![Datos de
gravimetría
de aire libre
en el Abanico
Congo
Grupos de
chapopoteras
Curvas
de nivel
batimétricas
Posteriormente, a lo largo de los ciclos continuos
de enterramiento y compactación, estos materia-
les fueron convertidos por la acción del calor, la
presión y la actividad orgánica en los diferentes
compuestos de hidrocarburos que conocemos con
el nombre de petróleo.
Así comienza la historia de la geopresión, los
hidrocarburos y la producción. En este artículo,
examinamos primero el desarrollo de los sistemas
geopresionados y luego analizamos los efectos de
la presión de formación sobre la perforación, eva-
luación, producción y recuperación de hidrocar-
buros. Algunos ejemplos del Golfo de México,
México y el Mar del Norte, muestran cómo los
perforadores, ingenieros y geocientíficos están
utilizando técnicas vanguardistas para pronosti-
car, medir y manejar la presión, permitiendo que
los pozos sean perforados en forma más segura,
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.
Desarrollo de los sistemas geopresionados
La corteza terrestre externa alberga un complejo
sistema de esfuerzos y geopresiones que cons-
tantemente procuran alcanzar un estado de
equilibrio. Si bien el subsuelo comprende varios
rasgos geológicos, bajo diferentes regímenes de
presión y esfuerzo, una de las distribuciones de
presión del subsuelo más comúnmente estudia-
das es la que tiene lugar en los sedimentos
relativamente someros depositados en ambientes
sedimentarios deltaicos. Los ríos arrojan grandes
cantidades de arena, limo y arcilla en cuencas
marinas donde se acumulan y litifican a través de
millones de años, y por último forman principal-
mente arenisca, limolita y lutita.
Inicialmente, los sedimentos depositados en
las desembocaduras de los ríos son sedimentos
no consolidados y no compactados, y poseen una
porosidad y una permeabilidad relativamente
altas que permiten que el agua de mar rema-
nente, o el agua connata, presente en los poros
permanezcan en total comunicación hidráulica
con el océano que la sobreyace. Con el tiempo y
la compactación, conforme se deposita más sedi-
mento, el agua sale con dificultad de los espacios
porosos y el contacto entre los granos soporta
una carga sedimentaria cada vez más grande. Si
existe un conducto para que el agua salga, se
mantiene el equilibrio en los espacios porosos.
Una vez formados, el petróleo y el gas migran
en dirección ascendente hacia zonas de menor
presión, alcanzando posiblemente la superficie
para formar chapopoteras (acumulación de ema-
naciones) si no existe ninguna obstrucción
mecánica en el camino. Las evidencias geológicas
y arqueológicas indican que existieron chapopote-
ras naturales en varios lugares del mundo durante
miles de años. En ciertos casos, las presiones del
subsuelo hacen que grandes volúmenes de hidro-
carburos alcancen la superficie. A lo largo de la
costa de California, cerca de Goleta Point, EUA,
volúmenes comerciales de gas natural continúan
saliendo de las fracturas naturales existentes en
la corteza terrestre. Allí, los ingenieros diseñaron
un singular sistema de recuperación de gas subte-
rráneo que ha captado más de 113 millones de m3
[4,000 millones de pies3] de gas natural desde
1982. Este gas natural es suficiente para satisfa-
cer las necesidades anuales de más de 25,000
consumidores residenciales típicos de California.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 permi-
ten que los hidrocarburos, impulsados por la
presión, migren hacia la superficie. Los registros
históricos indican que las chapopoteras superficia-
28 Oilfield Review
> Chapopotera identificada en el área marina de Angola, África Occidental.
Aproximadamente un 75% de las cuencas petrolíferas del mundo contienen
chapopoteras de superficie. Saber dónde emergen las chapopoteras de pe-
tróleo y gas ayuda a localizar las fuentes de las acumulaciones de petróleo y
gas del subsuelo. Los científicos utilizan las imágenes satelitales para ayudar
a identificar yacimientos de hidrocarburos potenciales. En esta imagen, los
valores de datos de gravimetría de aire libre obtenidos de los datos del Saté-
lite 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. Los datos se utilizan también
para ayudar a identificar áreas con chapopoteras de hidrocarburos, que se
muestran como curvas de contorno delineadas en rojo. La fuente submarina
de la chapopotera se localiza típicamente utilizando técnicas de sonar o sís-
mica de reflexión somera. Luego, se pueden muestrear los hidrocarburos como
ayuda para identificar el tipo de petróleo y el grado de madurez del campo,
así como para su correlación con otras chapopoteras submarinas. (Imagen:
cortesía del Grupo NPA; contornos de bloques: cortesía de IHS Energy.)](https://image.slidesharecdn.com/presionesdelasperforaciones-150426173925-conversion-gate01/85/Presiones-de-las-perforaciones-3-320.jpg)
![Invierno de 2005/2006 29
les condujeron al descubrimiento de numerosos
yacimientos de petróleo.2
Hoy en día, las imáge-
nes aéreas y satelitales ayudan a los geólogos a
detectar emanaciones naturales de petróleo y gas
que migran desde las grandes profundidades de los
océanos, ofreciendo la promesa de las reservas de
hidrocarburos aún sin descubrir (página anterior).
Afortunadamente, la mayoría de los hidrocar-
buros presentes en el subsuelo no escapan hacia
la superficie. A medida que el petróleo y el gas
migran en dirección ascendente, quedan entram-
pados habitualmente debajo de las capas de baja
permeabilidad o los sellos. Estos sellos pueden
estar constituidos por diversos tipos de rocas,
incluyendo lutitas, lutitas calcáreas, areniscas
bien cementadas, ceniza volcánica litificada, an-
hidrita y sal.
Las trampas de hidrocarburos se agrupan fre-
cuentemente de acuerdo con los procesos
geológicos que las originan, tales como los proce-
sos 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). Muchas trampas de
hidrocarburos implican combinaciones de rasgos
estructurales y estratigráficos pero, una vez
entrampados debajo de un sello, los fluidos de
yacimiento no poseen comunicación hidráulica
con la superficie. Dado el tiempo y las circuns-
tancias adecuadas, la presión aumenta en el
espacio poroso de las rocas (véase “Causas de la
presión anormal,” página 30).
El primer petróleo y la
incertidumbre de la presión
Poco tiempo antes del año 200 aC, los chinos uti-
lizaron la geopresión para ayudar a explotar los
primeros pozos de gas.3
Otros registros indican
que ya en el año 1594, cerca de Bakú, Azerbaiján,
se excavaron a mano agujeros o pozos someros de
hasta 35 m [115 pies] de profundidad, lo que
convirtió a esta área en el primer campo petro-
lero real.4
En EUA, la historia de las operaciones de
perforación antes del siglo XIX es poco clara, si
bien la utilización del petróleo de chapopoteras
se destaca en varios de los primeros relatos his-
tóricos. En 1821, los perforadores terminaron el
primer pozo de EUA, destinado específicamente
a la producción de gas natural. Este pozo,
situado en Fredonia, Nueva York, EUA, alcanzó
una profundidad de 8.2 m [27 pies] y produjo
suficiente gas, por impulso de la presión natural,
para encender docenas de quemadores en una
posada cercana. Posteriormente, en 1859, Edwin
L. Drake perforó un pozo exploratorio cerca de
Titusville, Pensilvania, EUA, para localizar el ori-
gen de una chapopotera de petróleo.5
Al alcanzar
una profundidad de 21 m [69.5 pies], los perfora-
dores extrajeron sus herramientas del pozo. A las
24 horas, los efectos de la geopresión hicieron
que el petróleo llegara a la superficie en forma
natural. Afortunadamente para Drake, la presen-
cia de chapopoteras de petróleo en el área
impidió el incremento de la presión anormal. Uti-
lizando una bomba manual, los perforadores
produjeron aproximadamente 3.9 m3/d [25 bbl/d]
de petróleo. Si bien la producción pronto decayó
a unos 1.5 m3/d [10 bbl/d], se dice que el pozo
continuó en producción durante un año o un poco
más de un año.6
Para comienzos de la década de 1900, los
perforadores, geocientíficos e ingenieros recono-
cieron la importancia de la geopresión en la
producción de petróleo y gas. El descubrimiento
de Spindletop, que experimentó un reventón
durante la perforación cerca de un domo salino
situado a 311 m [1,020 pies] de profundidad,
produjo alrededor de 800,000 bbl [127,120 m3]
de petróleo en ocho días y aportó a los científi-
cos nuevos conocimientos acerca de los efectos
de la geopresión anormal relacionada con la pre-
sencia de domos salinos.7
Al aumentar la actividad de perforación, la
exploración alcanzó territorios nuevos e inexplo-
rados. Recordando los descontrolados pozos
surgentes de petróleo del pasado, los perforado-
res se mostraban siempre vigilantes ante el
posible incremento de las geopresiones anorma-
les. Los ingenieros y científicos comenzaron a
buscar nuevas formas de pronosticar las presio-
nes anormales durante la búsqueda de petróleo.
Gas
Petróleo
Agua salada
1. Natural Oil and Gas Seepage in the Coastal Areas of
California; Departamento del Interior de EUA, Servicio de
Administración de Minerales. http://www.mms.gov/omm/
pacific/enviro/seeps1.htm (Se accedió el 8 de octubre de
2005).
2. Para obtener más información sobre chapopoteras y
exploración de petróleo, consulte:
http://www.npagroup.co.uk/oilandmineral/offshore/
oil_exploration/ (Se accedió el 8 de octubre de 2005).
3. Brufatto C, Cochran J, Conn L, Power D, El-Zeghaty
SZAA, Fraboulet B, Griffin T, James S, Munk T, Justus F,
Levine JR, Montgomery C, Murphy D, Pfeiffer J,
Pornpoch T y Rishmani L: “Del lodo al cemento:
construcción de pozos de gas,” Oilfield Review 15, no. 3
(Invierno de 2003/2004): 70–85.
4. Para obtener más información sobre la cronología de los
eventos petroleros, consulte: http://www.sjgs.com/
history.html#ancient_to_present (Se accedió el 8 de
octubre de 2005).
5. Para ver una cronología de la perforación de pozos de
petróleo y gas en Pensilvania, consulte:
http://www.dep.state.pa.us/dep/deputate/minres/
reclaiMPa/interestingfacts/Chronlogyofoilandgas
(Se accedió el 8 de octubre de 2005).
6. Yergin D: The Prize. New York City: Simon & Schuster, 1992.
7. Para obtener más información sobre la historia del campo
petrolero Spindletop, consulte:http://www.tsha.utexas.edu/
handbook/online/articles/SS/dos3.html (Se accedió el 8
de octubre de 2005).
(continúa en la página 32)
> Trampas estructurales. El peso de los sedimentos sobreyacentes hace que las capas de sal se deformen plásticamente, creando diapiros. Conforme evo-
lucionan los diapiros, los sedimentos traslapan sus márgenes, formando trampas que habitualmente alojan hidrocarburos (izquierda). Cuando los estratos
se han deformado para formar un anticlinal (centro), el petróleo (verde) y el gas (rojo) pueden quedar entrampados debajo de un sello. La presencia de fallas
también puede producir el entrampamiento de los hidrocarburos (derecha), mediante el sellado del margen echado (buzamiento) arriba de un yacimiento.](https://image.slidesharecdn.com/presionesdelasperforaciones-150426173925-conversion-gate01/85/Presiones-de-las-perforaciones-4-320.jpg)
![Causas de la presión anormal
Las formaciones de presión normal
generalmente poseen una presión de poro
equivalente a la presión hidrostática del agua
intersticial. En las cuencas sedimentarias, el
agua intersticial normalmente posee una
densidad de 1,073 kg/m3 [8.95 lbm/galón
americano], lo que establece un gradiente de
presión normal de 0.465 lpc/pie [10.5 kPa/m].
La desviación significativa con respecto a esta
presión hidrostática normal se conoce como
presión anormal.
En muchos yacimientos productores de
hidrocarburos se observan geopresiones
anormales, por encima o por debajo del
gradiente normal. Si bien el origen de estas
presiones no se conoce en forma exhaustiva,
el desarrollo de la presión anormal se
atribuye normalmente a los efectos de la
compactación, la actividad diagenética, la
densidad diferencial y la migración de los
fluidos.1 La presión anormal implica el
desarrollo tanto de acciones físicas como de
acciones químicas en el interior de la Tierra.
Las presiones superiores o inferiores al
gradiente normal pueden ser perjudiciales
para el proceso de perforación.
Las presiones subnormales, es decir
aquellas presiones que se encuentran por
debajo del gradiente normal, pueden producir
problemas de pérdida de circulación en los
pozos perforados con lodo de perforación
líquido. 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. Esto se observa
cuando se perforan pozos en serranías o en
zonas montañosas, pero también puede
ocurrir en regiones áridas donde es posible
que la capa freática tenga más de 305 m
[1,000 pies] de profundidad.
Las presiones anormalmente bajas también
se observan con frecuencia en los yacimientos
agotados. Se trata de yacimientos cuya presión
original ha sido reducida como resultado de la
producción o de pérdidas. El fenómeno de
agotamiento no es inusual en los yacimientos
maduros en los que se han producido
volúmenes significativos de petróleo y gas sin
la implementación de programas de inyección
de agua o de mantenimiento de la presión.
Por el contrario, las presiones
anormalmente altas son características de la
mayoría de las regiones productoras de
petróleo. Las sobrepresiones anormales
siempre involucran una zona particular que
se sella o aísla. La magnitud de la
sobrepresión depende de la estructura, el
ambiente sedimentario y los procesos y tasa
de sedimentación.
Uno de los mecanismos más comunes que
genera presiones anormalmente altas es el
entrampamiento del agua intersticial durante
el proceso de sedimentación. Si se forma un
sello antes de que se desplace el agua
intersticial, no se establece el contacto grano
a grano entre los sólidos. Con el tiempo, y con
30 Oilfield Review
> Aislamiento de la presión por desplazamiento de las fallas. En áreas con fallas, las
zonas presionadas (pardo) pueden desplazarse a lo largo de un plano de falla. Si se
encuentra adecuadamente sellada, la zona desplazada mantiene su presión anormal.
Si bien es posible definir el tope de una zona de presión anormal en un área o estruc-
tura dada, la presencia de fallas puede producir cambios significativos en la profun-
didad de la formación, a poca distancia. Para el perforador, esto no sólo crea
confusión sino que plantea mayores riesgos de perforación.
Pozo 1 Pozo 2
Arenisca presionada
Arenisca presionada
Pressured sand
Pozo 3 Pozo 4 Pozo 5
Arenisca presionada](https://image.slidesharecdn.com/presionesdelasperforaciones-150426173925-conversion-gate01/85/Presiones-de-las-perforaciones-5-320.jpg)
![Invierno de 2005/2006 33
Una vez perforados los pozos, los perforado-
res y los ingenieros a cargo de la planeación
tienen acceso a datos adicionales, incluyendo
registros de inyección, información sobre adqui-
sición de registros de inyección, muestras de
formación, registros adquiridos con cable y
registros adquiridos durante la perforación, y
datos de pruebas de formaciones. Herramientas
tales como el Probador Modular de la Dinámica
de la Formación MDT muestrean los fluidos de
formación y proveen presiones de yacimiento
precisas.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. Los informes de perfo-
ración diarios de problemas tales como golpes de
presión, pérdida de circulación, atascamiento
diferencial y otros problemas de perforación tam-
bién pueden indicar la presencia de presiones
anormales. Los ingenieros a cargo de la planea-
ción generalmente utilizan los datos de pozos
vecinos con precaución. La utilización de las den-
sidades del lodo para estimar la presión de la
formación puede dar lugar a confusiones, particu-
larmente cuando los datos provienen de pozos
más viejos.
La mayoría de los pozos se perforan en con-
diciones de sobrebalance, con densidades de
lodo de 1,200 kg/m3 [10 lbm/gal americano] o
superiores a la presión de formación real. Los
perforadores con frecuencia incrementan las
densidades del lodo para controlar las lutitas
problemáticas o las lutitas desmoronables.
Se puede obtener una evaluación más deta-
llada de la geopresión mediante la combinación
de los datos de perforación con datos de regis-
tros eléctricos, acústicos y de densidad de pozos
vecinos. Para predecir la presión de poro en
base a registros adquiridos con herramientas
operadas con cable o registros adquiridos
durante la perforación, los analistas a menudo
correlacionan los cambios observados en la
porosidad de las lutitas con la existencia poten-
cial de presión anormal. Esto es posible porque
las lutitas generalmente se compactan en forma
uniforme con el incremento de la profundidad.
Debido a esta compactación, la porosidad y la
conductividad eléctrica se reducen a un ritmo
uniforme al aumentar la profundidad y la pre-
sión de los estratos de sobrecarga. No obstante,
si hay un sello presente, pueden existir niveles
de agua connata conductiva superiores a los nor-
males, lo que incrementa la conductividad e
indica la existencia de presión anormal (arriba).
Si bien la conductividad es un buen indicador,
numerosas variables tales como la salinidad del
agua connata, la mineralogía, la temperatura y
el filtrado del lodo de perforación también pue-
den afectar la respuesta del registro eléctrico.
La velocidad acústica obtenida de los regis-
tros sónicos provee otra herramienta para la
determinación de la presión de poro, que es
menos afectada por las condiciones del pozo.
Las herramientas acústicas miden el tiempo que
tarda el sonido en recorrer una distancia especí-
fica. A medida que cambian las características
de la formación, también lo hacen la velocidad y
el tiempo de tránsito de intervalo.
Las lutitas con porosidades casi nulas pueden
transmitir el sonido a velocidades del orden de
4.88 km/s [16,000 pies/s] y con tiempos de trán-
sito de 205 µs/m [62.5 µs/pie].11
Las lutitas con
porosidades más altas poseen más espacio poroso
saturado de agua de formación, hidrocarburos o
ambos elementos. Con una porosidad del 30%, la
velocidad se reduce a 3.87 km/s [12,700 pies/s],
y el tiempo de tránsito de intervalo se incrementa
hasta alcanzar aproximadamente 338 µs/m
[103 µs/pie]. Las lutitas de presión normal exhi-
ben tiempos de tránsito de intervalo que se
reducen con la profundidad. No obstante, si se
8. Para obtener más información sobre la evolución de la
tecnología sísmica, consulte: http://www.spe.org/spe/
jsp/basic/0,1104_1714_1004089,00.html (Se accedió el 8
de octubre de 2005).
9. Sayers CM, Woodward MJ y Bartman RC: “Seismic
Pore-Pressure Prediction Using Reflection Tomography
and 4-C Seismic Data,” The Leading Edge 21, no. 2
(Febrero de 2002): 188–192.
Tope de la zona de presión anormal
16
0.5
Profundidad,
km 15
14
13
12
lbm/galamericano
11
10
9
8
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
14
12
10
y, km x, km
8
6
200
Profundidad
400 600 1,000 2,000
6
8
10
12
14
16
Conductividad, mS
Potencial
espontáneo
(SP)
Profundidad
Resistividad
Línea de tendencia de presión normal
> Análisis de registros eléctricos para reducir la incertidumbre de las predicciones de la presión de
poro basadas en la sísmica. En los sedimentos con compactación normal, la conductividad eléctrica
se reducirá con la profundidad al ser expulsada el agua de los espacios porosos. Una deflexión de la
curva de conductividad con respecto a la tendencia normal (círculo de guiones, izquierda y centro)
puede indicar un cambio en la concentración del agua intersticial y, en consecuencia, el potencial
para el desarrollo de presión anormal. Mediante la utilización de datos sísmicos y datos de registros
eléctricos, el procesamiento computacional refina los datos y genera modelos predictivos tridimen-
sionales que ayudan a los ingenieros y perforadores a visualizar las tendencias de la presión de poro
(derecha).
10. Para obtener más información sobre la herramienta MDT,
consulte: Crombie A, Halford F, Hashem M, McNeil R,
Thomas EC, Melbourne G y Mullins OC: “Innovations in
Wireline Fluid Sampling,” Oilfield Review 10, no. 3 (Otoño
de 1998): 26–41.
11. La unidad µs significa un microsegundo o una
millonésima de segundo.](https://image.slidesharecdn.com/presionesdelasperforaciones-150426173925-conversion-gate01/85/Presiones-de-las-perforaciones-8-320.jpg)
![observa un incremento de la presión de poro la
tendencia se invertirá (arriba).
Las herramientas de adquisición de registros
de densidad también ayudan a los ingenieros a
predecir las geopresiones. La herramienta irradia
en la formación con rayos gamma que interac-
túan con los electrones que rodean al pozo. La
intensidad de los rayos gamma retrodispersados
varía con la densidad volumétrica. Dado que la
densidad volumétrica de la lutita de presión anor-
mal es menor que la densidad de la lutita de
presión normal, los ingenieros pueden combinar
las predicciones obtenidas con las mediciones de
densidad, eléctricas y acústicas con los datos sís-
micos de superficie para refinar mejor los
modelos y perfiles de presión de yacimiento.
Mejoramiento de las predicciones de la
presión de poro en la Cuenca de Veracruz
Las imprecisiones de la predicción de las presio-
nes de poro pueden ocasionar problemas de
control de pozos, exponiendo a los operadores a
riesgos indebidos y a costos excesivos. Los proble-
mas de perforación existentes en la Cuenca de
Veracruz, situada en México, condujeron a Petró-
leos Mexicanos (PEMEX), a reevaluar las
predicciones de la presión de poro.12
Los ingenie-
ros de PEMEX y Schlumberger observaron que las
densidades del lodo pronosticadas en el Campo
Cocuite eran superiores a las requeridas, lo que
ocasionaba problemas de pérdida de circulación y
costos superiores a los previstos. Para mejorar la
eficiencia de la perforación y reducir el riesgo, los
ingenieros y geocientíficos utilizaron los datos
sísmicos de superficie tridimensionales (3D)
adquiridos previamente, junto con los registros
sónicos, las densidades del lodo, los levantamien-
tos con tiros de pruebas de velocidad y las
pruebas de presión de pozos vecinos para mejorar
las predicciones de la presión de poro.13
Para estimar la presión de poro a partir de
las velocidades sísmicas, se debe obtener un
conocimiento local del esfuerzo vertical total.
