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APLICACIONES DE LOS SISTEMAS DE REGISTRO LWD EN OPERACIONES DE PERFORACIÓN DE POZOS GUILLERMO ALEJANDRO GENEY RONCALLO UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA SEDE MEDELLIN FACULTAD DE MINAS INGENIERÍA DE PETRÓLEOS MEDELLÍN 2000
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APLICACIONES DE LOS SISTEMAS DE REGISTRO LWD EN OPERACIONES
DE PERFORACIÓN DE POZOS
GUILLERMO ALEJANDRO GENEY RONCALLO
UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA
SEDE MEDELLIN
FACULTAD DE MINAS
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
MEDELLÍN
2000
ii
APLICACIONES DE LOS SISTEMAS DE REGISTRO LWD EN OPERACIONES
DE PERFORACIÓN DE POZOS
GUILLERMO ALEJANDRO GENEY RONCALLO
Trabajo dirigido de Grado presentado como requisito parcial para optar al título de
Ingeniero de Petróleos
Directora: CARMEN ELENA ZAPATA SÁNCHEZ
M. Sc.
UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA
SEDE MEDELLIN
FACULTAD DE MINAS
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
MEDELLÍN
2000
iii
DEDICATORIA
…En especial a Dios y a mi Madre y Padre, por la fortaleza que me han
brindado para enfrentar uno a uno todos los retos que ha implicado llevar
a buen y feliz término todo este proceso…
iv
AGRADECIMIENTOS
El autor expresa su agradecimiento:
A CARMEN ELENA ZAPATA SÁNCHEZ, directora del trabajo de grado por su
invaluable ayuda para el feliz termino de este trabajo.
A JOSÉ JOAQUÍN DUEÑAS y EDUARDO JUNCA por su valiosa contribución a mi
formación profesional, con su consejo y guía.
A mi familia por los años compartidos y porque gracias a ellos he logrado culminar esta
etapa de mi vida.
A mis amigos y compañeros universitarios, por compartir juntos tantas alegrías y tristezas.
A todos los que he conocido en mi paso por este templo del saber, que a todos nos brinda la
oportunidad de crecer como personas y como profesionales.
Y a Dios por su ayuda y guía...
v
TABLA DE CONTENIDO
Pág.
LISTA DE TABLAS…………………………………………………………………….....ix
LISTA DE FIGURAS……………………………………………………………………....xi
RESUMEN ………………………………………………………………………………xvi
1 INTRODUCCIÓN.......................................................................................................... 1
2 REVISIÓN HISTÓRICA DE SU DESARROLLO ....................................................... 3
3 HERRAMIENTAS DEL SISTEMA DE REGISTRO MIENTRAS SE PERFORA,
LWD ........................................................................................................................ 19
3.1 HERRAMIENTA DE DENSIDAD ......................................................................... 19
3.1.1 Herramienta de densidad de la empresa SPERRY SUN, SLD................................. 20
3.1.2 Herramienta de densidad de la empresa SCHLUMBERGER, CDN. ...................... 22
3.1.3 Herramienta de densidad de la empresa SCHLUMBERGER, ADN. ...................... 28
3.2 HERRAMIENTAS DE NEUTRÓN LWD .............................................................. 34
3.2.1 Herramienta de Neutrón 1. ....................................................................................... 34
3.2.2 Herramienta de Neutrón Porosidad de la empresa SPERRY SUN, CNØ. ............... 37
3.2.3 Herramienta de Neutrón Térmico Compensado, CNT. ............................................ 39
vi
3.3 HERRAMIENTA DE RAYOS GAMMA ............................................................... 40
3.4 HERRAMIENTAS DE RESISTIVIDAD................................................................ 42
3.4.1 Herramienta de Resistividad de Propagación de Onda Electromagnética, EWR..... 45
3.4.2 Herramienta de Resistividad tipo “LATEROLOG”. ................................................ 51
3.5 HERRAMIENTA SONICA LWD ........................................................................... 57
4 SISTEMAS DE TELEMETRIA .................................................................................. 62
4.1 GENERALIDADES................................................................................................. 63
4.1.1 Sistema de pulsos de presión en el lodo. .................................................................. 64
4.1.2 Sistemas electromagnéticos. ..................................................................................... 66
4.1.3 Sistemas a cable. ....................................................................................................... 68
4.1.4 Sistemas acústicos. ................................................................................................... 69
4.2 SISTEMA DE TELEMETRIA MAS UTILIZADO EN LA ACTUALIDAD ........ 71
4.2.1 Pulso Positivo de presión en el lodo. ........................................................................ 72
4.2.2 Pulso Negativo de Presión en el lodo. ...................................................................... 73
4.2.3 Onda Continua de Presión en el lodo. ...................................................................... 75
5 TIPO DE INFORMACIÓN PROPORCIONADA POR LAS HERRAMIENTAS
LWD ........................................................................................................................ 78
5.1 ANÁLISIS DE POZOS BASADOS EN LA COMPARACIÓN DE DATOS DE
REGISTROS LWD, A CABLE Y LAD .................................................................. 79
5.2 EVALUACIÓN DE POTENCIALES ZONAS PRODUCTORAS DE
HIDROCARBUROS, PETRÓLEO Y/O GAS, Y AGUA ....................................... 82
vii
5.3 DETECTAR APROXIMACIÓN A LIMITES DE CAPAS .................................... 89
5.4 DETECTAR INVASIÓN TEMPRANA EN ZONAS PERMEABLES.
COMPARACIÓN DE REGISTROS A CABLE Y LWD PARA
IDENTIFICACIÓN DE PERFILES DE INVASIÓN. ............................................. 94
5.5 DETERMINAR LA LONGITUD DE LA INVASIÓN. ........................................ 100
5.6 TIMONEO SUBTERRÁNEO GEOLÓGICO DEL POZO, “GEOSTEERING” .. 102
5.7 ESTIMACIÓN DE LITOLOGÍA........................................................................... 106
5.8 GUIAR DENTRO DE OBJETIVOS HORIZONTALES COMPLEJOS .............. 109
5.9 CORRELACIÓN DE LA FORMACIÓN .............................................................. 111
5.10 DETERMINACIÓN CUALITATIVA DE VARIACIONES EN LA
PERMEABILIDAD DE LA FORMACIÓN.......................................................... 113
6 COMPARACIÓN DE LOS SISTEMAS DE REGISTRO LWD Y A CABLE ........ 117
6.1 MUESTREO, MANEJO Y TRANSMISIÒN DE DATOS ................................... 119
6.2 DIFERENCIAS EN EL DISEÑO DE LA HERRAMIENTA ............................... 123
6.2.1 Diferencias en la física de la herramienta. .............................................................. 123
6.2.2 Condiciones estándar para el sensor. ...................................................................... 131
6.3 DIFERENCIAS EN LAS CONDICIONES DEL POZO....................................... 133
6.3.1 Diámetro del pozo y “standoff”. ............................................................................. 133
6.3.2 Propiedades del lodo............................................................................................... 140
viii
6.4 DIFERENCIAS EN LAS CONDICIONES DE LA FORMACIÓN...................... 141
6.4.1 Efectos de invasión. ................................................................................................ 142
6.4.2 Efectos de alteración de la arcilla. .......................................................................... 144
6.5 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS SISTEMAS DE REGISTRO LWD ... 155
7 CONCLUSIONES...................................................................................................... 160
8 RECOMENDACIONES ............................................................................................ 162
BIBLIOGRAFIA 163
ANEXO 1. GLOSARIO 173
ix
LISTA DE TABLAS
TABLA Pág.
1. Métodos básicos para evaluación de la formación. ........................................................... 5
2. Tipos de registros o medidas para evaluación de la formación y su prioridad.................. 6
3. Número de empresas que prestan servicios de LWD y número de herramientas LWD
disponibles por año....................................................................................................... 13
4. Información relativa al sensor de rayos gamma LWD para los años de 1993, 1994, 1996
y 1998. .......................................................................................................................... 14
5. Información relativa al sensor de resistividad LWD para los años de 1993, 1994, 1996 y
1998. ............................................................................................................................. 15
6. Información relativa al sensor de Densidad LWD para los años de 1993, 1994, 1996 y
1998. ............................................................................................................................. 16
7. Información relativa al sensor de Neutrón LWD para los años de 1993, 1994, 1996 y
1998. ............................................................................................................................. 17
8. Especificaciones para las medidas de la herramienta de lito-densidad estabilizada. ...... 22
x
9. Especificaciones para la medida de la herramienta de neutrón porosidad compensado
LWD. ............................................................................................................................ 38
10. Especificaciones para la herramienta de neutrón térmico compensado, CNT .............. 40
11. Especificaciones para una herramienta de rayos gamma LWD. ................................... 42
12. Sistemas básicos de medición mientras se perfora. ....................................................... 64
13. Ventajas y desventajas de los diferentes sistemas de comunicación fondo de pozo-
superficie. ..................................................................................................................... 70
14. Comparación de las condiciones de la formación durante el registro. ........................ 142
15. Ilustración de los efectos de invasión sobre la formación. .......................................... 143
xi
LISTA DE FIGURAS
FIGURA Pág.
1. Herramienta de densidad LWD de la empresa Sperry Sun. ............................................ 20
2. Configuración mecánica de la herramienta de densidad CDN........................................ 23
3. Herramienta de densidad azimutal, ADN........................................................................ 30
4. Configuración de la herramienta de neutrón. .................................................................. 35
5. Configuración de la herramienta de neutrón porosidad compensado CNØ. ................... 39
6. Diagrama esquemático del sensor de rayos gamma mostrando los dos grupos de
detectores. ..................................................................................................................... 41
7. La porción del espectro magnético útil para el registro de resistividad. ......................... 44
8. Configuración básica de la herramienta de resistividad por propagación de onda
electromagnética. .......................................................................................................... 46
9. Herramienta de resistividad de propagación de onda electromagnética ó EWR............. 47
10. Herramienta de resistividad de propagación de onda electromagnética, última versión.
...................................................................................................................................... 51
xii
11. Herramientas de resistividad tipo laterolog. .................................................................. 53
12. Principio físico de funcionamiento de la herramienta sónica LWD............................... 59
13. Componentes del sistema de telemetría electromagnético. ........................................... 67
14. Componentes principales de un sistema telemetría a cable............................................ 69
15. Sistema de telemetría por pulsos de presión positivos en el lodo. ................................ 73
16. Sistema de telemetría por pulso negativo de presión en el lodo.................................... 75
17. Sistema de telemetría por onda continua de presión en el lodo o sistema tipo sirena... 76
18. Evaluación del pozo A-5, arena YC, con registros de resistividad y neutrón MWD y
densidad neutrón a cable............................................................................................... 81
19. Diferencias en los registros neutrón porosidad LWD con el tiempo permiten determinar
contactos de fluidos. ..................................................................................................... 83
20. Efecto de la disminución de la relación gas/petróleo sobre el registro de neutrón
porosidad LWD con el tiempo...................................................................................... 84
21. Comparación del registro de resistividad LWD por la técnica de progresión de tiempo.
...................................................................................................................................... 85
