Mediciones sísmicas bien posicionadas

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1 Mediciones sísmicas bien posicionadas Las compañías operadoras han tenido que tolerar cierta incertidumbre al intentar conciliar lo que encuentra la barrena con los pronósticos efectuados a partir de las secciones sísmicas. Una nueva solución fácil de utilizar para el perforador resuelve esta ambigüedad y permite mejorar notablemente la precisión con que los operadores programan y perforan sus pozos. Pascal Breton Stephan Crepin Jean-Christian Perrin TotalFinaElf Pau, Francia Cengiz Esmersoy Andy Hawthorn Richard Meehan William Underhill Sugar Land, Texas, EUA Bernard Frignet Montrouge, Francia Jakob Haldorsen Ridgefield, Connecticut, EUA Toby Harrold Sue Raikes BP Sunbury, Inglaterra Por su colaboración en la preparación de este artículo se agradece a James Clippard, Shell International E&P, Rijswijk, Países Bajos; Richard Coates, Ridgefield, Connecticut, EUA; Nick Drinkwater y Wayne Pennington, Cambridge, Inglaterra; David Farmer, Marwan Moufarrej, Jim Thompson y David White, Sugar Land, Texas, EUA; Mohamed Hashem, Shell, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA; Chuck Meeder, Marathon Oil Company, Houston, Texas; Joerg Meyer, Houston, Texas; Alan Mitchell, TotalFinaElf, París, Francia; Lewis Nelson, BP, Sunbury, Inglaterra; y Les Nutt, Fuchinobe, Japón. ADN (Densidad-Neutrón Azimutal), ARC (herramienta de Resistividad de Arreglo Compensada), ASI (generador de Imágenes Sísmicas de Arreglo), Bit On Seismic, Drill-Bit Seismic, Drilling Office, IDEAL (Evaluación Integrada de la Perforación y la Evaluación de Registros), ISONIC, InterACT, Q-Borehole, SeismicMWD, SWINGS y WAVE son marcas de Schlumberger. La información que llega demasiado tarde no tiene mucho valor. Esto es así en casi todos los sectores industriales, desde el control del tráfico aéreo hasta los servicios médicos de urgencia y desde el negocio de las editoriales hasta las bolsas de valores. Las compañías de Exploración y Producción (E&P, por sus siglas en inglés) dependen de datos oportunos y de alta calidad para poder identificar prospectos exploratorios, optimizar localizaciones de pozos, evitar riesgos de perforación e identificar zonas objetivo en yacimientos. Hoy, muchos de estos yacimientos se encuentran ubicados en ambientes geológicos difíciles y en algunos de los entornos más amenazantes de la tierra. Para encarar los desafíos que enfrenta la industria, las compañías de servicios deben trabajar en estrecha colaboración con los operadores a fin de generar soluciones a tiempo, de manera eficaz y eficiente. Durante varias décadas, las imágenes sísmicas de superficie constituyeron la herramienta de exploración más útil y de mayor difusión en la industria. Las imágenes sísmicas tradicionales se basan en el tiempo de tránsito sísmico. El tiempo de tránsito debe ser convertido a profundidad para que las imágenes adquieran valor para el perforador que visualiza y encuentra el yacimiento en términos de dicha variable. Si la correlación tiempo-profundidad es simple o el modelo para convertir tiempo a profundidad es suficientemente detallado, esta conversión puede ser exacta. Pero en muchas localizaciones de pozo la conversión a profundidad implica considerables incertidumbres. Este artículo examina los últimos adelantos tecnológicos que convierten a las imágenes sísmicas en herramientas de gran utilidad para los responsables de perforar pozos. Se analizan brevemente las técnicas de levantamientos sísmicos durante la perforación y sus aplicaciones, y se presenta una técnica nueva muy promisoria. Estudios de algunos casos demuestran su exitosa aplicación en pruebas de campo efectuadas en distintos lugares del mundo. Por último, se examina la secuencia de tareas necesaria para aprovechar al máximo los atributos de esta técnica en tiempo real. Tiempos desafiantes Si no se dispone de datos de pozo, la conversión de tiempo a profundidad se realiza utilizando un modelo de velocidad obtenido a partir de parámetros de procesamiento de datos sísmicos. Sin embargo, en áreas en las que las velocidades sísmicas resultan difíciles de estimar debido a los altos echados de los reflectores o a complejidades estructurales, pueden producirse errores de magnitud considerable. Además, este tipo de modelo de velocidad promedia propiedades a lo largo de grandes extensiones, lo cual también conduce a conversiones de tiempo a profundidad imprecisas. La falta de precisión en la conversión de tiempo a profundidad conduce a estimaciones erróneas de las profundidades en que se ubican determinados rasgos geológicos, tales como topes de formaciones, fallas o zonas sobrepresionadas. 34 Oilfield Review

2 Los equipos a cargo de los activos de las compañías operadoras basan muchas de las decisiones de construcción de pozos en la geología, de modo que ciertos parámetros clave de la programación de pozos, tales como la profundidad final (TD, por sus siglas en inglés), la profundidad de los revestimientos y las trayectorias de pozos desviados u horizontales pueden resultar imprecisos desde el principio. Estas imprecisiones representan algo más que un inconveniente; la seguridad personal y el medio ambiente pueden verse comprometidos, y hasta pueden perderse pozos. Los errores de conversión de tiempo a profundidad se manifiestan como diferencias entre las profundidades estimadas y las reales de un objetivo dado. La incertidumbre resultante suma riesgos a los procesos de perforación y construcción de pozos. Una incertidumbre de tan sólo un 5% en las velocidades sísmicas, puede traducirse en diferencias considerables incluso de hasta cientos de metros entre las profundidades estimadas y las profundidades reales. 1 Los errores de gran magnitud complican la programación de pozos y reducen las opciones disponibles para corregir trayectorias erróneas. El saber anticipar la presencia de zonas sobrepresionadas y cuándo ajustar las propiedades del lodo puede prevenir reventones y salvar pozos. 2 Las compañías operadoras de petróleo y gas también necesitan identificar y aislar fallas que no proveen sellos porque pueden actuar como conductos para la migración de los fluidos y de la presión, poniendo en peligro de contaminación a las formaciones adyacentes y comprometiendo la integridad del pozo. Muchos riesgos no pueden evitarse por lo que deben tenerse en cuenta en la planificación y construcción del pozo. En pozos profundos, la identificación precisa de los riesgos de perforación permite a los perforadores realizar el pozo con menos revestidores. El agregado de revestidores imprevistos puede ocasionar mermas de diámetros de revestimiento, aumentos de costos y complicaciones potenciales durante la terminación de los pozos, así como la imposibilidad de intersectar los presuntos objetivos. 1. Borland W, Codazzi D, Hsu K, Rasmus J, Einchcomb C, Hashem M, Hewett V, Jackson M, Meehan R y Tweedy M: Real-Time Answers to Well Drilling and Design Questions, Oilfield Review 9, no. 2 (Verano de 1997): 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. 2 (Otoño de 2001): Aldred W, Plumb D, Bradford I, Cook J, Gholkar V, Cousins L, Minton R, Fuller J, Goraya S y Tucker D: Manejo del riesgo de la perforación, Oilfield Review 11, no. 2 (Verano de 1999): Verano de

3 Tiros de prueba de velocidad Fuente Receptor > Tiros de prueba de velocidad. Con una fuente en superficie y un receptor en el pozo, los tiros de prueba de velocidad proveen a los operadores importante información de la relación tiempo-profundidad. En los levantamientos con tiros de prueba de velocidad se registran los tiempos de tránsito de ida (color rojo) o los tiempos de los primeros arribos. Estas pruebas se realizan en horizontes sísmicos bien definidos dentro del pozo. Los registros de sísmica de pozo pueden ayudar a encarar estos problemas de perforación mejorando las mediciones sísmicas de superficie y generando mejores modelos de velocidad que, a su vez, contribuirán a identificar riesgos potenciales en el subsuelo. Los tiros de prueba de velocidad mejoran los modelos Los registros de sísmica de pozo surgieron fundamentalmente de la necesidad de los intérpretes y programadores de pozos de vincular los tiempos de tránsito sísmicos con las profundidades de los pozos medidas desde unidades de cable eléctrico o con equipos de perforación. En ciertos casos, una medición de sísmica de pozo conocida como tiro de prueba de velocidad permite realizar una conversión de tiempo a profundidad precisa. Los tiros de prueba de velocidad eran muy comunes en la década de Con esta técnica, un receptor sísmico colocado mediante cable en profundidades conocidas en el pozo, registra el tiempo de tránsito del primer arribo directo, a veces denominado primer quiebre, que se propaga desde una fuente ubicada en la superficie hasta el receptor (arriba). La correlación tiempo-profundidad genera un modelo de velocidad local. Para convertir los datos sísmicos adquiridos en escala de tiempo a escala de profundidad, a veces pueden requerirse varios tiros de prueba de velocidad efectuados sobre topes de formaciones específicas en el pozo, a los efectos de confeccionar un modelo de velocidad adecuado. 3 Si la geología es simple, el modelo de velocidad puede ser de utilidad para una gran extensión. Sin embargo, como la velocidad sísmica varía con la litología, la presión y el contenido de fluidos, las complejidades del subsuelo reducen la validez del modelo local a solamente cierta distancia del pozo. Cuando se necesita una imagen sísmica detallada para evaluar el volumen de rocas del subsuelo que rodean al pozo, se adquieren perfiles sísmicos verticales (VSP, por sus siglas en inglés) con cable eléctrico. Los métodos de adquisición de VSPs con cable generan datos de mayor resolución con menor nivel de ruido y proveen valiosa información para la perforación de pozos vecinos y la iniciación de pozos de drenaje a partir de un pozo piloto vertical (véase Perfiles Sísmicos Verticales, página 38). Pero, si se quiere obtener datos de tiros de prueba de velocidad o de VSPs, el equipo de perforación debe dejar de perforar para bajar el cable. Esto agrega riesgos, ineficiencias y costos a la operación. En muchos casos, las respuestas de los métodos de sísmica de pozo con cable llegan demasiado tarde para las necesidades de los perforadores. Ayuda en tiempo real para los perforadores Las técnicas que utilizan registros sónicos adquiridos durante la perforación (LWD, por sus siglas en inglés), tal como la técnica ISONIC IDEAL de Schlumberger, son de gran utilidad en la adquisición de datos acústicos en tiempo real de áreas vecinas a la pared del pozo. Además de proporcionar valiosa información sobre porosidad, estas técnicas proveen datos sónicos que pueden procesarse para generar sismogramas sintéticos y seguir los cambios de presión de poro en el arreglo de fondo de pozo (BHA, por sus siglas en inglés). Sin embargo, no se trata de mediciones sísmicas de reflexión y sólo describen a la formación adyacente al pozo, que puede asemejarse o no al volumen sísmico en estudio. La solución ideal sería obtener, antes de perforar el pozo, un modelo de velocidad cuya precisión fuera al menos como la del tiro de prueba de velocidad. Esto aún no es posible, pero las soluciones que aportan la adquisición de datos sísmicos durante la perforación proveen información de velocidad de alta calidad, en tiempo real, para asistir a los ingenieros de perforación en la toma de decisiones. Estos métodos utilizan el pozo para adquirir los datos durante la perforación, sin modificar o demorar el proceso. Los métodos de adquisición de datos sísmicos durante la perforación proveen información de la relación tiempo-profundidad en tiempo real. Las compañías operadoras actualizan los modelos de velocidad, facilitando la revisión frecuente de las profundidades objetivo y la identificación de riesgos de perforación a la vez que reducen las incertidumbres a medida que la barrena se acerca al objetivo. Las compañías pueden determinar la posición de la barrena en la sección sísmica de superficie con respecto a los horizontes geológicos observados, garantizando una selección más precisa de las profundidades de los revestimientos y de extracción de núcleos. Con el tiempo, estas técnicas se han vuelto más accesibles para el perforador. Como sucede con la evolución de sus contrapartes operadas a cable, la calidad de los datos sigue mejorando y sus aplicaciones se han multiplicado, así como también se ha ampliado el abanico de entornos operativos. El método Drill-Bit Seismic Las primeras mediciones sísmicas adquiridas durante la perforación fueron obtenidas utilizando una técnica en la que la barrena actúa como fuente de energía sísmica de fondo de pozo, es decir, la inversa de las configuraciones de VSP con cable. Sobre la base de esta técnica, Schlumberger desarrolló el método Drill-Bit Seismic. Al penetrar las capas de roca, la barrena de tres conos actúa como una fuente bipolar y envía la energía sísmica hacia la formación. Por otra parte, las vibraciones axiales que se propagan por la columna perforadora son detectadas por un acelerómetro instalado en la mesa rotativa superior, ubicada en el piso del equipo de perforación. Estos datos se utilizan para construir una imagen de la columna perforadora; es decir, 3. Christie P, Dodds K, Ireson D, Johnson L, Rutherford J, Schaffner J y Smith N: Borehole Seismic Data Sharpen the Reservoir Image, Oilfield Review 7, no. 4 (Invierno de 1995): Borland et al, referencia Staron P, Arens G y Gros P: Method for Instantaneous Acoustic Logging Within a Wellbore, Solicitud de Patentes Internacionales según el Tratado de Cooperación para Patentes No. WO 85/05695 (20 de mayo de 1985). Staron P, Arens G y Gros P: Method for Instantaneous Acoustic Logging Within a Wellbore, Patente Estadounidense No. 4,718,048 (5 de enero de 1988). 6. Meehan RJ, Nutt L, Dutta N y Menzies J: Drill Bit Seismic: A Drilling Optimization Tool, artículo de las IADC/SPE 39312, presentado en la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE, Dallas, Texas, EUA, 3 al 6 de marzo de Kamata M, Underhill W, Meehan R y Nutt L: Drill-Bit Seismic, A Service for Drilling Optimization, Transcripciones del XXXVIII Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Houston, Texas, EUA, 15 al 18 de junio de 1997, artículo DD. Borland et al, referencia 1. Meehan et al, referencia Esmersoy C, Underhill W y Hawthorn A: Seismic Measurement While Drilling: Conventional Borehole Seismics on LWD, Transcripciones del 62do. Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Houston, Texas, EUA, 17 al 20 de junio de 2001, artículo RR. Underhill W, Esmersoy C y Hawthorn A: Demonstrations of Real-Time Borehole Seismic from an LWD Tool, artículo de la SPE 71365, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 30 de septiembre al 3 de octubre de Oilfield Review

