Evaluación de formaciones durante la perforación

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Evaluación de formacionesdurante la perforación

Bob AdolphChris StollerPrinceton, Nueva Jersey, EUA

Mike ArcherChevronLafayette, Luisiana, EUA

Daniel CodazziTamir el-HalawaniPatrick PerciotGeoff WellerClamart, Francia

Mike EvansSugar Land, Texas, EUA

Jeff GrantHouston, Texas

Roger GriffithsAbu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos

Don HartmanGerald SirkinDevon Energy CorporationHouston, Texas

Makoto IchikawaJapan Oil, Gas and Metals NationalCorporation (JOGMEC)Chiba, Japón

Graham ScottNexen Petroleum U.K. LimitedAberdeen, Escocia

Ian TribeAberdeen, Escocia

David WhiteCambridge, Inglaterra

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Françoise Allioli, Clamart, Francia; Sonny Auld,Emma Jane Bloor y Sonny Johnston, Sugar Land, Texas;Zoila Cedeño, Ivor Gray, Bart Hughes y Russ Neuschaefer,Houston; y a Chatham Grimmer, Youngsville, Luisiana.adnVISION, APS (Sonda de Porosidad de Acelerador deNeutrones), arcVISION, DecisionXpress, DSI (herramientade generación de Imágenes Sónica Dipolar), EcoScope,EcoView, ECS (Espectroscopía de Captura Elemental),ELANPlus, GeoFrame, geoVISION, GVR (resistividadgeoVISION), Minitron, Orion, Platform Express, RAB(Resistividad frente a la Barrena), RST (herramienta deControl de Saturación del Yacimiento), SpectroLith, TDT(Tiempo de Decaimiento Termal), TeleScope y WellEye sonmarcas de Schlumberger.

La evaluación de formaciones precisa y oportuna constituye un elemento esencial del

negocio de exploración y producción. En el pasado, los operadores debían adoptar

soluciones intermedias entre las ventajas de las herramientas de adquisición de

registros durante la perforación en tiempo real y la evaluación de formaciones más

global de las técnicas aplicadas en herramientas operadas con cable. Una nueva

herramienta integrada de adquisición de registros durante la perforación, junto con

un potente programa de interpretación, establece un nuevo estándar en términos de

seguridad y eficiencia y reduce la incertidumbre asociada con la evaluación de

formaciones.

Las compañías de exploración y producción hanestado anticipando una forma más rápida, mássegura y más global de evaluar el potencial pro-ductivo de los yacimientos de petróleo y gas yposicionar correctamente los pozos productivosmediante la utilización de herramientas deadquisición de registros durante la perforación(LWD, por sus siglas en inglés). Hasta no hacemucho, las propiedades básicas de las formacio-nes, tales como la resistividad y la porosidad,además de las mediciones relacionadas con lasoperaciones de perforación, tales como la incli-nación, la vibración y la presión anular, seadquirían apilando las herramientas de medi-ción individuales en largos arreglos de fondo de

pozo (BHAs, por sus siglas en inglés). La cone-xión y desconexión de estos arreglos puedenimplicar un tiempo considerable durante los via-jes de entrada y salida de un pozo. Quizá másimportante es el hecho de que las distanciasmás largas existentes entre la barrena y los sen-sores provocan demoras con las mediciones yobligan a los ingenieros y geocientíficos a espe-rar la información que, en muchos casos, podríaincidir en forma inmediata en los procedimien-tos de perforación y en la identificación deobjetivos.

Entre las prioridades de la técnica de adqui-sición de registros durante la perforación,identificadas durante una encuesta llevada a

1. Weller G, Griffiths R, Stoller C, Allioli F, Berheide M,Evans M, Labous L, Dion D y Perciot P: “A NewIntegrated LWD Platform Brings Next-GenerationFormation Evaluation Services,” Transcripciones del 46ºSimposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA,Nueva Orleáns, 26 al 29 de junio de 2005, artículo H.

Invierno de 2005/2006 5

cabo en la industria petrolera, se encuentra justa-mente la reducción de la distancia existenteentre la barrena y los sensores LWD. La reducciónde esta distancia mitiga los efectos ambientalessobre las mediciones y reduce el tiempo deespera para la adquisición e interpretación de losdatos necesarios para la toma de decisionesclave.1 Además del mejoramiento de la confiabili-dad de la herramienta y del incremento de lasvelocidades de transmisión de los datos a lasuperficie en tiempo real, los encuestados mani-festaron su deseo de eliminar las fuentesradioactivas químicas de las herramientas LWD.

El tiempo que debimos esperar para vermejoradas estas capacidades ha llegado a su fin.

Los científicos e ingenieros de Schlumberger handesarrollado una herramienta LWD integrada quesatisface estas necesidades y provee importantesmediciones de perforación y adquisición de regis-tros. Éstas incluyen mediciones ya obtenidas conlas herramientas LWD existentes, previamentesólo provistas mediante el empleo de herramien-tas operadas con cable que proporcionaninformación sobre la litología y los fluidos de lasformaciones. Un innovador diseño de herra-mienta reduce la longitud de toda la sección demedición a un solo collar de 7.9 m [26 pies] yofrece una opción de adquisición de registros sinfuentes radioactivas que mitiga el riesgo para elpersonal, el medio ambiente y el pozo.

Este artículo examina brevemente la historiade las tecnologías de adquisición de medicionesdurante la perforación (MWD, por sus siglas eninglés) y LWD, junto con sus ventajas y limitacio-nes. Además introducimos el nuevo serviciomultifunción de adquisición de registros durantela perforación EcoScope y describimos sus medi-ciones y los obstáculos superados durante sudesarrollo. Algunos ejemplos de campo demues-tran los primeros impactos de esta tecnología ydel programa de interpretación que trae aso-ciado en la explotación de yacimientos del Golfode México, el Mar del Norte y Medio Oriente.

Avances encima de la barrenaLa progresión tecnológica de la obtención demediciones durante la perforación ha sido cons-tante pero se ha visto un tanto limitada por lasdificultades que implica la transmisión de datosa la superficie en el ambiente del pozo. Normal-mente, los datos analógicos de los sensores LWDson convertidos en datos binarios en el fondo delpozo. A través de la utilización de un mecanismode restricción del flujo en la corriente de flujodel fluido de perforación, los datos son transmi-tidos mediante la generación de pulsos depresión positivos o negativos. Estos pulsos depresión que se transmiten a través de lacolumna de lodo, en el interior de la columna deperforación, son leídos en la superficie por lossensores de presión y luego son registrados yprocesados.

Otro tipo de mecanismo de transmisión dedatos utiliza válvulas rotativas con un moduladorque genera una onda de presión continua paratransmitir la información.2 Los avances recientesregistrados en esta tecnología se tradujeron envelocidades de transmisión de datos que llegan acuadruplicar el promedio de la industria y sonmucho menos susceptibles al ruido de las opera-ciones de perforación y las bombas de lodo, y a laspérdidas de velocidad de los motores de fondo.

Esta tecnología se aplica en la plataforma de tele-metría de alta velocidad Orion y en el servicio detelemetría durante la perforación, de alta veloci-dad, TeleScope (arriba).

Las primeras herramientas MWD fueron desa-rrolladas a comienzos de la década de 1970 paramedir las propiedades relacionadas con la perfo-ración, tales como la inclinación y el azimut, queson esenciales en las operaciones de perforacióndireccional.3 Importantes mediciones adicionales,tales como el esfuerzo de torsión, el peso sobre labarrena (WOB, por sus siglas en inglés) y la tem-peratura, permiten a los perforadores y a losingenieros de perforación vigilar rutinariamente(monitorear) los parámetros de desempeño de laperforación en el fondo del pozo, en tiempo real,en lugar de inferirlos a partir de las mediciones desuperficie. En general, las mediciones MWD obte-nidas en tiempo real son monitoreadas paraayudar a optimizar el proceso de perforación, evi-tar problemas de perforación y monitorear latrayectoria del pozo para asegurar que se alcanceel presunto objetivo.4

Estas primeras mediciones mejoraron el cono-cimiento de los procesos de perforación dinámicaque poseía la industria. Como resultado, las ope-raciones de perforación se volvieron más eficaces,menos riesgosas, y a menudo menos costosas.

Por ejemplo, ahora existen menos fallas catas-tróficas de pozos que obliguen a las compañías aperforar pozos de re-entrada o a abandonarpozos existentes. La calidad de los pozos hamejorado, reduciéndose los costos y los proble-mas asociados con la cementación. La reducciónde la rugosidad del pozo también mejora la cali-dad de la evaluación de formaciones tanto condispositivos operados con cable como con herra-mientas LWD.

Las primeras mediciones LWD fueron desa-rrolladas a comienzos de la década de 1980 paraidentificar los estratos penetrados y, en muchoscasos, para confirmar la posición de la barrenacon respecto a la formación, en lugar de basarseúnicamente en la profundidad medida. Estacapacidad facilitó la implementación de cam-bios en la trayectoria del pozo para sortearpeligros y penetrar el yacimiento objetivo.5 Latecnología LWD servía además como forma alter-nativa de adquirir datos de formaciones básicosen zonas en las que la adquisición de registroscon herramientas operadas con cable resultabadificultosa, tales como en pozos altamente des-viados y horizontales, o en pozos con agujerosproblemáticos. Otro objetivo importante de latécnica de registración del pozo durante la per-foración era medir las propiedades de los fluidosde formación antes de que el proceso de perfora-ción—particularmente la invasión de los fluidosde perforación—perturbara significativamenteel yacimiento, en la zona vecina al pozo.

Las técnicas de generación de imágenes dela pared del pozo han sido desplegadas conherramientas operadas con cable desde ladécada de 1960. Con el mejoramiento de lasvelocidades de transmisión de datos durante laperforación, que tuvo lugar durante la últimadécada, técnicas similares se han convertido enuna parte importante de las operaciones LWD.6

Por ejemplo, las imágenes en tiempo real prove-nientes de las herramientas LWD, tales como laherramienta de Resistividad frente a la BarrenaRAB y la herramienta de resistividad geoVISIONGVR, se utilizan para evaluar la estratificaciónde las formaciones, identificar fracturas, asistiren la evaluación de formaciones y dirigir las ope-raciones de geonavegación y geodetención.7 Amedida que mejoraron y aumentaron en númerolas mediciones LWD, se incrementó también suutilización para ayudar a los operadores a tomardecisiones de perforación cruciales y determinarel estado de esfuerzos alrededor del pozo.8 Ade-más, la tecnología LWD está desempeñando unrol importante tanto en el diseño de las opera-ciones de terminación como en el diseño de lostratamientos de estimulación de pozos.

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Módulo de generación de potencia

Módulo de dispositivos electrónicos

Módulo de transmisión

> Tecnología de telemetría de ondas continuas LWD y MWD. El collar de telemetría durante la perfo-ración, de alta velocidad, TeleScope contiene una turbina que genera la potencia para la herramientamultifunción de adquisición de registros durante la perforación EcoScope y elimina la necesidad dedisponer de baterías de litio. Cuando la válvula rotativa del modulador TeleScope gira, restringe yabre alternadamente el flujo del lodo de perforación a través del collar, generando una onda depresión continua que transmite la señal telemétrica.


Desafíos durante la perforaciónLos cambios producidos en el ambiente de lazona vecina al pozo desde el momento en que seinicia la perforación hasta el momento de laadquisición de registros con herramientas ope-radas con cable, y las diferencias propias de losdiseños de las herramientas, deben tomarse encuenta cuando se comparan las mediciones LWDcon las de los registros adquiridos con herra-mientas operadas con cable.9 No obstante, existecomúnmente un hecho indiscutido: la regiónvecina al pozo es menos perturbada inmediata-mente después de la penetración de la barrenaque luego de transcurridos varios días o sema-nas, cuando tiene lugar la adquisición deregistros con herramientas operadas con cable.

El número de mediciones LWD continúa cre-ciendo, pero en muchas áreas aún se prefierenlos registros adquiridos con herramientas opera-das con cable, especialmente cuando los costosde los equipos de perforación son moderados, lainclinación del pozo es baja y las condiciones depozo son satisfactorias. Además, el rango y laversatilidad de las capacidades de medición ymuestreo de las herramientas operadas concable constituyen razones imperiosas para la uti-lización de tales herramientas.

Hasta hace poco, muchas mediciones queayudan a identificar los fluidos de formación—gas, petróleo y agua—no se desplegaban en lossistemas LWD. Un ejemplo lo constituye la medi-ción de la sección transversal de captura deneutrones termales que determina la probabili-dad de que un neutrón termal sea capturado porlos núcleos de la formación. La captura de neu-trones produce la emisión de rayos gamma. Lamedición del decaimiento de la señal de rayos

gamma con el tiempo se utiliza comúnmentepara determinar la sección transversal de cap-tura de neutrones termales promedio, oparámetro sigma, de la formación, lo que ayuda acaracterizar los fluidos del espacio poroso en lasproximidades del pozo.10 Las formaciones quecontienen un porcentaje considerable de aguade alta salinidad poseen valores de sigma, Σ , ele-vados porque el cloro [Cl] tiene una seccióntransversal de captura de neutrones termalesgrande, mientras que las formaciones que con-tienen petróleo, gas o agua dulce exhiben valoresde sigma más bajos. Se trata de algo similar a larespuesta de la conductividad típica, lo que per-mite a los petrofísicos utilizar el valor de sigmapara el cálculo de la saturación de agua, Sw.

