los estratos de sobrecarga, debió ser considerado durante el diseño de estos pozos de alcance extendido. Se habían planteado problemas de perforación en pozos anteriores con menos extensión lateral que los tres pozos programados. Los pozos perforados previamente tuvieron problemas de limpieza, tiempo de circulación excesivo, estrechez, obturaciones y herramientas perdidas en el pozo. Estos problemas se agudizaron al aumentar la inclinación del pozo porque la ventana segura de densidad del lodo se hizo más estrecha. ChevronTexaco fijó varias metas para la perforación de estos pozos de alcance extendido. La compañía quería evitar problemas de pozos, específicamente el atascamiento de las tuberías y las sacudidas bruscas asociadas con las tuberías aprisionadas, la pérdida de herramientas y las pérdidas de circulación. El programa de perforación exigía una densidad del lodo alta para evitar ovalizaciones por ruptura de la pared del pozo en un tramo superior, asentando luego la tubería de revestimiento de pulgadas más allá de esta zona inestable. Con la tubería de revestimiento asentada, se redujo la densidad del lodo para evitar pérdidas de circulación como consecuencia de la presencia de un gradiente de fractura más bajo en la zona siguiente. Era imperioso vigilar la ECD y la ESD durante la perforación y mantener sus valores dentro de los límites seguros en todo momento. Modelo mecánico del subsuelo La planeación de estos pozos de alcance extendido en el campo Petronius demandó la construcción de un MEM 3D para integrar los datos existentes y modelar la información faltante. Los registros geofísicos del medidor de echado y de la herramienta de generación de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI identificaron discordancias y fallas, que se utilizaron para establecer las direcciones de los esfuerzos. Normalmente, el esfuerzo vertical debido al peso de los estratos de sobrecarga se determina mediante la integración de la densidad de las formaciones sobreyacentes. En Petronius, el lecho marino fuertemente inclinado complicaba este enfoque. El equipo NDS construyó un modelo 3D del yacimiento para dar cuenta de la profundidad Profundidad, pies , N Texas Luisiana G o Mississippi variable del lecho marino y el cambio del esfuerzo lateral resultante. Los registros geofísicos de densidad de pozos vecinos no habían cubierto todo el intervalo de profundidad, de modo que los datos fueron extrapolados hasta el lecho marino. Un levantamiento de velocidad sísmica 3D proveyó la información para construir un cubo de densidad 3D con control de calidad, en base a un registro sónico. El lecho marino fuertemente inclinado generaba una diferencia de más de.1 g/cm 3 [1 lbm/gal] en el gradiente del esfuerzo de sobrecarga pronosticado, al final de la trayectoria del pozo, comparado con un pozo vertical de igual profundidad total. Los datos de entrada para el MEM se obtuvieron de los datos adquiridos antes de la perforación. Un análisis petrofísico completo estableció la mineralogía de las formaciones y las propiedades de las rocas. Un cubo sísmico 3D proporcionó los datos de entrada para una predicción de la presión de poro. Las pruebas de ruptura de la formación en pozos vecinos proporcionaron el esfuerzo horizontal mínimo en las lutitas y constriñeron el esfuerzo horizontal máximo. Las mediciones de presión del Probador Modular de la l f o d e M é Alabama Campo Petronius o x i c Trayectorias de pozos Plataforma Georgia Florida Fondo marino 1,, 15, 1, 5 5 1, 15,, Desplazamiento, pies > Localización (arriba) y trayectorias de pozos (abajo) para el campo Petronius, Golfo de México. La profundidad del fondo marino cambia considerablemente por encima del campo Petronius. Dinámica de la Formación MDT y del Probador de Formación a Repetición RFT y las pruebas de pérdida de fluido permitieron calibrar estos perfiles. El equipo extrajo un pronóstico de la estabilidad del pozo a lo largo de la trayectoria del pozo especificada a partir del MEM. La ventana de lodo estable entre la densidad del lodo necesaria para evitar la iniciación de ovalizaciones por ruptura de la pared del pozo y el esfuerzo horizontal mínimo fue inferior a 1 lbm/gal. La diferencia pronosticada entre la ESD y la ECD superó este valor, de modo que podría ocurrir cierto daño del pozo. El equipo de trabajo decidió que la ocurrencia limitada de ovalizaciones por ruptura de la pared del pozo era más fácil de manejar que el fracturamiento inducido de la formación, de manera que impuso un límite menos restrictivo sobre el lado bajo de la ventana de densidad del lodo. Dado el tamaño del pozo y el diseño de la columna de perforación, el MEM ayudó a determinar la magnitud de falla máxima que podría manejar la hidráulica del equipo de perforación con una probabilidad mínima de perder el pozo. El equipo de trabajo determinó que podrían producirse ovalizaciones por ruptura de la pared del S 34 Oilfield Review