4 trayectoria de la columna de perforación t ds de la Acelerómetro Energía directa utilizada por el tiro de prueba de velocidad t f de la trayectoria de la formación Energía reflejada utilizada para generar la imagen VSP t f - t ds Receptor Correlación cruzada del acelerómetro y las trazas del geófono > Técnica Drill-Bit Seismic. Utilizando el ruido de la barrena como fuente sísmica y receptores de superficie, esta técnica permite la adquisición de datos sísmicos durante la perforación. Los barrenas de tres conos emiten energía sísmica que puede medirse por los receptores en forma directa o luego de haberse reflejado. El ruido de la barrena, sin embargo, no puede controlarse o sincronizarse cuidadosamente con los receptores. Por lo tanto, la señal de la columna perforadora generada por vibraciones axiales se mide con un acelerómetro de boca de pozo y luego se correlaciona con los datos del receptor a los efectos de determinar los tiempos de tránsito sísmicos o los tiempos de los tiros de prueba de velocidad. Este fue el primer tipo de técnica que permitió eliminar los costos de tiempo de equipo de perforación relacionados con los registros con cable, pero tiene muchas limitaciones. una imagen sísmica de los componentes de la sarta de perforación. Esta imagen se emplea para correlacionar las señales en el procesamiento posterior. 4 La energía transmitida hacia la formación genera ondas sísmicas que se propagan directamente o por reflexión hasta los receptores ubicados en la superficie. Los receptores de superficie pueden ser geófonos o hidrófonos. La barrena emite continuamente ondas sísmicas hacia los receptores de superficie, pero para extraer información de la relación tiempo-profundidad, los especialistas en procesamiento deben conocer el carácter y la sincronización de la señal generada en la barrena. Elf patentó una técnica en 1985 que demuestra cómo registrar las señales de vibraciones de la columna perforadora para luego correlacionarlas con las señales de los receptores de superficie y así determinar su sincronización relativa, o la diferencia entre el tiempo de tránsito de la columna perforadora ( t ds ) y el de la barrena al receptor ( t f ). 5 Los expertos en procesamiento de señales determinan por separado el ( t ds ) y utilizan esta información para calcular el tiempo de tránsito de la barrena al receptor ( t f ) o el del tiro de prueba de velocidad (arriba). Los geofísicos construyen imágenes sísmicas o VSPs a partir de las reflexiones contenidas en las trazas sísmicas adquiridas durante la perforación, las cuales ofrecen la posibilidad de ver lo que está adelante de la barrena. Combinados con imágenes VSP obtenidas previamente con cable, los VSPs obtenidos con la técnica Drill-Bit Seismic permiten ampliar la gama de aplicaciones para incluir también la detección de zonas sobrepresionadas y otros riesgos de perforación. La técnica Drill-Bit Seismic no es aplicable en todos los casos. Sólo funciona de un modo efectivo con barrenas de tres conos que generan vibraciones axiales en la formación y a través de la sarta de perforación. Las barrenas de un compuesto policristalino de diamante (PDC, por sus siglas en inglés) no transmiten tanta energía a la formación porque pulverizan la roca. 6 La profundidad del agua puede constituir un inconveniente cuando se utiliza esta técnica en áreas marinas. La ubicación precisa de los arreglos de receptores se dificulta a medida que aumentan la profundidad del agua y las corrientes oceánicas, a pesar de que se han obtenido buenos datos en profundidades de hasta 1200 m [3940 pies] con equipos especiales y mayor complejidad operativa. Por otra parte, la atenuación de la señal de la columna perforadora debido a la fricción que ésta ejerce sobre las paredes del pozo, impide la utilización confiable de esta técnica en pozos cuya desviación es mayor a 65 grados. La calidad de los datos también puede deteriorarse sustancialmente en formaciones no consolidadas, sobre todo cuando el peso sobre la barrena es menor a 4540 kg [10,000 lbm]. A pesar de estas limitaciones, el método Drill-Bit Seismic ha permitido a las compañías operadoras optimizar el proceso de perforación con un impacto mínimo sobre las operaciones. 7 Mediciones sísmicas con una herramienta LWD En 1997, Schlumberger encaró un proyecto para investigar intensamente formas de ver más allá de la barrena. Los especialistas examinaron la factibilidad de realizar mediciones sísmicas de pozo con receptores en la columna de perforación y una fuente en superficie. Trabajando junto a las compañías operadoras, los ingenieros y científicos de Schlumberger identificaron la mejor forma de obtener la información necesaria. Se construyó así una herramienta experimental que en 1998 se probó en los pozos de prueba de la compañía con resultados promisorios. En enero de 1999, BP y Schlumberger comenzaron a trabajar conjuntamente en las pruebas de la técnica para registrar sísmica durante la perforación (SeismicMWD) y probaron con éxito la herramienta experimental en el Centro de Pruebas de Yacimientos Petrolíferos de las Rocallosas (RMOTC, por sus siglas en inglés) de Wyoming, EUA. Alentada por los resultados, Schlumberger construyó más herramientas e intensificó las pruebas de campo. Durante el desarrollo de esta nueva herramienta, sus ingenieros y científicos debieron superar muchos desafíos técnicos mediante la selección de las tecnologías existentes correctas y el desarrollo de nuevas técnicas. La nueva técnica emplea una herramienta LWD que contiene sensores sísmicos, una fuente sísmica de superficie y un sistema de telemetría de medición durante la perforación (MWD, por sus siglas en inglés) que transmite la información a la superficie. 8 La energía sísmica se produce en la superficie mediante una fuente sísmica convencional, tal como un cañón de aire desplegado fuera de borda de una barcaza o del equipo de perforación. Verano de

5 Perfiles sísmicos verticales Los perfiles sísmicos verticales (VSP) adquiridos con cable que fueron introducidos en la década de 1950, tienen la misma configuración de fuentes y receptores que los tiros de prueba de velocidad pero arrojan mejores resultados, incluyendo imágenes del subsuelo. La generación de estas imágenes requiere más posiciones de receptores y las trazas se registran durante lapsos más prolongados para captar los datos de reflexión tardíos. El VSP sin desplazamiento lateral de fuente (con desplazamiento cero), la primera técnica introducida de perfil sísmico de pozo adquirido con cable, utiliza una fuente ubicada encima del receptor en pozos verticales. Las imágenes resultantes se limitan a la zona que rodea al pozo, pero las imágenes VSP pueden tener mayor resolución que las imágenes sísmicas de superficie (derecha). Con el tiempo se desarrollaron otras configuraciones de VSPs. El VSP con desplazamiento lateral de fuente (OVSP, por sus siglas en inglés) se registra desplazando la posición de la fuente una cierta distancia de la boca de pozo, obteniéndose así la imagen de un mayor volumen de subsuelo. Existen rasgos geológicos importantes que pueden perderse o resultar ambiguos en las imágenes sísmicas de superficie. La alta resolución de los VSPs permite a los intérpretes encontrar fallas, refinar estructuras y detectar límites estratigráficos lejos del pozo. La distancia respecto del pozo del área cuya imagen se genera, es una función de varios factores que incluyen la desviación del pozo y el echado de la formación, y la cobertura lateral se extiende comúnmente un 20% o más de la profundidad del pozo. Las compañías operadoras utilizan estos perfiles para evaluar la factibilidad de que los pozos desviados atraviesen más unidades del yacimiento, o cuando los pozos originales se alejan del objetivo buscado. Otros tipos de levantamientos VSP con cable incluyen el VSP con desplazamientos múltiples de fuente (desplazamiento sucesivo de fuente) y el VSP con desplazamiento de fuente y receptores. Los VSPs con desplazamientos múltiples de fuente utilizan un arreglo de receptores que contiene una serie de receptores ubicados a profundidades diferentes pero fijas, mientras que la posición de la fuente básicamente VSP sin desplazamiento lateral Fuente a Receptor VSP con desplazamiento lateral Fuente VSP con desplazamiento de fuente y receptores d b Fuentes Receptores Receptor VSP de proximidad de la sal Fuente Domo salino VSP con desplazamientos múltiples c Fuentes Receptores Receptor > Cinco configuraciones de perfiles sísmicos verticales (VSPs). Los VSPs sin desplazamiento lateral de fuente (desplazamiento cero) (a) registran las señales sísmicas durante períodos de tiempo más prolongados y a espaciamientos regulares en el pozo. Los tiempos de adquisición prolongados permiten captar señales sísmicas reflejadas, lo cual ayuda a generar una imagen sísmica después del procesamiento. Los registros VSP permiten obtener imágenes debajo de la profundidad final del pozo. Para ampliar el volumen de investigación del subsuelo, los VSPs con fuente desplazada (b) utilizan una fuente de superficie colocada a una distancia considerable del pozo y receptores en el pozo para investigar las superficies de reflexión lejos del pozo. Permiten a las compañías operadoras obtener imágenes sísmicas de alta resolución de las fallas y acuñamientos estratigráficos adyacentes. Esta técnica se utiliza generalmente para el diseño de pozos de drenaje. Se pueden registrar VSPs con desplazamientos múltiples en diferentes direcciones respecto del pozo introduciendo la técnica 3D. La técnica de levantamiento VSP con desplazamiento lateral sucesivo de fuente (c) utiliza múltiples ubicaciones de la fuente en superficie y de cinco a siete receptores en el pozo, cuyas posiciones son fijas; sólo una de las cuales se representa gráficamente aquí. Las posiciones agregadas de la fuente amplían aún más el volumen de subsuelo en las imágenes VSP. Con esta técnica, la cobertura lateral puede alcanzar un 50% de la profundidad del pozo. En el levantamiento VSP con desplazamiento de fuente y receptores (d), se coloca una fuente de superficie directamente sobre el receptor de pozo en un pozo desviado. Esta técnica difiere de las otras porque la fuente y el receptor se desplazan juntos a medida que se obtienen las imágenes de los reflectores sísmicos debajo del pozo. El levantamiento de proximidad de la sal (e) utiliza una fuente colocada sobre un domo salino y un receptor ubicado en distintas posiciones en un pozo adyacente al domo salino. El procesamiento requiere conocer la ubicación exacta de la fuente y el receptor durante el levantamiento, la velocidad de la sal y de los estratos circundantes, así como la distancia al tope del domo salino. Este tipo de levantamiento genera un perfil del domo salino que permite a los operadores conocer la distancia del pozo a la sal y les suministra una indicación de la forma del domo salino. e 38 Oilfield Review