Esto resulta de particular utilidad en las zonasproductivas de baja resistividad, donde los cálcu-los basados en la resistividad son a menudoengañosos y pueden hacer que se omita la zonaproductiva (arriba).

La medición del parámetro sigma es relativa-mente somera, comparada con las medicionesde resistividad profunda, de manera que la inva-sión del filtrado de lodo con frecuencia reducesu efectividad. Por lo tanto, la medición delparámetro sigma antes de que se produzca unainvasión significativa da como resultado una des-cripción más representativa de los fluidos deyacimiento y, en consecuencia, un mejor puntode referencia para el valor de sigma, informa-ción muy conveniente para los petrofísicos.

2. Los generadores de pulsos de presión con válvulasrotativas, que en forma alternada restringen y abren elflujo del fluido de perforación, hacen que se generenondas de presión variables en el fluido de perforación, auna frecuencia de onda portadora que es proporcional ala tasa de interrupción. Los datos de respuesta de lossensores de fondo son transmitidos a la superficie através de la modulación de esta frecuencia de ondaportadora acústica.

3. http://www.oilonline.com/news/features/dc/20050118.BACK_TO_.16901.asp (Se accedió el 17 de agosto de 2005).Bonner S, Burgess T, Clark B, Decker D, Orban J,Prevedel B, Lüling M y White J: “Measurements at theBit: A New Generation of MWD Tools,” Oilfield Review 5,no. 2/3 (Abril/Julio de 1993): 44–54.

4. http://www.oilonline.com/news/features/oe/20050314.Scope_of.17389.asp asp (Se accedió el 17 de agosto de2005).

5. Bargach S, Falconer I, Maeso C, Rasmus J, Bornemann T,Plumb R, Codazzi D, Hodenfield K, Ford G, Hartner J,Grether B y Rohler H: “LWD en tiempo real: Registrospara la perforación,” Oilfield Review 12, no. 3 (Invierno de2001): 64–84.Borland W, Codazzi D, Hsu K, Rasmus J, Einchcomb C,Hashem M, Hewett V, Jackson M, Meehan R y TweedyM: “Real-Time Answers to Well Drilling and DesignQuestions,” Oilfield Review 9, no. 2 (Verano de 1997): 2–15.

(Σvolumétrico − Σgrano) + Φ (Σgrano − ΣHC )

Φ (Σagua − ΣHC )Sw = .

Litología

Fluido Gas Petróleo Agua Aumento de la salinidad Dulce

Σ 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

Arenisca = 4.3

Dolomía = 4.7

Calcita = 7.1

Anhidrita = 12

Arcillas

6. Cheung P, Hayman A, Laronga R, Cook G, Flournoy G,Goetz P, Marshall M, Hansen S, Lamb M, Li B, Larsen M,Orgren M y Redden J: “Imágenes claras en lodos baseaceite,” Oilfield Review 13, no. 4 (Primavera de 2002):2–27.Pike B: “Logging History Rich with Innovation,” Harts E&P 75, no. 9 (Septiembre de 2002): 52–55.

7. Rohler H, Bornemann T, Darquin A y Rasmus J: “The Useof Real-Time and Time-Lapse Logging-While-DrillingImages for Geosteering and Formation Evaluation in theBreitbrunn Field, Bavaria, Germany,” artículo de la SPE71733, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 30 deseptiembre al 3 de octubre de 2001.

8. Bargach et al, referencia 5.9. Hansen P y Shray F: “Unraveling the Differences

Between LWD and Wireline Measurements,”Transcripciones del 37° Simposio Anual de Adquisiciónde Registros, Nueva Orleáns, 16 al 19 de junio de 1996:T1–T12.

10. Para más información sobre la medición del parámetrosigma, consulte: Adolph B, Stoller C, Brady J, Flaum C,Melcher C, Roscoe B, Vittachi A y Schnorr D: “SaturationMonitoring With the RST Reservoir Saturation Tool,”Oilfield Review 6, no. 1 (Enero de 1994): 29–39.

> Utilización de la sección transversal de captura de neutrones termales promedio, o parámetro sigma, para calcular la satura-ción de agua. El valor de sigma aumenta al aumentar el contenido de cloro [Cl] presente en la formación, por ejemplo en aguasde formación de alta salinidad. El parámetro sigma resulta útil para el cálculo de la saturación de agua, Sw porque ofrece uncontraste en las lecturas, entre el hidrocarburo y el agua de formación típica (extremo superior). Mientras la ecuación de Archiese obtuvo empíricamente y utiliza exponentes que deben ser estimados, la ecuación de respuesta del parámetro sigma es simple ylineal (extremo inferior). El parámetro sigma volumétrico, Σvolumétrico, se mide, y el parámetro sigma para el agua, Σagua, puede sercalculado a partir de la concentración de Cl en el agua de formación. El parámetro sigma para el hidrocarburo, ΣHC, normalmentese estima o se toma de los datos del análisis de petróleo. El parámetro sigma para los granos sólidos, Σgrano, puede determinarsesi se conocen las diversas fracciones de minerales. La porosidad, Φ, se calcula a partir de los datos de los registros. La utiliza-ción de los datos de espectroscopía de captura obtenidos de los registros provee información sobre la fracción de minerales.

Otro método de evaluación de los fluidos deformación es la medición del índice de hidró-geno (IH); el fundamento de las mediciones delregistro de porosidad neutrón. El tamaño delagujero, su temperatura y las propiedades dellodo pueden tener efectos significativos sobre laslecturas del registro de porosidad neutrón. Lastécnicas aplicadas en las herramientas operadascon cable utilizan dispositivos excéntricos paraminimizar estos efectos de pozo. No obstante, lasherramientas LWD típicamente se centran en elpozo, lo que hace que las correcciones por losefectos del pozo se vuelvan aún más importantesen lo que respecta a la determinación del valorde porosidad neutrón correcto. En ausencia dedatos precisos de calibre o de separación de laherramienta (standoff), las correcciones por eltamaño del agujero son imprecisas en el mejorde los casos, lo que hace que el valor de porosi-dad neutrón calculado sea demasiado bajo.

A partir de una fuente confiableHasta hace poco tiempo, las fuentes químicas deamericio-241 berilio [AmBe] eran la única fuentede neutrones de las herramientas LWD. A medidaque la industria de perforación alcanza velocida-des de penetración (ROP, por sus siglas en inglés)más altas, la precisión estadística de las medicio-nes nucleares LWD y las velocidades deregistración asociadas pueden ser factores limi-tantes en la explotación de los incrementospotenciales de la ROP. Además, la utilización defuentes químicas conlleva problemas relacionadoscon la salud, la seguridad y el medio ambiente.11

Las primeras fuentes radioactivas fueron utili-zadas en la adquisición de registros de pozos amediados del siglo XX para medir las propiedadesde las formaciones subterráneas y permitir el cál-culo de la porosidad.12 Durante los últimos 50años, las compañías de servicios de campos petro-leros adoptaron medidas extraordinarias paralimitar la exposición a emisiones radioactivas através del desarrollo de procedimientos detalla-dos de almacenamiento, manipuleo y utilizaciónde fuentes radioactivas.13 El almacenamiento,verificación regular y disposición futura de estasfuentes son temas intensamente regulados por lasautoridades nucleares.14

Ocasionalmente, las herramientas de adqui-sición de registros que alojan estas fuentes seatascan en los pozos debido a la presencia deproblemas o irregularidades en los mismos, talescomo la formación de canaletas (enchaveta-mientos). Cuando las fuentes radioactivas nopueden ser recuperadas y quedan en el pozo, serequiere que los operadores empleen procedi-mientos de taponamiento y monitoreo de pozosespeciales para minimizar el impacto ambiental.

La pérdida del pozo y las operaciones en sí,incluyendo la eventual perforación de un pozode observación, pueden resultar extremada-mente costosas. Se prevé que la regulaciónmundial de las fuentes de adquisición de regis-tros radioactivas se volverá más rigurosa y quese incrementarán los costos asociados con suutilización.

La utilización de fuentes de adquisición deregistros radioactivas en los collares LWD planteaotros problemas más complicados. El proceso decarga y descarga de la fuente es más lento quecon las herramientas operadas con cable, lo queincrementa el tiempo de operación. Además,habitualmente se requiere más personal paraconectar y desconectar el equipo LWD.

Los diseños de las herramientas LWD deSchlumberger incluyen un sistema de carga anu-lar que permite que las fuentes sean recuperadasa través de la columna de perforación utilizandocable, lo que elimina la necesidad de dejar lasfuentes en la herramienta cuando ésta se atascaen el fondo del pozo. Si bien este procedimientosuma tiempo a las operaciones de recuperación,también reduce el riesgo de daño de la fuente,mitigando así el riesgo para el medio ambiente.Este diseño anular permite la recuperación de un85% de las fuentes, mientras que los BHAs sólo serecuperan un 35% de las veces.15 Aún con lareducción de este riesgo, los operadores debieronoptar entre recuperar las fuentes y pasar mástiempo tratando de recuperar todo el BHA.

Aprendizaje durante la perforaciónEl avance tecnológico es básicamente un procesoevolutivo pero a veces resulta revolucionario.16

Los dispositivos operados con cable y las herra-mientas LWD mejoran con cada generación amedida que se desarrollan tecnologías habilita-doras y se captan y aplican conocimientos.

A diferencia de los dispositivos de adquisi-ción de registros con herramientas operadas concable, los sensores y dispositivos electrónicos delas herramientas LWD deben tolerar las enormes

fuerzas de choque y vibración asociadas con lasoperaciones de perforación. La confiabilidad delas herramientas ha mejorado en forma continuaa través de los años porque los sofisticados méto-dos de prueba redujeron considerablemente lasfallas de las herramientas causadas por choquesy vibraciones. Hoy en día, el monitoreo de cho-ques y vibraciones en tiempo real permite a losingenieros de perforación modificar los paráme-tros de perforación y las configuraciones de losBHAs con el fin de reducir estas fuerzas, prolon-gando así la vida útil de la barrena y evitandodaños al BHA, incluyendo el equipo LWD.17 Otraforma en que los responsables del desarrollo deherramientas reducen las fallas de los equiposLWD es a través de la reducción del número decollares LWD, lo que a su vez minimiza elnúmero de puntos débiles y las conexionesrequeridas en la sarta. Esto puede lograrse a tra-vés de diseños que integren los sensores parareducir las longitudes de las herramientas, loque posibilita la inclusión de múltiples sensoresen un solo collar.

Los avances en materia electrónica y elmayor conocimiento de la física de las medicio-nes se tradujeron en logros importantes entérminos de eficiencia y confiabilidad, tales comoson los avances registrados con la herramientaintegrada de adquisición de registros con herra-mientas operadas con cable Platform Express.Recientemente, las tecnologías LWD tambiénevolucionaron hacia la integración de más medi-ciones en herramientas más cortas. Losresultados incluyen la confiabilidad mejorada delas herramientas, los avances en lo que respectaa eficiencia en la colocación del pozo y las medi-ciones obtenidas más cerca de la barrena.

La brecha existente en términos de tiempo ydistancia entre la barrena y los sensores LWD amenudo obliga a los petrofísicos y los geólogos aesperar horas para poder utilizar los datos detodos los sensores disponibles con el fin de efec-tuar una interpretación exhaustiva. Además, seplantean cuestiones importantes en relación con

8 Oilfield Review

11. Kurkoski PL, Holenka JM y Evans ML: “Radiation Safetyand Environment for Measurement-While-Drilling: ADifferent Approach,” artículo de la SPE 23264, presen-tado en la Conferencia sobre Salud, Seguridad y MedioAmbiente en la Exploración y Producción de Petróleo yGas de la SPE, La Haya, 11 al 14 de noviembre de 1991.

12. http://www.spe.org/spe/jsp/basic/0,,1104_1714_1003934,00.html (Se accedió el 9 de agosto de 2005).

13. Aitken JD, Adolph R, Evans M, Wijeyesekera N,McGowan R y Mackay D: “Radiation Sources in DrillingTools: Comprehensive Risk Analysis in the Design,Development and Operation of LWD Tools,” artículo de laSPE 73896, presentado en la Conferencia Internacionalsobre Salud, Seguridad y Medio Ambiente en laExploración y Producción de Petróleo y Gas de la SPE,Kuala Lumpur, 20 al 22 de marzo de 2002.

14. http://www.nssihouston.com/disposal.html (Se accedióel 17 de agosto de 2005).

15. Aitken et al, referencia 13.16. Zimmerman T: “The Innovator’s Choice,” Oilfield Review

14, no. 1 (Primavera de 2002): página editorial.17. Ashley DK, McNary XM y Tomlinson JC: “Extending BHA

Life with Multi-Axis Vibration Measurements,” artículode las SPE/IADC 67696, presentado en la Conferencia dePerforación de las SPE/IADC, Ámsterdam, 27 de febreroal 1º de marzo de 2001.


Porosidad, espectroscopía y parámetro sigmaLos neutrones de alta energía emitidos por elgenerador de neutrones pulsados (PNG, porsus siglas en inglés) pierden energía a travésde la difusión elástica e inelástica con losnúcleos de la formación. Si bien la difusióninelástica desempeña un rol importante en lamoderación inicial de los neutrones, lapérdida de energía subsiguiente es dominadapor la presencia de hidrógeno. Los neutronespierden rápidamente una gran fracción de suenergía en las colisiones con el hidrógeno y sereducen a niveles de energía térmica, que sonnueve órdenes de magnitud menores que susniveles de energía iniciales.

