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

Transcripción

1 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.

2 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 21): Schlumberger: Cased Hole Log Interpretation Principles/Applications. Houston, Texas, EUA: Schlumberger Educational Services, El Instituto de Tecnología del Gas, formado en el año 2 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 22 51

3 > 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

4 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 35 F Presión 2, lpc Apto para servicio H 2 S Si Bajo balance máximo 4 lpc Número máximo de orificios 6 por carrera perforados y sellados Diámetro del orificio perforado.28 pulg Penetración máxima 6 pulg Resistencia a la presión del tapón 1, lpc, bidireccional Volumen del pre-ensayo 1 cm 3 Sensores de presión Sensores de deformación y CQG Presión estándar del CQG 15, 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 35ºF [177ºC] y 2, 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 21): 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 21): 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 21/22): 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 1 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 22 53

5 > Tapones de la herramienta CHDT. Estas fotografías muestran la precisión con que los tapones encajan en los orificios de prueba. La herramienta CHDT puede incorporar cámaras para muestras aptas para fluidos con H 2 S de 1 galón [3.8 litros] de capacidad, las cuales se ajustan bien a casi todos los revestimientos de pulgadas. El diámetro externo de las cámaras para muestras de la herramienta MDT es de pulgadas; estas cámaras pueden bajarse en pozos con revestimientos de 7 pulgadas o de mayor diámetro. Las cámaras para muestras incluyen el módulo para muestras múltiples, que puede contener seis botellas. Las botellas para muestras múltiples son sólo para una fase y sus volúmenes son de 45 cm 3 [27 pulg 3 ] o 25 cm 3 [15 pulg 3 ]. También hay cámaras para muestras de 1, y 6 galones [3.8, 1.4 y 22.7 litros] de capacidad. Cuando se utilizan varias cámaras al mismo tiempo aumenta la eficiencia. Luego de las pruebas de formación y obtención de muestras de fluidos de un objetivo en particular, la herramienta CHDT inserta un tapón Monel resistente a la corrosión para sellar el orificio perforado en el revestimiento (arriba). Este sello metal-metal restablece la integridad del revestimiento y es capaz de resistir una presión diferencial de 1, lpc [69 MPa]. El cambio en el diámetro interno original del revestimiento después de colocado el tapón es de sólo.8 mm [.3 pulgadas]; este espesor extra, o protuberancia, se puede eliminar sin reducir la resistencia a la presión del tapón. Eficiencia, % Con el restablecimiento de la integridad del revestimiento luego de las operaciones con la herramienta CHDT, se eliminan los costos y tiempos de equipo de perforación asociados con operaciones convencionales de carreras para asentar tapones, cementaciones forzadas, pruebas de presión y carreras de raspadores del revestidor. Durante la vida de un pozo, la herramienta CHDT puede proporcionar información capaz de confirmar o descartar la necesidad de un programa completo de disparos, porque permite la realización de pruebas efectivas en materia de costos, antes de efectuar operaciones de reparación o de abandono de pozos. Los resultados de las operaciones con la herramienta CHDT se pueden integrar con los resultados de otras herramientas de evaluación de formaciones a través del revestimiento, tales como los registros de Resistividad de la Formación en Pozo Entubado CHFR y los de Control de Saturación del Yacimiento RSTPro. La evaluación de formaciones a través del revestimiento, realizada con la integración de estos recursos, elimina la necesidad de efectuar conjeturas que pueden desembocar en decisiones irreversibles, costosas o subóptimas. El servicio CHDT proporciona un método efectivo en materia de costos para optimizar los planes de reterminación, mejorar datos de registros viejos o incompletos, valorar zonas desconocidas y evaluar el potencial económico de los yacimientos. La herramienta CHDT incluso en estas primeras etapas de su utilización tiene un índice de éxito de 93% en el taponamiento de orificios. Esta confiabilidad significa que las acciones de remediación pueden ser necesarias sólo en 7% de las ocasiones. Las técnicas de remediación, tales como el aislamiento con un tapón puente, la instalación de un parche en el revestimiento o las cementaciones forzadas, son típicos planes de contingencia para cuando los orificios perforados por la herramienta CHDT no se pueden taponar. El aumento de la confiabilidad operacional es un desafío permanente (abajo). La preparación previa al trabajo es clave para alcanzar los objetivos planificados. Las preparaciones se planifican para cada trabajo en particular debido a la amplia gama de aplicaciones en las cuales se emplea la herramienta CHDT. 7 Índice de éxito respecto al taponamiento acumulado 5 Número de carreras de la herramienta > Mejoras de la confiabilidad de la herramienta CHDT Oilfield Review