6 se desplaza a lo largo de una línea alejándose del pozo. Esta técnica generalmente produce imágenes sísmicas con una cobertura lateral de aproximadamente un 25% a un 50% de la profundidad del pozo. 1 La combinación de los resultados de VSPs con desplazamientos múltiples conduce a imágenes sísmicas 3D de alta resolución. Para generar imágenes sísmicas alrededor de pozos desviados u horizontales, se corre un VSP con desplazamiento de fuente y receptores, también conocido como VSP de incidencia vertical (VIVSP, por sus siglas en inglés). En esta técnica operada a cable, la fuente se coloca verticalmente sobre el receptor en el pozo y se desplaza con cada nueva posición del receptor. Con un VSP con desplazamiento de fuente y receptores, los operadores miden las variaciones laterales de velocidad y obtienen imágenes debajo del pozo para localizar y caracterizar fallas y estructuras en forma más completa. Los VSPs con desplazamiento de fuente y receptores requieren un conocimiento específico del pozo y de las posiciones de la fuente en todo momento durante el levantamiento, lo cual se logra con datos detallados de orientación del pozo y utilizando equipos de navegación, tal como el sistema de posicionamiento y navegación SWINGS de Schlumberger. Un tipo de VSP más especializado es el levantamiento de proximidad de la sal, donde la fuente se coloca sobre un domo salino y el receptor se instala en distintas posiciones en un pozo adyacente al domo salino. Los tiempos de tránsito se registran y combinan con otros datos requeridos, tales como la ubicación exacta de la fuente y el receptor, la velocidad de la sal y la roca circundante, y la distancia a la cima del domo salino. Como resultado del procesamiento se construye un perfil del domo salino, lo que permite al operador determinar la distancia lateral del pozo a la sal. También puede aportar información sobre la forma del domo salino, lo cual contribuye a la búsqueda de trampas de hidrocarburos a lo largo de sus flancos Meehan R, Miller D, Haldorsen J, Kamata M y Underhill B: Rekindling Interest in Seismic While Drilling, Oilfield Review 5, no. 1 (Enero de 1993): Christie et al, Referencia 3, texto principal. > Mediciones sísmicas durante la perforación. La nueva técnica SeismicMWD ubica los receptores en el fondo del pozo dentro del BHA (recuadros, arriba y abajo a la izquierda). La fuente, en este caso un arreglo de tres cañones de 250 cm 3 [1.5 pulgadas cúbicas], se coloca en la superficie (recuadro de la derecha) y se despliega fuera de una barcaza o del equipo de perforación. Los levantamientos que implican desplazamiento de la fuente requieren la utilización de sistemas de posicionamiento precisos, tal como el sistema SWINGS (recuadro arriba al centro). La fuente se dispara durante los momentos de calma cuando la herramienta SeismicMWD permite recolectar las señales sísmicas directas y reflejadas. Los tiempos de los tiros de prueba de velocidad se detectan automáticamente en el pozo y los datos se envían a la superficie a través de sistemas de telemetría MWD. Los datos de formas de onda también se registran y se almacenan en la memoria de la herramienta para su posterior recuperación en la boca del pozo cuando el BHA llega a la superficie. La herramienta SeismicMWD se coloca en el BHA para recibir las energías sísmicas directa y reflejada que se originan en la fuente (arriba). La realización de tal medición en la columna perforadora plantea numerosas complejidades. La perforación genera ruido en el pozo y en la roca circundante que puede deteriorar la calidad de los datos, hasta el punto de inutilizarlos. Por este motivo, se debe activar la fuente y medir las señales sísmicas en momentos de relativa calma; cuando se detiene la perforación para llevar a cabo otras operaciones. Un momento ideal para la adquisición de datos es cuando se empalman las barras de sondeo (tramos de la columna perforadora); momento en que se interrumpe la circulación de lodo y las barras de sondeo permanecen fijas. En un proceso que ha sido posible gracias al desarrollo de técnicas patentadas por Schlumberger, se dispara la fuente a intervalos de 10 a 15 segundos; es decir, un total de aproximadamente minutos para un nivel típico de diez disparos. Evidentemente, es un lapso más breve que el tiempo normal de empalme de tuberías del equipo de perforación, por lo que el procedimiento SeismicMWD no interrumpe las operaciones de perforación. Verano de

7 Profundidad vertical verdadera, pies 11,000 12,000 13,000 14,000 15,000 16,000 17,000 18,000 19, Tiempo, segundos > Datos apilados obtenidos con la herramienta SeismicMWD en el segundo pozo de prueba en el Golfo de México. La gráfica de las formas de onda muestra la claridad de los primeros quiebres y demuestra cómo arriban más tarde a medida que el pozo se profundiza. Los datos fueron adquiridos con éxito en un pozo casi vertical y también en los tramos entubados utilizando un hidrófono. Los datos muestran además los eventos ascendentes reflejados a pies [5640 m], que se detectan a tiempos que decrecen a medida que se profundiza el pozo (sombra amarilla). Configuración de la herramienta Activación de la fuente, adquisición de datos Procesamiento en el fondo del pozo Almacenamiento en memoria Recuperación de los datos de la memoria Antes de la carrera de barrena Durante la carrera de barrena Picado de tiempo vía MWD Después de la carrera de barrena Formas de onda Posicionamiento de la barrena en la sección sísmica Procesamiento VSP > Procedimientos operativos generales para levantamientos SeismicMWD. En cuanto a procedimientos, la técnica SeismicMWD puede dividirse en tres segmentos: antes, durante y después de las carreras de barrena. La herramienta se configura antes de bajarse al pozo para ser colocada en el BHA. Se ingresa la información relacionada con el programa de adquisición, tal como el programa en función del tiempo y los parámetros de adquisición. Durante la bajada de la barrena y durante la perforación se adquieren y almacenan los datos de formas de onda, se procesan los datos en el fondo del pozo y los datos de los tiros de prueba de velocidad se transmiten a la superficie. La información de la relación tiempo-profundidad puede utilizarse en tiempo real para posicionar la barrena en las secciones sísmicas de superficie mientras las operaciones de perforación continúan sin interrupción. Cuando se extrae la columna de perforación del pozo, se descargan los datos de la memoria de la herramienta para el procesamiento de las imágenes VSP. Cualquier información que se pierda en el proceso de perforación puede obtenerse durante los viajes de entrada y salida del pozo entre las carreras de barrena. Los operadores aprovechan este momento para adquirir más niveles SeismicMWD y así mejorar la calidad del registro. Sin embargo, los datos adquiridos durante los viajes no podrían utilizarse para tomar decisiones de perforación en tiempo real. A diferencia de las técnicas de sísmica de pozo con cable, las que permiten maximizar la calidad de los datos mediante la utilización de geófonos engrampados mecánica o magnéticamente a la pared del pozo o al revestidor, los receptores en la herramienta SeismicMWD forman parte de la sarta de perforación. En consecuencia, el acoplamiento con la formación depende de la desviación del pozo y es menos predecible. En pozos desviados, pequeños geófonos reforzados e instalados en los portamechas generan una señal de buena calidad porque la columna tiende a yacer sobre el fondo del pozo. Sin embargo, el acoplamiento con la formación se dificulta en pozos verticales y entubados. Por este motivo, también se hicieron pruebas con hidrófonos ya que éstos no necesitan estar acoplados al pozo para garantizar la obtención de la medición, independientemente de la calidad del acople entre los geófonos y la formación. En una primera prueba de campo realizada en la plataforma continental externa del Golfo de México para la compañía Marathon Oil, se obtuvieron resultados coherentes tanto en los tramos abiertos como en los tramos entubados del pozo casi vertical (arriba). Muchos de estos datos se obtuvieron durante la sacada de la herramienta. Las fuentes se activaron mientras se empalmaba la tubería de perforación, por lo que no se interfirió con la operación de perforación. En esta primera prueba, los datos no se transmitieron a la superficie sino que se descargaron de la memoria de la herramienta una vez que ésta llegó a la superficie, lo cual proporcionó valiosa información de la relación tiempo-profundidad y se eliminó el tiempo de equipo de perforación asociado con un perfil sísmico vertical adquirido a cable, o el tiempo relacionado con los tiros de prueba de velocidad. 9. Bonner S, Clark B, Holenka J, Voisin B, Dusang J, Hansen R, White J y Walsgrove T: Logging While Drilling: A Three-Year Perspective, Oilfield Review 4, no. 3 (Julio de 1992): Oilfield Review