Los neutrones de baja energía dispersadosson contados por dos equipos de detectoresde neutrones, con diferentes espaciamientoscon respecto a la fuente. Estos detectoresregistran su número como una función deltiempo. El contenido de hidrógeno de laformación domina las velocidades de conteodel detector.

Un neutrón termal continúa migrando através de la formación, experimentandomúltiples colisiones con los núcleos de laformación. Finalmente, una colisiónproducirá la absorción del neutrón por unnúcleo de la formación, lo que se conocecomo captura de neutrones, y conducirá a laemisión de rayos gamma de captura.

Las energías de los rayos gamma decaptura dependen del tipo de núcleo quecapturó el neutrón. Por lo tanto, las energíasde los rayos gamma medidos por los dosdetectores de rayos gamma reflejan loselementos presentes en la formación. Losdatos de estos detectores son registradoscomo una función del tiempo y la energía. Losespectros de rayos gamma de captura,registrados por el detector de rayos gammaposicionado más cerca de la fuente, seanalizan y se obtienen así las concentracionesde los elementos de la formación.

El espectro de decaimiento de tiempo delos rayos gamma de captura del mismodetector se utiliza para determinar elparámetro sigma. A diferencia de la mayoríade las herramientas operadas con cable queutilizan un método consistente en dosdetectores para la corrección por los efectosdel pozo, el revestimiento y la cementación, elnuevo método LWD emplea un solo detector.Esto es posible porque el collar LWDbásicamente llena el pozo y desplaza el fluidode perforación, reduciendo los efectos delpozo. Además, la mayoría de las herramientasoperadas con cable de obtención de sigma secorren fundamentalmente en pozos entubadosy, en consecuencia, requieren procedimientosde corrección y compensación por lapresencia del revestimiento y la cementación.

Herramientas de rayos gamma, densidad y neutrónLa física de las mediciones de rayos gamma,densidad y neutrón (NGD, por sus siglas eninglés) es similar a la de las mediciones delos registros gamma-gamma densidad. En elcaso de las mediciones NGD, los neutrones dealta energía emitidos desde el PNG crean unafuente secundaria, o nube, de rayos gamma apartir de las reacciones inelásticasproducidas en la formación que rodea a lafuente. Esto sirve como fuente de rayosgamma para una medición convencional degamma-gamma densidad. Estos rayos gammason detectados por un detector lejano. Dosefectos dominantes, que compiten entre sí,inciden en la señal de rayos gamma observadaen el detector de rayos gamma lejano.

El primer efecto se relaciona con eltransporte de los neutrones rápidos desde la fuente hasta los puntos de generación derayos gamma en la formación. En consecuen-cia, el alcance de la fuente de rayos gammavaría como una función del tamaño de la nubede neutrones rápidos en torno a la fuente deneutrones. El tamaño de esta nube es deter-minado fundamentalmente por el contenidode hidrógeno de la formación. Por lo tanto, esnecesario corregir las velocidades de conteoobservadas en el detector de rayos gamma por

el alcance variable de la nube de neutrones.Esto se realiza midiendo el flujo de neutronesepitermales a una distancia que escomparable a la longitud de moderación delos neutrones provenientes del PNG.1 El flujoepitermal es un excelente indicador deltamaño de la nube de neutrones.

El segundo efecto se asocia con eltransporte de los rayos gamma en la formación(arriba). Una vez que los rayos gamma hansido generados en la formación, son atenuadosa medida que viajan hacia el detector lejano através del mismo mecanismo físico—difusiónCompton—que determina la respuesta en lasmediciones de los registros gamma-gammadensidad tradicionales. En consecuencia, estarespuesta es afectada fundamentalmente porla densidad de la formación.

1. La longitud de moderación es la distancia promediocon respecto a la fuente—en este caso el PNG—en la que los neutrones alcanzan niveles de energíatérmica.

Nuevas mediciones LWD obtenidas con un PNG

> Mediciones de rayos gamma, densidad yneutrón. La física de las mediciones NGD essimilar a la de las mediciones de los registrosgamma-gamma densidad tradicionales. Losneutrones rápidos provenientes del PNG creanuna fuente secundaria de rayos gamma inelás-ticos en la formación que rodea a la fuente.Esto sirve como fuente de rayos gamma paralas mediciones de los registros gamma-gammadensidad. El tamaño de la fuente secundariadepende del transporte de los neutrones rápi-dos hacia el interior de la formación. En conse-cuencia, la señal de rayos gamma observadaen el detector lejano exhibe efectos de trans-porte de neutrones que deben ser compensa-dos cuando se obtiene una medición de rayosgamma, densidad y neutrón. Esta compensa-ción se obtiene midiendo la velocidad de conteode los neutrones epitermales a una distanciacomparable con la longitud de moderacióntípica de los neutrones de alta energía.

Detector derayos gamma

Rayos gamma

Fuente deneutrones PNG

Detector de neutronesNeutrón

la evaluación de formaciones. Las grandes diferen-cias existentes entre los tiempos en que losdiversos sensores atraviesan una profundidaddada pueden conducir a discrepancias de profun-didad entre las mediciones y a ambigüedades enlas interpretaciones. Además, los efectos de lainvasión cambian durante el período en que lasdiversas mediciones escalonadas pasan un deter-minado punto del pozo. Los cambios producidosen la región vecina al pozo por la invasión de losfluidos de perforación pueden volverse significati-vos en pocos minutos, lo que torna más atractivala posibilidad de “posicionar” las mediciones. Lasmediciones adquiridas a la misma profundidad, enel mismo tiempo y bajo las mismas condiciones,posibilitan una comparación directa más válida ycon menos incertidumbre asociada con los efectosambientales. Las operaciones de geonavegación ygeodetención también mejoran cuando los senso-res se ubican más cerca de la barrena.

La geonavegación efectiva depende de la dis-ponibilidad de información oportuna, provenientede los sensores del subsuelo, para guiar las deci-siones relacionadas con la trayectoria del pozo.Por ejemplo, durante las operaciones destinadas

a mantener un pozo horizontal por encima delcontacto agua/petróleo, la perforación de variasdecenas de pies sin disponer de información cru-cial puede hacer que se perfore en el agua, loque se traduce en la producción prematura deagua. Por otra parte, cuando un pozo alcanza laprofundidad total (TD, por sus siglas en inglés),la gran distancia existente entre la barrena y lossensores superiores extremos exige la perfora-ción de pies adicionales para alojar el largo BHAde modo de poder adquirir todas las mediciones.Si bien esta práctica permite la registración deestratos importantes—a menudo roca yaci-miento—también suma tiempo, riesgo y costos alas operaciones de perforación.

Una de las principales motivaciones que lle-van a correr los dispositivos LWD es la obtenciónde información sobre el yacimiento lo más tem-prana posible. No obstante, en el pasado secarecía de programas de computación que efec-túan el control de calidad de los datos y laevaluación integral de formaciones utilizandodatos LWD en tiempo real. Igualmente impor-tante es la necesidad de utilizar los parámetrosde las formaciones—profundidad, espesor neto,

porosidad, Sw y permeabilidad—para caracteri-zar los yacimientos potenciales, incluyendo elespesor productivo neto, así como las estimacio-nes de reservas y la definición de los intervalosde terminación.

Desde el desarrollo de las primeras medicio-nes LWD, se han hecho avances sostenidos en loque respecta a encarar las limitaciones de lasherramientas. Muchos de estos problemas fue-ron superados recientemente mediante eldesarrollo de la innovadora tecnología LWD.

Mediciones nucleares LWD sin fuentesEn el año 1995, Schlumberger y Japan Oil, Gasand Metals National Corporation (JOGMEC),previamente Japan National Oil Corporation(JNOC), colaboraron para desarrollar una medi-ción de neutrones pulsados extremadamenteinnovadora para aplicaciones LWD.18 El diseñodel generador de neutrones pulsados (PNG, porsus siglas en inglés) fue robustecido a comienzosde la década de 1990. Además de la posibilidadde eliminar una fuente de adquisición de regis-tros nucleares, el PNG provee numerosasmediciones LWD importantes, muchas de lascuales fueron establecidas en la evaluación deformaciones utilizando herramientas operadascon cable (izquierda). A partir de esta colabora-ción, se posibilitó la obtención de nuevasmediciones LWD, incluyendo la medición delparámetro sigma, las mediciones de las herra-mientas de rayos gamma, densidad y neutrón(NGD, por sus siglas en inglés) y la espectrosco-pía de captura para calcular en forma precisa lasfracciones de minerales (véase “Nuevas medicio-nes LWD obtenidas con un PNG,” página 9).

Los cinco años de colaboración entreSchlumberger y JOGMEC comenzaron con elmodelado nuclear, un modelo a escala y unaherramienta operada con cable experimental,que imitaban en conjunto un sistema de neutro-nes pulsados en la geometría del collar oportabarrena. Se ejecutaron unas 12 pruebas decampo en agujero descubierto de la herramientaoperada con cable experimental para verificar eldesempeño modelado y explorar las capacidadesde la herramienta. En base al éxito del esfuerzode investigación, el equipo de colaboracióningresó en la etapa siguiente—el desarrollo deuna herramienta LWD prototipo experimental.El ambiente exigente que se genera durante laperforación requiere un desarrollo de ingenieríasignificativo, incluso para las herramientas pro-totipo experimentales. El equipo de desarrolloprodujo la herramienta de Evaluación de laPorosidad Experimental LWD (xPET) utilizandoun PNG como fuente de neutrones.

10 Oilfield Review

np+

Deuterio

Depósitode deuterio

2H1

n np+

Tritio3H1

Helio4He2

n np+ p++ + + Energía

cinétican

Neutrón1n0

Fuente de iones Columna de aceleración Objetivo

Altovoltaje

e-D+

Haz de iones

Cátodo Retícula

14 M

eV

n

> Generador de neutrones pulsados. En lugar de una fuente AmBe radio-activa, en ciertos dispositivos de adquisición de registros se utiliza un gene-rador de neutrones pulsados (PNG, por sus siglas en inglés) para generarneutrones de alta energía. Dentro del PNG, el dispositivo generador deneutrones Minitrón (extremo superior) comprende un depósito de deu-terio, una fuente de iones, una columna de aceleración y un objetivo. Elyacimiento libera gas de deuterio al ser calentado. La fuente de iones uti-liza una fuente de electrones catódicos de alta energía y una grilla pulsa-da para ionizar y disociar en forma parcial el deuterio y el tritio. El altovoltaje acelera los iones, obligándolos a colisionar con un objetivo impreg-nado con tritio. Cuando el deuterio bombardea el tritio, la reacción de fusiónresultante (extremo inferior) produce neutrones de 14-MeV. El alto voltajede aceleración, del orden de 100 kV, requiere técnicas especiales paraproteger al PNG de los arcos eléctricos destructivos y los choquesmecánicos. Para evitar la formación de arcos, el espacio que rodea al dis-positivo Minitrón en el arreglo PNG se llena con hexafluoruro de azufre.


El PNG xPET genera 100,000,000 de neutro-nes por segundo con energías de 14 MeV, unasalida aproximadamente cinco veces superior yenergías que llegan a triplicar a las de lasfuentes de adquisición de registros AmBe tradi-cionales. Este generador utiliza una reacción defusión para producir neutrones a través de laaceleración de los iones de tritio y deuterio paraformar un objetivo cargado de tritio. El PNG nogenera neutrones sin energía eléctrica y ha sidoeximido por la Comisión Reguladora Nuclear(NRC, por sus siglas en inglés) de la adopción deprecauciones especiales para su abandono en lospozos de EUA.

Para la caracterización de la herramientaxPET, se utilizó el modelado de Monte Carlo y seemplearon mediciones de laboratorio y pruebasde campo para generar extensivas bases dedatos. Estas bases de datos resultaron esencialesen lo que respecta al desarrollo de los algoritmospara las mediciones del IH, NGD, sigma y espec-troscopía (arriba).19

> Comparación entre los datos obtenidos con laherramienta xPET y los datos derivados de lasherramientas operadas con cable. En un pozo deprueba (arriba), las mediciones xPET se aproxi-man significativamente a las mediciones de laherramienta Platform Express y de la sonda dePorosidad de Aceleración de Neutrones APS, enlas areniscas de porosidad media y en las calizasde porosidad baja (extremo superior derecho). Enel mismo pozo de prueba, los datos de espectros-copía xPET se ajustan bastante a las salidas de laherramienta de Espectroscopía de Captura Elemental ECS (extremo inferior derecho). Laestrecha coincidencia observada entre losconjuntos de datos alentó a los científicos deSchlumberger y de JOGMEC.

