Source: https://es.scribd.com/doc/156829654/Presiones-de-Perforacion-Halliburton
Timestamp: 2016-08-30 17:52:35+00:00

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BrowseUploadSign inJoinBooksAudiobooksComicsSheet MusicWelcome to Scribd! Start your free trial and access books, documents and more.Find out moreLas presiones de las operaciones de perforación y producciónYves Barriol Karen Sullivan Glaser Julian Pop Sugar Land, Texas, EUA Bob Bartman Devon Energy Houston, Texas Ramona Corbiell Nueva Orleáns, Luisiana, EUA Kåre Otto Eriksen Harald Laastad Statoil Stavanger, Noruega James Laidlaw Aberdeen, Escocia Yves Manin Clamart, Francia Kerr Morrison BP Exploration and Production Aberdeen Colin M. Sayers Houston, Texas Martín Terrazas Romero Petróleos Mexicanos (PEMEX) Poza Rica, México Yakov Volokitin Shell E&P Americas Nueva Orleáns, Luisiana
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Jeff Cordera y Aaron Jacobson, Clamart, Francia; Roger Goobie, Houston, Texas; José de Jesús Gutiérrez, Ciudad de México, México; Martin Isaacs, Frederik Majkut y Lorne Simmons, Sugar Land, Texas; y Paula Turner, consultora externa, Houston. adnVISION675, AIT (herramienta de generación de Imágenes de Inducción de Arreglo), arcVISION675, CHDT (Probador de la Dinámica de Formación de Pozo Entubado), CQG (Sensor de Cristal de Cuarzo), FloWatcher, MDT (Probador Modular de la Dinámica de la Formación), Platform Express, PowerDrive Xtra, PressureXpress, proVISION675, Sapphire, Smart Pretest, StethoScope, TeleScope, USI (herramienta de generación de Imágenes Ultrasónicas), VISION y WellWatcher son marcas de Schlumberger.
La medición de la presión es esencial para optimizar la recuperación de hidrocarburos. Hoy podemos determinar las presiones de formación en forma precisa, prácticamente en cualquier momento del ciclo de vida de un pozo. Ya sea durante la perforación, cuando el pozo alcanza la profundidad ﬁnal o algunos años después de iniciada la producción, las técnicas actuales nos permiten adquirir datos de presión precisos y económicamente efectivos. Éstos nos ayudan a reducir los riesgos y mejorar la recuperación.
Muchos de los efectos de la presión pasan inadvertidos en nuestra vida cotidiana. Rara vez nos planteamos porqué ﬂuye el agua desde un grifo o cómo vuela un avión. Y, sin lugar a dudas, cuando llenamos el tanque de combustible de nuestro automóvil, no nos preocupa la naturaleza de las geopresiones que impulsan los hidrocarburos hacia la superﬁcie. Nuestro mundo depende de la presión de muchas maneras y la producción de petróleo y gas no escapa a esta regla. La historia de la geopresión se remonta a los comienzos de la Tierra. Al enfriarse el núcleo externo de la Tierra, los movimientos tectónicos de las placas inducidos por la convección acaecida en el interior de la Tierra generaron esfuerzos en la corteza terrestre. El movimiento, torcedura y espiralado de estas placas de la cor-
teza terrestre sometidas a esfuerzos provocaron la formación de montañas y cuencas. Las erupciones volcánicas asociadas con las fuerzas tectónicas de las placas arrojaron material desde el interior de la Tierra, formando la atmósfera y los océanos. Conforme la actividad tectónica de las placas seguía incidiendo en las condiciones de presión del subsuelo, se formaron los patrones climáticos. Los ciclos de evaporación oceánica, saturación atmosférica, condensación y precipitación continental alimentaron los ríos que desembocan en los océanos, acarreando consigo grandes volúmenes de rocas erosionadas y material terrígeno y orgánico marino. Al disminuir la velocidad de transporte, estos materiales se asentaron en cuencas sedimentarias (abajo).
Evaporación Arrastre superficial Capa freática
Lago Flujo Transporte de partículas Sedimentación
> El ciclo hidrológico. El agua que se evapora desde el océano forma nubes. Las nubes se acumulan sobre la tierra y producen la lluvia, que ﬂuye a lo largo de los ríos y regresa al océano transportando rocas y restos orgánicos que se depositan en las cuencas. El ciclo se repite, depositando capas de material macizas.
migren hacia la superﬁcie. En este artículo. el agua sale con diﬁcultad de los espacios porosos y el contacto entre los granos soporta una carga sedimentaria cada vez más grande. Con el tiempo y la compactación. En ciertos casos.Posteriormente. Allí. EUA. Si existe un conducto para que el agua salga. alcanzando posiblemente la superficie para formar chapopoteras (acumulación de emanaciones) si no existe ninguna obstrucción mecánica en el camino. así como para su correlación con otras chapopoteras submarinas. los ingenieros diseñaron un singular sistema de recuperación de gas subterráneo que ha captado más de 113 millones de m3 [4. conforme se deposita más sedimento. eva-
Datos de gravimetría de aire libre en el Abanico Congo
Grupos de chapopoteras Curvas de nivel batimétricas
> Chapopotera identiﬁcada en el área marina de Angola. limolita y lutita. Las evidencias geológicas y arqueológicas indican que existieron chapopoteras naturales en varios lugares del mundo durante miles de años. Así comienza la historia de la geopresión. Los registros históricos indican que las chapopoteras superﬁcia-
. Luego.)
Desarrollo de los sistemas geopresionados La corteza terrestre externa alberga un complejo sistema de esfuerzos y geopresiones que constantemente procuran alcanzar un estado de equilibrio. Algunos ejemplos del Golfo de México. Aproximadamente un 75% de las cuencas petrolíferas del mundo contienen chapopoteras de superﬁcie. y por último forman principalmente arenisca. se mantiene el equilibrio en los espacios porosos. medir y manejar la presión. Saber dónde emergen las chapopoteras de petróleo y gas ayuda a localizar las fuentes de las acumulaciones de petróleo y gas del subsuelo. África Occidental. los valores de datos de gravimetría de aire libre obtenidos de los datos del Satélite Europeo de Teledetección (ERS) permiten la identiﬁcación de áreas de altos valores gravimétricos que son el resultado de los sedimentos emitidos del Río Congo. conocidos como Abanico Congo. muestran cómo los perforadores. Los datos se utilizan también para ayudar a identiﬁcar áreas con chapopoteras de hidrocarburos. limo y arcilla en cuencas marinas donde se acumulan y litiﬁcan a través de millones de años. contornos de bloques: cortesía de IHS Energy. una de las distribuciones de presión del subsuelo más comúnmente estudiadas es la que tiene lugar en los sedimentos relativamente someros depositados en ambientes sedimentarios deltaicos. En esta imagen. (Imagen: cortesía del Grupo NPA. La fuente submarina de la chapopotera se localiza típicamente utilizando técnicas de sonar o sísmica de reﬂexión somera. a lo largo de los ciclos continuos de enterramiento y compactación. que los agujeros sean colocados en forma más precisa y que el contenido de los yacimientos sea evaluado y manejado de manera de maximizar la recuperación de petróleo y gas.1 Las chapopoteras se forman generalmente cuando la erosión produce la exposición de las rocas con hidrocarburos en la superficie de la Tierra o cuando una falla o una fractura permiten que los hidrocarburos. impulsados por la presión. presente en los poros permanezcan en total comunicación hidráulica con el océano que la sobreyace. la presión y la actividad orgánica en los diferentes compuestos de hidrocarburos que conocemos con el nombre de petróleo. las presiones del subsuelo hacen que grandes volúmenes de hidrocarburos alcancen la superﬁcie. Los ríos arrojan grandes cantidades de arena. los hidrocarburos y la producción. examinamos primero el desarrollo de los sistemas geopresionados y luego analizamos los efectos de la presión de formación sobre la perforación. Una vez formados. Inicialmente. volúmenes comerciales de gas natural continúan saliendo de las fracturas naturales existentes en la corteza terrestre. se pueden muestrear los hidrocarburos como ayuda para identiﬁcar el tipo de petróleo y el grado de madurez del campo.000 consumidores residenciales típicos de California.000 millones de pies3] de gas natural desde 1982. el petróleo y el gas migran en dirección ascendente hacia zonas de menor presión. cerca de Goleta Point. ingenieros y geocientíficos están utilizando técnicas vanguardistas para pronosticar. estos materiales fueron convertidos por la acción del calor. México y el Mar del Norte. Si bien el subsuelo comprende varios rasgos geológicos. Los cientíﬁcos utilizan las imágenes satelitales para ayudar a identiﬁcar yacimientos de hidrocarburos potenciales. bajo diferentes regímenes de presión y esfuerzo. permitiendo que los pozos sean perforados en forma más segura. que se muestran como curvas de contorno delineadas en rojo. A lo largo de la costa de California. los sedimentos depositados en las desembocaduras de los ríos son sedimentos no consolidados y no compactados. Este gas natural es suﬁciente para satisfacer las necesidades anuales de más de 25. o el agua connata. y poseen una porosidad y una permeabilidad relativamente altas que permiten que el agua de mar remanente. producción y recuperación de hidrocarburos.
utexas.2 m [27 pies] y produjo suﬁciente gas. Grifﬁn T. Pensilvania. una vez entrampados debajo de un sello. la presión aumenta en el espacio poroso de las rocas (véase “Causas de la presión anormal. Nueva York. Munk T.gov/omm/ paciﬁc/enviro/seeps1. Conn L. se dice que el pozo continuó en producción durante un año o un poco más de un año. El descubrimiento de Spindletop. 7. por impulso de la presión natural.9 m3/d [25 bbl/d] de petróleo. Este pozo. lutitas calcáreas.state. En 1821. A las 24 horas. Los ingenieros y científicos comenzaron a buscar nuevas formas de pronosticar las presiones anormales durante la búsqueda de petróleo. los sedimentos traslapan sus márgenes.
les condujeron al descubrimiento de numerosos yacimientos de petróleo. Murphy D.htm (Se accedió el 8 de octubre de 2005). EUA. los perforadores.6 Para comienzos de la década de 1900.Gas Petróleo Agua salada
> Trampas estructurales.us/dep/deputate/minres/ reclaiMPa/interestingfacts/Chronlogyofoilandgas (Se accedió el 8 de octubre de 2005). James S. situado en Fredonia. areniscas bien cementadas.pa. los perforadores produjeron aproximadamente 3. Servicio de Administración de Minerales. Afortunadamente para Drake. ofreciendo la promesa de las reservas de hidrocarburos aún sin descubrir (página anterior). Edwin L. la presencia de chapopoteras de petróleo en el área impidió el incremento de la presión anormal. consulte: http://www. Si bien la producción pronto decayó a unos 1. consulte: http://www. no. El primer petróleo y la incertidumbre de la presión Poco tiempo antes del año 200 aC. Power D. Cuando los estratos se han deformado para formar un anticlinal (centro). en 1859. 3. Pfeiffer J. la exploración alcanzó territorios nuevos e inexplorados. Brufatto C.com/ history.” Oilﬁeld Review 15. geocientíﬁcos e ingenieros reconocieron la importancia de la geopresión en la producción de petróleo y gas. Muchas trampas de hidrocarburos implican combinaciones de rasgos estructurales y estratigráficos pero. formando trampas que habitualmente alojan hidrocarburos (izquierda). se excavaron a mano agujeros o pozos someros de hasta 35 m [115 pies] de profundidad. produjo alrededor de 800. ceniza volcánica litiﬁcada. para localizar el origen de una chapopotera de petróleo. mediante el sellado del margen echado (buzamiento) arriba de un yacimiento.edu/ handbook/online/articles/SS/dos3. alcanzó una profundidad de 8. creando diapiros. Utilizando una bomba manual. http://www. la mayoría de los hidrocarburos presentes en el subsuelo no escapan hacia la superﬁcie. Fraboulet B. Estos sellos pueden estar constituidos por diversos tipos de rocas.tsha. los perforadores terminaron el primer pozo de EUA. Afortunadamente. consulte:http://www.sjgs. Levine JR.
posada cercana. Pornpoch T y Rishmani L: “Del lodo al cemento: construcción de pozos de gas.dep. El-Zeghaty SZAA. si bien la utilización del petróleo de chapopoteras se destaca en varios de los primeros relatos históricos.7 Al aumentar la actividad de perforación.000 bbl [127.npagroup.mms.uk/oilandmineral/offshore/ oil_exploration/ (Se accedió el 8 de octubre de 2005). la historia de las operaciones de perforación antes del siglo XIX es poco clara.html#ancient_to_present (Se accedió el 8 de octubre de 2005). los chinos utilizaron la geopresión para ayudar a explotar los primeros pozos de gas. Natural Oil and Gas Seepage in the Coastal Areas of California.
