El auge de las imágenes de la pared del pozo

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1 El auge de las imágenes de la pared del pozo Mitsuru Inaba JAPEX (Japan Petroleum Exploration Co. Ltd.) Tokio, Japón Dominic McCormick Shell U.K. Exploration and Production Ltd. Aberdeen, Escocia Tore Mikalsen ConocoPhillips Petroleum Stavanger, Noruega Masatoshi Nishi Nagaoka, Japón El emplazamiento correcto de los pozos se basa en el conocimiento de la estratigrafía, la trayectoria del agujero y la ubicación precisa de la barrena dentro del yacimiento, así como en los avances producidos en materia de capacidad de geoposicionamiento. La adquisición de datos en tiempo real, los modernos sistemas de telemetría, el procesamiento de datos en la localización del pozo y las técnicas de generación de imágenes de la pared del pozo están incrementando la eficiencia de perforación, limitando la exposición del operador a los riesgos del subsuelo y mejorando la productividad potencial del pozo. John Rasmus Sugar Land, Texas, EUA Hendrik Rohler RWE Dea Hamburgo, Alemania Ian Tribe Aberdeen, Escocia Por su colaboración en la preparación de este artículo se agradece a Amin Amin, Emma Bloor, Bill Miller, Marwan Moufarrej y Paula Turner, Sugar Land, Texas, EUA; Carlos Maeso, Al-Khobar, Arabia Saudita; y Geoff Weller, Kuala Lumpur, Malasia. adnvision, APWD (Presión Anular Durante la Perforación), BorView, DownLink, DSI (herramienta de generación de Imágenes Sónica Dipolar), FMI (herramienta de generación de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total), GeoFrame, geovision, GVR (herramienta de resistividad geovision), PowerDrive y PowerPulse son marcas de Schlumberger. UNIX es una marca registrada del Open Group en Estados Unidos de América y en otros países. 1. Bargach S, Falconer I, Maeso C, Rasmus J, Bornemann T, Plumb R, Codazzi D, Hodenfield K, Ford G, Hartner J, Grether B y Rohler H: Real-Time LWD: Registros para la perforación, Oilfield Review 12, no. 3 (Invierno de 2000): Bargach et al, referencia 1. En la década de 1980, las herramientas de mediciones y de adquisición de registros durante la perforación (MWD y LWD, respectivamente, por sus siglas en inglés) aportaban al perforador información direccional y datos básicos de evaluación de formaciones; ocasionalmente en tiempo real. Durante la década de 1990, las resistividades LWD registradas en el fondo del pozo y almacenadas en la memoria de la herramienta se descargaban en la superficie y se procesaban para crear imágenes a ser utilizadas en la correlación y evaluación de formaciones. 1 Hoy, los instrumentos de fondo de pozo y las tecnologías de compresión de datos permiten la transmisión en tiempo real de imágenes de la pared del pozo y de datos de correlación asociados con las mismas desde la barrena hasta la superficie. La perforación de pozos con trayectorias complejas es cada vez más común. Ciertos pozos que alguna vez fueron considerados marginales, ahora se perforan y terminan a través de horizontes múltiples, en configuraciones multilaterales e incluso en ambientes de aguas profundas. Además de permitir la evaluación convencional de formaciones, el análisis de datos y la generación de imágenes en tiempo real facilitan el correcto emplazamiento del pozo, la evaluación de la estabilidad del agujero y el control continuo de parámetros de perforación críticos. Las mediciones precisas de alta resolución, mejoradas por la visualización tridimensional (3D) en tiempo real, proveen información útil para tomar decisiones más acertadas y oportunas, lo que se traduce en avances significativos en términos de manejo de riesgos y optimización general de la productividad. Las actuales tecnologías de telemetría y de generación de imágenes permiten que los equipos multidisciplinarios a cargo de los activos de las compañías petroleras, ubicados tanto en la localización del pozo como en las oficinas, evalúen un pozo, definan una trayectoria exacta y caractericen las formaciones en tiempo real antes de adoptar costosas decisiones de perforación y de producción. Los ingenieros de perforación deben concentrarse en el manejo del riesgo y en la reducción del costo total del pozo. El logro de un costo real de pozo inferior al proyectado suele ser un indicador del éxito de la perforación. Las complejas y vertiginosas operaciones de perforación se basan en la utilización de productos intuitivos e inteligentes que contribuyen a la toma de decisiones trascendentes. Es preciso responder con rapidez a preguntas tales como: en dónde se encuentra el agujero?, hacia dónde se dirige la barrena?, qué formación se está perforando? o cuáles son las condiciones de fondo de pozo? Las mediciones en tiempo real, los sistemas de telemetría, la generación de imágenes y los programas de computación están ayudando a los perforadores a responder tales interrogantes. Desde la última revisión publicada en el Oilfield Review, las tecnologías de generación de imágenes LWD han evolucionado hasta convertirse en herramientas de ingeniería disponibles en tiempo real. 2 Los pozos están siendo dirigidos a través de trayectorias dificultosas, sorteando peligros y conectándose con intervalos productivos delgados o zonas de inyección, a la vez que se evitan colisiones con otros pozos que drenan el yacimiento. 24 Oilfield Review

2 Verano de

3 80 pies Cantidad de mediciones efectuadas en tiempo real bps 3 bps 12 bps Velocidad de penetración, pies/hora > Limitaciones sobre la velocidad de penetración (ROP, por sus siglas en inglés) impuestas por la velocidad de transmisión de datos. A una velocidad de transmisión de 12 bits/segundo (bps), la telemetría MWD PowerPulse permite ROPs superiores a los 70 m/h [230 pies/h] a la vez que se obtienen registros de alta calidad en tiempo real y actualizaciones de los datos de inclinación y dirección. La velocidad de transmisión y el tipo de datos pueden ajustarse para optimizar la frecuencia de las mediciones en función de la ROP prevista. Separación (standoff) ultrasónica media Fondo Izquierda Tope Derecha 0 in in. 2.5 Imagen 2D Imagen 3D Imagen 3D texturada 1980s 1990s 2001 El presente artículo analiza la tecnología básica de herramientas y técnicas de generación de imágenes LWD, y examina ejemplos acerca de cómo la tecnología de generación de imágenes en tiempo real está siendo utilizada por los operadores para aumentar la eficacia y emplazar correctamente el pozo a fin de optimizar la productividad. Telemetría: transmisión de datos a la superficie Con el avance de las tecnologías MWD y LWD, y la consiguiente recolección de crecientes cantidades de datos, los instrumentos de telemetría se han convertido en un cuello de botella al momento de movilizar estos grandes volúmenes de información hacia la superficie. La obtención de datos en tiempo real requiere anchos de banda adecuados y altas velocidades de transmisión de datos. El sistema de telemetría MWD PowerPulse permite la transmisión inalámbrica de datos desde la barrena hasta la superficie. La singular técnica que utiliza esta herramienta para la transmisión continua de pulsos a través del lodo de perforación, permite transmitir datos a velocidades de hasta 12 bits por segundo (bps); hasta cuatro veces superior a la de los sistemas de telemetría de pulsos a través de lodos convencionales (arriba, a la izquierda). Hoy es posible obtener registros en tiempo real con densidades de muestreo de datos equivalentes a la de registros adquiridos con herramientas operadas a cable y a velocidades de penetración de 70 m/h [230 pies/hora]. La velocidad e intensidad de la transmisión de señales pueden configurarse para determinados tipos de fluidos de perforación y para ciertas profundidades de perforación específicas. La perforación en aguas profundas plantea desafíos adicionales en lo que respecta a los sistemas de telemetría. Las temperaturas del fondo del mar pueden ser inferiores a 0 C [32 F], con una presión hidrostática en la base del tubo de elevación superior a 34.5 MPa [5000 lpc]. 3 El fluido de perforación que circula en forma ascendente desde las cálidas condiciones existentes en el fondo del pozo se enfría considerablemente al atravesar los largos y fríos tubos de elevación que lo llevan a la superficie. El cambio de temperatura, entre la superficie y el fondo, puede afectar > Visualización mejorada de datos de la pared del pozo. La calidad y facilidad de interpretación de los datos han mejorado considerablemente con respecto a las curvas simples, comunes en la década de En un principio, los datos se convertían a escala de colores, luego se presentaban en dos dimensiones y finalmente se envolvían en torno a un pozo tridimensional (3D). La imagen 3D texturada de la derecha es fácil de interpretar: el pozo está sobredimensionado en el intervalo superior, agrandado en el centro, y subdimensionado en el intervalo inferior. Las imágenes generadas en tiempo real son fáciles de comprender y proporcionan las herramientas necesarias para adoptar decisiones de perforación rápidas y correctas. 3. Brandt W, Dang AS, Magne E, Crowley D, Houston K, Rennie A, Hodder M, Stringer R, Juiniti R, Ohara S y Rushton S: Deepening the Search for Offshore Hydrocarbons, Oilfield Review 10, no.1 (Primavera de 1998): Lassoued C, Dowla N y Wendt B: Deepwater Improvements Using Real-Time Formation Evaluation, artículo de la SPE 74397, presentado en la Conferencia y Exhibición Internacional del Petróleo de la SPE, Villahermosa, México, 10 al 12 de febrero de Oilfield Review