8 14,500 Profundidad, pies 15,000 15,500 16,000 16,500 17,000 17,500 Picado del primer arribo en tiempo real, seg Máximo error: 4 mseg Picado manual de tiempos, seg 18, Tiempo, segundos > Picado de los tiempos de tiros de prueba de velocidad en el fondo del pozo. Las marcas verticales (en rojo) en los primeros quiebres muestran el éxito inicial del procesamiento en el fondo del pozo que utiliza un nuevo algoritmo desarrollado por Schlumberger (izquierda). Estos tiempos de tránsito se transmiten a la superficie y se correlacionan bien con los picados manuales de los datos de formas de onda descargados posteriormente de la memoria de la herramienta, una vez que ésta llega a la superficie (derecha). Las señales sísmicas son recibidas por la herramienta SeismicMWD en el pozo durante un proceso de adquisición perfectamente sincronizado. Las señales se procesan en el fondo del pozo para determinar los tiempos críticos de los primeros arribos o los tiempos de los tiros de prueba de velocidad. Esta información se transmite luego en tiempo real a la superficie al sistema de Evaluación Integrada de la Perforación y la Evaluación de Registros IDEAL mediante un sistema de transmisión de pulsos a través del lodo. 9 Los sistemas actuales de transmisión de pulsos a través del lodo no tienen la velocidad necesaria para enviar datos de formas de onda a la boca del pozo. Sin embargo, gracias a los últimos avances tecnológicos, pronto podrán transmitirse datos básicos de formas de onda a la superficie, inmediatamente después de adquirida la información. Las pruebas de campo realizadas durante el segundo semestre del año 2000 se concentraron en los aspectos del servicio SeismicMWD relacionados con el tiempo real. Para que los perforadores se beneficien de las mediciones en tiempo real, se requiere un proceso bien concebido de adquisición, almacenamiento, procesamiento y transmisión de datos (página anterior, abajo). Para el proceso de adquisición de datos, la herramienta SeismicMWD se configura con información relacionada con el programa de adquisición y grabado de datos, antes de ser bajada al pozo en el BHA. El programa de grabado de datos contempla el tiempo necesario para el viaje de bajada y la cantidad de disparos que se procesarán. Durante los momentos de calma, se registran las señales sísmicas que llegan directamente desde la fuente y las reflejadas desde las formaciones cuyas imágenes se pretende obtener. Estas señales se almacenan en la memoria de la herramienta para su posterior procesamiento. Inmediatamente luego de adquirir los datos, el procesamiento realizado en el fondo del pozo determina los tiempos derivados de los tiros de prueba de velocidad. La herramienta prepara esa información para su transmisión a la superficie cuando se resuma la transmisión de pulsos a través del lodo. En la superficie, la relación tiempoprofundidad obtenida en tiempo real se utiliza para ubicar la barrena en la imagen sísmica de superficie, permitiendo la toma de decisiones de perforación. Cuando la columna perforadora se saca del pozo, los datos de formas de onda se descargan de la memoria de la herramienta, para luego enviarlos a una central de procesamiento a fin de generar las imágenes VSP. En septiembre de 2000, se bajó una herramienta prototipo en pozos del Golfo de México para la compañía Shell Exploration & Production. En el pozo se recolectaron datos de geófonos y de hidrófonos. La fuente sísmica en superficie, desplegada desde una grúa instalada en el equipo de perforación, consistía de tres cañones de aire de 2.5 L [150 pulgadas 3 ] cada uno, cargados con 2000 lpc [13.8 MPa]. La activación de la fuente y la adquisición de datos se efectuaron en los momentos de relativa calma, permitiendo así la continuidad de las operaciones de perforación. Estos datos, junto con muchas otras mediciones LWD, se transmitieron a la superficie mediante sistemas de transmisión de pulsos a través del lodo. Ésta fue la primera vez que se registraron y recuperaron datos de tiros de prueba de velocidad en tiempo real de una herramienta LWD. En esta parte de la prueba de campo se probó un algoritmo que permite picar tiempos de ida en el fondo del pozo, en forma precisa y automática. Finalizada la fase de prueba prototipo, el picado automático de tiempos arrojó un índice de éxito del 90% en la obtención de datos de tiros de prueba de velocidad en tiempo real. Cuando se comparó el análisis automático de tiros de prueba de velocidad con los picados de tiempos manuales, se observó que las diferencias eran mínimas y tenían la precisión necesaria para poder tomar decisiones respecto al emplazamiento del pozo (arriba). Para lograr la correcta sincronización de eventos, la solución consistió en resolver problemas de comunicación entre la fuente de superficie y la herramienta SeismicMWD. A diferencia de las operaciones con cable, aquí no hay comunicación electrónica directa entre la herramienta de fondo de pozo y la fuente de superficie. Los científicos de Schlumberger superaron esta barrera desarrollando una tecnología innovadora para sincronizar eventos en boca y fondo de pozo con precisión de milisegundos durante la adquisición con la técnica SeismicMWD. El éxito técnico y operativo logrado en el Golfo de México permitió comprobar la viabilidad de la técnica. También se demostró su utilidad en operaciones en aguas profundas, porque permite obtener los datos necesarios sin recurrir a la ejecución de operaciones costosas. En el año 2000, se efectuaron levantamientos en ocho pozos en el Golfo de México durante las pruebas de campo de la técnica SeismicMWD. En el año 2001, la prueba de campo se extendió a otras regiones y se registraron seis pozos más, ubicados en diversos ambientes. Durante su ejecución, se utilizaron tres diámetros diferentes de la herramienta SeismicMWD, 6 3 4, y 9 pulgadas. Verano de

9 Profundidad, m Incertidumbre sobre la profundidad del objetivo Alta presión y fallamiento sobre la cima Zona objetivo ,000 Distancia, m > Perforación con riesgos e incertidumbres. El pozo de BP destinado a probar la formación Fasila en el sur del Mar Caspio debió evitar los riesgos que se presentaban en la cima de una estructura compleja. Había gran incertidumbre respecto de la profundidad. En este caso, había una incertidumbre de 700 m [2300 pies] en cuanto a la profundidad del objetivo debido a la presencia de campos de velocidad sísmica complejos en los estratos adyacentes. Los planes de perforación se basaron en información sísmica de superficie, convertida de tiempo a profundidad mediante modelos de velocidad que no pueden tener en cuenta estas complejidades. Riesgos de perforación en el Mar Caspio En el sector sur del Mar Caspio, la compleja estructura geológica existente planteaba fuertes desafíos al grupo de perforación de BP. En un caso, el objetivo consistía en perforar un pozo exploratorio para evaluar la formación Fasila del Plioceno. Las numerosas fallas que rodeaban esta estructura de inclinación pronunciada y las altas presiones de poro en su cima, llevaron a BP a considerar un nuevo enfoque. La compañía decidió perforar el pozo desde una posición fuera de la estructura, perforando en forma direccional dentro de la formación Fasila para evitar las zonas sobrepresionadas y sortear el complejo fallamiento (abajo). Esta estrategia de perforación requería un conocimiento exhaustivo de la geología. Los riesgos de perforación anticipados a partir de las imágenes sísmicas de superficie, estaban en gran parte empañados por la complejidad de la estructura y por la presencia de pocos reflectores identificables en gran parte de la sección en cuestión. Para complicar aún más las cosas, la incertidumbre en cuanto a la profundidad vertical para el picado sísmico correspondiente a la cima del yacimiento era de 700 m [2300 pies]. En esta zona, las formaciones son muy blandas para utilizar la barrena como fuente sísmica. BP y Schlumberger decidieron recurrir a la técnica SeismicMWD para enfrentar estos desafíos como parte de la iniciativa Perforación sin Sorpresas (NDS, por sus siglas en inglés). 10 La prevención de riesgos de perforación sin necesidad de efectuar correcciones fundamentales en la trayectoria del pozo dependía del posicionamiento preciso y en tiempo real de la barrena en la sección sísmica. BP y Schlumberger lo lograron efectuando, por primera vez en la historia de la perforación, un levantamiento sísmico con desplazamiento de fuente y receptores (walk-above survey) con la técnica SeismicMWD. Se colocó una fuente a bordo de una barcaza, posicionada verticalmente por encima del receptor LWD, utilizando el sistema de navegación y posicionamiento sísmico SWINGS (próxima página, arriba). Los datos se registraron durante los empalmes de la columna de perforación y durante viajes de entrada y salida del pozo. Los datos de tiros de prueba de velocidad se enviaron a la superficie en tiempo real mediante un sistema de transmisión de pulsos a través del lodo. En la superficie, un ingeniero de Schlumberger controlaba la calidad de los mismos. Luego se transmitieron a un geofísico de operaciones y a un procesador de señales en tierra. Los datos de formas de onda y los pares tiempo-profundidad, descargados de la memoria de la herramienta SeismicMWD durante los posteriores viajes de barrena, se utilizaron para procesar la imagen del VSP con desplazamiento de fuente y receptores, así como para validar los resultados en tiempo real. La conversión de tiempo a profundidad de los datos de tiros de prueba de velocidad en tiempo real se ajustaba bien a los datos pronosticados por la relación tiempo-profundidad anterior, manteniéndose esa correlación hasta los 3500 m [11,500 pies] de profundidad vertical verdadera (TVD, por sus siglas en inglés). Debajo de este punto, sin embargo, la disparidad entre la posición estimada y observada de la barrena, era importante al igual que la incertidumbre respecto de la profundidad del objetivo. Gracias a la técnica SeismicMWD, BP logró posicionar la barrena en la imagen sísmica sin interrumpir la perforación y pudo reducir sustancialmente la incertidumbre mientras perforaba esta compleja estructura. Se adquirieron 63 niveles de datos de componentes axiales movimiento alineado paralelo a la trayectoria del pozo sin producir impacto alguno sobre el proceso de perforación que continuó sin obstáculos a la eficaz velocidad de 400 m [1310 pies] por día. 11 Dados los costos diarios del equipo de perforación, 84,000 dólares estadounidenses, era esencial la ejecución de una operación de perforación sin problemas. La operación con la técnica SeismicMWD permitió eliminar la necesidad de efectuar un levantamiento con cable, lo cual se tradujo en un ahorro de 12 horas de tiempo de equipo de perforación. El sistema de detección automática de los primeros arribos en el pozo funcionó perfectamente bien. Los tiempos de tránsito de los tiros de prueba de velocidad en tiempo real mostraron una desviación de sólo 1 ms con respecto a los picados manuales en los datos descargados de la memoria de la herramienta. Lamentablemente, una falla temporaria en la grúa de la barcaza que alojaba la fuente impidió la adquisición de varios niveles en la parte media del intervalo. No obstante, con los datos de tiros de prueba de velocidad en tiempo real, se redujeron las incertidumbres respecto de la profundidad de 700 m a menos de 10 m [33 pies], volviendo más manejable el complejo escenario y permitiendo que se procediera con la perforación. 42 Oilfield Review

10 Una vez revestido el pozo y utilizando la misma fuente, se registró un VSP con cable en todo el intervalo con el generador de Imágenes Sísmicas de Arreglo ASI de Schlumberger. Los datos de tres componentes y la alta calidad del VSP registrado con cable, constituían una buena referencia para verificar la calidad de los datos de la herramienta SeismicMWD. 12 Los resultados de los tiros de prueba de velocidad LWD en tiempo real se ajustaban bien a los de la herramienta ASI (abajo, a la derecha). 13 Especialistas de Schlumberger, BP y el Instituto de Tecnología de Massachussets (MIT, por sus siglas en inglés), Cambridge, EUA, utilizaron los datos adquiridos con cable para evaluar la calidad de los datos LWD y determinar la posibilidad de extender la aplicación SeismicMWD de los meros tiros de prueba de velocidad a la generación de imágenes de la formación que se encuentra delante y alrededor de la barrena. A esa altura de la prueba de campo, la herramienta experimental contenía filtros pasa bajos, pero se observó que las imágenes SeismicMWD eran de calidad superior a las imágenes sísmicas de superficie, aunque de menor resolución que las imágenes de la herramienta ASI de componentes múltiples. 14 Por otra parte, el grupo logró identificar el potencial de registrar componentes múltiples con la herramienta SeismicMWD para mejorar la calidad de la imagen. Además, ésta permitiría la utilización de datos de ondas de corte convertidas para reducir posibles transformaciones artificiales. La promesa de que los datos de componentes múltiples mejorarían la calidad y resolución de la imagen se ha concretado en un caso más reciente (véase Componentes múltiples y canales en un área marina de África Occidental, página 45). 10. Bratton et al, Referencia Harrold T, Poole A, Nelson L, Hawthorn A y Underhill W: Seismic Measurement While Drilling in Azerbaijan and Brazil, artículo de las SPE/IADC 74539, presentado en la Conferencia de Perforación de las SPE/IADC, Dallas, Texas, EUA, 26 al 28 de febrero de La adquisición de tres componentes de la señal sísmica aporta más información sobre las ondas que llegan desde afuera del plano definido por la ubicación del pozo y la fuente, y ayuda a identificar las ondas compresionales y las de corte para obtener mejores imágenes. Los hidrófonos registran las variaciones de presión en el fluido de pozo y no suelen utilizarse en herramientas para registrar sísmica de pozo con cable. 13. Los niveles que faltan generaron una discontinuidad en los datos que se tuvo en cuenta al comparar los datos VSP adquiridos con cable con los datos de la herramienta SeismicMWD. 14. Haldorsen J, Krasovec M, Raikes S, Harrold T, Day DN y Clippard JD: Comparison of Full Waveform SeismicMWD and Conventional VSP Data from the South Caspian, artículo Z-99, presentado en la 64ta. Conferencia y Exhibición de la EAGE, Florencia, Italia, 27 al 30 de mayo de > Vista desde la barcaza en la que se desplegó la fuente durante un levantamiento SeismicMWD en el sur del Mar Caspio. El camión grúa mostrado en el primer plano se utilizó para desplegar el cañón de aire desde la barcaza de trabajo. En el fondo, se puede ver el equipo de perforación. Reducción del riesgo operativo en Brasil Los planes de BP de perforar el pozo exploratorio vertical B-2 frente a la costa de Brasil también exigían un examen exhaustivo de las complejidades operativas. En primer lugar, el campo de velocidad sísmica era poco conocido. El modelo de velocidad se había construido utilizando información del pozo más cercano el pozo B-1 ubicado a 50 km [30 millas] de distancia con datos de tiros de prueba de velocidad, arrojando un Tiempo, seg Incidencia vertical del VSP, pozo entubado Incidencia vertical del levantamiento SeismicMWD, pozo abierto 10% de incertidumbre en cuanto a la profundidad. En segundo lugar, para mantener el pozo exploratorio B-2 vertical, éste tendría que penetrar el objetivo primario superior del yacimiento justo debajo de una prominente falla sin sello. El perforador quería asentar el revestidor de pulgadas debajo de la falla, pero por encima del yacimiento para evitar las pérdidas de fluidos frente a la falla Profundidad vertical verdadera, m Datos SeismicMWD faltantes debido a una falla en la grúa > Gráfica de tiempo versus profundidad que compara los datos SeismicMWD con los datos VSP adquiridos con cable. Un error promedio de 3 ms entre ambos se traduce en una diferencia de profundidad de 10 m. Con la herramienta SeismicMWD, la incertidumbre respecto a la profundidad del objetivo Fasila fue de sólo 10 m contra los 700 m resultantes de las imágenes sísmicas de superficie. Verano de