. incluyendo lutitas. 1992. Justus F. El peso de los sedimentos sobreyacentes hace que las capas de sal se deformen plásticamente. Dado el tiempo y las circunstancias adecuadas. Para obtener más información sobre la historia del campo petrolero Spindletop. Para obtener más información sobre la cronología de los eventos petroleros. Azerbaiján. para encender docenas de quemadores en una
4. Montgomery C. 6.
yacimiento no poseen comunicación hidráulica con la superﬁcie. lo que convirtió a esta área en el primer campo petrolero real. las imágenes aéreas y satelitales ayudan a los geólogos a detectar emanaciones naturales de petróleo y gas que migran desde las grandes profundidades de los océanos. Cochran J.” página 30). que experimentó un reventón durante la perforación cerca de un domo salino situado a 311 m [1. Recordando los descontrolados pozos surgentes de petróleo del pasado.3 Otros registros indican que ya en el año 1594. EUA. tales como los procesos de plegamiento y fallamiento y los cambios estructurales causados por la actividad tectónica de las placas o la deformación plástica de las sales o las lutitas (arriba). consulte: http://www.120 m3] de petróleo en ocho días y aportó a los cientíﬁcos nuevos conocimientos acerca de los efectos de la geopresión anormal relacionada con la presencia de domos salinos. destinado especíﬁcamente a la producción de gas natural. La presencia de fallas también puede producir el entrampamiento de los hidrocarburos (derecha).020 pies] de profundidad. 2. Drake perforó un pozo exploratorio cerca de Titusville. Posteriormente. 3 (Invierno de 2003/2004): 70–85. los perforadores se mostraban siempre vigilantes ante el posible incremento de las geopresiones anormales. Para obtener más información sobre chapopoteras y exploración de petróleo. Conforme evolucionan los diapiros. anhidrita y sal. cerca de Bakú.co. quedan entrampados habitualmente debajo de las capas de baja permeabilidad o los sellos. Departamento del Interior de EUA. New York City: Simon & Schuster. A medida que el petróleo y el gas migran en dirección ascendente.5 Al alcanzar una profundidad de 21 m [69. Para ver una cronología de la perforación de pozos de petróleo y gas en Pensilvania.5 pies]. los perforadores extrajeron sus herramientas del pozo.2 Hoy en día.4 En EUA. los efectos de la geopresión hicieron que el petróleo llegara a la superﬁcie en forma natural. el petróleo (verde) y el gas (rojo) pueden quedar entrampados debajo de un sello. los fluidos de
1. Las trampas de hidrocarburos se agrupan frecuentemente de acuerdo con los procesos geológicos que las originan.html (Se accedió el 8 de octubre de 2005). 5. Yergin D: The Prize.5 m3/d [10 bbl/d].
Las presiones subnormales.5 kPa/m]. Esto se observa cuando se perforan pozos en serranías o en zonas montañosas. lo que establece un gradiente de presión normal de 0. a poca distancia. Si se forma un sello antes de que se desplace el agua intersticial. esto no sólo crea confusión sino que plantea mayores riesgos de perforación. En muchos yacimientos productores de hidrocarburos se observan geopresiones anormales. Con el tiempo. pueden producir problemas de pérdida de circulación en los pozos perforados con lodo de perforación líquido. Las presiones superiores o inferiores al gradiente normal pueden ser perjudiciales para el proceso de perforación.1 La presión anormal implica el desarrollo tanto de acciones físicas como de acciones químicas en el interior de la Tierra. Si bien el origen de estas presiones no se conoce en forma exhaustiva.000 pies] de profundidad. el
ambiente sedimentario y los procesos y tasa de sedimentación. Las condiciones de presión subnormales se generan frecuentemente cuando la cota de superﬁcie de un pozo es mucho más elevada que la capa freática del subsuelo o el nivel del mar. Uno de los mecanismos más comunes que genera presiones anormalmente altas es el entrampamiento del agua intersticial durante el proceso de sedimentación. Por el contrario.Causas de la presión anormal
Las formaciones de presión normal generalmente poseen una presión de poro equivalente a la presión hidrostática del agua intersticial. Se trata de yacimientos cuya presión original ha sido reducida como resultado de la producción o de pérdidas. La magnitud de la sobrepresión depende de la estructura. es decir aquellas presiones que se encuentran por debajo del gradiente normal. la presencia de fallas puede producir cambios signiﬁcativos en la profundidad de la formación. las presiones anormalmente altas son características de la mayoría de las regiones productoras de petróleo. la zona desplazada mantiene su presión anormal. la densidad diferencial y la migración de los ﬂuidos. Las sobrepresiones anormales siempre involucran una zona particular que se sella o aísla. y con
. En las cuencas sedimentarias. no se establece el contacto grano a grano entre los sólidos. Si bien es posible deﬁnir el tope de una zona de presión anormal en un área o estructura dada. el desarrollo de la presión anormal se atribuye normalmente a los efectos de la compactación. pero también puede ocurrir en regiones áridas donde es posible que la capa freática tenga más de 305 m [1. el agua intersticial normalmente posee una densidad de 1. por encima o por debajo del gradiente normal. La desviación signiﬁcativa con respecto a esta presión hidrostática normal se conoce como presión anormal.95 lbm/galón americano].465 lpc/pie [10. las zonas presionadas (pardo) pueden desplazarse a lo largo de un plano de falla. En áreas con fallas. El fenómeno de agotamiento no es inusual en los yacimientos maduros en los que se han producido volúmenes signiﬁcativos de petróleo y gas sin
Pressured sand Arenisca presionada
> Aislamiento de la presión por desplazamiento de las fallas. Si se encuentra adecuadamente sellada. la actividad diagenética. Para el perforador. Las presiones anormalmente bajas también se observan con frecuencia en los yacimientos agotados.
la implementación de programas de inyección de agua o de mantenimiento de la presión.073 kg/m3 [8.
la temperatura y la presión puede hacer que el yeso se convierta en anhidrita. Estos efectos son comunes en los ambientes con esfuerzos tectónicos y adyacentes a los domos salinos. 2. situada a gran profundidad. fenómeno que incrementa las presiones zonales. En el Golfo de México y en otras cuencas sedimentarias. Millheim KK. Richardson. Cuando una zona de presión previamente normal. Chenevert ME y Young FS: Applied Drilling Engineering. 1986. La subcompactación producida durante la sedimentación es otro mecanismo de generación de presión de poro alta. La presión de poro también puede incrementarse a través de la conversión de la esmectita en ilita. trasladándola de una profundidad a otra (página anterior). esta materia orgánica genera metano y otros hidrocarburos que constituyen la carga de la formación. el ﬂuido poroso se vuelve sobrepresionado y soporta parte del peso de los sedimentos sobreyacentes. Otra de las causas de la presión anormalmente alta es el levantamiento geológico y el desplazamiento de una formación. el fracturamiento hidráulico y los reventones subterráneos pueden hacer que zonas que de lo contrario exhibirían presión normal. la anhidrita que se expone al agua puede formar yeso. Esto se produce comúnmente cuando se perfora en un valle o en una cuenca rodeada por sierras o montañas. Los problemas de cementación pobre de las tuberías de revestimiento y de pérdida de circulación. lo que se traduce en un aumento de hasta el 40% del volumen. la presión resultante será anormalmente alta. En estos sistemas. También pueden producirse sobrepresiones en areniscas someras si los ﬂuidos de presión más alta migran desde las formaciones inferiores como resultado de la presencia de fallas o a través de un sello en una red de microfracturas (derecha)2. En estos sistemas. El incremento de la profundidad. el agua contenida en el espacio poroso se comprime. Dudley G. no. las acciones creadas por el hombre pueden provocar la carga de las areniscas superiores.
Contrariamente. donde la sal que se eleva y migra ha levantado las formaciones adyacentes. sitios en los que la capa freática conectada se carga con agua proveniente de zonas más elevadas. la presión de poro se incrementa. la cota de superﬁcie del pozo se encuentra por debajo del nivel del mar o de la capa freática. Knipe R y Krantz B: “Menor incertidumbre con el análisis de fallas que actúan como sello. Conforme el agua es expulsada de la red cristalina de la arcilla. el agua intersticial debe ser expulsada. si la sedimentación es rápida en comparación con el tiempo requerido para que el ﬂuido sea expulsado del espacio poroso. o si se forman sellos que impiden la deshidratación y la compactación durante el enterramiento. Para que el sedimento se compacte.los incrementos producidos en la compactación debido a la presión ejercida por los estratos de sobrecarga. Los planos de falla pueden permitir la transmisión de la presión desde una zona de presión más alta hasta una zona más somera. al aumentar la temperatura y la profundidad. generando una presión de poro anormalmente alta. Bourgoyne AT. Además. Davies R.
> Migración de las fracturas. Si la sedimentación masiva de material orgánico se sella con el tiempo y se expone a temperaturas más elevadas. Esto se traduce en una arena de presión anormal o arena cargada. Las presiones anormales causadas por los efectos estructurales son comunes en las adyacencias de los domos salinos. condición que podría existir si se perforara en un valle intermontañoso (arriba). Kaufman P. que reubica físicamente una formación de presión más alta. 4 (Primavera de 2005): 42–57. Fox R.
profunda de presión más alta a una profundidad más somera. el desequilibrio de la compactación se considera la causa más importante de la sobrepresión. El mismo principio rige para las situaciones estructurales en las que las formaciones permeables de gran inclinación permiten la transmisión de la presión desde una zona
1. Para obtener más información sobre la presencia de fallas. de menor presión. es desplazada por la actividad tectónica hacia una profundidad más somera permaneciendo intactos los sellos.” Oilﬁeld Review 16. Primera Edición. consulte: Cerveny K. No obstante. se conviertan en zonas anormalmente presionadas. volcando y sellando las formaciones permeables.
Lluvia Cota del pozo por debajo de la capa freática Pozo artesiano
Nivel del suelo Sello Arenisca permeable
> Sistema de presión artesiano. liberando agua que carga una formación. Otra de las causas de la sobrepresión es la actividad química.
. Texas: Sociedad de Ingenieros de Petróleo. la cota superﬁcial del pozo se encuentra por debajo del nivel del mar o debajo de la capa freática. Los sistemas artesianos constituyen una fuente única de presiones anormalmente altas.
pueden utilizarse junto con la tomografía sísmica para reﬁnar los modelos y reducir el riesgo y el costo. geólogos e ingenieros de perforación las herramientas para evaluar los yacimientos y regímenes de presión antes de perforar un pozo. Para comprender y visualizar con más facilidad el ambiente de la geopresión.5 2. comenzaron a desarrollarse y utilizarse los equipos de sismología para registrar y medir los movimientos de la Tierra durante los sismos.5 1. los perforadores necesitaban contar con estimaciones de la presión previas a la perforación para la selección de la densidad del lodo. con fines de planeación de pozos.0 Profundidad. Si bien se puede obtener una imagen interpretable utilizando un campo de velocidad sísmica convencional relativamente pobre pero suave. evaluar y visualizar los ambientes de presión dentro de una cuenca o un área dada.5 10.0 9. la resolución es a veces demasiado baja como para pronosticar la presión de poro en forma exacta. modelos mecánicos del subsuelo y cubos de presión de poro que les permiten estudiar.0 12. En los métodos previos.0 Profundidad. El procesamiento de los datos sísmicos convencionales suaviza las fluctuaciones de la velocidad y los picados de los intervalos de velocidad suelen ser demasiado toscos para generar una predicción precisa de la presión de poro. Sin embargo. Ahora.5 16 14 15 14 13 12 11 10 9 lbm/gal americano
12 10 y. el modelo de velocidad refinado por medios tomográﬁcos conduce a una mejor comprensión de la magnitud y distribución espacial de la presión de poro. Reducción de la incertidumbre En áreas en las que la geología se desconoce y en donde el número de pozos perforados es escaso o nulo.5 3. proporcionando a los geofísicos. a partir de esto.5
12 10 km . generaban un cubo de presión de poro que representaba las presiones de poro en un área dada (extremo superior). los datos provenientes de fuentes múltiples. Este nivel de alta resolución también ayuda a diferenciar las variaciones de la presión de poro a partir de las variaciones en la litología y en el contenido de ﬂuidos. los intérpretes apilaban las velocidades sísmicas para mejorar la resolución. a partir de los datos sísmicos. k 8 m 6
12 10 km x. x
16 0. Los ingenieros emplean la técnica de tomografía de reﬂexión que brinda mayor resolución espacial que las técnicas sísmicas convencionales para predecir la presión de poro con precisión.5 2. la tecnología sísmica se trasladó al campo petrolero.5 0.Presión de poro derivadas de velocidades apiladas 14.5 16 14 13. reduciendo la incertidumbre y aumentando la precisión en la planeación de pozos (extremo inferior). mejorando al mismo tiempo la eﬁciencia de la perforación. Contrariamente. km 1.0 11.5 1.0 2. km 1.0 3. Los ingenieros observa-
. la predicción sísmica de la geopresión quizás sea la única herramienta de planeación de que dispone el ingeniero.0 10. las formaciones del subsuelo se mapean mediante la medición del tiempo que tardan los impulsos acústicos transmitidos hacia el interior de la Tierra en volver a la superﬁcie después de ser reflejados por las formaciones geológicas con propiedades físicas variables. el diseño la tubería de revestimiento y la estimación del costo del pozo.0 2. En la sismología de reﬂexión.5 11. las técnicas tomográﬁcas mejoran asombrosamente la resolución de la presión de poro. los geocientíﬁcos utilizan ahora soﬁsticadas técnicas de adquisición y procesamiento de datos sísmicos.0 12 10 y.0 13. entre otras aplicaciones. Los investigadores desarrollaron las tecnologías que constituyen la base de la sismología de reﬂexión.9 La tomografía de reflexión ofrece ventajas signiﬁcativas.
ron que las primeras estimaciones de la presión eran demasiado inciertas.5 3.
