NDS™- No Drilling Surprises™ Geomecánica en Tiempo Real Schlumberger/… · operaciones en...

NDS™- No Drilling Surprises™

Geomecánica en Tiempo Real

NDS™- No Drilling Surprises™

Geomecánica en Tiempo Real

Manuel Ernesto Torres Villalobos, M.Sc.Ing. Geomecánico Senior

Schlumberger [email protected]

™™ Trademark of SchlumbergerTrademark of Schlumberger

Introducción

• Que es NDS™?

• Es un servicio que se ofrece para la perforación sin problemas, en el proceso de construcción de pozos.

• Esto se logra trabajando junto con el cliente, para entender los desafíos y objetivos del proyecto.

• Una vez se a delineado el proyecto de perforación, SLB diseña un servicio NDS™ específico a cada proyecto.

Valor del NDS™

• Los procesos están enfocados en anticipar los problemas y las contingencias para manejarlos cuando ocurran.

• Los Servicios de NDS™ pueden estar ligados en uno o cualquier combinación de los siguientes procesos:

• Manejo de la presión del pozo – Presión de Poro• Manejo de la estabilidad del pozo - Evitar el atrapamiento de tubería• Manejo de la fricción del pozo – Integridad de la formación y

propiedades elásticas y mecánicas.• Manejo de los límites de fractura del pozo. – Evitar las pérdidas de

circulación• Optimización de la Perforación – Optimización de parámetros, Brocas,

BHA, WOB, TORQ

NDS™ – Experiencias a Nivel Mundial

•Campo Cuisiana, Colombia (BP) (1997-98): Región de altísimo contraste de esfuerzos. Amplia reducción de los costos de construcción de pozos, donde los costos por pozo superaban las decenas de Millones.

•Hibernia, Canada (Mobil) (1997-00): Modelo de estabilidad de pozo para el campo, que permitió predecir los problemas en pozos de largo desplazamiento (ERD) y desarrollo del monitoreo en tiempo real.

•Valhall Field, North Sea (BP Amoco) (1998-99): Schlumberger y Amoco fundaron el programa R&D. Reducción del NPT de 50% a 10% en pozos de alto desplazamiento (ERD) con inclinaciones mayores a 62°. Primera experiencia de centro de control de operaciones en tierra, empleando sistemas de comunicación de alta velocidad, ligados a los expertos dedicados al control del pozo.

•Mungo Field (ETAP), North Sea (BP) (1998-00): Díapiro de Sal. Variaciones extremas del campo de esfuerzos. Visualización 3D en un centro de visualización multidisciplinarlo. Completacion de 10 pozos con total éxito, precedidos de múltiples problemas de perforación en el campo. Reducción del NPT en promedio del 40% al 10%.

•Britannia, North Sea (Cheron/Conoco) (1999-01): (ERD) pozos de largo desplazamiento horizontal donde Schlumberger dio servicios de acompañamiento de expertos en tiempo real.

•Deep Water, Golfo de México (EEX) (1999): Predicción de Presión de Poro en Tiempo Real. Permitió la perforación exitosa de 3 pozos con > 20,000 pies (Elvis, George, Mackerel)

•Tropical Field, Venezuela (Maxus-Repsol) (1999): Substancial mejoramiento del NPT reportado en un articulo de SPE.

•Crazy Horse - North Field, Golfo de México (BP) (1999): Ahorros estimados en mas de $15 millones.

•West Bison, Aguas Profundas Golfo de México (BP) (2000-01): El primer pozo perdido. El proceso se adopto para el segundo pozo ,y el pozo fue perforado a la misma profundidad del primer pozo planeado en GOM. Estimación de presión de poro en tiempo real, análisis de estabilidad y control de los limites de perdida, permitió perforar el pozo bajo un cuerpo salino.


•Niscota Field, Colombia (BP – Amoco) (2002) . Modelo Geomecanico y Optimizacion de perforación en la etapa pre perforación, para pozo exploratorio en el Piedemonte de los llanos, region de alto tectonismo.