14 Gradientes de esfuerzos 1 lbm/gal/división Presión de poro Litología Ilita Arena Agua ligada Porosidad total Densidad del lodo, α= Densidad del lodo, α=6 Esfuerzo horizontal mínimo Gradiente de sobrecarga Prueba de pérdida de fluido (LOT) Predicción de la ovalización por ruptura de la pared del pozo Circunferencia del pozo 36 σ H Profundidad medida, pies 1 pies Prueba de pérdida de fluido (LOT) Fracturas potenciales σ h Zonas de falla por esfuerzo de corte (ovalización por ruptura de la pared del pozo) α α α ángulo de la ovalización σ h σ H > Utilización del análisis de ovalización por ruptura de la pared del pozo para establecer el peso mínimo del lodo. El análisis de estabilidad del pozo (Carril ) indica que el peso mínimo del lodo para prevenir la iniciación de la ovalización por ruptura de la pared del pozo, MW (verde), no tiene separación suficiente con respecto al esfuerzo horizontal mínimo, σ h (dorado). El equipo NDS analizó la dinámica de la perforación y decidió que el pozo podía mantenerse limpio, con ovalizaciones por ruptura de la pared del pozo con un ángulo de hasta α=6 (derecha). Utilizando este criterio MW 6 (rojo), se predijeron las localizaciones de las fallas de pozo esperadas (Carril 3). En el Carril, una prueba de pérdida de fluido confirmó la correlación para σ h. El gradiente de esfuerzo de la sobrecarga está a la derecha (magenta). El Carril 1 muestra un análisis petrofísico de las formaciones. pozo contenidas dentro de un ángulo de 6 sin afectar su limpieza e integridad, de modo que este fue el criterio de diseño adoptado para la densidad del lodo (arriba). Sin embargo, las condiciones debían vigilarse rutinariamente con cuidado. Una vez iniciada la falla de la pared del pozo no había forma de predecir cómo se comportaría la ovalización. La falla empeoraría probablemente con el tiempo, mientras la condición de los esfuerzos permaneciera fuera de los límites de seguridad. Por lo tanto, durante la perforación se controló cuidadosamente la ECD y la ESD. Un modelo de la mecánica de la perforación indicó que el sistema rotativo orientable PowerDrive PD9 mejoraba la limpieza del pozo y permitía el flujo con menos caída de presión en la herramienta que un motor de perforación de fondo de pozo. El análisis de estabilidad del pozo predijo la ECD y las velocidades anulares necesarias para optimizar la limpieza del pozo. Un análisis completo de los esfuerzos en la columna de perforación estableció los límites operativos para evitar fallas y eliminar el potencial tiempo inactivo. 1 Las lecciones aprendidas y las buenas prácticas descubiertas durante las preparaciones previas a la perforación fueron capturadas en la base de datos MEM. Utilizando el análisis de las causas raíces, el equipo de trabajo desarrolló acciones preventivas y correctivas para episodios potenciales. Perforación Con un plan implementado, la perforación comenzó en el año. Los ingenieros del equipo de perforación asignados a esa localización vigilaban continuamente las operaciones de perforación y la adquisición de registros geofísicos en tiempo real, incluyendo los registros de rayos gamma, resistividad, sónicos, de densidad y porosidad-neutrón. Un equipo multidisciplinario proveía soporte en tierra las 4 horas. La limpieza del pozo era una operación crítica. La ECD es sensible a la condición del pozo y, en este caso, el margen entre causar el colapso o fractura de la formación era estrecho. La calibración de los esfuerzos requirió la vigilancia rutinaria de la ECD con precisión de.1 g/cm 3 [.1 lbm/gal], además de la calibración de los gradientes previstos a partir de las pruebas de integridad de la formación, pruebas de pérdida de fluido y pruebas de admisión extendidas. 1. El análisis de la columna de perforación incluyó esfuerzos de flexión, curvamiento sinusoidal, carga axial efectiva, fuerzas laterales totales e inclinacionales y capacidad de torsión y tracción. Otoño de 3 35