Poro

sida

d ne

utró

n, %

20

0

40

Porosidad neutrón epitermal APSPorosidad neutrón epitermal xPET

Porosidad neutrón termalPlatform Express

Dens

idad

de

la

form

ació

n, g

/cm

3

2.5

3.0

2.0

Densidad Platform ExpressRayos gamma, densidad y neutrón xPET

Sigm

a, u

c (u

nida

des

de c

aptu

ra)

25

50

0540 560 580 600 620 640 660 680

Profundidad, pies

Rayo

s ga

mm

a, ºA

PI

0

100

200Rayos gamma Platform ExpressParámetro sigma APS Parámetro sigma xPET

Calcio40

200

Silicio40

200

Aluminio40

200

Azufre20

100

Hierro

0

20

10

Tipo

de

min

eral

, % e

n pe

so

Herramienta xPETHerramienta ECS

Min

eral

ogía

, % e

n pe

so s

eco 100

80

60

40

20

0300 400 500 700 800 900 1,000 1,100 1,200 1,300600

Profundidad, pies

ArcillaCuarzo + feldespato + micaCarbonato

18. Evans M, Adolph R, Vildé L, Morriss C, Fisseler P, SloanW, Grau J, Liberman A, Ziegler W, Loomis WA,Yonezawa T, Sugimura Y, Seki H, Misawa RM, HolenkaJ, Borkowski N, Dasgupta T y Borkowski D: “ASourceless Alternative to Conventional LWD NuclearLogging,” artículo de la SPE 62982, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Dallas, 1° al 4 de octubre de 2000.

19. Evans et al, referencia 18.

Evaluación de riesgosPara poder trasladar la tecnología PNG alambiente de alto riesgo del BHA LWD, las consi-deraciones de seguridad radioactiva requirieronuna evaluación extensiva y un análisis de riesgocompleto. Entre las dos fuentes de adquisiciónde registros más comunes—la fuente AmBe queemite neutrones y la fuente de cesio que emiterayos gamma [137Cs]—la fuente AmBe plante-aba un riesgo significativamente mayor durantelas operaciones (arriba).20 La vida media delamericio [241Am] es de 432 años, comparadoscon los 30.2 años del 137Cs. Además, el 241Amdecae en neptunio [Np], que continúa emitiendopartículas alfa de alta energía y posee una vidamedia de más de 2 millones de años.

En casos excepcionales, las herramientasque contienen fuentes de adquisición de regis-tros radioactivas deben abandonarse en el pozo.

La fuente, o su isótopo radioactivo, se convierte enun problema ambiental de consideración cuandosu vida media excede la resistencia a la corrosióny al daño a largo plazo de la cápsula de protecciónde la fuente y el BHA. Los neutrones emitidos porla fuente AmBe son más difíciles de proteger yresultan más perjudiciales para las células vivasque los rayos gamma y las partículas beta de bajaenergía emitidos por el 137Cs. Por estos motivos,la fuente de neutrones AmBe presenta mayoresriesgos para el medio ambiente en las operacio-nes LWD que la fuente de rayos gamma 137Cs. Porlo tanto, el reemplazo de la fuente AmBe por elPNG constituye una gran ventaja.

Si bien este reemplazo requirió el desarrollode una medición de la porosidad con la mismarespuesta que la medición de porosidad neutrónbasada en la fuente AmBe LWD estándar, tam-bién posibilitó la incorporación de mediciones

nuevas que mejoran significativamente la eva-luación de formaciones. Como quedó claramentedemostrado con el esfuerzo de colaboraciónentre Schlumberger y JOGMEC, el PNG exhibíaun buen desempeño en el ambiente LWD. Ade-más, la densidad de la formación ahora podíamedirse utilizando sólo una fuente PNG, lo queproporciona evaluaciones de formaciones nucle-ares para LWD, sin fuentes de adquisición deregistros químicas.

Adquisición de registros más segura, más rápida y más inteligenteEn enero de 2001, un equipo de Schlumbergerpuso en marcha un proyecto para incorporareste concepto de adquisición de registros LWD“sin fuentes” en un collar de medición LWD inte-grado. Esta nueva herramienta LWD ahoraprovee datos en tiempo real para lograr evalua-

12 Oilfield Review

Cs137 Ba*137 Ba137 γ (662 keV)

β_Reacción de la fuente de cesio

γ (60 keV)

γ (4.4 MeV)

Am241 Np*237 Np237

α (5.5 MeV)

Be9 C*13 C*12 C12

n (4 MeV promedio)

Reacción de la fuente de americio-berilio

> Fuentes químicas radioactivas utilizadas en la adquisición de registros de pozos. La mayoría de las herramientasde adquisición de registros de densidad utilizan una fuente química 137Cs, con una vida media de 30.2 años. En unaprimera etapa, el 137Cs decae a un estado excitado de 137Ba a través de la emisión beta de un electrón del núcleo(extremo superior). El estado excitado resultante del bario [137Ba*], con una vida media de 2.6 minutos, decae hastaalcanzar su estado estable a través de la emisión de un rayo gamma con una energía de 662 keV. La mayoría de lasherramientas de adquisición de registros de neutrón utilizan una fuente química de 241AmBe (extremo inferior). Estafuente se basa en una reacción nuclear entre las partículas alfa de alta energía—núcleos 4He—y 9Be para generarneutrones energéticos. El 241Am sirve como fuente de las partículas alfa cuando decae al estado excitado del nep-tunio [237Np*]. El núcleo 237Np* alcanza su estado fundamental mediante la emisión subsiguiente de un rayo gammade 60-keV. Una pequeña fracción de las partículas alfa emitidas por el 241Am reacciona con el 9Be que rodea al núcleode 241Am. Esta reacción conduce a la formación de un breve estado excitado de carbono 13C [13C*], que emite unneutrón y se convierte en un estado excitado de 12C [12C*]. 12C* alcanza su estado estable a través de la emisión deun rayo gamma de alta energía. La producción de neutrones en esta fuente es muy ineficaz. Una fuente típica emiteaproximadamente 4x1010 partículas alfa en un segundo y genera aproximadamente 2x107 neutrones/s.

20. Aitken et al, referencia 13.21. El PNG contiene tritio y existen pequeñas fuentes de

estabilización en algunos de los detectores. Estaspequeñas fuentes no requieren ningún tratamientoespecial mientras se encuentran en el interior de laherramienta.

22. Weller G, el-Halawani T, Tribe I, Webb K, Stoller C, GalvinS y Scott G: “A New Integrated LWD Platform Delivers


ciones de formaciones globales, operaciones deperforación eficientes y seguras y colocacionesprecisas de los pozos.21 El servicio multifunciónde adquisición de registros durante la perfora-ción EcoScope elimina muchas de lasdesventajas asociadas con las tecnologías LWDprevias. Este servicio permite la adquisición denuevas mediciones para petrofísicos y geólogos yproporciona un nivel de seguridad y eficienciainigualable para el personal de perforación(derecha).22 El collar LWD EcoScope mide 26pies de largo y posee un diámetro nominal de17.15 cm [63⁄4 pulgadas]. Su tasa de flujo máximaes de 3.03 m3/min [800 galones americanos/min],puede tolerar una severidad de pata de perromáxima durante la rotación de 8º/30.5 m [100pies], una severidad de pata de perro máximadurante el deslizamiento de 16º/100 pies y puedeoperar en tamaños de pozos que oscilan entre21.3 y 25.1 cm [83⁄8 a 97⁄8 pulgadas].

Los especialistas de Schlumberger compren-dieron la importancia de establecer unacompatibilidad retroactiva para lograr la acepta-ción industrial, de manera que la opción deadquirir una medición de densidad estándar fueincluida en el diseño de la herramienta.23 Laopción de medición de la densidad basada en lafuente Cs permite la medición del factor fotoe-léctrico (PEF, por sus siglas en inglés) para ladeterminación de la litología. También seadquieren un registro de calibre de densidadpara el control de la calidad de los registros y elvolumen del pozo e imágenes de densidad y PEFpara el análisis estructural. La medición derayos gamma, densidad y neutrón es una medi-ción nueva que se ajusta a las mediciones dedensidad previas.

Los riesgos asociados con la utilización defuentes químicas LWD, especialmente la fuenteAmBe, ponen de manifiesto la importancia decontar con una fuente PNG viable. La seguridaddel PNG es inherente al diseño de la herra-mienta EcoScope, ya que el PNG es alimentadoen forma directa y exclusiva por un turbo gene-rador de la herramienta TeleScope que esenergizada mediante circulación de lodo.

Los desafíos del desarrollo de este tipo dedispositivo eran considerables. En una primeraetapa, los científicos e ingenieros de Schlumberger

analizaron los riesgos y decidieron incluir unafuente 137Cs en la herramienta EcoScope paraproporcionar mediciones de densidad y PEFestándar y las imágenes de pozo asociadas. Laposición de la fuente 137Cs se modificó para facili-tar la carga rápida de la fuente y mejorar laprecisión y la exactitud de las mediciones de den-sidad. La fuente 137Cs se carga desde el costadodel collar EcoScope, procedimiento que insume,en promedio, un tercio del tiempo necesario parala carga con el método anular. Además, no existefuente AmBe alguna para cargar. La posición dela fuente 137Cs ha sido optimizada para incremen-tar las velocidades de conteo y mejorar larespuesta de la densidad a ROP elevadas.24

El PNG produce los neutrones de alta energíanecesarios para medir la porosidad neutrónicatermal (TNPH, por sus siglas en inglés), la mejorporosidad neutrónica termal (BPHI, por sus siglasen inglés) y el parámetro sigma de la formación oΣ volumétrico. Para lograr consistencia y compatibi-lidad retroactiva, la respuesta TNPH de laherramienta EcoScope es similar a la respuestaTNPH de la herramienta adnVISION (Densi-dad–Neutrón Azimutal) y estas dos medicionesmostraron buena concordancia durante las prue-bas. No obstante, dado que el PNG produce elquíntuplo de neutrones con el triple de energíade la fuente AmBe, la medición TNPH de laherramienta EcoScope es estadísticamente másprecisa, provee una lectura más profunda de laformación y resulta menos afectada por la rugosi-dad del pozo. Tanto las porosidades neutrónicasTNPH de la herramienta EcoScope como las de laherramienta adnVISION exhiben los mismosefectos de densidad de la formación. Ésta es lacausa principal de las conocidas lecturas de poro-sidad neutrónica alta de la lutita.

Debido a la mayor energía neutrónica y elincremento de la distancia del detector lejanocon respecto a la fuente neutrónica, las medicio-nes de la porosidad neutrónica de la herramientaEcoScope son más influenciadas por la densidadde la formación que las mediciones adnVISION.En el cálculo BPHI, la mayor parte de los efectosde la densidad se eliminan, lo que se traduce enuna medición del IH que posee un rango diná-mico más amplio, es más precisa ante laexistencia de altas porosidades y posee efectos

Rayos gamma,densidad y neutrón

EspectroscopíaParámetro sigmaPorosidad

Calibre ultrasónico

Densidad azimutal,factor fotoeléctricoy calibre de densidad

InclinaciónPresión anular durantela perforación

Choques y vibracionestriaxiales

Rayo gammanatural azimutal

> Collar de mediciones integrado EcoScope. Lasnuevas mediciones EcoScope incluyen medicio-nes sin fuentes radioactivas de rayos gamma,densidad y neutrón, datos de espectroscopía,mediciones del parámetro sigma, y medicionesde choques y vibraciones, inclinación, presiónanular y rayos gamma azimutales. El collarposee una longitud de 26 pies y la medición máslejana se encuentra a menos de 4.9 m [16 pies]de distancia de la base del collar.

Improved Drilling Efficiency, Well Placement andFormation Evaluation Services,” artículo de la SPE 96652,presentado en la Conferencia de Áreas Marinas deEuropa, Aberdeen, 6 al 9 de septiembre de 2005.

23. Aitken et al, referencia 13.24. Weller et al, referencia 1.

litológicos más limitados que la respuesta TNPH(arriba). La medición BPHI de la herramientaEcoScope coincide con la respuesta TNPH en laszonas limpias y muestra mayor consistencia entreun pozo y otro. Los datos de entrada requeridospara la corrección de la densidad BPHI, puedenobtenerse ya sea a partir de la densidad de lafuente Cs o a partir de las mediciones NGD. Lasmediciones de neutrones avanzadas de la nuevaherramienta LWD otorgan a los operadores másflexibilidad en lo que respecta al diseño de losprogramas de adquisición de registros LWD. ElPNG provee la opción de eliminar las fuentes deadquisición de registros radioactivas químicas detoda la operación.

La herramienta EcoScope incluye ademásuna medición de la resistividad de la propaga-ción, que posee el mismo principio de mediciónque la herramienta de resistividad LWD de pre-via generación, la herramienta de Resistividadde Arreglo Compensada arcVISION. La mediciónse obtiene en dos frecuencias diferentes—2 MHzy 400 kHz—utilizando dos receptores y cincotransmisores con espaciamientos que oscilanentre 41 y 102 cm [16 y 40 pulg]. La similitudexistente entre la medición de la resistividad de

la herramienta EcoScope y las de las herramien-tas previas, ofrece claras ventajas en lo querespecta a la evaluación de formaciones y permiteque la industria explote los avances existentes entérminos de modelado de la resistividad. En laherramienta EcoScope, las secciones de mediciónde la resistividad y las secciones de medicionesnucleares se intercalan, lo que constituye unainnovación importante en cuanto al diseño queposibilitó la implementación del collar integradomás corto.