6 Pruebas de formación y obtención de muestras de fluidos en pozos exploratorios ChevronTexaco perforó un pozo exploratorio en el Golfo de México en Estados Unidos que representó un verdadero desafío (derecha). La planificación del pozo de acuerdo con la iniciativa de Perforación Sin Sorpresas (NDS, por sus siglas en inglés) aseguró que el pozo se perforaría y evaluaría con la mayor seguridad y minuciosidad posibles. 8 ChevronTexaco decidió correr los registros de Resistividad de Arreglo Compensada ARC y Densidad-Neutrón Azimutal ADN durante la perforación. Las condiciones subóptimas del pozo impidieron la utilización de otras herramientas para la evaluación de formaciones en pozo abierto, pero había dos interrogantes para responder: si dos lóbulos de arenisca estaban conectados entre sí y con un pozo productivo cercano, y si la zona objetivo más profunda tenía un contacto agua-petróleo. A fin de realizar una evaluación completa, ChevronTexaco corrió la herramienta CHDT con el módulo OFA, bajándola por primera vez con la columna de perforación. Con estas herramientas sería posible valorar la compartimentalización del yacimiento a través de las mediciones de presión, y evaluar el fluido contenido en la formación mediante la obtención de muestras. También fue el primer trabajo en que se bajó la herramienta CHDT desde una torre articulada (flexible) de 61 m [21 pies] de altura en 535 m [1754 pies] de agua. La torre articulada se encontraba en constante movimiento. Además, fue la primera vez que la herramienta CHDT perforó a través de una tubería en espiral. El ambiente operativo generó preocupaciones importantes a los ingenieros de ChevronTexaco. La herramienta CHDT perfora orificios de.71 cm [.28 pulgadas] de diámetro, de modo que el movimiento de la herramienta durante las operaciones que siguen a la perforación del orificio podría crear suficiente desalineación como para imposibilitar la operación de taponamiento. La principal inquietud era que la columna de perforación se moviera y la herramienta cambiara de posición, por lo que los ingenieros dedicaron 7. Para mayor información sobre las aplicaciones de la herramienta CHDT, consulte: Burgess et al, referencia Para mayor información sobre la iniciativa Perforación sin Sorpresas, consulte: Bratton T, Edwards S, Fuller J, Murphy L, Goraya S, Harrold T, Holt J, Lechner J, Nicholson H, Standifird W y Wright B: Prevención de problemas durante la perforación, Oilfield Review 13, no. 2 (Otoño de 21): LUISIANA MISSISSIPPI grandes esfuerzos a desarrollar planes alternativos. Por ejemplo, bajar un empacador de inyección forzada con la columna de perforación por encima de la herramienta CHDT, lo que permitiría que el empacador fuese anclado en el revestidor para soportar el peso de la herramienta y así minimizar las posibilidades de que ésta se moviese. Finalmente, ChevronTexaco desechó todos los planes alternativos, y optó por monitorear los acelerómetros de fondo de pozo durante 3 minutos antes de comenzar el proceso de perforación. Los acelerómetros X, Y y Z son parte del G o l f o > Ubicación del pozo de exploración de ChevronTexaco en el Golfo de México junto a una fotografía de la plataforma articulada (flexible). ALABAMA d e M é FLORIDA inclinómetro GPIT, el cual se puede incluir en la sarta de la herramienta CHDT. Estos acelerómetros monitorean la aceleración de la herramienta en el fondo del pozo en las direcciones X, Y y Z. Mediante la observación del eje Z en particular, el ingeniero a cargo de la operación puede advertir si la herramienta está en movimiento. Además, el personal de operaciones monitoreó la tensión de cabeza del pozo y la presión hidrostática, y se aseguró que hubiera condiciones de peso neutro sobre la columna de perforación antes de que la herramienta CHDT iniciara la secuencia de perforación. x i c o Verano de 22 55