15 La limpieza convencional del pozo mediante normalización del lodo producía pocos derrumbes como consecuencia de las ovalizaciones por ruptura de la pared del pozo. No obstante, mediante la adquisición de registros geofísicos que dan cuenta de las condiciones de la mecánica de la perforación tales como esfuerzo de torsión y arrastre se vigiló rutinariamente la probabilidad de generar derrumbes mayores que los recortes de perforación. Procedimientos especiales de limpieza del pozo y viajes proveyeron una acción mecánica para eliminar los derrumbes más grandes. Se incrementó el tiempo de circulación antes de sacar la tubería de perforación del pozo cuando se llegó a la profundidad de la zapata de la tubería de revestimiento, cuando se alcanzó el fondo del pozo y al perforar a ciertos ángulos de inclinación críticos. El material de derrumbe llegó a las temblorinas (zarandas vibratorias) después de varias circulaciones completas, cuando los recortes de perforación normales ya no circulaban en las temblorinas y los derrumbes siguieron circulando hacia la superficie durante varias horas. La ventana de densidad del lodo aceptable era tan estrecha que persistía la posibilidad de fracturamiento de la formación. El equipo a cargo de la perforación observó cierta distensión del pozo, seguida por pérdidas de lodo. Las fracturas de este intervalo fueron localizadas mediante el análisis de los registros de resistividad MWD repetidos (técnica de lapsos de tiempo), adquiridos durante la perforación y nuevamente durante la extracción de las herramientas del pozo. 13 El equipo a cargo de la perforación trató las fracturas con material de control de pérdida de fluido y redujo la densidad del lodo a un nivel aceptable en base al MEM actualizado en tiempo real. El análisis indicó que el gradiente de esfuerzo horizontal mínimo en los cuerpos arenosos era.35 g/cm 3 [.3 lbm/gal] menor que el de las lutitas, de modo que se actualizó el modelo para dar cuenta de esta diferencia de resistencia de las distintas litologías. La vigilancia permanente de los pozos, sumado a un modelo MEM que posibilitó conocer los eventos no deseados, permitió que tres pozos alcanzaran con éxito la profundidad total. No se registró incidente alguno de tubería aprisionada, herramientas perdidas en el pozo o re-entradas. Las pérdidas de fluido secundarias observadas fueron abordadas con éxito. Se alcanzaron todos los objetivos; todas las columnas de revestimiento fueron asentadas en las profundidades planificadas. En promedio, el ahorro total en términos de tiempo en la construcción de estos tres CHINA RUSIA JAPÓN pozos fue del 15%. Considerando solamente el tiempo invertido en la perforación, el ahorro fue de un 45%, comparado con el plan previo a la perforación del campo Petronius. Control de la producción de arena El MEM también desempeña un papel importante en lo que respecta al control de la producción de arena que a menudo se observa en formaciones débiles y no consolidadas. La arena que se desplaza en la corriente de flujo, erosiona los tubulares y puede dañar el equipo de superficie y de subsuelo. La prevención de la producción de arena frente a la formación suele ser el mejor método de minimización de este daño, utilizando disparos orientados o bien terminaciones sin cedazos (filtros). 14 En ciertas situaciones, el fracturamiento vertical indirecto (IVF, por sus siglas en inglés) provee control de arena ya que se dispara una zona competente y se fractura una zona productiva adyacente, menos competente. 15 La correcta aplicación del IVF requiere un conocimiento detallado de la formación, la litología y las propiedades geomecánicas, lo que puede obtenerse a partir de un MEM. En el año, el operador Sakhalin Energy Investment Company aplicó la técnica IVF en el campo Piltun-Astokhskoye, ubicado unos 1 km [7 millas] al noreste de Sakhalin Island, Rusia (arriba). 