En el área cubierta por el levantamiento sísmico
3D del Campo Cocuite, el único registro de den-
sidad disponible correspondía al Pozo Cocuite
402, que cubría un rango de profundidad osci-
lante entre 196 y 2,344 m [643 y 7,690 pies].
Para estimar el esfuerzo de sobrecarga hasta la
profundidad requerida de más de 3,962 m
[13,000 pies], 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 com-
puesto. Esta información se utilizó luego para
calcular un gradiente de esfuerzo de sobrecarga
general para el área. Las velocidades de forma-
ción calculadas se verificaron mediante su
comparación con los registros sónicos, reescala-
dos con respecto a las longitudes de ondas
sísmicas, y con las velocidades sísmicas de inter-
valo obtenidas mediante la inversión de los
pares de tiempo de tránsito-profundidad deriva-
dos de los tiros de prueba de velocidad.
Si bien se notó una concordancia razonable a
lo largo de los intervalos para los cuales se dispo-
nía de registros sónicos e información de tiros de
prueba de velocidad, se observaron variaciones
del campo de velocidad entre una localización y
otra (próxima página). También se notaron varia-
ciones similares para los otros pozos del área de
estudio. Con el fin de mitigar estas variaciones de
pequeña escala, los geocientíficos suavizaron
lateralmente las velocidades antes de convertir
las velocidades sísmicas de intervalo en presión
de poro. Esta técnica se traduce en modelos 3D
con gran densidad de datos, que son menos
inciertos que los modelos adquiridos con las téc-
nicas convencionales.
Mediante la utilización de las velocidades
sísmicas del levantamiento 3D del Campo
Cocuite y una transformada de velocidad a pre-
sión de poro, los ingenieros optimizaron las
operaciones de perforación a través del ajuste
de las densidades del lodo. Los ingenieros consi-
deran 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.14
34 Oilfield Review
16
lbm/galamericano
0.5
Profundidad, km
15
14
13
12
11
10
9
8
1.0
1.5
2.0
2.5
3.5
14
12
10
y (km)
50 70200 400 600 1,000 2,000
Línea de tendencia de presión normal
Tope de la zona
de presión anormal
Cambio del tiempo de tránsito
de intervalo, µs/pie
100
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
11
12
13
14
15
200 300
x (km)
8
6
6
8
10
12
14
16
Conductividad, mS
Profundidad,1,000pies
10 3.0
> Registros acústicos para la predicción de la presión de poro. Las ondas acústicas reducen la velo-
cidad cuando encuentran rocas con concentraciones de agua intersticial más elevadas. El tope de
una zona de presión anormal se puede predecir en base al cambio en el tiempo de tránsito de inter-
valo (círculo de guiones, a la derecha) y correlacionarse con los cambios producidos en la conducti-
vidad (izquierda). Ambas mediciones pueden utilizarse para reducir la incertidumbre del cubo sísmico
de presión de poro (centro).](https://image.slidesharecdn.com/presionesdelasperforaciones-150426173925-conversion-gate01/85/Presiones-de-las-perforaciones-9-320.jpg)
![Invierno de 2005/2006 35
Ajuste de las predicciones de la
presión de poro durante la perforación
La progresión de las técnicas sísmicas conven-
cionales de predicción de la presión de poro a
las técnicas tomográficas de reflexión redujo sig-
nificativamente la incertidumbre y mejoró la
precisión de las estimaciones de la presión de
poro. No obstante, las operaciones de perfora-
ción en las profundidades de la Tierra siguieron
cargadas de incertidumbre.
Durante las operaciones de construcción de
pozos, los perforadores se esfuerzan por ba-
lancear la densidad del lodo y la presión de
formación, a menudo basados exclusivamente en
mediciones o indicadores indirectos. Los pará-
metros de perforación en tiempo real son
monitoreados (vigilados rutinariamente) atenta-
mente para detectar cambios en la velocidad de
penetración, rastros de gas y la existencia de
recortes que retornan a la superficie, además de
las señales transmitidas por las herramientas de
mediciones durante la perforación y registros
durante la perforación (MWD y LWD, por sus
siglas en inglés respectivamente).
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 perfo-
ración.15
Esta técnica evalúa las incertidumbres
de las presiones de poro pronosticadas, sobre la
base de las mediciones de sísmica de pozo, la
adquisición de registros de pozos y las medicio-
nes de presión adquiridas durante la perforación.
La técnica fue evaluada en dos pozos del Golfo de
México, EUA.
M É X I C O
E U A
G o l f o d e M é x i c o
Campo Cocuite
4.0
3.5
Velocidad,km/s
3.0
2.5
2.0
1
Cuatas N° 1
102
15
12
4 101
3
10
402
403
405
13 6
50
1
2
3
4
15
1510
y, km
x, km
10
5 5
0 0
Profundidad,km
Velocidad, km/s
1 2 3 4 5
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
0
1
2
3
4
600
600
400
Número de líneas sísmicas
paralelas a la dirección de
adquisición (in-lines)Profundidad,km
Número de líneas sísmicas
perpendicular a la dirección
de adquisición (cross-lines)
400
200 200
2.0
1.8
1.6
1.4
1.2
Gradientedepresióndeporo,g/cm3
Profundidad,km
> Comparación de las velocidades de intervalo de ondas P. 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. A partir de esta información, 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 [9,843 pies]. Este cubo ayudó a definir los
límites inferior y superior de la presión de formación.
12. Sayers CM, Hooyman PJ, Smirnov N, Fiume G, Prince A,
de Leon Mojarro JC, Romero MT y Gonzales OM: “Pore
Pressure Prediction for the Cocuite Field, Veracruz
Basin,” artículo de la SPE 77360, presentado en la
Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San
Antonio, Texas, EUA, 29 de septiembre al 2 de octubre
de 2002.
13. Los perforadores a menudo obtienen mediciones sísmi-
cas 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. Un tiro de
prueba de velocidad mide el tiempo de tránsito sísmico
desde la superficie hasta una profundidad conocida en
el pozo. La velocidad de las ondas compresionales, u
ondas P, de las formaciones, observada en un pozo,
puede medirse directamente bajando un geófono en
cada formación de interés, enviando una fuente de ener-
gía desde la superficie terrestre y registrando la señal
resultante. Los datos se correlacionan luego con los
datos sísmicos de superficie previos a la perforación del
pozo, mediante la corrección del registro sónico y la
generación de un sismograma sintético para confirmar o
modificar las interpretaciones sísmicas. Luego, se pue-
den actualizar los modelos mecánicos del subsuelo y las
predicciones de la presión de poro.
14. Sayers et al, referencia 12.
15. Malinverno A, Sayers CM, Woodward MJ y Bartman RC:
“Integrating Diverse Measurements to Predict Pore
Pressures with Uncertainties While Drilling,” artículo de
la SPE 90001, presentado en la Conferencia y Exhibición
Técnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembre
de 2004.
Bryant I, Malinverno A, Prange M, Gonfalini M, Moffat J,
Swager D, Theys P y Verga F: “Comprensión de la
incertidumbre,” Oilfield Review 14, no. 3 (Invierno de
2002/2003): 2–17.](https://image.slidesharecdn.com/presionesdelasperforaciones-150426173925-conversion-gate01/85/Presiones-de-las-perforaciones-10-320.jpg)
![El proceso consistió en establecer las incerti-
dumbres básicas asociadas con los coeficientes
de la relación velocidad/presión de poro, a partir
de la velocidad de las ondas compresionales y la
densidad. Cuando comenzó la perforación, las
incertidumbres fueron definidas completamente
con los valores básicos (arriba).
Conforme avanzaba la perforación en el pri-
mer pozo de evaluación, un levantamiento de
tiros de prueba de velocidad proporcionó los
datos para la calibración de la estructura de velo-
cidad, permitiendo que los geofísicos refinaran
las proyecciones básicas y redujeran la incerti-
dumbre asociada con las predicciones de
velocidad y de presión de poro. Se produjo una
reducción relativamente pequeña de la incerti-
dumbre asociada con la velocidad, debido al
tamaño reducido del conjunto de datos de tiros
de prueba de velocidad, que consistió en medicio-
nes del tiempo de tránsito adquiridas a intervalos
variables de 50 a 200 m [164 a 656 pies].
Después de la adquisición inicial de registros,
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. La pre-
dicción 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. Ante la ausen-
cia de mediciones de presión de poro directas, se
utilizó la densidad del lodo para representar los
límites de dicha presión.
36 Oilfield Review
500
1,000
1,500
1,500 2,000 2,500
Vp, m/s
10 15 20
Gradiente de presión de poro,
lbm/gal americano
3,000
2,000
2,500
3,000
Profundidad,m
1
500
1,000
1,500
1,500 2,000 2,500
Vp, m/s
10 15 20
Gradiente de presión de poro,
lbm/gal americano
3,000
2,000
2,500
3,000
Profundidad,m
Sónico
Densidades del lodo
3
500
1,000
1,500
1,500 2,000 2,500
Vp, m/s
10 15 20
Gradiente de presión de poro,
lbm/gal americano
3,000
2,000
2,500
3,000
Profundidad,m
Sónico
2
500
1,000
1,500
1,500 2,000 2,500
Vp, m/s
10 15 20
Gradiente de presión de poro,
lbm/gal americano
3,000
2,000
2,500
3,000
Profundidad,m
Sónico
Densidades del lodo
Datos
de presión
de poro
4
> Reducción de la incertidumbre. 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). Los datos Vp del sónico, provenientes de los tiros de prueba de
velocidad, se agregan al modelo, reduciendo de alguna manera la incertidumbre asociada con la presión de poro (2). 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.](https://image.slidesharecdn.com/presionesdelasperforaciones-150426173925-conversion-gate01/85/Presiones-de-las-perforaciones-11-320.jpg)
![Invierno de 2005/2006 37
En el segundo pozo de prueba, se infirieron
velocidades relativamente bajas a partir de los
datos sísmicos de superficie, por debajo de 1,500
a 2,000 m [4,921 a 6,562 pies], correspondientes a
la sobrepresión pronosticada. Los geofísicos
incorporaron los datos de los registros sónicos
para reducir la incertidumbre. Si bien las pre-
dicciones de la presión de poro mejoraron, 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 veloci-
dad/presión de poro e imponer un límite superior
sobre las presiones de poro pronosticadas.
Inicialmente, el gradiente de presión de poro
entre 1,500 y 2,000 m se estimó superior a
1,560 kg/m3 [13 lbm/galón americano], utili-
zando las predicciones de la presión de poro
basadas exclusivamente en los datos sísmicos de
superficie, los valores de los tiros de prueba de
velocidad y los registros sónicos. Con la inclu-
sión de las mediciones de la presión de poro
MDT, la predicción calibrada de la presión de
poro restringió la presión de poro equivalente a
menos de 13 lbm/gal americano. La incertidum-
bre se redujo, permitiendo a los perforadores
controlar las densidades del lodo, definir las pro-
fundidades de entubación en forma optimizada y
mejorar la eficiencia general de la perforación.
Medición de las presiones de yacimientos
Después de la perforación, las preocupaciones
existentes en torno a la presión normalmente se
trasladan a las operaciones de manejo de yaci-
mientos y producción. La comprensión de las
presiones presentes en el yacimiento incide en
última instancia en la producción y la recupera-
ción de la inversión y, hoy en día, puede incluso
proporcionar directrices para colocar pozos adi-
cionales con miras a optimizar la producción.
Las demandas operacionales dictaminan cómo y
cuándo se obtienen las mediciones de presión,
disponiéndose de numerosos métodos y herra-
mientas para medir y monitorear (vigilar) las
presiones de yacimiento prácticamente en cual-
quier momento durante el ciclo de vida de un
pozo. Como se describió precedentemente, la
comprensión de la presión comienza con las
estimaciones previas a la perforación basadas en
datos sísmicos y en pozos vecinos y se refina adi-
cionalmente durante la perforación. Los
ingenieros de yacimientos y producción obtie-
nen mediciones adicionales mediante la
utilización de herramientas de adquisición de
registros o sensores permanentes en el pozo o en
la superficie.
Entre los diversos fines con que los ingenie-
ros de yacimientos utilizan las mediciones de
presión precisas se encuentran la identificación
y tipificación de objetivos, la definición de los
contactos de fluidos y la evaluación de la conti-
nuidad de los yacimientos. La obtención de la
precisión requerida en las mediciones implica la
utilización de servicios tales como los de la
herramienta MDT, 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. En estos servicios, se obtienen
datos de alta calidad durante las pruebas cono-
cidas como pre-ensayos, si se espera suficiente
tiempo para la estabilización de la presión antes
de la medición, de manera que la presión exis-
tente en el interior de la herramienta se
equilibre con la presión de la formación. Ade-
más, mediante la ejecución de un gran número
de pre-ensayos es posible establecer los gradien-
tes de fluidos.
Más adelante, en los ambientes de yacimien-
tos maduros en los que la producción ha sido
sustancial, las mediciones de la presión de forma-
ción se utilizan para cuantificar el agotamiento,
evaluar el soporte de la presión o analizar en
mayor detalle la continuidad del yacimiento. Si
bien los requisitos de precisión de las medicio-
nes de presión quizá no sean tan estrictos en los
yacimientos maduros, la capacidad de medir las
presiones a lo largo de una amplia gama de per-
meabilidades de formación puede resultar
crucial para el incremento de la recuperación de
hidrocarburos.
Medición de la presión durante
la perforación en Noruega
Si bien las técnicas de sísmica de pozo han acer-
cado al perforador a la posibilidad de comprender
y pronosticar las presiones de poro en tiempo
real, los científicos e ingenieros continúan desa-
rrollando herramientas para la obtención de
mediciones de presión directas durante la perfo-
ración. A medida que avanzaba la tecnología
LWD, los ingenieros adaptaron el Sensor de Cris-
tal de Cuarzo CQG y las tecnologías de los
sensores de deformación, utilizadas en otras
herramientas de medición de la presión tales
como el sistema MDT, a las herramientas de
medición de la presión durante la perforación, en
tiempo real (véase “Sensores de presión de
cuarzo,” página 41).
Los ingenieros de Statoil y Schlumberger
probaron el nuevo servicio StethoScope de medi-
ción de la presión de formación durante la
perforación en el año 2004, en varios campos
ubicados en el área marina de Noruega.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 com-
parable con las mediciones del probador MDT
operado con cable, dado el rango de permeabili-
dades, condiciones de pozo y propiedades del
lodo observado en estos campos.
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, o la formación. Si la presión en la forma-
ción 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, del
revoque de filtración y de la formación sino tam-
bién de la historia del régimen de circulación
del fluido de perforación.
Si el revoque de filtración es totalmente ine-
ficaz en lo que respecta a la provisión del sello
entre la formación y la probeta de prueba, se
medirá la presión del pozo; si el revoque de fil-
tración provee un sello perfecto, dado suficiente
tiempo, el probador debería medir la presión de
formación verdadera.
En la mayoría de las situaciones de perfora-
ción, los revoques de filtración no son perfectos
ni uniformes en lo que respecta a composición.
Durante el curso normal de las operaciones de
perforación, el revoque de filtración es ero-
sionado por la circulación del lodo, raspado
durante los viajes, y luego reconstruido en la
pared del pozo. 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, en consecuencia, en la
presión medida en la formación. Un revoque de
filtración con pérdidas suele ser un problema y
puede generar diferencias significativas entre
las presiones de formación medidas y las pre-
siones de formación verdaderas. Cuando la
diferencia entre la presión de formación medida
y la presión de formación verdadera es significa-
tiva, se dice que la formación está sobrecargada.
16. Pop J, Laastad H, Eriksen KO, O’Keefe M, Follini J-M y
Dahle T: “Operational Aspects of Formation Pressure
Measurements While Drilling,” artículo de las SPE/IADC
92494, presentado en la Conferencia de Perforación de
las SPE/IADC, Ámsterdam, 23 al 25 de febrero de 2005.](https://image.slidesharecdn.com/presionesdelasperforaciones-150426173925-conversion-gate01/85/Presiones-de-las-perforaciones-12-320.jpg)
![Esta situación puede producirse tanto en el
método de medición durante la perforación
como en el método de medición con herramien-
tas operadas con cable convencional, pero puede
ser más común en un método de obtención de
mediciones durante la perforación debido al
carácter dinámico del ambiente.
Para aumentar la confiabilidad en las medi-
ciones de presión, la herramienta StethoScope
fue diseñada con una probeta de medición de la
presión encastrada en una aleta del estabilizador,
rodeada por un elemento de sello de elastómero o
un empacador (izquierda). El diseño del estabili-
zador maximiza el área de flujo en la sección
transversal de la probeta, desvía el flujo fuera de
la interfase existente entre la probeta y la for-
mación y minimiza la velocidad del lodo en las
proximidades de la probeta, ayudando de este
modo a reducir la erosión del revoque de filtra-
ción y la pérdida de filtrado en el interior de la
formación durante la prueba. Se emplea un pis-
tón de ajuste perforable para empujar el
estabilizador que contiene la probeta contra la
pared del pozo.
La herramienta recibe potencia de una tur-
bina de fondo MWD. La potencia adicional es
provista por una batería, con capacidad para ope-
rar la herramienta de medición de la presión de
formación durante la perforación completa-
mente; por ejemplo durante las pruebas, en que
las bombas están fuera de servicio. Las presiones
de formación son medidas con dos manómetros
de presión aptos para operaciones de perfo-
ración: un sensor de presión CQG reforzado
patentado y un sensor de deformación. Un
segundo sensor de deformación, instalado cerca
de la probeta, mide la presión de pozo en forma
continua. Todos los datos adquiridos durante las
pruebas de formación son almacenados en la
memoria de la herramienta, incluyendo las pre-
siones, temperaturas, volúmenes reales de los
pre-ensayos y las velocidades de caída de pre-
sión, así como la información sobre estado y
operación relacionada con la herramienta. Las
herramientas poseen memoria suficiente como
para almacenar más de 80 pruebas de presión de
cinco minutos.
A la hora de adquirir presiones de formación y
movilidades de fluidos, 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.17
Un pre-ensayo optimizado o de tiempo
limitado consiste en un pequeño pre-ensayo ini-
cial durante el cual se prueba la formación para
determinar sus propiedades dinámicas, seguido
de uno o más pre-ensayos optimizados, preferen-
temente de mayor volumen. Los pre-ensayos
38 Oilfield Review
> Datos de presión en tiempo real. En este ejemplo de prueba de campo, los
datos de presión, presentados como triángulos abiertos, se muestran en tiempo
real, en la superficie, durante un pre-ensayo limitado a un tiempo de 5 minu-
tos, realizado con las bombas de lodo en funcionamiento, circulando a una
velocidad de aproximadamente 2,271 L/min [600 galones americanos/min]. La
velocidad de transmisión del sistema de telemetría para esta prueba fue de 6
bits/s. Los círculos coloreados representan los marcadores de eventos prin-
cipales identificados a medida que se adquieren los datos. El primer marcador
(1) identifica la presión de pozo antes de la prueba, el segundo marcador (2)
indica el inicio del incremento de presión para la etapa de investigación; el
tercer marcador (3) muestra la estimación de la presión de formación de la
etapa de investigación; el cuarto marcador (4) identifica el inicio del incremen-
to de presión para la etapa de medición; y el quinto marcador (5) representa la
presión de formación, determinada durante la etapa de medición. Se determinó
que la movilidad del fluido de formación era de aproximadamente 1.4 mD/cP.
2,000
1,000
0
0 100 200 300
Tiempo, s
400 500
Presión,lpc
Pre-ensayo
correspondiente
a la fase de
investigación
Datos
de presión
1
2
3
4
5
Pre-ensayo
correspondiente
a la fase
de medición
Primera estimación de
la presión de formación
Estimación final de
la presión de formación
> La herramienta StethoScope 675. La herramienta tiene una longitud de 9.1 m [31 pies]; posee un collar
de 6.75 pulgadas con un estabilizador de 8.25 pulgadas o un estabilizador opcional de 9.25 pulgadas. El
estabilizador está compuesto por una sección en espiral de cuatro aletas en el extremo inferior y dos
aletas rectas en el extremo superior. El empacador y la probeta están instalados en la aleta del estabi-
lizador (negro). La aleta del estabilizador descansa, o se presiona, 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), eliminando la necesidad de orientación del estabilizador de 8.25 pulgadas en agujeros de hasta
10.5 pulgadas. La probeta puede extenderse fuera de la aleta 3
⁄4 de pulgada, pero normalmente sólo se
desnivela con respecto a la superficie de la aleta y se comprime contra la formación para formar el sello.
Luego la probeta se abre a la formación para obtener una medición de presión. El aro de retención (una
pieza en forma de Q situada alrededor del empacador negro) minimiza la deformación del empacador
durante una prueba, ayudando a mantener un sello efectivo (inserto).](https://image.slidesharecdn.com/presionesdelasperforaciones-150426173925-conversion-gate01/85/Presiones-de-las-perforaciones-13-320.jpg)
![Invierno de 2005/2006 39
optimizados son diseñados en el fondo del pozo
por los sistemas lógicos de la herramienta que
utilizan la información obtenida de pruebas pre-
vias, de modo que al cabo de un tiempo de prueba
prescripto se hayan alcanzado múltiples presio-
nes de formación estabilizadas. Se realizarán
tantas pruebas como sean necesarias para al-
canzar presiones estabilizadas en el tiempo
prescripto; para las formaciones con bajas movili-
dades, esto puede resultar en un solo período de
flujo (caída de presión).