•Camisea Field, Perú (Pluspetrol) (2002 – 2005). Perforación de 5 pozos de gas en una región tectónicamente activa. Reducción de la inestabilidad y NPT, empleo de monitoreo en tiempo real 24/7 e Ing. Perform en el taladro, gran desarrollo de los sistemas de monitoreo de herramientas LWD por InterACT.


Identificación de Eventos

Información de Pozos Aledaños

Análisis Datos(Geociencia)

ModeloGeomecánico

(MEM)

• Pre-Perforación

DrillMAP Análisis de

Riesgos

Chequeo del Rendimiento

Comparación de lo Real con lo Planeado

Coincide?SI,

Continúa

No, Alerta

Comparación del Modelo y los Riegos Revisión

del Modelo

Captura de conocimiento

Monitoreo de Parámetros de

Perforación

Chequeo del Modelo

Pronóstico de la Perforación

Perforación- Tiempo Real

Proceso de Optimización de la Perforación

Planeamiento

Wellsite Data Collection

Rig System(MD-Totco)

Mud Loggers(ILSA or Geolog)

Service Co.(D&M, Wireline, WS)

HSPMWellsite

InterACTServer(USA)

InterACT

PerFORM

WITSML Client

Schlumberger

Schlumberger

Schlumberger

BladeSystem

Geomecánica – Productos (Estabilidad de Pozos)

• Nivel 1: Geomecánica a partir de Registros Sónicos (integración con WL/DS)

– Procesamiento WF, Análisis de Anisotropía, Perfil Radial, Análisis de Dispersión. (DS)

– Propiedades Elásticas de las Rocas y Dirección de los Esfuerzos (GM)

– MEM y Ventana de lodos (MWW) no calibrados (GM)

• Nivel 2: Estudios Pre-perforación (integración con D&M/IPM)– Análisis de Eventos de Perforación (D&M)

– MEM Calibrados: Propiedades de las Rocas y Perfil de Esfuerzos (GM)

– DrillMap* (D&M, GM)

• Nivel 3: Proyectos NDS™ (integración con D&M/IPM) – OSC, Perform* (D&M)

– Actualización del Modelo (DCS)

– Soporte Tiempo Real al Cliente (D&M, DCS)

Incremento de la Integración

Incremento del Valor (SLB y Cliente)

EventMAP

Prof (ft)

Diseño de Cañerías Estratigrafía

Eventos de Perforación

Resumen de Eventos

por Sección…por Formación…

Well 1 Well 2 Well 3 Well 4 Well 5 Well 6

por Pozo…por Tipo de Evento…

EventMAP – Ejemplos Estadísticos

DrillMAP™ para PerforadoresCreado por Ingenieros Geomecánicos y de Optimización de Perforación.

Well Bore Stability ForecastPore Pressure -Collapse PressureFrac Gradient-UCS-Mud Window

Mud WeightSuggested

Drilling Event AnalysisOffsett Wells

Offset well log data Analysis

Risk Map

Forecasted Risks by Well Section

Petrel 3DVisualization

DirectionalPlan

Ingenieros de OptimizaciIngenieros de OptimizaciIngenieros de OptimizaciIngenieros de Optimizacióóóón de Perforacin de Perforacin de Perforacin de Perforacióóóón (DOE)n (DOE)n (DOE)n (DOE)

Flujo grama DOE – En el Campo

GeGeGeGeóóóólogoslogoslogoslogos

LitologiaEstructuraFallasPlieguesDisconti

MWD / LWDMWD / LWDMWD / LWDMWD / LWD

APWDVibracionesDWOB/DTORLWD/MWD dataInf de Superficie

Ing. de LodosIng. de LodosIng. de LodosIng. de Lodos

Prop. LodosMaterial- LCMFormulación de Fluido

PerforadorPerforadorPerforadorPerforadorParámetros de perforación

Equipos de Superficie

PerfPerfPerfPerf. Direccional. Direccional. Direccional. Direccional

Direccional TendenciasParámetros dePerforación

Ingenieros DOE

CoMan – Perforador Ingenieros – Operador –

Supervisor SLB

MudMudMudMud LoggersLoggersLoggersLoggers IngIngIngIng de Lodosde Lodosde Lodosde Lodos PerforadorPerforadorPerforadorPerforador Perforador DireccionalPerforador DireccionalPerforador DireccionalPerforador Direccional