7 ChevronTexaco deseaba perforar, realizar pruebas y taponar tres orificios (derecha). El primer punto de prueba sería perforado para medir la presión con el objetivo de determinar si el lóbulo superior de arenisca encontrado en este pozo era el mismo que se había hallado en el pozo productivo vecino. La presión de formación medida en el segundo punto de prueba indicaría si el lóbulo inferior de la arenisca superior también estaba conectado a la zona productiva del pozo vecino. El tercer punto de prueba mostraría si había un contacto agua-petróleo en la arenisca inferior o si la medición decreciente de resistividad se debía sólo a cambios en la litología. La muestra de fluido del tercer punto se enviaría al laboratorio para efectuar el análisis de la relación presión-volumen-temperatura (PVT). ChevronTexaco estaba dispuesta a asumir el riesgo de que la herramienta no fuera capaz de taponar los orificios porque necesitaba mediciones de presión de los primeros dos puntos para planificar el desarrollo del yacimiento. Antes de comenzar el trabajo, la compañía decidió que si no se podían colocar los tapones, entonces inyectaría cemento en los primeros dos orificios y dejaría el tercero abierto. La operación se realizó de forma impecable y sin pérdida de tiempo: se perforaron los tres orificios, se realizaron las pruebas y se colocaron los tapones con todo éxito. ChevronTexaco logró terminar el pozo como estaba planeado y realizar un tratamiento de estimulación por fracturamiento hidráulico en la zona inferior. El pozo se puso en producción y, cinco meses más tarde, continuaba produciendo 1, bppd [16 m 3 /d]. Más aún, el operador obtuvo respuesta a los interrogantes pertinentes al yacimiento. La primera prueba confirmó que la arenisca estaba conectada con el Primer punto de prueba Segundo punto de prueba Velocidad de penetración, promediada sobre los últimos 5 pies 1 pies/h Tiempo de resistividad ARC, después de la berrena h 4 Rayos gamma ARC API 15 Tiempo de densidad, después de la berrena h 4 Prof., pies Velocidad de rotación Resistividad de cambio de fase ARC de 4 pulg a 2 MHz, sin corrección por efectos de pozo.2 ohm-m 2 Resistividad de cambio de fase ARC de 34 pulg a 2 MHz, sin corrección por efectos de pozo.2 ohm-m 2 Resistividad de cambio de fase ARC de 28 pulg a 2 MHz, sin corrección por efectos de pozo.2 ohm-m 2 Resistividad de cambio de fase ARC de 22 pulg a 2 MHz, sin corrección por efectos de pozo Calibre diferencial pulg 2 Corrección de la densidad volumétrica, fondo.8 g/cm Densidad volumétrica 1.85 g/cm Densidad volumétrica, fondo.2 ohm-m 2 del ADN 1.85 g/cm Resistividad de cambio de (RPM_ fase ARC de 1 pulg a ADN) 2 MHz, sin corrección por Porosidad neutrón termal rpm efectos de pozo 2.2 ohm-m 2 6 u.p. Conector eléctrico de fondo para carrera con la columna de perforación Unión giratoria Medición de tensión o compresión Módulo de telemetría Rayos gamma Inclinómetro que mide la aceleración en los ejes X, Y y Z Cartucho de potencia CHDT Módulo de cámaras para muestras múltiples > Objetivos profundos. La trayectoria del pozo superó los 7315 m [24, pies] de profundidad medida y atravesó dos secciones de arenisca. Se esperaba que la arenisca superior, que había sido anticipada en el pronóstico del pozo, fuese la misma arenisca que se encontró en un pozo productivo cercano (primer punto de prueba). La presión de la formación medida en el segundo punto de prueba indicaría si el lóbulo inferior de la arenisca superior también tenía conexión con la zona productiva del pozo vecino. El tercer punto de prueba mostraría si había un contacto aguapetróleo en la arenisca inferior, o si la resistividad en descenso se debía a cambios en la litología. La muestra de fluido obtenida en el tercer punto se enviaría al laboratorio para su análisis de la relación presión-volumen-temperatura (PVT). La sarta de la herramienta CHDT empleada en esta operación se muestra a la derecha del registro. Tercer punto de prueba Módulo OFA Módulo de bombeo Reducción Cartucho electrónico y de control CHDT Módulo de probeta CHDT 56 Oilfield Review