La interpretación de los datos de resistividades mucho más compleja en los pozos altamentedesviados y horizontales que en los pozos ver-ticales. Por este motivo, se ha dedicado unenorme esfuerzo al desarrollo de técnicas deprocesamiento de avanzada para la obtención dedatos de resistividad LWD, tales como la aplica-ción de técnicas de inversión para resolver laresistividad de la formación verdadera (Rt) ymejorar el cálculo de las fracciones de volumende fluidos presentes en el yacimiento.25

La resistividad de la formación se puedecombinar con las mediciones nucleares nuevas ytradicionales de la herramienta EcoScope paragenerar una evaluación de formaciones integral

y más cuantitativa. Esto se realiza en el programade interpretación EcoView, específicamente dise-ñado para la interpretación asistida porcomputadora de los datos de la herramientaEcoScope. El programa EcoView soporta la visua-lización bidimensional (2D) y tridimensional(3D) de la geometría del pozo y los datos geológi-cos o de las imágenes de la pared del pozo.Además, el programa contiene la metodologíarobusta del sistema de evaluación petrofísicaDecisionXpress.26

La interpretación petrofísica en el programaEcoView asume que los datos de la herramientaEcoScope se obtienen inmediatamente despuésde la perforación y que la invasión es, por lotanto, insignificante. Los datos EcoScope adqui-ridos en una etapa posterior del proceso deperforación, por ejemplo, durante una pasadacon fines de ensanchamiento del pozo, puedenrequerir aplicaciones de interpretación de regis-tros más sofisticadas para validar los resultadospetrofísicos. Esto incluye la utilización delsistema de caracterización de yacimientos inte-grado GeoFrame de Schlumberger.

La integración de datos geológicos y petrofísi-cos con datos de la geometría del pozo en unaplataforma, otorga a los equipos a cargo de losactivos de las compañías operadoras informaciónmejorada para la evaluación de formaciones. Enla localización del pozo, el programa EcoViewutiliza las mediciones relacionadas con la perfo-ración obtenidas con la herramienta EcoScope,para ayudar a mejorar el proceso de toma dedecisiones destinadas a optimizar las colocacio-nes de pozos y las operaciones de perforación.

Operaciones de perforación más seguras, más rápidas y más inteligentesLa herramienta LWD EcoScope adquiere datosde choques y vibraciones triaxiales, datos depresión anular, datos de inclinación continua ydatos de calibre ultrasónico y de densidad. Estasmediciones son monitoreadas en tiempo real, loque permite la evaluación constante del desem-peño de la perforación y la calidad del pozo.

El análisis de las vibraciones y choques defondo de pozo resulta esencial para la optimiza-ción de las operaciones de perforación y para laextensión de la vida útil de los componentes delBHA, incluyendo barrenas, motores de fondo ysistemas LWD y MWD. En las herramientasMWD, los medidores de deformación miden elesfuerzo de torsión mientras que los aceleróme-tros miden el choque axial y lateral, lo que enconjunto permite el cálculo de la vibración.27 Losdatos de las vibraciones ayudan a caracterizar elmecanismo de vibración, o la combinación de

14 Oilfield Review

> Comparación de las mediciones de porosidad neutrónica termal obtenidascon la herramienta adnVISION previa y la nueva herramienta EcoScope. Laporosidad neutrónica termal de la herramienta EcoScope, TNPH, se ajusta ala medición TNPH de la herramienta adnVISION, incluso en las lutitas densas,que son simuladas por la formación de alúmina (extremo superior). La mejorporosidad neutrónica termal, BPHI, es una medición del IH que exhibe un rangodinámico más amplio que la medición TNPH previa (extremo inferior) y propor-cionará una lectura más baja en las lutitas que la medición TNPH estándar.

1.5

1.0

2.0

0.5

0

2.5

3.0

Mejor porosidad neutrónica termal (BPHI)

Rela

ción

ent

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1.5

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0 10 20 30 40 50 60 70Porosidad, %

Herramienta EcoScope en calizasHerramienta adnVISION en calizasHerramienta EcoScope en Al2O3

Herramienta adnVISION en Al2O3


mecanismos, que provocan los choques. Estosmecanismos pueden incluir el rebote de labarrena, su atascamiento/deslizamiento, el girode la barrena y el giro del BHA. Una vez identifi-cada la causa principal de la vibración, sepueden modificar los procedimientos o los pará-metros de perforación para corregir losproblemas. Por ejemplo, la modificación delpeso sobre la barrena (WOB, por sus siglas eninglés) o de la velocidad de rotación puede tenerun efecto enorme sobre las vibraciones. Lasvibraciones también pueden ser reducidas modi-ficando el BHA, por ejemplo a través de lautilización de una barrena diferente o del agre-gado de ensanchadores a rodillo, o modificandoel sistema de inyección a través del incrementode la lubricidad del lodo. Los esfuerzos por mini-mizar las vibraciones y los choques a menudomejoran la ROP y la calidad del pozo.

La medición de la presión anular con laherramienta EcoScope ayuda a los perforadoresy a los ingenieros de perforación a identificar yevitar potenciales problemas de perforación.28

En ambientes de perforación complejos, talescomo los pozos de alcance extendido y de aguasprofundas, los datos de presión anular en tiemporeal ayudan a manejar la densidad de circula-ción equivalente (ECD, por sus siglas en inglés).Manteniendo el valor de la ECD dentro de unaventana tolerable, los ingenieros de perforaciónpueden prevenir los problemas de pérdida decirculación e inestabilidad del pozo. Estos pro-blemas pueden ocasionar costos superiores a losprevistos y la pérdida potencial de un pozo. Ade-más, el monitoreo continuo de la presión anularprovee información sobre suspensión de sólidos,golpes de presión y presiones de flujo y oleadainicial, lo que fomenta la implementación deprácticas específicas para optimizar adicional-mente las operaciones de perforación.29

Las mediciones del diámetro del pozo (cali-bre) obtenidas durante la perforación ofrecenretroalimentación inmediata y crucial sobre laestabilidad del pozo y la forma del agujero. Losdatos de calibre también se utilizan para evaluarlas condiciones del agujero antes de la entuba-

ción y para los cálculos del volumen del pozoque se utilizan para estimar el volumen decemento requerido. Históricamente, ha sido difí-cil adquirir datos del tamaño del agujero a partirde una plataforma LWD porque los medidores decalibre mecánicos, como los utilizados por lasherramientas operadas con cable, no resultanprácticos en el ambiente de perforación.

La herramienta EcoScope adquiere dos con-juntos de datos de calibre independientes. Dossensores ultrasónicos obtienen una medición dela separación de la herramienta, de 16 sectores,que se utiliza para proveer el diámetro azimutaldel pozo mientras rota el BHA. Cuando la herra-mienta se encuentra en modo de deslizamiento,la medición se obtiene en direcciones opuestas,perpendiculares al eje de la herramienta. Tam-bién se genera una medición azimutal de calibre,de 16 sectores, a partir de la medición de la sepa-ración de la herramienta, basada en la densidad,que se adquiere durante la rotación de lacolumna de perforación. La medición del calibrebasada en la densidad requiere la utilización deuna fuente de 137Cs.

Además de evaluar el desempeño de la perfo-ración, el equipo de desarrollo de la herramientaEcoScope se concentró en la colocación del pozo.Las necesidades de exploración hoy en día exi-gen que los perforadores accedan a los objetivosde los yacimientos con precisión y eviten los ries-gos de perforación y producción y que lo haganen forma eficiente. Dadas estas demandas, lasmediciones MWD más importantes están relacio-nadas con la posición del pozo. Los datos deazimut e inclinación del pozo resultan crucialespara permitir que los perforadores direccionalesajusten las trayectorias de los pozos para darcabida a la información geológica nueva prove-niente de las mediciones LWD en tiempo real.30

Para un control direccional óptimo, las medi-ciones de la trayectoria del pozo debenobtenerse lo más cerca posible de la barrena. Lareducción del retraso de tiempo existente entrela adopción de acciones y la visualización de losefectos cuantitativos de esas acciones, otorgaretroalimentación inmediata a los perforadores

direccionales y mejora el control de la perfora-ción. Por este motivo, la nueva herramientaEcoScope mide la inclinación continua, a 2.1 m[7 pies] encima de la base del collar. Los datosde orientación del agujero ahora llegan másrápido y son más relevantes con respecto a laposición de la barrena, lo que se traduce en unmejor control de la perforación direccional.

Nueva tecnología LWD en el Golfo de MéxicoEl impacto positivo de las tecnologías LWD en elGolfo de México es indiscutible. Con los altoscostos de los equipos de perforación, el mejora-miento de la eficiencia logrado en todos losaspectos de las operaciones de perforación pro-duce enormes dividendos para los operadores.

La tecnología EcoScope representa un impor-tante paso adelante porque expande y mejora lasoperaciones de evaluación de formacionesdurante la perforación. Además, reduce eltiempo de equipo de perforación asociado con laconexión y desconexión del BHA, posibilita ROPsmás altas sin comprometer la calidad de losdatos e incrementa las velocidades de transmi-sión de datos en tiempo real con la herramientaTeleScope. El diseño de la herramienta EcoScopecoloca un vasto arreglo de mediciones muchomás cerca de la barrena que antes, lo que mini-miza los efectos del ambiente y la invasión sobrelos datos de los registros, y reduce el tiemporequerido para que los datos cruciales lleguen amanos de los especialistas.

En el Golfo de México, Devon Energy Corpo-ration corrió la herramienta LWD EcoScope parainvestigar su impacto operacional en pozosdireccionales del Golfo de México. Después deperforar un pozo, Devon corrió las herramientasoperadas con cable de Schlumberger para com-parar las mediciones equivalentes con los datosde la herramienta EcoScope.

Las mediciones de las herramientas operadascon cable incluyeron registros de inducción dearreglo, densidad estándar, porosidad neutrónicaepitermal, parámetro sigma y espectroscopía decaptura de neutrones. Una comparación deta-llada de los conjuntos de datos mostró una

25. Li Q, Liu CB, Maeso C, Wu P, Smits J, Prabawa H yBradfield J: “Automated Interpretation for LWDPropagation Resistivity Tools Through Integrated ModelSelection,” Transcripciones del 44º. Simposio Anual deAdquisición de Registros de la SPWLA, Galveston,Texas, 22 al 25 de junio de 2003, artículo UU.

26. Barson D, Christensen R, Decoster E, Grau J, Herron M,Herron S, Guru UK, Jordán M, Maher TM, Rylander E yWhite J: “Spectroscopy: The Key to Rapid, ReliablePetrophysical Answers,” Oilfield Review 17, no. 2(Verano de 2005): 14–33.

27. Ashley el al, referencia 17.28. Hutchinson M y Rezmer-Cooper I: “Using Downhole

Annular Pressure Measurements to Anticipate Drilling

Problems,” artículo de la SPE 49114, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Nueva Orleáns, 27 al 30 de septiembre de 1998.Aldred W, Cook J, Bern P, Carpenter B, Hutchinson M,Lovell J, Rezmer-Cooper I y Leder PC: “Using DownholeAnnular Pressure Measurements to Improve DrillingPerformance,” Oilfield Review 10, no. 4 (Invierno de1998/1999): 40–55.

29. Las mediciones de la presión anular obtenidas con laherramienta EcoScope incluyen una medición de lapresión dinámica en tiempo real mientras las bombasestán operando y una medición de la presión estáticacuando las bombas están fuera de servicio. Una bateríade reloj en tiempo real suministra la potencia para la

medición estática. Los datos estáticos son enviados a lasuperficie una vez que las bombas se vuelven a poneren funcionamiento.

30. Inaba M, McCormick D, Mikalsen T, Nishi M, Rasmus J,Rohler H y Tribe I: “El auge de las imágenes de la pareddel pozo,” Oilfield Review 15, no. 1 (Verano de 2003):24–39.Breton P, Crepin S, Perrin J-C, Esmersoy C, Hawthorn A,Meehan R, Underhill W, Frignet B, Haldorsen J, HarroldT y Raikes S: “Mediciones sísmicas bien posicionadas,”Oilfield Review 14, no. 1 (Verano de 2002): 34–63.Bargach et al, referencia 5.

excelente concordancia en las secciones de luti-tas. La comparación de los registros en lasareniscas permeables arrojó diferencias que,según se interpretó, fueron causadas por la inva-sión del filtrado de lodo a base de aceitesintético en las areniscas acuíferas. Esta inva-sión se produjo durante el tiempo transcurridoentre la perforación y la adquisición de registroscon herramientas operadas con cable (arriba).

En otro pozo, las mediciones de la herra-mienta EcoScope se compararon con las de laherramienta adnVISION, colocada a 15 m [50pies] encima del collar EcoScope de 26 pies.Durante la perforación de este pozo, se extrajoel BHA por problemas de pérdida de circulación.La proximidad de los datos nucleares de laherramienta EcoScope con respecto a la barrenapermitió al operador correr una tubería de

revestimiento corta sin tener que efectuar lospreparativos para la ejecución de una carrera deadquisición de registros con herramientas ope-radas con cable con el fin de identificar quéhabía en las areniscas de fondo, lo que se tra-dujo en un ahorro de US$ 250,000 (próximapágina, arriba). Las herramientas nuclearesLWD previas no habrían estado suficientementecerca de la barrena como para caracterizar todoel intervalo de areniscas.

Perforaciones desviadas en el Mar del NorteEn el sector central del Mar del Norte, NexenPetroleum U.K. Limited probó la gama completade mediciones de perforación y evaluación deformaciones de la tecnología EcoScope.31 Pararecuperar los hidrocarburos atrapados en eltecho del yacimiento, Nexen diseñó una re-entrada echado (buzamiento) arriba de un pozoexistente para penetrar las areniscas pros-pectivas con un ángulo de 35° y producir loshidrocarburos sin explotar, desde un pozo de21.6 cm [81⁄2 pulgadas]. La alta calidad de laevaluación de formaciones resultó crucial paracolocar el pozo dentro del yacimiento y terminarlos intervalos más productivos. Otro de los obje-tivos de Nexen era evaluar la calidad de lasnuevas mediciones EcoScope, así como determi-nar y cuantificar cualquier ventaja observada entérminos de seguridad y eficiencia.