AdquisiciAdquisiciAdquisiciAdquisicióóóón den den den dedatosdatosdatosdatos

AnAnAnAnáááálisis & Evaluacilisis & Evaluacilisis & Evaluacilisis & Evaluacióóóón de n de n de n de RiesgosRiesgosRiesgosRiesgos

Toma de Toma de Toma de Toma de Decisiones Decisiones Decisiones Decisiones ––––ÁÁÁÁrbol de rbol de rbol de rbol de DecisionesDecisionesDecisionesDecisiones

AccionesAccionesAccionesAcciones

MudMudMudMud LoggersLoggersLoggersLoggers

CavingsLitologíaParámetros de Perforación

Equipo de Soporte en Oficina

Soporte Geomecánicoen RT

Herramientas para soporte de DecisionesHerramientas para soporte de DecisionesHerramientas para soporte de DecisionesHerramientas para soporte de Decisiones

– Mediciones Mecánicas de Fondo (MWD / LWD)• Vibraciones – APWD – TRPM – DWOB/DTOR

– Mediciones con LWD• Imagenes – Curvas de Registros - Calipers

– Presión de Poro & Analisis de Estabilidad (MEM)

– Software de Visualización de Datos de perforación en RT

• Perform Tool Kit™ / RiskTrak ™ / Stonefish ™

– Sistemas de Comunicación en el equipo.

Niveles de Servicio de DOENiveles de Servicio de DOENiveles de Servicio de DOENiveles de Servicio de DOE

3 Niveles de Servicio

Nivel 1: Shock & Vibration & Optimización Bit/BHA – ROP

Nivel 2: Limpieza de Hoyo & Monitoreo de los parámetros mecánicos de perforación.

Nivel 3: Predicción de Presión de Poro / Estabilidad de Pozo – No Drilling Surprises - NDS™

Nivel de Servicio 1

Shock & Vibration - Bit/BHA & ROP optimization

- MVCMVCMVCMVC- DWOB / DTOR / Vib_TorDWOB / DTOR / Vib_TorDWOB / DTOR / Vib_TorDWOB / DTOR / Vib_Tor- TRPMTRPMTRPMTRPM

Drilling Mechanics RTDrilling Mechanics RTDrilling Mechanics RTDrilling Mechanics RT

• Drill string failure Prevention

• Stick & Slip/ Shocks /Downhole Vibrations

• Bit/ BHA & ROP optimization &Performance Analysis

*Fuente Schlumberger

Nivel de Servicio 1 – Optimizacion de Barrenas

0

1

2

3

4

7350 7600 7850 8100 8350 8600 8850 9100 9350 9600 9850 10100 10350

Measured Depth (ft)

Axi

al V

ibra

tion

(g)

BHA 5 @ 7369 ft

Axial Vibrations Low - Medium level with - Bit-19 mm cutters

BHA 10 @ 9015 ft

Axial Vibrations Low level with -13-16 mm cutters

BHA 11 @ 10441 ft

Axial Vibrations Low - Medium level with - Bit- 19 mm cutters

0

1

2

3

4

5

6

7350 7600 7850 8100 8350 8600 8850 9100 9350 9600 9850 10100 10350

Measured Depth (ft)

Late

ral V

ibra

tion

(g)

