4 thru bit

46 Oilfield Review

Perfilaje a través de la barrena

La creciente utilización de la técnica de perforación horizontal ha incentivado a

las compañías de E&P a buscar formas económicamente más efectivas de registrar

sus pozos. Para satisfacer esta necesidad, se ha desarrollado un servicio innovador de

adquisición de registros (perfilaje). Ahora, los operadores están capitalizando un

método singular de operación de herramientas que utiliza sondas de pequeño diáme-

tro para evaluar formaciones en pozos altamente desviados o de alcance extendido.

James AivalisTony MeszarosRobert PorterRick ReischmanRobin RidleyPeter WellsThruBit LLCHouston, Texas, EUA

Benjamín W. CrouchOsage Resources, LLCHutchinson, Kansas, EUA

Taylor L. ReidOasis Petroleum, Inc.Houston, Texas

Gary A. SimpsonForest Oil CorporationHouston, Texas

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Verano de 2012: 24, no. 2.Copyright © 2012 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Martin Isaacs y Rick von Flatern, Houston; y a Tony Smithson, Northport, Alabama, EUA.Geo-Frac, Mangrove, Portal, SureLog y ThruBit son marcas de Schlumberger.

Los avances registrados en la tecnología de perfo-ración y terminación de pozos están ayudando a las compañías de E&P a explorar y desarrollar nuevas extensiones productivas previamente consideradas antieconómicas. En muchas de estas extensiones productivas, los operadores están recurriendo a las técnicas de perforación horizon-tal y estimulación hidráulica para incrementar la exposición del pozo a las formaciones productivas. No obstante, la evaluación de los pozos horizontales o de alto ángulo puede resultar difícil. A menudo, estos pozos no pueden ser registrados con herra-mientas operadas con cable sin equipos especia-lizados de operación de herramientas, lo que con frecuencia se traduce en costos y demoras opera-cionales adicionales. Una consecuencia desafor-tunada es que algunos operadores desisten por completo de adquirir datos petrofísicos.

En los pozos de alto ángulo, los efectos combi-nados de la trayectoria del pozo y la geología obsta-culizan la capacidad de un operador para adquirir los datos necesarios para evaluar un yacimiento y desarrollar un programa de estimulación desti-nado a mejorar la recuperación de la inversión. Para satisfacer los desafíos de los pozos de alto ángulo, la industria ha refinado constantemente la tecnología de adquisición de registros (perfi-laje) en agujero descubierto. La adquisición de registros durante la perforación (LWD), las herra-mientas transportadas por tractor y diversas téc-nicas de adquisición de registros con herramientas bajadas con tubería son sólo algunas de las opcio-nes de que se dispone actualmente.1 No obstante,

existen ciertos costos —como los de alquileres de herramientas o el tiempo de equipo de perfora-ción— asociados con estos métodos alternativos.

En las extensiones productivas de lutitas (esquis-tos) de América del Norte, tales costos pueden impactar adversamente las estrategias de desarrollo. Uno de los factores más importantes en la econo-mía del desarrollo de los campos es el costo de perforación y terminación de cada pozo horizontal. Por consiguiente, en algunas extensiones produc-tivas no convencionales es común que los operado-res limiten el uso de los conjuntos de herramientas de adquisición de registros.2

A menudo, los registros de rayos gamma obte-nidos con las herramientas de mediciones durante la perforación (MWD) se utilizan durante el pro-ceso de geonavegación para determinar la posi-ción estratigráfica. En algunos pozos, el registro de rayos gamma MWD puede proporcionar los únicos datos petrofísicos de entrada para el diseño de los programas de operaciones de disparos y fractura-miento de formaciones. Si bien el registro de rayos gamma puede ayudar a los geólogos a identificar las zonas objetivo a través de las correlaciones con los registros de pozos vecinos, las mediciones de rayos gamma por sí solas no bastan para caracteri-zar las propiedades de los yacimientos que inciden en la producción. La medición de las variaciones laterales y verticales producidas en la litología, la mineralogía, la granulometría, la porosidad, la per-meabilidad y el contenido de fluidos en los yaci-mientos no convencionales complejos requiere una serie de herramientas de adquisición de registros.

1. Billingham M, El-Toukhy AM, Hashem MK, Hassaan M, Lorente M, Sheiretov T y Loth M: “Transporte de herramientas al fondo del pozo,“ Oilfield Review 23, no. 2 (Diciembre de 2011): 20–35.

2. Pitcher J y Buller D: “Shale Assets: Applying the Right Technology for Improving Results,” Artículo 40883 de Search and Discovery, adaptado de una presentación oral realizada en la Conferencia y Exhibición Internacional de la AAPG, Milán, Italia, 23 al 26 de octubre de 2011.

Volumen 24, no.2 47Volumen 24, no.2 47

48 Oilfield Review

La capacidad para identificar los cambios producidos en la roca yacimiento, que proveen los registros petrofísicos, puede incidir significa-tivamente en el programa de terminación de un pozo y en su rentabilidad. Esto resulta particular-mente relevante en relación con las extensiones productivas de lutitas u otras formaciones com-pactas, en las que los tratamientos de fractura-miento deben dividirse en varias etapas para estimular una zona productiva que se extiende miles de pies a lo largo de un pozo horizontal. Mediante la exclusión de ciertas zonas, y un pro-ceso selectivo de disparo y estimulación de los intervalos con más probabilidades de ser produc-tivos, los operadores pueden reducir el número de etapas requeridas para fracturar un yaci-miento en forma óptima. La disminución del número y de la longitud de las etapas permite conservar el agua, el apuntalante y otros recur-sos, lo que reduce los costos y el impacto global de las operaciones de estimulación de pozos.

Se ha desarrollado un sistema de adquisición de registros único y económicamente efectivo para ayudar a los operadores a obtener datos de forma-ciones valiosos en pozos de alto ángulo. El sistema, cuyo desarrollo estuvo a cargo de ThruBit LLC, utiliza la presión de las bombas de lodo para trans-portar las herramientas de adquisición de regis-tros de pequeño diámetro por el centro de la sarta de perforación y fuera de ésta, a través de una barrena especial, para registrar el agujero descu-bierto que se encuentra más allá de la barrena.