En la etapa correspondiente a las pruebas de
campo, en el área marina de Noruega, se emplea-
ron pre-ensayos de modo fijo. En la herramienta
StethoScope, se dispone de cuatro secuencias de
pre-ensayos de modo fijo que utilizan diferentes
parámetros de pruebas pre-establecidos (dere-
cha). 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, dentro de un período
especificado, que en general es de 5 minutos. Si
son consistentes, estas dos mediciones de pre-
sión independientes por localización, o estación,
de prueba junto con una estimación de la mo-
vilidad del fluido de formación, generan
confiabilidad en el resultado final de la presión.
La comparación de las dos presiones obtenidas,
junto con la movilidad computada, permite reve-
lar los efectos de un ambiente de presión
estático o dinámico. Una estimación de la movi-
lidad del fluido de formación, de un orden de
magnitud, ayuda a decidir qué secuencia de
modo fijo particular utilizar en cualquier situa-
ción dada; sin embargo, existe suficiente
superposición en sus rangos de aplicación, de
modo que esta decisión no es crítica.
La comunicación hacia y desde la herra-
mienta se realiza por medio del servicio de
telemetría de alta velocidad durante la perfora-
ción TeleScope, diseñado específicamente para
proporcionar un incremento de la velocidad de
transmisión de datos y del ancho de banda para
la entrega de datos. Un protocolo de telemetría
especial para ser utilizado con el sistema de tele-
metría Telescope permite que un dispositivo
unitario, tal como la herramienta StethoScope,
monopolice la transmisión de datos cuando posee
un gran volumen de datos para transmitir a lo
largo de un intervalo de tiempo corto. La combi-
nación del sistema TeleScope con la transmisión
de datos en función de la demanda permite visua-
lizar los datos StethoScope en la superficie, en
tiempo real (página anterior, abajo).
Durante la ejecución de las pruebas de
campo, se evaluó el desempeño de la herra-
mienta tanto en formaciones de baja movilidad
(menos de 0.2 mD/cP) como en formaciones de
alta movilidad (más de 350 mD/cP), comparán-
dose la mayoría de los datos adquiridos con datos
de presión y núcleos obtenidos con la herra-
mienta MDT operada con cable. Las pruebas se
llevaron a cabo en un pozo vertical, en pozos
altamente desviados (con ángulos de hasta 75°) y
en un pozo horizontal, con velocidades de circu-
lación que oscilaron entre la puesta fuera de
servicio de las bombas y 2,300 L/min [600 galo-
nes americanos/min]. Para evaluar los efectos
del tiempo transcurrido desde la perforación, las
mediciones de presión se obtuvieron entre una y
43 horas después de que la barrena penetrara la
profundidad de la prueba. 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.
Las pruebas de campo llevadas a cabo en
Noruega establecieron que las mediciones de pre-
sión en tiempo real obtenidas con la herramienta
StethoScope son comparables con las adquiridas
con los probadores MDT operados con cable, bajo
condiciones similares de permeabilidad, tipo de
lodo y pozo. En general, las mediciones de pre-
sión más precisas se obtuvieron en las
formaciones con valores de movilidad más eleva-
dos, con las bombas fuera de servicio, o cuando se
utilizó una velocidad de circulación lo más baja y
17. Pop J, Follini J-M y Chang Y: “Optimized Test Sequences
for Formation Tester Operations,” artículo de la SPE
97283, presentado en la Reunión de 2005 del Área Marina
de Europa, Aberdeen, 6 al 9 de septiembre de 2005.
Pre-ensayo 1
Tasa
de flujo,
cm3
/s
Volumen,
cm3
Tiempo de
incremento
de presión, s
Tasa
de flujo,
cm3
/s
Volumen,
cm3
Tiempo
total, s
0.2
0.3
0.5
1.0
2
5
10
10
450
100
100
60
0.2
0.3
1.0
2.0
0.5
6.0
15.0
15.0
900
300
300
180
Pre-ensayo 2
Movilidad
K/µ, (mD/cP)
A:
B:
C:
D:
≥ 0.1
≥ 1
≥ 10
≥ 100
1,800
1,600
1,400
1,200
1,000
800
600
Presión,lpc Tiempo transcurrido, s
100 200 300 400 500 600 700 800
Presión de pozo
Bombas fuera de servicio
Pre-ensayo 1 Pre-ensayo 2
Bombas en funcionamiento
> Pre-ensayos de modo fijo, A a D, con dos pares de períodos de caída e in-
cremento de la presión. Los parámetros se eligen de modo de cubrir un amplio
rango de movilidad de los fluidos de formación (extremo superior). Los pará-
metros 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 “me-
dición”). La gráfica (extremo inferior) demuestra la respuesta de la herramien-
ta StethoScope durante la prueba de una formación de caliza de 1.5 mD/cP
utilizando una secuencia de pre-ensayos similar a la de modo fijo, Tipo B.
Durante esta prueba, se extendió el segundo período de incremento de pre-
sión, lo que permitió a los ingenieros observar el tiempo de estabilización de la
presión mediante una secuencia de prueba más larga que la normal. Existe una
variación en la medición de la presión de formación cuando se obtienen las
mediciones con las bombas en funcionamiento (rojo), a una velocidad de 1,363
L/min [360 galones americanos/min], y con las bombas fuera de servicio (azul).](https://image.slidesharecdn.com/presionesdelasperforaciones-150426173925-conversion-gate01/85/Presiones-de-las-perforaciones-14-320.jpg)
![5004003002001000
200
250
300
350
400
450450
500
550
600
Presión,bares
Tiempo, s
Herramienta de
medición durante
la perforación
Prueba 7: Sin circulación
Herramienta de medición durante la perforación
Prueba 6: 1,850 a 2,250 L/min
Herramienta de
medición durante
la perforación
Prueba 5: 2,262 L/min
Prueba MDT: 20 cm3
a 20 cm3
/min
Comienzo del cambio
en la circulación
401
402
403
404
405
406
407
Presión,bares
Tiempo, s
450150 200 250 300 350 400
Herramienta de medición durante la perforación
Prueba 6: 1,850 a 2,250 L/min
Comienzo del
cambio en la
circulación
Herramienta de medición durante la perforación
Prueba 5: 2,262 L/min
Herramienta de medición
durante la perforación
Prueba 7: Sin circulación
Prueba MDT
constante posible, y durante los viajes de salida
del pozo (abajo). Las mediciones obtenidas
durante el proceso de perforación deberían reite-
rarse en las estaciones seleccionadas durante los
viajes de salida del pozo para confirmar los valo-
res de presión obtenidos, especialmente si se
sospecha la existencia de sobrecarga.
Los ingenieros determinaron que para las for-
maciones con movilidades de fluido por debajo
de 5 mD/cP, existe una clara ventaja con respecto
a la adquisición de las presiones de formación
con las bombas fuera de servicio. 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. Las velocidades de circula-
ción elevadas pueden favorecer la erosión de un
revoque de filtración establecido, lo que se tra-
duce en sobrepresiones de formación aún cuando
transcurra un período prolongado entre la perfo-
ración y la prueba de presión. No siempre es
seguro asumir que el efecto de sobrecarga se
reduce con el tiempo después de la perforación.
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.
La prueba de campo realizada por Statoil y
Schlumberger en el Mar del Norte arrojó resulta-
dos positivos. La herramienta StethoScope
demostró su capacidad para medir con precisión
las presiones de formación en tiempo real, sin
necesidad de orientar la herramienta o incurrir
en un tiempo improductivo excesivo. En las
formaciones en las que la movilidad es suficien-
temente alta, 5 mD/cP o un valor superior, las
mediciones de la herramienta StethoScope son
de igual calidad que las adquiridas con la herra-
mienta MDT. Hoy en día, ambas herramientas
están ayudando a los ingenieros, geólogos y per-
foradores a tomar decisiones rápidas, reducir la
incertidumbre asociada con la perforación y
generar ahorros de tiempo y dinero.
Mediciones de presión de formación
durante la perforación en el Golfo de México
En los ambientes de perforación y producción de
aguas profundas, los operadores se esfuerzan por
reducir el riesgo, la incertidumbre y el costo. Un
ejemplo lo constituye la Unidad de Producción
Ram Powell, operada por Shell Offshore.
Cubriendo ocho bloques del área Viosca Knoll, en
el sector oriental del Golfo de México, EUA, los
pozos se localizan en profundidades de agua que
oscilan entre 609 y 1,219 m [2,000 y 4,000 pies], a
unos 200 km [125 millas] al este-sudeste de
Nueva Orleáns. La producción comenzó en sep-
tiembre de 1997, convirtiéndolo en uno de los
campos de petróleo más maduros del área de
aguas profundas del Golfo de México.18
Cinco areniscas comerciales situadas a una
profundidad vertical verdadera (TVD, por sus
siglas en inglés) que oscila entre 1,676 y 4,114 m
[5,500 y 13,500 pies] bajo el nivel del mar son las
que aportan la mayor parte de la producción de
Ram Powell. Los geólogos e ingenieros reevalua-
ron el campo entre 2001 y 2003, incluyendo
levantamientos sísmicos repetidos que identifi-
caron oportunidades para la perforación de
pozos de relleno potencialmente sin drenar.
En enero de 2004, Shell puso en marcha acti-
vidades de re-desarrollo. Los ingenieros
observaron un alto grado de riesgo e incertidum-
bre en los nuevos proyectos de perforación. Los
nuevos objetivos requerían la perforación de
pozos direccionales complicados. Como conse-
cuencia de la producción, se habían agotado
40 Oilfield Review
> Medición de la presión en una formación de baja movilidad. Se realizaron tres secuencias de pruebas
StethoScope (extremo superior), a la misma profundidad pero bajo diferentes velocidades de circula-
ción de lodo en una formación de 3 mD/cP: una velocidad de 2,262 L/min [597 galones americanos/min]
(Prueba 5); una velocidad que cambió de 1,850 a 2,250 L/min [489 a 594 galones americanos/min]
(Prueba 6); y una prueba con las bombas fuera de servicio (Prueba 7). Todas las pruebas realizadas
durante la perforación corresponden al pre-ensayo Tipo C. Con fines comparativos, se muestran los
datos de un probador MDT para un pre-ensayo realizado unos 24 días después de las pruebas
StethoScope. La gráfica (extremo inferior) muestra los detalles del incremento de presión final. Aquí,
los efectos dinámicos del pozo pueden observarse claramente mediante la comparación de las prue-
bas durante la perforación, con las bombas en funcionamiento y las bombas fuera de servicio, con la
prueba de la herramienta MDT, en la que el revoque de filtración debería haber alcanzado una resis-
tencia máxima.](https://image.slidesharecdn.com/presionesdelasperforaciones-150426173925-conversion-gate01/85/Presiones-de-las-perforaciones-15-320.jpg)
![Invierno de 2005/2006 41
además numerosas areniscas productivas, lo que
las hacía inestables y difíciles de perforar. Si
bien estas circunstancias dificultaban aún más
la evaluación de formaciones, la incertidumbre
adicional aumentaba la necesidad de disponer
de evaluaciones de formaciones durante la per-
foración.
Para reducir el costo y mejorar la eficiencia,
los ingenieros de Shell y Schlumberger planifica-
ron utilizar las tecnologías LWD y MWD para
evaluar el yacimiento y el ambiente de perfora-
ción en tiempo real, en el Pozo 2 de la campaña
de re-desarrollo. Los ingenieros seleccionaron
un arreglo de fondo de pozo (BHA, por sus siglas
en inglés) compuesto por un sistema rotativo
direccional PowerDrive Xtra, una serie de herra-
mientas de Evaluación de Formaciones y de
generación de Imágenes durante la Perforación
VISION de 6.75 pulgadas y los componentes de la
herramienta StethoScope; todos posicionados
debajo de un agujereador. La serie VISION inclu-
yó una herramienta de resistividad con un collar
(portamecha) de 63
⁄4 pulgadas arcVISION675,
una herramienta de Densidad-Neutrón Azimutal
de 6.75 pulgadas adnVISION675 y una herra-
mienta de resonancia magnética nuclear (RMN)
de 6.75 pulgadas proVISION675. El servicio de
telemetría TeleScope proporcionó la transmisión
y el control de datos en tiempo real.
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 yaci-
miento dinámicos. 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, y per-
mitió que los ingenieros de yacimiento y los
geólogos tomaran decisiones de colocación de
pozos oportunas.
Después de que el perforador asentara la tube-
ría de revestimiento de 113
⁄4 pulgadas a 3,192 m
[10,474 pies] de profundidad medida (MD, por
sus siglas en inglés), se perforó la sección inicial
del pozo de 105
⁄8 pulgadas, con una inclinación de
aproximadamente 45° entre 3,205 y 4,782 m
[10,514 y 15,688 pies] MD. El petrofísico de Shell
seleccionó los puntos de medición de la presión
de formación utilizando los datos de la herra-
mienta de densidad-neutrón para determinar la
ubicación de las areniscas objetivo. Una vez en la
18. Volokitin Y, Stachowiak J y Bourgeois T: “Value of
Specialized While Drilling Measurements: Recent
Experience in Ram/Powell, GOM,” Transcripciones del
46o Simposio Anual de Adquisición de Registros de la
SPWLA, Nueva Orleáns, 26 al 29 de junio de 2005,
artículo C.
El cuarzo es uno de los diversos minerales
que posee propiedades piezoeléctricas.
Cuando se aplica presión a un cristal de
cuarzo, se crea una carga eléctrica positiva
en uno de los extremos del cristal y una
carga negativa en el otro. Los cristales de
cuarzo también son intensamente
fotoeléctricos; los cambios de temperatura
producen el desarrollo de cargas positivas y
negativas dentro del cristal.
Un cristal de cuarzo correctamente
cortado posee una frecuencia resonante de
vibración, similar a un diapasón. Cuando el
cuarzo vibra, se produce una variación
sinusoidal detectable en la carga eléctrica
sobre su superficie. El esfuerzo inducido por
la presión, aplicado al cristal, hace que la
frecuencia de la onda senoidal varíe en
forma predecible y precisa. Estas propieda-
des convierten al cuarzo en un elemento
valioso para muchas aplicaciones relaciona-
das con dispositivos electrónicos y aplicacio-
nes de detección, incluyendo los sensores de
presión utilizados en los campos petroleros.
Los investigadores del Centro de
Investigaciones Doll de Schlumberger en
Ridgefield, Connecticut, EUA, 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, a la
derecha).1 El proyecto fue transferido a
Schlumberger-Flopetrol, Melun, Francia, en
1982. El equipo de desarrollo contó con el
soporte de los investigadores de la École
Nationale Supérieure de Mécanique et des
Microtechniques de Besançon, Francia.
Los sensores de presión son sensibles a las
variaciones de temperatura y presión y
deben ser corregidos por las fluctuaciones
de temperatura. El sensor CQG mejoró con
respecto a los transductores de presión de
cristal previos, ya que provee mediciones de
temperatura y presión simultáneas a partir
de un solo elemento sensible, lo que elimina
los problemas asociados con el retardo ter-
mal existente entre los sensores de presión y
temperatura separados. Este sensor produce
un error pico pequeño, inducido por condi-
ciones transitorias. Los errores transitorios
se minimizan ulteriormente a través de la
aplicación de un algoritmo de compensación
de temperatura dinámico, basado en un
modelo simple del sensor. Los sensores CQG
operan en forma eficaz a presiones que os-
cilan entre 14.5 y 15,000 lpc [0.1 y 103.4
MPa] y en un rango de temperatura que
fluctúa entre 25 y 150°C [77 y 300°F].
En 1989, el sensor CQG fue optimizado
para su fabricación comercial y se utilizó en
numerosas aplicaciones de detección de la
presión en campos petroleros, incluyendo la
herramienta MDT. Más recientemente, el
sensor CQG fue robustecido para aplicacio-
nes LWD y MWD y, hoy en día, constituye el
sensor de presión por excelencia tanto en el
probador StethoScope como en la
herramienta PressureXpress.
Sensores de presión de cuarzo
1. Los dispositivos electrónicos de la placa de
resonancia del sensor CGQ excitan y mantienen dos
modos de oscilación mecánica. Uno es más sensible
a los esfuerzos laterales causados por la presión
aplicada en el sensor, el otro es más sensible a las
variaciones de temperatura. 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.
> Sensor para obtener mediciones de presión
compensadas por la temperatura. El sensor
CQG de aletas, de cristal (dorado), es un
resonador de modo dual en el que un modo
depende de la presión aplicada y el otro
modo, de la temperatura aplicada. Las
mediciones de presión y temperatura se
obtienen exactamente al mismo tiempo.](https://image.slidesharecdn.com/presionesdelasperforaciones-150426173925-conversion-gate01/85/Presiones-de-las-perforaciones-16-320.jpg)
![estación, la herramienta StethoScope inició auto-
máticamente una secuencia de flujo (caída de
presión)–espera (incremento de presión)–retrac-
ción. Después de cada medición de presión, la
probeta se replegaba y la herramienta se despla-
zaba hacia la siguiente estación. El tiempo
promedio transcurrido en cada estación fue de
unos 10 minutos o menos por medición.
Las mediciones de la presión de formación en
tiempo real mostraron un buen soporte de la pre-
sión dentro del yacimiento y confirmaron que la
zona de baja resistividad en la base de la arenisca
objetivo correspondía a petróleo barrido, lo que
indicaba un contacto agua/petróleo más elevado
que lo esperado. Mediante la utilización de estos
datos en tiempo real, los ingenieros de Shell deci-
dieron desviar la trayectoria del pozo. El pozo
nuevo se colocó en una posición estructural más
alta del yacimiento, perforando echado (buza-
miento) arriba entre 3,506 y 5,167 m [11,501 y
16,952 pies] MD, con una inclinación de 58°. Las
mediciones de presión confirmaron la existencia
de buena conectividad dentro del yacimiento, de
modo que el pozo se entubó hasta la profundidad
final.
Los datos de RMN proVISION675 ayudaron a
los ingenieros a calibrar los cálculos de las arenis-
cas netas y mejorar la evaluación petrofísica de las
areniscas laminadas. 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, permeabilidad, tamaño de grano y arenisca
neta. 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.
En total, se obtuvieron 26 mediciones de pre-
sión; 13 durante la perforación de la sección
inicial y las otras 13 durante la perforación del
pozo de re-entrada. Las mediciones de presión
proporcionaron información crítica para la toma
de decisiones de perforación de pozos de re-
entrada y el diseño de las terminaciones. Las
presiones se obtuvieron con éxito tanto en las
areniscas masivas como en las areniscas lamina-
das (derecha).
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. Los ingenie-
ros pueden realizar evaluaciones complejas en
base a los datos MWD únicamente, lo que reduce
significativamente el riesgo, el costo y la incerti-
dumbre asociados con la perforación de pozos de
desarrollo en aguas profundas.
42 Oilfield Review
Porosidad neutrónica
% 00.6
Porosidad neutrónica
% 00.6
Rayos gamma
°API 1500
Rayos gamma
°API 1500
Factor fotoeléctrico
b/e 200
Factor fotoeléctrico
b/e 200
Densidad del cuadrante
inferior adnVISION
g/cm3
2.651.65
Densidad del cuadrante
inferior adnVISION
g/cm3
2.651.65
100
Resistividad de atenuación
combinada de 40 pulgadas
Resistividad de atenuación
combinada de 40 pulgadas
Pozo de re-entrada Pozo original
100
XX,800
Prof.Presión de formación
200 lpc por división
Presión
hidrostática
30 lpc por división
XX,900
Pozo de re-entrada
Pozo original
4 4
3 3
5 5
6 6
7 7
8 8
9 9
11 12 11 111012
13
1 1
2 2
5 5
6 6
7 7
9 9 8
13 13
11 11
10 10
13
XY,000
> Utilización de los datos adnVISION para ayudar a seleccionar las estaciones de medición de la pre-
sión. Los datos de densidad de la herramienta de adquisición de registros adnVISION675 (Carriles 3 y
4 - rojo) ayudaron a seleccionar las estaciones a ser probadas con la herramienta de medición de pre-
sión StethoScope. Los Carriles 1 y 2 muestran la presión de formación y la presión hidrostática, respec-
tivamente, del agujero original (círculos rojos) y del pozo de re-entrada (círculos verdes). Las zonas
con menor densidad poseen mayor porosidad y movilidad de fluidos.](https://image.slidesharecdn.com/presionesdelasperforaciones-150426173925-conversion-gate01/85/Presiones-de-las-perforaciones-17-320.jpg)
![Invierno de 2005/2006 43
Los ingenieros estiman que la obtención de
mediciones de presión de formación durante la
perforación y sus mediciones asociadas posibili-
taron un ahorro de más de US$ 1 millón (dólares
estadounidenses), mediante la eliminación de
dos carreras de mediciones de presión con
herramientas operadas con la columna de perfo-
ración. Además, los datos RMN obtenidos
durante la perforación proporcionaron informa-
ción importante sobre la viscosidad del fluido y
la textura de las rocas para el cálculo de las are-
niscas netas, además de estimaciones de la
permeabilidad y del tamaño de grano, que se uti-
lizaron en el diseño de la terminación de pozos.
Shell tiene previsto continuar utilizando las tec-
nologías de medición de presión durante la
perforación y otras tecnologías de medición en
tiempo real para mejorar la eficacia y reducir el
riesgo, particularmente en los proyectos de
aguas profundas que plantean serios desafíos.
Presiones de yacimiento precisas
y obtenidas rápidamente
Las pruebas de formaciones efectuadas con
herramientas operadas con cable han sido reco-
nocidas durante mucho tiempo como claves para
la recolección de información esencial que
ayuda a identificar los fluidos en sitio, la distri-
bución de la presión y las propiedades dinámicas
de un yacimiento. Si bien medían las presiones
de formación con precisión, las técnicas previas
requerían que una herramienta operada con
cable permaneciera fija por períodos relativa-
mente largos, mientras se probaba la formación.