BHA 5 @ 7369 ft Lateral Vibrations Medium -High level with - Bit -19 mm cutters

BHA 10 @ 9015 ft

Lateral Vibration Low level with -13 -16 mm cutters

BHA 11 @ 10441 ft

Lateral Vibration High - Severe level with - Bit -19 mm cutters



Nivel de Servicio 1 – Detección de Washout

1700

1900

2100

2300

2500

2700

2900

3100

3300

3500

38798.6875 38798.693 38798.6985 38798.704 38798.7095 38798.715 38798.7205 38798.726

600

650

700

750

800

850

900

SPP

TRPM

FLOW

MWD_FLOW

MWD Flow rate

MWD Flow matching Flow Rate


Nivel de Servicio 2

Hole Cleaning / Drilling Mechanics monitoring

Real Time InterpretationReal Time InterpretationReal Time InterpretationReal Time Interpretation

- MVCMVCMVCMVC- IWOB / DWOB / Vib_TorIWOB / DWOB / Vib_TorIWOB / DWOB / Vib_TorIWOB / DWOB / Vib_Tor- TRPMTRPMTRPMTRPM- APWDAPWDAPWDAPWD

• Non-Productive drilling timereduction (circulation)

• Poor hole cleaning prevention

• Wellbore pressure management(ECD / ESD / LOT / FIT )

• Torque & Drag analysis

• Minimization stuck pipe - LIH


NivelNivelNivelNivel de de de de ServicioServicioServicioServicio 2 2 2 2 –––– MonitoreoMonitoreoMonitoreoMonitoreo de de de de LimpiezaLimpiezaLimpiezaLimpieza de de de de hoyohoyohoyohoyo


D r i l l ing Lo ad s F F C al ib rat io n

8,000

9,000

10,000

11,000

12,000

13,000

14,000

15,000

16,000

17,000

18,000

175 200 225 250 275 300 325 350 375 400 425 450

Mea

sure

d D

epth

(ft

)

Rotating Wt.

Slack Off Weight

Pick/Up w eight

Slack-Off Wt. Rotating Wt. Pick/Up Wt.

13 3

/8"

Cas

ing

Str

ing

12 1

/4 O

H

Tenemos algunproblema?

D rilling Lo ads F F C alibrat io n

175 200 225 250 275 300 325 350 375 400 425 450Hookloads (klbs)

Rotating Off-Btm TheoreticalHkld FF=0.0Rotating Wt.

Trip-In Theoretical Slack-offFF=0.15Slack Off Weight

Trip-Out Theoretical Pick-upFF=0.15Pick/Up w eight

Slack-Off Wt. Rotating Wt. Pick/Up Wt.

13 3

/8"

Cas

ing

Stri

ng

12 1

/4 O

H

Si!!!Limpieza del pozo

NivelNivelNivelNivel de de de de ServicioServicioServicioServicio 2 2 2 2 –––– AnalisisAnalisisAnalisisAnalisis Torque & Torque & Torque & Torque & ArrastreArrastreArrastreArrastre


Derrumbes tabulares en Cretacico Inferior Derrumbes tabulares en mudstone arcilloso

Derrumbes tabulares en arcillas del Mioceno Inferior



OSC – Mexico DF


Software empleado para el Monitoreo en Tiempo Real de Operaciones de Perforacion y WBS

• Perform Tool Kit™• HSPM (With QED ™)• Interact™• Drilling Office™• Osprey Reports™• Osprey Risk™• Osprey Operations

Manager™

• Petrel™• StoneFish™• Stonefish RT™• Casing Wear™• TDAS™

PERFORM Toolkit (PTK) permite a los ingenieros compartir y visualizar información en RT con datos estáticos y dinámicos.

El programa monitorea todos los sensores disponibles del taladro, permite sacar estadísticas, tiempo por operaciones, etc.