Viajando por este conducto de la columna de per-foración hasta la profundidad final (TD), las herramientas se bombean a través de la apertura de la barrena donde examinan la formación a medida que la columna de perforación se extrae del pozo. Schlumberger adquirió ThruBit LLC en el año 2011.

Este artículo proporciona un panorama gene-ral de los equipos y el sistema de despliegue que hacen posible la técnica de adquisición de regis-tros ThruBit. Los conjuntos de datos obtenidos con este sistema ayudan a demostrar su calidad y utilidad.

Fundamentos de la adquisición de registrosEl concepto de adquisición de registros a través de la barrena se centra en dos requisitos: herra-mientas de adquisición de registros suficiente-mente pequeñas para atravesar la sarta de perforación y una barrena diseñada para permitir su pasaje hacia el interior del agujero descubierto. El sistema de adquisición de registros ThruBit utiliza herramientas de adquisición de registros especialmente diseñadas que combinan diáme-tros pequeños con capacidades de alta presión y alta temperatura. Con un diámetro de 21/8 pulga-das, todas las herramientas del conjunto SureLog son suficientemente pequeñas para atravesar el centro de la mayor parte de las columnas de per-foración, martillos (tijeras) de perforación, colla-res y barrenas (arriba). Las herramientas toleran temperaturas de hasta 150°C [300°F] y presiones

de hasta 15 000 lpc [103 MPa] y pueden correrse en combinación para obtener un conjunto com-pleto de mediciones durante una sola carrera de adquisición de registros.

El dispositivo de telemetría, almacenamiento en memoria y rayos gamma SureLog es operado como la herramienta de adquisición de registros de nivel superior para proporcionar comunicaciones y la funcionalidad de almacenamiento en memo-ria para toda la sarta de adquisición de registros. El detector de rayos gamma mide los rayos gamma naturales presentes en la formación para brindar una evaluación cualitativa del contenido de lutita. Un acelerómetro de múltiples ejes ins-talado en la herramienta monitorea la orientación, el movimiento y la vibración de la herramienta de fondo de pozo. Además, la herramienta mide la inclinación y la temperatura del pozo.

La herramienta de inducción de arreglo posee cinco profundidades de investigación medianas y tres resoluciones verticales. En ciertas configura-ciones, se corre una herramienta combinable de potencial espontáneo (SP) inmediatamente por debajo de la herramienta de inducción. La medi-ción SP provee una indicación cualitativa de la permeabilidad y del contenido de lutita (arcillo-sidad) de la formación y puede ser utilizada para determinar la resistividad del agua de formación equivalente. Además, la herramienta tiene incor-porado un sensor de resistividad del lodo para las correcciones de los datos de inducción de arreglo y el análisis de los fluidos del pozo.

> Especificaciones de la herramienta SureLog. Cualquiera de estas herramientas puede combinarse para permitir que los operadores corran una sarta de adquisición de registros de tipo triple-combo o quad combo. Los diámetros de todas las herramientas son suficientemente pequeños como para ser corridos en pozos de 4 pulgadas.

Mediciones

Diámetro

Longitud

Temperatura

Presión

Velocidad de adquisición de registros

Resolución vertical

Profundidad de investigación

Tamaño del pozo

Rayos gamma, temperatura de pozo, aceleración de la herramienta

2 1/8 pulgadas

74 pulgadas [188 cm]

300°F [150°C]

15 000 lpc [103 MPa]

1 800 pie/h [550 m/h]

12 pulgadas a 24 pulgadas[30 cm a 61 cm]

12 pulgadas [30 cm]

4 pulgadas a 14 pulgadas

Resistividad de inducción, potencial espontáneo,resistividad del lodo

2 1/8 pulgadas


300°F [150°C]

15 000 lpc [103 MPa]

3 600 pie/h [1 100 m/h]

1 pulgada, 2 pulgadas y 4 pulgadas[3 cm, 5 cm y 10 cm]

10 pulgadas, 20 pulgadas, 30 pulgadas,60 pulgadas y 90 pulgadas[25 cm, 51 cm, 76 cm, 152 cm y 228 cm]


Densidad volumétrica, factor fotoeléctrico, tamaño del pozo

Velocidad de ondas de corte y compresionales

2 1/8 pulgadas


300°F [150°C]

15 000 lpc [103 MPa]

1 800 pie/h [550 m/h]


4 pulgadas [10 cm]


2 1/8 pulgadas


300°F [150°C]

15 000 lpc [103 MPa]

3 600 pie/h [1 100 m/h]


3 pulgadas [7 cm]


Porosidad-neutrón

2 1/8 pulgadas


300°F [150°C]

15 000 lpc [103 MPa]

1 800 pie/h [550 m/h]


10 pulgadas [25 cm]


Herramienta detelemetría,almacenamiento enmemoria, rayos gamma

Herramientade inducción

Herramientaneutrón

Herramienta dedensidad

Herramientasónica

Volumen 24, no.2 49

La herramienta neutrónica SureLog opera tanto en ambientes de pozo entubado como en ambientes de agujero descubierto y utiliza una fuente de californio [Cf] para obtener mediciones de porosidad y neutrones termales. Además de las correcciones por la temperatura y la presión del pozo, la medición de porosidad neutrón puede ser corregida por los factores ambientales, tales

como el tamaño del pozo, el tipo de lodo, la densi-dad del lodo, el espesor del revoque de filtración, la salinidad y la separación entre la herramienta y la pared del pozo.