11 Pozo B-1 Predicción del Pozo B-2 Datos de tiros de prueba de velocidad en el Pozo B-2 Tendencia en el Pozo B-2 Datos de tiros de prueba de velocidad en el Pozo B-1 Profundidad, m Resultados SeismicMWD 600 Predicción Tiempo, ms 2000 > Comparación de diferentes modelos de la relación tiempo-profundidad. Los datos de tiros de prueba de velocidad del pozo anterior B-1, el pozo más cercano con información de tiros de prueba de velocidad, muestra una relación tiempo-profundidad completamente diferente. La relación tiempo-profundidad extraída de los datos SeismicMWD confirmó la tendencia pronosticada, pero muestra un desplazamiento equivalente a un error de 80 m [260 pies] respecto de la profundidad. Es probable que sobre esta base se hubiera colocado el revestidor de pulgadas sobre la falla sin sello, poniendo en riesgo las futuras operaciones de perforación en el pozo B-2. La clave para abordar la cuestión de la falla sería emplazar correctamente el revestidor de pulgadas. La proximidad de la falla con respecto al objetivo representaba una limitación. Con un rango de incertidumbre del 10%, se superponían las profundidades del objetivo con la de la falla, de modo que no podía garantizarse la colocación del revestidor exactamente donde era necesario; es decir debajo de la falla y encima del objetivo superior (derecha). Durante la planificación de la perforación, BP consideró interrumpir la perforación para registrar un VSP con cable a una profundidad más somera. Pero aún con los datos adicionales, las incertidumbres en cuanto a la profundidad seguirían siendo inaceptables. Se requería una solución en tiempo real para hacer un seguimiento más preciso del avance de la perforación en la imagen sísmica de superficie, de modo que BP optó por la técnica SeismicMWD. Los datos de tiros de prueba de velocidad en tiempo real adquiridos con la herramienta SeismicMWD permitieron reducir la incertidumbre al 1% (abajo, a la derecha). En consecuencia, el revestidor de pulgadas se colocó con éxito entre la falla y el objetivo en el yacimiento. Incertidumbre acerca de la profundidad de la falla SO Objetivo Incertidumbre acerca de la profundidad del objetivo NE La relación tiempo-profundidad derivada de los datos de tiros de prueba de velocidad en el pozo B-1 era muy diferente de las estimaciones previas a la perforación obtenidas de las mediciones sísmicas de superficie y de lo encontrado en el pozo exploratorio (arriba). Los objetivos se Incertidumbre acerca de la profundidad de la falla SO Objetivo Ventana de profundidad para asentar el revestidor Incertidumbre acerca de la profundidad del objetivo NE 15. Kolla V, Bourges P, Urruty J-M y Safa P: Evolution of Deep-Water Tertiary Sinuous Channels Offshore Angola (West Africa) and Implications for Reservoir Architecture, Boletín 85 de la AAPG, no. 8 (Agosto de 2001): Beydoun W, Biteau J-J y Cardoso S: Geophysical Challenges and Opportunities of the Deep Water Angolan Offshore, The Leading Edge 18, no. 5 (Mayo de 1999): > La selección de la profundidad de revestimiento en Brasil se vio complicada por las incertidumbres acerca de la profundidad. Con 10% de error, tanto para la falla sin sello como para el tope del objetivo superior, el margen de error correspondiente a ambas profundidades se superpone debido a la proximidad de la falla respecto del yacimiento. Con la información disponible, la decisión respecto de la profundidad de asentamiento del revestidor de pulgadas es riesgosa. > Incertidumbre reducida a un nivel manejable con la información de la técnica SeismicMWD. Los datos SeismicMWD permitieron reducir sustancialmente los errores asociados con la profundidad de la falla y con la profundidad del tope del yacimiento; a un 1%. Así, quedó claramente definida la ventana sobre la cual asentar el revestidor de pulgadas y se logró perforar con éxito este pozo brasileño. 44 Oilfield Review

12 encontraron a una profundidad de 80 m [260 pies] mayor que la pronosticada por la correlación tiempo-profundidad original, con lo cual el revestidor de pulgadas se habría colocado probablemente encima de la falla si el programa de perforación del pozo hubiera respetado el plan original. La técnica SeismicMWD, seleccionada en un comienzo por BP para reducir los riesgos operativos en este complejo escenario exploratorio, también ofrecía otros beneficios. Los costos operativos bajaron sustancialmente ya que se evitaron al menos dos VSPs registrados con cable y se redujo el tiempo total del equipo de perforación. La nueva técnica también aportaba al equipo geotécnico valiosa información de velocidad para mejorar sus modelos antes de programar futuras operaciones en el área. Componentes múltiples y canales en un área marina de África Occidental Los ejemplos anteriores demuestran cómo la información sísmica en tiempo real beneficia al proceso de perforación, donde la complejidad de las estructuras aumenta como resultado de las ambigüedades observadas en las imágenes sísmicas de superficie. También existen campos estratigráficamente complejos donde la nueva técnica SeismicMWD podría aportar beneficios similares, pero para crear imágenes de lo que está delante de la barrena durante la perforación, se necesitan datos sísmicos de componentes múltiples. La perforación en aguas profundas en un área marina de África Occidental se ha concentrado en los yacimientos de areniscas turbidíticas del Terciario. Estas areniscas fueron depositadas en una serie de canales sinuosos de aguas profundas, a medida que grandes volúmenes de sedimentos provenientes del cratón africano ingresaron en el margen de Angola. 15 Las modernas técnicas de sísmica 3D de superficie contribuyen a definir canales Terciarios simples (arriba a la derecha). 16 Sin embargo, la capacidad de los geocientíficos de definir un yacimiento utilizando imágenes sísmicas se reduce a medida que aumenta la complejidad de los sistemas de canales. Por ejemplo, generalmente es muy complicado resolver secciones de canales apilados muy potentes 60 a 80 m [200 a 260 pies] utilizando imágenes sísmicas (derecha). Este menor conocimiento del subsuelo obstaculiza los esfuerzos de los perforadores que necesitan ubicar la barrena con exactitud dentro del yacimiento. Los pozos cuyo objetivo son yacimientos de canales apilados suelen tener trayectorias muy desviadas para poder intersectar todas las areniscas posibles. Las técnicas para registrar sísmica de pozo con cable, incluyendo los VSPs > Canales marinos profundos de edad Terciaria en un área marina de África Occidental vistos desde arriba, mediante la utilización de técnicas modernas de mapeo de atributos sísmicos. Los actuales datos sísmicos 3D de superficie de alta resolución permiten el seguimiento de canales turbidíticos simples. Sin embargo, los complejos sistemas de canales apilados siguen siendo objetivos de perforación riesgosos. con desplazamientos múltiples de la fuente y con desplazamiento de fuente y receptores, se utilizan en general para delinear estos yacimientos complejos y mejorar el diseño de pozos de drenaje a partir de pozos piloto verticales. Los registros con cable suelen realizarse durante las carreras intermedias de registros o al final de la perforación, por lo que no aportan información en tiempo real para utilizar durante el direccionamiento del pozo. Frente a las costas de África Occidental, los costos de perforación de pozos en aguas profundas superan los 20 millones de dólares estadounidenses por pozo, y los niveles de producción mínimos requeridos para que un pozo resulte económicamente viable actualmente ascienden a 10,000 B/D [1590 m 3 /d]. TotalFinaElf (TFE) está explorando métodos alternativos para reducir costos, mitigar riesgos y aumentar la producción mediante la conexión con una mayor cantidad de zonas productivas en el yacimiento. En esta área, las variaciones laterales observadas en el campo de velocidad pueden hacer que un pozo se perfore encima o debajo del objetivo buscado, aumentando considerablemente el riesgo de perforación de pozos de drenaje horizontales. El ajuste de estas variaciones mediante el conocimiento en tiempo real de la relación tiempo-profundidad puede contribuir a reducir el riesgo. Por eso, TFE decidió examinar el potencial de la herramienta SeismicMWD para mejorar el emplazamiento de pozos de drenaje horizontales en estas complejas secuencias de canales turbidíticos. > Corte esquemático que muestra la compleja secuencia de canales apilados. Para atravesar mayor superficie del yacimiento con pozos de producción horizontales y reducir la frecuencia de desvíos, es necesario entender claramente estas secuencias complejas. Verano de