4 en forma sustancial la viscosidad de ciertos fluidos de perforación. La atenuación de la señal puede aumentar al enfriarse el fluido, provocando la pérdida o degradación potencial de la señal de fondo de pozo. Los diseños más modernos de las herramientas de telemetría ajustan automáticamente la velocidad de transmisión de datos como una función de la temperatura para reflejar los cambios producidos en la viscosidad del lodo y en la potencial atenuación de la señal. En el Golfo de México, EUA, el sistema PowerPulse ha logrado velocidades de transmisión de datos en aguas profundas de 6 bps a una velocidad de penetración de 30 m/h [100 pies/h]. 4 Transmisor superior Resistividad en los sensores Somero Intermedio Profundo Resistividad en el anillo Rayos gamma azimutales Transmisor inferior Formación Los recientes avances en materia de comunicación de dos vías (ida y vuelta), implementados en el sistema de telemetría DownLink para la transmisión de datos desde la superficie hasta el fondo del pozo, pueden ser utilizados para reconfigurar el sistema PowerPulse en el pozo en caso de producirse cambios en los parámetros clave durante una carrera de la barrena. Por ejemplo, antes de comenzar el incremento angular en un pozo horizontal, la información sobre la orientación del pozo en tiempo real es prioritaria; en el tramo horizontal, son más importantes las mediciones de evaluación de formaciones. La capacidad del sistema de telemetría DownLink también permite reconfigurar la velocidad de transmisión de la señal y la intensidad de la misma acorde con las necesidades específicas. Además de observarse mejoras en la telemetría, esta última década ha sido testigo de mejoras sustanciales en la visualización de la pared del pozo (página anterior, abajo). Los datos de pozo, en las décadas de 1970 y 1980, eran representados como curvas simples en carriles de registros. Hasta hace poco tiempo, éste seguía siendo el método de visualización de datos LWD preferido, o quizás el único. El desarrollo de herramientas avanzadas de generación de imágenes de la pared del pozo y de programas de análisis de datos condujo al despliegue de imágenes en dos dimensiones (2D). Si bien los analistas de registros experimentados pueden interpretar fácilmente las visualizaciones 2D, el proceso es subjetivo y no intuitivo, sobre todo para el analista inexperto. A fines de la década de 1990, las imágenes 3D proporcionaron una visualización más directa de la pared del pozo. En el año 2001, los avances registrados en materia de tecnología de procesamiento de datos condujeron a la generación de imágenes 3D texturadas, lo que permitió agilizar y comprender mejor la interpretación. Hoy, la gran cantidad de conocimientos que proveen las imágenes de la pared del pozo puede ser apreciada por un mayor grupo de personas relacionadas con las tareas de perforación. Imágenes de la pared del pozo Las imágenes de resistividad LWD se basan en mediciones de baja frecuencia, del tipo lateroperfil que, en general, requieren un fluido de pozo conductivo; hoy en día, aproximadamente un 70% de los pozos se perforan con fluidos de perforación conductivos. Existen numerosos diseños de herramientas de generación de imágenes de resistividad LWD que ofrecen múltiples profundidades de investigación, además de mediciones de resistividad frente a la barrena (izquierda). La herramienta de resistividad geovision GVR proporciona mediciones con múltiples profundidades de investigación y con una resolución vertical de cm [0.3 pulgadas]. Estos datos se utilizan para generar imágenes de resistividad en tiempo real y calcular el echado (inclinación, buzamiento) de la formación para el análisis estructural y el posicionamiento del pozo (abajo). Tope Derecha Fondo Izquierda Tope Resistividad frente a la barrena > Física de las mediciones GVR. El diagrama muestra los toroides que energizan un campo electromagnético alrededor de la herramienta GVR. Los sensores detectan las intensidades del campo local, resultantes de las diversas conductividades de la formación. La corriente de los sensores es emitida cuando se disparan los transmisores superior e inferior en forma secuencial para proporcionar mediciones de resistividad compensadas por efecto de pozo. Las resistividades medidas por los sensores somero, intermedio y profundo, por el anillo y por la barrena proveen cinco profundidades de investigación. Los sensores están fijados en un estabilizador de camisa removible. La medición de baja frecuencia del tipo lateroperfil requiere un fluido de pozo conductivo. Sin embargo, se puede obtener la resistividad frente a la barrena en lodos base aceite siempre y cuando se mantenga el contacto con la formación. La herramienta también ofrece una medición de rayos gamma azimutales. > Imágenes de la pared del pozo en tiempo real como cilindros desplegados. El fondo del pozo está representado por la parte central de la imagen (verde) seguido por los costados derecho e izquierdo. El tope está representado por los extremos izquierdo y derecho de la imagen. Verano de