16 Los pozos del campo son propensos a la producción de arena proveniente de zonas productivas pobremente consolidadas. RUSIA > Campo Piltun-Astokhskoye, en el área marina de Sakhalin Island, Rusia. t a T a r S o d u n Sakhalin Island M a Campo Piltun-Astokhskoye r d e Los pozos habían sido terminados utilizando tratamientos de fracturamiento hidráulico seguido de empaque de grava y tratamientos de empaque con agua a alto régimen de inyección (HRWP, por sus siglas en inglés). 17 Después del tratamiento, los pozos mostraron un alto factor de daño mecánico positivo. 18 El operador probó el IVF para verificar si la formación en sí podría controlar la producción de arena, trabajando con Schlumberger para examinar la litología y la geomecánica del pozo candidato en detalle. Se estudiaron varios pozos para generar un MEM. La porción de la zona petrolífera que exhibe la permeabilidad más alta comprende una arenisca pobremente consolidada que corresponde a arenas limpias de grano fino a medio, con escasas cantidades de arcilla. El ambiente de sedimentación consistía en una plataforma marina, correspondiente a una secuencia granocreciente; las secciones inferiores están más consolidadas debido al mayor grado de concentración y cementación de las arcillas. Las zonas barrera, altamente consolidadas, varían de limolita arcillosa y arenisca a lutitas. Si bien el valor medio de la permeabilidad de la formación oscila entre 15 y md, las areniscas limpias tienen permeabilidades altas de hasta 4 D. La permeabilidad en el pozo se calculó utilizando la transformada de permeabilidad de Timur-Coates en base al registro de Resonancia Magnética Combinable CMR. 19 Estas mediciones se calibraron con datos de núcleos. O k h o k t s 36 Oilfield Review

16 La dirección de los esfuerzos horizontales máximos, σ H, fue determinada utilizando una herramienta de generación de Imágenes Sónica Dipolar DSI que opera en modo dipolar cruzado. La respuesta de la herramienta DSI indicó que la dirección de σ H máximo es noreste-suroeste. Esto fue corroborado mediante los resultados de la ovalización por ruptura de la pared del pozo, observada en un registro de calibrador de cuatro brazos. Otras propiedades para el MEM, tales como la relación de Poisson y el módulo de Young, también se obtuvieron del registro DSI. Las mediciones de la resistencia a la compresión no confinada obtenidas de los núcleos se calibraron con la UCS derivada de una correlación de registros DSI. Disparos Las localizaciones seleccionadas para los disparos dieron cuenta de las magnitudes y direcciones de los esfuerzos para minimizar la falla de los túneles dejados por los disparos. Si bien la orientación preferida para los disparos en estos pozos muy desviados era la vertical, no siempre fue posible utilizarla. Se seleccionó un intervalo de disparo dentro del intervalo más consolidado, de menor permeabilidad, situado levemente por debajo de la zona objetivo de alta permeabilidad. En base a la información del MEM, el diseño de tratamientos de fracturamiento hidráulico FracCADE y el modelado del programa de computación indicaron que el IVF se desarrollaría desde la zona competente hacia el intervalo más productivo y más débil, situado por encima (derecha). El modelo ayudó a diseñar la densidad de los disparos, la penetración y el tamaño del pozo para minimizar la posibilidad de producción de arena de formación o de apuntalante. Rayos gamma API 15 Prof., m Resumen litológico 1 Lutita Arenisca Caliza Hidrocarburo Agua Gradiente de esfuerzo de cierre kpa/m 36 Módulo de Young GPa 1 Relación de Poisson..6 Porosidad total 5 porcentaje Porosidad efectiva 5 porcentaje Saturación de agua 1 porcentaje Porosidad-Neutrón 5 porcentaje Porosidad-Densidad 5 porcentaje Hidrocarburo > Geomecánica del campo Piltun-Astokhskoye. Un simulador de fractura FracCADE utiliza la petrofísica (Carril 3) y la litología de las formaciones (Carril 1) para evaluar las propiedades mecánicas de las formaciones (Carril ). En el Carril, la variabilidad del esfuerzo de cierre de fractura (rojo), una medida del esfuerzo horizontal mínimo, es representada en el modelo como zonas de esfuerzo constante (azul). Agua 13. Inaba M, McCormick D, Mikalsen T, Nishi M, Rasmus J, Rohler H y Tribe I: El auge de las imágenes de la pared del pozo, Oilfield Review 15, no. 1 (Verano de 3): Para obtener mayor información sobre terminaciones sin cedazos, consulte: Acock A, Heitmann N, Hoover S, Malik BZ, Pitoni E, Riddles C y Solares JR: Métodos