Aproximadamente para la misma época en que Drake perforó su primer pozo. La tomografía de reflexión reemplaza al análisis de velocidad convencional de baja resolución por un enfoque general basado en el modelado de las trazas de rayos.8
Con el tiempo. Si bien las primeras estimaciones de la geopresión basadas en el análisis de imágenes sísmicas eran rudimentarias. reduciendo la incertidumbre asociada con las predicciones de la presión de poro (izquierda).5 9. especialmente en los yacimientos de petróleo y gas complejos.0 3.
> Tomografía sísmica. en comparación con los datos sísmicos convencionales. k 8 m 6 lbm/gal americano 12. especialmente de las operaciones de perforación.
pérdida de circulación. Para predecir la presión de poro en base a registros adquiridos con herramientas operadas con cable o registros adquiridos durante la perforación. La utilización de las densidades del lodo para estimar la presión de la formación puede dar lugar a confusiones. La unidad µs signiﬁca un microsegundo o una millonésima de segundo. mS 200 400 600 1. Esto es posible porque las lutitas generalmente se compactan en forma uniforme con el incremento de la profundidad. izquierda y centro) puede indicar un cambio en la concentración del agua intersticial y. también lo hacen la velocidad y el tiempo de tránsito de intervalo. 3 (Otoño de 1998): 26–41. pueden existir niveles de agua connata conductiva superiores a los normales.5 µs/pie]. la porosidad y la
8.0 1. el potencial para el desarrollo de presión anormal.87 km/s [12.10 Las presiones en las secciones de lutita que se encuentran por encima de un yacimiento pueden estimarse en base a los valores de densidad del lodo de los pozos vecinos. Thomas EC. no. km 0. lo que incrementa la conductividad e indica la existencia de presión anormal (arriba). La velocidad acústica obtenida de los registros sónicos provee otra herramienta para la determinación de la presión de poro.200 kg/m3 [10 lbm/gal americano] o superiores a la presión de formación real.org/spe/ jsp/basic/0. la conductividad eléctrica se reducirá con la profundidad al ser expulsada el agua de los espacios porosos.5 14 12 14 16 15 14 13 12 11 10 10 y. si hay un sello presente. acústicos y de densidad de pozos vecinos. A medida que cambian las características de la formación. Las lutitas de presión normal exhiben tiempos de tránsito de intervalo que se reducen con la profundidad.
tarda el sonido en recorrer una distancia específica. Con una porosidad del 30%.” Oilﬁeld Review 10. En los sedimentos con compactación normal. k 8 m 12 9 8 lbm/gal americano
x. Se puede obtener una evaluación más detallada de la geopresión mediante la combinación de los datos de perforación con datos de registros eléctricos. 2 (Febrero de 2002): 188–192.spe.
Conductividad. 9. Sayers CM.5 1.88 km/s [16. con densidades de lodo de 1.5 3. muestras de formación. Los perforadores con frecuencia incrementan las densidades del lodo para controlar las lutitas problemáticas o las lutitas desmoronables. Los ingenieros a cargo de la planeación generalmente utilizan los datos de pozos vecinos con precaución. Mediante la utilización de datos sísmicos y datos de registros eléctricos. Para obtener más información sobre la herramienta MDT. registros adquiridos con cable y registros adquiridos durante la perforación. que es menos afectada por las condiciones del pozo. Para obtener más información sobre la evolución de la tecnología sísmica. información sobre adquisición de registros de inyección. no.1104_1714_1004089. Herramientas tales como el Probador Modular de la Dinámica de la Formación MDT muestrean los ﬂuidos de formación y proveen presiones de yacimiento precisas. Halford F. en consecuencia. Woodward MJ y Bartman RC: “Seismic Pore-Pressure Prediction Using Reﬂection Tomography and 4-C Seismic Data.000 pies/s] y con tiempos de tránsito de 205 µs/m [62. la velocidad se reduce a 3. Las herramientas acústicas miden el tiempo que
10. Una deﬂexión de la curva de conductividad con respecto a la tendencia normal (círculo de guiones. Los informes de perforación diarios de problemas tales como golpes de presión.
conductividad eléctrica se reducen a un ritmo uniforme al aumentar la profundidad y la presión de los estratos de sobrecarga. Debido a esta compactación. particularmente cuando los datos provienen de pozos más viejos.0 3.000 2. Melbourne G y Mullins OC: “Innovations in Wireline Fluid Sampling. Las lutitas con porosidades casi nulas pueden transmitir el sonido a velocidades del orden de 4. y datos de pruebas de formaciones.
.html (Se accedió el 8 de octubre de 2005). el procesamiento computacional reﬁna los datos y genera modelos predictivos tridimensionales que ayudan a los ingenieros y perforadores a visualizar las tendencias de la presión de poro (derecha). La mayoría de los pozos se perforan en condiciones de sobrebalance. No obstante.000
16 Profundidad Potencial espontáneo (SP) Profundidad. No obstante. los perforadores y los ingenieros a cargo de la planeación tienen acceso a datos adicionales. km
> Análisis de registros eléctricos para reducir la incertidumbre de las predicciones de la presión de poro basadas en la sísmica.5 2. la temperatura y el ﬁltrado del lodo de perforación también pueden afectar la respuesta del registro eléctrico. atascamiento diferencial y otros problemas de perforación también pueden indicar la presencia de presiones anormales.00. numerosas variables tales como la salinidad del agua connata.700 pies/s].0 2. hidrocarburos o ambos elementos. Hashem M.” The Leading Edge 21.Una vez perforados los pozos. la mineralogía. incluyendo registros de inyección. y el tiempo de tránsito de intervalo se incrementa hasta alcanzar aproximadamente 338 µ s/m [103 µs/pie]. McNeil R. consulte: http://www. si se
11. los analistas a menudo correlacionan los cambios observados en la porosidad de las lutitas con la existencia potencial de presión anormal. Si bien la conductividad es un buen indicador.11 Las lutitas con porosidades más altas poseen más espacio poroso saturado de agua de formación. consulte: Crombie A.
Con el ﬁn de mitigar estas variaciones de pequeña escala. los ingenieros optimizaron las operaciones de perforación a través del ajuste de las densidades del lodo. reescalados con respecto a las longitudes de ondas
sísmicas. los levantamientos con tiros de pruebas de velocidad y las pruebas de presión de pozos vecinos para mejorar las predicciones de la presión de poro.
observa un incremento de la presión de poro la tendencia se invertirá (arriba). Mediante la utilización de las velocidades sísmicas del levantamiento 3D del Campo Cocuite y una transformada de velocidad a presión de poro.000 Línea de tendencia de presión normal
Cambio del tiempo de tránsito de intervalo.000 pies 5 Profundidad.13 Para estimar la presión de poro a partir de las velocidades sísmicas. situada en México. a la derecha) y correlacionarse con los cambios producidos en la conductividad (izquierda).000 2.5 1. Si bien se notó una concordancia razonable a lo largo de los intervalos para los cuales se disponía de registros sónicos e información de tiros de prueba de velocidad.000 pies]. La herramienta irradia en la formación con rayos gamma que interactúan con los electrones que rodean al pozo.0 2. los geocientíficos suavizaron lateralmente las velocidades antes de convertir las velocidades sísmicas de intervalo en presión de poro. se observaron variaciones del campo de velocidad entre una localización y otra (próxima página). los datos de densidad del registro de densidad del Pozo Cocuite 402 se combinaron con otra información de densidad de la Cuenca de Veracruz en un registro de densidad compuesto.0 3. que son menos inciertos que los modelos adquiridos con las técnicas convencionales. 1. exponiendo a los operadores a riesgos indebidos y a costos excesivos.5 14 12 14 16 16 15 14 13 12 11 10 10 y (k 8 m) 12 m) 9 8 lbm/gal americano Tope de la zona de presión anormal 400 600 1. Las herramientas de adquisición de registros de densidad también ayudan a los ingenieros a predecir las geopresiones. Para mejorar la eﬁciencia de la perforación y reducir el riesgo. Las ondas acústicas reducen la velocidad cuando encuentran rocas con concentraciones de agua intersticial más elevadas.5 3. Dado que la densidad volumétrica de la lutita de presión anormal es menor que la densidad de la lutita de presión normal. lo que
ocasionaba problemas de pérdida de circulación y costos superiores a los previstos. Para estimar el esfuerzo de sobrecarga hasta la profundidad requerida de más de 3.5 2. Los ingenieros consideran que es posible una reﬁnación ulterior de esta predicción de la presión de poro mediante la utilización de la técnica de tomografía de reflexión para mejorar la resolución lateral de las velocidades sísmicas. el único registro de densidad disponible correspondía al Pozo Cocuite 402. En el área cubierta por el levantamiento sísmico 3D del Campo Cocuite. µs/pie 200 300 50 70 100
> Registros acústicos para la predicción de la presión de poro. Esta información se utilizó luego para calcular un gradiente de esfuerzo de sobrecarga general para el área. Esta técnica se traduce en modelos 3D con gran densidad de datos. mS 200 0 1 2 3 4 Profundidad. Los problemas de perforación existentes en la Cuenca de Veracruz.690 pies]. los ingenieros pueden combinar las predicciones obtenidas con las mediciones de densidad. La intensidad de los rayos gamma retrodispersados varía con la densidad volumétrica. Las velocidades de formación calculadas se verificaron mediante su comparación con los registros sónicos.0 1. condujeron a Petróleos Mexicanos (PEMEX). eléctricas y acústicas con los datos sísmicos de superficie para refinar mejor los modelos y perﬁles de presión de yacimiento. se debe obtener un conocimiento local del esfuerzo vertical total. Mejoramiento de las predicciones de la presión de poro en la Cuenca de Veracruz Las imprecisiones de la predicción de las presiones de poro pueden ocasionar problemas de control de pozos. El tope de una zona de presión anormal se puede predecir en base al cambio en el tiempo de tránsito de intervalo (círculo de guiones. También se notaron variaciones similares para los otros pozos del área de estudio. Ambas mediciones pueden utilizarse para reducir la incertidumbre del cubo sísmico de presión de poro (centro).12 Los ingenieros de PEMEX y Schlumberger observaron que las densidades del lodo pronosticadas en el Campo Cocuite eran superiores a las requeridas. km 6 7 8 9 0.Conductividad.14
. los ingenieros y geocientíficos utilizaron los datos sísmicos de superficie tridimensionales (3D) adquiridos previamente. y con las velocidades sísmicas de intervalo obtenidas mediante la inversión de los pares de tiempo de tránsito-profundidad derivados de los tiros de prueba de velocidad.344 m [643 y 7. que cubría un rango de profundidad oscilante entre 196 y 2.962 m [13. junto con los registros sónicos. a reevaluar las predicciones de la presión de poro. las densidades del lodo.
Moffat J. Romero MT y Gonzales OM: “Pore Pressure Prediction for the Cocuite Field. presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE.0
2. Smirnov N. presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE.” artículo de la SPE 90001. La velocidad de las ondas compresionales. Malinverno A. km 1 2 3 4 Nú600 m 600 par ero d 400 s ale e l 400 sísmica las íne 200 n s ó i a adq a as c e c 200 de lín dire uis la d sísm ) s a l e o ició ire ic a er lin n (i cció as Núm dicular (crossn n n-l n d e ó ine e perp uisici s) dq de a
10 y. Sayers et al. enviando una fuente de energía desde la superﬁcie terrestre y registrando la señal resultante. Los datos (extremo superior derecho) obtenidos mediante el reescalado del registro sónico (curva verde) y la inversión de los pares de tiempo de tránsito-profundidad tomados de las pruebas de tiros de prueba de velocidad (curva roja) del Pozo Cocuite 101 se comparan con las velocidades sísmicas de intervalo (puntos azules) para todas las localizaciones registradas en el estudio del Campo Cocuite.4 1. los perforadores se esfuerzan por balancear la densidad del lodo y la presión de formación.6 1. 15. además de las señales transmitidas por las herramientas de
mediciones durante la perforación y registros durante la perforación (MWD y LWD. A partir de esta información. Fiume G.