22. Comparación del registro de resistividad LWD por la técnica de progresión de tiempo.
...................................................................................................................................... 86
xiii
23. Confirmación de la presencia de hidrocarburos movibles en una arena productora de
baja resistividad por comparación de registros de resistividad a cable y LWD........... 87
24. Detección de los límites de capas por medio de la respuesta de la herramienta de rayos
gamma enfocados. ........................................................................................................ 90
25. Conos de polarización. .................................................................................................. 91
26. Cambio de fase contra la atenuación de la amplitud. .................................................... 93
27. Perfil de invasión de una arena gasífera. ....................................................................... 95
28. Perfil de invasión de una arena petrolífera. ................................................................... 96
29. Perfil de invasión de una arena acuífera. ....................................................................... 97
30. Cambios en el perfil de invasión de una arena acuífera. ............................................... 98
31. Perfiles de invasión: arena gasífera contra una arena petrolífera. ................................ 99
32. Medida de resistividad por propagación de onda electromagnética de profundidad de
investigación profunda sin obtener el valor de la resistividad verdadera................... 101
33. Registro CDR/CDN de un pozo horizontal. ................................................................ 103
34. Vista simplificada del pozo a través de las formaciones yacimiento. ......................... 104
35. Cálculo del buzamiento estructural aparente a lo largo del pozo. ............................... 105
xiv
36. Comparación de los registros de las herramientas de resistividad de inducción de alta
resolución y de onda electromagnética compensada, rayos gamma y direccionales. 107
37. Evaluación de la formación de los registros en la Figura 36....................................... 108
38. Trazo del registro de rayos gamma en tiempo real, mostrando la correlación entre las
secciones de alto ángulo y de alto ángulo invertido del pozo 1. ................................ 110
39. Correlación de un registro de rayos gamma enfocado MWD con un registro de rayos
gamma enfocado a cable en profundidad vertical verdadera. .................................... 112
40. Variaciones de permeabilidad. .................................................................................... 114
41. Ejemplo de los valores de resistividad enfocada LWD obtenidos bajo diferentes
condiciones de muestreo............................................................................................. 122
42. Esquema del camino de atenuación que siguen los rayos gamma desde la formación
hasta la sonda de registro............................................................................................ 126
43. Comparación de los valores de la constante dieléctrica para diferentes tipos de
formaciones. ............................................................................................................... 129
44. Variación de las constantes dieléctricas con el volumen de arcilla. El volumen de
arcilla es la suma de todos los tipos de arcillas. ......................................................... 129
45. Factor de corrección para la herramienta de rayos gamma por efectos del alargamiento
del pozo. ..................................................................................................................... 132
46. Efecto de la condición del pozo sobre las herramientas de densidad a cable y LWD. 134
xv
47. Comparación de los ambientes de pozo para las herramientas de densidad y neutrón
LWD y a cable. ........................................................................................................... 135
48. “Standoff” de la herramienta de densidad y neutrón LWD en un pozo horizontal. .... 138
49. “Standoff” de la herramienta de densidad y neutrón a cable en una operación de
perforación.................................................................................................................. 138
50. Comparación de una herramienta de densidad LWD y una a cable en un pozo inestable.
.................................................................................................................................... 139
51. Modelos de arcilla laminar, estructural y dispersa. ..................................................... 145
52. Registro de Rayos Gamma a cable y MWD................................................................ 148
53. Comparación de dos registros LWD, obtenidos mientras se escarea el pozo de prueba
de Halliburton en el campo Forth Worth, y un registro a cable. ................................ 150
54. Evaluación del pozo A-5, arena YC, con registros de resistividad y neutrón MWD y
densidad neutrón a cable............................................................................................. 152
55. Comparación entre un registro LWD y un registro a cable corridos en un pozo
inestable. ..................................................................................................................... 154
xvi
RESUMEN
La tecnología de registro mientras se perfora o LWD, por las siglas en inglés “Logging
While Drilling”, es la tecnología de tomar medidas de las propiedades de las formaciones
mientras se esta construyendo el pozo. El desarrollo histórico de la tecnología se inicia con
el desarrollo de las primeras herramientas MWD, por las siglas en inglés “Measurement
While Drilling” para evaluación de las formaciones, las herramientas de resistividad corta
normal y rayos gamma MWD, las cuales se utilizaron para evaluación cualitativa de las
formaciones. Los avances posteriores permitieron la introducción de nuevas herramientas
de resistividad, las cuales se basan en la propagación de ondas electromagnéticas,
herramientas de rayos gamma que permiten la medición de la radiactividad de las
formaciones, herramientas de densidad, neutrón y sónica, con las cuales se constituye un
conjunto básico de medidas para la evaluación de las formaciones.
Para el desarrollo de las diferentes herramientas de la tecnología LWD, se han tenido en
cuenta los principios físicos de funcionamiento de algunas de las herramientas de registro a
cable, por ejemplo para las herramientas de resistividad se han desarrollado algunos diseños
basados en la resistividad corta normal y la resistividad por propagación de onda
electromagnética, para la herramienta de rayos gamma la medida se basa en la medida de la
radiactividad natural emitida por las formaciones, para la herramienta de neutrón la medida
se basa en la dispersión que sufren los neutrones emitidos por la herramienta al chocar con
los núcleos de los átomos de las formaciones registradas, especialmente por los núcleos de
los átomos de hidrógeno de los fluidos que llenan los espacios porosos.
xvii
Adicionalmente cambios en los diseños de las herramientas para poder hacerlas útiles en
los procesos de perforación tales como la adecuación de un estabilizador a las herramientas
de densidad y neutrón en vez del patín que utilizan las herramienta de densidad y neutrón a
cable y un nuevo diseño para la herramienta sónica LWD que le permite medir aun bajo las
condiciones de ruido adversas que se encuentran en estos ambiente de fondo de pozo.
La información recopilada de las herramientas LWD se graba en la memoria y una parte de
ella se envía a superficie en tiempo real por un sistema de telemetría, onda
electromagnética, cable, sónico ó pulsos de presión en el lodo hasta la superficie para la
evaluación de la formación en tiempo real.
Contar con toda esta información en tiempo real ha permitido el desarrollo de procesos
tales como la geonavegación o construcción del pozo, utilizando la información de las
propiedades de las formaciones perforadas para ubicarlo en la posición óptima con respecto
a los límites de capas o contactos de fluidos. Esto además ha permitido la realización de
procesos de perforación mas seguros y eficientes.
La comparación de toda esta información registrada con las herramientas LWD contra las
medidas obtenidas con las herramientas a cable y las medidas obtenidas de muestras de las
formaciones perforadas, ha permitido validar la utilidad de este nuevo sistema de registro
permitiendo entre otras la determinación de perfiles de invasión, correlación entre pozos y
ubicación de contactos de fluidos.
Esta tecnología permite visualizar el ambiente del pozo durante el proceso de la operación
de perforación, lo cual no podía hacerse con las herramientas de registro a cable; además
permite la evaluación de las formaciones por comparación de información obtenida a
diferentes tiempos, durante y después de la perforación de una sección del pozo y luego de
finalizar toda la operación de perforación; esta información ayuda a entender las
propiedades de las formaciones que están siendo y que han sido perforadas.
1
1 INTRODUCCIÓN
Las operaciones actuales de perforación corresponden a megaproyectos los cuales implican
procesos de planificación, realización y evaluación, que se conciben teniendo en mente un
horizonte de tiempo no mayor a 10 años. Esto implica tener en mente desde el nacimiento
del proyecto, el uso de tecnologías que permitan obtener información exacta y confiable de
las formaciones que se atraviesan en busca de la roca yacimiento. Una de ellas que se está
utilizando actualmente es la tecnología de registro mientras se perfora o LWD, la cual
permite la evaluación de las formaciones objetivo en tiempo real mientras se esta
perforando el pozo.
Esta tecnología, junto a otras entre las cuales se pueden destacar la tecnología MWD o de
toma de medidas mientras se perfora además del desarrollo de nuevos equipos especiales
para las operaciones de perforación ha permitido la realización de procesos de perforación
direccional y horizontal mas seguros y eficientes, lo cual ha implicado también el
renacimiento de algunos yacimientos maduros y el incremento en la productividad de los
nuevos yacimientos.
El conocimiento del desarrollo histórico de estas tecnologías, además de los principios
físicos de funcionamiento de las herramientas permite tener una visión de las aplicaciones
principales que ella tiene y que podría tener, además de permitir comparaciones de las
respuestas obtenidas con respecto a las tecnologías en las que ella pueda estar basada, para
poder determinar su utilidad real.
2
Las aplicaciones presentes permiten entre otras la geonavegación o construcción del pozo
por navegación a través de las formaciones en función de la litología que se esta
atravesando, la determinación de perfiles de invasión, la identificación de contactos de
fluidos tales como gas/aceite, agua/petróleo y gas/petróleo, la ubicación de puntos de
corazonamiento y de revestimiento mientras se esta perforando, la determinación de la
presencia de fracturas además de las tradicionales evaluación de la resistividad verdadera y
determinación de las saturaciones de agua, petróleo y gas, etc.
Las aplicaciones a futuro implican poder desarrollar nuevas herramientas que permitan
ampliar el horizonte reducido de aplicaciones que actualmente se posee, además de poder
desarrollar técnicas tendientes a enfrentar las desventajas que actualmente presentan en
términos de que se enfrentan a un ambiente hostil en el cual no siempre se puede garantizar
la obtención de la respuesta exacta que permita la evaluación real de las formaciones.
Se tiene entonces una muy buena herramienta que puede constituirse en una alternativa a
los registros a cable, técnica que ha sido desarrollada por mas de Cuarenta años, la cual se
utiliza en todos los pozos del mundo para evaluación de las formaciones durante toda la
vida productiva de los pozos. Esta realmente es la visión que ha motivado el desarrollo de
la tecnología LWD y en muchas partes del mundo lo ha logrado, gracias a que ha
combinado el estado del arte de los sensores con la rugosidad de un collar de perforación,
lo que le permite hacer parte del ensamblaje de fondo de pozo durante las operaciones de
perforación.
Este trabajo se une a los Trabajos Dirigidos de Grado de los ingenieros Francisco Javier
Sinisterra M. y Lina Marcela Marín respectivamente, los cuales intentan dar una mirada a
lo que son las tecnologías MWD y LWD en sus fundamentos básicos y aplicación en
campo. Esto presenta una nueva tendencia de desarrollo de Trabajos Dirigidos de Grado
tendientes a la presentación de las nuevas tecnologías que constituyen el estado del arte del
desarrollo tecnológico dentro del área de ingeniería de petróleos.
3
2 REVISIÓN HISTÓRICA DE SU DESARROLLO
La revisión histórica muestra el desarrollo de la tecnología de toma de registros mientras se
perfora o LWD, por las siglas en inglés “Logging While Drilling”, desde el momento en
que solo era considerada como una alternativa que permitía hacer los procesos de
perforación mas seguros y eficientes. Presenta una clasificación que considera la necesidad
de tecnologías que permitan tomar medidas en tiempo real, lo cual lleva implícitamente al
desarrollo de la tecnología LWD. De un modo muy general se describen las herramientas,
en aspectos tales como el tipo de medida registrada, los problemas enfrentados para el
desarrollo de la herramienta en cuestión y los presentados cuando ya ha sido
comercializada.
La tecnología de tomar medidas mientras se perfora o MWD, por las siglas en inglés
“Measurement While Drilling”, es la tecnología de tomar medidas relacionadas con la
perforación, medidas direccionales y del ambiente de pozo y transmitirlas en tiempo real
hasta superficie. Registrar mientras se perfora o LWD, es la tecnología de medir las
propiedades de la formación mientras se perfora; por tanto las medidas LWD son realmente
una parte especializada de las medidas MWD, las cuales brindan solo medidas de las
propiedades de las formaciones. A continuación se presenta en forma general lo que ha
sido el desarrollo de la tecnología LWD, la cual está basada en gran parte en el desarrollo
de la tecnología MWD.