5 Tope Fondo Tope 0 F 25 G 50 H > Generación de imágenes durante la perforación en sentido ascendente y descendente respecto de la estructura. Las imágenes A a E muestran el pozo abierto y representado en el formato del registro de resistividad geovision. En las imágenes F a J, la inclinación ha sido ajustada de vertical a horizontal, hasta 100 respecto de la vertical. El plano de estratificación es paralelo al pozo, con un ángulo de inclinación de aproximadamente 75. Las imágenes F, G y H reflejan la perforación en sentido descendente respecto de la estructura; la imagen de resistividad geovision apunta hacia la superficie. En la Imagen I, la perforación procede en forma paralela al plano de estratificación; las imágenes geovision son aproximadamente paralelas. En la imagen J, se ha atravesado el plano de estratificación y la perforación se efectúa en sentido ascendente; las imágenes apuntan hacia el fondo del pozo I J Los datos de densidad azimutal, calibrador ultrasónico y resistividades MWD/LWD geovision de fondo de pozo generalmente se despliegan como imágenes. La comparación de los datos del cuadrante superior con los del cuadrante inferior permite interpretar el echado aparente de la formación. Cuando se perfora un intervalo de interés en sentido descendente respecto de la estructura, la medición del cuadrante inferior genera una imagen de los rasgos de estratificación antes que la medición del cuadrante superior. Cuando se perfora el intervalo de interés en sentido ascendente sucede lo contrario. La distancia entre las dos mediciones de límites de capas se utiliza para calcular el echado aparente. El conocimiento del echado aparente de una formación facilita el ajuste de la trayectoria del pozo en tiempo real para perforar en dirección estratigráficamente descendente o ascendente a través del intervalo de interés, o bien en sentido paralelo a los planos de estratificación (arriba). El picado manual en sitio de los echados ayuda a remover los datos de baja calidad y es un buen complemento para aquellos intervalos donde no se pueden computar echados automáticos, realzando así tendencias sutiles que de lo contrario podrían perderse. Primer uso: imágenes en tiempo real para el emplazamiento del pozo El campo de gas Breitbrunn/Eggstatt fue descubierto en 1975 y está ubicado en el sur de Bavaria, Alemania (próxima página, arriba). En su mayor parte, el campo se encuentra agotado y actualmente se utiliza para almacenamiento de gas. 5 Durante los años 1999 y 2000, un equipo multidisciplinario de geólogos, petrofísicos, ingenieros geomecánicos e ingenieros de producción de RWE Dea y de Schlumberger planificaron y ejecutaron un programa de perforación de un pozo inyector horizontal en el yacimiento de areniscas Chatt de edad Terciaria. 6 La estructura anticlinal de rumbo norestesudoeste tiene una extensión de aproximadamente 30 km 2 [11.5 millas cuadradas] y está compuesta, de tope a base, por las Areniscas A a H. Las Areniscas A a D son las productoras de gas originales. El espesor de las capas de interés oscila entre 5 y 15 m [16 y 49 pies] y las mismas están separadas por una lutita calcárea impermeable. En un comienzo, las zonas superiores eran explotadas a través de un pozo vertical. En 1993, los ingenieros de RWE Dea convirtieron las areniscas A y B, ya agotadas, en yacimientos de almacenamiento de gas. El gas se inyectaba en la Arenisca B, mientras que la Arenisca A era observada en forma rutinaria por posibles pérdidas de gas. El programa de perforación más reciente se concentró en las restantes areniscas gasíferas originales C y D. Estas areniscas tienen suficiente porosidad y permeabilidad para el almacenamiento de gas. La calidad del yacimiento se deteriora desde la Arenisca A hacia abajo, observándose mayor heterogeneidad geológica y petrofísica en las Areniscas C y D, que en las A y B. 28 Oilfield Review

6 Los estudios realizados antes de la perforación permitieron alcanzar una precisión del 0.1% en el mapa estructural; es decir, una desviación máxima de la profundidad vertical de 1.5 m [5 pies]. Antes de proceder a perforar las Areniscas C y D, los geocientíficos ajustaron los picados de marcadores de formación, derivados de los registros existentes, a una línea base común mediante la reconstrucción cartográfica de las localizaciones de los pozos y la utilización de levantamientos direccionales efectuados durante la bajada de las tuberías de revestimiento. Un pozo piloto vertical y varios pozos de desarrollo horizontales perforados posteriormente confirmaron la precisión del mapeo. Las evaluaciones petrofísicas y el conocimiento histórico del ambiente sedimentario del yacimiento permitieron predecir la naturaleza lenticular de las areniscas. El estudio también indicó que era imprescindible que los pozos horizontales intersectaran la mayor cantidad posible de areniscas potencialmente aisladas, para opti- mizar los regímenes de inyección de gas y la capacidad de almacenamiento. Los datos de núcleos y las imágenes de la pared del pozo obtenidas con la herramienta de generación de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI durante la perforación de un pozo piloto confirmaron esta interpretación. Se identificaron varias areniscas prospectivas de alta calidad como objetivos de inyección. Sin embargo, las concreciones calcáreas con distintas densidades de empaque suspendidas en las areniscas de interés planteaban desafíos para la perforación direccional. En virtud de ésta y otras incertidumbres de carácter estratigráfico, se descartó la aplicación de operaciones convencionales de perforación direccional geométrica. A raíz de las conversaciones mantenidas entre RWE Dea y Schlumberger, se seleccionó la tecnología de generación de imágenes en tiempo real geovision como soporte para la operación de geoposicionamiento. REINO UNIDO EUROPA Mar del Norte ALEMANIA Campo Breitbrunn/Eggstatt en el sur de Bavaria Brbr 30 Brbr 28 Brbr m Imagen de resistividad geovision obtenida en tiempo real Imagen FMI Tramo horizontal Arenisca C inferior Arenisca C superior > Mapa estructural del anticlinal correspondiente a la Arenisca C. Se muestran los pozos históricos verticales y los tres pozos horizontales perforados recientemente, Brbr 28, 29 y 30. El recuadro superior muestra dos secciones transversales tomadas a lo largo del pozo horizontal (naranja). La sección inferior se construyó sobre la base de los echados de la estratificación derivados de los datos obtenidos con la herramienta de generación de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI operada a cable, mientras que para la sección superior se utilizaron los echados de la estratificación obtenidos de las imágenes de la pared del pozo geovision. La semejanza de las imágenes indica la calidad de las mediciones GVR en tiempo real. > Campo de gas Breitbrunn/Eggstatt ubicado en el sur de Bavaria, Alemania. El equipo de trabajo consideraba que la disponibilidad de datos estratigráficos precisos y la generación de imágenes de la pared del pozo en tiempo real mejorarían sustancialmente la toma de decisiones en términos de geoposicionamiento. Si bien el método de generación de imágenes de resistividad LWD no era nuevo, hasta ese momento las imágenes habían sido generadas a partir de datos almacenados en la memoria de la herramienta GVR y descargados en superficie durante los viajes para cambio de la barrena. Hasta ese entonces no se había practicado el geoposicionamiento con imágenes de resistividad obtenidas en tiempo real. RWE Dea programó tres pozos horizontales de entre 600 y 1000 m [1969 a 3281 pies] de longitud tanto para la Arenisca C como para la Arenisca D (izquierda). Con una trayectoria suave en forma de U, los pozos atravesarían las areniscas desde el tope hasta la base y nuevamente hasta el tope. Esto ocurría dentro de cada tramo horizontal. 5. Bary A, Crotogino F, Prevedel B, Berger H, Brown K, Frantz J, Sawyer W, Henzell M, Mohmeyer K-U, Ren N-K, Stiles K y Xiong H: Almacenamiento subterráneo de gas natural, Oilfield Review 14, no. 2 (Otoño de 2002): Rohler H, Bornemann T, Darquin A y Rasmus J: The Use of Real-Time and Time-Lapse Logging-While-Drilling Images for Geosteering and Formation Evaluation in the Breitbrunn Field, Bavaria, Germany, artículo de la SPE 71331, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 30 de septiembre al 3 de octubre de Verano de