La herramienta de densidad mide la densidad volumétrica de la formación (ρb), el factor fotoeléctrico (Pe) y el tamaño del pozo. El proce-samiento de las mediciones crudas incluye un algoritmo de corrección que preserva la precisión general de la medición de densidad a través de una amplia gama de tamaños de pozos, tipos y densida-des de lodo. Los detectores de centelleo de la herramienta se encuentran alojados en un patín articulado para un mejor contacto con la forma-ción, que mejora la calidad general de las medicio-nes en los pozos desviados y rugosos (izquierda). La herramienta de densidad utiliza un calibrador de un solo brazo para medir el tamaño del pozo y presionar la herramienta contra la formación.

La herramienta sónica de registro de formas de ondas SureLog posee un transmisor monopo-lar y un arreglo de seis receptores. Las formas de ondas registradas en cada uno de los seis recep-tores son procesadas subsiguientemente, utili-zando una técnica de coherencia-tiempo-lentitud para obtener las velocidades de las ondas compre-sionales (Vp) y de corte (Vs). La velocidad de las ondas de corte monopolares puede ser determi-nada a partir de la medición sónica en las forma-

ciones cuyas velocidades de ondas compresionales y de corte son mayores que la velocidad acústica en el lodo (Vmud).

La barrena de PDC Portal está diseñada para permitir que las herramientas de adquisición de registros pasen a través del extremo de la sarta de perforación sin que sea necesario remover la barrena. Esta barrena es hueca en el centro y posee una apertura de 21/2 pulgadas [63,5 mm] en su corona; el centro de la cara de la barrena (arriba). El diseño de la barrena es adaptable a casi cual-quier modelo de barrena de PDC con un diámetro comprendido entre 57/8 pulgadas y 121/4 pulgadas. Las barrenas son fabricadas con una diversidad de configuraciones de hojas y cortadores para dar cabida a los requerimientos en materia de perfo-ración y litología.

Un colgador, posicionado por encima de la barrena Portal, permite que los sensores de adquisi-ción de registros se extiendan inmediatamente por debajo de la barrena cuando se adquieren registros en modo de almacenamiento en memoria. En este modo, el cable se desengancha de la sarta de herra-mientas y se lleva a la superficie. Las herramientas se alimentan a batería y los datos derivados de los registros se almacenan en la memoria de abordo. El colgador posiciona las herramientas de adquisi-ción de registros con precisión a medida que se extienden a través de la apertura de la barrena.

> Herramienta de densidad SureLog. Los detectores de centelleo, alojados en un patín que se articula desde la herramienta principal, miden tanto la densidad volumétrica de la formación como el factor fotoeléctrico. La herramienta utiliza un calibrador de un solo brazo para incrementar el contacto total del patín con la formación mientras mide el tamaño del pozo.

Calibrador

Patín de la herramienta de densidad

> Barrena Portal. Esta barrena especializada está diseñada para satisfacer los requerimientos de perforación aplicables a una diversidad de tipos de rocas. La característica principal de esta barrena de PDC (vista lateral, izquierda) es que posee un orificio central (vista en planta, derecha) para permitir el pasaje de una sarta de herramientas de adquisición de registros (perfilaje) de diámetro reducido. (Figura, cortesía de Smith Bits, una compañía de Schlumberger.)

50 Oilfield Review

> Secuencia de adquisición de registros ThruBit. Se utiliza una barrena Portal para la rectificación del pozo hasta la TD como preparación para la adquisición de registros (1). El perforador extrae la barrena del fondo, dejando espacio suficiente para dar cabida al conjunto de herramientas de adquisición de registros SureLog. La sarta de herramientas de adquisición de registros se bombea a través de la columna de perforación (2). Con las herramientas posicionadas debajo de la barrena, el ingeniero especialista en adquisición de registros ThruBit verifica la función de la herramienta, y luego desconecta el cable y lo vuelve a llevar a la superficie (3). A medida que la brigada de perforación extrae la tubería del pozo, las herramientas de adquisición de registros examinan y registran los datos de la formación (4). El proceso de adquisición de registros se completa cuando las herramientas se introducen en la tubería de revestimiento (5). Con la barrena y las herramientas dentro de la tubería de revestimiento, la brigada de adquisición de registros baja la herramienta de recuperación con cable, traba las herramientas y las lleva a la superficie (6). Una vez que las herramientas de adquisición de registros se recuperan de la sarta de perforación, el perforador tiene libertad para proceder a la rectificación hasta el fondo del pozo o reanudar las otras operaciones como preparación para la fase de perforación siguiente (7).

1

2

3

4

5

6

7

Volumen 24, no.2 51

Este dispositivo limita el movimiento de un collar de restricción interior colocado cerca del extremo superior de la sarta de herramientas de adquisi-ción de registros, impide que el collar se desplace más hacia el fondo del pozo y a la vez permite que los sensores de adquisición de registros sobresal-gan en el agujero descubierto, más allá de la cara de la barrena.

El equipo de control de presión de superficie ThruBit está diseñado para controlar el pozo en caso de producirse un golpe de presión imprevisto. Este equipo permite que el perforador haga rotar y dé movimiento alternativo a la sarta de perfora-ción, y que ejecute el proceso de circulación durante el despliegue de las herramientas de adquisición de registros.3 Además, se puede ins-talar una válvula de flotador en el conjunto de fondo (BHA) para proporcionar una medida adi-cional de control del pozo. Esta válvula de flota-dor a charnela permite que las herramientas de adquisición de registros y el equipo auxiliar la atraviesen en ambas direcciones.4

Despliegue en el fondo del pozoEl sistema de despliegue ThruBit utiliza la barrena Portal para rectificar y acondicionar el pozo como preparación para la adquisición de registros. Una vez que el BHA alcanza la profundidad de adquisición de registros, la brigada de perfora-ción extrae el BHA del pozo para instalar una barrena Portal y el colgador. Cuando la barrena Portal y el colgador vuelven a ser bajados en el pozo, el perforador utiliza la barrena Portal para sortear, mediante el proceso de rectificación, los resaltos y puntos estrechos (angostamientos) presentes en el trayecto hacia la TD. Una vez que el pozo se encuentra acondicionado para la ope-ración de adquisición de registros, el perforador posiciona la barrena justo por encima de la base del intervalo inferior extremo a registrar, dejando sólo un tramo suficiente de agujero descubierto para que los sensores de adquisición de registros se extiendan más allá de la barrena.