8 Primer punto Presión, lpc Presión, lpc Presión, lpc Presión del lodo antes de la prueba, lpc: Presión del lodo después de la prueba, lpc: Último valor del período de incremento de presión, lpc: Movilidad del período de flujo, md/cp: Volumen del pre-ensayo: 31.3 cm 3 Segundo punto Prueba de sello Prueba de sello Prueba de sello Prueba de sello Prueba de sello Retorno a la presión hidrostática Prueba de sello Tiempo, seg Presión del lodo antes de la prueba, lpc: Presión del lodo después de la prueba, lpc: Último valor del período de incremento de presión, lpc: Movilidad del período de flujo, md/cp: Retorno a la presión hidrostática Tiempo, seg Taponado Perforación de.7 pulg Pre-ensayo de 1 cm 3 Pre-ensayo de 3 cm 3 Perforación de 2.1 pulg Pre-ensayo de 3 cm 3 Taponado Presión del lodo antes de la prueba, lpc: Presión del lodo después de la prueba, lpc: Último valor del período de incremento de presión, lpc: Movilidad del período de flujo, md/cp: Retracción de la herramienta Prueba de sello del tapón Reciclaje del pre-ensayo Volumen del pre-ensayo: 21.7 cm 3 Tercer punto Anclaje de la herramienta Anclaje de la herramienta Estabilización de la presión Anclaje de la herramienta Estabilización de la presión Perforación de.6 pulg Pre-ensayo de 2 cm 3 Perforación de 1.1 pulg Pre-ensayo de 2 cm 3 Perforación de.5 pulg Pre-ensayo de 2 cm 3 Perforación de 2.4 pulg Pre-ensayo de 2 cm 3 Comienzo del bombeo Prueba de sello del tapón exitosa Retracción de la herramienta Reciclaje del pre-ensayo Prueba de sello del tapón pozo vecino (izquierda). El segundo intervalo, que mostró contener agua, probó no estar conectado con la arenisca superior ni con el pozo vecino. Sorprendentemente, la tercera prueba indicó que la arenisca más profunda contenía petróleo y no agua en la porción más profunda del intervalo. Si bien las operaciones CHDT tuvieron éxito, el trabajo resultó bastante exigente. Por ejemplo, ChevronTexaco deseaba obtener seis muestras de fluidos del tercer punto. El plan era perforar el orificio, tomar muestras a intervalos de 3 minutos y obtener una muestra con mínima contaminación y retener siempre una muestra en caso de que se taponara la probeta. La probeta se taponó a causa de la naturaleza no consolidada de la arenisca. El ingeniero revirtió la bomba para destapar la probeta. Esta operación bombeó fluido del pozo hacia la formación, pero no era deseable sacar la probeta del revestimiento. La retracción y reinserción de la probeta podría haber impedido la realineación exitosa del tapón con el orificio de perforación. No obstante, las muestras obtenidas sugirieron que la zona contenía petróleo y no agua. La gente de ChevronTexaco quedó impresionada con el desempeño de la herramienta CHDT y con la información recibida. El hecho de que los tres orificios quedaran sellados con todo éxito y que pasaran las pruebas de presión fue especialmente importante para el operador. El siguiente pozo perforado en el yacimiento presentó problemas similares, y la herramienta CHDT se corrió nuevamente; esta vez para perforar, efectuar pruebas y taponar cinco orificios. La gente de ChevronTexaco cree que la herramienta CHDT brinda la oportunidad de adquirir datos clave del yacimiento en pozos en los cuales no es posible obtener datos a pozo abierto. En Alaska, EUA, se empleó la herramienta CHDT para medir la presión y obtener cinco muestras de fluidos de un pozo de exploración durante el invierno de 2 a 21, después que las condiciones del pozo impidieron la utilización de una herramienta de obtención de muestras de fluidos en pozo abierto. Todos los orificios se taponaron con éxito, y la integridad del revestimiento se verificó mediante pruebas de integridad mecánica. En Alaska, al igual que en el Golfo de México, la herramienta CHDT ha ayudado a los operadores a adquirir datos de presión y muestras de fluidos de alta calidad para análisis PVT; datos sumamente útiles para una evaluación integral de áreas prospectivas problemáticas Volumen del pre-ensayo: 2. cm 3 Tiempo, seg < Gráficas de presión de la herramienta CHDT del pozo del Golfo de México. Todas las pruebas se realizaron sin incidentes. Verano de 22 57