7 34 m [11 pies] Tope Fondo Tope Sin rotación. No se recolectó dato alguno > Datos de resistividad geovision obtenidos en tiempo real, utilizados en el geoposicionamiento del pozo para determinar si la perforación procedía en sentido ascendente o en sentido descendente a través del intervalo de interés. En este ejemplo, la perforación era desde el tope hacia el fondo y el pozo cortaba el intervalo de interés en sentido ascendente, tal como lo indican las sinusoides que apuntan hacia abajo (líneas verdes). Las franjas horizontales de color claro corresponden a los intervalos de ajustes de la trayectoria que utilizan el motor de lodo para perforar. En estos intervalos, el arreglo de fondo no rotaba, de manera que no se registró ningún dato azimutal. Si bien las zonas productivas estaban agotadas, era necesario utilizar un fluido de perforación densificado para controlar los esfuerzos en el pozo. Los ingenieros seleccionaron un polímero como sistema de fluido de perforación que presenta bajas pérdidas de fluido, densificado con carbonato de calcio. A diferencia del lodo de perforación energizado, este sistema permitió al operador considerar una amplia gama de herramientas LWD, MWD y de adquisición de registros geofísicos operadas a cable para el geoposicionamiento y la evaluación de formaciones. La herramienta GVR se corrió con una herramienta de Densidad-Neutrón Azimutal adnvision, que proveía registros no direccionales de porosidad-neutrón, densidad azimutal y calibrador ultrasónico. La combinación de las herramientas GVR y adnvision permitía evaluar la porosidad y el espesor de arenisca neto durante la perforación. Los datos adquiridos con herramientas operadas a cable durante la perforación exitosa de las secciones de incremento angular de pulgadas, confirmaron la gran precisión del mapeo estructural anterior a la perforación del pozo. La correlación de los datos LWD con los datos de registros de pozo indica que las capas prospectivas corresponden a cuerpos de areniscas independientes. Un pozo de almacenamiento efectivo debería penetrar todas las areniscas porosas y su trayectoria tendría que atravesar la totalidad del espesor. Los tres tramos horizontales de pulgadas penetraron cada una de las capas de arenisca dos veces y el extremo de cada pozo atravesó la lutita sobreyaciente para proporcionar un marcador adicional para el mapa estructural. Durante la perforación de los tramos laterales, los echados computados a partir de las imágenes de resistividad geovision obtenidas en tiempo real permitieron definir la posición relativa del pozo dentro del yacimiento. Las imágenes sinusoidales de los límites de las capas apuntan hacia la superficie cuando se perfora en sentido descendente y hacia el fondo del pozo cuando se perfora en sentido ascendente (izquierda). Los registros desplegados en profundidad medida (MD, por sus siglas en inglés) se convirtieron a registros de espesor estratigráfico verdadero (TST, por sus siglas en inglés) utilizando los echados computados a partir de los datos de resistividad geovision, los mapas estructurales y otros datos MWD. Los registros TST proporcionaron datos adicionales de orientación vertical para correlacionar la posición de la barrena con la base del yacimiento. Los datos fueron analizados en sitio y luego transmitidos a la oficina central de Hamburgo, Alemania, para su posterior procesamiento. El ancho de banda disponible limitaba la cantidad de mediciones transmitidas a la superficie. Las herramientas estaban programadas para transmitir los registros de imágenes de densidad en tiempo real sólo de los cuadrantes derecho e inferior. El peso del arreglo de fondo de pozo (BHA, por sus siglas en inglés) tiende a ubicar los sensores de fondo cerca de la formación, produciendo generalmente una medición más exacta e imágenes de mayor resolución. Se escoge el cuadrante derecho en vez del izquierdo porque la rotación del BHA en sentido horario tiende a presionar los sensores contra el costado derecho del pozo, lo cual también contribuye a obtener datos de mejor calidad. La distorsión de la señal, producida por la separación de la herramienta (standoff), es mínima en esta orientación. 7 Los datos azimutales resultan cruciales cuando se perforan estos yacimientos heterogéneos. La evaluación de la formación por cuadrante posibilitó la realización de una interpretación estratigráfica detallada. Los datos del cuadrante derecho pueden indicar una buena calidad del yacimiento mientras que el registro del cuadrante inferior indica una calidad pobre (próxima página). Estas secciones requieren especial atención cuando se diseñan los disparos (cañoneos, punzados, perforaciones). Las operaciones de disparos orientados requieren el mapeo preciso de la permeabilidad. Una vez concluida la fase de perforación, el equipo de geocientíficos preparó una evaluación petrofísica final en donde se establecían los niveles de porosidad, permeabilidad y saturación de agua, y un modelo mineralógico de las areniscas prospectivas. Los datos provenientes de núcleos de pozos históricos y núcleos correspondientes al proyecto en curso proporcionaron indicadores de calidad en la evaluación. Los petrofísicos dedujeron la permeabilidad de la formación a partir de registros de pozos repetidos (técnica de lapsos de tiempo) y de la dinámica de infiltración a partir de datos LWD de perforación y lavado. La lentitud de las ondas de Stoneley, derivada de los datos obtenidos con la herramienta de genera- 7.Esta separación (standoff) es la distancia entre la superficie externa de una herramienta de adquisición de registros y la pared del pozo. Esta distancia tiene un efecto importante sobre la respuesta de ciertas mediciones de registros, particularmente, los registros de densidad y porosidad-neutrón. Para las herramientas de resistividad, se toma en cuenta el efecto de esta separación en la corrección por efecto de pozo. 8.Para obtener mayor información acerca de la permeabilidad lambda, consulte: Herron MM, Johnson DL y Schwartz LM: A Robust Permeability Estimator for Siliciclastics, artículo de la SPE 49301, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 27 al 30 de septiembre de Una onda acústica de Stoneley es un tipo de onda de interfase o superficie, de gran amplitud, generada por una herramienta acústica en un pozo. Las ondas de Stonenely pueden propagarse a lo largo de una interfase sólido-líquido, tal como a lo largo de las paredes de un pozo lleno de fluido. Constituyen la componente de baja frecuencia de la señal generada por las fuentes acústicas en los pozos. El análisis de las ondas de Stoneley puede proveer una estimación de las localizaciones de fracturas y de la permeabilidad de la formación. Las ondas de Stoneley constituyen una fuente de ruido importante en los perfiles sísmicos verticales. 9.La relación entre el espesor neto y el total es la relación volumétrica entre la arenisca productiva y la totalidad de la roca presente. 10.Para obtener mayor información acerca del empaque de grava, consulte: Ali S,Dickerson R, Bennett C, Bixenman P, Parlar M, Price-Smith C, Cooper S, Desroches J, Foxenberg B, Godwin K, McPike T, Pitoni E, Ripa G, Steven B, Tiffin D y Troncoso J: Empaques de grava en pozos horizontales de alta productividad, Oilfield Review 13, no. 2 (Otoño de 2001): Oilfield Review

8 Concreción en el tope, derecha e izquierda del pozo Se indica poca invasión Profundidad, Tope Derecha Fondo Izquierda Tope unidades 0 Diámetro de la invasión 30 pulgadas XX20 Calibre XX40 Concreción en el fondo del pozo Se indica poca invasión > Concreciones y homogeneidad. La imagen de resistividad profunda geovision (izquierda) muestra una concreción ubicada en el tope del pozo (amarillo) que se extiende hacia la derecha e izquierda en sentido descendente. Se aprecia otra concreción (amarillo) en el fondo del pozo. El calibrador eléctrico (derecha) se visualiza como una línea de guiones roja. El diámetro computado de la invasión para el cuadrante inferior se muestra en color azul, mientras que el correspondiente al cuadrante derecho aparece en color rojo. El diámetro de la invasión se computa mediante la inversión de los datos de resistividad utilizando mediciones someras, intermedias y profundas. El cómputo indica la presencia de invasión. Las curvas de invasión computadas se aproximan a la curva del calibrador, como es de esperar cuando se presentan concreciones impermeables. ción de Imágenes Sónica Dipolar DSI operada a cable, constituyó otro método de determinación de la permeabilidad. 8 Debido al riesgo de producción de arena, los petrofísicos decidieron utilizar la porosidad y la información de la mecánica de las rocas para determinar los intervalos de disparos y su orientación. Las imágenes de la pared del pozo y la tecnología de disparos orientados permitieron la correcta ubicación de los puntos de inyección dentro de las areniscas. La orientación estratigráfica indicaba que era posible la existencia de diferencias contundentes en la estabilidad de los túneles de los disparos. El equipo de especialistas en terminación de pozos orientó las pistolas (cañones) en base a la resistencia de la roca y a la anisotropía de los esfuerzos, teniendo cuidado de no disparar el límite de una capa o concreción carbonatada subyacente. Las decisiones adoptadas a lo largo del proyecto en términos de perforación, geoposicionamiento y estrategia de disparos se basaron en su mayor parte en el análisis de imágenes de resistividad geovision generadas en tiempo real y datos MWD. La generación de imágenes de resistividad geovision en tiempo real produjo avances significativos en términos de eficiencia de geoposicionamiento y eficacia operativa, lo que permitió que RWE Dea duplicara la longitud del pozo horizontal. La combinación de mapeo estructural, el control preciso de la trayectoria del pozo y la generación de imágenes en tiempo real permitieron el emplazamiento del pozo inicial con una precisión equivalente a un diámetro de pozo respecto del objetivo propuesto. Imágenes en tiempo real en turbiditas del Mar del Norte Durante el año 2001, Shell U.K. Exploration and Production programó y perforó un pozo horizontal en el complejo Gannet, en el sector británico del Mar del Norte. El pozo GE-03 fue diseñado para explotar el flanco sur del anticlinal fallado Gannet E. El pozo tenía como objetivo las areniscas Orange y Pink; subdivisiones éstas de la arenisca turbidítica Forties de edad Terciaria. Estas areniscas marinas profundas se caracterizan por tener intervalos productivos que presentan una alta relación entre los espesores neto y total, una porosidad del 30% y una permeabilidad horizontal de 1 darcy. 9 Los ingenieros de terminación de pozos optaron por una terminación con filtros de grava para minimizar la producción de arena de la formación de areniscas poco consolidadas. 10 Verano de