La visualización de los parámetros dinámicos (información en tiempo real) y el MEM (Información estática), permite realizar actualizaciones en RT.Ej. ROP & ECD vs MEM

Perform Tool Kit - Geomecanicas



View/Export resultsView/Export results

References References References References

µDTCO = DTCO Average

µDTCO + 2σ = DTCO Average + 2 Std. Deviation

µDTCO - 2σ = DTCO Average - 2 Std. Deviation

DTCOmax = Formation Interval’s DTCO Maximum Value

DTCOmin = Formation Interval’s DTCO Minimum Value

Vint = Interval Velocities

µDTSM = DTSM Average

µDTSM + 2σ = DTSM Average + 2 Std. Deviation

µDTSM - 2σ = DTSM Average - 2 Std. Deviation

DTSMmax = Formation Interval’s DTSM Maximum Value

DTSMmin = Formation Interval’s DTSM Minimum Value

µ± 2σ = 95.4% Probability of Event Occurrence (Normal Dist.)

References References References References

µDTCO = DTCO Average

µDTCO + 2σ = DTCO Average + 2 Std. Deviation

µDTCO - 2σ = DTCO Average - 2 Std. Deviation

DTCOmax = Formation Interval’s DTCO Maximum Value

DTCOmin = Formation Interval’s DTCO Minimum Value

Vint = Interval Velocities

µDTSM = DTSM Average

µDTSM + 2σ = DTSM Average + 2 Std. Deviation

µDTSM - 2σ = DTSM Average - 2 Std. Deviation

DTSMmax = Formation Interval’s DTSM Maximum Value

DTSMmin = Formation Interval’s DTSM Minimum Value

µ± 2σ = 95.4% Probability of Event Occurrence (Normal Dist.)

SONIC VISION SONIC VISION SONIC VISION SONIC VISION WINDOW WINDOW WINDOW WINDOW SETTINGSETTINGSETTINGSETTING

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

MD 150.00 25.00DTCO_Min150.00 25.00DTCO_STD_Min150.00 25.00DTCO_Ave150.00 25.00DTCO_STD_Max150.00 25.00DTCO_Max150.00 25.00V_INT

260.00 60.00DTSM_Min260.00 60.00DTSM_STD_Min260.00 60.00DTSM_Ave260.00 60.00DTSM_STD_Max260.00 60.00DTSM_Max

Guayabo

Charte

Leon

C1

C2

C3

C4

C5

C6

C7 FAULT_INTRA_C7/C7_1

YOPAL_FAULT_BACK_TO-C5-(F1)/C5-1

C6_1

C7_1

FAULT_INTRA_C7_(F2)/C7_2

C7

FAULT_BACK_TO_C5_(F3)/C5_3

C6


C7_4

C8

Mirador_Cupiagua_Sur_XN-a_May_22

Cuervos

TD

Guayabo

Charte

Leon

C1

C2

C3

C4

C5

C6

C7FAULT_INTRA_C7/C7_1


C6_1

C7_1

FAULT_INTRA_C7_(F2)/C7_2C7


C6


C7_4

C8


Cuervos

TD

25.025.025.025.0150.0150.0150.0150.0µµµµDTCODTCODTCODTCO µµµµ−−−−2σ2σ2σ2σ DTCODTCODTCODTCOminminminminµ+2σµ+2σµ+2σµ+2σDTCODTCODTCODTCOmaxmaxmaxmax

DTCODTCODTCODTCO 60.060.060.060.0260.0260.0260.0260.0

µµµµDTSMDTSMDTSMDTSM µµµµ−−−−2σ2σ2σ2σ DTSMDTSMDTSMDTSMminminminminµ+2σµ+2σµ+2σµ+2σDTSMDTSMDTSMDTSMmaxmaxmaxmax

DTSMDTSMDTSMDTSMMDMDMDMD

Vint

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

MD 150.00 25.00DTCO_Min150.00 25.00DTCO_STD_Min150.00 25.00DTCO_Ave150.00 25.00DTCO_STD_Max150.00 25.00DTCO_Max150.00 25.00V_INT

260.00 60.00DTSM_Min260.00 60.00DTSM_STD_Min260.00 60.00DTSM_Ave260.00 60.00DTSM_STD_Max260.00 60.00DTSM_Max