16 Oilfield Review

X,050

X,100

X,150

X,200

X,250

X,300

X,350

0 200°API

Rayos gamma – EcoScope

0 200°API

Rayos gamma – Herramienta con cable

6 16Pulgadas

Calibre

6 16Pulgadas

Tamaño de la barrena

0.2 200ohm.m

Resistividad verdadera –EcoScope

0.2 200ohm.m

Resistividad verdadera –Herramienta con cable

0.2 200ohm.m

Resistividad de la zonalavada – Herramienta

con cable

1.85 2.85g/cm3

Densidad volumétrica –EcoScope

1.85 2.85g/cm3

Densidad volumétrica –Herramienta con cable

0.45 -0.15Relación de volumen

Índice de hidrógeno –EcoScope

0.45 -0.15Relación de volumen

Índice de hidrógeno –Herramienta con cable

60 0uc

Parámetro sigma –EcoScope

60 0uc

Parámetro sigma –Herramienta con cable

Prof

undi

dad,

pie

s

< Comparación entre los datos obtenidos con laherramienta EcoScope y los datos obtenidos conherramientas operadas con cable en el Golfo deMéxico. Las mediciones obtenidas con la herra-mienta EcoScope y con herramientas operadascon cable se superponen en las lutitas donde losefectos de la invasión son insignificantes. Noobstante, en las areniscas más porosas y perme-ables, los datos de la herramienta EcoScope y losdatos de las herramientas operadas con cablemuestran diferencias resultantes de la invasióndel filtrado de lodo a base de aceite. Las lecturasde resistividad verdadera, Rt, de ambos métodosde adquisición de registros son similares porqueesas mediciones trascienden el volumen afec-tado por la invasión. El efecto del filtrado de lodoa base de aceite se observa en la densidad volu-métrica obtenida con las herramientas operadascon cable y en las curvas de resistividad some-ras. Las mediciones de la porosidad neutrónicade las herramientas operadas con cable y laherramienta EcoScope exhiben una buena coin-cidencia. El Carril 1 muestra una comparaciónentre las lecturas de rayos gamma y una curva decalibre, el Carril 2 exhibe una comparación entrelos datos de Rt y la curva de resistividad de lazona lavada obtenida con herramientas operadascon cable, y el Carril 3 contiene superposicionesde mediciones del parámetro sigma, el índice dehidrógeno y la densidad, efectuadas con la herra-mienta EcoScope y con herramientas operadascon cable.

Prof

undi

dad,

pie

s

10,500

10,450

10,400

10,350

10,300

10,550

10,600

10,650

10,700

Tiempo después de la barrena, horas0 1 2 3 4 5

HerramientaEcoScope

HerramientaadnVISION


Para efectuar una comparación válida entre losdatos de la herramienta EcoScope y las medicionesde la porosidad LWD previas, Nexen y Schlumbergerincluyeron una herramienta adnVISION porencima de la herramienta TeleScope, emplazadapor sobre el collar EcoScope. La herramientaEcoScope adquirió mediciones estándar de rayosgamma, resistividad en las frecuencias de 2 MHzy 400 kHz y mediciones de atenuación, medicio-nes de densidad Cs y datos de porosidad neutróny calibre, para caracterizar el yacimiento y com-parar esas mediciones con las medicionescorrespondientes obtenidas con la herramientaadnVISION. El objetivo de la operación LWD eraevaluar las mediciones LWD estándar de la herra-mienta EcoScope y estimar el valor potencial delas modernas mediciones EcoScope, tales como elparámetro sigma, los datos espectroscópicos decaptura, porosidad neutrón, y densidad neutróngenerados por el PNG.

El pozo de re-entrada penetró dos areniscasgasíferas, que fueron registradas una o dos horasdespués de la penetración de la barrena con lossensores EcoScope y nuevamente con la sarta deherramientas adnVISION, una o dos horasdespués de que el collar EcoScope pasara elintervalo (izquierda). Los datos de los registrosmostraron comparaciones favorables pero exhi-bieron diferencias debido a la rápida invasiónproducida en el yacimiento. Si bien el lapso de

31. Weller et al, referencia 22.

> Tiempo transcurrido desde la perforación hasta la adquisición de registrospara dos herramientas LWD. Los sensores EcoScope estuvieron desfasadoscon respecto a la barrena en 1 a 2 horas. La herramienta adnVISION pasólas profundidades correspondientes entre 2.5 y 4 horas después que labarrena. La diferencia de tiempo entre las dos herramientas varía debido alos cambios de la ROP.

X,000

Prof

undi

dad,

pie

s

X,050

X,100

0 150°API

Rayos gamma

500 0pies/h

0.2 200ohm.m

Resistividad de cambiode fase 40 pulgadas

0.2 200ohm.m


0.2 200ohm.m


0.2 200ohm.m


0.2 200ohm.m


0.02 20ohm.m

Resistividad deatenuación 40 pulgadas

0.02 20ohm.m


0.02 20ohm.m


0.02 20ohm.m


0.02 20ohm.m


0 100

Factor fotoeléctrico de fondo

1.65 2.65g/cm3

Densidad volumétrica de fondo

0.6 0pies3/pies3

Porosidad neutrónica termal

-0.8 0.2

Corrección por densidadde fondog/cm3

Herramienta adnVISION

100

2.65g/cm3

Densidad volumétrica de fondo

0pies3/pies3

Porosidad neutrónica termal

0.2

Corrección por densidadde fondo

g/cm3

Herramienta EcoScope

0

1.65

0.6

-0.8

5 25Pulgadas

Diámetro del pozo horizontal

5 25Pulgadas

Diámetro del pozo vertical

Herramienta EcoScope

Factor fotoeléctrico de fondo

Cruce Densidad-Neutrón Cruce Densidad-Neutrón

ROP5 pies de promedio

< Mediciones más cerca de la barrena. Un ope-rador del Golfo de México corrió las herramien-tas adnVISION y EcoScope para comparar lasmediciones de estas herramientas LWD. Los pro-blemas de pérdida de circulación obligaron alperforador a extraer el BHA antes de que la are-nisca de interés más profunda pudiera ser regis-trada con la herramienta adnVISION. Sin laherramienta EcoScope en el BHA, la tecnologíaprevia hubiera omitido la arenisca más profundasituada a X,100 pies. Dado que las medicionesEcoScope se obtuvieron cerca de la barrena,esta herramienta logró caracterizar la areniscacorrectamente y se evitó una carrera de adqui-sición de registros con herramientas operadascon cable. La herramienta EcoScope indica lapresencia de un volumen de gas significativa-mente superior (sombreado amarillo) en las are-niscas gasíferas aparentes, que la herramientaadnVISION corrida aproximadamente cuatrohoras después que la herramienta EcoScope. ElCarril 1 contiene datos de rayos gamma, calibrey velocidad de penetración (ROP). En el Carril 2se comparan las mediciones de resistividad dela herramienta EcoScope. El Carril 3 muestra lasmediciones nucleares de la herramientaadnVISION, mientras que en el Carril 4 se exhi-ben las mediciones nucleares de la herramientaEcoScope.

tiempo inherente que existe entre los collares demedición durante la perforación ayudó a caracte-rizar el proceso de invasión, 20 horas después dela perforación durante una pasada para ensan-char el pozo, se realizó otra comparación másdefinitiva. Esta pasada mostró coincidenciasentre las mediciones (arriba).

El análisis petrofísico y el análisis de produc-tividad se llevaron a cabo en la zona de interésutilizando el programa de interpretación Eco-View. Dicho programa utiliza la aplicaciónSpectroLith para el procesamiento litológico delos espectros de la herramienta de espectrosco-pía de rayos gamma inducidos por neutrones. Lainformación de rendimiento elemental prove-niente de los datos espectroscópicos EcoScopepermite la determinación de la litología, inclu-yendo el cálculo preciso de las fraccionesarcillosas.32 El conocimiento de la litología posi-

bilita el cómputo de las propiedades de lamatriz—por ejemplo los valores de densidad degranos, PEF de granos, parámetro sigma de gra-nos y neutrón de granos—que se utilizan en laevaluación petrofísica33

El análisis EcoView ayudó a identificar dosintervalos de areniscas productivas con un escasovolumen de arcilla. La arenisca superior, situadaa una profundidad de 3,158 m [10,360 pies],posee un espesor de 38 m [125 pies] y el espesorde la arenisca inferior, situada a una profundi-dad de 3,249 m [10,660 pies], es de 19 m [63pies]. Las areniscas exhiben porosidades de un15% como mínimo, permeabilidades máximascalculadas superiores a 1 Darcy y una buena pro-ductividad estimada. Luego de la terminacióndel pozo, la arenisca inferior fue disparada y pro-dujo 1,748 m3 [11,000 bbl] de condensado pordía y 1.5 millón de m3 [54 millones de pies3] de

gas por día. La arenisca superior será terminadadespués de que el intervalo inferior comience aproducir un volumen de agua excesivo.

El collar LWD EcoScope también registróimágenes de la pared del pozo para determinarel echado estructural del intervalo. Tanto lasimágenes de rayos gamma como las de densidadse computaron e interpretaron utilizando lascapacidades de picado de echados del programade visualización tridimensional de datos depozos WellEye, que se emplea para examinarimágenes de la pared del pozo y calcular losechados estructurales. Durante la perforaciónde este pozo de re-entrada, los perforadoresdebieron enfrentarse con problemas de atasca-miento/deslizamiento y vibraciones excesivas.Estos episodios fueron captados en el monitordel perforador, lo que ayudó a Nexen a correla-cionar los problemas de perforación conlitologías específicas presentes en la sección y amitigar potencialmente los problemas quepodrían surgir en pozos futuros (próxima página).

La seguridad y la eficiencia de las operacio-nes son extremadamente importantes paraNexen. La herramienta EcoScope sustenta estameta; a diferencia de otros collares LWD, norequiere personal que manipule las baterías delitio, porque el turbogenerador TeleScope, ener-gizado mediante la circulación del lodo deperforación, suministra su potencia. Además, elnuevo diseño integrado del collar unitario hapermitido eliminar la necesidad de manipularotros collares durante los viajes de entrada ysalida del pozo. La fuente unitaria puede remo-verse rápidamente porque el acceso a la mismase realiza desde un costado del collar y el collarunitario puede enderezarse cuando se extrae delpozo. La incorporación del PNG redujo la exposi-ción del personal a la radiación durante la cargay descarga de la fuente. La utilización de unasarta LWD que no contenga fuentes de adquisi-ción de registros químicas sigue siendo unaopción atractiva para Nexen en el futuro.

Si se extrapolan los ahorros de tiempo logra-dos en este pozo de re-entrada a operacionesfuturas típicas, la herramienta EcoScope permi-tirá un ahorro total de tiempo de equipo deperforación estimado en 6 horas. El principal aho-rro de tiempo identificado incluye una horadebido a que los ingenieros LWD ya no tienen quecargar y descargar la fuente radioactiva de AmBe.Además, el collar EcoScope unitario y más cortoreduce los tiempos de recuperación y desarmado,lo que posibilita un ahorro de aproximadamenteuna hora y media, y las secciones de repeticiónmás cortas, registradas a razón de 137 m/h[450 pies/h], ahorran otra hora por carrera.34

18 Oilfield Review

10,400

10,450

10,500

Prof

undi

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med

ida,

pie

s

150

Rayos gamma

°API

0 150

Rayos gamma

300

°API

6

Calibre

Pulgadas 16

1.95 2.95g/cm3

1.95 2.95g/cm3

1.95 2.95g/cm3

1.95 2.95g/cm3

Densidad volumétrica,adnVISION – perforación

0.45 -0.15pies3/pies3

0.45 -0.15

0.45 -0.15

0.45 -0.15

Porosidad neutrónica,EcoScope – perforación

Imagen delregistro dedensidad

Baja Alta

Densidad volumétrica,EcoScope – ensanchamiento

Densidad volumétrica,adnVISION – ensanchamiento

Densidad volumétrica,EcoScope – perforación

pies3/pies3

pies3/pies3

pies3/pies3

Porosidad neutrónica,adnVISION – ensanchamiento

Porosidad neutrónica,EcoScope – ensanchamiento

Porosidad neutrónica,adnVISION – perforación

> Adquisición de registros con la técnica de lapsos de tiempo (técnica de repe-tición). Comparación entre los datos de los registros EcoScope y adnVISION,obtenidos de una pasada de perforación y de una pasada de ensanchamien-to del pozo, realizada 20 horas más tarde. Mientras la diferencia entre losdos conjuntos de datos provenientes de la pasada de perforación muestraclaramente los efectos de un proceso de invasión dinámico, los datos de lapasada de ensanchamiento del pozo se superponen. Esto indica que la inva-sión del filtrado de lodo se ha estabilizado en el momento en que se realizó lapasada de ensanchamiento. Además, la diferencia de tiempo entre la pasadade la herramienta EcoScope y la pasada de la herramienta adnVISION fuesustancialmente menor durante la pasada de ensanchamiento porque el BHAse había desplazado por la zona en forma más rápida durante el proceso deensanchamiento que durante la perforación. El Carril 1 muestra los datos delregistro de rayos gamma y de calibre. Los Carriles 2 y 3 ilustran la compara-ción de las lecturas de densidad volumétrica y de porosidad neutrón, respec-tivamente. Se exhiben además los datos de registros de las pasadas deperforación y ensanchamiento del pozo. El Carril 4 contiene la imagen delregistro de densidad EcoScope.