Con la barrena Portal en la profundidad obje-tivo, la brigada de adquisición de registros inserta la sarta de herramientas SureLog en la columna de perforación, instala el equipo de control de pre-sión y baja el conjunto de herramientas SureLog

con cable. La conexión del cable permite al inge-niero especialista en adquisición de registros ThruBit generar un registro descendente y moni-torear la funcionalidad de la sarta de herramien-tas desde el momento en que las herramientas de adquisición de registros dejan la superficie hasta que se cambian al modo de almacenamiento en memoria. La columna de perforación protege las herramientas de adquisición de registros y el cable a medida que bajan en el pozo.

En el punto en el que la inclinación del pozo impide el descenso por acción de la gravedad, se accionan las bombas de lodo del equipo de perfora-ción para bombear las herramientas hasta el extremo inferior de la sarta de perforación. La columna de perforación posibilita un pozo parejo que asegura el despliegue de las herramientas de pequeño diámetro hasta la cara de la barrena. La presión de bombeo y el flujo del lodo hacen que los sensores de adquisición de registros pasen a través de la apertura de la barrena Portal. Las herramientas se detienen una vez que el dispositivo de restricción interior, situado cerca del extremo superior de la sarta de herramientas, llega hasta el colgador.

El ingeniero especialista en adquisición de registros efectúa una prueba final del funciona-miento de la sarta de herramientas antes de abrir el calibrador de la herramienta de densidad. Los ace-lerómetros situados en el interior de la herra-mienta verifican que el patín de la herramienta de densidad se encuentre orientado contra el lado bajo del pozo. Luego, el ingeniero transmite ins-trucciones a la sarta de herramientas para que se libere el cable. El cable y el extremo superior de un arreglo de bajada y recuperación de herramien-tas se llevan de regreso a la superficie y se remue-ven de la sarta de perforación, lo que hace que quede un cuello de pesca expuesto en el extremo superior de las herramientas de adquisición de registros para permitir la fácil recuperación de las herramientas y de las fuentes de densidad y neu-trón a través de la columna de perforación en cualquier momento; de este modo se elimina la necesidad de efectuar maniobras con la tubería.

Operando en el modo de almacenamiento en memoria, las herramientas de adquisición de registros examinan la formación y registran los datos a medida que la columna de perforación se extrae del pozo. Después de registrar la zona de interés, la brigada de adquisición de registros puede bajar una herramienta de recuperación con cable para retraer las herramientas de adquisición de registros de regreso a través de la barrena Portal y la columna de perforación. Una vez recupe-rada la sarta de herramientas en la superficie, el perforador queda libre para reanudar las operacio-

nes normales como preparación para la fase de actividad siguiente en el pozo (página anterior). Como alternativa, las herramientas pueden ser lle-vadas sencillamente a la superficie con la tubería. No obstante, la recuperación temprana permite descargar, verificar y transmitir los datos mien-tras la tubería aún está siendo extraída del pozo; lo que proporciona más tiempo para que el opera-dor planee las operaciones de terminación.

Este sistema de despliegue puede incidir positivamente en una operación de adquisición de registros. El tiempo de equipo de perforación invertido en la adquisición de registros se reduce porque el despliegue y la adquisición pueden efectuarse durante el viaje de acondicionamiento del pozo. Dado que no se despliegan hasta que la barrena se encuentra en su posición cerca de la TD, las herramientas reciben menos exposición a los golpes, las vibraciones y las altas temperaturas. El riesgo se minimiza porque las herramientas son recuperables y el sistema proporciona al per-forador un control absoluto del pozo. Por consi-guiente, si las condiciones del pozo se deterioran y la columna de perforación se atasca, las herra-mientas de adquisición de registros y las fuentes de densidad y neutrón pueden ser recuperadas antes de activar los martillos de perforación o implementar otros procedimientos para el atas-camiento de las tuberías. Con la sarta de adquisi-ción de registros sobre la rampa de manipulación, el perforador puede martillar la sarta de perfora-ción sin temor a dañar las herramientas.

La flexibilidad de este sistema está abriendo el camino para su utilización en otras situaciones desafiantes de adquisición de registros.

Aplicaciones de campoLa geometría de los pozos de alcance extendido los vuelve inherentemente difíciles de registrar. Las extensiones productivas de lutitas, explotadas generalmente mediante pozos horizontales, han generado una demanda de técnicas especializadas de operación de herramientas. La proliferación de las extensiones productivas en EUA proporcionó un terreno de pruebas para la tecnología de adqui-sición de registros ThruBit. Desde entonces, el uso de esta tecnología se expandió a otras exten-siones productivas no convencionales en las que los pozos de alto ángulo dificultan la obtención de registros.

En Dakota del Norte, EUA, Oasis Petroleum, Inc. utilizó el sistema de adquisición de registros ThruBit para evaluar un pozo de la lutita Bakken perforado hasta 6 330 m [20 766 pies] de profundi-dad medida (MD) con un tramo lateral de 3 050 m [10 000 pies]. El pozo tenía un radio de curvatura

3. En algunos pozos, la capacidad de circulación durante la adquisición de registros puede ayudar a reducir la temperatura del pozo cuando la temperatura del fondo del pozo se aproxima al límite de la temperatura de operación de la herramienta.

4. Reischman RL y Porter RC: “An Innovative New System for Obtaining Open Hole Logs in Difficult Wells,” artículo AADE-11-NTCE-67, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Nacional de la AADE, Houston, 12 al 14 de abril de 2011.