Debido a que las herramientas LWD son instrumentos para evaluación de la formación que
registran los datos en su memoria y deben pasar estos datos a la herramienta MWD, para su
transmisión a superficie en tiempo real, resulta pertinente destacar que el desarrollo
4
histórico de la tecnología LWD comienza exactamente con la aparición de la primera
herramienta MWD para evaluación de la formación.
Durante los años setenta se inició una exhaustiva investigación sobre métodos que
permitieran realizar las operaciones de perforación de una forma más segura y barata; esto
se origina por el incremento en la actividad costa fuera, las profundidades de perforación y
el rápido incremento de los costos. La necesidad de perforar de una manera más barata y
segura abría un nuevo mercado, el de la toma de información de las formaciones perforadas
en fondo de pozo y transmisión de esta información hasta superficie en tiempo real desde la
broca.
Se proyectaban entonces dos categorías básicas de servicios a desarrollar: perforación
segura y eficiente y el registro en tiempo real para evaluación de la formación. La primera
categoría era de alta prioridad y pretendía dar importancia a los procesos de control de
pozos, control y monitoreo direccional y a la optimización de la perforación; la segunda
constituía uno de los mecanismos que permitiría hacer viable la primera categoría; de estas
dos las empresas y los ingenieros dieron mayor énfasis inicialmente al control y monitoreo
direccional.43
Adicionalmente, se inicio la investigación sobre los diferentes sistemas de telemetría:
acústicos, a cable, electromagnéticos y por pulsos de presión en el lodo que fueran útiles
para obtener en superficie los datos del ambiente de perforación y de las formaciones
perforadas en tiempo real, desde fondo de pozo.44
Se consideraba, y era así, que la tecnología existente estaba limitada a la evidencia
superficial de la efectividad de la perforación. Las medidas de parámetros de perforación y
de las propiedades del fluido de perforación eran útiles para predecir propiedades tales
como presiones anormales antes que se presentara un problema de control de pozo.43 El
corazonamiento, las pruebas “Drill Stem Test” o DST, los registros de lodos y los registros
a cable se presentaban como los métodos básicos para evaluación de la formación.
5
A continuación se presenta en forma de tabla, Tabla 1, cada uno de estos métodos en
términos de su objetivo además de algunas de sus ventajas y desventajas. Esto permite
tener una visión sobre cual de los métodos era el que podía ser mas útil al proceso de
evaluación de la formación en tiempo real, lo cual brinda una idea sobre hacia donde debían
tender los futuros desarrollos.
TABLA 1. Métodos básicos para evaluación de la formación.
Método Objetivo Ventajas Desventajas Corazonamiento Tomar una muestra de las
formaciones de interés para evaluación de propiedades tales como permeabilidad, porosidad y saturación de fluidos.
Evaluación detallada de las propiedades de las formaciones.
La operación puede ser lenta y requiere una decisión ciega de cuando empezar y parar la operación.
Un viaje se requiere para instalar la broca corazonadora y el barril corazonador y de nuevo recuperar el “corazón”.
La longitud del “corazón” que puede ser cortada y recuperada durante una corrida de la broca es limitada.
Pruebas DST Obtener fluidos de la formación.
Obtiene fluidos de la formación sin sacar la tubería.
Pruebas costosas y lentas. Requieren parar la
operación de perforación para poder realizarlas.
Registros de Lodos Análisis del fluido de perforación para detectar hidrocarburos, los cuales entran al lodo por medio de los cortes de perforación y/o las formaciones adyacentes.
Permite obtener una indicación de los fluidos nativos de las formaciones que están siendo perforadas.
La respuesta en términos de tiempo de este sistema es lenta.
Registros a Cable Identificar y evaluar las formaciones penetradas por la broca.
Permiten obtener medidas de las propiedades de las formaciones.
Evaluación cualitativa y cuantitativa de las formaciones.
Evaluación de las formaciones posterior al proceso de perforación.
Medidas afectadas por problemas de degradación de las paredes del pozo y por la invasión por filtrado de lodo.
Como consecuencia de las desventajas ya descritas de cada uno de los métodos disponibles
para la evaluación de las formaciones y teniendo en cuenta que se pretendía tener una
6
operación de perforación mas segura y eficiente, la información en tiempo real se constituía
como el método que permitiría hacer viable una rápida evaluación de las formaciones, y por
tanto, permitía tener un proceso de perforación mas seguro y eficiente en términos de la
operación misma y de los costos asociados.
Los tipos de registros y su prioridad estaban establecidos del modo que se muestra en la
Tabla 2. Los tipos de registros aquí enunciados están relacionados con la litología, las
propiedades de los fluidos en el pozo, las fracturas y la geometría del pozo, cada uno de los
cuales comprende un conjunto adicional de medidas.43 Esta prioridad se basa en las
propiedades que se consideraban básicas para la evaluación exacta de la formación.
TABLA 2. Tipos de registros o medidas para evaluación de la formación y su prioridad.43
Tipo Prioridad Propiedades de las formaciones. Litología Porosidad Permeabilidad Densidad de la roca Componentes minerales Radiactividad natural Buzamiento Profundidad de la formación y espesor Correlación Propiedades mecánicas Propiedades magnéticas Estado de esfuerzos
Alta Alta Alta
Moderada Moderada
Alta Moderada
Alta Alta
Moderada Moderada Moderada
Propiedades de los fluidos de perforación. Tipo Saturación Salinidad Densidad Profundidad de invasión Presión de poro Flujo de fluidos Minerales disueltos
Alta Alta Alta
Moderada Alta
Moderada Moderada
Baja Fracturas Ubicación Buzamiento
Alta
Moderada Geometría del pozo Indicador de tamaño y forma
Alta
7
Esta clasificación de los registros permitía ver la tendencia sobre la cual se debía enmarcar
el futuro desarrollo de las tecnologías MWD y LWD.
Lo que se puede observar de la Tabla 2, es que los desarrollos debían propender por
producir herramientas que permitieran tener medidas de litología, permeabilidad,
porosidad, radiactividad de la formación, profundidad y espesor de la formación
productora, forma y tamaño del pozo, profundidad de invasión, ubicación de fracturas y el
tipo, cantidad y salinidad de los fluidos de perforación y de la formación además de
permitir la correlación entre pozos.
Toda esta información debía estar disponible para pozos que no podían ser registrados
convencionalmente. El conocimiento de las características de la formación es de gran
ayuda para los geólogos y los ingenieros de perforación mientras el pozo esta siendo
perforado. Sin embargo, se pensaba que no se debía esperar que las medidas para
evaluación de las formaciones, mientras se perfora, reemplazaran los registros
convencionales, debido principalmente a la complejidad de los sistemas requeridos para
obtener un registro detallado de un pozo, como también al alto grado de sofisticación y
sensibilidad de los sistemas de registro a cable de esa época.43
Una ventaja de obtener información preliminar de la formación es el mejoramiento en la
planeación de los trabajos de corazonamiento y registro. Estos programas pueden ser muy
útiles y tener una mejor relación costo/beneficio en la evaluación de la formación.
Durante el año de 1981 se reporta el uso, en el golfo de México y en el Mar del Norte, de
sistemas MWD que incluyen medidas de rayos gamma y resistividad de la formación,
información que sería utilizada para evaluación de la formación, correlación, determinación
de presiones anormales y control de la perforación.2 Las medidas de rayos gamma se
utilizaban para medir la radiactividad de la formación por medio de un detector tipo
centelleómetro. La medida de resistividad se realiza con un sistema de electrodo medidor
8
normal corto de 16 pulgadas el cual va montado en una porción aislada del collar MWD.
Estas herramientas para evaluación de las formaciones se utilizan en la perforación de
pozos de desarrollo de alta inclinación en la Costa del Golfo donde es difícil y algunas
veces imposible correr servicios a cable en hueco abierto.77 Al comparar estas medidas de
rayos gamma y resistividad de los sistemas MWD con los correspondientes servicios de
registro a cable, se observaba un excelente ajuste en las curvas registradas y por tanto en la
respuesta de los dos sistemas.77
Durante el año de 1983 se hizo comercial la primera herramienta de resistividad de
propagación de onda electromagnética MWD.16 Esta herramienta se populariza
rápidamente sobre las herramientas de resistividad normal corta MWD, debido a su buena
resolución de capa y habilidad para proveer registros de alta calidad bajo un amplio rango
de condiciones de pozo. Esto llevo a una ampliación de las aplicaciones de los registros de
resistividad por ondas electromagnéticas.6
Las resistividades de preinvasión MWD obtenidas con las herramientas de resistividad de
onda electromagnética se prefieren, en algunos casos, sobre los registros de inducción dual
corridos días después de la penetración de la broca. La buena resolución vertical de los
sensores de propagación electromagnética permite la medida directa de la resistividad
verdadera en capas delgadas y en pozos desviados en los que se crean incertidumbres
inherentes en los resultados luego de corregir los registros de inducción a cable con cartas
de corrección. Los sensores de propagación electromagnética se corrieron después de
perforar pozos problemáticos donde era imposible o poco práctico obtener en forma normal
registros a cable. En estos casos, la invasión estaba presente, pero su efecto no se tuvo en
cuenta.6
Para enfrentar el problema relacionado con la profundidad de invasión de la formación,
algunas herramientas de propagación de onda electromagnética con una, tres, cuatro y hasta
cinco antenas emisoras y dos antenas receptoras se han comercializado.11,21,6,57,58,7 El
número de antenas emisoras determina las profundidades de investigación, es así como una
9
antena produce una profundidad de investigación, tres antenas producen tres profundidades
de investigación, somera, media y profunda; y cuatro antenas producen cuatro
profundidades de investigación extra somera, somera, media y profunda. En resumen, los
espaciamientos transmisor-detector han sido definidos de tal manera que la lectura directa
de la resistividad verdadera pueda obtenerse al mismo tiempo que un perfil de la invasión.
Estas habilidades que presentan las herramientas de resistividad de propagación de onda
electromagnética han hecho que sean consideradas como un servicio de igual y aun mejor
calidad que los servicios de resistividad a cable y por tanto puedan ser un sustituto
confiable de estos servicios.7
Luego de contar con los servicios de rayos gamma y resistividad MWD se continuo el
desarrollo de nuevas herramientas buscando tener un conjunto básico y mínimo de medidas
para garantizar la evaluación de la formación. Para ello se buscaron tres herramientas mas:
densidad, neutrón y sónica. Las limitaciones en su desarrollo eran: el conjunto collar-
herramienta debe actuar primero como un collar de perforación antes que como una
herramienta para evaluación de la formación, adicionalmente la herramienta debe operar
mientras rota y permitir al ensamblaje en fondo de pozo estar configurado para cumplir con
los requerimientos de perforación direccional, es decir poder medir estando centrada o no
en el pozo sin que se afecte el desarrollo de la operación de perforación.65,46,28
Estos requerimientos no permitieron la directa adaptación de los diseños de las
herramientas de densidad y sónica convencionales a las configuraciones MWD. Los
ambientes MWD, no permitían el contacto directo del patín requerido por las herramientas
de densidad a cable, mientras que la transmisibilidad acústica del collar de perforación y el
ruido inherente en los ambientes de perforación complicaban bastante las medidas
acústicas. Sin embargo, un diseño de herramienta de neutrón compensado convencional se
adapto muy bien a estos requerimientos y aun se benefició de algunos características de los
ambientes MWD tales como las bajas velocidades de registro, el desplazamiento de lodo
10
por el collar de perforación debido a su diámetro externo y las condiciones del pozo cuando
ha transcurrido poco tiempo desde que fue perforado.65
La configuración de esta herramienta de neutrón es la siguiente: la herramienta va ubicada
dentro de un collar de perforación y utiliza un detector tipo Geiger Mueller para medir los
rayos gamma emitidos por un átomo cuando captura neutrones y una fuente radioactiva de
neutrones recuperable a cable. Esta herramienta utiliza dos detectores ubicados
simétricamente con respecto a la fuente de neutrones, de modo que si la herramienta está
centralizada o está en rotación ambos detectores estén recibiendo el mismo flujo de rayos
gamma. Esta medida se compensa gracias al uso de los dos detectores, ya que el promedio
de los conteos de los dos permite reducir las variaciones estadísticas propias de este tipo de
medición.65
El gran problema que no permite el uso confiable de la herramienta de neutrón se presenta
cuando el pozo tiene un diámetro mucho mayor que la herramienta, lo cual hace que la
separación del sensor con respecto a la pared del pozo sea apreciable. Este fenómeno se
conoce como “standoff” y produce un efecto adverso sobre la medida que se está
realizando, dado que el fluido de perforación atenúa la señal que se emite y la que se recibe.