Nexen considera significativas estas nuevas efi-ciencias, que totalizan más de US$ 65,000 deahorro en tiempo de equipo de perforación.

Descubrimiento de arenisca en el Golfo de MéxicoChevron ha desplegado la tecnología EcoScopepara mejorar la evaluación de formaciones y laeficiencia operativa en una estructura fallada,estratigráficamente compleja del Golfo deMéxico, en profundidades de agua de más de 122m [400 pies]. El campo se caracteriza por poseeruna falla que inclina hacia el este y un acuña-miento estratigráfico hacia el norte. Elyacimiento principal comprende lóbulos de are-niscas de edad Pleistoceno que pueden sercontinuos, estar conectados, o no. A pesar delmapeo detallado con extensivos levantamientossísmicos 3D, esta heterogeneidad lateral de granescala complica las estrategias de perforación,desarrollo y recuperación para Chevron. Se hanperforado seis pozos de producción direccionalesa partir de una sola plataforma, interceptandolas areniscas con ángulos de 30° y 60° para dre-nar la mayor cantidad de areniscas productivasposibles.

Los desafíos que plantean las operaciones deperforación y terminación son significativos eneste campo. Existen presiones anormales y zonasde pérdida de circulación porque las areniscasprospectivas son areniscas permeables y no con-solidadas. Para complicar aún más las cosas, laslutitas son proclives a la dilatación y causan exce-sivo esfuerzo de torsión y arrastre, lo quefrecuentemente produce problemas de atasca-miento de las herramientas. Chevron continúabuscando el sistema de lodo óptimo para mitigarestos problemas y ha empleado tres sistemas delodo diferentes, incluyendo tanto sistemas delodo a base de agua como sistemas de lodo a basede aceite. Además, Chevron instala terminacionescon tratamientos de fracturamiento y empaquepara el control de la producción de arena porquese trata de areniscas no consolidadas.35

En esta área, el programa de adquisición deregistros depende de una variedad de factores—incluyendo las complejidades de los yacimientoslocales, el control en base a los datos de pozos

vecinos y los problemas de pozo anticipados—ysuele ser una combinación del método LWD conel método utilizado en herramientas operadascon cable. Las mediciones LWD que se correnmás comúnmente son las mediciones de rayosgamma y resistividad, mientras que las técnicasutilizadas en herramientas operadas con cablese emplean para adquirir datos de registros deneutrón y densidad, así como para medir las pre-siones de los yacimientos, adquirir muestras defluidos de formación y recolectar núcleos latera-les. Un objetivo clave de Chevron, cuando corre

las herramientas operadas con cable, consisteen identificar los tipos de fluidos y los niveles decontacto de los mismos dentro de los diversoslóbulos de areniscas, ya que ambos varían consi-derablemente entre una arenisca y otra.

En febrero de 2005, Chevron corrió el collarEcoScope durante la perforación, además de unconjunto estándar de registros adquiridos conherramientas operadas con cable, una herra-mienta de generación de Imágenes SónicaDipolar DSI y de obtención de núcleos laterales,una vez que el pozo alcanzó la profundidad final.

500 pies/h

ROP5 pies promedio

6 Pulgadas

Calibre de densidadDiámetro promedio

6 Pulgadas


0 °API

Rayos gamma

Pulgadas

Calibre de densidad,vertical

Pulgadas

Calibre de densidad,vertical

Mineralogía yforma del agujero

EcoScope

Efecto fotoeléctrico c/min

Mínima velocidad derotación instantánea

del collar

c/min

Máxima velocidad derotación instantánea

del collar

c/min

Velocidad de rotación

gn

Vibración RMS del eje S

pies-lbf

Vibración RMS detorsión (de rotación)

gn

Vibración lateral

lpc

Presión anular defondo de pozo

°F

Temperatura anularde fondo de pozo

6 Pulgadas

Calibre ultrasónico Diámetro promedio

0

16

16

150

-16 16

16 -16

0 200

0 200

0 200

0 10

0 5,000

0 10

0 1,500

0 250

10,600

10,650

10,700

10,750

10,800

10,850

16

> Abundancia de datos de pozos. La presentación de los datos de perforaciónjunto con la información litológica permite a los perforadores identificar for-maciones problemáticas y mitigar problemas futuros, si se perforan estratosequivalentes. Los datos de calibre y forma del pozo se presentan junto con lacurva de rayos gamma en el Carril 1. El carril correspondiente a la profundi-dad contiene la información litológica de los datos de espectroscopía decaptura. El Carril 2 muestra los datos de las imágenes PEF, adquiridos a partirde la sección estándar de mediciones de densidad basadas en Cs del collarEcoScope. El Carril 3 contiene información de la rotación del BHA y el Carril4 muestra los datos de los niveles de vibración de las herramientas. Es in-teresante observar que los niveles de vibración disminuyen en las areniscasy aumentan en las lutitas. El último carril exhibe los datos de temperatura ypresión anular.

32. Herron SL y Herron MM: “Quantitative Lithology: AnApplication for Open and Cased Hole Spectroscopy,”Transcripciones del 37° Simposio Anual de Adquisiciónde Registros de la SPWLA, Nueva Orleáns, 16 al 19 dejunio de 1996, artículo E.Grau JA, Schweitzer JS, Ellis DV y Hertzog RC: “AGeological Model for Gamma-Ray Spectroscopy LoggingMeasurements,” Nuclear Geophysics 3, no. 4 (1989):351–359.

33. Herron MM, Herron SL, Grau JA, Seleznev NV, Phillips J,El Sherif A, Farag S, Horkowitz JP, Neville TJ y Hsu K:

“Real-Time Petrophysical Analysis in Siliciclastics fromthe Integration of Spectroscopy and Triple-ComboLogging,” artículo de la SPE 77631, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, SanAntonio, Texas, 29 de septiembre al 2 de octubre de 2002.Herron SL y Herron MM: “Application of NuclearSpectroscopy Logs to the Derivation of Formation MatrixDensity,” Transcripciones del 41° Simposio Anual deAdquisición de Registros de la SPWLA, Dallas, 4 al 7 dejunio de 2000, artículo JJ.

34. La herramienta EcoScope obtiene dos puntos demedición por pie, con una ROP de 137 m/h [450 pies/h].

35. Gadiyar B, Meese C, Stimatz G, Morales H, Piedras J,Profinet J y Watson G: “Optimización de los tratamientosde fracturamiento y empaque,” Oilfield Review 16, no. 3(Invierno de 2004): 18–31

Las herramientas operadas con cable fueroncorridas 48 horas después que los sensoresEcoScope, lo que proporcionó a Chevron conoci-mientos acerca de los procesos de invasiónacaecidos en las areniscas de edad Pleistoceno(arriba).

El petrofísico de Chevron responsable de laevaluación de este campo complejo evaluó lasmediciones EcoScope. La porosidad computadaobtenida de los datos EcoScope y las respuestasdel parámetro sigma coincidieron con el análisis

de fluidos en los núcleos. Para Chevron, elparámetro sigma de una herramienta LWD repre-senta quizá el avance más importante de laherramienta EcoScope, porque la herramientaEcoScope proporciona una forma eficaz de obte-ner una medición del parámetro sigma dereferencia en lugar de tener que efectuar unacarrera con cable independiente, después decolocar la tubería de revestimiento. Esto evitaque se deba esperar varias semanas para que elfluido invasor se disipe antes de adquirir los

datos del parámetro sigma, corriendo dispositi-vos tales como la herramienta de Control deSaturación del Yacimiento RST o la herramientade Tiempo de Decaimiento Termal TDT operadacon cable en pozos entubados. A medida que seexplota el yacimiento, los registros sigma de refe-rencia originales pueden compararse con losregistros sigma subsiguientes para identificar lasreservas pasadas por alto y refinar los modelos deflujo de fluidos de yacimientos.

20 Oilfield Review

XY,800

XY,850

XY,900

Prof

undi

dad

med

ida,

pie

s

Pulgadas6 16 0.1 1,000ohm.m 1.65 2.65g/cm3 60 0cu

Parámetro sigmaDensidad volumétrica

0.6 pies3/pies3

Porosidad neutrónica

0.6

0

0pies3/pies3

Mejor porosidad neutrónica

Efecto del gas


ºAPI0 150

Rayos gamma

Pulgadas6 16

Calibre ultrasónico

Derrumbe

0.1 1,000ohm.m

0.1 1,000ohm.m

0.1 1,000ohm.m

0.1 1,000ohm.m

Resistividad EcoScope 16 pulgadas





> Datos de campo EcoScope de Chevron, provenientes del Golfo de México. Los datos EcoScope fueronadquiridos inmediatamente después de que la barrena penetrara una arenisca petrolífera y gasífera, situa-da entre XY,864 pies y XY,926 pies de profundidad, y antes de que se produjera una invasión significativa.El Carril 1 contiene datos de rayos gamma y de calibre ultrasónico. El Carril 2 y el 3 muestran datos de re-sistividad y porosidad, respectivamente. El Carril 4 exhibe la medición del parámetro sigma EcoScope. Elparámetro sigma adquirido antes de la invasión coincidió con los resultados del análisis de núcleos y re-presenta un excelente registro del parámetro sigma de referencia para ser comparado con datos delparámetro sigma futuros, tales como los de la herramienta de Control de Saturación del Yacimiento RST.La adquisición de registros sigma mediante la técnica de repetición permite a los ingenieros de yacimien-to monitorear el drenaje del yacimiento e identificar las reservas pasadas por alto.


Los efectos de la invasión, la rugosidad delpozo y el atascamiento de las herramientas seobservaron en los datos de evaluación de forma-ciones adquiridos con herramientas operadas

con cable. Chevron y Schlumberger compararonlos resultados procesados provenientes de losdatos EcoScope con los resultados computadosmediante la utilización de mediciones adquiri-

das con herramientas operadas con cable(arriba). Como se anticipara, hubo una diferen-cia considerable entre los análisis de fluidosdesplazados, tomados de cada conjunto de medi-

XY,850

XY,900

XZ,000

XY,950

Prof

undi

dad

med

ida,

pie

s

Rayos gammaEcoScope

150°API0

Calibre deherramienta

con cable16Pulgadas6

Calibre ultrasónicoEcoScope

16Pulgadas6

150°API0

0.01 100ohm.m

Resistividad EcoScope,16 pulgadas

0.01 100ohm.m


0.01 100ohm.m


0.01 100ohm.m


0.01 100ohm.m


0.1 1,000ohm.m

Resistividad de herramientacon cable, 90 pulgadas

0.1 1,000ohm.m


0.1 1,000ohm.m


0.1 1,000ohm.m


0.1 1,000ohm.m


0.6 0pies3/pies3

Mejor porosidadneutrónica

0.6 0pies3/pies3

Porosidad neutrónica,EcoScope

1.65 2.65g/cm3

Densidad volumétricaEcoScope

1.65 2.65g/cm3

Densidad volumétrica, deherramienta con cable

0.6 0pies3/pies3

Porosidad neutrónica, deherramienta con cable

01

Volúmenes ELANPlus

Ilita

Agua ligada

Cuarzo

Gas

Agua

Petróleo

Hidrocarburodesplazado

Agua desplazada

Gas

Petróleo

Agua

Agua irreducible


Agua desplazada

00.5

Volúmenes ELANPlus

01

Volúmenes ELANPlus

00.5

Volúmenes ELANPlus

Ilita

Agua ligada

Cuarzo

Gas

Petróleo

Agua

Agua irreducible


Agua desplazada

Gas

Petróleo

Agua

Agua irreducible


Agua desplazada

pies3/pies3 pies3/pies3 pies3/pies3 pies3/pies3

Análisis volumétricocon herramientas

operadas con cable

Análisis de fluidoscon herramientas

operadas con cable

Análisis volumétricocon la herramienta

EcoScope

Análisis de fluidoscon la herramienta

EcoScope

Tens

ion

Rayos gammaCable

Agua irreducible

> Comparación de los datos EcoScope con mediciones similares obtenidas con herramientas operadas con cable.Una comparación de los datos obtenidos con herramientas operadas con cable con los datos EcoScope muestra elimpacto de la invasión y de las sacudidas de las herramientas. Los Carriles 1, 2 y 3 comparan los datos de la herra-mienta LWD integrada EcoScope con las mediciones obtenidas con herramientas operadas con cable. El análisis delvolumen de fluidos con herramientas operadas con cable, en los Carriles 4 y 5, muestra un porcentaje significativode hidrocarburos barridos, mientras que la herramienta EcoScope, que registró inmediatamente después de que labarrena cortara la formación, indica que la región vecina al pozo se encuentra virtualmente sin lavar (Carriles 6 y 7).Durante la carrera de adquisición de registros con herramientas operadas con cable, la sarta de herramientas sesacudió, generando datos de registros erróneos en la arenisca, a una profundidad de XY,970 pies. La evaluación deformaciones que utilizó los datos EcoScope identificó la arenisca como productiva.

ciones causadas por la invasión de los fluidos deperforación. Los datos adquiridos con herra-mientas operadas con cable estuvieron muyafectados por problemas de atascamiento de lasherramientas y no lograron identificar las poten-ciales areniscas prospectivas. Las medicionesEcoScope obtenidas inmediatamente después deque la barrena penetrara estas areniscas indica-ron que la zona inferior era productiva.