52 Oilfield Review

de 29,5°/30 m [29,5°/100 pies] y se encontraba desviado 91° respecto de la vertical (arriba). Oasis utilizó una barrena Portal durante la carrera de rectificación para preparar el pozo para la adquisición de registros antes de bajar la tubería de revestimiento corta (liner) de producción. El sistema ThruBit permitió al perforador mantener la circulación a medida que las herramientas de adquisición de registros se desplegaban alrededor de la curva y a través del tramo lateral extendido. El conjunto de herramientas de adquisición de registros SureLog pasó en forma segura a través de la columna de perforación y fuera de la barrena para registrar datos de evaluación de la forma-ción a medida que se extraía la tubería del pozo. En una sola carrera de adquisición de registros, los geocientíficos de Oasis obtuvieron los datos petrofísicos que necesitaban para evaluar la sec-ción de la lutita Bakken.

En el Condado de Barber, en Kansas, EUA, Osage Resources, LLC buscaba optimizar el empla-zamiento de los disparos y la longitud de las etapas de fracturamiento en un pozo horizontal perfo-rado en la extensión productiva Mississippi Lime. Esta extensión productiva, descubierta y explo-tada inicialmente mediante la perforación de pozos verticales, está siendo revitalizada con pozos horizontales y tratamientos de estimulación por

fracturamiento de múltiples etapas. La formación Mississippi Lime es altamente variable y está compuesta por caliza, dolomía y depósitos silí-ceos de tripolita, creta y espiculita. Para evaluar correctamente el pozo, Osage necesitaba más que un registro de rayos gamma MWD.

La brigada de adquisición de registros ThruBit armó una sarta de herramientas de tipo quad combo SureLog, consistente en herramien-tas de rayos gamma, calibrador, resistividad, neu-trón, densidad y sónicas. La sarta fue bombeada a través de la columna de perforación de 4 pulgadas y los registros se registraron en el modo de almace-namiento en memoria al extraer la columna de perforación del pozo. Una vez que las herramien-tas de adquisición de registros llegaron a la tube-ría de revestimiento, fueron llevadas a la superficie con cable. Con la barrena Portal de 61/8 pulgadas todavía en el fondo del pozo, el perforador pudo proceder a la rectificación nuevamente hasta la TD para efectuar un viaje de limpieza final como preparación para la bajada de la tubería de reves-timiento subsiguiente.

Los datos derivados de los registros revelaron cambios litológicos significativos a lo largo del tramo lateral (próxima página). Esta información instó a los ingenieros de Osage a reevaluar su estrategia de estimulación inicial y a desplazar el

enfoque hacia el tratamiento de la punta del pozo, donde existían mejores condiciones de yacimiento. Los datos sónicos fueron utilizados para compu-tar una curva de fragilidad. Esta curva propor-cionó una base para dividir la operación de estimulación en intervalos separados de acuerdo con el tipo de roca, lo que ayudó al operador a opti-mizar las longitudes de las etapas, los tamaños de los patines y los grupos de disparos. Los datos de formas de ondas sónicas indicaron dónde la forma-ción se encontraba naturalmente fracturada a lo largo del pozo, lo que ayudó a los ingenieros de Osage a diseñar un programa de fracturamiento hidráulico que minimizara el riesgo de arenamiento prematuro durante la estimulación. Los ingenieros agregaron al plan otra etapa de fracturamiento y concluyeron con éxito el programa de estimula-ción revisado. La producción del pozo es signifi-cativamente mejor que la de otros pozos del área perforados en la formación Mississippi Lime.

El área de Texas Sur, en EUA, ha sido testigo de un resurgimiento de las operaciones de perfora-ción que acompaña la búsqueda de nuevas exten-siones productivas de lutitas por parte de las compañías de petróleo y gas. En el Condado de Gonzales, Forest Oil Corporation ha perforado numerosos pozos con el objeto de desarrollar la lutita Eagle Ford de edad Cretácico. Para explotar

> Registro de un pozo de alcance extendido. Oasis Petroleum utilizó el sistema ThruBit para registrar un pozo perforado en la lutita Bakken. El pozo de 20 766 pies, con un tramo lateral de 10 000 pies, fue desviado hasta formar un ángulo de 91°. El colgador, la batería y la herramienta de recuperación (inserto) permiten registrar los registros en modo de almacenamiento en memoria a medida que se extrae la tubería del pozo. Las herramientas pueden ser recuperadas en cualquier momento después de liberar el cable. (Adaptado de Reischman y Porter, referencia 4.)

Sarta deperforación

Tubería de revestimiento intermedia

Radio perforado,29,5°/100 pies

Conjunto defondo (BHA) Sarta de adquisición de registros SureLog

Herramienta debajada y recuperación

con cable

Collar de restricción interior

Herramienta dearreglo de inducción

Herramienta de telemetría,memoria y rayos gamma

Herramientade densidad

Calibrador

Columna deperforación Colgador

BarrenaPortal

Baterías Herramientade neutrón

Longitud total: 19,4 m [63,7 pies]

Volumen 24, no.2 53

> Evaluación de un tramo lateral en la caliza Mississippi. Después de correr una sarta de adquisición de registros de tipo quad combo SureLog en un pozo horizontal, los ingenieros de Osage Resources determinaron que las propiedades de la formación variaban considerablemente a lo largo de todo este intervalo horizontal. La porosidad (carril 3) varía entre el 4% y el 16%. Las curvas de semblanza de las ondas de corte y de las formas de ondas sónicas indican la presencia de fracturas naturales (carril 4, amarillo) a través de ciertos intervalos. El cálculo de la fragilidad (carril 5), que se utiliza para generar una curva de vista rápida relacionada con el perfil de esfuerzo, también indica la presencia de contrastes en la fragilidad. En base a estas curvas, además de las resistividades elevadas (carril 2), Osage Resources pudo seleccionar las zonas óptimas para los tratamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico (Carril 4, amarillo).