Este efecto debe tenerse en cuenta en el proceso de compensación de las medidas
realizadas.16, 71 Diseños posteriores han enfrentado este problema con el uso de “caliper”
ultrasónicos con los cuales se puede conocer el estado mecánico del pozo y así compensar
las medidas por alargamiento del pozo.20, 47
Durante el año de 1987, se reporta en la literatura la existencia de una herramienta de
densidad MWD la cual presentaba problemas de adaptación del diseño a los ambientes
MWD. El problema básico era que no se podía construir con un patín o brazo mecánico
unido a ella, ya que éste no se podría utilizar durante la operación de perforación. Entonces
se decidió construir una herramienta similar a la de neutrón pero como una herramienta de
densidad. Esta herramienta también presentó problemas de compensación por “standoff”,
11
pero rápidamente fue eliminado este problema con la solución dada para la herramienta de
neutrón: un “caliper” ultrasónico.
Adicional a las soluciones de utilizar “caliper” ultrasónicos se han desarrollado técnicas
para reducir el “standoff” por métodos estadísticos. Estos métodos han presentado algún
éxito, pero requieren procesamiento posterior de los datos de la memoria y algunos no
deben ser utilizados en fondo de pozo mientras se registra en tiempo real. Uno de estos
métodos fue reportado durante el año de 1995, es el método de peso del “standoff”
dinámico LWD, el cual da peso o mucho valor a las medidas de densidad y neutrón cuando
el “standoff” es muy pequeño y suprime los datos tomados cuando el “standoff” es muy
grande. Debido a que los cambios de “standoff” son muy rápidos, este proceso debe ser
desarrollado en la herramienta LWD en el fondo del pozo, mientras ella está rotando.47
La mas reciente adquisición en los sistemas de registro LWD es la aparición de una
herramienta sónica. La cual consta de dos transmisores y cuatro receptores y emite una
señal que viaja a través del fluido de perforación pasa a la formación y regresa a la
herramienta, además de un “caliper” ultrasónico especial que permite compensar las
medidas por “standoff” y por estado mecánico del pozo. Esta herramienta presenta algunos
cambios con respecto al diseño de su contraparte de las herramientas a cable, estos cambios
se relacionan con los esfuerzos que debe soportar la herramienta, el ruido en las
operaciones de perforación y la recuperación de los datos.46, 28
Para soportar los esfuerzos generados durante los procesos de perforación esta herramienta,
al igual que las demás herramientas LWD, está ubicada dentro de un collar de perforación.
El ruido en las operaciones de perforación se reduce con un nuevo diseño que se denomina
aislador acústico de la herramienta y consiste en colocar los transmisores y receptores de
modo que estén rodeados por un material mas fuerte que el que se utiliza en las conexiones,
el cual permite reducir el ruido que genera el ambiente de perforación. La recuperación de
los datos implicó el desarrollo de algoritmos que permitieran procesar y determinar toda la
12
información en fondo de pozo, de modo que parte fuera almacenada en la memoria de
fondo de pozo y la otra parte enviada a superficie en tiempo real.46, 28
Cabe destacar que los desarrollos iniciales de todas las herramientas siempre han estado
orientados a collares de perforación con diámetros externos mayores a 7 pulgadas, y resulta
lógico, dado que estas herramientas deben funcionar primero como collares de perforación
que como herramientas para evaluación de las formaciones. Posteriores desarrollos,
permiten la adaptación de las herramientas a diámetros menores para su aplicación en
pozos de diámetro menor o “slimholes”, sin que esto implique una pérdida de calidad de la
medida registrada.
Con el desarrollo logrado hasta el momento en la tecnología LWD, se ha logrado construir
un conjunto básico de medidas que permite una evaluación bastante detallada del
yacimiento, además se ha logrado consolidar como un servicio que puede remplazar en
muchas situaciones a los servicios de registros a cable, especialmente en aplicaciones de
perforación direccional y horizontal.
A continuación se presenta información relacionada con el número de empresas que han
prestado servicios LWD desde el año de 1993, además de información relativa a las
herramientas de esta tecnología.
Para los años que no se ha presentado información, es decir 1992, 1995, 1997 y 1999, se
debe a que no se cuenta con esta información. Para el año de 1999 no se publicaron las
tablas de comparación MWD, bibliografía esencial que permite realizar la comparación que
a continuación se presenta.
La Tabla 3, contiene un resumen sobre el número de empresas que prestan servicios de
LWD por año y el tipo de servicios que ofrecen, clasificados dentro de dos tipos de sartas
básicos: una sarta 1 que comprende medidas direccionales, de rayos gamma y resistividad,
13
y, una sarta 2 que comprende además de las medidas de la sarta 1 medidas de densidad y/o
neutrón.
TABLA 3. Número de empresas que prestan servicios de LWD y número de herramientas LWD disponibles por año.
Año
1993 1994 1996 1998
Número de empresas que prestan servicios de LWD. 4 4 6 6
Número de herramientas del tipo sarta 1 disponibles. 4 5 9 4
Número de herramientas del tipo sarta 2 disponibles. 6 6 7 12
Número total de herramientas LWD disponibles en el mercado. 10 11 16 16
De la Tabla 3, se puede concluir que el número de herramientas al igual que el número de
empresas que prestan servicios de LWD se ha ido incrementando. Cabe destacar el
aumento en el número de herramientas que tratan de prestar servicios integrados, o el
conjunto básico de medidas mínimo para obtener una evaluación detallada de las
formaciones perforadas: la sarta de tipo 2 la cual pasa de poseer 7 herramientas en el año
de 1996 a 12 herramientas en el año de 1998.
A continuación se presenta un resumen de la información de las herramientas LWD de
rayos gamma, resistividad, densidad, neutrón para los años de 1993, 1994, 1996 y 1998
extraída de las tablas de comparación MWD publicadas durante estos años. En estos
artículos se presenta toda la información como herramientas MWD, pero todos las
herramientas reportadas allí cuya función es la evaluación de las formaciones son las
utilizadas en la tecnología LWD.34, 74, 22, 1
Cabe destacar que la información que se presenta es para herramientas que componen una
sarta MWD que consta de medidas direccionales, dirección e inclinación del pozo y/o
dirección de la herramienta en el pozo, medidas de rayos gamma y resistividad u otra sarta
con estas mismas medidas y adicional medidas de densidad y neutrón.
14
En el glosario que se presenta en el anexo 1 se define la mayoría de los términos
desconocidos que son relacionados en estas tablas y en el texto, además de algunos
términos relacionados con la tecnología MWD.
Se presentan cuatro tablas mas, Tablas 4, 5, 6 y 7, en las que se muestra información
relativa a cada uno de las herramientas de densidad, rayos gamma, neutrón y resistividad
para las cuales se reporta información en las referencias bibliográficas 1, 22, 74 y 75. La
herramienta de registro sónico no se presenta pues ella no se reporta en estas tablas de
comparación.
En las Tablas 4 y 5, la información relativa a la herramienta de rayos gamma y resistividad
LWD, contienen la siguiente información por año: el tipo de detector que utiliza, las
medidas registradas y si las medidas se graban en fondo de pozo y además pueden ser
enviadas en tiempo real hasta superficie.
TABLA 4. Información relativa al sensor de rayos gamma LWD para los años de 1993, 1994, 1996 y 1998.1, 22, 74, 75
Herramienta de Rayos Gamma Año 1993 1994 1996 1998
Tipo de detector
Centelleómetro, Geiger Mueller
Centelleómetro, Centelleómetro de NaI, Geiger Mueller.
Centelleómetro, Centelleómetro de NaI
Centelleómetro, Centelleómetro de NaI.
Medidas registradas
Rayos Gamma API, Rayos Gamma API aparente, Rayos Gamma API aparente Dual, Rayos Gamma Espectral, Cantidades de Torio, Uranio y Potasio
Rayos Gamma API, Rayos Gamma API aparente, Rayos Gamma API aparente Dual, Cantidades de Torio, Uranio y Potasio.
Rayos Gamma API, Rayos Gamma API aparente, Rayos Gamma Espectral, Cantidades de Torio, Uranio y Potasio.
Rayos Gamma API, Rayos Gamma API azimutal, Rayos Gamma API aparente, Rayos Gamma Espectral, Cantidades de Torio, Uranio y Potasio
Grabadas Sí Sí Sí Sí Medidas Tiempo real Sí Sí Sí Sí
15
De la Tabla 4, cabe destacar el incremento en el número de tipos de detectores pasando de
tener dos en 1993 a tres en 1998.
TABLA 5. Información relativa al sensor de resistividad LWD para los años de 1993, 1994, 1996 y 1998. 1, 22, 74, 75
Herramienta de Resistividad Año 1993 1994 1996 1998
Tipo de detector
Normal corta de 16 pulgadas, Propagación de onda electromagnética de 1 y 2 MHz, Resistividad dual.
Normal corta de 16 pulgadas, Propagación de onda electromagnética de 1 y 2 MHz, Propagación dual de 2 MHz, Resistividad dual.
Normal corta de 16 pulgadas, Propagación de onda electromagnética de 1 y 2 MHz, Propagación dual de 2 MHz, Resistividad dual.
Normal corta de 16 pulgadas, Propagación de onda electromagnética de 1 y 2 MHz, Propagación dual de 2 MHz, Resistividad dual.
Medidas registradas
Resistividad Horizontal, Vertical, de desfase, de atenuación, corta normal de 16 pulgadas, lateral, de desfase derivada, de atenuación derivada, de múltiple fase, compensada por pozo y “caliper”.
Resistividad Horizontal, Vertical, de desfase, de atenuación, corta normal de 16 pulgadas, lateral, en la broca, azimutal, de espaciamiento dual, de múltiple fase.
Resistividad Horizontal, Vertical, de desfase, de atenuación, corta normal de 16 pulgadas, lateral, de desfase derivada, de atenuación derivada, de múltiple fase, compensada por pozo y “caliper”, en la broca, azimutal, de espaciamiento dual.
Resistividad Horizontal, Vertical, de desfase, de atenuación, corta normal de 16 pulgadas, lateral, de desfase derivada, de atenuación derivada, de múltiple fase, compensada por pozo y “caliper”, en la broca, azimutal, de espaciamiento dual.