Guayabo

Charte

Leon

C1

C2

C3

C4

C5

C6

C7 FAULT_INTRA_C7/C7_1


C6_1

C7_1


C7


C6


C7_4

C8


Cuervos

TD

Guayabo

Charte

Leon

C1

C2

C3

C4

C5

C6

C7FAULT_INTRA_C7/C7_1


C6_1

C7_1

FAULT_INTRA_C7_(F2)/C7_2C7


C6


C7_4

C8


Cuervos

TD

25.025.025.025.0150.0150.0150.0150.0µµµµDTCODTCODTCODTCO µµµµ−−−−2σ2σ2σ2σ DTCODTCODTCODTCOminminminminµ+2σµ+2σµ+2σµ+2σDTCODTCODTCODTCOmaxmaxmaxmax

DTCODTCODTCODTCO 60.060.060.060.0260.0260.0260.0260.0

µµµµDTSMDTSMDTSMDTSM µµµµ−−−−2σ2σ2σ2σ DTSMDTSMDTSMDTSMminminminminµ+2σµ+2σµ+2σµ+2σDTSMDTSMDTSMDTSMmaxmaxmaxmax

DTSMDTSMDTSMDTSMMDMDMDMD

Vint *Fuente Schlumberger

LWD - SONIC VISION

DTCO_RT improved with re-labeling

Low Coherence

Shear

Traces

Mud Pulse Transmission

WDP Transmission

Resistivity without problems


LWD - SONIC VISION

SLB - D&M: Registros Sónicos LWD vs REW (Cable) - México

LWD - SONIC VISION & REW


LWD no Convencional: Pozo 2 GVR-VDN-Caliper Ultrasón ico

LWD – GVR, VDN, Caliper


Interpretación de Imágenes de GVR, Cantarell-3013

LWD - GVR Imagenes


GVR-VDN-FMI-ELAN, Pozo Cantarell 3013, Region Marina Sección Horizontal

GVR-Imag

FMI-Imag ELAN

GVR-VDN Registros

LWD – GVR- VDN & FMI, ELAN


E

Monitoreo en Tiempo Real

Visualización de datos en Tiempo Real, Petrel™La actualización se realiza con los registros procesados, adquiridos en tiempo real permitiendo realizar correlaciones con los pozos vecinos.


Welleye™ Monitoreo en Tiempo Real

Visualización de los datos para realizar la interpretación de las imágenes para estimar el buzamiento de las capas


LWD LWD LWD LWD AnAnAnAnáááálisislisislisislisis de Forma de de Forma de de Forma de de Forma de HuecoHuecoHuecoHueco

BHA#20 BHA#21 BHA#22

Shmin_

Presence of SplinteryCavings from drillingthrough C2 (lowproportion and size)

Continuous Presence of Large Splintery Cavings while drilling through C5 Formation (Probably from C4)

PP_

6 ppg 18 ppg

—— PP from Sonic

—— PP from Resistivity

- - - - PP PreDRILL SLB

—— PP from Sonic

—— PP from Resistivity

- - - - PP PreDRILL SLB

—— FG_Eaton Method

—— FG_Stress Ratio

- - - - sh PreDRILL SLB

—— FG_Eaton Method

—— FG_Stress Ratio

- - - - sh PreDRILL SLB

—— MW —— ECD—— MW —— ECD

FIT 14 ppg

Reduction in Splintery Cavings Size and Quantity after ECD increased over 11.35 ppg

Low to non presence of cavings while drilling with BHA#xx

High PP from Resistivity due to non log data



Sand

Shale

Others

GR(gAPI)0 150

2867

2887

2907

2927

2947

2966

2987

3007

3027

3046

3067

3087

3107

3126

3147

3167

3187

3206

3227

3247

3266

3286

2980

3000

3020

3040

3060

3080

3100

3120

3140

3160

3180

3200

3220

3240

3260

3280

3300

3320

3340

3360

3380

3400

MD(m)TVD(m)