9 Relación entre espesor neto y total decreciente Perforación en el sentido del echado y cruce de una falla Trayectoria proyectada del pozo Tope del yacimiento Forties Arenisca Orange Lutita Pink Arenisca Pink 1. Una vez asentado en el yacimiento superior, establecer el echado estructural y ubicar las fallas. Utilizar esta información para optimizar la trayectoria del pozo a fin de penetrar la lutita Pink. 3. Ubicar el extremo del pozo en la formación correcta. Posición y rechazo de falla inciertos Demasiado lento Baja relación entre espesor neto y total Corte en sentido Demasiado rápido ascendente a través del intervalo de interés, a la velocidad requerida Sobre la basedepozos de exploraciónydeevaluaciónverticales 2. Confirmar que el pozo se ha asentado por debajo de la lutita Pink y que corta nuevamente en sentido ascendente a través del intervalo de interés para volver a atravesar la lutita Pink. Controlar que la falla no haya comprometido la posición del pozo. > Modelado de la trayectoria del pozo GE-03 de Shell, efectuado antes de la perforación. Los puntos de referencia 1 a 3 fueron utilizados para controlar el avance de la perforación tomando en cuenta la geología esperada y la respuesta anticipada de la imagen de resistividad geovision a lo largo de la trayectoria del pozo. La variación en la amplitud sinusoidal de la imagen indica el ángulo relativo entre la herramienta y el plano de estratificación. El logro de un drenaje óptimo y la necesidad de minimizar la irrupción prematura de agua exigían que los tramos del pozo horizontal se ubicaran lo más cerca posible del tope del yacimiento Forties, a la vez que atravesaran las areniscas Orange y Pink. La resolución de los datos sísmicos era insuficiente para determinar en forma precisa las ubicaciones de las fallas, el echado estructural y el correcto espesor de las facies. Durante la planificación previa a la ejecución de los trabajos, los ingenieros utilizaron modelos de yacimientos estáticos y dinámicos para definir la trayectoria proyectada del pozo dentro de las zonas productivas. El modelado de la respuesta esperada de los 11.El término escala de pozo alude a rasgos de formaciones resolubles más pequeños que el diámetro del pozo. 12.En la industria petrolera, el análisis bioestratigráfico a menudo denota la utilización de microfósiles terrestres (polen y esporas) y marinos (diatomeas, foraminíferos, nanofósiles) para determinar la edad y el ambiente sedimentario absoluto o relativo de una formación, roca madre o yacimiento de interés. registros de imágenes de resistividad geovision permitió destacar los beneficios de la generación de imágenes de la pared del pozo en tiempo real para el emplazamiento del pozo (arriba). 11 Sobre la base de este trabajo, el equipo de geocientíficos de Shell optó por utilizar imágenes geovision LWD basadas en la resistividad tanto para el análisis geológico como para el ajuste de la trayectoria durante la perforación. El BHA estaba compuesto por el sistema rotativo direccional PowerDrive para proveer el control direccional y una herramienta GVR para adquirir registros de rayos gamma y generar imágenes de resistividad en tiempo real. Se utilizó un sensor de Presión Anular Durante la Perforación APWD para controlar la densidad de circulación equivalente (ECD, por sus siglas en inglés). La herramienta MWD PowerPulse proporcionaba la telemetría y la información de dirección e inclinación, a la vez que transmitía todos los datos de fondo de pozo a la superficie a razón de 6 bps; velocidad de transmisión suficiente para generar imágenes de resistividad geovision en tiempo real. Un fluido de perforación base agua resultaba compatible con la terminación con empaque de grava proyectada para el tramo horizontal del pozo. El fluido conductivo base agua también proveía el entorno necesario para la generación de imágenes geovision. El pozo se perforaría hasta el yacimiento superior, ubicando el comienzo del tramo horizontal, también conocido como talón del pozo, en la arenisca Pink y perforando luego un tramo de drenaje horizontal a través de la arenisca Pink para después ingresar en la arenisca Orange (próxima página). El extremo lejano del tramo horizontal, o punta del pozo, encontraría probablemente una secuencia de areniscas Orange con una menor relación entre los espesores neto y total, tal como se había observado en los pozos vecinos. El emplazamiento del pozo en la secuencia de areniscas Orange era crucial. Durante la perforación del tramo horizontal a través de las capas de arenisca y lutitas, las imágenes de resistividad geovision permitieron verificar la penetración de areniscas petrolíferas. Estas imágenes obteni- 32 Oilfield Review

10 Profundidad vertical total, pies 5710 Lutita Pink Arenisca Orange Incertidumbre respecto del rechazo de la falla Perforación en sentido ascendente a través del intervalo de interés Perforación en sentido descendente a través del intervalo de interés justo antes de la falla en la zona de arrastre Incertidumbre respecto del rechazo de la falla Perforación paralela a las capas o en sentido levemente ascendente a través del intervalo de interés; echado aparente equivalente a 2 Tope de la Arenisca Orange Arenisca Pink 5880 Falla?? Echados verdaderos Fallas nítidas en las imágenes Resistividad Imagen de resistividad geovision adquirida en tiempo real Profundidad medida, pies , ,100 10,150 10,200 Rayos gamma Falla definida por las mediciones adquiridas con la herramienta GVR > Interpretación de la sección transversal a partir de los datos de imágenes adquiridos durante la perforación en el pozo GE-03 de Shell (arriba). Los registros de rayos gamma y las imágenes de resistividad geovision, junto con los datos de resistividad y los echados verdaderos picados a partir de imágenes generadas en tiempo real se muestran en escala comprimida debajo de la interpretación. La medición con la herramienta GVR permitió definir una falla adicional (banda vertical gris) a 2812 m [9225 pies]. Para ello fue necesario modificar la trayectoria del pozo a fin de permanecer dentro de la arenisca prospectiva. das en tiempo real resultaron de utilidad para la vigilancia rutinaria y el ajuste de la trayectoria del pozo. Un incremento angular demasiado lento podría llevar a perforar a lo largo de un solo horizonte de arenisca o de lutita. La perforación demasiado rápida en sentido ascendente a través del intervalo de interés podría llevar a penetrar la débil lutita sobreyaciente, con la consiguiente pérdida de longitud productiva del pozo y su potencial colapso, hechos que comprometerían la instalación de los componentes de terminación (véase Identificación de fracturas y de mecanismos de fallas en la pared del pozo, próxima página). Durante la perforación del intervalo de interés, un enlace de comunicación satelital transmitía continuamente las imágenes geovision y los datos asociados con las mismas en formato DLIS (Digital Log Interchange Standard) desde el equipo de perforación a un grupo de geocientíficos situado en Aberdeen, Escocia. Después de procesar los datos en una estación de trabajo UNIX utilizando el producto de generación de imágenes de la pared del pozo BorView del sistema GeoFrame con el objetivo de mejorar la calidad de la imagen, los técnicos situados en tierra interpretaron las imágenes en tiempo real. Los echados picados a mano, basados en rasgos de formación visibles en las imágenes, permitieron actualizar el modelo geológico a una escala más fina que la que podría lograrse a partir de los datos sísmicos. Los datos de las imágenes geovision proveyeron la orientación y ubicación de las fallas determinando al mismo tiempo la trayectoria del pozo respecto del echado de formación proyectado. Las interpretaciones fueron convalidadas mediante la comparación con análisis bioestratigráficos y datos de recortes provenientes del equipo de perforación. 12 Verano de