Calibrador

pulgadasProfundidad,

pies166

Inducción de 10 pulgadas

ohm.m 2 0000,2

Cruce

Rayos gamma

Correlación Profundidad Resistividad Porosidad Sónico Fragilidad

°API 2000

Semblanza de ondas de corte

–11

altabaja Fragilidad

1000Inducción de 20 pulgadas

ohm.m%

2 0000,2

Factor fotoeléctrico

200


ohm.m 2 0000,2

Porosidad del registro de densidadAmplitud de onda sónica

% –1030


ohm.m 2 0000,2

Porosidad neutrón

% –1030


ohm.m 2 0000,2

Corrección de la densidad

g/cm3 0,25– 0,75

Posibles fracturasIncremento dela fragilidad

X 050

X 100

X 150

54 Oilfield Review

>Montaje de registros de Forest Oil. Esta interpretación de la evaluación de la lutita Eagle Ford combina los datos ThruBit con el análisis de recortes de perforación y las propiedades computadas de las rocas para determinar el emplazamiento óptimo de las etapas de fracturamiento en un pozo del Sur de Texas. Si bien se observan picos de gas (carril 5, rojo) en todo este intervalo, el área óptima de desarrollo en este pozo horizontal se extiende aproximadamente desde W 700 hasta Z 400 pies de profundidad medida (MD). El análisis geoquímico en sitio de los recortes de perforación obtenidos a través de este intervalo muestra un marcado incremento del carbono orgánico total (carril 2, puntos negros) y del S2; los hidrocarburos generados por la descomposición térmica de los kerógenos (carril 2, curva púrpura), indicadores clave de la calidad de la roca generadora. Los datos sónicos (carril 7) muestran un cambio claro de las propiedades elásticas de la formación en esta zona. Mientras que la onda P mantiene una lentitud constante (negro sólido) a lo largo de todo el intervalo, la onda S se divide en dos arribos diferentes. La extensión entre las lentitudes de las ondas S rápidas (curva negra de guiones) y lentas (curva negra punteada) es un indicador de la anisotropía, posiblemente atribuida a las fracturas. Mediante la utilización de todos los datos juntos, Forest Oil optó por dividir el programa de estimulación en 19 etapas. Después del tratamiento de estimulación, los registros de trazadores (carril 6) ayudaron a verificar que las modificaciones del programa de estimulación creaban fracturas más complejas a lo largo de cada etapa, abriendo más cara de roca para la producción. Esta optimización de la estrategia de terminación se tradujo en incrementos de la producción respecto de los pozos vecinos, que habían utilizado tratamientos simples de fracturamiento geométrico.

Etapa 1

Etapa 3

Etapa 4

Etapa 6

Etapa 7

Etapa 9

Etapa 12

Etapa 13

Etapa 15

Etapa 16

Etapa 18

Etapa 19

Etapa 10

Etapa 2

Etapa 5

Etapa 8

Etapa 11

Etapa 14

Etapa 17

U 000

V 000

W 000

X 000

Y 000

Z 000

Profundidadmedida

(MD), pies TVD

Etapaspies U 200V 200

Lentitud de ondas sísmicasde corteµs/pie 40440

Lentitud de ondas sísmicascompresionales

µs/pie 40140

Porosidad neutrón% –1545

TVDpies U 200V 200

altabaja

Gas total en el registro de lodo 5000

Semblanza de ondas de corte 0,51

TVDpies U 200V 200

altabaja

Estroncio como trazador°API 2 0000

Escandio como trazador°API 2 0000

Iridio como trazadorLentitud de ondas de

corte rápidas

Lentitud de ondas sísmicascompresionales

°API 2 0000

Amplitud de onda sónica

Lentitud de ondas decorte lentas

µs/pie %24040

µs/pie 24040 TVD

Fragilidad 1000

pie U 200V 200

µs/pie 24040

SemblanzaTVD

Litología de los recortes Prof. Fractura Sónico Forma de onda sónica Propiedades mecánicasTrazadoresResistividad, S2, TOC Densidad, neutrón, sónico

pies U 200V 200

Recortes: S2mg/g 250

Carbono orgánico total 100

Carbono orgánico total 100

S2mg/g

%

%

250

TVDpies U 200V 200

Densidad volumétricag/cm3 2,951,95

Inducción de 10 pulgadasohm.m 2 0000,2



Porosidad

Carbono orgánico total

Pirita

Carbonato

Cuarzo

Arcillas totales

Volumen 24, no.2 55

una ventana un tanto estrecha de petróleo, la com-pañía perfora pozos de alto ángulo que apuntan como objetivo a un área óptima de desarrollo de 6 m [20 pies] de espesor situada en una sección pros-pectiva oscilante entre 24 y 34 m [80 y 110 pies]. Estos pozos son perforados habitualmente hasta unos 3 660 m [12 000 pies] MD y son desviados entre 87° y 92° con tramos laterales de unos 1 675 m [5 500 pies] a través de la lutita Eagle Ford.

Mediante el trabajo basado en los datos sísmi-cos 3D obtenidos en el área de la concesión, los geocientíficos de Forest identificaron numerosas localizaciones susceptibles de desarrollo poste-rior en la lutita Eagle Ford. Estas localizaciones fueron perforadas con datos de entrada obteni-dos con una herramienta de rayos gamma MWD para el proceso de geonavegación. Una vez perfora-dos, los primeros pozos se estimularon utilizando un enfoque geométrico consistente en dividir el tramo lateral en etapas de 90 m [300 pies] para luego proceder a disparar y fracturar, bombeando 109 000 kg [240 000 lbm] de arena en cada etapa. Para ejecutar esta estrategia, los ingenieros de Forest utilizaron el método de “taponamiento y disparos,” que consiste en colocar un tapón puente entre las etapas de fracturamiento para aislar los grupos de disparos.

Después de terminar varios de estos pozos, los petrofísicos e ingenieros de Forest habían adqui-rido suficientes datos para evaluar la producción en la lutita Eagle Ford. Los ingenieros observaron que, si bien se habían perforado y terminado varios pozos en forma similar, la producción variaba de manera considerable una vez que los pozos eran puestos en producción. Algunos pro-ducían cantidades sustanciales de agua de alta salinidad, lo cual no era común en la lutita Eagle Ford ni en la formación Austin Chalk adyacente y suprayacente. Esta agua se atribuía a la forma-ción Buda o caliza Edwards e indicaba que las fracturas hidráulicas habían penetrado por debajo de la lutita Eagle Ford, lo cual proporcio-naba un trayecto para la migración de agua hacia las formaciones infrayacentes.