13 Herramienta de Densidad-Neutrón Azimutal ADN Herramienta SeismicMWD Inclinación y azimut MWD Herramienta de Resistividad de Arreglo Compensada ARC; rayos gamma, presión 7.3 m Longitud total=36 m Estabilizadores Barrena de pulgadas > Arreglo de fondo. Otras herramientas LWD, incluyendo herramienta de Densidad-Neutrón Azimutal ADN y la de Resistividad de Arreglo Compensada ARC, acompañaron a la herramienta SeismicMWD. Arribo directo 100 ms Tiempo Reflexión Geofóno de tres componentes Z X Y Ondas de tubo Hidrófono Profundidad Profundidad Profundidad Profundidad > Datos sísmicos apilados de cuatro componentes (4C). Los datos sísmicos de cuatro componentes obtenidas en el pozo de prueba de campo de TFE, muestran los primeros quiebres fácilmente picados y revelan ondas reflejadas ascendentes de buena calidad en los datos axiales o la componente Z de los geófonos (izquierda). La componente Z está orientada a lo largo del eje del BHA y con las componentes X e Y forman tres direcciones ortogonales. Los arribos directos se ven claramente en las cuatro componentes. Los eventos ascendentes en los tiempos tardíos de los datos de los hidrófonos son ondas de tubo generadas por el arribo directo en la zapata del revestidor de pulgadas (derecha). Sección vertical Derivación del pozo VSP adquirido con cable en el pozo piloto Resultados de la herramienta SeismicMWD en el pozo de drenaje ~100 m 50 m Profundidad 50 ms Derivación del pozo Tiempo de tránsito sísmico Datos obtenidos a cable Datos SeismicMWD Zapata del revestidor de pulgadas > Comparación de datos de tiempo convertidos a profundidad adquiridos por la herramienta SeismicMWD con los correspondientes a un VSP adquirido con cable. Los datos de tiempo convertidos a profundidad de la herramienta SeismicMWD en el pozo de drenaje y los de un VSP obtenidos con cable en el pozo original se superponen hasta donde divergen el pozo original y el de drenaje. La comparación nuevamente convalida la capacidad de la herramienta SeismicMWD para adquirir información de la relación tiempo-profundidad. En el año 2001, TFE programó un pozo de drenaje a partir de un pozo geológico piloto. Se registró un VSP con cable desde el pozo piloto para contribuir a determinar la posición exacta del objetivo a utilizar en el diseño del pozo de drenaje. La proximidad del pozo de drenaje respecto del pozo piloto ofrecía a TFE una oportunidad ideal para probar la herramienta SeismicMWD. TFE y Schlumberger realizaron una prueba de campo de la técnica SeismicMWD en las aguas profundas de Angola; profundidad del agua igual a 1350 m [4430 pies]. Se corrió una herramienta SeismicMWD de componentes múltiples experimental, alojada en el BHA, en combinación con la herramienta de Densidad-Neutrón Azimutal ADN, la herramienta de Resistividad de Arreglo Compensada ARC y sensores MWD (arriba). Esta versión experimental de la herramienta contaba con una tecnología de cuatro componentes (4C), equipada con tres geófonos ortogonales y un hidrófono. Dado que era la primera vez que se adquirían datos de cuatro componentes con la herramienta SeismicMWD, se agregaron varios objetivos para evaluar la utilidad de la técnica (izquierda). Para evaluar la calidad de los datos, se compararon los datos de la herramienta SeismicMWD en el pozo de drenaje con datos VSP previos adquiridos con cable en el pozo piloto. También se probó una reducción del espaciamiento de niveles de adquisición durante el levantamiento SeismicMWD, registrando no sólo durante los momentos de calma de empalme de la columna de perforación sino también a intervalos intermedios; 14 m [45 pies]. El aumento de densidad de niveles de adquisición mejora la calidad y la resolución de la imagen SeismicMWD. Los niveles registrados durante los empalmes no incidieron en las operaciones de perforación, mientras que el espaciamiento de niveles intermedios implicó sólo ocho minutos para cada nivel registrado. Los registros SeismicMWD y VSP se consideraron comparables: el pozo de drenaje estaba cerca del pozo 46 Oilfield Review

14 original; ambos levantamientos investigaron el mismo volumen de estratos; y los dos conjuntos de datos fueron adquiridos de la misma manera; es decir, con desplazamiento de fuente y receptores, utilizando la misma fuente sísmica. Sin embargo, el VSP con cable se registró con una mayor densidad de niveles (10 m), mejorando así la resolución de sus imágenes. Los tiempos de tránsito registrados, descargados posteriormente de la memoria de la herramienta SeismicMWD, se correlacionaban bien con los datos registrados con cable. Las únicas desviaciones importantes estaban relacionadas con la diferencia en las posiciones de los pozos el pozo de drenaje estaba en una posición más alta que el original poniendo así de relieve las aplicaciones de esta técnica en lo referente a la relación tiempo-profundidad y posicionamiento de la barrena en la sísmica de superficie (página anterior, abajo). Por otra parte, los datos de geófonos y los de hidrófonos obtenidos con la herramienta SeismicMWD mostraron buenos ajustes de la relación tiempo-profundidad (derecha). No se contó con datos de tiempo de tránsito en tiempo real debido a un error de inicialización de la herramienta antes de ser bajada al pozo. Los datos de geófonos de componentes múltiples provenientes de la herramienta SeismicMWD permitieron a los geofísicos de TFE y Schlumberger determinar la dirección de propagación de las ondas sísmicas, lo cual es crucial en el procesamiento de los VSPs. Los geófonos son mejores que los hidrófonos en cuanto a la generación de datos sísmicos que se utilizan para obtener imágenes de lo que está delante de la barrena, porque el campo de ondas ascendentes no está contaminado por las ondas de tubo convertidas; problema muy común observado en los datos de los hidrófonos. 17 La prueba demostró que el geófono de tres componentes alojado en el BHA, provee datos de buena calidad y que podría aportar estas mediciones en pozos muy desviados. La calidad de la imagen SeismicMWD fue tan buena como la de las imágenes sísmicas 3D de superficie de alta resolución (derecha). La herramienta experimental alcanzó una resolución aceptable a pesar de la utilización intencional de 17. Las ondas de tubo son múltiples de ondas que se propagan en forma ascendente y descendente por el fluido del pozo, y que pueden dominar la porción tardía de los datos de formas de onda. Los hidrófonos son especialmente susceptibles a los efectos de estas ondas porque responden a cambios de presión en el pozo, mientras que los geófonos están conectados a la formación y son menos susceptibles. Para más detalles sobre la sensibilidad de geófonos e hidrófonos a las ondas de tubo, consulte: Zimmerman LJ y Chen ST: Comparison of Vertical Seismic Profiling Techniques, Geophysics 58, no. 1 (Enero de 1993): un filtro pasabanda que removió las frecuencias más altas de los datos, reduciendo así la resolución efectiva de la imagen. Las nuevas herramientas SeismicMWD no tienen este filtro, con lo cual se mejora la calidad general de la imagen con respecto a las herramientas anteriores. Los datos de cuatro componentes pueden utilizarse de distintas formas a fin de mejorar la calidad del producto y para otras aplicaciones nuevas. Por ejemplo, es posible aplicar los datos de hidrófonos a tiros de prueba de velocidad en Profundidad 50 m Tiempo de tránsito sísmico, ms 100 ms Geófono Hidrófono 50 ms Tiempo de tránsito sísmico pozos verticales y entubados donde el acoplamiento de los geófonos puede ser impredecible. En pozos horizontales, los hidrófonos no aportan información direccional pero ayudan a los procesadores sísmicos porque ofrecen datos consistentes, mientras que los geófonos pueden ser menos sensibles a las ondas que se propagan verticalmente. Los datos de los geófonos de tres componentes pueden rotarse en la dirección de máxima energía para una mejor relación señalruido en la detección de los primeros arribos. > Comportamiento de los hidrófonos respecto de los tiempos de tiros de prueba de velocidad. En pozos verticales y entubados, los geófonos fijados en el arreglo de fondo a menudo no se acoplan a la formación. La prueba de campo demostró que los hidrófonos, si bien se ven afectados por las ondas de tubo, producen datos válidos de tiros de prueba de velocidad. Además aportan redundancia en caso de fallas de los geófonos. Imágenes sísmicas de superficie e imágenes SeismicMWD Distancia horizontal Imagen SesimicMWD insertada Porción de la imagen sísmica de superficie removida > Comparación entre imágenes sísmicas de superficie e imágenes VSP generadas con la técnica SeismicMWD. Como parte de la prueba de campo de África Occidental, se evaluó y comparó la calidad de la imagen SeismicMWD con las imágenes sísmicas 3D de superficie de alta resolución. Dentro de la sección sísmica (izquierda), se ha removido y desplazado hacia la derecha una porción representativa de las imágenes de superficie. Las imágenes SeismicMWD se han colocado sobre la imagen sísmica de superficie con fines comparativos (recuadro de la izquierda). Las imágenes SeismicMWD muestran claramente el adelgazamiento y espesamiento de las diversas capas. La calidad de las imágenes resultó buena, considerando que esta versión de la herramienta para prueba de campo limitaba el ancho de banda disponible que podría utilizarse en el procesamiento. Este filtro no impone limitaciones sobre las herramientas más nuevas. Verano de

15 Ingeniero de pozo especialista en SeismicMWD Aplicación Bit On Seismic Procesamiento de formas de ondas sísmicas WAVE Mediante correo electrónico o el sistema InterACT después de cada nivel: profundidad medida, profundidad vertical verdadera, tiempo de tránsito, tiempo de transito corregido, datos del levantamiento, salidas de la aplicación Bit On Seismic Mediante correo electrónico o el sistema InterACT después de cada descarga de la memoria de la herramienta: datos de forma de onda almacenados en la memoria de la herramienta y salidas de la aplicación WAVE DCS local Control de calidad Aplicación Bit On Seismic Procesamiento de formas de ondas sísmicas WAVE Datos sin procesar y salidas de las aplicaciones Bit On Seismic y WAVE Ventas de sísmica de pozo Control de calidad Aplicación Bit On Seismic Procesamiento de formas de ondas sísmicas WAVE Control de calidad y resultados del procesamiento sísmico Representante del cliente en el sitio del pozo Toma de decisiones del cliente en tiempo real > Secuencia de tareas de la técnica SeismicMWD. Una secuencia de tareas bien planificada es esencial para proveer soluciones exitosas en tiempo real. El centro de Servicios de Datos y Consultoría (DCS, por sus siglas en inglés) pertinente se comunica con el ingeniero de pozo a cargo del levantamiento SeismicMWD, como mínimo dos semanas antes del inicio de los trabajos para proveer los datos y la información que corresponda. Previo al comienzo de los trabajos, se deben completar el plan de adquisición y la configuración de la herramienta. Durante la adquisición, el ingeniero de pozo controla la calidad de los datos y actualiza al DCS diariamente, o luego de cada nivel, con datos en tiempo real e información del trabajo. Se controla la calidad de los datos y se los corrige antes del procesamiento en tiempo real utilizando los programas Bit On Seismic y WAVE. Las respuestas en tiempo real se envían a los especialistas de la compañía operadora para la toma de decisiones y también a la localización del pozo. Después de extraer la herramienta del pozo y recuperar los datos, se inspeccionan los archivos de formas de onda para controlar su calidad utilizando el programa WAVE y luego se envían al DCS que se encarga del control de calidad y de los pasos de procesamiento sísmico necesarios. Por otra parte, la utilización simultánea de todos los componentes puede determinar la dirección de los arribos con respecto a la fuente y así contribuir a eliminar ciertas ambigüedades en las imágenes. Los datos de tres componentes también abren la posibilidad de procesar ondas de corte con sus numerosas aplicaciones. 18 Con los datos de cuatro componentes, también pueden realizarse levantamientos de proximidad de la sal en tiempo real cerca de domos salinos, para determinar la posición de la barrena con respecto a los flancos de la sal. Durante el trabajo con la herramienta SeismicMWD, la interferencia con la operación de perforación fue mínima y, según TFE, se vio más que compensada con los beneficios aportados por la técnica. Los especialistas en perforación, geología y geofísica de TFE esperan que esta tecnología permita aumentar aún más la rentabilidad de las operaciones en esta área, a través de sus numerosas aplicaciones. Integrados con las imágenes sísmicas de superficie y demás información, los datos SeismicMWD pueden ayudar a corregir y refinar las profundidades del objetivo de perforación y, en el futuro cercano, permitirán obtener imágenes en tiempo real de lo que está delante de la barrena. Esto a su vez posibilitará a TFE optimizar la trayectoria del pozo a medida que progresa la perforación, reduciendo así la cantidad de pozos desviados necesarios para alcanzar los objetivos de producción. La generación de imágenes sísmicas en tiempo real permitirá definir canales de areniscas complejos, ayudando a los perforadores a contactar más extensión de yacimiento con la barrena, lo cual permite mejorar tanto la producción como la recuperación general con menos pozos piloto y de drenaje. Planificación y secuencia de tareas Antes de utilizar el método SeismicMWD, deben establecerse con claridad los roles y responsabilidades para la planificación y ejecución de los trabajos. Los objetivos del levantamiento deben siempre fijarse con toda claridad. Esto resulta de especial importancia en operaciones particularmente complejas. Por ejemplo: Tiene el trabajo como único objetivo lograr el posicionamiento de la barrena en tiempo real en la imagen sísmica de superficie? Qué incertidumbres existen en cuanto a intersectar los objetivos buscados y los riesgos de perforación? Se utilizarán velocidades de intervalos para estimar la presión de poro? 19 Se necesitan imágenes de lo que está delante de la barrena y, si así fuera, en qué tiempo? Se necesita un geofísico en la localización del pozo para el procesamiento e interpretación en tiempo real? Por otra parte, qué equipos y qué personal fuentes, barcazas, grúas y operadores es necesario asegurar y movilizar para garantizar el éxito del trabajo? Las respuestas a éstas y otras preguntas dictaminan cómo se configura, corre y procesa el levantamiento. Cuando se diseña un VSP, el modelado previo a la ejecución del trabajo ayuda a determinar la cantidad de niveles requeridos y la correcta geometría del levantamiento, incluyendo las posiciones de las fuentes y los receptores, así como el espaciamiento óptimo entre receptores. Si bien las operaciones típicas con la herramienta SeismicMWD producen un efecto mínimo sobre el proceso de perforación, el aumento de la densidad de niveles exige coordinación adicional con el personal de perforación. La correcta secuencia de tareas se torna aún más crítica cuando se requieren decisiones en tiempo real que inciden sobre la seguridad y los costos. Schlumberger ha construido la infraestructura y ha desarrollado numerosas herramientas y aplicaciones que ayudan a controlar este proceso. La aplicación de procesamiento de campo WAVE Q-Borehole de Schlumberger, por ejemplo, permitirá que se realice el procesamiento y el control de calidad de los datos SeismicMWD con una computadora personal (PC) en cualquier parte del mundo (arriba). 48 Oilfield Review