9 Presión, lpc CALIFORNIA San Francisco 1 2 millas km Campo Belridge Sur Bakersfield Los Ángeles EUA Condado de Kern > Campo Belridge Sur, California, EUA. El campo produce petróleo de la diatomita de la formación Belridge. Rayos gamma Perfil de presión Perfil de movilidad API Presión, lpc Movilidad, md/cp > Registro de rayos gama de pozo abierto, perfil de presión, y perfil de movilidad determinada a partir de la caída de presión durante el período de flujo de los pre-ensayos en un pozo del campo Belridge Sur. La comparación entre el perfil de presión medida (curva azul de la gráfica central) con el perfil de presión inicial (línea roja) ilustra zonas con agotamiento que varía de significativo a pequeño. El perfil de movilidad (derecha) confirmó la existencia de zonas potenciales de productividad alta y baja. Pruebas en pozos entubados para el manejo de yacimientos Los datos de presión son especialmente valiosos cuando los operadores formulan planes de manejo de yacimientos de largo plazo. En estas situaciones, las compañías desean obtener datos sin alterar permanentemente el revestidor o la cementación de sus pozos productivos. Los disparos efectuados con cargas explosivas y luego reparados con inyecciones forzadas de cemento procedimientos comunes cuando se utilizan otras herramientas de pruebas de formaciones en pozo entubado son menos deseables que la perforación y posterior taponamiento de orificios lisos. Aera Energy LLC empleó la herramienta CHDT en cinco pozos para determinar las presiones de la formación, evaluar el agotamiento del yacimiento y planificar pozos de relleno. Estos pozos producen petróleo de una formación de diatomita en el campo Belridge Sur, California, EUA (izquierda). 9 En todas las operaciones de la herramienta CHDT, Aera ejecutó una intensa planificación previa al trabajo. Se corrieron registros CBT en pozo entubado y se obtuvieron imágenes ultrasónicas para determinar la condición del cemento y la integridad del revestidor. También se bajaron una canasta de chatarra y un anillo de calibración para asegurar que la herramienta CHDT bajara sin problemas hasta las zonas objetivo. Los preventores de reventón y las bombas para matar el pozo estaban disponibles en todo momento, por si al perforar el orificio se encontraba una presión más alta de la esperada y el taponamiento del revestimiento no fuera posible. En este caso, se escogió no obtener muestras de fluidos. En cada uno de los tres pozos, las seis pruebas se realizaron en un solo viaje. En dos pozos adicionales, se llevaron a cabo doce pruebas en dos viajes. Todos los orificios se taponaron con éxito. Se determinaron los gradientes de presión en cada pozo para comprobar la existencia de zonas pasadas por alto y la conectividad entre zonas (izquierda). A medida que se extraía fluido de la formación hacia la cámara de pre-ensayo a una velocidad de flujo determinada, la herramienta también midió el incremento y la caída de presión. Estas mediciones permitieron realizar análisis en tiempo real de todos los pre-ensayos para estimar la movilidad a partir de la caída de presión de las zonas específicas en las que se 9. La diatomita es una roca sedimentaria blanda, rica en sílice que comprende restos de sedimentos de diatomeas. La diatomita, que se forma por lo común en lagos y áreas marinas profundas, puede ser una excelente roca yacimiento. 1. Para mayor información sobre la interpretación técnica, consulte: Burgess et al, referencia Oilfield Review

10 16 Reciclaje del pre-ensayo Presión del lodo antes de la prueba, lpc: Presión del lodo después de la prueba, lpc: Último valor del período de incremento de presión, lpc: Reciclaje del pre-ensayo Presión, lpc Anclaje de la herramienta Perforación de 2.52 pulg Pre-ensayo de 4 cm 3 Taponado Retracción de la herramienta 6 4 Prueba de sello del revestidor Prueba de sello del revestidor Tiempo, seg > Operaciones con la herramienta CHDT en el campo Belridge Sur. La repetibilidad de múltiples preensayos en un punto de este pozo muestra que las operaciones progresaron sin incidentes. El análisis en tiempo real de los datos de presión de la herramienta CHDT ayudó a Aera a evaluar el agotamiento para optimizar el programa de perforación de pozos de relleno. hicieron pruebas. La interpretación de la presión de pre-ensayo supone un flujo esférico de un líquido levemente compresible en una formación homogénea. 1 Hubo buena repetibilidad entre los pre-ensayos sucesivos, efectuados en cada profundidad de prueba de presión (arriba). Profundidad, pies El agotamiento medido con las pruebas de la herramienta CHDT está siendo utilizado para guiar el emplazamiento de pozos de relleno (abajo). Sobre la base de los datos CHDT, Aera está reconsiderando actualmente el espaciamiento entre pozos en esa porción del campo. Pozo A Pozo B Pozo C Pozo D Presión Monitoreo de la presión del yacimiento en pozos de relleno La determinación del nivel de agotamiento en zonas definidas del yacimiento es una tarea difícil, pero es vital para optimizar la producción. En el pasado, las presiones del yacimiento se obtenían utilizando el probador RTF para pozo abierto, o terminando y probando individualmente unidades separadas del yacimiento en pozos entubados. En algunos campos en Alberta, Canadá, estos métodos son muy costosos. Recientemente, se evaluó un yacimiento carbonatado en un campo gasífero maduro de Alberta con la herramienta CHDT. El yacimiento Dunvegan Debolt comprende 24 m [8 pies] de capas interestratificadas de piedra caliza, roca dolomita, lutita y anhidrita. La producción proviene de 15 zonas de roca dolomita que típicamente tienen menos de 1 m [3 pies] de separación vertical. Todas las zonas de gas se terminan al mismo tiempo y la producción es conjunta; los datos de la historia de presión del pozo representan un valor promedio de todas las zonas productivas en el mismo. > Comparación de perfiles de presión medida (azul) e inicial (rojo) en cuatro pozos de estudio. En un quinto pozo, la herramienta CHDT se utilizó en una formación diferente luego de que la compañía revisara los perfiles de presión y de movilidad de los cuatro pozos que se muestran en la gráfica. En el manejo del yacimiento, las pruebas con la herramienta CHDT arrojaron información valiosa para las estrategias de recuperación secundaria. Verano de 22 59