Ajuste de las predicciones de la presión de poro durante la perforación La progresión de las técnicas sísmicas convencionales de predicción de la presión de poro a las técnicas tomográﬁcas de reﬂexión redujo significativamente la incertidumbre y mejoró la precisión de las estimaciones de la presión de poro. 26 al 29 de septiembre de 2004. Malinverno A. Swager D. San Antonio. de las formaciones.0 1 2 3 Profundidad.
Gradiente de presión de poro. 29 de septiembre al 2 de octubre de 2002. km Velocidad. las operaciones de perforación en las profundidades de la Tierra siguieron cargadas de incertidumbre. Prince A. km E U A
4 101 102 15 12 3 10 402 405 403 13 6
4.” Oilﬁeld Review 14.” artículo de la SPE 77360.5 Profundidad. k
15 m 5 0 0 5 10 x. Este cubo ayudó a deﬁnir los límites inferior y superior de la presión de formación. 3 (Invierno de 2002/2003): 2–17. a menudo basados exclusivamente en mediciones o indicadores indirectos. Sayers CM. los ingenieros generaron un cubo sísmico 3D de velocidades de intervalo (izquierda) y un cubo de gradientes de presión de poro (extremo inferior derecho) que muestran una zona de transición de aproximadamente 3 km [9. Veracruz Basin. Los parámetros de perforación en tiempo real son monitoreados (vigilados rutinariamente) atentamente para detectar cambios en la velocidad de penetración. No obstante.0
0 Profundidad. referencia 12. de Leon Mojarro JC. Theys P y Verga F: “Comprensión de la incertidumbre.5
2. u ondas P.15 Esta técnica evalúa las incertidumbres de las presiones de poro pronosticadas. se pueden actualizar los modelos mecánicos del subsuelo y las predicciones de la presión de poro. Los perforadores a menudo obtienen mediciones sísmicas de fondo de pozo con el ﬁn de proporcionar datos para la correlación de los datos sísmicos de superﬁcie con las condiciones de fondo de pozo reales. mediante la corrección del registro sónico y la generación de un sismograma sintético para conﬁrmar o modiﬁcar las interpretaciones sísmicas. km/s 1 2 3
Cuatas N° 1 1
8 9 10 1 2 3 Velocidad. La técnica fue evaluada en dos pozos del Golfo de México. Bryant I.8 1. puede medirse directamente bajando un geófono en cada formación de interés. Prange M. Un tiro de prueba de velocidad mide el tiempo de tránsito sísmico desde la superﬁcie hasta una profundidad conocida en el pozo.
datos sísmicos de superﬁcie previos a la perforación del pozo. g/cm3
é de M Golfo
2. sobre la base de las mediciones de sísmica de pozo. Sayers CM. km/s 4 5
3. la adquisición de registros de pozos y las mediciones de presión adquiridas durante la perforación. Los geofísicos de Schlumberger desarrollaron una técnica para actualizar las incertidumbres asociadas con las velocidades pronosticadas y la medición de la presión de poro durante la perfo12. 13. EUA. observada en un pozo. Gonfalini M. Woodward MJ y Bartman RC: “Integrating Diverse Measurements to Predict Pore Pressures with Uncertainties While Drilling. Durante las operaciones de construcción de pozos. Los datos se correlacionan luego con los
ración. Luego. no. rastros de gas y la existencia de recortes que retornan a la superﬁcie. Texas.843 pies].0 0 3. Houston. 14. EUA.2
> Comparación de las velocidades de intervalo de ondas P. por sus siglas en inglés respectivamente). km
1. Hooyman PJ.
se agregan al modelo. La predicción mejorada de la presión de poro seguía teniendo un nivel de incertidumbre que sólo podía reducirse mediante la incorporación de los datos de presión de poro medidos. m/s
3.500 Vp.000 Profundidad.500 Vp. Conforme avanzaba la perforación en el primer pozo de evaluación.000
1. un levantamiento de tiros de prueba de velocidad proporcionó los datos para la calibración de la estructura de velocidad. Ante la ausencia de mediciones de presión de poro directas. Cuando comenzó la perforación. permitiendo que los geofísicos refinaran
las proyecciones básicas y redujeran la incertidumbre asociada con las predicciones de velocidad y de presión de poro.500
2.500 Vp.000 Sónico 2.000
1.000 Sónico
10 15 20 Gradiente de presión de poro.500
2.000 Profundidad. lbm/gal americano
> Reducción de la incertidumbre.500
2. lbm/gal americano
1. Después de la adquisición inicial de registros.500
2. las incertidumbres fueron deﬁnidas completamente con los valores básicos (arriba).000 2. El grado de incertidumbre asociado con un gradiente de presión de poro se ejempliﬁca con el ancho y la baja resolución de las curvas de velocidad de ondas compresionales (Vp) y de gradiente de presión de poro (1).000
10 15 20 Gradiente de presión de poro. provenientes de los tiros de prueba de velocidad.
El proceso consistió en establecer las incertidumbres básicas asociadas con los coeﬁcientes de la relación velocidad/presión de poro. Se produjo una reducción relativamente pequeña de la incertidumbre asociada con la velocidad. que consistió en mediciones del tiempo de tránsito adquiridas a intervalos variables de 50 a 200 m [164 a 656 pies].500
2. se utilizó la densidad del lodo para representar los límites de dicha presión.000 2. Los datos Vp del sónico.000 2.1
1. El agregado de las densidades del lodo derivadas de los informes de perforación (3) y de las mediciones físicas de la presión de poro (4) reﬁna las estimaciones y mejora sorprendentemente la resolución de la presión de poro.000
10 15 20 Gradiente de presión de poro.500 Datos de presión de poro
3. lbm/gal americano 4
1.000 Sónico 2. debido al tamaño reducido del conjunto de datos de tiros de prueba de velocidad. m/s
1.000 Profundidad. m Profundidad. m/s
3. reduciendo de alguna manera la incertidumbre asociada con la presión de poro (2).000 2.000
1. lbm/gal americano
500 Densidades del lodo
1. a partir de la velocidad de las ondas compresionales y la densidad. m
2. los ingenieros incorporaron los datos de registros sónicos para reﬁnar aún más el perﬁl de presión.
Esta información adicional redujo notablemente la incertidumbre asociada con la velocidad y se tradujo en una predicción de la presión de poro correspondientemente más detallada.500 Vp.
los revoques de ﬁltración no son perfectos ni uniformes en lo que respecta a composición. de manera que la presión existente en el interior de la herramienta se equilibre con la presión de la formación. La comprensión de las presiones presentes en el yacimiento incide en última instancia en la producción y la recuperación de la inversión y. a las herramientas de medición de la presión durante la perforación. O’Keefe M.562 pies]. por debajo de 1. la comprensión de la presión comienza con las estimaciones previas a la perforación basadas en datos sísmicos y en pozos vecinos y se reﬁna adicionalmente durante la perforación. En la mayoría de las situaciones de perforación.
Entre los diversos ﬁnes con que los ingenieros de yacimientos utilizan las mediciones de presión precisas se encuentran la identiﬁcación y tipificación de objetivos. la capacidad de medir las presiones a lo largo de una amplia gama de permeabilidades de formación puede resultar crucial para el incremento de la recuperación de hidrocarburos. raspado durante los viajes.560 kg/m 3 [13 lbm/galón americano].500 y 2. Cuando la diferencia entre la presión de formación medida y la presión de formación verdadera es signiﬁcativa.” artículo de las SPE/IADC 92494. 16 El objetivo de las pruebas de campo era establecer si una medición de la presión de formación durante la perforación podía ser de calidad comparable con las mediciones del probador MDT operado con cable. Follini J-M y Dahle T: “Operational Aspects of Formation Pressure Measurements While Drilling. Si bien los requisitos de precisión de las mediciones de presión quizá no sean tan estrictos en los yacimientos maduros. si el revoque de ﬁltración provee un sello perfecto. en consecuencia. utilizando las predicciones de la presión de poro basadas exclusivamente en los datos sísmicos de superﬁcie. las mediciones de la presión de formación se utilizan para cuantiﬁcar el agotamiento. En estos servicios. Durante el curso normal de las operaciones de perforación. Los experimentos de laboratorio realizados con lodos a base de agua y a base de aceite indican que las condiciones dinámicas del pozo inciden en la velocidad de filtración del lodo en la formación y. Si el revoque de ﬁltración es totalmente ineﬁcaz en lo que respecta a la provisión del sello entre la formación y la probeta de prueba. se inﬁrieron velocidades relativamente bajas a partir de los datos sísmicos de superﬁcie. Los ingenieros de yacimientos y producción obtienen mediciones adicionales mediante la utilización de herramientas de adquisición de registros o sensores permanentes en el pozo o en la superﬁcie. Todos los probadores de formaciones miden la presión de poro en la interfase existente entre el revoque de filtración externo y la pared del pozo. las preocupaciones existentes en torno a la presión normalmente se trasladan a las operaciones de manejo de yacimientos y producción. la predicción calibrada de la presión de poro restringió la presión de poro equivalente a menos de 13 lbm/gal americano. se dice que la formación está sobrecargada. en varios campos ubicados en el área marina de Noruega. mediante la ejecución de un gran número de pre-ensayos es posible establecer los gradientes de ﬂuidos. permitiendo a los perforadores controlar las densidades del lodo. en los ambientes de yacimientos maduros en los que la producción ha sido sustancial. el gradiente de presión de poro entre 1.
16. Si bien las predicciones de la presión de poro mejoraron. Un revoque de ﬁltración con pérdidas suele ser un problema y puede generar diferencias significativas entre las presiones de formación medidas y las presiones de formación verdaderas. en la presión medida en la formación. dado el rango de permeabilidades. Las demandas operacionales dictaminan cómo y cuándo se obtienen las mediciones de presión. utilizadas en otras herramientas de medición de la presión tales como el sistema MDT. los ingenieros adaptaron el Sensor de Cristal de Cuarzo CQG y las tecnologías de los sensores de deformación. Más adelante.921 a 6. Medición de las presiones de yacimientos Después de la perforación. dado suﬁciente tiempo. si se espera suficiente tiempo para la estabilización de la presión antes de la medición. Los geofísicos incorporaron los datos de los registros sónicos para reducir la incertidumbre. La incertidumbre se redujo. Si la presión en la formación es una buena estimación de la presión de formación de campo lejano verdadera o no lo es. no sólo depende de las propiedades del lodo. puede incluso proporcionar directrices para colocar pozos adicionales con miras a optimizar la producción. Inicialmente. el revoque de filtración es erosionado por la circulación del lodo.” página 41). Con la inclusión de las mediciones de la presión de poro MDT. evaluar el soporte de la presión o analizar en mayor detalle la continuidad del yacimiento. el servicio de medición de la presión de yacimiento durante la adquisición de registros PressureXpress o las herramientas de medición de la presión de formación durante la perforación.500 a 2.
Los ingenieros de Statoil y Schlumberger probaron el nuevo servicio StethoScope de medición de la presión de formación durante la perforación en el año 2004. A medida que avanzaba la tecnología LWD. Como se describió precedentemente. se obtienen datos de alta calidad durante las pruebas conocidas como pre-ensayos. hoy en día. Ámsterdam. Medición de la presión durante la perforación en Noruega Si bien las técnicas de sísmica de pozo han acercado al perforador a la posibilidad de comprender y pronosticar las presiones de poro en tiempo real. Pop J. Laastad H. correspondientes a la sobrepresión pronosticada. deﬁnir las profundidades de entubación en forma optimizada y mejorar la eﬁciencia general de la perforación. o la formación. La obtención de la precisión requerida en las mediciones implica la utilización de servicios tales como los de la herramienta MDT. 23 al 25 de febrero de 2005.000 m se estimó superior a 1.000 m [4. la definición de los contactos de ﬂuidos y la evaluación de la continuidad de los yacimientos. y luego reconstruido en la pared del pozo. los cientíﬁcos e ingenieros continúan desarrollando herramientas para la obtención de mediciones de presión directas durante la perforación. Eriksen KO. la inclusión de las densidades del lodo y de las mediciones directas de la presión de poro ayudó a calibrar los coeficientes de la relación velocidad/presión de poro e imponer un límite superior sobre las presiones de poro pronosticadas.En el segundo pozo de prueba. los valores de los tiros de prueba de velocidad y los registros sónicos. disponiéndose de numerosos métodos y herramientas para medir y monitorear (vigilar) las presiones de yacimiento prácticamente en cualquier momento durante el ciclo de vida de un pozo. en tiempo real (véase “Sensores de presión de cuarzo. Además. se medirá la presión del pozo. presentado en la Conferencia de Perforación de las SPE/IADC. condiciones de pozo y propiedades del lodo observado en estos campos. del revoque de ﬁltración y de la formación sino también de la historia del régimen de circulación del ﬂuido de perforación. el probador debería medir la presión de formación verdadera.
lpc Pre-ensayo correspondiente 2 a la fase de investigación Pre-ensayo correspondiente a la fase de medición 0 0 100 200 Tiempo. ayudando de este modo a reducir la erosión del revoque de ﬁltración y la pérdida de ﬁltrado en el interior de la formación durante la prueba.4 mD/cP. los ingenieros pueden optar entre dos modos diferentes de operación de los pre-ensayos: una secuencia de pre-ensayos optimizada o una secuencia de pre-ensayos de modo ﬁjo. contra la formación por acción de la fuerza de gravedad o por la fuerza aplicada por el pistón de ajuste perforable (que no se muestra en la gráﬁca). En este ejemplo de prueba de campo. así como la información sobre estado y operación relacionada con la herramienta.