1:2000

UCS(psi)0 15000

LithoLog(----)0 1.5

Mw_Nom_LB(lbm/gal)8 18

Mw_Nom_UB(lbm/gal)8 18

Stable

Losses

Breakdown

Breakout

Mudloss_Mw(lbm/gal)8 18

Kick

Deep Knockout

Narrow Breakout

High Angle Echelon

Low Angle Echelon

Shallow Knockout

Wide Breakout

Tensile Failure

HCAL(in)8 18

BS(in)8 18

Washout



OSC - ECD – Monitoreo de APWDObjectivo: Monitoreo de limpieza de hoyo


PowerDrive Vs Mud Motor. El sistema de perforación es esencial para

garantizar estabilidad al pozo y proveer una geometría de hoyo

homogénea que minimice problemas en las operaciones dentro del

hueco.

Pow

erD

rive

Hol

e

Pow

erD

rive

Mud

Mot

or

Mud

Mot

or H

ole

�Obstrucciones para el paso de registros con cable.

�Liners y TR pueden presentar restricciones frente a huecos apretados

�Gradientes de fractura diferentes dependiendo de la inclinación y el azimuth del pozo

�Cementación de secciones intermedias complejas.

�Pega diferencial en yacimientos depletados

�ROP Reducida

PowerDrive Hole’

Mud Motor Hole

OSC Análisis de Forma de Hueco


OSC Correlación entre parámetros Geomecánicos y de Perforación

Objetivo: Correlacionar los parámetros mecánicos de la perforación con la resistencia de la roca para optimizar la ROP.

UCS, YME son datos estáticos que se cargan en el software PTK

WOB, ROP, RPM son parámetros dinámicos que se adquieren en tiempo real (RT) en PTK

Los diagramas de discriminación son útiles para evaluar el performance de la perforación.


15COMPAÑÍA

VIAJE 0EQUIPO PERFORACION X HORA: 5:45 AM

ETAPA 8 1/2" MD 2300 TR ACTUAL 9.625mts

PESO SOBRE BARRENA tonROTARIA RPM rpmTORQUE Kf - lbGASTO gpmPRESIÓN DE BOMBA psiDENSIDAD DEL LODO gr/ccV.P cp

328500

OPERACIÓN ACTUAL RECOMENDACIONES

Perforando Deacuerdo a la prognosis despues de cruzar la falla se debe estar monitoreando la cercania de la arena OVL 160, la cual si se perfora con el peso de lodo actual, presentaría perdidas totales. Esa arena se pronosticaba a la profundidad de 2512 mts. Con estos datos estaría mas somera.

SIGUIENTE OPERACIÓN

Perforar seccion

MESOZOICO9/9/2008

Lomitas 331

Se realiza el Monitoreo de los parametros de Perforacion y LWD (GR, Resistividad y Conductividad). A la profundidad de 2298 m MD se observa un cambio drástico en los parametros de perforación, Collar RPM, Stick & Slip, reducción instantanea de ROP, incremento de resistividad y disminución de Conductividad. Todos estos elementos permiten inferir un cambio litológico repentino a esta profundidad. El Modelo Geologico y Geomecanico, pronostica cruzar una Falla Listrica a 2325 m MD. Con los indicadores anteriores esta falla aparece mas somera a 2298 m MD. (Confirmar con Geólogo y Geofísico). Por debajo de la falla hay cambios en las propiedades como incremento de Presion de Poros, incremento en el riesgo de Perdidas Parciales.

PROFUNDIDAD MEDIDA 03-4990

408

CONDICIONES DE OPERACIÓN OBSERVACIONES/RIESGOS

OSC-MEXICO Reporte de AlertaIPM ESTATUS PROYECTO FECHA

POZO DTM 578

ROP

WOB

OSC- Control Geológico y Geomecánico

Objetivo: Aplicar los modelos geológicos 3D, y el monitoreo LWD para identificar zonas de fallas, propensas para pérdidas de fluido.