de control de la producción de arena sin cedazos, Oilfield Review 15, no. 1 (Verano de 3): Para obtener mayor información sobre fracturamiento y empaque, consulte: Ali S, Norman D, Wagner D, Ayoub J, Desroches J, Morales H, Price P, Shepherd D, Toffanin E, Troncoso J y White S: Método combinado de estimulación y control de la producción de arena, Oilfield Review 14, no. (Otoño de ): Bale A, Owren K y Smith MB: Propped Fracturing as a Tool for Sand Control and Reservoir Management, artículo de la SPE 499, presentado en la Conferencia Europea del Petróleo de la SPE, Cannes, Francia, 16 al 18 de noviembre de 199. Para información sobre las primeras aplicaciones de esta técnica para controlar la producción de creta, consulte: Moschovidis ZA: Interpretation of Pressure Decline for Minifrac Treatments Initiated at the Interface of Two Formations, artículo de la SPE 16188, presentado en el Simposio de Operaciones de Producción de la SPE, Ciudad de Oklahoma, Oklahoma, EUA, 8 al 1 de marzo de Akbar Ali AH, Marti S, Esa R, Ramamoorthy R, Brown T y Stouffer T: Advanced Hydraulic Fracturing Using Geomechanical Modeling and Rock Mechanics An Engineered Integrated Solution, artículo de la SPE 68636, presentado en la Conferencia y Exhibición del Petróleo y el Gas de la Sección Asia Pacífico de la SPE, Yakarta, Indonesia, 17 al 19 de abril de El empaque de agua de alto rendimiento es un método de control de la producción de arena que consiste en fracturar una formación para colocar grava en la parte externa de la tubería de revestimiento y de los disparos, más allá del radio de daño de un pozo. El diseño de la fractura normalmente implica una longitud media de.6 a 3 m [ a 1 pies] con una conductividad moderada de la fractura (1 a 15-kg/m ) [ a 3-lbm/ft ]; usualmente es creada con fluidos Newtonianos, tal como el fluido de terminación. 18. El factor de daño es un factor adimensional calculado para determinar la eficiencia de la producción de un pozo, mediante la comparación de las condiciones reales con condiciones teóricas o ideales. Un valor de daño mecánico positivo indica que cierto daño o ciertas influencias están deteriorando la productividad del pozo. 19. Para obtener mayor información sobre adquisición de registros geofísicos de resonancia magnética nuclear, consulte: Allen D, Crary S, Freedman B, Andreani M, Klopf W, Badry R, Flaum C, Kenyon B, Kleinberg R, Gossenberg P, Horkowitz J, Logan D, Singer J y White J: How to Use Borehole Nuclear Magnetic Resonance, Oilfield Review 9, no. (Verano de 1997): Almaguer J, Manrique J, Wickramasuriya S, Habbtar A, López-de-Cárdenas J, May D, McNally AC y Sulbarán A: Orientación de los disparos en la dirección correcta, Oilfield Review 14, no. 1 (Verano de ): Otoño de 3 37

17 Número de pozo Terminación Fecha de terminación Capacidad de flujo, kh, md-pie Gasto de petróleo B/D Gasto de gas pc/d PA-16 Fracturamiento y empaque julio de 1999 N/D 13,757 8,46 PA-15 HRWP, tubos de derivación agosto de 1999 N/D 7,347 3,873 PA-13 Fracturamiento y empaque, tubos de derivación agosto de 1999 N/D 6,3 3,71 PA-14 Sin cedazos (cedazos) octubre de , 6,735 4,33 PA-19 Sin cedazos mayo de 13, 13,573 7,715 PA-1 Sin cedazos mayo de N/D 14,941 8,63 PA-113 Sin cedazos mayo de N/D 7,643 4,563 PA-111 Sin cedazos mayo de 5, 3,774,13 PA-114 Sin cedazos junio de N/D 8,84 4,56 > Comparación de la productividad para terminaciones sin cedazos y otros métodos en el campo Piltun-Astokhskoye. Las terminaciones sin cedazos incluyeron el fracturamiento vertical inducido. La abreviatura N/D indica que no se dispone de información. El primer pozo tratado con la técnica IVF en el campo Piltun-Astokhskoye exhibió una eficiencia de flujo considerablemente superior a la de los pozos terminados con tratamientos de fracturamiento y empaque y HRWP convencionales. Una prueba de incremento de presión proporcionó información sobre el tratamiento de fracturamiento hidráulico IVF. El pozo fue cerrado en la superficie, de manera que los efectos de almacenamiento del pozo cambios de presión causados por el pozo y respuesta del fluido al cierre enmascararon la respuesta en el corto plazo de los datos de presión de fondo obtenidos con los manómetros permanentes de fondo de pozo. Los datos de incremento de presión, una vez desaparecidos los efectos de almacenamiento