2. los datos de presión. y el quinto marcador (5) representa la presión de formación. ayudando a mantener un sello efectivo (inserto). La probeta puede extenderse fuera de la aleta 3⁄4 de pulgada.25 pulgadas. Las presiones de formación son medidas con dos manómetros de presión aptos para operaciones de perforación: un sensor de presión CQG reforzado patentado y un sensor de deformación. La potencia adicional es provista por una batería. rodeada por un elemento de sello de elastómero o un empacador (izquierda).> La herramienta StethoScope 675. la herramienta StethoScope fue diseñada con una probeta de medición de la presión encastrada en una aleta del estabilizador. La velocidad de transmisión del sistema de telemetría para esta prueba fue de 6 bits/s. pero normalmente sólo se desnivela con respecto a la superﬁcie de la aleta y se comprime contra la formación para formar el sello. mide la presión de pozo en forma continua.25 pulgadas en agujeros de hasta 10. El diseño del estabilizador maximiza el área de flujo en la sección transversal de la probeta. realizado con las bombas de lodo en funcionamiento. se muestran en tiempo real. A la hora de adquirir presiones de formación y movilidades de fluidos. volúmenes reales de los pre-ensayos y las velocidades de caída de presión. Se emplea un pistón de ajuste perforable para empujar el estabilizador que contiene la probeta contra la pared del pozo. circulando a una velocidad de aproximadamente 2. el tercer marcador (3) muestra la estimación de la presión de formación de la etapa de investigación. durante un pre-ensayo limitado a un tiempo de 5 minutos. temperaturas. presentados como triángulos abiertos. El empacador y la probeta están instalados en la aleta del estabilizador (negro).271 L/min [600 galones americanos/min]. por ejemplo durante las pruebas. s 300 400 500 Estimación final de la presión de formación Datos 5 de presión
1. La herramienta recibe potencia de una turbina de fondo MWD. Las herramientas poseen memoria suficiente como para almacenar más de 80 pruebas de presión de cinco minutos. con capacidad para operar la herramienta de medición de la presión de formación durante la perforación completamente. Los pre-ensayos
. el segundo marcador (2) indica el inicio del incremento de presión para la etapa de investigación. Un segundo sensor de deformación.
Esta situación puede producirse tanto en el método de medición durante la perforación como en el método de medición con herramientas operadas con cable convencional. instalado cerca de la probeta. Luego la probeta se abre a la formación para obtener una medición de presión.1 m [31 pies].25 pulgadas o un estabilizador opcional de 9. preferentemente de mayor volumen. Para aumentar la conﬁabilidad en las mediciones de presión. determinada durante la etapa de medición. seguido de uno o más pre-ensayos optimizados. Se determinó que la movilidad del ﬂuido de formación era de aproximadamente 1. Todos los datos adquiridos durante las pruebas de formación son almacenados en la memoria de la herramienta. pero puede ser más común en un método de obtención de mediciones durante la perforación debido al carácter dinámico del ambiente. Los círculos coloreados representan los marcadores de eventos principales identiﬁcados a medida que se adquieren los datos. o se presiona.75 pulgadas con un estabilizador de 8.000 Primera estimación de la presión de formación 1 3 Presión. La herramienta tiene una longitud de 9. El primer marcador (1) identiﬁca la presión de pozo antes de la prueba. eliminando la necesidad de orientación del estabilizador de 8. en la superﬁcie. posee un collar de 6. desvía el ﬂujo fuera de la interfase existente entre la probeta y la formación y minimiza la velocidad del lodo en las proximidades de la probeta.17 Un pre-ensayo optimizado o de tiempo limitado consiste en un pequeño pre-ensayo inicial durante el cual se prueba la formación para determinar sus propiedades dinámicas. El aro de retención (una pieza en forma de Q situada alrededor del empacador negro) minimiza la deformación del empacador durante una prueba. incluyendo las presiones.5 pulgadas. el cuarto marcador (4) identiﬁca el inicio del incremento de presión para la etapa de medición. El estabilizador está compuesto por una sección en espiral de cuatro aletas en el extremo inferior y dos aletas rectas en el extremo superior. en que las bombas están fuera de servicio.000
> Datos de presión en tiempo real. La aleta del estabilizador descansa.
3 0. En general.363 L/min [360 galones americanos/min]. La gráﬁca (extremo inferior) demuestra la respuesta de la herramienta StethoScope durante la prueba de una formación de caliza de 1. Follini J-M y Chang Y: “Optimized Test Sequences for Formation Tester Operations. a una velocidad de 1. (mD/cP) A: ≥ 0. o cuando se utilizó una velocidad de circulación lo más baja y
. comparándose la mayoría de los datos adquiridos con datos de presión y núcleos obtenidos con la herramienta MDT operada con cable.” artículo de la SPE 97283. Para evaluar los efectos del tiempo transcurrido desde la perforación.300 L/min [600 galones americanos/min]. La comunicación hacia y desde la herramienta se realiza por medio del servicio de telemetría de alta velocidad durante la perforación TeleScope. Si son consistentes. Los parámetros se eligen de modo de cubrir un amplio rango de movilidad de los ﬂuidos de formación (extremo superior). esto puede resultar en un solo período de ﬂujo (caída de presión). lo que permitió a los ingenieros observar el tiempo de estabilización de la presión mediante una secuencia de prueba más larga que la normal. que en general es de 5 minutos. generan conﬁabilidad en el resultado ﬁnal de la presión. o estación.
Pre-ensayo 1 Movilidad K/µ. permite revelar los efectos de un ambiente de presión estático o dinámico. A a D.800
Presión de pozo 1. de modo que esta decisión no es crítica. cm3 0.2 0.0 2. estas dos mediciones de presión independientes por localización.5 6. se emplearon pre-ensayos de modo ﬁjo. Durante esta prueba. se extendió el segundo período de incremento de presión. diseñado específicamente para proporcionar un incremento de la velocidad de transmisión de datos y del ancho de banda para la entrega de datos.5 mD/cP utilizando una secuencia de pre-ensayos similar a la de modo ﬁjo. cm3/s 0. s 900 300 300 180
D: ≥ 100 1. Las presiones medidas durante la perforación se compararon con las obtenidas con un probador MDT hasta 24 días después de obtenidas las mediciones durante la perforación. tipo de lodo y pozo. La comparación de las dos presiones obtenidas. y con las bombas fuera de servicio (azul).600 Pre-ensayo 1 Pre-ensayo 2 1. junto con la movilidad computada. Cada secuencia de pre-ensayos de modo ﬁjo comprende dos pares de caída e incremento de presión diseñados para proveer dos presiones de formación estabilizadas. Tipo B. Un protocolo de telemetría especial para ser utilizado con el sistema de telemetría Telescope permite que un dispositivo unitario. Las pruebas se llevaron a cabo en un pozo vertical. Se realizarán tantas pruebas como sean necesarias para alcanzar presiones estabilizadas en el tiempo prescripto. Una estimación de la movilidad del fluido de formación.000 800 600 100 Bombas fuera de servicio Bombas en funcionamiento 200 300 400 500 Tiempo transcurrido. La combinación del sistema TeleScope con la transmisión
17.2 mD/cP) como en formaciones de alta movilidad (más de 350 mD/cP).optimizados son diseñados en el fondo del pozo por los sistemas lógicos de la herramienta que utilizan la información obtenida de pruebas previas. las mediciones de presión más precisas se obtuvieron en las formaciones con valores de movilidad más elevados.2 0. en tiempo real (página anterior. En la herramienta StethoScope.
de datos en función de la demanda permite visualizar los datos StethoScope en la superficie. lpc 1. monopolice la transmisión de datos cuando posee un gran volumen de datos para transmitir a lo largo de un intervalo de tiempo corto.0 Tasa Tiempo de Volumen. de un orden de magnitud.1 B: C: ≥1 ≥ 10 Tasa de flujo. se evaluó el desempeño de la herramienta tanto en formaciones de baja movilidad (menos de 0. Las pruebas de campo llevadas a cabo en Noruega establecieron que las mediciones de presión en tiempo real obtenidas con la herramienta StethoScope son comparables con las adquiridas con los probadores MDT operados con cable. las
mediciones de presión se obtuvieron entre una y 43 horas después de que la barrena penetrara la profundidad de la prueba. Pop J. Durante la ejecución de las pruebas de campo. cm3 de presión. bajo condiciones similares de permeabilidad. 6 al 9 de septiembre de 2005. dentro de un período especiﬁcado.400 Presión. presentado en la Reunión de 2005 del Área Marina de Europa. con las bombas fuera de servicio.200 1. con dos pares de períodos de caída e incremento de la presión. Existe una variación en la medición de la presión de formación cuando se obtienen las mediciones con las bombas en funcionamiento (rojo). de prueba junto con una estimación de la movilidad del fluido de formación.5 1. en el área marina de Noruega. en pozos altamente desviados (con ángulos de hasta 75°) y en un pozo horizontal. para las formaciones con bajas movilidades. s 600 700 800
> Pre-ensayos de modo ﬁjo.3 1. ayuda a decidir qué secuencia de modo ﬁjo particular utilizar en cualquier situación dada. abajo). En la etapa correspondiente a las pruebas de campo. s cm3/s 2 5 10 10 450 100 100 60 0. incremento de flujo. Los parámetros especiﬁcan los volúmenes empleados y la duración de los períodos de incremento de presión para el Pre-ensayo 1 (el pre-ensayo correspondiente a la “investigación”) y el Pre-ensayo 2 (el pre-ensayo correspondiente a la “medición”). tal como la herramienta StethoScope. Aberdeen. de modo que al cabo de un tiempo de prueba prescripto se hayan alcanzado múltiples presiones de formación estabilizadas.0 15.0
Pre-ensayo 2 Volumen. con velocidades de circulación que oscilaron entre la puesta fuera de servicio de las bombas y 2. se dispone de cuatro secuencias de pre-ensayos de modo ﬁjo que utilizan diferentes parámetros de pruebas pre-establecidos (derecha).0 15. existe suficiente superposición en sus rangos de aplicación.0 Tiempo total. sin embargo.
Cubriendo ocho bloques del área Viosca Knoll.000 y 4. Los geólogos e ingenieros reevaluaron el campo entre 2001 y 2003. La prueba de campo realizada por Statoil y Schlumberger en el Mar del Norte arrojó resultados positivos. la incertidumbre y el costo. Todas las pruebas realizadas durante la perforación corresponden al pre-ensayo Tipo C. por sus siglas en inglés) que oscila entre 1. Los ingenieros observaron un alto grado de riesgo e incertidumbre en los nuevos proyectos de perforación. sin necesidad de orientar la herramienta o incurrir en un tiempo improductivo excesivo. las mediciones de la herramienta StethoScope son de igual calidad que las adquiridas con la herramienta MDT. Los nuevos objetivos requerían la perforación de pozos direccionales complicados. con la prueba de la herramienta MDT.000 pies]. Un ejemplo lo constituye la Unidad de Producción Ram Powell. La producción comenzó en septiembre de 1997.