11 Identificación de fracturas y de mecanismos de falla en la pared del pozo La identificación de mecanismos de falla y de problemas de inestabilidad del pozo, y la comprensión de cómo y porqué ocurren, son esenciales para el éxito de las operaciones de perforación. El manejo adecuado de la estabilidad del pozo minimiza el tiempo no productivo y es fundamental para la optimización de la perforación. Cuando los esfuerzos que se generan en torno al pozo son superiores a la resistencia de la formación, se producen deformaciones por esfuerzos de corte o de tensión irreversibles en la zona vecina a la pared del pozo. Las imágenes de la pared del pozo generadas con herramientas LWD de resistividad o de densidad-neutrón azimutal pueden utilizarse para la identificación de fallas y el diagnóstico de fracturas. Es posible determinar tanto la dirección de las fracturas como el modo de falla, permitiendo así un diagnóstico y tratamiento más precisos. Diversos son los factores que producen o contribuyen a producir fallas en la pared del pozo. Las fallas por esfuerzos de tensión producidas como consecuencia de una excesiva densidad de circulación equivalente (ECD, por su siglas en inglés) son muy comunes. 1 El excesivo peso del lodo, la acumulación de recortes en el espacio anular y las velocidades de bajada de las tuberías de revestimiento o de la columna de perforación en el pozo pueden producir una alta ECD. A menudo, la verdadera causa de las fallas queda indefinida (derecha). El estado de los esfuerzos alrededor del pozo incide en la eficiencia de la perforación y en la estabilidad del pozo. La mayoría de las fuerzas geológicas que actúan sobre el pozo son fuerzas compresivas y producen fallas por esfuerzos de corte. Otras fuerzas estructurales actúan separando los granos de roca, lo que produce fallas por esfuerzos de tensión. Los mecanismos de corte y de tensión pueden actuar independientemente, como de hecho ocurre con mucha frecuencia. El peso del XX25 XX50 AAI PES_BS PES_BM PES_BD PPM_PAB Unidades de profundidad XX25 XX50 Somera Datos de resistividad geovision obtenidos en tiempo real Intermedia Iniciación de la fractura Datos obtenidos durante la rectificación del pozo Fractura desarrollada GR_PAB Profunda > Identificación de fracturas con imágenes. En este ejemplo, se puede apreciar el desarrollo de fracturas inducidas por la perforación entre XX25 y XX50 en un intervalo de lutita calcárea. Las flechas en la imagen de resistividad geovision obtenida en tiempo real muestran el comienzo de una secuencia de fracturas aisladas en el lado bajo del pozo (arriba). Pocas horas después, los datos de resistividad geovision obtenidos durante la rectificación del pozo indicaron el desarrollo de una sola fractura larga cuyo ancho aumenta a través del mismo intervalo de profundidad (abajo). De izquierda a derecha, las curvas muestran mediciones de resistividad somera, intermedia y profunda. 34 Oilfield Review

12 Falla por esfuerzo de corte Bajo peso del lodo s H Falla por esfuerzo de tensión Alto peso del lodo Dirección del esfuerzo s h > Falla por esfuerzo de corte versus falla por esfuerzo de tensión. Este ejemplo muestra la existencia de ovalizaciones y fracturas inducidas por la perforación en el mismo intervalo, lo que indica que el peso del lodo es a la vez demasiado alto (falla por esfuerzo de tensión) y demasiado bajo (falla por esfuerzo de corte). Si bien tal afirmación parece contradictoria, ambos mecanismos de fallas pueden ser el resultado de una ventana de peso del lodo angosta causada por el gran desequilibrio entre los esfuerzos horizontales del campo lejano. Con un peso de lodo demasiado bajo, pueden ingresar fluidos de formación al pozo o producirse fallas en el mismo; si el peso es excesivo, se puede fracturar el pozo produciéndose pérdida de circulación. lodo y la química del fluido de perforación suelen utilizarse para minimizar los efectos negativos de los esfuerzos no restringidos que actúan sobre el pozo. 2 Los mecanismos de falla presentan rasgos específicos asociados con fracturas en las imágenes de la pared del pozo (arriba). Cada modo de falla tiene un régimen de presión único de alto o bajo peso del lodo o de la ECD. La tecnología de generación de imágenes geovision, en combinación con las mediciones APWD, permite la identificación en tiempo real de los mecanismos de falla potenciales y provee advertencias tempranas de problemas de inestabilidad de pozo. Los perforadores pueden adoptar medidas correctivas para el manejo de la inestabilidad del pozo en base al diagnóstico de mecanismos de fallas. La aplicación de modelos geomecánicos que incorporan datos de imágenes y de presión produce un impacto directo e inmediato sobre la optimización de la perforación y sobre el diseño de terminación del pozo. Los resultados de estos modelos ayudan a generar recomendaciones acerca de la implementación de estrategias de remediación que quizás no hayan sido consideradas. La capacidad de distinguir entre rasgos naturales y propiedades de la formación y transformaciones artificiales inducidas por la perforación, permite mejorar tanto la interpretación petrofísica como la interpretación geológica. La identificación de fracturas naturales, fuente de potencial entrada o pérdida de fluido, puede ser importante para el manejo del riesgo de la perforación y de los peligros que comprometen la seguridad. 1. Bargach et al, referencia 1, texto principal. 2. Bloys B, Davis N, Smolen B, Bailey L, Houwen O, Reid P, Sherwood J, Fraser L y Hodder M: Designing and Managing Drilling Fluid, Oilfield Review 6, no. 2 (Abril de 1994): Verano de

13 Imágenes generadas a partir del sensor profundo Tiempo real Datos almacenados en memoria Rayos gamma Rayos gamma 0 API API 150 Estructura de la falla atravesada Perforación en sentido descendente a través del intervalo de interés Lente abombada (cambio de orientación: de perforación descendente a perforación ascendente) < Resumen de datos de resistividad geovision del pozo GE-03 de Shell. Se muestran los datos de las imágenes de resistividad y de registros de rayos gamma geovision adquiridos en tiempo real (Carriles 1 y 2) junto con los datos de imágenes y de registros de rayos gamma descargados de la memoria de la herramienta GVR, una vez que el BHA regresara a la superficie (Carriles 3 y 4). Los registros de imágenes adquiridos en tiempo real durante la perforación muestran claramente cómo el pozo corta los planos de estratificación en sentido ascendente y descendente y perfora en sentido paralelo a las capas. Durante la perforación, se utilizaron estos datos para obtener el echado verdadero de la formación y la orientación de las fallas, al mismo tiempo que se construyó una sección geológica subsísmica. 100 pies Perforación en sentido ascendente a través del intervalo de interés Perforación en sentido paralelo a las capas Perforación en sentido descendente a través del intervalo de interés Estructura de la falla atravesada Lente abombada (cambio de orientación: de perforación descendente a perforación ascendente) Perforación en sentido ascendente a través del intervalo de interés Las herramientas de datos de perforación y de generación de imágenes en tiempo real aportaron valiosa información estructural (izquierda). Las imágenes de resistividad geovision y otros datos analizados durante la fase de incremento angular indicaron topes de formaciones levemente más profundos que los proyectados, pero con el echado estructural esperado. Aunque más frecuente que lo previsto, las fallas presentes en el tramo horizontal resultaron claramente visibles en las imágenes de resistividad geovision. Asumiendo un movimiento extensional de las fallas, a menudo atribuido al esfuerzo de tensión, se pudo determinar la dirección del echado e inferir un sentido de desplazamiento. La interpretación de las imágenes indicó que debido a la falla sólo se había encontrado una sección mínima de la arenisca Pink. Las curvas estándar de los registros de resistividad y de rayos gamma por sí solas no habrían identificado claramente la ubicación u orientación de las fallas. A pesar de ciertas desviaciones respecto de la predicción geológica, las secciones transversales en escala subsísmica generadas en tiempo real a partir de los datos geovision, permitieron definir la localización del pozo. 13 Con la convicción de que el pozo estaba correctamente posicionado, el equipo de geocientíficos permitió que procediera la perforación. 13.Las dimensiones de los rasgos geológicos subsísmicos están por debajo de los niveles de resolución de la sísmica; por lo tanto, no pueden visualizarse claramente en las secciones sísmicas. Velocidad de penetración, 50 a 100 pies/h 36 Oilfield Review