del pozo, mostraron una terminación exitosa. Los resultados indicaron que la fractura cubría todos los disparos, y la conductividad de la fractura era tan alta que el incremento de presión se comportaba como si no existiera fractura alguna; se comportaba como una terminación directa en la zona disparada consolidada y en la zona productiva débil de alta permeabilidad. Las pruebas de incremento de presión realizadas en éste y otros pozos terminados posteriormente en el campo Piltun-Astokhskoye con tratamientos IVF mostraron poco o ningún daño mecánico, lo que indica el éxito de los tratamientos. Esta serie de pozos terminados con el tratamiento IVF arrojaron una producción promedio de 98 BOPD [156 m 3 /d] al cabo de 9 días y su producción estuvo en esencia libre de arena, a lo largo del mes de junio de 3 (arriba). El método IVF proporcionó al operador una terminación eficaz a un precio sustancialmente inferior al de un tratamiento de fracturamiento y empaque. Yacimiento Jauf El yacimiento Jauf de Arabia Saudita también tiene estratos no consolidados con propensión al arenamiento; pero, a diferencia del campo Piltun-Astokhskoye, su permeabilidad oscila de baja a moderada. 1 Comenzando en el año, el operador colaboró con Schlumberger para utilizar el proceso de optimización de pozos PowerSTIM a fin de estimular y controlar con éxito la producción de sólidos. Los pozos fueron terminados en una zona gasífera utilizando fracturas apuntaladas y terminaciones sin cedazos. Un análisis petrofísico, incluyendo el examen de núcleos de diversos pozos perforados a través de este intervalo, mostró zonas débiles y no consolidadas separadas por zonas de arena más compactas que contenían arcilla micácea como cemento de revestimiento y de relleno de poros. 3 El equipo de trabajo construyó un MEM basado en información de núcleos y registros geofísicos, lo que confirmó la debilidad de muchas de las arenas gasíferas (próxima página). El módulo de Young, y el valor de UCS correlacionado, disminuyeron en un factor de seis entre las zonas competentes y los estratos no consolidados. Los estratos débiles mostraban propensión a la producción de arena. Sobre la base del MEM, siempre que resultara posible, los disparos se ubicaron a una distancia de entre 3 y 6 m [1 y pies] con respecto a estas áreas, y el intervalo de disparo se restringió a menos de 9 ó 1 m [3 ó 4 pies]. El MEM y el plan de estimulación fueron actualizados con los resultados de cada pozo. La estrecha colaboración entre el operador y los especialistas de Schlumberger resultó esencial para el éxito del diseño y la implementación de este programa de estimulación. El operador estableció un equilibrio entre eliminar la producción de sólidos y lograr la máxima productividad del pozo. El tiempo y los costos de limpieza declinaron a medida que avanzaba el programa PowerSTIM. 4 Acoplamiento entre la geomecánica y el flujo de fluido Schlumberger realizó una auditoría de datos y construyó un MEM del campo Miskar para la compañía operadora BG. El campo petrolero se encuentra ubicado a unos 11 km [68 millas] al este-sureste de Sfax, Tunicia, en el Golfo de Gabès. En el informe previo a la perforación se identificaron peligros y recomendaciones para una perforación segura en este campo de gas condensado. La mayor parte de las dificultades relacionadas con la perforación en pozos perforados anteriormente se produjeron durante la perforación de formaciones mecánicamente débiles, sobrepresionadas, químicamente activas y fracturadas o falladas. Utilizando el MEM, BG inició una nueva campaña de perforación en el campo petrolero. 38 Oilfield Review

18 Profundidad medida, pies 1 Hidrocarburo movilizado Agua Gas Carbonato Cuarzo Ilita Volúmenes vol/vol Relación de Poisson Laboratorio Estática Dinámica.5 Correlación de registros geofísicos Estática Correlación de registros geofísicos Dinámica Relación de Poisson Laboratorio Estática Dinámica millones de lpc Correlación de registros geofísicos Estática UCS millones de lpc Laboratorio.5 Gradiente Correlación de lpc 5, de fractura registros.7 lpc/pie 1. geofísicos Correlación de Dinámica registros Prueba de geofísicos minifractura millones.5 de lpc lpc 5,.7 lpc/pie 1. Tendencia al arenamiento Ausencia de arenamiento Resistencia a la tracción lpc Resistencia al esfuerzo de corte lpc 1, 1, Tendencia al arenamiento lpc 5 Ajustada Muy baja Baja Media Alta XX9 Formación Jauf XX Yacimiento Jauf XX1 XX XX3 Base Jauf XX4 XX5 > Tendencia al arenamiento para un pozo del yacimiento Jauf. Los parámetros de resistencia mecánica proporcionaron un pronóstico de la tendencia al arenamiento (carril derecho extremo), codificado en colores, para distinguir áreas de mayor potencial de arenamiento. 