11 El campo Dunvegan, descubierto en la década de 196 y desarrollado en la década de 197, tiene un agotamiento cercano al 5%. La optimización de las ubicaciones de los pozos de relleno, representa un desafío clave en todos los programas subsiguientes de perforación de estos pozos. Actualmente, la ubicación correcta de los pozos de relleno se escoge sobre la base de las predicciones de presión o velocidad de agotamiento, de manera que el conocimiento de la presión en cada zona es importante para el operador, Anderson Exploration Ltd., actualmente Devon Canada Corporation. Devon perforó el Pozo 7-3 como parte de su programa de perforación de pozos de relleno del año 21 en el campo Dunvegan (derecha). La compañía decidió medir la presión en ocho zonas utilizando la herramienta CHDT. A diferencia de sus contrapartes de pozo abierto, los dispositivos de pozo entubado como la herramienta CHDT se pueden correr desde una grúa o un equipo de reparación, y no requieren mantener un equipo de perforación en espera, lo que significa que, en este campo maduro, la adquisición de los datos con la herramienta CHDT resulta práctica desde el punto de vista económico. Antes de correr la herramienta en el pozo, se examinaron los registros CBT y USI a fin de evaluar la calidad del cemento y se confirmó el aisla- Campo Dunvegan ALBERTA Edmonton Calgary 2 4 millas km > Ubicación del campo Dunvegan, Alberta, Canadá. XX3 Litología Profundidad, pies XX4 XX5 XX6 XX7 Prueba Prueba Prueba Prueba Presión hidrostática en el pozo Prueba de presión CHDT Rango de presión anticipado Prueba 4 13,74 Prueba 5 14,15 Hidrocarburo movible Agua Gas Dolomita Calcita Anhidrita Arcilla XX8 Prueba Prueba XX , 12, 14, 16, Presión, kpa Volúmenes ELAN 1 vol/vol > Agotamiento del yacimiento. Las mediciones de presión con la herramienta CHDT (símbolos verdes) de ocho zonas del pozo Dunvegan 7-3 indican diversas etapas de agotamiento en el yacimiento Debolt del campo Dunvegan. La litología, determinada con la ayuda de la aplicación ELANPlus, se muestra a la derecha. La línea roja indica la presión hidrostática en el pozo. Se esperaba que las mediciones de presión cayesen en la zona sombreada en color lavanda. Las pruebas 4 y 5 fueron afectadas posiblemente por la naturaleza compacta de la formación, o podrían estar sobrecargadas. Las mediciones tomadas con la herramienta CHDT demuestran claramente un intervalo agotado en la Prueba 3 y una presión superior a la esperada en la Prueba 6. 6 Oilfield Review