14 El perforador ubicó el tramo horizontal dentro del yacimiento a una profundidad vertical verdadera (TVD, por sus siglas en inglés) de entre 1740 y 1792 m [5710 y 5880 pies], correspondiente a 2484 y 3124 m [8150 y 10,250 pies] MD, habiéndose alcanzado todos los objetivos. A la profundidad final (TD, por sus siglas en inglés), las herramientas adnvision y el calibrador ultrasónico permitieron determinar la porosidad y el diámetro del pozo antes de proceder a las operaciones de empaque de grava. La mayor agilidad en la toma de decisiones geológicas produjo diversos beneficios clave en términos de eficiencia de perforación: Minimización del tiempo de circulación no productivo para el análisis geológico de la posición del pozo. Mitigación del riesgo de perderse en el sentido geológico, evitando la desviación forzada de la trayectoria del pozo. Confirmación del emplazamiento óptimo del pozo en tiempo real, de manera de no comprometer las fases de planificación y de terminación del pozo. El pozo logró atravesar con éxito el máximo horizonte productivo buscado. Las imágenes de resistividad geovision y los datos asociados con las mismas proporcionaron nueva información estructural para su inclusión en el modelo geológico. Durante la terminación del pozo, surgieron problemas que exigieron la reiteración de la perforación del pozo GE-03. Las secciones geológicas generadas a partir de los datos de imágenes de resistividad geovision ayudaron a Shell a emplazar con seguridad el nuevo pozo. La generación de imágenes de resistividad geovision y otros datos permitieron que Shell conociera mejor el campo Gannet E y su potencial de recuperación de hidrocarburos. Perforación direccional en un yacimiento volcánico La sedimentación de material volcánico genera facies de formación irregulares con planos de estratificación ausentes o indefinibles. En consecuencia, los métodos de interpretación difieren considerablemente según se trate de un yacimiento de areniscas, carbonatado o volcánico. Esto, sumado a la presencia de tendencias de fallas impredecibles, hace que la perforación direccional a través de rocas volcánicas sea un verdadero reto. En el verano de 2002, JAPEX (Japan Petroleum Exploration Co., Ltd.) perforó el pozo direccional SK-16DH en el campo Yurihara, un área volcánica del norte de la provincia de Honshu, en tierra firme de Japón. Varios meses Prof., m SK-16DH Roca sello: fangolita Zona no productiva: hialoclastita (s wirr alta) Zona productiva: lava almohadilla Zona no productiva: lava masiva (flujo laminar) Zona no productiva: roca de filón y roca alterada antes de iniciarse la perforación, JAPEX y Schlumberger trabajaron en forma conjunta en el diseño de un programa de pozo destinado a mejorar y optimizar el desempeño de la perforación y el emplazamiento del pozo. El operador había previsto que sería difícil mantener el contacto con el yacimiento durante la perforación a través de rocas volcánicas no sedimentarias. El proyecto de desarrollo del campo Yurihara fue concebido en Los estudios de producción y agotamiento indicaron que el correcto diseño y emplazamiento de múltiples pozos horizontales triplicaría el volumen de producción que se obtenía en ese momento. Los ingenieros de JAPEX y de Schlumberger llegaron a la conclusión de que los datos obtenidos con la herramienta FMI operada a cable permitirían establecer los marcadores objetivo a partir de un pozo piloto propuesto, aunque sería necesaria una solución de generación de imágenes en tiempo real para el control de la trayectoria del pozo en el tramo horizontal. JAPEX realizó estudios que establecieron métodos patentados para la evaluación de imágenes FMI en roca volcánica. Las semejanzas entre las técnicas de medición FMI y GVR implican que podrían utilizarse procedimientos similares para la interpretación de imágenes producidas en tiempo real. Profundidad final = 2800 m Pozo exploratorio > Sección estructural posterior a la perforación del pozo SK-16DH de JAPEX. Un pozo exploratorio anterior (derecha) no logró alcanzar la lava almohadilla productiva. Durante la perforación del pozo SK-16DH, se encontró la lava almohadilla productiva en el punto de inicio de la desviación del pozo y luego se perdió cuando se perforaba en sentido casi horizontal. Al reducir el ángulo, se alcanzó una segunda capa de lava almohadilla justo debajo de una delgada roca sello de fangolita. Los registros de imágenes de resistividad geovision obtenidos en tiempo real proveyeron la información necesaria para mantener la trayectoria del pozo dentro del intervalo de interés. La perforación de un pozo piloto de pulgadas con una inclinación de 45 comenzó el 23 de junio de El plan de perforación requería que se corriera una herramienta FMI a la profundidad final para establecer el punto de comienzo de la desviación, la trayectoria inicial y los marcadores de resistividad. Las irregularidades de la pared del pozo impedían que la herramienta FMI alcanzara la profundidad final. La sección inferior del pozo piloto se registró con una herramienta GVR. El equipo de petrofísicos picó los echados manualmente a partir de los datos de resistividad FMI y geovision procesados. Utilizando los marcadores derivados de los registros de resistividad y de rayos gamma como guía, el 18 de julio de 2002 se inició la perforación del tramo horizontal. El equipo de geocientíficos estableció el punto de comienzo de la desviación a 2000 m [6562 pies] MD (arriba). En el yacimiento, los perforadores ajustaron la dirección e inclinación del pozo utilizando imágenes de resistividad geovision obtenidas en tiempo real. Los datos fueron transmitidos a JAPEX en Tokio, Japón, para su posterior evaluación. La perforación de roca volcánica relativamente carente de rasgos no permite el cómputo del echado de la formación con algún grado de Verano de