16 > Localización de la barrena. La aplicación Bit On Seismic facilita el conocimiento en tiempo real de la posición de la barrena en las secciones sísmicas de superficie (arriba a la derecha) y evalúa las incertidumbres respecto de la profundidad a medida que la barrena se acerca a los objetivos (abajo a la derecha). 18. Engelmark F: Using 4-C to Characterize Lithologies and Fluids in Clastic Reservoirs, The Leading Edge 20, no. 9 (Septiembre de 2001): Sayers CM, Woodward MJ y Bartman RC: Predrill Pore- Pressure Prediction Using 4-C Seismic Data, The Leading Edge 20, no. 9 (Septiembre de 2001): Badri MA, Sayers C, Hussein RA y Graziano A: Pore Pressure Prediction Data Using Seismic Velocities and Log Data in the Offshore Nile Delta, Egypt, artículo de la SPE 68195, presentado en la Exposición de Petróleo de Medio Oriente de la SPE, Bahrain, 17 al 20 de marzo de Esta aplicación sintetiza todas las capacidades de procesamiento de sísmica de pozo, para aplicaciones de herramientas operadas a cable y aplicaciones SeismicMWD. Es exactamente lo mismo que el procesamiento en una central de cómputos y se basa en los muchos años de experiencia de Schlumberger en esta área. Los datos pueden transmitirse a la central de procesamiento que corresponda a través del sistema de distribución de datos InterACT, basado en la infraestructura y las herramientas de la Red. El programa de computación Bit On Seismic, dentro de la plataforma integrada de programas de perforación Drilling Office, permite a los ingenieros representar gráficamente el avance de la barrena en la sección sísmica y evaluar los niveles de incertidumbre en cada profundidad objetivo (arriba). Con este proceso, las metas fundamentales se encuentran fuertemente ligadas: hacer que el equipo perforador opere sin riesgos en dirección al objetivo buscado y actualizar en forma continua y precisa al grupo de perforación acerca del objetivo buscado y la ubicación de los posibles riesgos de perforación. El próximo nivel en sísmica El futuro augura el desarrollo continuo de la técnica SeismicMWD y el advenimiento de otras aplicaciones sísmicas que beneficiarán a toda la comunidad de perforación. Schlumberger ya ha generado imágenes VSP de alta calidad con la herramienta SeismicMWD. Los avances inminentes en los sistemas de telemetría MWD, con la transmisión de formas de onda en tiempo real y el procesamiento en sitio, incluyendo los programas WAVE y Bit On Seismic, hacen de las imágenes sísmicas en tiempo real el próximo nivel para el perforador. Estas capacidades en tiempo real que permiten observar lo que está delante de la barrena, han captado la atención de toda la comunidad de perforación, debido a su impacto económico sobre las operaciones de E&P a nivel mundial. El correcto emplazamiento del pozo a través de yacimientos múltiples utilizando información de la relación tiempo-profundidad más exacta e imágenes sísmicas de lo que está delante de la barrena, la prevención de riesgos utilizando estimaciones de presión de poro y los levantamientos de proximidad de la sal en tiempo real se encuentran a la vuelta de la esquina. Schlumberger está en condiciones de proveer una amplia gama de tecnologías específicas para registrar sísmica de pozo, incluyendo herramientas operadas a cable, el método Drill-Bit Seismic y ahora la nueva técnica SeismicMWD. Esta nueva tecnología es particularmente útil para los grupos de perforación que trabajan en un mundo donde cada hora no productiva se traduce en pérdidas de miles de dólares, donde la información que llega tarde genera menos valor y la que llega a tiempo para incidir en las decisiones de perforación puede traducirse en un pozo productivo. MG Verano de

17 Pruebas de formación y obtención de muestras de fluidos a través del revestimiento Una innovadora herramienta de pruebas de formación perfora a través del revestidor de acero, el cemento y la roca para medir las presiones del yacimiento y obtener muestras del fluido de formación. A diferencia de otros dispositivos utilizados en pozos entubados, esta nueva herramienta tapona el orificio que perfora, aislando la formación del pozo después de realizadas las pruebas. Debido a esta singular capacidad para sellar los orificios, los operadores pueden reanudar la producción sin necesidad de efectuar costosas reparaciones del revestidor o la cementación. Cartucho de potencia Módulo de cámara para muestras Módulo de control de la perforación Módulo de probeta Nueva herramienta para pruebas de formación y obtención de muestras de fluidos en pozos entubados. La herramienta CHDT tiene cuatro módulos, incluido un cartucho de potencia, un módulo de control, un módulo de probeta de pozo entubado y un módulo de cámara para muestras. El módulo de potencia suministra energía a través del cable. El módulo de control controla las etapas de perforación y de pruebas de presión. El módulo de probeta ancla la herramienta, la sella contra el revestidor, perfora y tapona el orificio. La unidad de obtención de muestras recoge muestras de fluidos. En la fotografía superior derecha, se muestra una moneda junto a los tapones para indicar la escala de los mismos.

18 Keith Burgess Troy Fields Ed Harrigan Sugar Land, Texas, EUA Greg M. Golich Aera Energy LLC Bakersfield, California, EUA Tom MacDougall Rosharon, Texas Rusty Reeves Stephen Smith Kevin Thornsberry ChevronTexaco Nueva Orleáns, Luisiana, EUA Brian Ritchie Devon Canada Corporation Calgary, Alberta, Canadá Roberth Rivero Petróleos de Venezuela S.A. Caracas, Venezuela Robert Siegfried Instituto de Tecnología del Gas DesPlaines, Illinois, EUA Por su colaboración en la preparación de este artículo se agradece a Patricia Bonilla y Juan Ceballos, Caracas, Venezuela; Kimi Ceridon, Chuck Fensky, Mario Flores, Gus Melbourne, Joe Nahas, Dwight Peters y Brian Sidle, Sugar Land, Texas, EUA; Beth Clark, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA; Trent Hunter y Alan Salsman, Calgary, Alberta, Canadá; Mike Kasecky, Anchorage, Alaska, EUA; Karl Klaudi, Belle Chasse, Luisiana; y Alan Sibbit, Houston, Texas. ABC (Análisis Detrás del Revestimiento), ADN (Densidad- Neutrón Azimutal), ARC (herramienta de Resistividad de Arreglo Compensada), CBT (herramienta de Adherencia del Cemento), CHDT (Probador de la Dinámica de la Formación de Pozo Entubado), CHFR (Resistividad de la Formación en Pozo Entubado), CQG (Sensor de Cristal de Cuarzo), ELANPlus, GPIT, LFA (Analizador de Fluidos Vivos), MDT (Probador Modular de la Dinámica de la Formación), OFA (Analizador Óptico de Fluidos), RFT (Multiprobador de Formaciones), RFT de Pozo Entubado, RSTPro (herramienta de Control de Saturación del Yacimiento para la Sonda PS Platform) y USI (generador de Imágenes Ultrasónicas) son marcas de Schlumberger. Monel es una marca de Inco Alloys Internacional, Inc. 1. Bargach S, Falconer I, Maeso C, Rasmus J, Bornemann T, Plumb R, Codazzi D, Hodenfield K, Ford G, Hartner J, Grether B y Rohler H: LWD en tiempo real: Registros para la perforación, Oilfield Review 12, no. 3 (Invierno de 2001): Schlumberger: Cased Hole Log Interpretation Principles/Applications. Houston, Texas, EUA: Schlumberger Educational Services, El Instituto de Tecnología del Gas, formado en el año 2000 mediante la combinación del Gas Research Institute y del Institute of Gas Technology, es una compañía tecnológica estadounidense independiente que ofrece servicios de investigación y entrenamiento en temas relacionados con gas natural, energía y medio ambiente. Si desea obtener mayor información, consulte: Las compañías de exploración y producción evalúan los yacimientos de petróleo y de gas de muchas maneras. Quizás los métodos de evaluación más comunes son los registros geofísicos de pozo abierto, introducidos por Schlumberger hace 75 años. Estas técnicas emplean registradores y equipos de control en superficie conectados mediante un cable conductor a dispositivos de medición bajados al fondo del pozo que envían las señales a la superficie. La medición y el registro de datos se pueden efectuar durante la perforación mediante técnicas desarrolladas durante la década de La evaluación de formaciones con registros de pozos entubados es menos común porque es más difícil medir las propiedades de la formación a través del revestidor y el cemento. A pesar de estos obstáculos, las mediciones en pozos entubados han aportado información vital desde la década de Lo más reciente en materia de evaluación de formaciones en pozos entubados, radica en la capacidad de medir la presión y obtener muestras de fluidos sin poner en peligro la integridad del revestimiento y la producción futura del pozo. La presión del yacimiento es una de las propiedades clave que emplean los ingenieros, geólogos y petrofísicos para caracterizar zonas de interés. Se puede medir de varias maneras, algunas de las cuales también permiten la obtención de muestras de fluidos de la formación. El Probador Modular de la Dinámica de la Formación MDT, se utiliza rutinariamente para obtener muestras de fluidos y medir las presiones de la formación en pozos abiertos. Al permanecer estáticos durante la operación, estos dispositivos corren el riesgo de quedarse atascados en pozos difíciles o sobrepresionados, o en pozos muy desviados. Las pruebas de formación que se efectúan a través de la columna de perforación (DST, por sus siglas en inglés), que se utilizan para medir la capacidad productiva, la presión, la permeabilidad y la extensión de un yacimiento, implican el aislamiento de la zona de interés con empacadores temporales. Posteriormente, se abren las válvulas de la herramienta de pruebas dejando fluir el pozo, para producir fluidos del yacimiento a través de la columna de perforación. Por último, el especialista en pruebas cierra el pozo y las válvulas, desancla los empacadores y extrae las herramientas del pozo. Dependiendo de los requerimientos y objetivos, las pruebas de formación pueden durar menos de una hora o extenderse durante varios días o semanas; en algunos casos, se pueden tener varios períodos de flujo y de incremento de presión. Al igual que las operaciones de pruebas de formación con cable, los DSTs en pozo abierto también presentan riesgos mecánicos, tal como el atascamiento de la tubería. Cuando los riesgos para las herramientas de pruebas o las pruebas de formación en pozo abierto son demasiado altos, las compañías de exploración y producción prefieren bajar el revestidor para evitar las pruebas en pozo abierto. Por esta razón, la capacidad de obtener muestras de fluidos y medir las presiones en pozos recientemente entubados se convierte en una actividad crítica. La medición de la presión y la determinación del tipo de fluido que hay detrás del revestimiento también es importante en pozos más viejos. Las reservas, que pueden haberse pasado por alto por diversas razones, deben evaluarse para estudiar el desarrollo de los campos y evitar el abandono prematuro de algunos pozos. Además, los datos provenientes de pozos entubados ayudan a los operadores a planificar los pozos de relleno y monitorear el progreso de las operaciones de recuperación secundaria, tal como la inyección de agua, gas o vapor. El Probador de la Dinámica de la Formación de Pozo Entubado CHDT es la primera herramienta capaz de penetrar el revestimiento, medir la presión del yacimiento, obtener muestras de fluidos de formación y taponar los orificios de prueba en un solo viaje (página anterior). Schlumberger y el Instituto de Tecnología del Gas (GTI, por sus siglas en inglés) desarrollaron conjuntamente la herramienta CHDT como parte de una iniciativa del GTI dirigida a desarrollar nuevas formas de evaluar los pozos entubados. 3 En este artículo se examinan los dispositivos precursores de la herramienta CHDT, se describe cómo opera la nueva herramienta y se discuten algunos de los desafíos que supone desarrollar una herramienta de pruebas de pozo entubado. Algunos ejemplos de campo demuestran la amplia variedad de aplicaciones en las cuales esta herramienta contribuye a la evaluación de formaciones. Verano de