. especialmente si se sospecha la existencia de sobrecarga. bares
Comienzo del cambio en la circulación
Herramienta de medición durante la perforación Prueba 7: Sin circulación
402 Prueba MDT 401 150 200 250 300 Tiempo. Las velocidades de circulación elevadas pueden favorecer la erosión de un revoque de ﬁltración establecido.250 L/min Herramienta de medición durante la perforación Prueba 5: 2. Hoy en día. los efectos dinámicos del pozo pueden observarse claramente mediante la comparación de las pruebas durante la perforación. los pozos se localizan en profundidades de agua que oscilan entre 609 y 1. El grado de sobrecarga como una función de la velocidad de circulación depende directamente del tiempo transcurrido desde la perturbación mecánica del revoque de ﬁltración. con las bombas en funcionamiento y las bombas fuera de servicio. se habían agotado
Herramienta de medición durante la perforación Prueba 6: 1.262 L/min [597 galones americanos/min] (Prueba 5).262 L/min
405 Presión. Aquí. incluyendo levantamientos sísmicos repetidos que identificaron oportunidades para la perforación de pozos de relleno potencialmente sin drenar.250 L/min
Presión. en el sector oriental del Golfo de México.850 a 2. existe una clara ventaja con respecto
600 550 500 450 400 350 300 250 200 0 100 200 Tiempo. Con ﬁnes comparativos. los operadores se esfuerzan por reducir el riesgo. Los ingenieros determinaron que para las formaciones con movilidades de fluido por debajo de 5 mD/cP. geólogos y perforadores a tomar decisiones rápidas. s 407 300 Herramienta de medición durante la perforación Prueba 5: 2. Shell puso en marcha actividades de re-desarrollo. Como consecuencia de la producción.676 y 4. La gráﬁca (extremo inferior) muestra los detalles del incremento de presión ﬁnal. lo que se traduce en sobrepresiones de formación aún cuando transcurra un período prolongado entre la perfo-
Herramienta de medición durante la perforación Prueba 6: 1.500 pies] bajo el nivel del mar son las que aportan la mayor parte de la producción de Ram Powell. No siempre es seguro asumir que el efecto de sobrecarga se reduce con el tiempo después de la perforación.114 m [5. y durante los viajes de salida del pozo (abajo). Se realizaron tres secuencias de pruebas StethoScope (extremo superior). convirtiéndolo en uno de los campos de petróleo más maduros del área de aguas profundas del Golfo de México. La herramienta StethoScope demostró su capacidad para medir con precisión las presiones de formación en tiempo real.250 L/min [489 a 594 galones americanos/min] (Prueba 6). operada por Shell Offshore. Las mediciones obtenidas durante el proceso de perforación deberían reiterarse en las estaciones seleccionadas durante los viajes de salida del pozo para conﬁrmar los valores de presión obtenidos. EUA. 5 mD/cP o un valor superior. s 350 400 450
> Medición de la presión en una formación de baja movilidad. una velocidad que cambió de 1. En las formaciones en las que la movilidad es suﬁcientemente alta. bares
Herramienta de medición durante la perforación Prueba 7: Sin circulación Prueba MDT: 20 cm a 20 cm /min 400 500
ración y la prueba de presión. en la que el revoque de ﬁltración debería haber alcanzado una resistencia máxima. En enero de 2004. Mediciones de presión de formación durante la perforación en el Golfo de México En los ambientes de perforación y producción de aguas profundas.850 a 2. a la misma profundidad pero bajo diferentes velocidades de circulación de lodo en una formación de 3 mD/cP: una velocidad de 2. Los datos obtenidos con la técnica de repetición (o técnica de lapsos de tiempo) son importantes para la identiﬁcación de procesos de sobrecarga dinámicos en formaciones con bajas movilidades.219 m [2. a unos 200 km [125 millas] al este-sudeste de Nueva Orleáns. reducir la incertidumbre asociada con la perforación y generar ahorros de tiempo y dinero. se muestran los datos de un probador MDT para un pre-ensayo realizado unos 24 días después de las pruebas StethoScope.500 y 13. y una prueba con las bombas fuera de servicio (Prueba 7).850 a 2. ambas herramientas están ayudando a los ingenieros.constante posible.262 L/min
a la adquisición de las presiones de formación con las bombas fuera de servicio.18 Cinco areniscas comerciales situadas a una profundidad vertical verdadera (TVD.
1 El proyecto fue transferido a Schlumberger-Flopetrol.
El cuarzo es uno de los diversos minerales que posee propiedades piezoeléctricas. inducido por condiciones transitorias.514 y 15. el sensor CQG fue robustecido para aplicaciones LWD y MWD y.75 pulgadas proVISION675. Más recientemente. incluyendo la herramienta MDT.” Transcripciones del 46o Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA. aplicado al cristal. Francia. Cuando se aplica presión a un cristal de cuarzo. El petrofísico de Shell seleccionó los puntos de medición de la presión de formación utilizando los datos de la herramienta de densidad-neutrón para determinar la ubicación de las areniscas objetivo. ya que provee mediciones de temperatura y presión simultáneas a partir de un solo elemento sensible. Si bien estas circunstancias dificultaban aún más la evaluación de formaciones. El servicio de telemetría TeleScope proporcionó la transmisión y el control de datos en tiempo real. EUA. de cristal (dorado). Francia.5 y 15.474 pies] de profundidad medida (MD.además numerosas areniscas productivas. Cuando el cuarzo vibra.192 m [10. constituye el sensor de presión por excelencia tanto en el probador StethoScope como en la herramienta PressureXpress.782 m [10. es un resonador de modo dual en el que un modo depende de la presión aplicada y el otro modo. Estas propiedades convierten al cuarzo en un elemento valioso para muchas aplicaciones relacionadas con dispositivos electrónicos y aplicaciones de detección. El equipo de desarrollo contó con el soporte de los investigadores de la École Nationale Supérieure de Mécanique et des Microtechniques de Besançon. Estas dos frecuencias de resonancia proveen información simultánea sobre presión y temperatura y permiten el cómputo de una medición de presión corregida por la temperatura. Los errores transitorios se minimizan ulteriormente a través de la aplicación de un algoritmo de compensación de temperatura dinámico. en 1982. se produce una variación sinusoidal detectable en la carga eléctrica sobre su superﬁcie. Los cristales de cuarzo también son intensamente fotoeléctricos. artículo C. Uno es más sensible a los esfuerzos laterales causados por la presión aplicada en el sensor. hace que la frecuencia de la onda senoidal varíe en forma predecible y precisa.
. Un cristal de cuarzo correctamente cortado posee una frecuencia resonante de vibración. incluyendo los sensores de presión utilizados en los campos petroleros. Después de que el perforador asentara la tubería de revestimiento de 113⁄4 pulgadas a 3. similar a un diapasón.000 lpc [0. 26 al 29 de junio de 2005. por sus siglas en inglés). La serie VISION incluyó una herramienta de resistividad con un collar (portamecha) de 6 3⁄4 pulgadas arcVISION675. comenzaron a trabajar en un manómetro de presión altamente sensible basado en las propiedades singulares de los cristales de cuarzo en el año 1980 y propusieron el concepto de oscilación de modo dual que resultó esencial para el desarrollo del Sensor de Cristal de Cuarzo CQG (arriba. Volokitin Y.75 pulgadas y los componentes de la herramienta StethoScope. se crea una carga eléctrica positiva en uno de los extremos del cristal y una carga negativa en el otro. una serie de herramientas de Evaluación de Formaciones y de generación de Imágenes durante la Perforación VISION de 6. la incertidumbre adicional aumentaba la necesidad de disponer de evaluaciones de formaciones durante la perforación. Los ingenieros seleccionaron un arreglo de fondo de pozo (BHA. Los sensores de presión son sensibles a las variaciones de temperatura y presión y
1. y permitió que los ingenieros de yacimiento y los geólogos tomaran decisiones de colocación de pozos oportunas. Los dispositivos electrónicos de la placa de resonancia del sensor CGQ excitan y mantienen dos modos de oscilación mecánica.75 pulgadas adnVISION675 y una herramienta de resonancia magnética nuclear (RMN) de 6. Stachowiak J y Bourgeois T: “Value of Specialized While Drilling Measurements: Recent Experience in Ram/Powell. a la derecha). GOM.688 pies] MD. lo que elimina los problemas asociados con el retardo termal existente entre los sensores de presión y temperatura separados.1 y 103. En 1989. Una vez en la
18. todos posicionados debajo de un agujereador. se perforó la sección inicial del pozo de 105⁄8 pulgadas. de la temperatura aplicada. Nueva Orleáns. Para reducir el costo y mejorar la eﬁciencia. El sensor CQG de aletas. La obtención de mediciones de presión de formación durante la perforación redujo tanto el costo del equipo de perforación como los tiempos de exposición del pozo. por sus siglas en inglés) compuesto por un sistema rotativo direccional PowerDrive Xtra. lo que las hacía inestables y difíciles de perforar. El esfuerzo inducido por la presión.205 y 4. los cambios de temperatura producen el desarrollo de cargas positivas y negativas dentro del cristal. el otro es más sensible a las variaciones de temperatura.4 MPa] y en un rango de temperatura que ﬂuctúa entre 25 y 150°C [77 y 300°F]. los ingenieros de Shell y Schlumberger planiﬁcaron utilizar las tecnologías LWD y MWD para evaluar el yacimiento y el ambiente de perforación en tiempo real. Los sensores CQG operan en forma eﬁcaz a presiones que oscilan entre 14. Este sensor produce un error pico pequeño. hoy en día. con una inclinación de aproximadamente 45° entre 3. Melun. Los ingenieros planearon utilizar los datos de presión adquiridos con la herramienta StethoScope para el diseño de la terminación de pozos y la verificación de los modelos de yacimiento dinámicos.
> Sensor para obtener mediciones de presión compensadas por la temperatura. El sensor CQG mejoró con respecto a los transductores de presión de cristal previos. el sensor CQG fue optimizado para su fabricación comercial y se utilizó en numerosas aplicaciones de detección de la presión en campos petroleros. Las mediciones de presión y temperatura se obtienen exactamente al mismo tiempo. Los investigadores del Centro de Investigaciones Doll de Schlumberger en Ridgeﬁeld. en el Pozo 2 de la campaña de re-desarrollo.
deben ser corregidos por las ﬂuctuaciones de temperatura. Connecticut. una herramienta de Densidad-Neutrón Azimutal de 6. basado en un modelo simple del sensor.
Porosidad neutrónica % 0
4 3 5 6 7 8 9 12 13
4 3 5 6 7 8 9 1110 13 XX. Después de cada medición de presión. con una inclinación de 58°. En total.952 pies] MD. los ingenieros de Shell decidieron desviar la trayectoria del pozo. El pozo nuevo se colocó en una posición estructural más alta del yacimiento. Los datos de propiedades de ﬂuidos RMN se utilizaron en conjunto con la presión de formación y las movilidades de los fluidos para estimar la permeabilidad de la formación. perforando echado (buzamiento) arriba entre 3. tamaño de grano y arenisca neta.65
Factor fotoeléctrico 0 b/e Rayos gamma Presión de formación 200 lpc por división Presión hidrostática 30 lpc por división 0 Prof.estación. Los datos de densidad de la herramienta de adquisición de registros adnVISION675 (Carriles 3 y 4 . el costo y la incertidumbre asociados con la perforación de pozos de desarrollo en aguas profundas. Las mediciones de presión proporcionaron información crítica para la toma de decisiones de perforación de pozos de reentrada y el diseño de las terminaciones. la herramienta StethoScope inició automáticamente una secuencia de flujo (caída de presión)–espera (incremento de presión)–retracción. lo que reduce signiﬁcativamente el riesgo. Los Carriles 1 y 2 muestran la presión de formación y la presión hidrostática.900
10 8 XY.65 1. permeabilidad. Las mediciones de la presión de formación en tiempo real mostraron un buen soporte de la presión dentro del yacimiento y conﬁrmaron que la zona de baja resistividad en la base de la arenisca objetivo correspondía a petróleo barrido. respectivamente.
. Las presiones se obtuvieron con éxito tanto en las areniscas masivas como en las areniscas laminadas (derecha). La combinación de los datos RMN obtenidos durante la perforación con los datos de otras herramientas LWD proporcionó información importante sobre la textura de las rocas. Los ingenieros pueden realizar evaluaciones complejas en base a los datos MWD únicamente. del agujero original (círculos rojos) y del pozo de re-entrada (círculos verdes).167 m [11. la probeta se replegaba y la herramienta se desplazaba hacia la siguiente estación.000
> Utilización de los datos adnVISION para ayudar a seleccionar las estaciones de medición de la presión. de modo que el pozo se entubó hasta la profundidad ﬁnal.65
Pozo de re-entrada Resistividad de atenuación combinada de 40 pulgadas 0
Pozo original Resistividad de atenuación combinada de 40 pulgadas 10 Densidad del cuadrante inferior adnVISION g/cm3 2.65
10 0 Densidad del cuadrante inferior adnVISION
1. Los avances registrados en las tecnologías MWD ahora proveen mediciones de presión y movilidad de ﬂuidos de las que previamente sólo se disponía con los registros adquiridos con herramientas operadas con cable. 13 durante la perforación de la sección inicial y las otras 13 durante la perforación del pozo de re-entrada.501 y 16. Las mediciones de presión conﬁrmaron la existencia de buena conectividad dentro del yacimiento. Los datos de RMN proVISION675 ayudaron a los ingenieros a calibrar los cálculos de las areniscas netas y mejorar la evaluación petrofísica de las areniscas laminadas. Mediante la utilización de estos datos en tiempo real.6 °API 150 0 20 0
Factor fotoeléctrico b/e Rayos gamma °API 150 20
Porosidad neutrónica % 0 0. Las zonas con menor densidad poseen mayor porosidad y movilidad de ﬂuidos.800
1 2 5 6 7 11 5
1 2 6 7 11 XX. se obtuvieron 26 mediciones de presión.rojo) ayudaron a seleccionar las estaciones a ser probadas con la herramienta de medición de presión StethoScope. 0.506 y 5. lo que indicaba un contacto agua/petróleo más elevado que lo esperado. El tiempo promedio transcurrido en cada estación fue de unos 10 minutos o menos por medición.