Esto resulta particularmente cierto en zonas de
baja movilidad en las que los tiempos de evalua-
ción más prolongados incrementan el costo y
riesgo de atascamiento de las herramientas.19
Ahora, 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.
Los ingenieros del Centro de Productos
Riboud de Schlumberger en Clamart, Francia,
integraron versiones avanzadas del sensor CQG y
del manómetro de presión Sapphire en la herra-
mienta PressureXpress. Estos sensores de
presión proveen mediciones de presión de alta
resolución, compensadas dinámicamente por la
temperatura (arriba).
Las herramientas para pruebas de formacio-
nes utilizadas previamente dependían de
sistemas de pre-ensayos de accionamiento
hidráulico que se monitoreaban y controlaban
desde la superficie. El tiempo de retardo exis-
tente entre los comandos de superficie y los
cambios introducidos en el accionador de mues-
treo hidráulico de fondo limitaba el control del
volumen del pre-ensayo. El sistema fue redise-
ñado, 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, lo que
mejoró significativamente la estabilidad y preci-
sión tanto de la velocidad como del volumen del
pre-ensayo. La transferencia de los controles y
los comandos desde la superficie hasta el cartu-
cho electrónico de fondo de pozo mejoró el
tiempo de respuesta, posibilitando volúmenes de
pre-ensayo de tan sólo 0.1 cm3 [0.006 pulg.3].
Los probadores de formaciones han sido
corridos tradicionalmente solos o en la parte
inferior de una sarta de herramientas operadas
con cable, debido a su incapacidad para transmi-
tir la telemetría de otras herramientas operadas
similarmente. La implementación del nuevo
hardware cableado y de un sistema de teleme-
tría de software nuevo ahora permite realizar
combinaciones con todas las demás herramien-
tas operadas con cable, que pueden ser corridas
en cualquier lugar, por encima o por debajo de la
nueva herramienta.
19. Manin Y, Jacobson A y Cordera J: “A New Generation
of Wireline Formation Tester,” Transcripciones del 46o
Simposio Anual de Adquisición de Registros de la
SPWLA, Nueva Orleáns, 26 al 29 de junio de 2005,
artículo M.
> Herramienta de medición de presión operada con cable. El diámetro y el perfil de la herramienta PressureXpress
están diseñados para reducir el riesgo de atascamiento. 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.](https://image.slidesharecdn.com/presionesdelasperforaciones-150426173925-conversion-gate01/85/Presiones-de-las-perforaciones-18-320.jpg)
![A lo largo del año 2004, el servicio
PressureXpress fue probado en el campo en un
total de 57 operaciones y se realizaron más de
1,300 pre-ensayos en una amplia gama de ambien-
tes, incluyendo areniscas y formaciones carbona-
tadas (arriba). Estas formaciones estaban
compuestas por fluidos que oscilaban entre gas y
petróleo pesado, bajo proyectos de recuperación
por inyección de vapor. Las temperaturas de
fondo de pozo fluctuaban entre aproximadamente
38 y 154°C [100 y 310°F], a presiones hidrostáti-
cas de 0 a 13,000 lpc [0 a 90 MPa].
Los ingenieros incorporaron el sistema de
pruebas de presión inteligente, controlado diná-
micamente, 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. En formaciones con
movilidades de fluidos superiores a aproximada-
mente 1 mD/cP, 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. En formaciones compactas, el
sistema de pre-ensayo puede seleccionar volúme-
nes de fluido de tan sólo 0.1 cm3, posibilitando
tiempos de prueba mínimos (próxima página,
arriba).
En ciertas áreas de Texas, los yacimientos de
areniscas gasíferas compactas pueden exhibir
permeabilidades que oscilan entre algunos
microdarcies y decenas de milidarcies. En estos
campos, la producción de gas depende de tra-
tamientos de fracturamiento hidráulico para
proveer el conducto para el flujo de los fluidos de
yacimiento. En muchos casos se trata de áreas
maduras y parcialmente agotadas, lo que se tra-
duce en grandes diferencias de presión entre los
estratos del yacimiento. La determinación exacta
de estas presiones es clave para la optimización
de los programas de fracturamiento hidráulico.
Los intentos fallidos de medición de las
presiones con herramientas convencionales con-
dujeron al fracturamiento de todo el espesor
prospectivo, incluyendo las zonas agotadas, lo
que se tradujo en costos de terminación innece-
sarios y pérdidas de producción. Para un pozo,
los ingenieros de Schlumberger utilizaron el ser-
vicio PressureXpress; hubo 58 intentos de
pre-ensayos y se midieron 56 presiones de forma-
ción en menos de siete horas. Los datos obtenidos
del programa de pruebas permitieron identificar
zonas en la sección prospectiva intermedia agota-
das con presiones de 4,000 lpc [27.6 MPa],
mientras que los últimos 152 m [500 pies] de
zona productiva aún se encontraban a una pre-
sión relativamente alta (próxima página, abajo).
Los ingenieros diseñaron un procedimiento de
estimulación por fracturamiento hidráulico de
cuatro etapas. Si bien se bombearon seis etapas
menos que en los pozos previos, la producción se
incrementó en más del 50%. Esto representó un
ahorro de más de US$ 400,000 en costos de frac-
turamiento para el operador.
44 Oilfield Review
Saturación
de agua
AIT H
Micro inversa
computadaRayos gamma
°API 1500
Calibre
Pulgadas 200
ohm.m 100
Micro normal
computada
Permeabilidad
No se recomienda prueba
Pre-ensayo lento
Efecto del gas entre DPHZ y TNPH
Compacto
Pre-ensayo normal
Pre-ensayo rápido
ohm.m 100
Volumen de arcilla
— 10
Investigación de 90 pulgadas AIT H
ohm.m 2,0000.2
Investigación de 20 pulgadas AIT H
ohm.m 2,0000.2
Porosidad Densidad con
Resolución Estándar (DPHZ)
% 00.6
Porosidad Neutrón Termal con
Corrección por Efectos Ambientales (TNPH)
% 00.6
Investigación de 10 pulgadas AIT H
ohm.m 2,0000.2
Investigación de 60 pulgadas AIT H
ohm.m 2,0000.2
Investigación de 30 pulgadas AIT H
ohm.m 2,0000.2
20. Para obtener más información sobre monitoreo sísmico
con la técnica de repetición, consulte: Alsos T, Eide A,
Astratti D, Pickering S, Benabentos M, Dutta N, Mallick
S, Schultz G, den Boer L, Livingstone M, Nickel M,
Sønneland L, Schlaf J, Schoepfer P, Sigismondi M, Soldo
JC y Strønen LK: “Aplicaciones sísmicas a lo largo de la
vida productiva del yacimiento,” Oilfield Review 14, no. 2
(Otoño de 2002): 54–71; y Aronsen HA, Osdal B, Dahl T,
Eiken O, Goto R, Khazanehdari J, Pickering S y Smith P:
“El tiempo lo dirá: Contribuciones clave a partir de datos
sísmicos de repetición,” Oilfield Review 16, no. 2 (Otoño
de 2004): 6–17.
21. Burgess K, Fields T, Harrigan E, Golich GM, MacDougall
T, Reeves R, Smith S, Thornsberry K, Ritchie B, Rivero R
y Siegfried R: “Pruebas de formación y obtención de
muestras de fluidos a través del revestimiento,” Oilfield
Review 14, no. 1 (Verano de 2002): 50–63.
> Localización de las estaciones de pruebas de presión durante la adquisición de registros. Durante la
bajada de la herramienta integrada de adquisición de registros con cable PlatformExpress, combinada
con la herramienta PressureXpress, se obtiene como salida una estimación en tiempo real de la
movilidad de los fluidos de formación utilizando la correlación k-lambda; un estimador de la permea-
bilidad para formaciones siliciclásticas. Los ingenieros utilizan esta información con el fin de ayudar a
seleccionar zonas para la ejecución de pruebas de presión (Carril 5). Los datos de salida también ayu-
dan 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.](https://image.slidesharecdn.com/presionesdelasperforaciones-150426173925-conversion-gate01/85/Presiones-de-las-perforaciones-19-320.jpg)
![9,000
8,500
10,000
Profundidad,pies
0 2,000
Presión, lpc
Gradiente del lodo, 0.493 lpc/pie
4,000 6,000
9,500
11,000
10,500
Invierno de 2005/2006 45
Manejo de las presiones de yacimiento
Las geopresiones llevan el petróleo desde un yaci-
miento hasta un pozo productor. Cuando
comienza la producción, 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. Con la extracción del petróleo y la
subsiguiente caída de presión que se produce en
el yacimiento, el petróleo, el agua y la roca se
expanden. Los cambios de presión, la expansión y
el movimiento de todos estos materiales inciden
en la producción de petróleo.
Una vez que un yacimiento se encuentra en
producción, los ingenieros y geofísicos utilizan
diversas técnicas para monitorear el movimiento
de los fluidos y los cambios de presión. Los avan-
ces registrados recientemente en las imágenes
sísmicas permiten la adquisición de levanta-
mientos 3D con el tiempo, que se conocen como
levantamientos sísmicos de repetición o levanta-
mientos sísmicos de cuatro dimensiones (4D).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 mejo-
rar la eficiencia de la recuperación.
Desde un punto de vista puramente mecá-
nico, los datos de geopresión son relativamente
fáciles de obtener durante o inmediatamente
después de la operación de perforación. Como se
analizó previamente, las herramientas de medi-
ción de la presión durante la perforación, en
tiempo real, tales como el sistema StethoScope,
están proporcionando a los ingenieros valiosos
datos de geonavegación y yacimientos para el
diseño de terminaciones de pozos, mientras que
las herramientas operadas con cable, tales como
el servicio PressureXpress, proveen datos de
presión y movilidad precisos inmediatamente
después de perforado el pozo. Pero se plantea un
problema: una vez que se entuba el pozo, estas
herramientas no pueden acceder a la formación
donde no existe ningún disparo. En consecuen-
cia, con el tiempo, las presiones conocidas pasan
a ser desconocidas y las decisiones de produc-
ción se vuelven más inciertas.
Mediante la utilización de sensores similares
a los instalados en las herramientas de medición
de la presión durante la perforación y de medi-
ción de la presión mediante herramientas
operadas con cable, los ingenieros de Schlumber-
ger diseñaron el Probador de la Dinámica de
Formación de Pozo Entubado CHDT, que es capaz
de medir la presión y extraer muestras de fluidos
desde la parte posterior de un pozo entubado.21
Presión,lpc
3,200
0 100 200 300 400
Tiempo, s
500 600 700 800
3,400
3,600
3,800
4,000
4,200
4,400
4,600
Presión de lodo antes de la prueba, lpc:
Presión de lodo después de la prueba, lpc:
Último incremento de presión, lpc:
Movilidad durante la caída de presión, mD/cP:
4,436.22
4,428.86
3,809.33
0.01
> Identificación de zonas agotadas. La comparación entre las presiones de for-
mación (rojo) y el gradiente dado por el lodo (verde) permite identificar zonas
agotadas en 4,000 lpc [27.5 MPa], en la porción intermedia del yacimiento,
mientras que los últimos 500 pies de zona productiva aún se encuentran a
una presión relativamente alta.
> Sistema de pre-ensayo electromecánico para reducir el tiempo transcurrido en la estación. En el tiem-
po 0 s, la herramienta PressureXpress se encuentra en la estación y como aún no está fijada, la presión
en la línea de flujo lee la presión de lodo del pozo; es decir, aproximadamente 4,430 lpc [30.5 MPa] (cua-
drado negro, a la izquierda). La herramienta se coloca luego hidráulicamente, lo que corresponde a un
incremento de la velocidad de bombeo hidráulico (verde). La curva de presión (negro) mide una caída
de presión de pre-ensayo en una formación de 0.01-mD/cP a aproximadamente 45 s, seguida de un
incremento de presión gradual. Después de unos 200 s, la herramienta inició una segunda caída de
presión (triángulos rojos), extrayendo un volumen de 0.1 cm3 de fluido de la formación. Entre 280 s y
680 s, la presión de yacimiento se estabilizó, luego la herramienta se retiró hidráulicamente de la for-
mación (curva verde) y la presión en la línea de flujo aumentó hasta alcanzar la presión de lodo del pozo.
Mediante la utilización de un motor electromecánico, la herramienta de prueba de presión controla con
precisión el volumen y gasto (tasa de flujo) de los pre-ensayos para mantenerlos bajos (0.1 cm3), redu-
ciendo en forma efectiva la duración del incremento de presión y el tiempo transcurrido en la estación.](https://image.slidesharecdn.com/presionesdelasperforaciones-150426173925-conversion-gate01/85/Presiones-de-las-perforaciones-20-320.jpg)
![Invierno de 2005/2006 47
En el Campo Madoes de BP, un campo satélite
del proyecto Eastern Trough Area Project (ETAP)
implementado en el sector central del Mar del
Norte, tres pozos productores se empalman a lo
largo de 20 km [12.5 millas] a la plataforma prin-
cipal. Durante las operaciones de terminación,
los especialistas de campo instalaron un sistema
integrado de monitoreo permanente de la produc-
ción FloWatcher en cada uno de los pozos, para
monitorear la presión, la temperatura, la tasa de
flujo absoluta y la densidad del fluido en los flujos
de agua-petróleo. Los datos obtenidos en tiempo
real con el sistema de monitoreo permitieron a
los ingenieros de producción de BP reaccionar en
forma rápida, disminuyendo la velocidad de pro-
ducción de agua mediante la reducción del
régimen de producción. Si se hubieran basado en
las mediciones de superficie solamente, el pro-
blema habría sido mucho más complejo.
Los ingenieros involucrados en el desarrollo
submarino de aguas profundas del Campo Foina-
ven, situado al oeste de las Islas Shetlands, en el
Mar del Norte, están utilizando sensores de pre-
sión en tiempo real para comprender mejor la
dinámica de flujo del yacimiento, ajustar los regí-
menes de levantamiento artificial por gas y
maximizar la producción. Antes del adveni-
miento de las mediciones de presión de fondo de
pozo en tiempo real, los ingenieros dependían de
los programas de modelado para ayudar a optimi-
zar los regímenes de levantamiento artificial por
gas y, en consecuencia, el régimen de producción
global. Estos modelos requerían de datos provis-
tos por costosos y lentos procedimientos de
pruebas de pozos y, en general, proporcionaban
resultados de precisión limitada. Los sistemas de
monitoreo de presión de fondo de pozo en tiempo
real ahora permiten a los ingenieros de BP ajus-
tar los regímenes de levantamiento artificial por
gas para lograr una presión de flujo de fondo de
pozo mínima y de este modo maximizar los regí-
menes de producción.
La capacidad de rastrear el desempeño del
pozo en base al establecimiento de parámetros
básicos en las primeras etapas de la vida produc-
tiva del pozo y luego obtener, con la técnica de
repetición, mediciones periódicas de índices de
permeabilidad y factores de daño mecánico
mediante el análisis de los incrementos de presio-
nes transitorias, agrega un valor adicional. Esta
capacidad ha permitido la identificación tem-
prana de problemas de desempeño de pozos, la
ejecución de evaluaciones más detalladas y la
optimización de los métodos de intervención de
pozos, con los ahorros de tiempo y costo que todo
esto conlleva.
El equipo del Campo Foinaven también ha
utilizado los datos de los sensores de fondo de
pozo permanentes para mejorar significativa-
mente la comprensión de la conectividad del
yacimiento y luego optimizar las diversas estrate-
gias de inyección de agua y de reemplazo del
agotamiento asociadas. Los ingenieros involucra-
dos en el proyecto estiman que durante un
período de tres años, que comenzó en el año 2000,
el beneficio combinado de estos sistemas de
monitoreo dio cuenta de un porcentaje de pro-
ducción incremental que osciló entre el 1 y el 3%.
Los datos de los sensores continuos en tiempo
real proveen a los ingenieros la información nece-
saria 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.
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 glo-
bal. La medición de la presión a lo largo del ciclo
de vida de un yacimiento es clave para el manejo
del mismo. La medición precisa y eficaz de la pre-
sión ayuda a los ingenieros y geofísicos a manejar
la subsidencia, aumentar la eficiencia de barrido
en las operaciones de recuperación secundaria y
mejorar el desempeño de los activos.
Algunos casos prácticos demuestran que los
ingenieros pueden refinar los modelos sísmicos
de presión de poro, previos a la perforación, uti-
lizando datos de fondo de pozo y luego ajustar
esos modelos con datos obtenidos en tiempo
real, permitiendo operaciones de perforación de
pozos más rápidas y menos costosas, colocacio-
nes de pozos optimizadas y un mejor manejo de
los yacimientos. Conforme se siguen realizando
esfuerzos para definir la próxima revolución
energética, los ingenieros de yacimientos, los
geólogos y los geofísicos están combinando los
desarrollos actuales de las herramientas de
medición de la presión con los avances registra-
dos en las técnicas de interpretación y modelado
sísmicos para optimizar la recuperación y pro-
longar la vida productiva de las reservas de
hidrocarburos conocidas. — DW
Centralizadores y electrodos Empaque de grava
Cedazos (filtros) de arena Cable de resistividad Línea hidráulica al ECP
Cedazos de arena
Agua
Petróleo
Empacador
de producción
Zona 1 Zona 2 Zona 3
ECPECP
Válvula cubierta
(WRFC-E)
Línea eléctrica
a las válvulas
Empacador externo
para tubería
de revestimiento (ECP)
22. Para obtener más información sobre sensores de fondo
de pozo permanentes, consulte: Bates R, Cosad C,
Fielder L, Kosmala A, Hudson S, Romero G y Shanmugam
V: “Examinando los pozos productores: Supervisión de
los sistemas ESP,” Oilfield Review 16, no. 2 (Otoño de
2004): 18–29.
23. “Keeping Watch on Production, Deepwater,” Un
suplemento de Hart’s E&P, Hart Energy Publishing,
agosto de 2004.
24. Para obtener más información sobre manómetros de
presión y sistemas de monitoreo de fondo de pozo,
consulte: Eck J, Ewherido U, Mohammed J, Ogunlowo R,
Ford J, Fry L, Hiron S, Osugo L, Simonian S, Oyewole T y
Veneruso T: “Monitoreo en el fondo del pozo: su evolución,”
Oilfield Review 11, no. 4 (Primavera de 2000): 20–33.
> Instalación de sensores y control de alta complejidad. Conforme evoluciona la tecnología de los sis-
temas de control de fondo de pozo, la complejidad de los componentes de terminación de pozos, moni-
toreo y control continúa aumentando. Los sistemas de terminación de horizontes múltiples que constan
de empacadores, filtros (cedazos) de control de la producción de arena, válvulas de control de flujo
(WRFC-E) y paquetes de sensores para medición de temperatura, presión, resistividad y otros paráme-
tros no son inusuales.](https://image.slidesharecdn.com/presionesdelasperforaciones-150426173925-conversion-gate01/85/Presiones-de-las-perforaciones-22-320.jpg)
Presiones de las perforaciones
- 1. Evaporación Transporte de partículas Sedimentación OcéanoLago Arrastre superficial Condensación Capa freática Estratificación Flujo 26 Oilfield Review Las presiones de las operaciones de perforación y producción Yves 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 hidrocar- buros. 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 inad- vertidos 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 aca- ecida 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 erup- ciones 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 cli- máticos. Los ciclos de evaporación oceánica, saturación atmosférica, condensación y precipi- tación continental alimentaron los ríos que desembocan en los océanos, acarreando consigo grandes volúmenes de rocas erosionadas y mate- rial terrígeno y orgánico marino. Al disminuir la velocidad de transporte, estos materiales se asentaron en cuencas sedimentarias (abajo). > 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.