Grabadas Sí Sí Sí Sí Medidas
Tiempo real Sí Sí Sí Sí
En la Tabla 5, se destacan los mismos factores para los sensores de rayos gamma, es decir
el incremento en el número de tipos de detectores que ha pasado de tener 3 en 1993 a tener
cuatro en 1998, lo cual también puede haber propiciado el incremento en el número de
medidas disponibles. Adicionalmente el uso de las herramientas de resistividad normal
corta, las cuales actualmente solo se utilizan para evaluación cualitativa de las formaciones
y correlación.
16
En la Tabla 6, la información relativa a la herramienta de densidad LWD, contiene la
siguiente información por año: el tipo de detector que se utiliza, las medidas registradas y si
las medidas se graban en fondo de pozo y pueden ser enviadas en tiempo real hasta
superficie. Debido a que la herramienta de densidad utiliza una fuente radiactiva se incluye
una información adicional relacionada con la recuperabilidad de esta fuente por medio del
uso de cable.
TABLA 6. Información relativa al sensor de Densidad LWD para los años de 1993, 1994, 1996 y 1998. 1, 22, 74, 75
Herramienta de Densidad Año 1993 1994 1996 1998
Tipo de detector
Centelleómetro, Geiger Mueller
Centelleómetro, Centelleómetro de NaI, Geiger Mueller.
Centelleómetro, Centelleómetro de NaI
Centelleómetro, Centello de NaI.
Medidas registradas
Delta de “caliper” o DCAL, densidad, densidad compensada por tamaño de pozo, densidad máxima, indicador de tamaño de pozo y factor fotoeléctrico
Delta de “caliper” o DCAL, densidad, densidad compensada por tamaño de pozo, densidad máxima, indicador de tamaño de pozo, factor fotoeléctrico y corrección por “standoff”
Delta de “caliper” o DCAL, densidad, densidad compensada por tamaño de pozo, densidad máxima, indicador de tamaño de pozo, factor fotoeléctrico y corrección por “standoff”
Delta de “caliper” o DCAL, densidad, densidad compensada por tamaño de pozo, densidad máxima, densidad azimutal de 16 sectores, densidad de cuatro cuadrantes, factor fotoeléctrico y corrección por “standoff”
Grabadas Sí Sí Sí Sí Medidas Tiempo
real Sí Sí Sí Sí
¿Es la fuente radiactiva
recuperable a cable?
Sí, solo para una herramienta de las disponibles en el mercado.
Sí, solo para una herramienta de las disponibles en el mercado.
Sí, solo para una herramienta de las disponibles en el mercado.
Sí, para cuatro herramientas de las disponibles en el mercado.
Los datos en la Tabla 6 muestran el incremento en el número de herramientas que permiten
que la fuente radiactiva pueda ser recuperada por medio del cable, pasando de una en 1993
a cuatro en 1998. También es importante el hecho que actualmente no se utilicen sensores
del tipo “Geiger Mueller” en estas herramientas.
17
La Tabla 7, aplicada a la herramienta de neutrón LWD, contiene la misma información
recopilada para la herramienta de densidad LWD, es decir el tipo de detector utilizado por
la herramienta, las medidas registradas, si las medidas se graban y se pueden obtener en
tiempo real y si la fuente radiactiva que utiliza la herramienta es recuperable a cable.
TABLA 7. Información relativa al sensor de Neutrón LWD para los años de 1993, 1994, 1996 y 1998. 1, 22, 74, 75
Herramienta de Neutrón Año 1993 1994 1996 1998
Tipo de detector
Helio 3, Centelleómetro, Litio 6, Geiger Mueller.
Helio 3, Centelleómetro, Litio 6, Geiger Mueller.
Helio 3, Centelleómetro, Litio 6, Geiger Mueller.
Helio 3, Centelleómetro, Litio 6, Geiger Mueller.
Medidas registradas
Neutrón Porosidad, Neutrón porosidad captura de Rayos Gamma compensado por ambiente.
Neutrón Porosidad, Neutrón porosidad captura de Rayos Gamma compensado por ambiente.
Neutrón porosidad, Neutrón porosidad captura de Rayos Gamma compensado por pozo, Neutrón porosidad azimutal.
Neutrón porosidad, Neutrón porosidad captura de Rayos Gamma compensado por pozo, Neutrón porosidad azimutal, porosidad y “caliper”.
Grabadas Sí Sí Sí Medidas Tiempo
real Sí Sí Sí
¿Es la fuente radiactiva recuperable a cable?
Sí, solo para una herramienta de las disponibles en el mercado.
Sí, solo para una herramienta de las disponibles en el mercado.
Sí, solo para una herramienta de las disponibles en el mercado.
Sí, para cuatro herramientas de las disponibles en el mercado.
De la Tabla 7 se destaca el número de sensores que se ha mantenido constante desde 1993
con cuatro tipos de sensores, y el hecho que el número de herramientas para las cuales su
fuente radiactiva puede ser recuperada vía cable ha pasado de una en 1993 a cuatro en
1998.
Cabe destacar de la revisión de la información recopilada en las Tablas 4 a 7, el hecho que
todas la medidas de la formación registradas pueden grabarse en fondo de pozo o enviarse a
18
superficie en tiempo real. Esto hace de las herramientas LWD un instrumento muy útil
para el desarrollo de operaciones de perforación más seguras y eficientes.
19
3 HERRAMIENTAS DEL SISTEMA DE REGISTRO MIENTRAS SE
PERFORA, LWD
Este capítulo presenta las herramientas que conforman el conjunto básico de medidas del
sistema de registro mientras se perfora o LWD. Para cada una de las herramientas se
describe la configuración básica inicial o la actual, el principio físico de funcionamiento y
algunas de las diferencias o innovaciones que presentan con respecto a su contraparte a
cable.
Las herramientas básicas que conforman la tecnología de registro LWD son: densidad,
neutrón, rayos gamma, resistividad y sónica. Las tres últimas herramientas se describen
como herramientas individuales mientras la descripción de las herramientas densidad y
neutrón se hace de manera simultánea para algunas herramientas y para otras de manera
individual, dado que algunas empresas no las utilizan como servicios individuales sino que
las combinan dentro de una sola herramienta lo que permite prestar un servicio integrado
de densidad y neutrón.
3.1 HERRAMIENTA DE DENSIDAD
A continuación se presentan tres diseños diferentes de herramientas de densidad LWD.
Dos herramientas las fabricas la compañía Schlumberger y la última la compañía Sperry
Sun. La diferencia básica entre las tres herramientas está en el diseño, lo cual implica
entonces las posteriores diferencias en las medidas y en los algoritmos de interpretación de
la información obtenida por la herramienta y por tanto en los resultados obtenidos.
20
Cabe destacar que la compañía Schlumberger no posee herramientas de densidad y neutrón
individuales, sino que las poseen como una sola herramienta combinada a diferencia de la
compañía Sperry Sun la cual posee herramientas individuales de cada tipo.
3.1.1 Herramienta de densidad de la empresa SPERRY SUN, SLD.73 La herramienta
de lito-densidad estabilizada o SLD por las siglas en inglés “Stabilized Litho
Density” contiene una fuente de rayos gamma de Cs137, dos detectores tipo
centelleómetro espectral de 254 canales y dos estabilizadores de tamaño máximo, es
decir del mismo diámetro de la broca, colocados en un collar de perforación de
acero. Una cuchilla estabilizadora especial ó estabilizador, que contiene tres
ventanas de baja densidad esta ubicada exactamente sobre la fuente y los detectores.
La cuchilla estabilizadora simula el patín detector de la herramienta a cable, para
minimizar los efectos de pozo, mientras las ventanas de baja densidad coliman los
rayos gamma y enfocan la medida, Figura 1.
FIGURA 1. Herramienta de densidad LWD de la empresa Sperry Sun.73
Ventanas de Baja
densidad Estabilizador Fuente de
Cesio137
Detector
cercano
Detector lejano
Protector de
tungsteno
21
La adquisición básica de datos y el procesamiento, son esencialmente los mismos que para
las herramientas de densidad espectral compensada a cable. Los valores de densidad y
factor fotoeléctrico se calculan de las tasas de conteo en varias ventanas de energía, para
cada detector. El valor de densidad compensado, se calcula de los valores de densidad
obtenidos de los detectores de espaciamiento cercano y lejano utilizando la técnica de
espina y costillas. La herramienta tiene una representación propia de la técnica espina y
costillas ó compensación de "delta-rho", la cual corrige exactamente por distancias de
“standoff” mayores de 1 pulgada. Esto permite el uso rutinario de estabilizadores, que
brindan ½ pulgada de diferencia entre el diámetro del pozo y el diámetro actual de la
herramienta con los estabilizadores como parte de ella, para facilitar el deslizamiento con
los ensamblajes de perforación guiables.
Para “standoff” mayores de 1 pulgada, los cuales se encuentran normalmente en pozos muy
lavados, una técnica de análisis estadístico se emplea para filtrar los datos válidos
obtenidos bajo condiciones de mínimo “standoff”, de datos inválidos obtenidos con
distancias de alto “standoff”. Así, un registro exacto de densidad total de la formación se
obtiene en pozos alargados ó muy lavados, con la utilización de estos estabilizadores en la
herramienta de densidad.
La Tabla 8 presenta las especificaciones para la herramienta de lito-densidad LWD, en
términos de las dos medidas principales que realiza la herramienta: densidad total y factor
fotoeléctrico.
Se presentan en esta tabla las especificaciones de la medida particular, densidad total o
factor fotoeléctrico, determinadas como el rango de medida, la exactitud del sistema, la
precisión estadística y la resolución vertical.
22
TABLA 8. Especificaciones para las medidas de la herramienta de lito-densidad
estabilizada.73
Parámetros Especificaciones Medida de Densidad Total
Periodo mínimo de muestreo requerido 10 segundos Rango de medida 1.0 a 3.10 g/cm3 Exactitud del sistema ±0.025 g/cm3 Precisión estadística* 0.015 g/cm3 Resolución vertical 18 pulgadas
Medida del factor fotoeléctrico Rango de medida 1 a 20 B/e Exactitud del sistema ±0.025 B/e (1 - 5 B/e) Precisión estadística* ±3 % (1 - 5 B/e) Resolución vertical 6 pulgadas
*Precisión estadística a una tasa de muestreo de 30 segundos en una formación que tiene una densidad de 2.2
g/cm3.
De esta tabla se puede destacar la diferencia entre la resolución vertical para las medidas de
densidad total y para el factor fotoeléctrico, la cual para la medida de densidad es de 18
pulgadas y para la medida de factor fotoeléctrico es de 6 pulgadas, además la precisión del
sistema es muy alta, ±0.025 g/cm3 para la medida de densidad y de ±0.025 B/e para la
medida de factor fotoeléctrico cuando la medida esta entre 1 y 5 B/e.
3.1.2 Herramienta de densidad de la empresa SCHLUMBERGER, CDN.69 Esta
herramienta de densidad se llama CDN por las siglas en inglés "Compensated
Density Neutron", la cual hace parte de una configuración en que están presentes
las herramientas de densidad y neutrón. La herramienta de densidad CDN al igual
que su contraparte dentro de las herramientas de densidad a cable la herramienta de
lito-densidad, miden efecto fotoeléctrico y densidad total utilizando contadores tipo
centelleómetro y tubos fotomultiplicadores, ubicados debajo de un estabilizador a
dos distancias desde la fuente de rayos gamma de Ce137. Los espaciamientos en la
herramienta CDN LWD y el principio físico de funcionamiento son similares a los
de la herramienta a cable.