Los ingenieros y geocientíficos de Forest Oil organizaron un estudio para determinar porqué ciertos pozos se destacaban —ya sea como bue-nos o bien como malos productores— y para ajus-tar sus técnicas de perforación y terminación en esta formación. El objetivo de sus investigaciones fue lograr los siguientes resultados:• optimizar la sección de aterrizaje en los pozos

horizontales futuros• mejorar las eficiencias de los grupos de fractu-

ras y la iniciación de las fracturas• prevenir la producción de agua desde las for-

maciones infrayacentes

• reducir los costos de estimulación y termina-ción de pozos.

El elemento esencial de su estudio era la capacidad para adquirir y analizar los datos de registros de los pozos horizontales; por consi-guiente, estos profesionales consideraron cuida-dosamente las opciones existentes en materia de operación de herramientas. A Forest le preocu-paba la recuperabilidad con línea de acero de los componentes MWD, necesarios para la geonavega-ción, en caso de utilizar herramientas LWD para evaluar la formación; los otros métodos de opera-ción con tubería para la adquisición de registros consumían tiempo de equipo de perforación extra. Debido a la necesidad de evaluar las zonas produc-tivas, Forest utilizó el sistema de adquisición de registros ThruBit para obtener un conjunto de registros en los pozos horizontales previstos para una próxima campaña de perforación.

A medida que se perforaban estos pozos, el perforador efectuó una serie de viajes cortos para eliminar las capas de recortes de perforación de la sección horizontal. Una vez acondicionado el pozo, el perforador extrajo el BHA direccional y volvió al pozo con una barrena Portal y un colga-dor, sorteando, mediante rectificación, los puntos estrechos encontrados en el trayecto hacia la TD. Luego, se bombeó el cable con el conjunto de herramientas de adquisición de registros de tipo quad combo SureLog hasta la TD a través de la columna de perforación. Las herramientas de adquisición de registros se bombearon a través de la barrena Portal. Una vez que el ingeniero de adquisición de registros verificó la operabilidad de la sarta de herramientas, éstas fueron libe-radas del cable y el cable volvió a enrollarse en la superficie. Las herramientas de adquisición de registros registraron los datos de la formación en el modo de almacenamiento en memoria a medida que la columna de perforación se extraía del pozo. Después de llegar hasta la zapata de la tubería de revestimiento, la sarta de herramientas se recu-peró con cable y se descargaron los datos. Si era necesario, el perforador podía efectuar luego otro viaje de acondicionamiento de regreso hasta la TD antes de desarmar la sarta de perforación para una bajada de la tubería de revestimiento. Mediante la combinación de la carrera de adqui-sición de registros con un viaje de acondiciona-miento, el operador ahorró más de 24 horas de equipo de perforación en comparación con el tiempo necesario para los métodos convenciona-les de operación a través de la tubería.

Los petrofísicos de Forest Oil utilizaron los datos de densidad y sónicos para derivar las pro-piedades de las rocas, tales como el módulo de Young y la relación de Poisson. La anisotropía de

las ondas de corte derivada de la herramienta sónica SureLog permitió que los geofísicos de Forest compararan los atributos de las fracturas naturales del pozo con los observados en los datos sísmicos 3D. Esta información resultó esen-cial para el mapeo de los nuevos objetivos de exploración y para conocer mejor los atributos sísmicos necesarios para evaluar su posición den-tro de una vasta superficie con miras a la selec-ción futura de la localización del pozo.

Forest pudo capitalizar un procedimiento de fracturamiento más selectivo. Los datos referen-tes a las propiedades mecánicas, procesados a partir del conjunto de herramientas SureLog, demostraron ser cruciales para el agrupamiento de las etapas de fracturamiento hidráulico ya que resaltaban las rocas con propiedades similares (página anterior). Esta información fue utilizada en los programas de diseño de las fracturas 3D para optimizar y confinar las fracturas a la lutita Eagle Ford y a la formación productiva supraya-cente Austin Chalk. Sobre la base de estos datos derivados de los registros, la compañía ahora plani-fica etapas de fracturamiento de 67 m [220 pies] y ha generado ahorros de costos de los tratamientos de estimulación mediante la reducción de un tercio del volumen de arena bombeada en cada etapa. Los pozos estimulados de esta manera están exhi-biendo una producción significativamente mejor que los fracturados utilizando el enfoque geomé-trico previo, y ninguno produjo agua de alta salini-dad asociada con las formaciones más profundas. En total, Forest Oil redujo el costo de termina-ción de los pozos por etapa en aproximadamente 60% y a la vez incrementó el número de etapas por tramo lateral. Además, la producción de petróleo promediada a lo largo de un período de 30 días se duplicó en comparación con la produc-ción de los pozos previos.

Herramientas de evaluaciónPara incrementar la exposición del pozo a los yacimientos de gas de lutitas, los operadores nor-malmente necesitan perforar pozos horizontales. Estas lutitas generalmente exhiben una alta acti-vidad de rayos gamma naturales, de modo que los registros de rayos gamma son útiles para distinguir las lutitas de otras litologías. Aunque efectivas como herramientas de correlación, las mediciones de rayos gamma no son suficientes para distinguir las zonas productivas de las no productivas, y mucho menos para diseñar programas de estimulación.5

5. Kok J, Moon B, Han SY, Tollefsen E, Baihly J y Malpani R: “The Significance of Accurate Well Placement in the Shale Gas Plays,” artículo SPE 138438, presentado en la Conferencia sobre Terminaciones de Yacimientos de Gas en Areniscas Compactas de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 2 al 3 de noviembre de 2010.