15 2 m [7 pies] Datos FMI 6 m [20 pies] Datos de resistividad geovision > Carácter inusual de una imagen de lava almohadilla. La imagen de la izquierda se generó con los datos FMI del pozo piloto, mientras que la imagen de la derecha se compiló a partir de los datos de resistividad geovision de la sección de re-entrada (obsérvense las diferentes escalas). En estos extractos del pozo SK-16DH de JAPEX, la ausencia de planos de estratificación y de carácter estructural es típica de la lava almohadilla, también conocida como lava elipsoidal. Cuando los basaltos sumergidos hacen erupción, la congelación de la lava extrusiva genera montículos elongados que se forman por la filtración y el enfriamiento reiterados de la roca fundida. Se crea así una costra flexible en torno al material recientemente extruido, lo que genera la estructura tipo almohadilla. La presión aumenta hasta que la corteza se rompe y el nuevo basalto es expulsado como si se tratara de pasta dentífrica, formando otra almohadilla. La secuencia continúa, generando potencialmente una espesa capa de material volcánico. certeza. A pesar de la falta de estas estimaciones, las imágenes obtenidas en tiempo real de la roca productiva una lava tipo almohadilla ayudaron al equipo de trabajo asignado a la localización del pozo a mantener la trayectoria del mismo dentro de los límites del yacimiento (arriba). La perforación continuó durante 25 días, utilizando las imágenes como guía. La trayectoria del pozo se mantuvo dentro del objetivo a una inclinación promedio de 87 hasta 3100 m [10,171 pies] MD. El éxito del proyecto de perforación del pozo SK-16DH demostró la precisión del geoposicionamiento utilizando las imágenes de resistividad generadas en tiempo real, incluso en roca volcánica. Se minimizaron los riesgos de la perforación y al mismo tiempo se pudo emplazar correctamente el pozo. Durante el año 2003, la generación de imágenes de resistividad geovision en tiempo real y el geoposicionamiento ayudarán a emplazar otros pozos horizontales en el campo Yurihara. Gracias a este proyecto de perforación, para principios de 2004 se triplicará la capacidad de tratamiento de hidrocarburos. Generación de imágenes en entornos no acuosos Las tecnologías de generación de imágenes de resistividad de la pared del pozo, tales como las utilizadas en la herramienta GVR, requieren fluidos de pozo conductivos; en general, la utilización de estas herramientas no es factible cuando se perfora con lodos base aceite o sintéticos. Por el contrario, las herramientas de densidad funcionan independientemente del tipo de fluido de perforación utilizado. Esto permite utilizar la densidad para generar imágenes de la pared del pozo en tiempo real, incluso en entornos no conductivos. El proyecto de desarrollo adnvision se basó en el despliegue exitoso de las herramientas de generación de imágenes de resistividad geovision. Para la adaptación de la telemetría GVR a la herramienta de densidad adnvision, sólo fue necesaria una pequeña modificación de los algoritmos de codificación. La herramienta GVR utiliza 56 puntos de medición azimutales, o celdas (bins), mientras que la herramienta adnvision emplea sólo 16. La reducción de 56 a 16 celdas de datos disminuye la fidelidad de la imagen, aunque se preserva suficiente calidad para el geoposicionamiento del pozo y el análisis estructural. La actual configuración de los procesadores y de los programas de computación permite transmitir solamente un tipo de imagen en tiempo real por vez, ya sea imágenes de densidad o de resistividad. Una señal DownLink transmitida a la herramienta permite conmutar entre adquisición de datos de imágenes de resistividad y datos de imágenes de densidad durante la perforación. ConocoPhillips Petroleum Company, que opera en el sector noruego del Mar del Norte, aplicó la tecnología de generación de imágenes de densidad adnvision en su plataforma Ekofisk. Mediante la utilización de imágenes de densidad obtenidas en tiempo real, el equipo de ingeniería logró emplazar correctamente un pozo perforado con fluido de perforación sintético no conductivo a través de un horizonte productivo. Basado principalmente en datos de las imágenes de densidad adnvision, el equipo de geocientíficos ajustó la trayectoria del pozo permitiendo al perforador seguir el plano de estratificación de la zona productiva. A 4114 m [13,500 pies], las imágenes de densidad adquiridas en tiempo real indicaban que los planos de estratificación tenían un echado mayor de lo esperado. Las interpretaciones sísmicas anteriores a la perforación del pozo anticipaban un echado del plano de estratificación de 5.6, mientras que los cómputos en tiempo real indicaban 6.2. A 4236 m [13,900 pies] se atravesó el límite del yacimiento. Habiéndose observado un cambio de trayectoria de sentido descendente a sentido ascendente (respecto de la estructura) en la imagen de densidad obtenida en tiempo real, el equipo de geoposicionamiento ordenó al perforador a reducir el ángulo, haciendo que el agujero volviera a proceder en sentido descendente respecto de la estructura y se mantuviera dentro del objetivo (próxima página). Como resultado 38 Oilfield Review

16 Unidades de porosidad 60 0 ohm-m 200 p.u. Rayos Prof., gamma pies Resistividad API ,100 13,200 Rojo = densidad descendente Verde = densidad ascendente Azul = porosidad Perforación en el sentido del echado 13,300 A Proyección sísmica del echado estructural (SD) Echado computado en tiempo real (RTD) 13,400 Perforación en el sentido contrario al echado ,500 13,600 B 13,700 13,800 Capa atravesada 13,900 Atravesado fuera de la estructura/en el sentido del echado Perforación en el sentido del echado 14,000 C 14,100 14,200 14,300 Falla probable Lente abombada que indica el cambio de orientación en la perforación 14,400 14,500 14,600 14,700 14,800 > Ajuste de la trayectoria de un pozo de ConocoPhillips efectuada en tiempo real. El análisis sísmico anterior a la perforación del pozo indicó un echado estructural (SD, por sus siglas en inglés) estimado en 5.6, representado en la gráfica por la curva de guiones roja. La Sección A, de 4026 a 4118 m [13,210 a 13,510 pies], fue perforada según lo planificado y las imágenes de densidad muestran una tendencia del pozo en el sentido del echado. La lente abombada 1, una transformación artificial de la imagen, característica de cambios de orientación de la perforación al comienzo de la Sección B, 4118 a 4225 m [13,510 a 13,860 pies], indica un cambio en la trayectoria relativa de sentido descendente a sentido ascendente respecto de la estructura. Durante la perforación de la Sección B, los echados computados mostraron que el ángulo de inclinación de las capas era mayor que el previsto por los datos sísmicos. Al final de la Sección B, un cambio de resistividad importante indicó la proximidad del pozo a un límite del yacimiento. Las imágenes de densidad obtenidas en tiempo real proporcionaron al equipo de geoposicionamiento la información necesaria para disponer el cambio de trayectoria correcto, con lo que la barrena quedó orientada en sentido levemente descendente respecto de la estructura (Sección C), tal como lo demuestra la lente abombada 2 a 4240 m [13,910 m]. La perforación continuó hasta una profundidad medida de 4359 m [14,300 pies], donde se encontró una falla (óvalo rojo, carriles superiores) no visible en los datos sísmicos. directo de la generación de imágenes en tiempo real, el pozo permaneció en el objetivo y atravesó 122 m [400 pies] más de zona productiva. La generación de imágenes de densidad en tiempo real permitió al operador reconocer y compensar rápidamente la variación no anticipada del echado estructural, lo que podría haber generado una situación de pérdida en el pozo, con la potencial necesidad de perforar un pozo de re-entrada. La aplicación del sistema adnvision en ambientes no conductivos constituye un avance significativo en la tecnología de generación de imágenes en tiempo real. Visión futura La industria del petróleo y el gas realiza denodados esfuerzos por reducir los costos de construcción de pozos y aumentar al mismo tiempo la producción. Como respuesta a ello, los operadores están perforando menos pozos, pero que presentan mayores desafíos, son de gran productividad, con objetivos múltiples, y donde los ambientes circundantes son cada vez más demandantes. Los operadores y las compañías de servicios continúan enfocándose en la obtención, el traslado y el análisis de datos para los procesos de toma de decisiones a ritmos cada vez más veloces. Es probable que el énfasis permanente puesto en la entrega y el procesamiento de información de yacimientos y de datos de perforación en tiempo real se traduzca en avances significativos en términos de instrumental de fondo de pozo, así como de sistemas de telemetría y de análisis de datos. Las tecnologías de adquisición de datos y de generación de imágenes en tiempo real, en conjunto con los sistemas avanzados de comunicaciones a través de satélites y redes, marcarán el camino hacia una productividad mejorada, con menos riesgos de fondo de pozo y mayor retorno de la inversión. DW Verano de