- 2. Invierno de 2005/2006 27
- 3. Datos de gravimetría de aire libre en el Abanico Congo Grupos de chapopoteras Curvas de nivel batimétricas Posteriormente, a lo largo de los ciclos continuos de enterramiento y compactación, estos materia- les fueron convertidos por la acción del calor, la presión y la actividad orgánica en los diferentes compuestos de hidrocarburos que conocemos con el nombre de petróleo. Así comienza la historia de la geopresión, los hidrocarburos y la producción. En este artículo, examinamos primero el desarrollo de los sistemas geopresionados y luego analizamos los efectos de la presión de formación sobre la perforación, eva- luación, producción y recuperación de hidrocar- buros. Algunos ejemplos del Golfo de México, México y el Mar del Norte, muestran cómo los perforadores, ingenieros y geocientíficos están utilizando técnicas vanguardistas para pronosti- car, medir y manejar la presión, permitiendo que los pozos sean perforados en forma más segura, 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. Desarrollo de los sistemas geopresionados La corteza terrestre externa alberga un complejo sistema de esfuerzos y geopresiones que cons- tantemente procuran alcanzar un estado de equilibrio. Si bien el subsuelo comprende varios rasgos geológicos, bajo diferentes regímenes de presión y esfuerzo, una de las distribuciones de presión del subsuelo más comúnmente estudia- das es la que tiene lugar en los sedimentos relativamente someros depositados en ambientes sedimentarios deltaicos. Los ríos arrojan grandes cantidades de arena, limo y arcilla en cuencas marinas donde se acumulan y litifican a través de millones de años, y por último forman principal- mente arenisca, limolita y lutita. Inicialmente, los sedimentos depositados en las desembocaduras de los ríos son sedimentos no consolidados y no compactados, y poseen una porosidad y una permeabilidad relativamente altas que permiten que el agua de mar rema- nente, o el agua connata, presente en los poros permanezcan en total comunicación hidráulica con el océano que la sobreyace. Con el tiempo y la compactación, conforme se deposita más sedi- mento, el agua sale con dificultad de los espacios porosos y el contacto entre los granos soporta una carga sedimentaria cada vez más grande. Si existe un conducto para que el agua salga, se mantiene el equilibrio en los espacios porosos. Una vez formados, el petróleo y el gas migran en dirección ascendente hacia zonas de menor presión, alcanzando posiblemente la superficie para formar chapopoteras (acumulación de ema- naciones) si no existe ninguna obstrucción mecánica en el camino. Las evidencias geológicas y arqueológicas indican que existieron chapopote- ras naturales en varios lugares del mundo durante miles de años. En ciertos casos, las presiones del subsuelo hacen que grandes volúmenes de hidro- carburos alcancen la superficie. A lo largo de la costa de California, cerca de Goleta Point, EUA, volúmenes comerciales de gas natural continúan saliendo de las fracturas naturales existentes en la corteza terrestre. Allí, los ingenieros diseñaron un singular sistema de recuperación de gas subte- rráneo que ha captado más de 113 millones de m3 [4,000 millones de pies3] de gas natural desde 1982. Este gas natural es suficiente para satisfa- cer las necesidades anuales de más de 25,000 consumidores residenciales típicos de California.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 permi- ten que los hidrocarburos, impulsados por la presión, migren hacia la superficie. Los registros históricos indican que las chapopoteras superficia- 28 Oilfield Review > Chapopotera identificada en el área marina de Angola, África Occidental. Aproximadamente un 75% de las cuencas petrolíferas del mundo contienen chapopoteras de superficie. Saber dónde emergen las chapopoteras de pe- tróleo y gas ayuda a localizar las fuentes de las acumulaciones de petróleo y gas del subsuelo. Los científicos utilizan las imágenes satelitales para ayudar a identificar yacimientos de hidrocarburos potenciales. En esta imagen, los valores de datos de gravimetría de aire libre obtenidos de los datos del Saté- lite 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. Los datos se utilizan también para ayudar a identificar áreas con chapopoteras de hidrocarburos, que se muestran como curvas de contorno delineadas en rojo. La fuente submarina de la chapopotera se localiza típicamente utilizando técnicas de sonar o sís- mica de reflexión somera. Luego, se pueden muestrear los hidrocarburos como ayuda para identificar el tipo de petróleo y el grado de madurez del campo, así como para su correlación con otras chapopoteras submarinas. (Imagen: cortesía del Grupo NPA; contornos de bloques: cortesía de IHS Energy.)
- 4. Invierno de 2005/2006 29 les condujeron al descubrimiento de numerosos yacimientos de petróleo.2 Hoy en día, las imáge- nes aéreas y satelitales ayudan a los geólogos a detectar emanaciones naturales de petróleo y gas que migran desde las grandes profundidades de los océanos, ofreciendo la promesa de las reservas de hidrocarburos aún sin descubrir (página anterior). Afortunadamente, la mayoría de los hidrocar- buros presentes en el subsuelo no escapan hacia la superficie. A medida que el petróleo y el gas migran en dirección ascendente, quedan entram- pados habitualmente debajo de las capas de baja permeabilidad o los sellos. Estos sellos pueden estar constituidos por diversos tipos de rocas, incluyendo lutitas, lutitas calcáreas, areniscas bien cementadas, ceniza volcánica litificada, an- hidrita y sal. Las trampas de hidrocarburos se agrupan fre- cuentemente de acuerdo con los procesos geológicos que las originan, tales como los proce- sos 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). Muchas trampas de hidrocarburos implican combinaciones de rasgos estructurales y estratigráficos pero, una vez entrampados debajo de un sello, los fluidos de yacimiento no poseen comunicación hidráulica con la superficie. Dado el tiempo y las circuns- tancias adecuadas, la presión aumenta en el espacio poroso de las rocas (véase “Causas de la presión anormal,” página 30). El primer petróleo y la incertidumbre de la presión Poco tiempo antes del año 200 aC, los chinos uti- lizaron la geopresión para ayudar a explotar los primeros pozos de gas.3 Otros registros indican que ya en el año 1594, cerca de Bakú, Azerbaiján, se excavaron a mano agujeros o pozos someros de hasta 35 m [115 pies] de profundidad, lo que convirtió a esta área en el primer campo petro- lero real.4 En EUA, la historia de las operaciones de perforación antes del siglo XIX es poco clara, si bien la utilización del petróleo de chapopoteras se destaca en varios de los primeros relatos his- tóricos. En 1821, los perforadores terminaron el primer pozo de EUA, destinado específicamente a la producción de gas natural. Este pozo, situado en Fredonia, Nueva York, EUA, alcanzó una profundidad de 8.2 m [27 pies] y produjo suficiente gas, por impulso de la presión natural, para encender docenas de quemadores en una posada cercana. Posteriormente, en 1859, Edwin L. Drake perforó un pozo exploratorio cerca de Titusville, Pensilvania, EUA, para localizar el ori- gen de una chapopotera de petróleo.5 Al alcanzar una profundidad de 21 m [69.5 pies], los perfora- dores extrajeron sus herramientas del pozo. A las 24 horas, los efectos de la geopresión hicieron que el petróleo llegara a la superficie en forma natural. Afortunadamente para Drake, la presen- cia de chapopoteras de petróleo en el área impidió el incremento de la presión anormal. Uti- lizando una bomba manual, los perforadores produjeron aproximadamente 3.9 m3/d [25 bbl/d] de petróleo. Si bien la producción pronto decayó a unos 1.5 m3/d [10 bbl/d], se dice que el pozo continuó en producción durante un año o un poco más de un año.6 Para comienzos de la década de 1900, los perforadores, geocientíficos e ingenieros recono- cieron la importancia de la geopresión en la producción de petróleo y gas. El descubrimiento de Spindletop, que experimentó un reventón durante la perforación cerca de un domo salino situado a 311 m [1,020 pies] de profundidad, produjo alrededor de 800,000 bbl [127,120 m3] de petróleo en ocho días y aportó a los científi- cos nuevos conocimientos acerca de los efectos de la geopresión anormal relacionada con la pre- sencia de domos salinos.7 Al aumentar la actividad de perforación, la exploración alcanzó territorios nuevos e inexplo- rados. Recordando los descontrolados pozos surgentes de petróleo del pasado, los perforado- res se mostraban siempre vigilantes ante el posible incremento de las geopresiones anorma- les. Los ingenieros y científicos comenzaron a buscar nuevas formas de pronosticar las presio- nes anormales durante la búsqueda de petróleo. Gas Petróleo Agua salada 1. Natural Oil and Gas Seepage in the Coastal Areas of California; Departamento del Interior de EUA, Servicio de Administración de Minerales. http://www.mms.gov/omm/ pacific/enviro/seeps1.htm (Se accedió el 8 de octubre de 2005). 2. Para obtener más información sobre chapopoteras y exploración de petróleo, consulte: http://www.npagroup.co.uk/oilandmineral/offshore/ oil_exploration/ (Se accedió el 8 de octubre de 2005). 3. Brufatto C, Cochran J, Conn L, Power D, El-Zeghaty SZAA, Fraboulet B, Griffin T, James S, Munk T, Justus F, Levine JR, Montgomery C, Murphy D, Pfeiffer J, Pornpoch T y Rishmani L: “Del lodo al cemento: construcción de pozos de gas,” Oilfield Review 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 70–85. 4. Para obtener más información sobre la cronología de los eventos petroleros, consulte: http://www.sjgs.com/ history.html#ancient_to_present (Se accedió el 8 de octubre de 2005). 5. Para ver una cronología de la perforación de pozos de petróleo y gas en Pensilvania, consulte: http://www.dep.state.pa.us/dep/deputate/minres/ reclaiMPa/interestingfacts/Chronlogyofoilandgas (Se accedió el 8 de octubre de 2005). 6. Yergin D: The Prize. New York City: Simon & Schuster, 1992. 7. Para obtener más información sobre la historia del campo petrolero Spindletop, consulte:http://www.tsha.utexas.edu/ handbook/online/articles/SS/dos3.html (Se accedió el 8 de octubre de 2005). (continúa en la página 32) > Trampas estructurales. El peso de los sedimentos sobreyacentes hace que las capas de sal se deformen plásticamente, creando diapiros. Conforme evo- lucionan los diapiros, los sedimentos traslapan sus márgenes, formando trampas que habitualmente alojan hidrocarburos (izquierda). Cuando los estratos se han deformado para formar un anticlinal (centro), el petróleo (verde) y el gas (rojo) pueden quedar entrampados debajo de un sello. La presencia de fallas también puede producir el entrampamiento de los hidrocarburos (derecha), mediante el sellado del margen echado (buzamiento) arriba de un yacimiento.
- 5. Causas de la presión anormal Las formaciones de presión normal generalmente poseen una presión de poro equivalente a la presión hidrostática del agua intersticial. En las cuencas sedimentarias, el agua intersticial normalmente posee una densidad de 1,073 kg/m3 [8.95 lbm/galón americano], lo que establece un gradiente de presión normal de 0.465 lpc/pie [10.5 kPa/m]. La desviación significativa con respecto a esta presión hidrostática normal se conoce como presión anormal. En muchos yacimientos productores de hidrocarburos se observan geopresiones anormales, por encima o por debajo del gradiente normal. Si bien el origen de estas presiones no se conoce en forma exhaustiva, el desarrollo de la presión anormal se atribuye normalmente a los efectos de la compactación, la actividad diagenética, la densidad diferencial y la migración de los fluidos.1 La presión anormal implica el desarrollo tanto de acciones físicas como de acciones químicas en el interior de la Tierra. Las presiones superiores o inferiores al gradiente normal pueden ser perjudiciales para el proceso de perforación. Las presiones subnormales, es decir aquellas presiones que se encuentran por debajo del gradiente normal, pueden producir problemas de pérdida de circulación en los pozos perforados con lodo de perforación líquido. 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. Esto se observa cuando se perforan pozos en serranías o en zonas montañosas, pero también puede ocurrir en regiones áridas donde es posible que la capa freática tenga más de 305 m [1,000 pies] de profundidad. Las presiones anormalmente bajas también se observan con frecuencia en los yacimientos agotados. Se trata de yacimientos cuya presión original ha sido reducida como resultado de la producción o de pérdidas. El fenómeno de agotamiento no es inusual en los yacimientos maduros en los que se han producido volúmenes significativos de petróleo y gas sin la implementación de programas de inyección de agua o de mantenimiento de la presión. Por el contrario, las presiones anormalmente altas son características de la mayoría de las regiones productoras de petróleo. Las sobrepresiones anormales siempre involucran una zona particular que se sella o aísla. La magnitud de la sobrepresión depende de la estructura, el ambiente sedimentario y los procesos y tasa de sedimentación. Uno de los mecanismos más comunes que genera presiones anormalmente altas es el entrampamiento del agua intersticial durante el proceso de sedimentación. Si se forma un sello antes de que se desplace el agua intersticial, no se establece el contacto grano a grano entre los sólidos. Con el tiempo, y con 30 Oilfield Review > Aislamiento de la presión por desplazamiento de las fallas. En áreas con fallas, las zonas presionadas (pardo) pueden desplazarse a lo largo de un plano de falla. Si se encuentra adecuadamente sellada, la zona desplazada mantiene su presión anormal. Si bien es posible definir el tope de una zona de presión anormal en un área o estruc- tura dada, la presencia de fallas puede producir cambios significativos en la profun- didad de la formación, a poca distancia. Para el perforador, esto no sólo crea confusión sino que plantea mayores riesgos de perforación. Pozo 1 Pozo 2 Arenisca presionada Arenisca presionada Pressured sand Pozo 3 Pozo 4 Pozo 5 Arenisca presionada
- 6. Invierno de 2005/2006 31 los incrementos producidos en la compac- tación debido a la presión ejercida por los estratos de sobrecarga, el agua contenida en el espacio poroso se comprime, generando una presión de poro anormalmente alta. Otra de las causas de la presión anormalmente alta es el levantamiento geológico y el desplazamiento de una formación, que reubica físicamente una formación de presión más alta, trasladándola de una profundidad a otra (página anterior). Cuando una zona de presión previamente normal, situada a gran profundidad, es desplazada por la actividad tectónica hacia una profundidad más somera permaneciendo intactos los sellos, la presión resultante será anormalmente alta. La subcompactación producida durante la sedimentación es otro mecanismo de generación de presión de poro alta. En el Golfo de México y en otras cuencas sedimentarias, el desequilibrio de la compactación se considera la causa más importante de la sobrepresión. Para que el sedimento se compacte, el agua intersticial debe ser expulsada. No obstante, 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, el fluido poroso se vuelve sobrepresionado y soporta parte del peso de los sedimentos sobreyacentes. Los sistemas artesianos constituyen una fuente única de presiones anormalmente altas. En estos sistemas, la cota de superficie del pozo se encuentra por debajo del nivel del mar o de la capa freática, condición que podría existir si se perforara en un valle intermontañoso (arriba). 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 profunda de presión más alta a una profundidad más somera. Las presiones anormales causadas por los efectos estructurales son comunes en las adyacencias de los domos salinos, donde la sal que se eleva y migra ha levantado las formaciones adyacentes, volcando y sellando las formaciones permeables. 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. Además, las acciones creadas por el hombre pueden provocar la carga de las areniscas superiores. Los problemas de cementación pobre de las tuberías de revestimiento y de pérdida de circulación, el fracturamiento hidráulico y los reventones subterráneos pueden hacer que zonas que de lo contrario exhibirían presión normal, se conviertan en zonas anormalmente presionadas. Otra de las causas de la sobrepresión es la actividad química. Si la sedimentación masiva de material orgánico se sella con el tiempo y se expone a temperaturas más elevadas, esta materia orgánica genera metano y otros hidrocarburos que constituyen la carga de la formación. El incremento de la profundidad, la temperatura y la presión puede hacer que el yeso se convierta en anhidrita, liberando agua que carga una formación. Contrariamente, la anhidrita que se expone al agua puede formar yeso, lo que se traduce en un aumento de hasta el 40% del volumen, fenómeno que incrementa las presiones zonales. La presión de poro también puede incrementarse a través de la conversión de la esmectita en ilita, al aumentar la tempe- ratura y la profundidad. Conforme el agua es expulsada de la red cristalina de la arcilla, la presión de poro se incrementa. > Sistema de presión artesiano. En estos sistemas, la cota superficial del pozo se encuentra por de- bajo del nivel del mar o debajo de la capa freática. Esto se produce comúnmente cuando se perfora en un valle o en una cuenca rodeada por sierras o montañas; sitios en los que la capa freática conectada se carga con agua proveniente de zonas más elevadas. Nivel del suelo Pozo artesiano Cota del pozo por debajo de la capa freática Lluvia Lluvia Sello Arenisca permeable > Migración de las fracturas. Los planos de falla pueden permitir la transmisión de la pre- sión desde una zona de presión más alta hasta una zona más somera, de menor presión. Esto se traduce en una arena de presión anormal o arena cargada. Estos efectos son comunes en los ambientes con esfuerzos tectónicos y adyacentes a los domos salinos. Zona de mayor presión Arenisca cargada 1. Bourgoyne AT, Millheim KK, Chenevert ME y Young FS: Applied Drilling Engineering, Primera Edición, Richardson, Texas: Sociedad de Ingenieros de Petróleo, 1986. 2. Para obtener más información sobre la presencia de fallas, consulte: Cerveny K, Davies R, Dudley G, Fox R, Kaufman P, Knipe R y Krantz B: “Menor incertidumbre con el análisis de fallas que actúan como sello,” Oilfield Review 16, no. 4 (Primavera de 2005): 42–57.
- 7. Aproximadamente para la misma época en que Drake perforó su primer pozo, comenzaron a desarrollarse y utilizarse los equipos de sismolo- gía para registrar y medir los movimientos de la Tierra durante los sismos. Los investigadores desarrollaron las tecnologías que constituyen la base de la sismología de reflexión. En la sismolo- gía de reflexión, 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.8 Con el tiempo, la tecnología sísmica se trasladó al campo petrolero, proporcionando a los geofísi- cos, geólogos e ingenieros de perforación las herramientas para evaluar los yacimientos y regímenes de presión antes de perforar un pozo. Si bien las primeras estimaciones de la geo- presión basadas en el análisis de imágenes sísmicas eran rudimentarias, los perforadores necesitaban contar con estimaciones de la pre- sión previas a la perforación para la selección de la densidad del lodo, el diseño la tubería de revestimiento y la estimación del costo del pozo, entre otras aplicaciones. Los ingenieros observa- ron que las primeras estimaciones de la presión eran demasiado inciertas, especialmente en los yacimientos de petróleo y gas complejos. Para comprender y visualizar con más facilidad el ambiente de la geopresión, los geocientíficos uti- lizan ahora sofisticadas técnicas de adquisición y procesamiento de datos sísmicos, modelos mecánicos del subsuelo y cubos de presión de poro que les permiten estudiar, evaluar y visuali- zar los ambientes de presión dentro de una cuenca o un área dada. Los ingenieros emplean la técnica de tomo- grafía de reflexión que brinda mayor resolución espacial que las técnicas sísmicas convencionales para predecir la presión de poro con precisión, a partir de los datos sísmicos. Este nivel de alta resolución también ayuda a diferenciar las va- riaciones de la presión de poro a partir de las variaciones en la litología y en el contenido de fluidos.9 La tomografía de reflexión ofrece ventajas significativas, en comparación con los datos sís- micos convencionales. El procesamiento de los datos sísmicos convencionales suaviza las fluc- tuaciones 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. 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. Si bien se puede obtener una imagen interpretable utilizando un campo de velocidad sísmica con- vencional relativamente pobre pero suave, la resolución es a veces demasiado baja como para pronosticar la presión de poro en forma exacta, con fines de planeación de pozos. Contraria- mente, el modelo de velocidad refinado por medios tomográficos conduce a una mejor com- prensión de la magnitud y distribución espacial de la presión de poro, reduciendo la incertidum- bre asociada con las predicciones de la presión de poro (izquierda). 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, la predicción sísmica de la geo- presión quizás sea la única herramienta de planeación de que dispone el ingeniero. Sin embargo, los datos provenientes de fuentes múl- tiples, especialmente de las operaciones de perforación, pueden utilizarse junto con la tomo- grafía sísmica para refinar los modelos y reducir el riesgo y el costo, mejorando al mismo tiempo la eficiencia de la perforación. 32 Oilfield Review 0.5 14 16 12 10 8 10 x, km 6 14 16 12 y, km 8 6 14 16 12 10 8 6 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 13.5 14.0 13.0 12.5 12.0 11.5 11.0 10.5 10.0 9.5 9.0 lbm/galamericanolbm/galamericano Profundidad,km Presión de poro derivadas de velocidades apiladas 0.5 8 10 x, km 6 14 16 12 y, km 1.0 1.5 2.0 2.5 Profundidad,km 3.0 3.5 16 15 14 13 12 11 10 9 8 Presión de poro derivadas de velocidades tomográficas > Tomografía sísmica. En los métodos previos, los intérpretes apilaban las velocidades sísmicas para mejorar la resolución; a partir de esto, genera- ban un cubo de presión de poro que representaba las presiones de poro en un área dada (extremo superior). Ahora, las técnicas tomográficas mejoran asombrosamente la resolución de la presión de poro, reduciendo la incertidumbre y aumentando la precisión en la planeación de pozos (extremo inferior).