Fault

Loss Circulation zone Below Fault


Como se analiza una cuerva de MSE?

Analsisis de Energia Específica - MSE

Shale

Sand

Others

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

3200

3400

3600

3800

4000

4200

4400

4600

4800

5000

5200

5400

5600

5800

MD(m)UCS(kPa)0 100000

1:14800

UDF_New (kPa)0 450000 PPRS(g/cm3)0.8 2.4 FANG(deg)0 60UCS CCS Pp FANG

Ranking of Geomechanics Variables by FormUppTertiary: SigmaV, Pp & FANGLow Tertiary: SigmaV, Pp (Overpress), FANGCretaceous: FANG, UCS, Pp, SigmaV

Analisis deterministicos y Probabilisticos para calculo de MSE


Analisis de Energia Especifica & Estimación de ROP

•Drilling Parameters Surface Sensors •MW Static Pressure•Bit Record analysis to constrain bit coefficients•More than 18,000 depth intervals•21 Drilling Parameters Probabilistic Distributions •12 MSE & ROP Monte Carlo Simulation



ROP & MSE ANALYSIS 17.5 HOLEROP & MSE ANALYSIS 17.5 HOLEROP & MSE ANALYSIS 17.5 HOLEROP & MSE ANALYSIS 17.5 HOLE

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

70.00

80.00

90.00

100.00

1700.00 1800.00 1900.00 2000.00 2100.00 2200.00 2300.00 2400.00 2500.00 2600.00 2700.00

MD (m)

RO

P (f

t/h)

RO

P (f

t/h)

RO

P (f

t/h)

RO

P (f

t/h)

0.0E+00

2.0E+07

4.0E+07

6.0E+07

8.0E+07

1.0E+08

MS

EM

SE

MS

EM

SE

10 per. Mov. Avg. (MSE)10 per. Mov. Avg. (MSE)

10 per. Mov. Avg. (ROP Estimated)

ROP & MSE ANALYSIS 17.5 HOLEROP & MSE ANALYSIS 17.5 HOLEROP & MSE ANALYSIS 17.5 HOLEROP & MSE ANALYSIS 17.5 HOLE

10 per. Mov. Avg. (MSE)

10 per. Mov. Avg. (ROP Real)

10 per. Mov. Avg. (ROP Estimated)


Análisis de Energáa Específica & Estimación de ROP

Resistivity

GR

Periscope Attenuation

Periscope Phase Shift

Hard line @ 6799’ TVD, 6720’ SS

Density & Neutron

Red dot shows current well path

DTB to Upper less resistive Layer is ~ 0.7 ft

Posicionamiento de Agujero en Tiempo Real: REAL TIME GEOSTEERING (RTGS™)

Ventana de Navegacion en TR basada en lecturas del Periscope15

Datos Simulados vs RealesCorrelacion de Pozos Offset

Well Placement Toolface – Trayectoria vs Dips de la Formacion

BNA

Cima

Base

La respuesta de PeriScope indica la variación de los espesores y buzamiento de las capas, en el punto donde los localizamos según el modelo actualizado nos muestra que la capa cambia de buzamiento, a los cual en respuesta de estar en l a mejor calidad de yacimiento el incrementar ángulo , nos permite seguir en el objetivo

Profundidad Actual: 2212 m-MDUltimo survey: 2204 m-MD, Incl. 91.82 deg., Azm. 357 .24 deg., 1751.43 m-TVDProyeccion a BNA: 2212 m-MD, Incl. 90.3 deg., Azm. 3 55.4 deg

BNA

Cima

BaseLa respuesta de la Inversión nos muestra un mejor detalle de los limites de la capa y su buzamiento

EcoScope Tool

•12 OSCs en construccion

Schlumberger OSCs

•26 Operation Support Centers existentes•13 Operaciones Remotes Listas

Existing OSC

OSC Remote Ops Ready

OSC In planning stage

NDS™- No Drilling Surprises™ Geomecánica en Tiempo Real Schlumberger/… · operaciones en...

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