Los analistas de registros de Schlumberger,utilizando los datos de registros EcoScope y elprograma avanzado de análisis de registros mul-timinerales ELANPlus, realizaron la evaluaciónde formaciones. Las porosidades y permeabilida-des obtenidas de los registros se ajustaronestrechamente con las porosidades y permeabili-dades empíricas derivadas de las muestras denúcleos laterales. Además, los tipos de fluidos

identificados en los núcleos se correlacionaronbien con los cálculos de fluidos ELANPlus queutilizaron datos EcoScope, considerando espe-cialmente la significativa invasión que se habíaproducido entre el momento en que se obtuvie-ron las mediciones EcoScope y el momento enque se adquirieron los núcleos laterales(arriba).

22 Oilfield Review

Prof

undi

dad

med

ida,

pie

s

XY,800

XZ,050

XY,850

XY,900

XY,950

XZ,000

Tamaño de la barrena16Pulgadas6

Rayos gamma150°API0

Calibre16Pulgadas6

Derrumbe

0.2 2,000ohm.m

Resistividad, 40 pulg

0.2 2,000ohm.m


0.2 2,000ohm.m


0.2 2,000ohm.m


0.2 2,000ohm.m


CruceDensidad-Neutrón

0.6 0pies3/pies3

Porosidad delregistro de densidad

0.6 0pies3/pies3

Porosidad neutrónica

1 0

Análisis volumétrico

Arcilla estratificadamixta

Agua ligada

Cuarzo

Calcita

Gas

Petróleo

Agua

Hidrocarburo desplazado

Agua desplazada

1 0Porosidad en núcleos

pies3/pies3

0.1 10,000mD

Permeabilidad al agua

0.1 10,000mD

Permeabilidad al gas

0.1 10,000mD

Permeabilidadal petróleo

0.1 10,000mD

Permeabilidadintrínseca

1 0

Permeabilidaden los núcleos

pies3/pies3

0.1 10,000mD/cP

Movilidad del gas

0.1 10,000mD/cP

Movilidad del agua

0.1 10,000mD/cP

Movilidaddel petróleo

1 0pies3/pies3

Flujo de agua

1 0pies3/pies3

Flujo de petróleo

Gas

Petróleo

Agua

1 0pies3/pies3

Flujo de gas

Disp

aros

pies3/pies3

Agua irreducible

> Resultados de la evaluación de formaciones EcoScope versus datos del análisis de núcleos. La poro-sidad efectiva obtenida de los datos EcoScope se ajusta al análisis de núcleos laterales extraídos duranteuna carrera con cable (Carril 4). Las permeabilidades en los núcleos, obtenidas empíricamente y exhibidasen el Carril 5, se ajustan razonablemente a la permeabilidad obtenida de los registros, computada duranteel análisis avanzado de registros multiminerales ELANPlus del programa GeoFrame. Los primeros trescarriles contienen los datos de campo EcoScope. Los intervalos de terminación propuestos se muestran ala derecha del carril correspondiente a la profundidad. En el Carril 4 aparecen la litología, las porosidadesmedidas en los núcleos, la porosidad efectiva computada y las fracciones de volumen de fluidos. El Carril5 muestra las permeabilidades en los núcleos además de las permeabilidades computadas, obtenidas delos registros, y el Carril 6 contiene la movilidad calculada para cada tipo de fluido. El Carril 7 muestra elperfil de flujo basado en los registros, que predice la producción relativa de cada intervalo de terminación.


En base a los resultados de productividadELANPlus y los datos de entrada de Chevron,incluyendo las propiedades de los fluidos y lapresión de yacimiento, los analistas computaronun perfil de flujo basado en registros que mues-tra la contribución relativa de cada uno de losdos intervalos de areniscas. La zona inferior fueterminada en marzo de 2005 y cuatro meses des-pués estaba produciendo 477 m3 [3,000 bbl] depetróleo y 226,535 m3 [8 millones de pies3] degas por día a través de una camisa ranurada. Lacamisa deslizante permaneció cerrada en la zonasuperior debido a las limitaciones de la capaci-dad de producción de la plataforma. No obstante,de acuerdo con el análisis, se espera que la zonasuperior aporte más del triple del volumen deproducción observado en la zona inferior.

Evaluación de formaciones durante la perforación de carbonatosRecientemente, una importante compañía petro-lera nacional corrió la herramienta EcoScope

durante la perforación de un yacimiento car-bonatado de Medio Oriente. La tecnologíaEcoScope ayudó a los equipos de perforación yde yacimientos a evitar las zonas acuíferas dealta permeabilidad y contribuyó a identificar laszonas productivas de alta salinidad y baja resisti-vidad que sumaron importantes ingresos entérminos de producción.

El operador también utilizó la tecnologíaadnVISION para comparar las mediciones. Antesde perforar un pozo piloto vertical, el operadorpredijo que la distancia vertical entre la zonaproductiva potencial más profunda y el intervaloproductor de agua sería de 26 pies. Las medicio-nes de la herramienta EcoScope se encontrabansuficientemente cerca de la barrena como paraproporcionar datos críticos al perforador direc-cional y al equipo a cargo de los activos de lacompañía petrolera para geodetener el pozo conéxito justo a 0.6 m [2 pies] encima de la capa deagua. Se realizó una evaluación completa delyacimiento carbonatado a una distancia de 6.4 m

[21 pies] de la TD (arriba). Actualmente, sólo elcollar EcoScope puede obtener todas estasmediciones tan cerca de la barrena.

Este yacimiento heterogéneo contiene zonasproductivas de baja resistividad que resultannotoriamente difíciles de interpretar utilizandolos métodos basados en la resistividad estándar.Los cálculos de saturación de agua erróneos pro-vienen de zonas productivas de baja resistividadque poseen una microporosidad llena de agua yuna macroporosidad llena de petróleo. La micro-porosidad forma básicamente un trayectoconductivo, produciendo valores de resistividadque subestiman el porcentaje de hidrocarburospresentes en los espacios porosos. Este tipo deyacimiento puede evaluarse a menudo con másprecisión utilizando el parámetro sigma en lugarde la resistividad, porque el parámetro sigmaconstituye una medición volumétrica. El con-traste es considerable entre las lecturas dehidrocarburos basadas en el parámetro sigma—entre 1 y 12 unidades de captura (uc) para el

70

60

50

40

30

20

10

0

Espesor densoentre unidades

Unidad B,Zona de petróleode baja resistividad

Unidad A,Zona de petróleode baja resistividad

Espesor densoentre unidadespronosticado

Unidad C pronosticadaZona de agua

Long

itud

tota

l, pi

es

Profundidadtotal del

pozo

24 pies dedistancia hasta

la basede la Unidad B

Evaluación deformaciones completa

a una distanciade 21 pies de la

TD del pozo

HerramientaEcoScope de6¾ pulgadas

2 piesTope de la

zona de aguapronosticado

ResistividadNeutrónDensidadCalibreRayos gamma

> Posicionamiento de los sensores LWD más cerca de la barrena. La herramienta LWD EcoScopeprovee una evaluación de formaciones completa a una distancia de 21 pies de la barrena. Eldiagrama resume el caso de Medio Oriente y demuestra la importancia de contar con sensores demedición colocados lo más cerca posible de la barrena. En este ejemplo, el operador detuvo laperforación a una distancia de 2 pies encima de una capa productora de agua y sin embargo pudoevaluar la zona de petróleo de baja resistividad, la Unidad B.

gas y aproximadamente 20 uc para el petróleo—y las lecturas del agua de formación en MedioOriente, basadas en el parámetro sigma—amenudo superiores a 90 uc. Hasta ahora, no sedisponía de la medición del parámetro sigma enlas tecnologías LWD y jamás podrían haberseadquirido con herramientas operadas con cable,antes de que se produjera una extensiva inva-sión del filtrado de lodo.

Dado que la medición del parámetro sigmacon la herramienta EcoScope se obtuvo en elmomento en que la invasión se considera insig-

nificante, resultó particularmente útil para laidentificación de zonas productivas de bajaresistividad que habrían sido pasadas por alto sise hubieran evaluado con métodos basados en laresistividad. La evaluación de formaciones queutiliza la medición del parámetro sigma reveló lapresencia de un volumen de petróleo significati-vamente mayor en la zona productiva de bajaresistividad, que el indicado por el análisis deresistividad convencional. Cuando se puso enproducción el pozo, la zona produjo aproximada-mente 70% de petróleo (arriba).

En el extremo de la barrenaEl desarrollo de la herramienta LWD EcoScopeha acercado a la industria a la meta final delograr un proceso de evaluación de formacionesindependiente del modo de operación de laherramienta. Esta herramienta aumenta la efi-ciencia, mejora la seguridad y reduce laincertidumbre asociada con la evaluación de for-maciones para las compañías operadoras. Eldiseño integrado del collar unitario, el incre-mento de las ROPs admisibles y la operaciónmás rápida de carga de la fuente mejoran la efi-

24 Oilfield Review

> Descubrimiento de una zona productiva de baja resistividad utilizando el parámetro sigma. Se utili-zaron varias combinaciones diferentes del exponente de saturación, n, y del factor de cementación,m, (Carriles 1 y 2) para computar el valor de Sw a partir de la ecuación de Archie, y luego se compa-raron con la solución lineal basada en el parámetro sigma para Sw. En el Carril 3 se muestran la poro-sidad total y los volúmenes de hidrocarburos obtenidos de las soluciones que se basan tanto en laresistividad como en el parámetro sigma, mientras que la litología y los volúmenes de fluidos se pre-sentan en los Carriles 4 y 5. La respuesta basada en la resistividad (Carril 4) fue pesimista, mientrasque el valor de Sw basado en el parámetro sigma (Carril 5) predijo en forma más precisa la producciónobservada, proveniente de esa zona.

0 0

1 0

1 0

1 0

1 0

1 0

1 0

1 0

1 0

1 0

1

1

1 1 1 01 0

IlitaIlita

0.4 0

0.4 0pies3/pies3

0.4 0

Agua ligadaAgua ligada

AnhidritaAnhidrita

CalcitaCalcita

DolomíaDolomía

GasGas

PetróleoPetróleo

AguaAgua

SigmaResistividad

pies3/pies3pies3/pies3

pies3/pies3

pies3/pies3

pies3/pies3

pies3/pies3

pies3/pies3

pies3/pies3 0

pies3/pies3 0

pies3/pies3

pies3/pies3

pies3/pies3

pies3/pies3

pies3/pies3

pies3/pies3

pies3/pies3 pies3/pies3

Volúmenes ELANPlusVolúmenes ELANPlusVolumen de hidrocarburos

derivado del parámetro sigma

Porosidad total

Volumen de hidrocarburosderivado de la resistividad

m = 2.0, n = 2.0

A partir delparámetro sigma

A partir delparámetro sigma

m = 2.2, n = 2.0

m = 1.7, n = 2.0

m = 2.3, n = 2.0

m = 2.1, n = 2.0

m = 2.0, n = 2.0

m = 1.9, n = 2.0

m = 1.8, n = 2.0

Saturación de agua

m = 2.0, n = 1.5

m = 2.0, n = 2.5

m = 2.0, n = 1.0

m = 2.0, n = 2.0

Saturación de agua


ciencia. El diseño del collar unitario y la elimi-nación de la fuente de AmBe reducen losrequisitos de manipuleo de herramientas y fuen-tes, además de mitigar los riesgos en términosde seguridad y medio ambiente.

Las nuevas mediciones nucleares LWD intro-ducidas con la tecnología EcoScope emplean unPNG accionado por una turbina de lodo de fondode la herramienta MWD TeleScope. La tecnolo-gía EcoScope ahora permite que la evaluaciónde formaciones cuantitativa tenga lugar muchomás cerca de la barrena que con las herramien-tas LWD previas. Por otra parte, el programa de

computación interactivo EcoView, facilita lainterpretación inmediata e integrada de losdatos EcoScope (arriba). Debido a estas venta-jas, la herramienta EcoScope está produciendoun impacto considerable en las regiones produc-toras de petróleo a nivel mundial y ha sidocorrida más de 100 veces en todo el mundo.

Desde el comienzo, el desarrollo del collarLWD EcoScope se basó en aportes de datos de laindustria de exploración y producción. La colabo-ración entre Japan Oil, Gas and Metals NationalCorporation y Schlumberger ayudó a producir elprimer dispositivo de medición de la porosidad

basado en el PNG para aplicaciones LWD. Losingenieros y científicos de Schlumberger diseña-ron un collar de mediciones integrado quecontribuye a la ejecución de operaciones de per-foración más seguras y más eficaces. Los equiposa cargo de los activos de las compañías operado-ras ahora reciben datos de evaluación deformaciones y perforación de alta calidad, que seadquieren más cerca de la barrena que antes y losoperadores ya no tienen que esperar respuestasque, hasta no hace mucho, provenían solamentedel extremo de un cable eléctrico. —MGG

Visualización 3D dela trayectoria del pozo

Gráfica petrofísica

Análisis de gráficasde interrelación

Gráfica de respuesta de los resultados de la interpretación

Vista ampliada

> Programa de evaluación de formaciones independiente e integrado EcoView, desarrollado específicamente para la visualización y el análisis de datosEcoScope.

Evaluación de formaciones durante la perforación

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