19 > Orificios de entrada dentados causados por un probador de pozo entubado. > Modelo de probador de pozo entubado y resultados de la herramienta CHDT. Se perforó una sección entubada y cementada de arenisca Berea con un probador tradicional (FT) de pozo entubado y también se taladró con la herramienta CHDT (arriba). Las longitudes de los túneles dejados por los disparos de la herramienta RFT de Pozo Entubado no se pueden controlar. En contraste, la herramienta CHDT crea túneles precisos y consistentes (abajo). > Túneles y tapones CHDT. La herramienta CHDT perfora orificios de bordes lisos a través del revestidor, el cemento y la formación. Los tapones de la herramienta CHDT encajan perfectamente en los orificios. Pruebas en pozos entubados En un primer intento por satisfacer las necesidades de los operadores con respecto a la obtención de muestras de fluidos y a la medición de presión en pozos entubados, Schlumberger modificó el Multiprobador de Formaciones RFT en la década de El resultado fue la herramienta RFT de Pozo Entubado que perfora el revestimiento con una carga explosiva hueca (premoldeada). Al igual que sucede con todos los disparos, no es posible controlar ni predecir la longitud del túnel dejado por el disparo sin conocer detalles acerca del revestidor, la cementación, la presión y la litología de la formación; datos que generalmente no se encuentran disponibles (arriba a la izquierda). Después de haber realizado las pruebas y extraído la herramienta RFT del pozo, el túnel dejado por el disparo se puede tapar con un parche, un tapón o una cementación forzada (a presión). Esta herramienta puede hacer pruebas en dos zonas por carrera. Aunque este probador de pozo entubado permite a los operadores obtener importantes datos de presión, la calidad de las muestras de fluidos no es tan buena puesto que no se efectúan mediciones de las propiedades del fluido antes de la obtención de la muestra, y no hay control de la caída de presión una vez que se abre la válvula de la cámara para muestras. El retorno del pozo a su estado productivo, puede ser difícil porque el logro de un sello de alta calidad puede resultar complicado y consumir mucho tiempo. Además, la rebaba que queda en el revestidor en los orificios de entrada del disparo puede dificultar operaciones futuras (arriba a la derecha). La herramienta RFT de Pozo Entubado tiene un diámetro externo más amplio que la herramienta CHDT, por lo que no se puede bajar en pozos de diámetro pequeño. Adicionalmente, la herramienta RFT de Pozo Entubado no se puede combinar con módulos MDT. Recientemente, la herramienta MDT se utilizó para obtener muestras de fluidos a través de disparos en pozos entubados. 5 Los multiprobadores RFT de Pozo Entubado y MDT marcaron importantes hitos en el desarrollo de la herramienta CHDT, ya que éstas dieron respuesta a muchos problemas de los probadores operados a cable y de los DSTs en pozo abierto. La herramienta CHDT supera las limitaciones del probador RFT de Pozo Entubado porque perfora túneles precisos y consistentes para la obtención de muestras de fluidos (arriba). Al mismo tiempo, la herramienta CHDT permite evaluar hasta seis zonas por carrera, triplicando así la capacidad de la herramienta anterior. Ésta es la primera herramienta diseñada específicamente para pruebas de formación a través del revestimiento, capaz de medir múltiples datos de presión de formación, obtener muestras de flui- 52 Oilfield Review

20 Longitud (sin módulo de muestreo) 31.2 pies Cámara para muestras (opcional) 9.7 pies Diámetro externo de la herramienta pulg Diámetro del revestidor pulg a pulg Temperatura 350 F Presión 20,000 lpc Apto para servicio H 2 S Si Bajo balance máximo 4000 lpc Número máximo de orificios 6 por carrera perforados y sellados Diámetro del orificio perforado 0.28 pulg Penetración máxima 6 pulg Resistencia a la presión del tapón 10,000 lpc, bidireccional Volumen del pre-ensayo 100 cm 3 Sensores de presión Sensores de deformación y CQG Presión estándar del CQG 15,000 lpc Muestreo PVT y convencional Identificación de fluidos Resistividad y módulo LFA Combinable con el probador MDT Si Dependiente de la formación Combinable con módulos MDT en revestidores de 7 pulgadas y de mayor diámetro (bombeo, OFA y cámaras para muestras PVT) > Especificaciones de la herramienta CHDT. Esta compleja pero robusta herramienta opera en ambientes de hasta 350ºF [177ºC] y 20,000 lpc [138 MPa]. Su diseño modular hace que se adapte fácilmente a numerosas aplicaciones. dos de alta calidad y restablecer la integridad del revestimiento; todo en una única operación efectiva en materia de costos (arriba). La herramienta se puede bajar al pozo con cable, con tubería de perforación o con un tractor; dispositivo utilizado para bajar herramientas en pozos muy desviados. La calidad de la adherencia del cemento es una consideración clave cuando se preparan operaciones con la herramienta CHDT. Si la adherencia es deficiente, la comunicación entre zonas podría afectar los resultados. También es importante conocer el estado del revestidor y la posición de accesorios externos del revestidor, tales como los centralizadores. Estos factores se pueden valorar utilizando el generador de Imágenes Ultrasónicas USI en combinación el registrador de la Adherencia del Cemento CBT, para evaluar la calidad del cemento y los parámetros del 4. Burgess KA, MacDougall TD, Siegfried RW y Fields TG: Wireline-Conveyed Through-Casing Formation Tester Preserves Casing Integrity, artículo de la SPE 72371, presentado en el Congreso de la SPE de la Región Oriental, Canton, Ohio, EUA, 17 al 19 de octubre de Para mayor información sobre la obtención de muestras de fluidos utilizando la herramienta MDT en pozos entubados, consulte: Hurst S, Hows M y Kurkjian A: Cased- Hole Tester Provides Field Testing Alternative, Oil & Gas Journal 99, no. 24 (11 de junio de 2001): revestidor. El espesor del revestidor y de la capa de cemento, así como el tipo de roca afectan la facilidad y velocidad con que se pueden perforar los orificios de prueba. La operación comienza con la bajada de la herramienta CHDT hasta la profundidad objetivo. Las zapatas de anclaje empujan al empacador de la herramienta contra el revestidor, a fin de crear un sello entre la superficie interna del revestidor y la herramienta. Una prueba de sello de empacador asegura que el sello se ha establecido apropiadamente antes de perforar el revestimiento. Una vez verificado el sello, se comienza a perforar con una barrena (mecha, broca, trépano) híbrida montada sobre un eje flexible. El mecanismo de perforación está hidráulicamente aislado del pozo; la posición de la barrena y la presión del fluido circundante se monitorean desde la superficie. El fluido que rodea la barrena puede ser fluido de terminación, como agua salada, o fluido de perforación base aceite o base agua. A medida que la barrena avanza a través del revestidor hacia el cemento, hay pequeñas variaciones de presión que se originan por las diferencias de los cambios volumétricos y de la presión de poro del cemento. A medida que la perforación penetra el cemento, se efectúan ciclos de limpieza para eliminar efectivamente los escombros existentes en el túnel, los cuales son aspirados dentro de la herramienta. Este procedimiento mejora el rendimiento de perforación y reduce el esfuerzo de torsión en la barrena. La barrena es versátil y duradera, y está diseñada para perforar acero, cemento y roca en una sola operación. Una vez que la barrena se encuentra con la formación, la presión medida se equilibra con la existente en el yacimiento y entonces se puede detener la perforación. Si se reduce la presión del fluido que rodea la barrena antes de la perforación, se mejora la respuesta a la presión cuando se establece comunicación con la formación, lo que facilita la detección de dicha respuesta. Si se extiende el túnel perforado más adentro en la formación, se incrementa el área de flujo para evaluar formaciones de baja permeabilidad y aumentar la posibilidad de interceptar fracturas naturales. La herramienta puede perforar hasta 15 cm [6 pulgadas] desde la superficie interna del revestidor. Hurst S, Hows M y Kurkjian A: Cased-Hole Tester Provides Field Testing Alternative, Oil & Gas Journal 99, no. 25 (18 de junio de 2001): Para mayor información sobre obtención de muestras de fluidos utilizando la herramienta MDT, consulte: Andrews RJ, Beck G, Castelijns K, Chen A, Cribbs ME, Fadnes FH, Irvine-Fortescue J, Williams S, Hashem M, Jamaluddin A, Kurkjian A, Sass B, Mullins OC, Rylander E y Van Dusen A: Cuantificación de la contaminación utilizando el color del crudo y del condensado, Oilfield Review 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002): Para analizar la caída de presión, la herramienta CHDT puede realizar pre-ensayos múltiples a diversos gastos (tasas, ratas, caudales, velocidades de flujo) con volúmenes de hasta 100 cm 3 [6 pulgadas 3 ]. Se realiza un pre-ensayo con el objetivo de obtener registros precisos de la presión de formación. Este pre-ensayo también indica si es posible obtener una muestra de fluido de buena calidad mediante una prueba preliminar del sello hidráulico y de movilidad de preensayo. La cámara de pre-ensayo de la herramienta CHDT puede llenarse, purgarse y llenarse nuevamente. Si se realizan pre-ensayos múltiples a diferentes profundidades de penetración, es posible detectar la presencia de microanillos y asegurar que las mediciones de presión de formación son repetibles. La interpretación de los pre-ensayos en el pozo tiene en cuenta la profundidad de penetración en la formación en el análisis e incluye las respuestas de presión, ya sean de sensores de deformación o de cristal de cuarzo CQG. Las muestras de fluidos de la herramienta CHDT se obtienen una vez que se ha establecido una comunicación adecuada entre la herramienta y la formación. La herramienta monitorea la resistividad para la tipificación del fluido y se puede combinar con el Analizador Óptico de Fluidos OFA, el Analizador de Fluidos Vivos LFA y los módulos de bombeo de la herramienta MDT para realizar la tipificación avanzada del fluido y el monitoreo de la contaminación (abajo). 6 Cartucho de potencia Módulo de cámara para muestras Módulo de control de la perforación Módulo de probeta Cartucho de potencia Módulo de cámaras para muestras múltiples Módulo de cámara para muestras Módulo de bombeo Módulo OFA Módulo de control de la perforación Módulo de probeta > Combinaciones de la herramienta CHDT. Los cuatro módulos de la herramienta CHDT estándar se muestran a la izquierda. Los módulos del dispositivo MDT se pueden combinar con la herramienta CHDT, tal como se ilustra a la derecha. Verano de

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