1. Solares JR, Bartko KM y Habbtar AH: Pushing the Envelope: Successful Hydraulic Fracturing for Sand Control Strategy in High Gas Rate Screenless Completions in the Jauf Reservoir, Saudi Arabia, artículo de la SPE 7374, presentado en el Simposio y Exhibición Internacional sobre Control de Daño de Formación de la SPE, Lafayette, Luisiana, EUA, al 1 de febrero de.. Para obtener mayor información sobre el yacimiento Jauf: Acock, referencia 14. Para obtener mayor información sobre el proceso PowerSTIM: Al-Qarni AO, Ault B, Heckman R, McClure S, Denoo S, Rowe W, Fairhurst D, Kaiser B, Logan D, McNally AC, Norville MA, Seim MR y Ramsey L: De las propiedades de los yacimientos a las soluciones de estimulación, Oilfield Review 1, no. 4 (Primavera de 1): Al-Qahtani MY, Rahim Z, Biterger M, Al-Adani N, Safdar M y Ramsey L: Development and Application of Improved Reservoir Characterization for Optimizing Screenless Fracturing in the Gas Condensate Jauf Reservoir, Saudi Arabia, artículo de la SPE 7761, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 9 de septiembre al de octubre de. 4. Ramsey L, Al-Ghurairi F y Solares R: Wise Cracks, Middle East & Asia Reservoir Review 3 (): 1 3. Otoño de 3 39

19 Desplazamiento vertical de la roca, m > Mapa de simulación de yacimientos del campo Miskar. El código de colores indica el desplazamiento vertical de la roca como resultado de los cambios producidos en los esfuerzos después de un año de agotamiento. Durante la perforación de la porción inferior del primer pozo del programa, un ingeniero geomecánico de Schlumberger estaba presente en la localización del pozo para controlar los informes de perforación diarios y actualizar el MEM. Este pozo fue perforado sin los incidentes de tiempo no productivo registrados en los pozos anteriores. BG utilizó el MEM actualizado para dos pozos adicionales, que lograron alcanzar con éxito sus objetivos direccionales primarios y secundarios sin problemas de inestabilidad. Con cada pozo perforado, se pudo actualizar la base de datos, proporcionando una base para el mejoramiento continuo de la perforación en el campo Miskar. Con un MEM construido para el campo, Schlumberger aplicó una nueva herramienta para los estudios de yacimientos (arriba). El modelo de yacimiento y geomecánico combinado ECLIPSE-GM provee la base para determinar el efecto que tienen los cambios de los esfuerzos ejercidos sobre las rocas en las propiedades de flujo del yacimiento. En ausencia de soporte de presión, proveniente de un acuífero o de la inyección de agua o de gas, la producción de hidrocarburos de un campo petrolero reduce la presión en los espacios porosos de las formaciones. El peso de los estratos de sobrecarga pasa de estar sustentado por la presión de poro a estar sustentado por la estructura de la roca, aumentando los esfuerzos sobre ese marco sólido. Este cambio del estado de los esfuerzos puede traducirse en pérdida de porosidad y permeabilidad y, en casos extremos, puede provocar la deformación o la falla del pozo. En el pasado, para el modelado de este comportamiento se utilizaban acoplamientos entre los modelos mecánicos y el flujo relativamente ligeros. 5 Los simuladores de flujo de yacimientos contienen por lo general modelos geomecánicos relativamente sencillos y los simuladores mecánicos normalmente contienen modelos de flujo monofásico simples. En una simulación con acoplamiento ligero, los resultados de presión y volumen de un incremento de tiempo del modelo de flujo se convierte en datos de entrada para el modelo mecánico y viceversa. El proceso realiza una iteración de este mismo incremento de tiempo hasta que los valores de entrada y salida se encuentran dentro de una tolerancia aceptable. Luego, los modelos pasan al siguiente incremento de tiempo. El modelado que utiliza un acoplamiento ligero es difícil y lento. Separar el flujo detallado del modelado mecánico