23
Configuración mecánica de la herramienta. La configuración mecánica de la
herramienta CDN se muestra esquemáticamente en la Figura 2. Un collar de 20 pies
contiene las herramientas de densidad y neutrón. El collar esta construido de acero no
magnético, para evitar la interferencia con los sensores de dirección e inclinación MWD,
los cuales están ubicados en la parte baja del ensamblaje de fondo de pozo cerca de la
broca. Un collar llamado pony, de 10 pies de longitud, es necesario para cargar y descargar
las fuentes radiactivas; este se corre sobre el tope de la herramienta lo cual extiende la
longitud de la misma a 30 pies. La sección superior del collar contiene la herramienta de
neutrón porosidad y la parte inferior la herramienta de densidad. La fuente de neutrón está
centralizada dentro del collar y protegida del flujo del lodo por tres vasijas de presión y por
dos copas de metal externas. Una varilla flexible de titanio conecta las fuentes de densidad
y neutrón; si la sarta se pega, esta varilla se pesca y las fuentes se recuperan utilizando
técnicas estándar de pesca a cable.
FIGURA 2. Configuración mecánica de la herramienta de densidad CDN.69
HERRAMIENTA CDN
Fuente de neutrones
Sensores de neutrón
Varilla de t itanio
Sensores de densidad
Fuente de densidad
Fuente de potencia y baterías
Cabeza de pesca
Parte electrónica de laherramienta
Canal de flujo de lodo
Estabilizador roscado
24
Los detectores de rayos gamma utilizados para la medida de densidad son del tipo
centelleómetro. Un estabilizador atornillado, con tres cuchillas helicoidales de máximo
cubrimiento, es decir de igual diámetro al de la broca, elimina el “standoff” entre el
exterior del collar de perforación y la pared del pozo. Una de las cuchillas ha sido
modificada para incluir tres huecos pequeños los cuales van rellenados de goma, para
minimizar la atenuación de los rayos gamma mientras ellos viajan desde la fuente hasta la
formación y retornan a los detectores. Esta configuración de las ventanas permite la
medición del factor fotoeléctrico.
Principio Físico de Funcionamiento, Principio de medición de la herramienta de
neutrón. Los neutrones emitidos desde la fuente de neutrón porosidad son moderados y
capturados por el lodo y la formación en la vecindad de la herramienta; si se presenta una
gran moderación del lodo y la formación pocos neutrones alcanzarán los detectores. El
hidrógeno es el mejor moderador de neutrones encontrado en la naturaleza, por tanto, la
tasa de conteo del detector refleja principalmente la concentración de hidrógeno en la
formación, la cual es proporcional a la porosidad llena de agua o petróleo, y el lodo de
perforación. La respuesta de porosidad se establece en términos de la relación de las tasas
de conteo del detector de espaciamiento cercano al lejano. Las correcciones se hacen sobre
la relación tasa de conteo del detector cercano a la tasa de conteo del detector lejano para
contabilizar por varios efectos ambientales como son el diámetro del pozo, el “standoff”, el
peso y salinidad del lodo y la litología y salinidad de la formación.
Para obtener el registro de neutrón tanto la herramienta CDN LWD como su contraparte
dentro de los servicios de registro a cable la herramienta CNL por las siglas en inglés
“Compensated Neutron Log”, utilizan detectores de He3, localizados a dos distancias desde
la fuente de Americio-Berilio. Los espaciamientos fuente-detector son similares para las
dos herramientas.
25
A diferencia de la herramienta a cable, la herramienta LWD va centrada en el pozo y
localizada dentro de un collar de perforación de pared gruesa, lo cual resulta en respuestas
diferentes para diferentes condiciones de pozo sobre las dos medidas de neutrón porosidad.
Los registros de neutrón porosidad se presentan con la mayor parte de las correcciones
ambientales ya aplicadas. Sin embargo, el mejor camino para entender las diferencias
causadas por los efectos ambientales, es comparar sus respuestas bajo condiciones
controladas en la facilidad de calibración primaria.
Principio de medición de la densidad total y factor fotoeléctrico de la formación.
Tanto la herramienta de lito-densidad a cable como la herramienta CDN, las cuales miden
efecto fotoeléctrico y densidad total de la formación, utilizan contadores del tipo
centelleómetro y tubos fotomultiplicadores localizados a dos distancias desde la fuente de
rayos gamma de Ce137. Los espaciamientos en la sección de densidad de la herramienta
CDN son similares a los de la herramienta de lito-densidad y por tanto la física de la
medida es similar.
La diferencia primaria en la respuesta a las condiciones del pozo se debe a las diferencias
en los arreglos mecánicos de las herramientas. En las herramientas de densidad a cable, la
fuente y los detectores se montan en un patín y presionan contra la formación mediante un
brazo mecánico. Este arreglo minimiza las perturbaciones de la señal debidas a efectos
sobre los rayos gamma mientras viajan entre la herramienta y la formación,
adicionalmente, minimiza la transmisión de rayos gamma directamente en la columna de
lodo. Las herramientas de densidad a cable mantienen buen contacto con la formación y
ofrecen registros de buena calidad en un amplio rango de condiciones de pozo.
26
Para la herramienta de densidad CDN, la exclusión de lodo se acompaña de la localización
de la fuente de rayos gamma y de los detectores detrás de una cuchilla estabilizadora. La
respuesta de esta herramienta a la costra de lodo y al “standoff” se establece durante la
calibración primaria con las mismas formaciones y las costras utilizadas para caracterizar
las herramientas de densidad a cable. Bajo las condiciones actuales de configuración de la
herramienta, la variación en el contacto con la pared del pozo mientras se rota es el factor
de control mas importante sobre la respuesta de densidad CDN en el pozo. La variación en
las tasas de conteo observadas durante la rotación de la sarta se utilizan para calcular el
“standoff” de la herramienta y para corregir la medida de densidad total por contacto
reducido con la pared del pozo. Este “standoff” se muestra en el registro como un
“caliper” diferencial.
La herramienta CDN opera como muchas herramientas de densidad a cable; los rayos
gamma emitidos por la fuente son atenuados principalmente por dispersión Compton y el
flujo de rayos gamma recibido es inversamente proporcional al índice de densidad de
electrón de la formación, ρe. La densidad de electrón esta relacionada a la densidad total ρb
por la ecuación 1:
beA
Zρ=ρ 2 , (1)
donde:
Z/A: valor promedio de la relación del numero atómico al peso atómico de los elementos
de la formación que dispersa.
Para medir factor fotoeléctrico se utiliza el hecho de que la sección transversal fotoeléctrica
se incrementa rápidamente con rayos gamma de energías inferiores a 100 KeV, lo que
27
permite que los rayos gamma de baja energía que retornan desde la formación sean
medidos.
Sin las puertas enfrente de los detectores y la fuente, la pared del collar de perforación debe
eliminar los rayos gamma con energías menores de 100 KeV. Debido a la alta eficiencia
de los cristales del detector tipo centelleómetro utilizados para detectar rayos gamma, las
puertas pueden ser muy pequeñas y no limitan los esfuerzos del collar de perforación. La
medida del factor fotoeléctrico es útil porque al ser sensible principalmente al número
atómico, permite distinguir cambios litológicos de efectos de gas en formaciones de rocas
duras.
Innovaciones de la herramienta de densidad CDN. Las siguientes son las algunas de las
principales innovaciones de la herramienta de densidad CDN LWD con respecto a la
herramienta de lito-densidad a cable:
Utiliza un estabilizador con tres cuchillas helicoidales las cuales minimizan el
“standoff” entre la herramienta y la pared del pozo. Estos además permiten mantener
centralizada la herramienta en el pozo.
Utiliza una cuchilla modificada debajo de la cual van ubicados la fuente y los dos
detectores de rayos gamma. Esta posee tres orificios pequeños, rellenados con goma
para minimizar la atenuación de los rayos gamma mientras pasan desde la fuente
emisora hasta la formación y regresan a los detectores. El uso de esta cuchilla busca
minimizar los efectos de pozo sobre las mediciones.
Las fuentes radiactivas de las herramientas de densidad y neutrón van unidas por una
varilla flexible, por si se presenta una pega de la tubería estas sean recuperadas
simultáneamente.
Esta herramienta debe estar ubicada en el tope del ensamblaje de fondo de pozo para
permitir la pesca de las fuentes nucleares con “Slickline” cuando se presente una pega
de los collares de perforación.
28
Permite realizar medidas de neutrón porosidad y densidad en una sola configuración
que combina las dos herramientas, asegurando la evaluación de la porosidad y densidad
de las formaciones y los fluidos que estas contienen.
3.1.3 Herramienta de densidad de la empresa SCHLUMBERGER, ADN.20 A
continuación se describe la herramienta de densidad azimutal, la cual presenta
muchas similitudes a la herramienta de densidad y neutrón compensado. Cabe
destacar que ambas herramientas son fabricadas por Schlumberger y que esta
herramienta difiere de la anterior en que toma medidas azimutales o por cuadrantes.
Configuración de la herramienta. Las herramientas de densidad y neutrón están
ubicadas dentro de un collar de perforación de 20 pies de largo, hecho de acero no
magnético para evitar la interferencia con las medidas de los sensores de inclinación y
dirección MWD. La sección superior de la herramienta contiene las medidas de neutrón
porosidad. Los detectores de neutrones térmicos están arreglados en dos grupos opuestos,
cada grupo contiene tubos de He3 en las posiciones cercano y lejano relativas a la posición
medida desde la fuente, para permitir la compensación por pozo. Una fuente de neutrones
de Americio-Berilio de 10 Curie, va montada en la parte central del collar y esta protegida
de la corriente de lodo por múltiples vasijas de presión.
La fuente de neutrón esta conectada a la fuente de densidad por una varilla flexible. Una
cabeza de pesca suministra la capacidad de recuperabilidad de ambas fuente en el evento de
que el collar se pegue en el pozo. Esta recuperación se realiza utilizando técnicas de pesca
estándar o por uso de equipos especiales que permiten la recuperación de los datos
registrados en la memoria de la herramienta, previniendo la pérdida de los datos cuando la
herramienta se pega.
29
Los sensores de densidad están localizados debajo de la sección de neutrón. Se utilizan
detectores tipo centelleómetro para medir densidad; adicionalmente estos suministran
capacidades de espectroscopia y por tanto una medida de factor fotoeléctrico. Se han
cortado unos orificios circulares dentro del collar de perforación y se han sellado con
ventanas de metal de baja densidad para suministrar un camino de baja atenuación para los
rayos gamma tanto a la entrada como a la salida de la herramienta.
El “standoff” entre la herramienta y la pared del pozo se elimina en pozos buenos, aquellos
que no presentan degradación de sus paredes, utilizando un estabilizador de medida
máxima es decir de diámetro igual al de la broca que se esta utilizando en ese momento en
la operación de perforación. El estabilizador tiene cuatro cuchillas estabilizadoras, una de
las cuales ha sido modificada para incluir tres ventanas de baja densidad para permitir el
paso de los rayos gamma desde la fuente, dentro de la formación, y el regreso a los dos
detectores de densidad dentro del collar de perforación.
La herramienta cuenta con un sensor ultrasónico el cual se localiza debajo de la sección de
densidad; este sensor utiliza una ventana acústica especial, ubicada entre el collar y el
estabilizador, para transmitir la energía ultrasónica hacia la pared del pozo y recibirla de
regreso. Las medidas de densidad, factor fotoeléctrico, “caliper” ultrasónico y de neutrón
porosidad están alineadas en un lado del collar, Figura 3, de estas las tres primeras se
enfocan en la misma dirección. La sección de medida de la herramienta ocupa cinco pies
de la longitud de la herramienta.