- 8. Invierno de 2005/2006 33 Una vez perforados los pozos, los perforado- res y los ingenieros a cargo de la planeación tienen acceso a datos adicionales, incluyendo registros de inyección, información sobre adqui- sición de registros de inyección, muestras de formación, registros adquiridos con cable y registros adquiridos durante la perforación, y datos de pruebas de formaciones. Herramientas tales como el Probador Modular de la Dinámica de la Formación MDT muestrean los fluidos de formación y proveen presiones de yacimiento precisas.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. Los informes de perfo- ración diarios de problemas tales como golpes de presión, pérdida de circulación, atascamiento diferencial y otros problemas de perforación tam- bién pueden indicar la presencia de presiones anormales. Los ingenieros a cargo de la planea- ción generalmente utilizan los datos de pozos vecinos con precaución. La utilización de las den- sidades del lodo para estimar la presión de la formación puede dar lugar a confusiones, particu- larmente cuando los datos provienen de pozos más viejos. La mayoría de los pozos se perforan en con- diciones de sobrebalance, con densidades de lodo de 1,200 kg/m3 [10 lbm/gal americano] o superiores a la presión de formación real. Los perforadores con frecuencia incrementan las densidades del lodo para controlar las lutitas problemáticas o las lutitas desmoronables. Se puede obtener una evaluación más deta- llada de la geopresión mediante la combinación de los datos de perforación con datos de regis- tros eléctricos, acústicos y de densidad de pozos vecinos. Para predecir la presión de poro en base a registros adquiridos con herramientas operadas con cable o registros adquiridos durante la perforación, los analistas a menudo correlacionan los cambios observados en la porosidad de las lutitas con la existencia poten- cial de presión anormal. Esto es posible porque las lutitas generalmente se compactan en forma uniforme con el incremento de la profundidad. Debido a esta compactación, la porosidad y la conductividad eléctrica se reducen a un ritmo uniforme al aumentar la profundidad y la pre- sión de los estratos de sobrecarga. No obstante, si hay un sello presente, pueden existir niveles de agua connata conductiva superiores a los nor- males, lo que incrementa la conductividad e indica la existencia de presión anormal (arriba). Si bien la conductividad es un buen indicador, numerosas variables tales como la salinidad del agua connata, la mineralogía, la temperatura y el filtrado del lodo de perforación también pue- den afectar la respuesta del registro eléctrico. La velocidad acústica obtenida de los regis- tros sónicos provee otra herramienta para la determinación de la presión de poro, que es menos afectada por las condiciones del pozo. Las herramientas acústicas miden el tiempo que tarda el sonido en recorrer una distancia especí- fica. A medida que cambian las características de la formación, también lo hacen la velocidad y el tiempo de tránsito de intervalo. Las lutitas con porosidades casi nulas pueden transmitir el sonido a velocidades del orden de 4.88 km/s [16,000 pies/s] y con tiempos de trán- sito de 205 µs/m [62.5 µs/pie].11 Las lutitas con porosidades más altas poseen más espacio poroso saturado de agua de formación, hidrocarburos o ambos elementos. Con una porosidad del 30%, la velocidad se reduce a 3.87 km/s [12,700 pies/s], y el tiempo de tránsito de intervalo se incrementa hasta alcanzar aproximadamente 338 µs/m [103 µs/pie]. Las lutitas de presión normal exhi- ben tiempos de tránsito de intervalo que se reducen con la profundidad. No obstante, si se 8. Para obtener más información sobre la evolución de la tecnología sísmica, consulte: http://www.spe.org/spe/ jsp/basic/0,1104_1714_1004089,00.html (Se accedió el 8 de octubre de 2005). 9. Sayers CM, Woodward MJ y Bartman RC: “Seismic Pore-Pressure Prediction Using Reflection Tomography and 4-C Seismic Data,” The Leading Edge 21, no. 2 (Febrero de 2002): 188–192. Tope de la zona de presión anormal 16 0.5 Profundidad, km 15 14 13 12 lbm/galamericano 11 10 9 8 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 14 12 10 y, km x, km 8 6 200 Profundidad 400 600 1,000 2,000 6 8 10 12 14 16 Conductividad, mS Potencial espontáneo (SP) Profundidad Resistividad Línea de tendencia de presión normal > Análisis de registros eléctricos para reducir la incertidumbre de las predicciones de la presión de poro basadas en la sísmica. En los sedimentos con compactación normal, la conductividad eléctrica se reducirá con la profundidad al ser expulsada el agua de los espacios porosos. Una deflexión de la curva de conductividad con respecto a la tendencia normal (círculo de guiones, izquierda y centro) puede indicar un cambio en la concentración del agua intersticial y, en consecuencia, el potencial para el desarrollo de presión anormal. Mediante la utilización de datos sísmicos y datos de registros eléctricos, el procesamiento computacional refina los datos y genera modelos predictivos tridimen- sionales que ayudan a los ingenieros y perforadores a visualizar las tendencias de la presión de poro (derecha). 10. Para obtener más información sobre la herramienta MDT, consulte: Crombie A, Halford F, Hashem M, McNeil R, Thomas EC, Melbourne G y Mullins OC: “Innovations in Wireline Fluid Sampling,” Oilfield Review 10, no. 3 (Otoño de 1998): 26–41. 11. La unidad µs significa un microsegundo o una millonésima de segundo.
- 9. observa un incremento de la presión de poro la tendencia se invertirá (arriba). Las herramientas de adquisición de registros de densidad también ayudan a los ingenieros a predecir las geopresiones. La herramienta irradia en la formación con rayos gamma que interac- túan con los electrones que rodean al pozo. La intensidad de los rayos gamma retrodispersados varía con la densidad volumétrica. Dado que la densidad volumétrica de la lutita de presión anor- mal es menor que la densidad de la lutita de presión normal, los ingenieros pueden combinar las predicciones obtenidas con las mediciones de densidad, eléctricas y acústicas con los datos sís- micos de superficie para refinar mejor los modelos y perfiles de presión de yacimiento. Mejoramiento de las predicciones de la presión de poro en la Cuenca de Veracruz Las imprecisiones de la predicción de las presio- nes de poro pueden ocasionar problemas de control de pozos, exponiendo a los operadores a riesgos indebidos y a costos excesivos. Los proble- mas de perforación existentes en la Cuenca de Veracruz, situada en México, condujeron a Petró- leos Mexicanos (PEMEX), a reevaluar las predicciones de la presión de poro.12 Los ingenie- ros de PEMEX y Schlumberger observaron que las densidades del lodo pronosticadas en el Campo Cocuite eran superiores a las requeridas, lo que ocasionaba problemas de pérdida de circulación y costos superiores a los previstos. Para mejorar la eficiencia de la perforación y reducir el riesgo, los ingenieros y geocientíficos utilizaron los datos sísmicos de superficie tridimensionales (3D) adquiridos previamente, junto con los registros sónicos, las densidades del lodo, los levantamien- tos con tiros de pruebas de velocidad y las pruebas de presión de pozos vecinos para mejorar las predicciones de la presión de poro.13 Para estimar la presión de poro a partir de las velocidades sísmicas, se debe obtener un conocimiento local del esfuerzo vertical total. En el área cubierta por el levantamiento sísmico 3D del Campo Cocuite, el único registro de den- sidad disponible correspondía al Pozo Cocuite 402, que cubría un rango de profundidad osci- lante entre 196 y 2,344 m [643 y 7,690 pies]. Para estimar el esfuerzo de sobrecarga hasta la profundidad requerida de más de 3,962 m [13,000 pies], 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 com- puesto. Esta información se utilizó luego para calcular un gradiente de esfuerzo de sobrecarga general para el área. Las velocidades de forma- ción calculadas se verificaron mediante su comparación con los registros sónicos, reescala- dos con respecto a las longitudes de ondas sísmicas, y con las velocidades sísmicas de inter- valo obtenidas mediante la inversión de los pares de tiempo de tránsito-profundidad deriva- dos de los tiros de prueba de velocidad. Si bien se notó una concordancia razonable a lo largo de los intervalos para los cuales se dispo- nía de registros sónicos e información de tiros de prueba de velocidad, se observaron variaciones del campo de velocidad entre una localización y otra (próxima página). También se notaron varia- ciones similares para los otros pozos del área de estudio. Con el fin de mitigar estas variaciones de pequeña escala, los geocientíficos suavizaron lateralmente las velocidades antes de convertir las velocidades sísmicas de intervalo en presión de poro. Esta técnica se traduce en modelos 3D con gran densidad de datos, que son menos inciertos que los modelos adquiridos con las téc- nicas convencionales. Mediante la utilización de las velocidades sísmicas del levantamiento 3D del Campo Cocuite y una transformada de velocidad a pre- sión de poro, los ingenieros optimizaron las operaciones de perforación a través del ajuste de las densidades del lodo. Los ingenieros consi- deran 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.14 34 Oilfield Review 16 lbm/galamericano 0.5 Profundidad, km 15 14 13 12 11 10 9 8 1.0 1.5 2.0 2.5 3.5 14 12 10 y (km) 50 70200 400 600 1,000 2,000 Línea de tendencia de presión normal Tope de la zona de presión anormal Cambio del tiempo de tránsito de intervalo, µs/pie 100 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 11 12 13 14 15 200 300 x (km) 8 6 6 8 10 12 14 16 Conductividad, mS Profundidad,1,000pies 10 3.0 > Registros acústicos para la predicción de la presión de poro. Las ondas acústicas reducen la velo- cidad cuando encuentran rocas con concentraciones de agua intersticial más elevadas. El tope de una zona de presión anormal se puede predecir en base al cambio en el tiempo de tránsito de inter- valo (círculo de guiones, a la derecha) y correlacionarse con los cambios producidos en la conducti- vidad (izquierda). Ambas mediciones pueden utilizarse para reducir la incertidumbre del cubo sísmico de presión de poro (centro).
- 10. Invierno de 2005/2006 35 Ajuste de las predicciones de la presión de poro durante la perforación La progresión de las técnicas sísmicas conven- cionales de predicción de la presión de poro a las técnicas tomográficas de reflexión redujo sig- nificativamente la incertidumbre y mejoró la precisión de las estimaciones de la presión de poro. No obstante, las operaciones de perfora- ción en las profundidades de la Tierra siguieron cargadas de incertidumbre. Durante las operaciones de construcción de pozos, los perforadores se esfuerzan por ba- lancear la densidad del lodo y la presión de formación, a menudo basados exclusivamente en mediciones o indicadores indirectos. Los pará- metros de perforación en tiempo real son monitoreados (vigilados rutinariamente) atenta- mente para detectar cambios en la velocidad de penetración, rastros de gas y la existencia de recortes que retornan a la superficie, además de las señales transmitidas por las herramientas de mediciones durante la perforación y registros durante la perforación (MWD y LWD, por sus siglas en inglés respectivamente). 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 perfo- ración.15 Esta técnica evalúa las incertidumbres de las presiones de poro pronosticadas, sobre la base de las mediciones de sísmica de pozo, la adquisición de registros de pozos y las medicio- nes de presión adquiridas durante la perforación. La técnica fue evaluada en dos pozos del Golfo de México, EUA. M É X I C O E U A G o l f o d e M é x i c o Campo Cocuite 4.0 3.5 Velocidad,km/s 3.0 2.5 2.0 1 Cuatas N° 1 102 15 12 4 101 3 10 402 403 405 13 6 50 1 2 3 4 15 1510 y, km x, km 10 5 5 0 0 Profundidad,km Velocidad, km/s 1 2 3 4 5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 0 1 2 3 4 600 600 400 Número de líneas sísmicas paralelas a la dirección de adquisición (in-lines)Profundidad,km Número de líneas sísmicas perpendicular a la dirección de adquisición (cross-lines) 400 200 200 2.0 1.8 1.6 1.4 1.2 Gradientedepresióndeporo,g/cm3 Profundidad,km > Comparación de las velocidades de intervalo de ondas P. 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. A partir de esta información, 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 [9,843 pies]. Este cubo ayudó a definir los límites inferior y superior de la presión de formación. 12. Sayers CM, Hooyman PJ, Smirnov N, Fiume G, Prince A, de Leon Mojarro JC, Romero MT y Gonzales OM: “Pore Pressure Prediction for the Cocuite Field, Veracruz Basin,” artículo de la SPE 77360, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 29 de septiembre al 2 de octubre de 2002. 13. Los perforadores a menudo obtienen mediciones sísmi- cas 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. Un tiro de prueba de velocidad mide el tiempo de tránsito sísmico desde la superficie hasta una profundidad conocida en el pozo. La velocidad de las ondas compresionales, u ondas P, de las formaciones, observada en un pozo, puede medirse directamente bajando un geófono en cada formación de interés, enviando una fuente de ener- gía desde la superficie terrestre y registrando la señal resultante. Los datos se correlacionan luego con los datos sísmicos de superficie previos a la perforación del pozo, mediante la corrección del registro sónico y la generación de un sismograma sintético para confirmar o modificar las interpretaciones sísmicas. Luego, se pue- den actualizar los modelos mecánicos del subsuelo y las predicciones de la presión de poro. 14. Sayers et al, referencia 12. 15. Malinverno A, Sayers CM, Woodward MJ y Bartman RC: “Integrating Diverse Measurements to Predict Pore Pressures with Uncertainties While Drilling,” artículo de la SPE 90001, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004. Bryant I, Malinverno A, Prange M, Gonfalini M, Moffat J, Swager D, Theys P y Verga F: “Comprensión de la incertidumbre,” Oilfield Review 14, no. 3 (Invierno de 2002/2003): 2–17.
- 11. El proceso consistió en establecer las incerti- dumbres básicas asociadas con los coeficientes de la relación velocidad/presión de poro, a partir de la velocidad de las ondas compresionales y la densidad. Cuando comenzó la perforación, las incertidumbres fueron definidas completamente con los valores básicos (arriba). Conforme avanzaba la perforación en el pri- mer pozo de evaluación, un levantamiento de tiros de prueba de velocidad proporcionó los datos para la calibración de la estructura de velo- cidad, permitiendo que los geofísicos refinaran las proyecciones básicas y redujeran la incerti- dumbre asociada con las predicciones de velocidad y de presión de poro. Se produjo una reducción relativamente pequeña de la incerti- dumbre asociada con la velocidad, debido al tamaño reducido del conjunto de datos de tiros de prueba de velocidad, que consistió en medicio- nes del tiempo de tránsito adquiridas a intervalos variables de 50 a 200 m [164 a 656 pies]. Después de la adquisición inicial de registros, 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. La pre- dicción 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. Ante la ausen- cia de mediciones de presión de poro directas, se utilizó la densidad del lodo para representar los límites de dicha presión. 36 Oilfield Review 500 1,000 1,500 1,500 2,000 2,500 Vp, m/s 10 15 20 Gradiente de presión de poro, lbm/gal americano 3,000 2,000 2,500 3,000 Profundidad,m 1 500 1,000 1,500 1,500 2,000 2,500 Vp, m/s 10 15 20 Gradiente de presión de poro, lbm/gal americano 3,000 2,000 2,500 3,000 Profundidad,m Sónico Densidades del lodo 3 500 1,000 1,500 1,500 2,000 2,500 Vp, m/s 10 15 20 Gradiente de presión de poro, lbm/gal americano 3,000 2,000 2,500 3,000 Profundidad,m Sónico 2 500 1,000 1,500 1,500 2,000 2,500 Vp, m/s 10 15 20 Gradiente de presión de poro, lbm/gal americano 3,000 2,000 2,500 3,000 Profundidad,m Sónico Densidades del lodo Datos de presión de poro 4 > Reducción de la incertidumbre. 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). Los datos Vp del sónico, provenientes de los tiros de prueba de velocidad, se agregan al modelo, reduciendo de alguna manera la incertidumbre asociada con la presión de poro (2). 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.
- 12. Invierno de 2005/2006 37 En el segundo pozo de prueba, se infirieron velocidades relativamente bajas a partir de los datos sísmicos de superficie, por debajo de 1,500 a 2,000 m [4,921 a 6,562 pies], correspondientes a la sobrepresión pronosticada. Los geofísicos incorporaron los datos de los registros sónicos para reducir la incertidumbre. Si bien las pre- dicciones de la presión de poro mejoraron, 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 veloci- dad/presión de poro e imponer un límite superior sobre las presiones de poro pronosticadas. Inicialmente, el gradiente de presión de poro entre 1,500 y 2,000 m se estimó superior a 1,560 kg/m3 [13 lbm/galón americano], utili- zando las predicciones de la presión de poro basadas exclusivamente en los datos sísmicos de superficie, los valores de los tiros de prueba de velocidad y los registros sónicos. Con la inclu- sión de las mediciones de la presión de poro MDT, la predicción calibrada de la presión de poro restringió la presión de poro equivalente a menos de 13 lbm/gal americano. La incertidum- bre se redujo, permitiendo a los perforadores controlar las densidades del lodo, definir las pro- fundidades de entubación en forma optimizada y mejorar la eficiencia general de la perforación. Medición de las presiones de yacimientos Después de la perforación, las preocupaciones existentes en torno a la presión normalmente se trasladan a las operaciones de manejo de yaci- mientos y producción. La comprensión de las presiones presentes en el yacimiento incide en última instancia en la producción y la recupera- ción de la inversión y, hoy en día, puede incluso proporcionar directrices para colocar pozos adi- cionales con miras a optimizar la producción. Las demandas operacionales dictaminan cómo y cuándo se obtienen las mediciones de presión, disponiéndose de numerosos métodos y herra- mientas para medir y monitorear (vigilar) las presiones de yacimiento prácticamente en cual- quier momento durante el ciclo de vida de un pozo. Como se describió precedentemente, la comprensión de la presión comienza con las estimaciones previas a la perforación basadas en datos sísmicos y en pozos vecinos y se refina adi- cionalmente durante la perforación. Los ingenieros de yacimientos y producción obtie- nen mediciones adicionales mediante la utilización de herramientas de adquisición de registros o sensores permanentes en el pozo o en la superficie. Entre los diversos fines con que los ingenie- ros de yacimientos utilizan las mediciones de presión precisas se encuentran la identificación y tipificación de objetivos, la definición de los contactos de fluidos y la evaluación de la conti- nuidad de los yacimientos. La obtención de la precisión requerida en las mediciones implica la utilización de servicios tales como los de la herramienta MDT, 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. En estos servicios, se obtienen datos de alta calidad durante las pruebas cono- cidas como pre-ensayos, si se espera suficiente tiempo para la estabilización de la presión antes de la medición, de manera que la presión exis- tente en el interior de la herramienta se equilibre con la presión de la formación. Ade- más, mediante la ejecución de un gran número de pre-ensayos es posible establecer los gradien- tes de fluidos. Más adelante, en los ambientes de yacimien- tos maduros en los que la producción ha sido sustancial, las mediciones de la presión de forma- ción se utilizan para cuantificar el agotamiento, evaluar el soporte de la presión o analizar en mayor detalle la continuidad del yacimiento. Si bien los requisitos de precisión de las medicio- nes de presión quizá no sean tan estrictos en los yacimientos maduros, la capacidad de medir las presiones a lo largo de una amplia gama de per- meabilidades de formación puede resultar crucial para el incremento de la recuperación de hidrocarburos. Medición de la presión durante la perforación en Noruega Si bien las técnicas de sísmica de pozo han acer- cado al perforador a la posibilidad de comprender y pronosticar las presiones de poro en tiempo real, los científicos e ingenieros continúan desa- rrollando herramientas para la obtención de mediciones de presión directas durante la perfo- ración. A medida que avanzaba la tecnología LWD, los ingenieros adaptaron el Sensor de Cris- tal de Cuarzo CQG y las tecnologías de los sensores de deformación, utilizadas en otras herramientas de medición de la presión tales como el sistema MDT, a las herramientas de medición de la presión durante la perforación, en tiempo real (véase “Sensores de presión de cuarzo,” página 41). Los ingenieros de Statoil y Schlumberger probaron el nuevo servicio StethoScope de medi- ción de la presión de formación durante la perforación en el año 2004, en varios campos ubicados en el área marina de Noruega.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 com- parable con las mediciones del probador MDT operado con cable, dado el rango de permeabili- dades, condiciones de pozo y propiedades del lodo observado en estos campos. 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, o la formación. Si la presión en la forma- ción 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, del revoque de filtración y de la formación sino tam- bién de la historia del régimen de circulación del fluido de perforación. Si el revoque de filtración es totalmente ine- ficaz en lo que respecta a la provisión del sello entre la formación y la probeta de prueba, se medirá la presión del pozo; si el revoque de fil- tración provee un sello perfecto, dado suficiente tiempo, el probador debería medir la presión de formación verdadera. En la mayoría de las situaciones de perfora- ción, los revoques de filtración no son perfectos ni uniformes en lo que respecta a composición. Durante el curso normal de las operaciones de perforación, el revoque de filtración es ero- sionado por la circulación del lodo, raspado durante los viajes, y luego reconstruido en la pared del pozo. 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, en consecuencia, en la presión medida en la formación. Un revoque de filtración con pérdidas suele ser un problema y puede generar diferencias significativas entre las presiones de formación medidas y las pre- siones de formación verdaderas. Cuando la diferencia entre la presión de formación medida y la presión de formación verdadera es significa- tiva, se dice que la formación está sobrecargada. 16. Pop J, Laastad H, Eriksen KO, O’Keefe M, Follini J-M y Dahle T: “Operational Aspects of Formation Pressure Measurements While Drilling,” artículo de las SPE/IADC 92494, presentado en la Conferencia de Perforación de las SPE/IADC, Ámsterdam, 23 al 25 de febrero de 2005.
- 13. Esta situación puede producirse tanto en el método de medición durante la perforación como en el método de medición con herramien- tas operadas con cable convencional, pero puede ser más común en un método de obtención de mediciones durante la perforación debido al carácter dinámico del ambiente. Para aumentar la confiabilidad en las medi- ciones de presión, la herramienta StethoScope fue diseñada con una probeta de medición de la presión encastrada en una aleta del estabilizador, rodeada por un elemento de sello de elastómero o un empacador (izquierda). El diseño del estabili- zador maximiza el área de flujo en la sección transversal de la probeta, desvía el flujo fuera de la interfase existente entre la probeta y la for- mación y minimiza la velocidad del lodo en las proximidades de la probeta, ayudando de este modo a reducir la erosión del revoque de filtra- ción y la pérdida de filtrado en el interior de la formación durante la prueba. Se emplea un pis- tón de ajuste perforable para empujar el estabilizador que contiene la probeta contra la pared del pozo. La herramienta recibe potencia de una tur- bina de fondo MWD. La potencia adicional es provista por una batería, con capacidad para ope- rar la herramienta de medición de la presión de formación durante la perforación completa- mente; por ejemplo durante las pruebas, en que las bombas están fuera de servicio. Las presiones de formación son medidas con dos manómetros de presión aptos para operaciones de perfo- ración: un sensor de presión CQG reforzado patentado y un sensor de deformación. Un segundo sensor de deformación, instalado cerca de la probeta, mide la presión de pozo en forma continua. Todos los datos adquiridos durante las pruebas de formación son almacenados en la memoria de la herramienta, incluyendo las pre- siones, temperaturas, volúmenes reales de los pre-ensayos y las velocidades de caída de pre- sión, así como la información sobre estado y operación relacionada con la herramienta. Las herramientas poseen memoria suficiente como para almacenar más de 80 pruebas de presión de cinco minutos. A la hora de adquirir presiones de formación y movilidades de fluidos, 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.17 Un pre-ensayo optimizado o de tiempo limitado consiste en un pequeño pre-ensayo ini- cial durante el cual se prueba la formación para determinar sus propiedades dinámicas, seguido de uno o más pre-ensayos optimizados, preferen- temente de mayor volumen. Los pre-ensayos 38 Oilfield Review > Datos de presión en tiempo real. En este ejemplo de prueba de campo, los datos de presión, presentados como triángulos abiertos, se muestran en tiempo real, en la superficie, durante un pre-ensayo limitado a un tiempo de 5 minu- tos, realizado con las bombas de lodo en funcionamiento, circulando a una velocidad de aproximadamente 2,271 L/min [600 galones americanos/min]. La velocidad de transmisión del sistema de telemetría para esta prueba fue de 6 bits/s. Los círculos coloreados representan los marcadores de eventos prin- cipales identificados a medida que se adquieren los datos. El primer marcador (1) identifica la presión de pozo antes de la prueba, el segundo marcador (2) indica el inicio del incremento de presión para la etapa de investigación; el tercer marcador (3) muestra la estimación de la presión de formación de la etapa de investigación; el cuarto marcador (4) identifica el inicio del incremen- to de presión para la etapa de medición; y el quinto marcador (5) representa la presión de formación, determinada durante la etapa de medición. Se determinó que la movilidad del fluido de formación era de aproximadamente 1.4 mD/cP. 2,000 1,000 0 0 100 200 300 Tiempo, s 400 500 Presión,lpc Pre-ensayo correspondiente a la fase de investigación Datos de presión 1 2 3 4 5 Pre-ensayo correspondiente a la fase de medición Primera estimación de la presión de formación Estimación final de la presión de formación > La herramienta StethoScope 675. La herramienta tiene una longitud de 9.1 m [31 pies]; posee un collar de 6.75 pulgadas con un estabilizador de 8.25 pulgadas o un estabilizador opcional de 9.25 pulgadas. El estabilizador está compuesto por una sección en espiral de cuatro aletas en el extremo inferior y dos aletas rectas en el extremo superior. El empacador y la probeta están instalados en la aleta del estabi- lizador (negro). La aleta del estabilizador descansa, o se presiona, 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), eliminando la necesidad de orientación del estabilizador de 8.25 pulgadas en agujeros de hasta 10.5 pulgadas. La probeta puede extenderse fuera de la aleta 3 ⁄4 de pulgada, pero normalmente sólo se desnivela con respecto a la superficie de la aleta y se comprime contra la formación para formar el sello. Luego la probeta se abre a la formación para obtener una medición de presión. El aro de retención (una pieza en forma de Q situada alrededor del empacador negro) minimiza la deformación del empacador durante una prueba, ayudando a mantener un sello efectivo (inserto).