12 C o d e r d i l l o s l e A n d San Cristóbal Campo Sur r a e s M a C a r r i b e Caracas VENEZUELA l u A G t o s a y d e a n a TRINIDAD Y TOBAGO lugar de esperar hasta el final de una campaña de perforación; los datos CHDT ofrecen información inmediata para los modelos de yacimiento. Dado que las ubicaciones de pozos de relleno del campo Dunvegan se basan en las interpretaciones de ingeniería de yacimiento y no en datos de sísmica, los datos de la herramienta CHDT son importantes para analizar el desempeño de los pozos y efectuar los cálculos de balance de materia. Puesto que la herramienta CHDT proveyó los datos necesarios al mismo tiempo que minimizó costos y riesgos, es probable que en el futuro se convierta en un componente estándar en las evaluaciones de pozo del campo Dunvegan. > Ubicación del yacimiento Sur, Venezuela. miento entre las zonas a probar. Las mediciones de presión de ocho zonas se obtuvieron en dos bajadas de la herramienta CHDT. Las mediciones demostraron que seis de las ocho zonas en el pozo de relleno correspondían a roca yacimiento; los otros dos intervalos Pruebas 4 y 5 arrojaron resultados no conclusivos porque las zonas eran de relativamente muy baja permeabilidad o podían estar sobrecargadas (página anterior, abajo). Puesto que la composición del gas del yacimiento era bien conocida, no hubo incentivo para la obtención de muestras de fluidos. Luego de medir la presión de la formación, se taponaron todos los orificios con éxito. Dado que todas las zonas potencialmente productivas del yacimiento serían disparadas después de las pruebas con la herramienta CHDT, el taponamiento exitoso no era un aspecto crucial de este trabajo. 2 4 millas 3 6 km Los datos de presión revelaron que una zona Prueba 3 estaba más agotada de lo que Devon sospechaba, lo que sugirió el drenaje por parte de un pozo vecino. Otra zona Prueba 6 tenía una presión más alta de la esperada. Devon incorporó estos resultados en su modelo del yacimiento, dando lugar a nuevas oportunidades para optimizar la ubicación de los pozos de relleno a medida que proseguía el programa de perforación de estos pozos. El valor de los datos de la herramienta CHDT en el campo Dunvegan es alto: Devon puede mejorar el número y las ubicaciones de los pozos de relleno de manera continua. La compañía ahorra cerca de 1 millón de dólares canadienses cada vez que evita perforar innecesariamente un pozo. Devon también busca incorporar datos nuevos lo más rápido posible para mejorar sus operaciones de perforación de pozos de relleno en Pruebas en pozos viejos en Sudamérica En una arenisca no consolidada en el campo Sur, ubicado al sur de Venezuela, se evaluaron dos zonas penetradas por un pozo ligeramente desviado con la herramienta CHDT (izquierda). El operador, Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA), deseaba determinar la presión de la formación. Para preparar las operaciones de prueba y obtención de muestras de fluidos, el equipo evaluó la integridad del cemento y confirmó que había buen aislamiento entre las zonas a ser evaluadas. PDVSA también deseaba obtener muestras de fluidos, pero dada la naturaleza poco consolidada de la formación, la recuperación de muestras de fluidos era improbable. El operador creía que el valor de las mediciones de presión justificaría las operaciones CHDT, pero decidió incrementar la posibilidad de obtener una muestra de fluidos mediante la aplicación de la técnica de obtención de muestras con choque bajo. 11 Una desventaja de los probadores de formación convencionales, es que el proceso de obtención de muestras de fluidos puede crear un choque de presión en la formación y el fluido. En el momento en que la cámara se abre, se produce una caída súbita de presión y comienza una oleada de fluido cuando se abre la formación a las cámaras para muestras que se encuentran a presión atmosférica. Además, las altas velocidades de flujo pueden aflojar los granos de la matriz, lo que puede ocasionar el taponamiento de la línea de flujo Para mayor información sobre la técnica de obtención de muestras de fluidos con choque bajo, consulte: Crombie A, Halford F, Hashem M, McNeil R, Thomas EC, Melbourne G y Mullins O: Innovations in Wireline Fluid Sampling, Oilfield Review 1, no. 3 (Otoño de 1998): Las herramientas CHDT más recientes, desarrolladas después de las pruebas realizadas en el pozo de Venezuela, incorporan un filtro para eliminar los problemas de taponamiento de la línea de flujo con arena durante la obtención de muestras de fluidos en formaciones no consolidadas. Verano de 22 61