La implementación del nuevo hardware cableado y de un sistema de telemetría de software nuevo ahora permite realizar combinaciones con todas las demás herramientas operadas con cable.> Herramienta de medición de presión operada con cable. Los probadores de formaciones han sido corridos tradicionalmente solos o en la parte inferior de una sarta de herramientas operadas con cable. Los ingenieros del Centro de Productos Riboud de Schlumberger en Clamart. mediante la eliminación de dos carreras de mediciones de presión con herramientas operadas con la columna de perforación.1 cm3 [0. además de estimaciones de la permeabilidad y del tamaño de grano. debido a su incapacidad para transmitir la telemetría de otras herramientas operadas similarmente.19 Ahora. las técnicas previas requerían que una herramienta operada con cable permaneciera fija por períodos relativamente largos. mientras se probaba la formación. reemplazándose el componente hidráulico por un motor electromecánico acoplado a un mecanismo planetario de tornillos de rodillo y a una caja de engranajes de alta reducción. particularmente en los proyectos de aguas profundas que plantean serios desafíos. Nueva Orleáns. los ingenieros de yacimiento poseen opciones que proveen mediciones de presión altamente precisas y obtenidas rápidamente con herramientas tales como las proporcionadas por el servicio PressureXpress. Esto resulta particularmente cierto en zonas de baja movilidad en las que los tiempos de evaluación más prolongados incrementan el costo y riesgo de atascamiento de las herramientas. que se utilizaron en el diseño de la terminación de pozos.
. Si bien medían las presiones
de formación con precisión. Jacobson A y Cordera J: “A New Generation of Wireline Formation Tester. 26 al 29 de junio de 2005. Manin Y. que pueden ser corridas en cualquier lugar. El tiempo de retardo existente entre los comandos de superficie y los cambios introducidos en el accionador de muestreo hidráulico de fondo limitaba el control del volumen del pre-ensayo. lo que mejoró signiﬁcativamente la estabilidad y precisión tanto de la velocidad como del volumen del pre-ensayo. posibilitando volúmenes de pre-ensayo de tan sólo 0. por encima o por debajo de la nueva herramienta. integraron versiones avanzadas del sensor CQG y del manómetro de presión Sapphire en la herramienta PressureXpress. compensadas dinámicamente por la temperatura (arriba). La transferencia de los controles y los comandos desde la superﬁcie hasta el cartucho electrónico de fondo de pozo mejoró el tiempo de respuesta. Aquí se muestra el sistema de sello de muestreo (negro) y los pistones de anclaje de seguridad (imagen superior – lado inferior) utilizados para empujar y mantener la herramienta en su posición frente a la formación. Francia. Además. los datos RMN obtenidos durante la perforación proporcionaron información importante sobre la viscosidad del ﬂuido y la textura de las rocas para el cálculo de las areniscas netas. Las herramientas para pruebas de formaciones utilizadas previamente dependían de sistemas de pre-ensayos de accionamiento hidráulico que se monitoreaban y controlaban desde la superficie. la distribución de la presión y las propiedades dinámicas de un yacimiento. Shell tiene previsto continuar utilizando las tecnologías de medición de presión durante la perforación y otras tecnologías de medición en tiempo real para mejorar la eﬁcacia y reducir el riesgo. artículo M.
19.” Transcripciones del 46o Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA. El diámetro y el perﬁl de la herramienta PressureXpress están diseñados para reducir el riesgo de atascamiento.3].006 pulg. El sistema fue redise-
ñado. Presiones de yacimiento precisas y obtenidas rápidamente Las pruebas de formaciones efectuadas con herramientas operadas con cable han sido reconocidas durante mucho tiempo como claves para la recolección de información esencial que ayuda a identiﬁcar los ﬂuidos en sitio.
Los ingenieros estiman que la obtención de mediciones de presión de formación durante la perforación y sus mediciones asociadas posibilitaron un ahorro de más de US$ 1 millón (dólares estadounidenses). Estos sensores de presión proveen mediciones de presión de alta resolución.
Golich GM. no. Livingstone M. Pickering S. 21. Mallick S. la producción se incrementó en más del 50%. Dutta N. Estas formaciones estaban compuestas por ﬂuidos que oscilaban entre gas y petróleo pesado.m 2. Schultz G. Benabentos M. arriba). Las temperaturas de fondo de pozo ﬂuctuaban entre aproximadamente 38 y 154°C [100 y 310°F]. Durante la bajada de la herramienta integrada de adquisición de registros con cable PlatformExpress.” Oilﬁeld Review 14. la producción de gas depende de tratamientos de fracturamiento hidráulico para proveer el conducto para el ﬂujo de los ﬂuidos de yacimiento. hubo 58 intentos de pre-ensayos y se midieron 56 presiones de formación en menos de siete horas.m 10 0.
A lo largo del año 2004. En estos campos.2 ohm. Harrigan E. MacDougall T. Ritchie B. bajo proyectos de recuperación
Eiken O. Reeves R.1 cm3.
tes. no. Thornsberry K. incluyendo las zonas agotadas. no. un estimador de la permeabilidad para formaciones siliciclásticas. combinada con la herramienta PressureXpress. En formaciones compactas. Dahl T.m 2. En formaciones con movilidades de ﬂuidos superiores a aproximadamente 1 mD/cP.m 2. Osdal B. Sønneland L. abajo). Burgess K.” Oilﬁeld Review 14.m 10 0. 1 (Verano de 2002): 50–63.6 % 0 0 Efecto del gas entre DPHZ y TNPH Porosidad Neutrón Termal con Corrección por Efectos Ambientales (TNPH) Investigación de 10 pulgadas AIT H Investigación de 60 pulgadas AIT H
> Localización de las estaciones de pruebas de presión durante la adquisición de registros.2 ohm. a presiones hidrostáticas de 0 a 13.000 Compacto Permeabilidad Volumen de arcilla 0 — Calibre 0 0 Pulgadas Rayos gamma 0 °API 20 1 Micro normal computada 0. En ciertas áreas de Texas.000 Micro inversa Saturación Investigación de 90 pulgadas AIT H computada de agua AIT H 150 0 ohm. los ingenieros de Schlumberger utilizaron el servicio PressureXpress.000 en costos de fracturamiento para el operador. Los datos obtenidos del programa de pruebas permitieron identiﬁcar zonas en la sección prospectiva intermedia agotadas con presiones de 4. En muchos casos se trata de áreas maduras y parcialmente agotadas. Sigismondi M.Investigación de 30 pulgadas AIT H No se recomienda prueba 0. Para obtener más información sobre monitoreo sísmico con la técnica de repetición. Para un pozo. Schoepfer P.2 0. Los intentos fallidos de medición de las presiones con herramientas convencionales condujeron al fracturamiento de todo el espesor prospectivo. Si bien se bombearon seis etapas menos que en los pozos previos. posibilitando tiempos de prueba mínimos (próxima página. el sistema de pre-ensayo puede seleccionar volúmenes de ﬂuido de tan sólo 0. consulte: Alsos T.000 0. para hallar en forma automática la mejor solución de compromiso posible entre el volumen producido por la formación y el tiempo de incremento de la presión. los yacimientos de areniscas gasíferas compactas pueden exhibir permeabilidades que oscilan entre algunos microdarcies y decenas de milidarcies. 2 (Otoño de 2002): 54–71.2 ohm.6 % Porosidad Densidad con Resolución Estándar (DPHZ) Pre-ensayo rápido 0. Los ingenieros utilizan esta información con el ﬁn de ayudar a seleccionar zonas para la ejecución de pruebas de presión (Carril 5). controlado dinámicamente. lo que se tradujo en costos de terminación innecesarios y pérdidas de producción. se obtiene como salida una estimación en tiempo real de la movilidad de los ﬂuidos de formación utilizando la correlación k-lambda. Los ingenieros incorporaron el sistema de pruebas de presión inteligente. Schlaf J. Esto representó un ahorro de más de US$ 400. Smith S.2 ohm.6 MPa]. la nueva herramienta puede realizar una prueba de presión y movilidad en menos de un minuto: esto representa una mejora de unos cuatro a cinco minutos con respecto a otros probadores. Los ingenieros diseñaron un procedimiento de estimulación por fracturamiento hidráulico de cuatro etapas.300 pre-ensayos en una amplia gama de ambien20. Astratti D. Soldo JC y Strønen LK: “Aplicaciones sísmicas a lo largo de la vida productiva del yacimiento. Pickering S y Smith P: “El tiempo lo dirá: Contribuciones clave a partir de datos sísmicos de repetición. Khazanehdari J.000 lpc [0 a 90 MPa]. Rivero R y Siegfried R: “Pruebas de formación y obtención de muestras de ﬂuidos a través del revestimiento.000 Pre-ensayo normal Investigación de 20 pulgadas AIT H ohm. y Aronsen HA. 2 (Otoño de 2004): 6–17. Fields T.m 2. mientras que los últimos 152 m [500 pies] de zona productiva aún se encontraban a una presión relativamente alta (próxima página. Los datos de salida también ayudan a seleccionar una tasa de ﬂujo y un volumen de pre-ensayos apropiados que minimizan el tiempo transcurrido en la estación durante las operaciones de pruebas de presión de formación subsiguientes. lo que se traduce en grandes diferencias de presión entre los estratos del yacimiento.” Oilﬁeld Review 16. el servicio PressureXpress fue probado en el campo en un total de 57 operaciones y se realizaron más de 1. incluyendo areniscas y formaciones carbonatadas (arriba).
por inyección de vapor. den Boer L. La determinación exacta de estas presiones es clave para la optimización de los programas de fracturamiento hidráulico.000 lpc [27. Eide A. Nickel M.
. Goto R.m 2.000 Pre-ensayo lento ohm.
Los avances registrados recientemente en las imágenes sísmicas permiten la adquisición de levantamientos 3D con el tiempo.436.809.428. 0. En el tiempo 0 s.
.000 lpc [27. la presión en la línea de ﬂujo lee la presión de lodo del pozo. Con la extracción del petróleo y la subsiguiente caída de presión que se produce en el yacimiento.33 0. En consecuencia.600 4. las herramientas de medición de la presión durante la perforación.430 lpc [30.01-mD/cP a aproximadamente 45 s.5 MPa]. s
> Sistema de pre-ensayo electromecánico para reducir el tiempo transcurrido en la estación. lo que corresponde a un incremento de la velocidad de bombeo hidráulico (verde). los ingenieros y geofísicos utilizan diversas técnicas para monitorear el movimiento de los ﬂuidos y los cambios de presión. la herramienta PressureXpress se encuentra en la estación y como aún no está ﬁjada. aproximadamente 4.1 cm3 de ﬂuido de la formación.86 3.000
> Identiﬁcación de zonas agotadas. mientras que las herramientas operadas con cable. el agua y la roca se expanden.493 lpc/pie
9. los ingenieros de Schlumberger diseñaron el Probador de la Dinámica de Formación de Pozo Entubado CHDT.000
10. La comparación entre las presiones de formación (rojo) y el gradiente dado por el lodo (verde) permite identiﬁcar zonas agotadas en 4. el petróleo.200 Presión. Mediante la utilización de sensores similares a los instalados en las herramientas de medición de la presión durante la perforación y de medición de la presión mediante herramientas operadas con cable. pies
Gradiente del lodo. que se conocen como levantamientos sísmicos de repetición o levantamientos sísmicos de cuatro dimensiones (4D).400 4. las presiones conocidas pasan a ser desconocidas y las decisiones de producción se vuelven más inciertas.400 3.22 4.600 3. lpc: Último incremento de presión. extrayendo un volumen de 0. lpc
4. reduciendo en forma efectiva la duración del incremento de presión y el tiempo transcurrido en la estación. Pero se plantea un problema: una vez que se entuba el pozo.500
11.000 3. seguida de un incremento de presión gradual. en la porción intermedia del yacimiento.000
8. Después de unos 200 s. La herramienta se coloca luego hidráulicamente. Una vez que un yacimiento se encuentra en producción. están proporcionando a los ingenieros valiosos datos de geonavegación y yacimientos para el diseño de terminaciones de pozos. La curva de presión (negro) mide una caída de presión de pre-ensayo en una formación de 0. los datos de geopresión son relativamente fáciles de obtener durante o inmediatamente después de la operación de perforación.500
10. tales como el sistema StethoScope.000 Presión. Los cambios de presión. proveen datos de presión y movilidad precisos inmediatamente después de perforado el pozo. la expansión y el movimiento de todos estos materiales inciden en la producción de petróleo.000
Profundidad. mientras que los últimos 500 pies de zona productiva aún se encuentran a una presión relativamente alta. Cuando comienza la producción. Como se analizó previamente.200 Presión de lodo antes de la prueba. Mediante la utilización de un motor electromecánico. estas herramientas no pueden acceder a la formación donde no existe ningún disparo.000
2.800 3. Desde un punto de vista puramente mecánico.1 cm3). luego la herramienta se retiró hidráulicamente de la formación (curva verde) y la presión en la línea de ﬂujo aumentó hasta alcanzar la presión de lodo del pozo. Entre 280 s y 680 s.20 La comprensión del movimiento de los ﬂuidos y de los cambios producidos en las presiones del yacimiento permite a los ingenieros modelar mejor el comportamiento del yacimiento y mejorar la eﬁciencia de la recuperación. es decir. a la izquierda). lpc: Presión de lodo después de la prueba. la presión de yacimiento se estabilizó. que es capaz de medir la presión y extraer muestras de ﬂuidos desde la parte posterior de un pozo entubado. lpc: Movilidad durante la caída de presión.21
400 Tiempo. lpc 4. la herramienta inició una segunda caída de presión (triángulos rojos). mD/cP: 4. con el tiempo.5 MPa] (cuadrado negro. la herramienta de prueba de presión controla con precisión el volumen y gasto (tasa de ﬂujo) de los pre-ensayos para mantenerlos bajos (0.Manejo de las presiones de yacimiento Las geopresiones llevan el petróleo desde un yacimiento hasta un pozo productor. tales como el servicio PressureXpress. en tiempo real. una caída de presión producida en la formación que rodea al pozo hace que el petróleo fluya a través de las redes de poros presentes en el yacimiento hacia el punto de extracción.