- 14. Invierno de 2005/2006 39 optimizados son diseñados en el fondo del pozo por los sistemas lógicos de la herramienta que utilizan la información obtenida de pruebas pre- vias, de modo que al cabo de un tiempo de prueba prescripto se hayan alcanzado múltiples presio- nes de formación estabilizadas. Se realizarán tantas pruebas como sean necesarias para al- canzar presiones estabilizadas en el tiempo prescripto; para las formaciones con bajas movili- dades, esto puede resultar en un solo período de flujo (caída de presión). En la etapa correspondiente a las pruebas de campo, en el área marina de Noruega, se emplea- ron pre-ensayos de modo fijo. En la herramienta StethoScope, se dispone de cuatro secuencias de pre-ensayos de modo fijo que utilizan diferentes parámetros de pruebas pre-establecidos (dere- cha). 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, dentro de un período especificado, que en general es de 5 minutos. Si son consistentes, estas dos mediciones de pre- sión independientes por localización, o estación, de prueba junto con una estimación de la mo- vilidad del fluido de formación, generan confiabilidad en el resultado final de la presión. La comparación de las dos presiones obtenidas, junto con la movilidad computada, permite reve- lar los efectos de un ambiente de presión estático o dinámico. Una estimación de la movi- lidad del fluido de formación, de un orden de magnitud, ayuda a decidir qué secuencia de modo fijo particular utilizar en cualquier situa- ción dada; sin embargo, existe suficiente superposición en sus rangos de aplicación, de modo que esta decisión no es crítica. La comunicación hacia y desde la herra- mienta se realiza por medio del servicio de telemetría de alta velocidad durante la perfora- ción TeleScope, diseñado específicamente para proporcionar un incremento de la velocidad de transmisión de datos y del ancho de banda para la entrega de datos. Un protocolo de telemetría especial para ser utilizado con el sistema de tele- metría Telescope permite que un dispositivo unitario, tal como la herramienta StethoScope, monopolice la transmisión de datos cuando posee un gran volumen de datos para transmitir a lo largo de un intervalo de tiempo corto. La combi- nación del sistema TeleScope con la transmisión de datos en función de la demanda permite visua- lizar los datos StethoScope en la superficie, en tiempo real (página anterior, abajo). Durante la ejecución de las pruebas de campo, se evaluó el desempeño de la herra- mienta tanto en formaciones de baja movilidad (menos de 0.2 mD/cP) como en formaciones de alta movilidad (más de 350 mD/cP), comparán- dose la mayoría de los datos adquiridos con datos de presión y núcleos obtenidos con la herra- mienta MDT operada con cable. Las pruebas se llevaron a cabo en un pozo vertical, en pozos altamente desviados (con ángulos de hasta 75°) y en un pozo horizontal, con velocidades de circu- lación que oscilaron entre la puesta fuera de servicio de las bombas y 2,300 L/min [600 galo- nes americanos/min]. Para evaluar los efectos del tiempo transcurrido desde la perforación, las mediciones de presión se obtuvieron entre una y 43 horas después de que la barrena penetrara la profundidad de la prueba. 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. Las pruebas de campo llevadas a cabo en Noruega establecieron que las mediciones de pre- sión en tiempo real obtenidas con la herramienta StethoScope son comparables con las adquiridas con los probadores MDT operados con cable, bajo condiciones similares de permeabilidad, tipo de lodo y pozo. En general, las mediciones de pre- sión más precisas se obtuvieron en las formaciones con valores de movilidad más eleva- dos, con las bombas fuera de servicio, o cuando se utilizó una velocidad de circulación lo más baja y 17. Pop J, Follini J-M y Chang Y: “Optimized Test Sequences for Formation Tester Operations,” artículo de la SPE 97283, presentado en la Reunión de 2005 del Área Marina de Europa, Aberdeen, 6 al 9 de septiembre de 2005. Pre-ensayo 1 Tasa de flujo, cm3 /s Volumen, cm3 Tiempo de incremento de presión, s Tasa de flujo, cm3 /s Volumen, cm3 Tiempo total, s 0.2 0.3 0.5 1.0 2 5 10 10 450 100 100 60 0.2 0.3 1.0 2.0 0.5 6.0 15.0 15.0 900 300 300 180 Pre-ensayo 2 Movilidad K/µ, (mD/cP) A: B: C: D: ≥ 0.1 ≥ 1 ≥ 10 ≥ 100 1,800 1,600 1,400 1,200 1,000 800 600 Presión,lpc Tiempo transcurrido, s 100 200 300 400 500 600 700 800 Presión de pozo Bombas fuera de servicio Pre-ensayo 1 Pre-ensayo 2 Bombas en funcionamiento > Pre-ensayos de modo fijo, A a D, con dos pares de períodos de caída e in- cremento de la presión. Los parámetros se eligen de modo de cubrir un amplio rango de movilidad de los fluidos de formación (extremo superior). Los pará- metros 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 “me- dición”). La gráfica (extremo inferior) demuestra la respuesta de la herramien- ta StethoScope durante la prueba de una formación de caliza de 1.5 mD/cP utilizando una secuencia de pre-ensayos similar a la de modo fijo, Tipo B. Durante esta prueba, se extendió el segundo período de incremento de pre- sión, lo que permitió a los ingenieros observar el tiempo de estabilización de la presión mediante una secuencia de prueba más larga que la normal. Existe una variación en la medición de la presión de formación cuando se obtienen las mediciones con las bombas en funcionamiento (rojo), a una velocidad de 1,363 L/min [360 galones americanos/min], y con las bombas fuera de servicio (azul).
- 15. 5004003002001000 200 250 300 350 400 450450 500 550 600 Presión,bares Tiempo, s Herramienta de medición durante la perforación Prueba 7: Sin circulación Herramienta de medición durante la perforación Prueba 6: 1,850 a 2,250 L/min Herramienta de medición durante la perforación Prueba 5: 2,262 L/min Prueba MDT: 20 cm3 a 20 cm3 /min Comienzo del cambio en la circulación 401 402 403 404 405 406 407 Presión,bares Tiempo, s 450150 200 250 300 350 400 Herramienta de medición durante la perforación Prueba 6: 1,850 a 2,250 L/min Comienzo del cambio en la circulación Herramienta de medición durante la perforación Prueba 5: 2,262 L/min Herramienta de medición durante la perforación Prueba 7: Sin circulación Prueba MDT constante posible, y durante los viajes de salida del pozo (abajo). Las mediciones obtenidas durante el proceso de perforación deberían reite- rarse en las estaciones seleccionadas durante los viajes de salida del pozo para confirmar los valo- res de presión obtenidos, especialmente si se sospecha la existencia de sobrecarga. Los ingenieros determinaron que para las for- maciones con movilidades de fluido por debajo de 5 mD/cP, existe una clara ventaja con respecto a la adquisición de las presiones de formación con las bombas fuera de servicio. 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. Las velocidades de circula- ción elevadas pueden favorecer la erosión de un revoque de filtración establecido, lo que se tra- duce en sobrepresiones de formación aún cuando transcurra un período prolongado entre la perfo- ración y la prueba de presión. No siempre es seguro asumir que el efecto de sobrecarga se reduce con el tiempo después de la perforación. 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. La prueba de campo realizada por Statoil y Schlumberger en el Mar del Norte arrojó resulta- dos positivos. La herramienta StethoScope demostró su capacidad para medir con precisión las presiones de formación en tiempo real, sin necesidad de orientar la herramienta o incurrir en un tiempo improductivo excesivo. En las formaciones en las que la movilidad es suficien- temente alta, 5 mD/cP o un valor superior, las mediciones de la herramienta StethoScope son de igual calidad que las adquiridas con la herra- mienta MDT. Hoy en día, ambas herramientas están ayudando a los ingenieros, geólogos y per- foradores a tomar decisiones rápidas, reducir la incertidumbre asociada con la perforación y generar ahorros de tiempo y dinero. Mediciones de presión de formación durante la perforación en el Golfo de México En los ambientes de perforación y producción de aguas profundas, los operadores se esfuerzan por reducir el riesgo, la incertidumbre y el costo. Un ejemplo lo constituye la Unidad de Producción Ram Powell, operada por Shell Offshore. Cubriendo ocho bloques del área Viosca Knoll, en el sector oriental del Golfo de México, EUA, los pozos se localizan en profundidades de agua que oscilan entre 609 y 1,219 m [2,000 y 4,000 pies], a unos 200 km [125 millas] al este-sudeste de Nueva Orleáns. La producción comenzó en sep- tiembre de 1997, convirtiéndolo en uno de los campos de petróleo más maduros del área de aguas profundas del Golfo de México.18 Cinco areniscas comerciales situadas a una profundidad vertical verdadera (TVD, por sus siglas en inglés) que oscila entre 1,676 y 4,114 m [5,500 y 13,500 pies] bajo el nivel del mar son las que aportan la mayor parte de la producción de Ram Powell. Los geólogos e ingenieros reevalua- ron el campo entre 2001 y 2003, incluyendo levantamientos sísmicos repetidos que identifi- caron oportunidades para la perforación de pozos de relleno potencialmente sin drenar. En enero de 2004, Shell puso en marcha acti- vidades de re-desarrollo. Los ingenieros observaron un alto grado de riesgo e incertidum- bre en los nuevos proyectos de perforación. Los nuevos objetivos requerían la perforación de pozos direccionales complicados. Como conse- cuencia de la producción, se habían agotado 40 Oilfield Review > Medición de la presión en una formación de baja movilidad. Se realizaron tres secuencias de pruebas StethoScope (extremo superior), a la misma profundidad pero bajo diferentes velocidades de circula- ción de lodo en una formación de 3 mD/cP: una velocidad de 2,262 L/min [597 galones americanos/min] (Prueba 5); una velocidad que cambió de 1,850 a 2,250 L/min [489 a 594 galones americanos/min] (Prueba 6); y una prueba con las bombas fuera de servicio (Prueba 7). Todas las pruebas realizadas durante la perforación corresponden al pre-ensayo Tipo C. Con fines comparativos, se muestran los datos de un probador MDT para un pre-ensayo realizado unos 24 días después de las pruebas StethoScope. La gráfica (extremo inferior) muestra los detalles del incremento de presión final. Aquí, los efectos dinámicos del pozo pueden observarse claramente mediante la comparación de las prue- bas durante la perforación, con las bombas en funcionamiento y las bombas fuera de servicio, con la prueba de la herramienta MDT, en la que el revoque de filtración debería haber alcanzado una resis- tencia máxima.
- 16. Invierno de 2005/2006 41 además numerosas areniscas productivas, lo que las hacía inestables y difíciles de perforar. Si bien estas circunstancias dificultaban aún más la evaluación de formaciones, la incertidumbre adicional aumentaba la necesidad de disponer de evaluaciones de formaciones durante la per- foración. Para reducir el costo y mejorar la eficiencia, los ingenieros de Shell y Schlumberger planifica- ron utilizar las tecnologías LWD y MWD para evaluar el yacimiento y el ambiente de perfora- ción en tiempo real, en el Pozo 2 de la campaña de re-desarrollo. Los ingenieros seleccionaron un arreglo de fondo de pozo (BHA, por sus siglas en inglés) compuesto por un sistema rotativo direccional PowerDrive Xtra, una serie de herra- mientas de Evaluación de Formaciones y de generación de Imágenes durante la Perforación VISION de 6.75 pulgadas y los componentes de la herramienta StethoScope; todos posicionados debajo de un agujereador. La serie VISION inclu- yó una herramienta de resistividad con un collar (portamecha) de 63 ⁄4 pulgadas arcVISION675, una herramienta de Densidad-Neutrón Azimutal de 6.75 pulgadas adnVISION675 y una herra- mienta de resonancia magnética nuclear (RMN) de 6.75 pulgadas proVISION675. El servicio de telemetría TeleScope proporcionó la transmisión y el control de datos en tiempo real. 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 yaci- miento dinámicos. 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, y per- mitió que los ingenieros de yacimiento y los geólogos tomaran decisiones de colocación de pozos oportunas. Después de que el perforador asentara la tube- ría de revestimiento de 113 ⁄4 pulgadas a 3,192 m [10,474 pies] de profundidad medida (MD, por sus siglas en inglés), se perforó la sección inicial del pozo de 105 ⁄8 pulgadas, con una inclinación de aproximadamente 45° entre 3,205 y 4,782 m [10,514 y 15,688 pies] MD. El petrofísico de Shell seleccionó los puntos de medición de la presión de formación utilizando los datos de la herra- mienta de densidad-neutrón para determinar la ubicación de las areniscas objetivo. Una vez en la 18. Volokitin Y, Stachowiak J y Bourgeois T: “Value of Specialized While Drilling Measurements: Recent Experience in Ram/Powell, GOM,” Transcripciones del 46o Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Nueva Orleáns, 26 al 29 de junio de 2005, artículo C. El cuarzo es uno de los diversos minerales que posee propiedades piezoeléctricas. Cuando se aplica presión a un cristal de cuarzo, se crea una carga eléctrica positiva en uno de los extremos del cristal y una carga negativa en el otro. Los cristales de cuarzo también son intensamente fotoeléctricos; los cambios de temperatura producen el desarrollo de cargas positivas y negativas dentro del cristal. Un cristal de cuarzo correctamente cortado posee una frecuencia resonante de vibración, similar a un diapasón. Cuando el cuarzo vibra, se produce una variación sinusoidal detectable en la carga eléctrica sobre su superficie. El esfuerzo inducido por la presión, aplicado al cristal, hace que la frecuencia de la onda senoidal varíe en forma predecible y precisa. Estas propieda- des convierten al cuarzo en un elemento valioso para muchas aplicaciones relaciona- das con dispositivos electrónicos y aplicacio- nes de detección, incluyendo los sensores de presión utilizados en los campos petroleros. Los investigadores del Centro de Investigaciones Doll de Schlumberger en Ridgefield, Connecticut, EUA, 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, a la derecha).1 El proyecto fue transferido a Schlumberger-Flopetrol, Melun, Francia, en 1982. El equipo de desarrollo contó con el soporte de los investigadores de la École Nationale Supérieure de Mécanique et des Microtechniques de Besançon, Francia. Los sensores de presión son sensibles a las variaciones de temperatura y presión y deben ser corregidos por las fluctuaciones de temperatura. El sensor CQG mejoró con respecto a los transductores de presión de cristal previos, ya que provee mediciones de temperatura y presión simultáneas a partir de un solo elemento sensible, lo que elimina los problemas asociados con el retardo ter- mal existente entre los sensores de presión y temperatura separados. Este sensor produce un error pico pequeño, inducido por condi- ciones transitorias. Los errores transitorios se minimizan ulteriormente a través de la aplicación de un algoritmo de compensación de temperatura dinámico, basado en un modelo simple del sensor. Los sensores CQG operan en forma eficaz a presiones que os- cilan entre 14.5 y 15,000 lpc [0.1 y 103.4 MPa] y en un rango de temperatura que fluctúa entre 25 y 150°C [77 y 300°F]. En 1989, el sensor CQG fue optimizado para su fabricación comercial y se utilizó en numerosas aplicaciones de detección de la presión en campos petroleros, incluyendo la herramienta MDT. Más recientemente, el sensor CQG fue robustecido para aplicacio- nes LWD y MWD y, hoy en día, constituye el sensor de presión por excelencia tanto en el probador StethoScope como en la herramienta PressureXpress. Sensores de presión de cuarzo 1. Los dispositivos electrónicos de la placa de resonancia del sensor CGQ excitan y mantienen dos modos de oscilación mecánica. Uno es más sensible a los esfuerzos laterales causados por la presión aplicada en el sensor, el otro es más sensible a las variaciones de temperatura. 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. > Sensor para obtener mediciones de presión compensadas por la temperatura. El sensor CQG de aletas, de cristal (dorado), es un resonador de modo dual en el que un modo depende de la presión aplicada y el otro modo, de la temperatura aplicada. Las mediciones de presión y temperatura se obtienen exactamente al mismo tiempo.
- 17. estación, la herramienta StethoScope inició auto- máticamente una secuencia de flujo (caída de presión)–espera (incremento de presión)–retrac- ción. Después de cada medición de presión, la probeta se replegaba y la herramienta se despla- zaba hacia la siguiente estación. El tiempo promedio transcurrido en cada estación fue de unos 10 minutos o menos por medición. Las mediciones de la presión de formación en tiempo real mostraron un buen soporte de la pre- sión dentro del yacimiento y confirmaron que la zona de baja resistividad en la base de la arenisca objetivo correspondía a petróleo barrido, lo que indicaba un contacto agua/petróleo más elevado que lo esperado. Mediante la utilización de estos datos en tiempo real, los ingenieros de Shell deci- dieron desviar la trayectoria del pozo. El pozo nuevo se colocó en una posición estructural más alta del yacimiento, perforando echado (buza- miento) arriba entre 3,506 y 5,167 m [11,501 y 16,952 pies] MD, con una inclinación de 58°. Las mediciones de presión confirmaron la existencia de buena conectividad dentro del yacimiento, de modo que el pozo se entubó hasta la profundidad final. Los datos de RMN proVISION675 ayudaron a los ingenieros a calibrar los cálculos de las arenis- cas netas y mejorar la evaluación petrofísica de las areniscas laminadas. 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, permeabilidad, tamaño de grano y arenisca neta. 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. En total, se obtuvieron 26 mediciones de pre- sión; 13 durante la perforación de la sección inicial y las otras 13 durante la perforación del pozo de re-entrada. Las mediciones de presión proporcionaron información crítica para la toma de decisiones de perforación de pozos de re- entrada y el diseño de las terminaciones. Las presiones se obtuvieron con éxito tanto en las areniscas masivas como en las areniscas lamina- das (derecha). 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. Los ingenie- ros pueden realizar evaluaciones complejas en base a los datos MWD únicamente, lo que reduce significativamente el riesgo, el costo y la incerti- dumbre asociados con la perforación de pozos de desarrollo en aguas profundas. 42 Oilfield Review Porosidad neutrónica % 00.6 Porosidad neutrónica % 00.6 Rayos gamma °API 1500 Rayos gamma °API 1500 Factor fotoeléctrico b/e 200 Factor fotoeléctrico b/e 200 Densidad del cuadrante inferior adnVISION g/cm3 2.651.65 Densidad del cuadrante inferior adnVISION g/cm3 2.651.65 100 Resistividad de atenuación combinada de 40 pulgadas Resistividad de atenuación combinada de 40 pulgadas Pozo de re-entrada Pozo original 100 XX,800 Prof.Presión de formación 200 lpc por división Presión hidrostática 30 lpc por división XX,900 Pozo de re-entrada Pozo original 4 4 3 3 5 5 6 6 7 7 8 8 9 9 11 12 11 111012 13 1 1 2 2 5 5 6 6 7 7 9 9 8 13 13 11 11 10 10 13 XY,000 > Utilización de los datos adnVISION para ayudar a seleccionar las estaciones de medición de la pre- sión. Los datos de densidad de la herramienta de adquisición de registros adnVISION675 (Carriles 3 y 4 - rojo) ayudaron a seleccionar las estaciones a ser probadas con la herramienta de medición de pre- sión StethoScope. Los Carriles 1 y 2 muestran la presión de formación y la presión hidrostática, respec- tivamente, del agujero original (círculos rojos) y del pozo de re-entrada (círculos verdes). Las zonas con menor densidad poseen mayor porosidad y movilidad de fluidos.