13 La técnica de obtención de muestras de fluidos con choque bajo se desarrolló para limitar la caída de presión durante las operaciones de obtención de muestras de fluidos. El choque se minimiza bombeando fluidos de la formación hacia la herramienta de pruebas contra cámaras de pistón mantenidas a la presión del pozo, en lugar de succionar fluido de la formación hacia las cámaras con presión atmosférica. Antes de que se abra la cámara para muestras, el módulo de bombeo descarga el filtrado de la formación al pozo. El líquido de la línea de flujo se puede monitorear utilizando el módulo OFA para determinar cuándo se puede recuperar una muestra de fluido con baja contaminación y el flujo puede entonces derivarse hacia la cámara para muestras sin interrupción. El pozo probado se perforó en marzo de 1998 y originalmente se terminó en una sola zona. A causa de la elevada producción de agua, PDVSA decidió probar una zona adicional para determinar la presión de la formación y el tipo de fluidos presentes en la zona. Una muestra de arena del pozo indicó que la formación era altamente porosa, pobremente consolidada y que probablemente taponaría la herramienta de prueba. Se intentó obtener muestras de fluidos en dos ocasiones, pero sin éxito porque la herramienta se taponó con arena. Se registraron las mediciones de presión y ambos orificios se taponaron con éxito (arriba). Los datos de presión resultaron útiles inmediatamente para PDVSA porque una medición de presión inferior a la esperada indicó que los pozos vecinos estaban agotando una de las zonas (derecha). Al no perforar la zona de baja presión, la compañía se ahorró más de 25, dólares estadounidenses. Luego de esta operación, las presiones de formación de otros dos pozos viejos de la misma área fueron evaluadas con la herramienta CHDT con una eficiencia de taponamiento del 1%. Presión, lpc Presión hidrostática Prueba de sello Presión del lodo antes de la prueba, lpc: Presión del lodo después de la prueba, lpc: Último valor del período de incremento de presión: Movilidad del período de flujo, md/cp: Tiempo, seg Volumen del pre-ensayo: 3.8 cm 3 Perforación de 2.5 pulg Perforación y prueba de presión Perforación de 1 pulg Prueba de aislamiento del cemento Presión hidrostática Taponamiento de la línea de flujo > Pruebas en Venezuela. En esta gráfica de presión en función del tiempo se muestra que la presión del yacimiento era inferior a la esperada. En una etapa más avanzada de la prueba se produjo el taponamiento de la línea de flujo, lo que impidió obtener muestras de fluidos. Rayos gamma, API 2.2 Resistividad, ohm-m 2 Prueba de sello 13. Para mayor información sobre la herramienta CHFR, consulte: Aulia K, Poernomo B, Richmond WC, Wicaksono AH, Béguin P, Benimeli D, Dubourg I, Rouault G, VanderWal P, Boyd A, Farag S, Ferraris P, McDougall A, Rosa M y Sharbak D: Medición de la resistividad detrás del revestimiento, Oilfield Review 13, no. 1 (Verano de 21): > Puntos de prueba de la herramienta CHDT (círculos rojos) en un pozo productor de Venezuela. 62 Oilfield Review

14 Profundidad medida, pies Espesor, pulgadas Profundidad CHDT y desviación 25, 2, 15, 1, Número de trabajos Espesor del revestidor CHDT.6.5 Bloque estándar y barrena Número de trabajos Temperatura Desviación del pozo, grados Principios de la evaluación de formaciones detrás del revestimiento La herramienta CHDT ha estado en operación durante más de un año, incluyendo una etapa de rigurosas pruebas de campo durante las cuales demostró sus capacidades en varios ambientes difíciles (izquierda). El desarrollo exitoso de este complejo sistema electromecánico refleja años de trabajo en equipo e innovación en ingeniería. La evaluación de formaciones detrás del revestimiento en la actualidad incluye porosidad nuclear y acústica, resistividad, propiedades mecánicas de la roca, litología, análisis elemental y mediciones de sísmica de pozo. Estas mediciones, junto con los datos obtenidos con las herramientas CHDT, CHFR y RSTPro, forman parte de la gran iniciativa de Análisis Detrás del Revestimiento ABC, la cual ofrece una completa evaluación de formaciones en pozos entubados. 13 Estos servicios permiten a los operadores obtener datos en pozos nuevos, en los cuales no se encuentran disponibles datos adquiridos durante la perforación o datos de registros geofísicos obtenidos a pozo abierto, o estos datos son inadecuados para valorar reservas pasadas por alto en pozos viejos, así como para monitorear perfiles de agotamiento y cambios de saturación o de presión de los yacimientos. En la medida en que los servicios de evaluación de formaciones en pozo entubado maduren y sea más fácil disponer de ellos en todo el mundo, la industria seguirá buscando nuevas y más diversas aplicaciones para estas mediciones. GMG 3 25 Temperatura, F Número de trabajos > Diversas condiciones en las cuales la herramienta CHDT ha operado con éxito, incluyendo profundidad y desviación (arriba), espesor del revestidor (centro) y temperatura (abajo). Verano de 22 63