56 Oilfield Review

En lugar de basarse en un enfoque geomé-trico para el desarrollo de estos pozos, los opera-dores que corren un conjunto integral de registros en la zona objetivo pueden basar sus programas de terminación en la calidad y las pro-piedades geomecánicas del yacimiento. Con esta información, los operadores pueden apuntar selectivamente a las mejores zonas a estimular y a la vez eliminar de su programa de terminación las zonas no productivas. Las mediciones de la velocidad de las ondas compresionales y de corte obtenidas con la herramienta sónica monopolar de múltiples receptores SureLog proporcionan datos de entrada para que el programa de análi-sis ThruBit Geo-Frac compute las propiedades de las rocas, la relación de Poisson, el módulo de Young estático y el gradiente de esfuerzo horizon-tal mínimo. Los datos de esfuerzos y los indicado-res de la calidad del yacimiento, tales como el contenido de arcilla y la porosidad, sirven para seleccionar las zonas de terminación de pozos óptimas para los tratamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico. Mediante la utili-zación del análisis Geo-Frac, el operador puede identificar las zonas del tramo lateral con más probabilidades de ser productivas (arriba).

Los datos del programa Geo-Frac también pueden ser importados en el software de mode-lado de las operaciones de estimulación Mangrove, que fue desarrollado por Schlumberger para abordar el diseño de las fracturas hidráulicas no convencionales. El sistema Mangrove genera un puntaje basado en la calidad del yacimiento y de la terminación para clasificar los intervalos con pro-

piedades de rocas similares a lo largo de un pozo. Los intervalos con un puntaje alto en lo referente a la calidad del yacimiento y la calidad de la ter-minación son candidatos excelentes para los tra-tamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico. Esta evaluación facilita la selección de localizaciones para las etapas de terminación y los grupos de disparos óptimos.

El portal de la oportunidadLos pozos de alto ángulo y de alcance extendido han sido esenciales para el desarrollo de nuevas extensiones productivas en yacimientos compactos y en rocas generadoras (rocas madre) arcillosas. Para incrementar la exposición del pozo a las zonas productivas de estas extensiones, muchos operadores perforan pozos horizontales; pero la perforación es sólo una parte de la historia: la estimulación de los pozos es otra de las claves para desentrañar los recursos provenientes de forma-ciones previamente consideradas no producibles. La estimulación de estas formaciones compactas requiere habitualmente tratamientos de fractura-miento hidráulico y se han desarrollado nume-rosos programas avanzados para ayudar a los operadores a optimizar dichos tratamientos para cada pozo. Todos estos programas se basan en datos petrofísicos.

Los registros de pozos son vitales para la identificación de los intervalos con más probabi-lidades de beneficiarse con los tratamientos de estimulación. Los operadores que utilizan este método guiado por los datos para seleccionar los intervalos de fracturamiento pueden reducir la

cantidad de arena, agua y potencia consumida. Sin los datos de registros, podría no caberles otra alternativa que estimular toda la longitud de la sección horizontal; lo que restaría importancia a la calidad del yacimiento y de la terminación.

El sistema de operación de herramientas ThruBit ayuda a las compañías de E&P a obtener datos valiosos de formaciones a lo largo de todo el pozo y constituye una alternativa económicamente efectiva y operacionalmente eficiente con res-pecto a la operación estándar con cable o la adqui-sición de registros LWD y a la vez permite ahorrar tiempo de maniobra. Con una barrena Portal para acondicionar el pozo antes de correr las herra-mientas de adquisición de registros de diámetro reducido, el sistema ThruBit puede adquirir datos petrofísicos en los pozos desafiantes de alta des-viación y alcance extendido que son comunes en las extensiones productivas no convencionales. Mediante la utilización de la sarta de perforación como conducto de protección para las herramien-tas de adquisición de registros y el cable, este sis-tema reduce la exposición de dichas herramientas al ambiente de agujero descubierto. El proceso de adquisición de registros ThruBit incrementa la probabilidad de adquirir registros de la calidad del yacimiento en el primer intento, especial-mente cuando las condiciones del pozo amena-zan el éxito de los métodos convencionales de operación de herramientas. Si la barrena puede acceder al objetivo, también pueden hacerlo las herramientas de adquisición de registros. —MV

> Evaluación Geo-Frac de un pozo horizontal en la lutita Bakken. Los datos sónicos de ondas compresionales y de corte SureLog (carriles 4 y 5) se utilizan para computar la relación de Poisson (carril 6, rojo). El módulo de Young (carril 6, verde) se deriva de los datos de densidad volumétrica y sónicos. La curva de fragilidad (carril 7), que se estima a partir del módulo de Young y la relación de Poisson, indica cuán fácilmente se fracturará la roca bajo la presión hidráulica. El gradiente de fracturamiento (carril 8) puede ser utilizado como un indicador del esfuerzo presente, mostrando los contrastes a lo largo de todo el tramo lateral con los esfuerzos menores (rojo y blanco) y los esfuerzos mayores (azul). Utilizadas en conjunto con los otros datos presentados, las curvas de fragilidad y de gradiente de fracturamiento ayudan a los operadores a determinar los intervalos más adecuados para la iniciación de las fracturas (carril 7, rojo).

Calibradorpulgadas

Profundidad,pies155

Rayos gammaºAPI 1500

Fragilidad 1000 %

Gradiente defracturamiento

10 lpc/pieResistividad de inducción

60 pulgadasLentitud de ondascompresionales

Semblanza de ondascompresionales

ohm.m µs/pie200 2400,2 0

altabaja

Resistividad de inducción90 pulgadas

ohm.m 2000,2

Módulo de Young estático 100

Relación de Poisson 10

psi × 106

Factor fotoeléctrico

200

Porosidad densidad% –1030

Porosidad neutrón% –1030

Corrección de la densidadg/cm3 0,25– 0,75

Lentitud de ondasde corte

Semblanza deondas de corte

µs/pie 2400

altabaja

Incremento dela fragilidad

Gradiente defracturamiento

X 250

4 thru bit

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