- 18. Invierno de 2005/2006 43 Los ingenieros estiman que la obtención de mediciones de presión de formación durante la perforación y sus mediciones asociadas posibili- taron un ahorro de más de US$ 1 millón (dólares estadounidenses), mediante la eliminación de dos carreras de mediciones de presión con herramientas operadas con la columna de perfo- ración. Además, los datos RMN obtenidos durante la perforación proporcionaron informa- ción importante sobre la viscosidad del fluido y la textura de las rocas para el cálculo de las are- niscas netas, además de estimaciones de la permeabilidad y del tamaño de grano, que se uti- lizaron en el diseño de la terminación de pozos. Shell tiene previsto continuar utilizando las tec- nologías de medición de presión durante la perforación y otras tecnologías de medición en tiempo real para mejorar la eficacia y reducir el riesgo, particularmente en los proyectos de aguas profundas que plantean serios desafíos. Presiones de yacimiento precisas y obtenidas rápidamente Las pruebas de formaciones efectuadas con herramientas operadas con cable han sido reco- nocidas durante mucho tiempo como claves para la recolección de información esencial que ayuda a identificar los fluidos en sitio, la distri- bución de la presión y las propiedades dinámicas de un yacimiento. Si bien medían las presiones de formación con precisión, las técnicas previas requerían que una herramienta operada con cable permaneciera fija por períodos relativa- mente largos, mientras se probaba la formación. Esto resulta particularmente cierto en zonas de baja movilidad en las que los tiempos de evalua- ción más prolongados incrementan el costo y riesgo de atascamiento de las herramientas.19 Ahora, 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. Los ingenieros del Centro de Productos Riboud de Schlumberger en Clamart, Francia, integraron versiones avanzadas del sensor CQG y del manómetro de presión Sapphire en la herra- mienta PressureXpress. Estos sensores de presión proveen mediciones de presión de alta resolución, compensadas dinámicamente por la temperatura (arriba). Las herramientas para pruebas de formacio- nes utilizadas previamente dependían de sistemas de pre-ensayos de accionamiento hidráulico que se monitoreaban y controlaban desde la superficie. El tiempo de retardo exis- tente entre los comandos de superficie y los cambios introducidos en el accionador de mues- treo hidráulico de fondo limitaba el control del volumen del pre-ensayo. El sistema fue redise- ñado, 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, lo que mejoró significativamente la estabilidad y preci- sión tanto de la velocidad como del volumen del pre-ensayo. La transferencia de los controles y los comandos desde la superficie hasta el cartu- cho electrónico de fondo de pozo mejoró el tiempo de respuesta, posibilitando volúmenes de pre-ensayo de tan sólo 0.1 cm3 [0.006 pulg.3]. Los probadores de formaciones han sido corridos tradicionalmente solos o en la parte inferior de una sarta de herramientas operadas con cable, debido a su incapacidad para transmi- tir la telemetría de otras herramientas operadas similarmente. La implementación del nuevo hardware cableado y de un sistema de teleme- tría de software nuevo ahora permite realizar combinaciones con todas las demás herramien- tas operadas con cable, que pueden ser corridas en cualquier lugar, por encima o por debajo de la nueva herramienta. 19. Manin Y, Jacobson A y Cordera J: “A New Generation of Wireline Formation Tester,” Transcripciones del 46o Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Nueva Orleáns, 26 al 29 de junio de 2005, artículo M. > Herramienta de medición de presión operada con cable. El diámetro y el perfil de la herramienta PressureXpress están diseñados para reducir el riesgo de atascamiento. 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.
- 19. A lo largo del año 2004, el servicio PressureXpress fue probado en el campo en un total de 57 operaciones y se realizaron más de 1,300 pre-ensayos en una amplia gama de ambien- tes, incluyendo areniscas y formaciones carbona- tadas (arriba). Estas formaciones estaban compuestas por fluidos que oscilaban entre gas y petróleo pesado, bajo proyectos de recuperación por inyección de vapor. Las temperaturas de fondo de pozo fluctuaban entre aproximadamente 38 y 154°C [100 y 310°F], a presiones hidrostáti- cas de 0 a 13,000 lpc [0 a 90 MPa]. Los ingenieros incorporaron el sistema de pruebas de presión inteligente, controlado diná- micamente, 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. En formaciones con movilidades de fluidos superiores a aproximada- mente 1 mD/cP, 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. En formaciones compactas, el sistema de pre-ensayo puede seleccionar volúme- nes de fluido de tan sólo 0.1 cm3, posibilitando tiempos de prueba mínimos (próxima página, arriba). En ciertas áreas de Texas, los yacimientos de areniscas gasíferas compactas pueden exhibir permeabilidades que oscilan entre algunos microdarcies y decenas de milidarcies. En estos campos, la producción de gas depende de tra- tamientos de fracturamiento hidráulico para proveer el conducto para el flujo de los fluidos de yacimiento. En muchos casos se trata de áreas maduras y parcialmente agotadas, lo que se tra- duce en grandes diferencias de presión entre los estratos del yacimiento. La determinación exacta de estas presiones es clave para la optimización de los programas de fracturamiento hidráulico. Los intentos fallidos de medición de las presiones con herramientas convencionales con- dujeron al fracturamiento de todo el espesor prospectivo, incluyendo las zonas agotadas, lo que se tradujo en costos de terminación innece- sarios y pérdidas de producción. Para un pozo, los ingenieros de Schlumberger utilizaron el ser- vicio PressureXpress; hubo 58 intentos de pre-ensayos y se midieron 56 presiones de forma- ción en menos de siete horas. Los datos obtenidos del programa de pruebas permitieron identificar zonas en la sección prospectiva intermedia agota- das con presiones de 4,000 lpc [27.6 MPa], mientras que los últimos 152 m [500 pies] de zona productiva aún se encontraban a una pre- sión relativamente alta (próxima página, abajo). Los ingenieros diseñaron un procedimiento de estimulación por fracturamiento hidráulico de cuatro etapas. Si bien se bombearon seis etapas menos que en los pozos previos, la producción se incrementó en más del 50%. Esto representó un ahorro de más de US$ 400,000 en costos de frac- turamiento para el operador. 44 Oilfield Review Saturación de agua AIT H Micro inversa computadaRayos gamma °API 1500 Calibre Pulgadas 200 ohm.m 100 Micro normal computada Permeabilidad No se recomienda prueba Pre-ensayo lento Efecto del gas entre DPHZ y TNPH Compacto Pre-ensayo normal Pre-ensayo rápido ohm.m 100 Volumen de arcilla — 10 Investigación de 90 pulgadas AIT H ohm.m 2,0000.2 Investigación de 20 pulgadas AIT H ohm.m 2,0000.2 Porosidad Densidad con Resolución Estándar (DPHZ) % 00.6 Porosidad Neutrón Termal con Corrección por Efectos Ambientales (TNPH) % 00.6 Investigación de 10 pulgadas AIT H ohm.m 2,0000.2 Investigación de 60 pulgadas AIT H ohm.m 2,0000.2 Investigación de 30 pulgadas AIT H ohm.m 2,0000.2 20. Para obtener más información sobre monitoreo sísmico con la técnica de repetición, consulte: Alsos T, Eide A, Astratti D, Pickering S, Benabentos M, Dutta N, Mallick S, Schultz G, den Boer L, Livingstone M, Nickel M, Sønneland L, Schlaf J, Schoepfer P, Sigismondi M, Soldo JC y Strønen LK: “Aplicaciones sísmicas a lo largo de la vida productiva del yacimiento,” Oilfield Review 14, no. 2 (Otoño de 2002): 54–71; y Aronsen HA, Osdal B, Dahl T, Eiken O, Goto R, Khazanehdari J, Pickering S y Smith P: “El tiempo lo dirá: Contribuciones clave a partir de datos sísmicos de repetición,” Oilfield Review 16, no. 2 (Otoño de 2004): 6–17. 21. Burgess K, Fields T, Harrigan E, Golich GM, MacDougall T, Reeves R, Smith S, Thornsberry K, Ritchie B, Rivero R y Siegfried R: “Pruebas de formación y obtención de muestras de fluidos a través del revestimiento,” Oilfield Review 14, no. 1 (Verano de 2002): 50–63. > Localización de las estaciones de pruebas de presión durante la adquisición de registros. Durante la bajada de la herramienta integrada de adquisición de registros con cable PlatformExpress, combinada con la herramienta PressureXpress, se obtiene como salida una estimación en tiempo real de la movilidad de los fluidos de formación utilizando la correlación k-lambda; un estimador de la permea- bilidad para formaciones siliciclásticas. Los ingenieros utilizan esta información con el fin de ayudar a seleccionar zonas para la ejecución de pruebas de presión (Carril 5). Los datos de salida también ayu- dan 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.
- 20. 9,000 8,500 10,000 Profundidad,pies 0 2,000 Presión, lpc Gradiente del lodo, 0.493 lpc/pie 4,000 6,000 9,500 11,000 10,500 Invierno de 2005/2006 45 Manejo de las presiones de yacimiento Las geopresiones llevan el petróleo desde un yaci- miento hasta un pozo productor. Cuando comienza la producción, 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. Con la extracción del petróleo y la subsiguiente caída de presión que se produce en el yacimiento, el petróleo, el agua y la roca se expanden. Los cambios de presión, la expansión y el movimiento de todos estos materiales inciden en la producción de petróleo. Una vez que un yacimiento se encuentra en producción, los ingenieros y geofísicos utilizan diversas técnicas para monitorear el movimiento de los fluidos y los cambios de presión. Los avan- ces registrados recientemente en las imágenes sísmicas permiten la adquisición de levanta- mientos 3D con el tiempo, que se conocen como levantamientos sísmicos de repetición o levanta- mientos sísmicos de cuatro dimensiones (4D).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 mejo- rar la eficiencia de la recuperación. Desde un punto de vista puramente mecá- nico, los datos de geopresión son relativamente fáciles de obtener durante o inmediatamente después de la operación de perforación. Como se analizó previamente, las herramientas de medi- ción de la presión durante la perforación, en tiempo real, tales como el sistema StethoScope, están proporcionando a los ingenieros valiosos datos de geonavegación y yacimientos para el diseño de terminaciones de pozos, mientras que las herramientas operadas con cable, tales como el servicio PressureXpress, proveen datos de presión y movilidad precisos inmediatamente después de perforado el pozo. Pero se plantea un problema: una vez que se entuba el pozo, estas herramientas no pueden acceder a la formación donde no existe ningún disparo. En consecuen- cia, con el tiempo, las presiones conocidas pasan a ser desconocidas y las decisiones de produc- ción se vuelven más inciertas. Mediante la utilización de sensores similares a los instalados en las herramientas de medición de la presión durante la perforación y de medi- ción de la presión mediante herramientas operadas con cable, los ingenieros de Schlumber- ger diseñaron el Probador de la Dinámica de Formación de Pozo Entubado CHDT, que es capaz de medir la presión y extraer muestras de fluidos desde la parte posterior de un pozo entubado.21 Presión,lpc 3,200 0 100 200 300 400 Tiempo, s 500 600 700 800 3,400 3,600 3,800 4,000 4,200 4,400 4,600 Presión de lodo antes de la prueba, lpc: Presión de lodo después de la prueba, lpc: Último incremento de presión, lpc: Movilidad durante la caída de presión, mD/cP: 4,436.22 4,428.86 3,809.33 0.01 > Identificación de zonas agotadas. La comparación entre las presiones de for- mación (rojo) y el gradiente dado por el lodo (verde) permite identificar zonas agotadas en 4,000 lpc [27.5 MPa], en la porción intermedia del yacimiento, mientras que los últimos 500 pies de zona productiva aún se encuentran a una presión relativamente alta. > Sistema de pre-ensayo electromecánico para reducir el tiempo transcurrido en la estación. En el tiem- po 0 s, la herramienta PressureXpress se encuentra en la estación y como aún no está fijada, la presión en la línea de flujo lee la presión de lodo del pozo; es decir, aproximadamente 4,430 lpc [30.5 MPa] (cua- drado negro, a la izquierda). La herramienta se coloca luego hidráulicamente, lo que corresponde a un incremento de la velocidad de bombeo hidráulico (verde). La curva de presión (negro) mide una caída de presión de pre-ensayo en una formación de 0.01-mD/cP a aproximadamente 45 s, seguida de un incremento de presión gradual. Después de unos 200 s, la herramienta inició una segunda caída de presión (triángulos rojos), extrayendo un volumen de 0.1 cm3 de fluido de la formación. Entre 280 s y 680 s, la presión de yacimiento se estabilizó, luego la herramienta se retiró hidráulicamente de la for- mación (curva verde) y la presión en la línea de flujo aumentó hasta alcanzar la presión de lodo del pozo. Mediante la utilización de un motor electromecánico, la herramienta de prueba de presión controla con precisión el volumen y gasto (tasa de flujo) de los pre-ensayos para mantenerlos bajos (0.1 cm3), redu- ciendo en forma efectiva la duración del incremento de presión y el tiempo transcurrido en la estación.
- 21. La herramienta CHDT puede perforar a través de la tubería de revestimiento y el cemento y luego penetrar en la formación, obtener medicio- nes de presión múltiples, recuperar muestras de fluido y taponar los agujeros practicados en la tubería de revestimiento, todo en un solo des- censo (arriba). 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, la loca- lización de hidrocarburos pasados por alto, la evaluación de zonas productivas desconocidas, la producción o inyección a través de algunos aguje- ros y la determinación de los parámetros de evaluación de formaciones cuando no se dispone de registros adquiridos a agujero descubierto. Luego, los ingenieros pueden optimizar los planes de reterminación de pozos, mejorar datos de registros viejos o incompletos, evaluar zonas pro- ductivas desconocidas y evaluar los pozos para conocer su potencial económico. Esta herra- mienta reduce el costo del equipo de perforación mediante la eliminación de los costos de las ope- raciones de colocación de tapones e inyección forzada de cemento convencionales. Un operador del sur de Texas solicitó una evaluación de un pozo perforado en 1941. Las herramientas de adquisición de registros en pozo entubado identificaron zonas múltiples con hidrocarburos potenciales. 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. Durante la prueba, se obtuvieron siete presio- nes de formación. Cuatro muestras confirmaron la presencia de hidrocarburos. La herramienta CHDT taponó con éxito todos los agujeros. En base a los datos de la prueba, el operador pudo planificar un programa de recuperación para los hidrocarburos pasados por alto. Si bien los ingenieros pueden evaluar las pre- siones de yacimiento detrás de la tubería de revestimiento mucho después de haber comen- zado la producción, correr las herramientas en el pozo constituye un procedimiento costoso e invasivo. Los problemas asociados con el pozo se encaran en forma más eficaz cuando se actúa con rapidez. Los desarrollos registrados en los sistemas de telemetría de fondo de pozo, los sen- sores 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. Los sensores de presión de fondo de pozo permanentes y las herramientas de monitoreo, tales como el sistema de monitoreo e inspección de la producción en tiempo real WellWatcher, proveen una fuente continua de medición de la presión de fondo a lo largo de toda la vida produc- tiva del pozo.22 Con mucha frecuencia colocados en el pozo junto con el equipo de terminación, los sensores instalados en forma permanente monito- rean constantemente las presiones de producción (próxima página). Cuando estos sensores se utili- zan con otros equipos de monitoreo en tiempo real, tales como los sensores de temperatura de fibra óptica, los ingenieros pueden actualizar constantemente los modelos de yacimiento y optimizar todo el sistema de yacimiento en su conjunto. Antes de la introducción de estos sistemas, 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. Ahora, los sistemas de monitoreo de fondo de pozo altamente confiables resultan sustentables en la mayoría de los ambientes de fondo de pozo. El sistema WellWatcher ha estado operando en 15 activos que posee BP en el Mar del Norte, durante más de ocho años.23 Entre 1995 y 2003, BP instaló 75 sistemas de monitoreo en proyec- tos de plataformas y proyectos submarinos, basados en su totalidad en sensores de presión permanentes. BP informa que durante este perí- odo, sólo fallaron cuatro de los sistemas, lo que implica un índice de éxito del 95%.24 46 Oilfield Review > Herramienta de muestreo en pozo entubado. Los ingenieros utilizan la herramienta CHDT para obtener mediciones de presión múltiples y recolectar mues- tras de fluido desde la parte posterior de un pozo entubado. Alimentados por un cable de acero, 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 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, muestrea los fluidos y tapona el agujero. A medida que la barrena (mecha) penetra el objetivo, el paquete integrado de instrumentos de a bordo monitorea la presión, la resistividad del fluido y los parámetros de perforación.
- 22. Invierno de 2005/2006 47 En el Campo Madoes de BP, un campo satélite del proyecto Eastern Trough Area Project (ETAP) implementado en el sector central del Mar del Norte, tres pozos productores se empalman a lo largo de 20 km [12.5 millas] a la plataforma prin- cipal. Durante las operaciones de terminación, los especialistas de campo instalaron un sistema integrado de monitoreo permanente de la produc- ción FloWatcher en cada uno de los pozos, para monitorear la presión, la temperatura, la tasa de flujo absoluta y la densidad del fluido en los flujos de agua-petróleo. Los datos obtenidos en tiempo real con el sistema de monitoreo permitieron a los ingenieros de producción de BP reaccionar en forma rápida, disminuyendo la velocidad de pro- ducción de agua mediante la reducción del régimen de producción. Si se hubieran basado en las mediciones de superficie solamente, el pro- blema habría sido mucho más complejo. Los ingenieros involucrados en el desarrollo submarino de aguas profundas del Campo Foina- ven, situado al oeste de las Islas Shetlands, en el Mar del Norte, están utilizando sensores de pre- sión en tiempo real para comprender mejor la dinámica de flujo del yacimiento, ajustar los regí- menes de levantamiento artificial por gas y maximizar la producción. Antes del adveni- miento de las mediciones de presión de fondo de pozo en tiempo real, los ingenieros dependían de los programas de modelado para ayudar a optimi- zar los regímenes de levantamiento artificial por gas y, en consecuencia, el régimen de producción global. Estos modelos requerían de datos provis- tos por costosos y lentos procedimientos de pruebas de pozos y, en general, proporcionaban resultados de precisión limitada. Los sistemas de monitoreo de presión de fondo de pozo en tiempo real ahora permiten a los ingenieros de BP ajus- tar los regímenes de levantamiento artificial por gas para lograr una presión de flujo de fondo de pozo mínima y de este modo maximizar los regí- menes de producción. La capacidad de rastrear el desempeño del pozo en base al establecimiento de parámetros básicos en las primeras etapas de la vida produc- tiva del pozo y luego obtener, con la técnica de repetición, mediciones periódicas de índices de permeabilidad y factores de daño mecánico mediante el análisis de los incrementos de presio- nes transitorias, agrega un valor adicional. Esta capacidad ha permitido la identificación tem- prana de problemas de desempeño de pozos, la ejecución de evaluaciones más detalladas y la optimización de los métodos de intervención de pozos, con los ahorros de tiempo y costo que todo esto conlleva. El equipo del Campo Foinaven también ha utilizado los datos de los sensores de fondo de pozo permanentes para mejorar significativa- mente la comprensión de la conectividad del yacimiento y luego optimizar las diversas estrate- gias de inyección de agua y de reemplazo del agotamiento asociadas. Los ingenieros involucra- dos en el proyecto estiman que durante un período de tres años, que comenzó en el año 2000, el beneficio combinado de estos sistemas de monitoreo dio cuenta de un porcentaje de pro- ducción incremental que osciló entre el 1 y el 3%. Los datos de los sensores continuos en tiempo real proveen a los ingenieros la información nece- saria 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. 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 glo- bal. La medición de la presión a lo largo del ciclo de vida de un yacimiento es clave para el manejo del mismo. La medición precisa y eficaz de la pre- sión ayuda a los ingenieros y geofísicos a manejar la subsidencia, aumentar la eficiencia de barrido en las operaciones de recuperación secundaria y mejorar el desempeño de los activos. Algunos casos prácticos demuestran que los ingenieros pueden refinar los modelos sísmicos de presión de poro, previos a la perforación, uti- lizando datos de fondo de pozo y luego ajustar esos modelos con datos obtenidos en tiempo real, permitiendo operaciones de perforación de pozos más rápidas y menos costosas, colocacio- nes de pozos optimizadas y un mejor manejo de los yacimientos. Conforme se siguen realizando esfuerzos para definir la próxima revolución energética, los ingenieros de yacimientos, los geólogos y los geofísicos están combinando los desarrollos actuales de las herramientas de medición de la presión con los avances registra- dos en las técnicas de interpretación y modelado sísmicos para optimizar la recuperación y pro- longar la vida productiva de las reservas de hidrocarburos conocidas. — DW Centralizadores y electrodos Empaque de grava Cedazos (filtros) de arena Cable de resistividad Línea hidráulica al ECP Cedazos de arena Agua Petróleo Empacador de producción Zona 1 Zona 2 Zona 3 ECPECP Válvula cubierta (WRFC-E) Línea eléctrica a las válvulas Empacador externo para tubería de revestimiento (ECP) 22. Para obtener más información sobre sensores de fondo de pozo permanentes, consulte: Bates R, Cosad C, Fielder L, Kosmala A, Hudson S, Romero G y Shanmugam V: “Examinando los pozos productores: Supervisión de los sistemas ESP,” Oilfield Review 16, no. 2 (Otoño de 2004): 18–29. 23. “Keeping Watch on Production, Deepwater,” Un suplemento de Hart’s E&P, Hart Energy Publishing, agosto de 2004. 24. Para obtener más información sobre manómetros de presión y sistemas de monitoreo de fondo de pozo, consulte: Eck J, Ewherido U, Mohammed J, Ogunlowo R, Ford J, Fry L, Hiron S, Osugo L, Simonian S, Oyewole T y Veneruso T: “Monitoreo en el fondo del pozo: su evolución,” Oilfield Review 11, no. 4 (Primavera de 2000): 20–33. > Instalación de sensores y control de alta complejidad. Conforme evoluciona la tecnología de los sis- temas de control de fondo de pozo, la complejidad de los componentes de terminación de pozos, moni- toreo y control continúa aumentando. Los sistemas de terminación de horizontes múltiples que constan de empacadores, filtros (cedazos) de control de la producción de arena, válvulas de control de flujo (WRFC-E) y paquetes de sensores para medición de temperatura, presión, resistividad y otros paráme- tros no son inusuales.