La herramienta puede operar a temperaturas mayores de 150 ºC y presiones mayores de
20,000 psi. Las tasas de flujo para la herramienta pueden alcanzar los 800 gal/min para
suministrar una adecuada limpieza en los pozos horizontales, adicionalmente, la
herramienta se ha probado bajo condiciones de una aceleración de la gravedad de 250
30
veces su valor normal, con lo que se asegura la operación en los mas adversas condiciones
de perforación.
FIGURA 3. Herramienta de densidad azimutal, ADN.20
Principio Físico de Funcionamiento. Medidas de Densidad y Factor Fotoeléctrico.
Las medidas de densidad y factor fotoeléctrico de la herramienta ADN son similares a las
de las herramientas convencionales de registro a cable. Las medidas de densidad y factor
fotoeléctrico, se toman utilizando una fuente de rayos gamma de Cs137 de 1.7 Curie junto
con dos detectores tipo centelleómetro de yoduro de Sodio. Los pulsos electrónicos de
cada detector se amplifican, integran, digitalizan y almacenan como un espectro de 32
canales. Ambos detectores se estabilizan utilizando fuentes de Cs137 de baja actividad,
contenidas en los empaques del detector.
Fuente deneutrón
Fuente dedensidad
Sensores de densidad
“Caliper”Ultrasónico
Detectoresde neutrón
Cabeza depesca
Varilla deTitanio
Estabilizador
31
Un computador en fondo de pozo monitorea continuamente las tasas de conteo en las
ventanas de estabilización y ajusta los voltajes altos de cada detector para mantener un
nivel de ganancia de energía apropiado por efectos de incremento de la temperatura. Esto
asegura la ubicación exacta de la energía de las ventanas sobre el espectro de cada detector,
aun bajo condiciones de grandes variaciones de la temperatura en fondo de pozo.
Los “standoff” grandes entre la herramienta y la pared del pozo se enfrentan de dos modos.
Si las condiciones de la perforación lo permiten, un estabilizador se utiliza para desplazar
el lodo entre la herramienta y la formación, proyectando efectivamente las medidas sobre la
pared del pozo; esto mantiene la sensibilidad de la herramienta mientras se minimizan los
efectos ambientales. También, con una herramienta estabilizada en un buen pozo, los
cuadrantes de la herramienta suministran información adicional sobre las heterogeneidades
de las formaciones. Estas razones permiten recomendar el uso de estabilizadores como un
modo de operación.
Si el pozo esta muy lavado o la herramienta se corre en modo de deslizamiento, una
estrategia diferente se utiliza para enfrentar los efectos de “standoff” de lodo. En este caso,
la densidad del cuadrante del fondo de pozo se toma como el valor más exacto de la
densidad de la formación, debido a que la herramienta contacta el fondo del pozo
minimizando el “standoff”. Las densidades de los otros cuadrantes se ignoran, aunque una
o mas de ellas se puedan compensar lo cual las puede hacer útiles.
La corrección de densidad por “standoff” se calcula utilizando una técnica convencional
llamada de espina y costillas, la cual permite medidas exactas cuando el “standoff” es
mayor de 1 pulgadas. En esta técnica, la diferencia entre las densidades medidas a dos
espaciamientos diferentes se utiliza como una corrección para la medida de densidad.
32
Debido a que el detector de espaciamiento largo se afecta menos por las condiciones
ambientales, tales como el “standoff”, que el detector de espaciamiento corto, la corrección
se añade a la medida de densidad registrada con el detector de espaciamiento largo para
obtener una medida compensada.
La respuesta de factor fotoeléctrico de la herramienta se parametriza en términos de la
sección transversal fotoeléctrica volumétrica, U, de la formación. La sección transversal
fotoeléctrica volumétrica es el producto de la sección transversal fotoeléctrica y la densidad
de electrón de la formación. La relación de la tasa de conteo de la ventana de litología de
espaciamiento corto a la tasa de conteo de la ventana de densidad de espaciamiento corto es
proporcional a 1/(U+C), donde U es la sección transversal volumétrica de la formación y C
es una constante. Este formalismo, describe de forma exitosa el comportamiento de la
sección transversal fotoeléctrica aun a valores de U tan bajos como los del agua. El factor
fotoeléctrico se calcula por división de la U medida a la densidad de la formación
compensada.
Medidas de Neutrón Porosidad. Las medidas de neutrón porosidad de la herramienta
ADN son similares a las de las herramientas a cable, que utilizan fuentes de neutrón
Americio-Berilio de 10 Curie y tubos de He3 para detección de neutrones térmicos. Los
tubos se organizan en dos grupos, ubicados a lados opuestos del collar de perforación. Se
utiliza para cada grupo, tres tubos para el espaciamiento largo y un tubo para el
espaciamiento corto. La redundancia de los detectores mejora la utilidad de las medidas de
neutrón porosidad.
La respuesta de las medidas de neutrón es muy similar a las otras medidas de neutrón
porosidad térmico actuales. Las medidas se corrigen por factores ambientales tales como
33
tamaño del pozo, peso y salinidad del lodo, salinidad de los fluidos de la formación y
temperatura del pozo. Todas las correcciones son pequeñas a excepción de la de tamaño de
pozo, la cual es grande debido al hecho que la herramienta se corre centrada en el pozo.
Esto hace la corrección por tamaño de pozo equivalente a la corrección por “standoff” de la
herramienta a cable, la cual también es grande. Las medidas de porosidad se corrigen por
tamaño de pozo utilizando las medidas de “standoff” ultrasónico.
Medidas de “standoff” ultrasónico. Un sensor ultrasónico suministra medidas de
“standoff” entre la sección de densidad de la herramienta y la formación. Una técnica de
ecopulso junto con una rápido muestreo permite la construcción de un histograma de
“standoff” a cada profundidad y para cada cuadrante. La forma del histograma indica la
forma y rugosidad del pozo. Análisis estadísticos del histograma brindan el mínimo,
promedio y máximo “standoff” en cuadrantes opuestos. Las medidas de “standoff” se
utilizan en los algoritmos, para hacer correcciones de las medidas de neutrón porosidad por
tamaño de pozo.
Innovaciones de la herramienta de densidad azimutal LWD con respecto a las
herramientas de densidad a cable. Las principales innovaciones de la herramienta de
densidad azimutal LWD con respecto a las herramientas de densidad a cable son las
siguientes:
La innovación principal es que esta herramienta suministra medidas las cuales son
adquiridas en cuadrantes distribuidos azimutalmente alrededor del pozo mientras rota.
Esta característica se utiliza para mejorar la calidad de las medidas de factor
fotoeléctrico y porosidad de la formación y dar una imagen de baja resolución a partir
de la medida de densidad.
La herramienta se puede correr estabilizada o deslizándose, lo cual le permite al
perforador tener diversas opciones de ensamblaje de fondo de pozo. Cuando se corre
34
deslizándose, la información azimutal se utiliza para enfrentar los grandes “standoff” de
la herramienta en el lado opuesto al lado donde se esta deslizando, los cuales degradan
de forma apreciable la calidad de las medidas. Cuando va estabilizada, la información
azimutal se utiliza para identificar yacimientos heterogéneos.
Los datos de todos los sensores, se adquieren y se asignan a uno de los cuatro
cuadrantes en cada rotación del collar de perforación. Para cada sensor, los datos se
suman sobre los cuadrantes para formar valores que representan las medidas
promediadas azimutalmente alrededor del pozo. Si la herramienta no esta en rotación,
los datos se asignan a todos los cuadrantes al igual que al promedio, debido a que se
desconoce la orientación de la herramienta. Para suministrar una adecuada orientación
cuando se desliza, una herramienta llamada “Orienting Sub” se utiliza para enfocar las
medidas de densidad y “caliper” ultrasónico a través del fondo de pozo. Esto asegura la
exactitud de las medidas obtenidas bajo estas circunstancias.
3.2 HERRAMIENTAS DE NEUTRÓN LWD
A continuación se presentan tres tipos de herramientas de neutrón LWD. Las herramientas
se llaman: herramienta de neutrón 1, debido a que se desconoce el fabricante, herramienta
CNØ por las siglas en inglés “Compensated Neutron Porosity” y la herramienta CNT por
las siglas en inglés “Compensated Neutron Thermal”.
3.2.1 Herramienta de Neutrón 1.65 Una herramienta de neutrón LWD similar a su
contraparte en los servicios de registro a cable, esta disponible en el mercado. A
continuación, se presenta una breve descripción de las características de esta
herramienta, su principio físico de funcionamiento y algunas de sus diferencias con
respecto a su contraparte a cable.
Configuración de la herramienta. La herramienta de neutrón porosidad de espaciamiento
dual compensado va ubicada dentro de un collar de perforación, utiliza una fuente de
35
radiactiva de neutrones, la cual se recupera por medio de cable, y detectores “Geiger
Mueller” para medir los rayos gamma emitidos por los átomos de las formaciones cuando
capturan neutrones. Como en las herramientas de neutrón a cable convencionales, los
sensores de neutrón porosidad MWD utilizan detectores ubicados a dos espaciamientos
desde la fuente de neutrón. La utilización de dos detectores permite reducir las variaciones
estadísticas propias de este tipo de medición y por tanto compensar las medidas registradas
por efectos de pozo, Figura 4.65
FIGURA 4. Configuración de la herramienta de neutrón.65
La ubicación simétrica de los detectores asegura que cuando la herramienta esta en rotación
o cuando esta centralizada, ambos grupos de detectores reciben el mismo flujo de rayos
gamma. Esta redundancia en la medida incrementa la utilidad del servicio haciendo el
sistema mas tolerante a las fallas.65
Lejos 1
Lejos 2
DETECTORESLEJANOS
Cercano 1
Cercano 2
DETECTORESCERCANOS
Puerta de la fuentede neutrones
Espacio vacío dentro del collar
36
El sensor utiliza una fuente de neutrón Americio241 de 3 Curie, la cual va roscada en el
collar de perforación. Para esta fuente se tienen algunas precauciones en el diseño las
cuales buscan asegurar que si se presenta alguna falla mecánica, esta se presente en la
conexión y no en la puerta que aísla la fuente radiactiva del exterior del collar y
adicionalmente que la fuente se mantenga asegurada dentro del collar.65
Teoría de operación, principio físico de funcionamiento. Todas las herramientas de
neutrón porosidad, explotan el hecho que la población de neutrones depende de la
concentración de núcleos de hidrógeno en el ambiente. Esto es, una medida de la
población de neutrones a alguna distancia desde la fuente de neutrón puede relacionarse
con la porosidad de la formación llena de líquido, agua o petróleo. Las herramientas
iniciales de neutrón porosidad, hacían medidas indirectas de la población de neutrones por
detección del flujo de rayos gamma resultante de la captura de neutrones térmicos.
La herramienta de este tipo mas utilizada tiene un solo espaciamiento de detector, lo que no
permite la compensación por pozo. Generaciones posteriores de estas herramientas utilizan
dos detectores y hacen medidas directas de las poblaciones de neutrones térmicos y
epitérmicos además que las lecturas se corrigen normalmente por diámetro del pozo,
litología, salinidad y densidad del lodo.65
Cambios de la herramienta de neutrón a cable a la herramienta de neutrón LWD.