detallado también genera posibles inconsistencias y un modelado físico incorrecto de los fenómenos de flujo y mecánicos acoplados. El simulador ECLIPSE-GM utiliza un modelo que combina geomecánica y física de flujo en un conjunto de ecuaciones, eliminado los problemas de acoplamiento ligero y garantizando una representación más precisa de la dinámica del yacimiento. La simulación del campo Miskar combinó la geología de campo con los valores sintéticos para determinar las propiedades de flujo y de los fluidos. La simulación demostró cómo una permeabilidad dependiente del esfuerzo reducía la producción de gas prevista (próxima página, abajo). En una carrera independiente, la utilización de un programa de computación para el manejo de la producción de arena permitió predecir la restricción sobre la caída de presión necesaria para evitar la falla de la formación en el pozo. La caída de presión reducida resultante fue utilizada con el modelo del campo Miskar ECLIPSE-GM para demostrar la pérdida de producción prevista como consecuencia de ese constreñimiento (próxima página, arriba). La salida del modelado ECLIPSE-GM también puede definir las condiciones de los esfuerzos para el análisis de fracturas, la estabilidad del pozo y la compactación. 5. Ruddy I, Andersen MA, Pattillo PD, Bishlawi M y Foged N: Rock Compressibility, Compaction, and Subsidence in a High-Porosity Chalk Reservoir: A Case Study of Valhall Field, Journal of Petroleum Technology 41, no. 7 (Julio de 1989): Oilfield Review

20 18, 8 Régimen de producción de gas m 3 /d 16, 14, 1, 1, 8, 6, Producción de gas, millones de m 3 4, Tiempo, cantidad de años > Declinación de la productividad con la falla de la formación. Las predicciones de la falla de la formación en diferentes localizaciones del intervalo de producción se obtuvieron con un programa de computación de manejo de la producción de arena. El resultado puede ingresarse en el modelo ECLIPSE-GM para mostrar la declinación de la productividad de gas pronosticada (verde), comparada con el caso básico (azul), cuando estas localizaciones con fallas son aisladas para minimizar la producción de sólidos. También se muestra el régimen de producción de gas. Observación del desarrollo de modelos Aunque en todo el mundo está aumentando la cantidad de campos petroleros que cuentan con un modelo mecánico del subsuelo bien desarrollado, su número es todavía escaso. Muchos campos tienen un volumen sustancial de datos geomecánicos, pero esos datos aún no han sido integrados en un marco unitario coherente y a menudo no se dispone de una auditoría completa de los datos. Si bien no resulta económico generar un MEM para cada campo petrolero del portafolio de una compañía petrolera, es prudente averiguar, antes de embarcarse en el desarrollo o el redesarrollo de un campo petrolero grande, si la construcción de un MEM como parte de la planeación del proyecto generará ahorros para la compañía en el largo plazo. Hasta la fecha, la mayoría de los modelos mecánicos del subsuelo han sido construidos con fines de perforación, pero eso está cambiando como lo indican los casos de terminaciones de pozos descriptos en este artículo. Una de las tantas ventajas de utilizar el proceso MEM es que la información queda disponible para otros fines, tales como el manejo de yacimientos o mejoramiento de la producción. La inversión que implica la construcción de un modelo puede ser amortizada a lo largo de toda la vida productiva del campo petrolero, ya que el MEM se convertirá en una herramienta para la vigilancia rutinaria y el manejo de los cambios de esfuerzos del yacimiento. MAA Régimen de producción de gas m3 3 /d 18, 8 16, 14, 1, 1, 8, 6, 4, Factor de reducción de la permeabilidad Esfuerzo principal máximo, bar Tiempo, cantidad de años > Reducción de la productividad con la permeabilidad dependiente del esfuerzo. El simulador ECLIPSE-GM puede incorporar un valor de permeabilidad dependiente del esfuerzo (recuadro), combinado con los cambios producidos en el campo de esfuerzos. Tomando en cuenta el valor de la permeabilidad dependiente del esfuerzo se reduce la productividad de gas pronosticada en un 9% al cabo de años (púrpura), comparado con el caso básico (azul). También se muestra el régimen de producción de gas Producción de gas, millones de m 3 Otoño de 3 41