Si bien los ingenieros pueden evaluar las presiones de yacimiento detrás de la tubería de revestimiento mucho después de haber comenzado la producción. muestrea los ﬂuidos y tapona el agujero. Alimentados por un cable de acero. la resistividad del ﬂuido y los parámetros de perforación. la evaluación de zonas productivas desconocidas. Las herramientas de adquisición de registros en pozo entubado identiﬁcaron zonas múltiples con hidrocarburos potenciales. los datos adquiridos mediante las operaciones de intervención de pozos proporcionaban sólo una imagen instantánea del desempeño del pozo en el momento en que se medían los parámetros. obtener mediciones de presión múltiples. sólo fallaron cuatro de los sistemas. lo que implica un índice de éxito del 95%. el paquete integrado de instrumentos de a bordo monitorea la presión. mejorar datos de registros viejos o incompletos.
La herramienta CHDT puede perforar a través de la tubería de revestimiento y el cemento y luego penetrar en la formación. los sistemas de monitoreo de fondo de pozo altamente conﬁables resultan sustentables en la mayoría de los ambientes de fondo de pozo. Los ingenieros utili-
zaron un dispositivo de generación de Imágenes Ultrasónico USI para evaluar el estado de la tubería de revestimiento y la calidad del cemento y luego la herramienta CHDT para medir la presión de yacimiento y confirmar el tipo de ﬂuido. el operador pudo planiﬁcar un programa de recuperación para los hidrocarburos pasados por alto. Los desarrollos registrados en los sistemas de telemetría de fondo de pozo. BP informa que durante este período. Esta herramienta reduce el costo del equipo de perforación mediante la eliminación de los costos de las operaciones de colocación de tapones e inyección forzada de cemento convencionales. la probeta (que se muestra en el lado superior de la herramienta) se sella contra la tubería de revestimiento y luego perfora un agujero y mide la presión. los ingenieros pueden actualizar constantemente los modelos de yacimiento y optimizar todo el sistema de yacimiento en su conjunto. Durante la prueba. se obtuvieron siete presiones de formación. recuperar muestras de fluido y taponar los agujeros practicados en la tubería de revestimiento. tales como el sistema de monitoreo e inspección de la producción en tiempo real WellWatcher. Cuatro muestras conﬁrmaron la presencia de hidrocarburos. los sensores instalados en forma permanente monitorean constantemente las presiones de producción (próxima página). correr las herramientas en el pozo constituye un procedimiento costoso e invasivo. En base a los datos de la prueba. todo en un solo descenso (arriba).> Herramienta de muestreo en pozo entubado. basados en su totalidad en sensores de presión permanentes. Un operador del sur de Texas solicitó una evaluación de un pozo perforado en 1941. la localización de hidrocarburos pasados por alto. A medida que la barrena (mecha) penetra el objetivo. evaluar zonas productivas desconocidas y evaluar los pozos para conocer su potencial económico. tales como los sensores de temperatura de fibra óptica. La herramienta CHDT taponó con éxito todos los agujeros. Ahora. Cuando estos sensores se utilizan con otros equipos de monitoreo en tiempo real.22 Con mucha frecuencia colocados en el pozo junto con el equipo de terminación. los ingenieros pueden optimizar los planes de reterminación de pozos.23 Entre 1995 y 2003. Luego. Antes de la introducción de estos sistemas. El sistema WellWatcher ha estado operando en 15 activos que posee BP en el Mar del Norte.
proveen una fuente continua de medición de la presión de fondo a lo largo de toda la vida productiva del pozo. los sensores de presión y los sistemas de terminación de pozos de avanzada ofrecen al ingeniero de yacimiento la ﬂexibilidad para tomar decisiones de producción en tiempo real. BP instaló 75 sistemas de monitoreo en proyectos de plataformas y proyectos submarinos. los patines de contrapresión (lado inferior de la herramienta) empujan la herramienta para colocarla en una posición excéntrica (la herramienta se muestra excentrada contra la estructura azul de la tubería de revestimiento). la producción o inyección a través de algunos agujeros y la determinación de los parámetros de evaluación de formaciones cuando no se dispone de registros adquiridos a agujero descubierto. Los problemas asociados con el pozo se encaran en forma más eficaz cuando se actúa con rapidez. durante más de ocho años. Los ingenieros utilizan la herramienta CHDT para obtener mediciones de presión múltiples y recolectar muestras de ﬂuido desde la parte posterior de un pozo entubado. La capacidad de volver a sellar los agujeros perforados hace que el probador resulte singularmente adecuado para varias aplicaciones de yacimiento y producción: por ejemplo.24
. Los sensores de presión de fondo de pozo permanentes y las herramientas de monitoreo.
un campo satélite del proyecto Eastern Trough Area Project (ETAP) implementado en el sector central del Mar del Norte. los geólogos y los geofísicos están combinando los desarrollos actuales de las herramientas de medición de la presión con los avances registrados en las técnicas de interpretación y modelado sísmicos para optimizar la recuperación y prolongar la vida productiva de las reservas de hidrocarburos conocidas. Los sistemas de monitoreo de presión de fondo de pozo en tiempo real ahora permiten a los ingenieros de BP ajustar los regímenes de levantamiento artiﬁcial por gas para lograr una presión de ﬂujo de fondo de pozo mínima y de este modo maximizar los regímenes de producción. Hudson S. 2 (Otoño de 2004): 18–29. agrega un valor adicional. 24. “Keeping Watch on Production. Oyewole T y Veneruso T: “Monitoreo en el fondo del pozo: su evolución. la ejecución de evaluaciones más detalladas y la optimización de los métodos de intervención de pozos. Conforme se siguen realizando esfuerzos para definir la próxima revolución energética. el beneficio combinado de estos sistemas de monitoreo dio cuenta de un porcentaje de producción incremental que osciló entre el 1 y el 3%. Fry L. válvulas de control de ﬂujo (WRFC-E) y paquetes de sensores para medición de temperatura. Para obtener más información sobre sensores de fondo de pozo permanentes. aumentar la eﬁciencia de barrido en las operaciones de recuperación secundaria y mejorar el desempeño de los activos. disminuyendo la velocidad de producción de agua mediante la reducción del régimen de producción.
En el Campo Madoes de BP. con los ahorros de tiempo y costo que todo esto conlleva. el régimen de producción global. Fielder L. agosto de 2004. Romero G y Shanmugam V: “Examinando los pozos productores: Supervisión de los sistemas ESP. Mohammed J. ajustar los regímenes de levantamiento artificial por gas y maximizar la producción. Deepwater. no. consulte: Bates R. la tasa de ﬂujo absoluta y la densidad del ﬂuido en los ﬂujos de agua-petróleo. la complejidad de los componentes de terminación de pozos. Los sistemas de terminación de horizontes múltiples que constan de empacadores. consulte: Eck J. Cosad C. ﬁltros (cedazos) de control de la producción de arena. utilizando datos de fondo de pozo y luego ajustar esos modelos con datos obtenidos en tiempo real. para monitorear la presión. — DW
22. en consecuencia. mediciones periódicas de índices de permeabilidad y factores de daño mecánico mediante el análisis de los incrementos de presiones transitorias. monitoreo y control continúa aumentando. en el Mar del Norte. los especialistas de campo instalaron un sistema integrado de monitoreo permanente de la producción FloWatcher en cada uno de los pozos. el problema habría sido mucho más complejo. Los datos obtenidos en tiempo real con el sistema de monitoreo permitieron a los ingenieros de producción de BP reaccionar en forma rápida. no. en general. Ewherido U.5 millas] a la plataforma principal. están utilizando sensores de presión en tiempo real para comprender mejor la dinámica de ﬂujo del yacimiento. Ford J. Los ingenieros involucrados en el proyecto estiman que durante un período de tres años. situado al oeste de las Islas Shetlands. Hiron S. presión. La capacidad de rastrear el desempeño del pozo en base al establecimiento de parámetros básicos en las primeras etapas de la vida productiva del pozo y luego obtener. Esta capacidad ha permitido la identificación temprana de problemas de desempeño de pozos. La medición de la presión a lo largo del ciclo de vida de un yacimiento es clave para el manejo del mismo.” Un suplemento de Hart’s E&P. Para obtener más información sobre manómetros de presión y sistemas de monitoreo de fondo de pozo. colocaciones de pozos optimizadas y un mejor manejo de los yacimientos. Si se hubieran basado en las mediciones de superficie solamente. Ogunlowo R. 23. Hart Energy Publishing. Los ingenieros involucrados en el desarrollo submarino de aguas profundas del Campo Foinaven. Conforme evoluciona la tecnología de los sistemas de control de fondo de pozo. los ingenieros dependían de los programas de modelado para ayudar a optimi-
zar los regímenes de levantamiento artiﬁcial por gas y. Algunos casos prácticos demuestran que los ingenieros pueden reﬁnar los modelos sísmicos de presión de poro. 4 (Primavera de 2000): 20–33. previos a la perforación.
Petróleo Agua Zona 1 Zona 2 Zona 3
> Instalación de sensores y control de alta complejidad.Centralizadores y electrodos Empaque de grava
Válvula cubierta (WRFC-E)
Línea eléctrica a las válvulas
Empacador externo para tubería de revestimiento (ECP)
Cedazos (filtros) de arena
Cedazos de arena ECP ECP
yacimiento y luego optimizar las diversas estrategias de inyección de agua y de reemplazo del agotamiento asociadas. Simonian S. Antes del advenimiento de las mediciones de presión de fondo de pozo en tiempo real. Kosmala A. La medición precisa y eﬁcaz de la presión ayuda a los ingenieros y geofísicos a manejar la subsidencia. proporcionaban resultados de precisión limitada. tres pozos productores se empalman a lo largo de 20 km [12. El equipo del Campo Foinaven también ha utilizado los datos de los sensores de fondo de pozo permanentes para mejorar significativamente la comprensión de la conectividad del
. Estos modelos requerían de datos provistos por costosos y lentos procedimientos de pruebas de pozos y.” Oilﬁeld Review 16. Manejo del sistema de presión El mantenimiento de la presión de yacimiento y la optimización de la recuperación de petróleo y gas han pasado a formar parte de un desafío global. con la técnica de repetición. los ingenieros de yacimientos.” Oilﬁeld Review 11. permitiendo operaciones de perforación de pozos más rápidas y menos costosas. resistividad y otros parámetros no son inusuales. Durante las operaciones de terminación. Osugo L. la temperatura. que comenzó en el año 2000. Los datos de los sensores continuos en tiempo real proveen a los ingenieros la información necesaria para optimizar el desempeño del yacimiento y la recuperación mediante la detección temprana de problemas y la definición de soluciones de manejo de yacimientos oportunas y preventivas.
CÓDIGO DE ÉTICA PROFESIONAL2. Campos Petroleros - Colombia (a) [Autoguardado]
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