Algunas de las diferencias entre las herramientas de neutrón porosidad a cable y LWD son
las siguientes: La herramienta esta diseñada para ser corrida centrada o excéntrica en el pozo, pero si
va excéntrica debe estar en rotación. Esta rotación sirve para dos propósitos: primero,
mientras en una herramienta estacionaria el grupo de detectores que esta junto a la
pared del pozo mide una tasa de conteo mayor que la que mide el grupo de detectores
opuesto, la rotación asegura que cada uno de los grupos de detectores a cada uno de los
espaciamientos lea el mismo flujo promedio de rayos gamma. Segundo, la rotación
promedia las variaciones en la tasa de conteo resultantes de variar la posición de la
37
fuente en el pozo. En una herramienta que no esta en rotación, mientras la fuente se
mueve a través de la pared del pozo todas las tasas de conteo se incrementan y
viceversa. Si la herramienta esta excéntrica y no esta en rotación hay una
incertidumbre en la medida debido a la orientación desconocida de la fuente; pero si la
medida integra la tasa de conteo sobre muchas rotaciones de la herramienta, se obtiene
un valor promedio el cual es insensible a la posición de la herramienta en el pozo.65
Debido a que normalmente las velocidades de registro LWD, tasa de perforación, son
uno o dos ordenes de magnitud menor que las velocidades de registro a cable, la tasa de
muestreo o tiempo de integración para las herramientas nucleares LWD puede ser
mayor que para las medidas a cable equivalentes. Esto permite tener una buena
densidad de datos, independiente de sí se utilizan detectores del tipo “Geiger Mueller”,
los de menos eficiencia de detección relativa con respecto a los otros tipos de
detectores, centelleómetro o de He3.65
La herramienta LWD construida en su mayor parte de hierro, el cual posee una longitud
de retraso de neutrones rápidos alta, desplaza una mayor cantidad de fluido del pozo
que su contraparte la herramienta a cable, por tanto el efecto del pozo sobre la
población de neutrones rápidos disminuye.65
La configuración de esta herramienta favorece la detección de rayos gamma, ya que el
collar de perforación se considera parte del sistema de detección actuando como un
convertidor eficiente de neutrones térmicos en rayos gamma. Esto último se debe a que
el hierro, del cual esta hecho el collar de perforación, produce múltiples rayos gamma
por captura.65
3.2.2 Herramienta de Neutrón Porosidad de la empresa SPERRY SUN, CNØ.73 La
herramienta de neutrón porosidad suministra datos de alta calidad para el registro de
neutrón porosidad. La herramienta emplea dos grupos de tubos “Geiger Mueller”
ubicados a dos espaciamientos llamados cercano y lejano. Los tubos “Geiger
Mueller” detectan rayos gamma emitidos por los átomos cuando capturan
neutrones. La gran mayoría de los rayos gamma detectados provienen de los
38
neutrones térmicos que son capturados por los collares de perforación, los cuales
también coliman los rayos gamma originados en la formación.
Así, el collar de perforación de acero y los tubos “Geiger Mueller” funcionan combinados,
como un sistema de detección de neutrones térmicos, suministrando una respuesta de
neutrón porosidad y de efectos de litología similar a la que suministran las herramientas de
neutrón térmico convencionales, mientras se beneficia de la rigidez mecánica de los
detectores “Geiger Mueller”.
En la Figura 5 presenta un esquema de la configuración de la herramienta, además de la
configuración de los detectores cercano y lejano. Se destaca la ubicación de la fuente de
neutrones por encima de los detectores y que el detector de espaciamiento cercano posee
una cantidad menor de tubos “Geiger Mueller” que el detector de espaciamiento lejano.
Además que cada detector presenta dos grupos de tubos orientados en direcciones opuestas
de modo que cubren todo el pozo durante la medición. En la Tabla 9, se presentan las
especificaciones para la herramienta CNØ LWD. Estas especificaciones para la medida
son: el periodo mínimo de muestreo requerido, el rango de medida, la exactitud del
sistema, la precisión estadística y la resolución vertical.
TABLA 9. Especificaciones para la medida de la herramienta de neutrón porosidad
compensado LWD.73
Parámetro Especificación Periodo mínimo de muestreo requerido 10 segundos Rango de medida 0 – 70 U.P. Exactitud del sistema ±0.5-1U.P. @ 20 U.P. Precisión estadística* ±2 U.P. @ 20 U.P. Resolución vertical 24 pulgadas
*Precisión estadística para una tasa de muestreo de 30 segundos. U.P.= Unidades de Porosidad.
39
De esta tabla cabe destacar el periodo mínimo de muestreo requerido el cual es de 10
segundos y el rango de medida que va desde 0 hasta 70 unidades de porosidad,
adicionalmente la herramienta presenta una resolución vertical bastante alta.
FIGURA 5. Configuración de la herramienta de neutrón porosidad compensado
CNØ.73
3.2.3 Herramienta de Neutrón Térmico Compensado, CNT.73 Esta herramienta es
una nueva herramienta diseñada para aplicaciones en pozos de diámetros pequeños.
Emplea para los detectores cercano y lejano, dos grupos de detectores de neutrón de
He3.
Collar de perforación Detector cercanoDetector lejano
Fuente
Detector Cercano
Cercano 1 Cercano 0
Detector Lejano
Lejano 1 Lejano 0
40
El principio físico de funcionamiento de esta herramienta es el mismo que el de la
herramienta CNØ y las especificaciones de la medida para esta herramienta se presentan en
la Tabla 10. Estas especificaciones son las siguientes: periodo mínimo de muestreo
requerido, rango de medida, exactitud del sistema, precisión estadística y la resolución
vertical del sistema.
TABLA 10. Especificaciones para la herramienta de neutrón térmico compensado,
CNT.73
Parámetro Especificación Periodo de muestreo mínimo recomendado 10 segundos Rango de medida -5 - 100 U.P. Exactitud del sistema ±0.5 U.P. (0-10 U.P)
±5% (10-50 U.P) Precisión estadística ±1.2 U.P. @ 30 U.P Resolución vertical 24 pulgadas
*Precisión estadística para una tasa de muestreo de 30 segundos.
De esta tabla cabe destacar el rango de medida para esta herramienta, el cual va desde un
valor negativo, -5, hasta un valor de 100, es decir que cubre todo el rango de valores de
porosidad, además del periodo mínimo de muestreo requerido el cual es de 10 segundos.
3.3 HERRAMIENTA DE RAYOS GAMMA73
La herramienta de rayos gamma esta conformada por dos circuitos de detectores
independientes con dos grupos opuestos de tubos “Geiger Mueller”, Figura 6. Esta
configuración redundante, suministra dos registros de rayos gamma naturales
independientes. Las tasas de conteo de los grupos de detectores se combinan para
optimizar la precisión estadística. Sin embargo, en el evento poco usual que un grupo de
detectores falle, un registro de rayos gamma corregido puede ser producido con el segundo
grupo detector.
41
FIGURA 6. Diagrama esquemático del sensor de rayos gamma mostrando los dos
grupos de detectores.73
Para la geonavegación en pozos horizontales, la herramienta de rayos gamma puede
configurarse para medir rayos gamma azimutalmente. En esta aplicación, los dos grupos
de detectores opuestos pueden suministrar registros de rayos gamma independientes de los
lados bajo y alto del pozo. Esto permite, por ejemplo, al operador determinar si la broca ha
salido del tope o del fondo de una formación yacimiento objetivo.
Esta herramienta registra la radiación natural de las formaciones, la cual emana
naturalmente de solo tres elementos fuente: los elementos radiactivos de la familia torio, la
familia uranio-radio y el isótopo radiactivo del potasio K40 presente en las formaciones.
Este registro de rayos gamma da la radiactividad de los tres elementos combinados o
UThK
Detectores derayos gamma
Pozo
Collar deperforación.Formación
DETECTORES DUALES
Grupo A Grupo B
42
muestra la cantidad de cada elemento individual que contribuye a esta radiactividad.
Muchas rocas son en algún grado radiactivas, las rocas metamórficas y las sedimentarias lo
son en mayor grado que las ígneas, sin embargo dentro de las rocas sedimentarias, las
arcillas pueden ser muy radiactivas aunque todas no lo son.
En la Tabla 11, se presentan las especificaciones para una herramienta de rayos gamma
LWD. Estas especificaciones hacen referencia al tipo de detector, periodo mínimo de
muestreo que maneja esta herramienta, rango de medida en unidades API, la exactitud del
sistema y la resolución vertical.
TABLA 11. Especificaciones para una herramienta de rayos gamma LWD.73
Parámetro Especificación Tipo de detector Conjunto dual de tubos “Geiger Mueller” Periodo mínimo de muestreo requerido 8 segundos Rango de medida 0-380 API Exactitud del sistema ±3 API @ 50 API Resolución vertical 9 pulgadas
De esta tabla se puede destacar el rango de medida de la herramienta es superior al rango
de medida de las herramientas a cable en las cuales es de 0 a 150 API, además la resolución
vertical de 9 pulgadas, lo cual permite que esta herramienta sea mejor para la definición de
capas que las herramientas de neutrón porosidad.
3.4 HERRAMIENTAS DE RESISTIVIDAD
Las herramientas de resistividad que se utilizan actualmente en la tecnología de registro
LWD son básicamente de dos tipos: las herramientas de resistividad por propagación de
onda electromagnética y las herramientas de resistividad tipo “Laterolog”. Existe otro tipo,
43
el de resistividad normal corta el cual se utilizo en las etapas iniciales de comercialización
de esta técnica, pero que ha entrado en desuso porque su aplicación real ha estado mas
orientada a la correlación que a la evaluación cuantitativa de la formación.
Las herramientas de propagación de onda electromagnética y de resistividad en la broca,
las cuales son las mas utilizadas en la actualidad permiten la evaluación cuantitativa de las
propiedades resistivas de la formación y los fluidos que contiene, adicionalmente la
determinación de la resistividad verdadera de la formación.
Una apreciación de una de las diferencias entre las herramientas de propagación de onda
electromagnética y las herramientas de registro de inducción, normal y dieléctrica a cable
se obtiene de la inspección de la Figura 7, la cual muestra la porción del espectro
magnético que es útil para registrar resistividad.7
En el extremo de abajo del espectro están las herramientas de resistividad por conducción
que operan a una frecuencia alrededor de 1 KHz, mientras las herramientas de inducción
operan alrededor de 20 KHz. Ambas herramientas de resistividad de conducción y de
inducción tienen una característica en común: se diseñan para minimizar los efectos de
propagación de onda.7
En la Figura 7 se observa que es posible medir tanto resistividades como constantes
dieléctricas en el rango de 15 a 100 MHz. Finalmente de cerca de 300 MHz a 2 GHz, los
efectos dieléctricos dominan los efectos de resistividad y es posible hacer una medida
directa de la constante dieléctrica.
Por encima de 2 MHz, la profundidad de investigación es tan pequeña que las medidas de
resistividad de la formación obtenidas son poco útiles.5, 6, 7, 11, 64 La técnica de propagación
por onda electromagnética se aplica en el rango de 0.5 a 4 MHz, y en el pasado se ha
aplicado en un número limitado de herramientas a cable.
44
FIGURA 7. La porción del espectro magnético útil para el registro de resistividad.7, 64
Los rusos en 1972 fueron los primeros en experimentar con la técnica de propagación de
onda electromagnética. En 1974 TEXACO construyó algunas herramientas que se
corrieron comercialmente en Arabia Saudita. Aramco en 1986 poseía 6 de tales
herramientas que se utilizaban de un modo regular para monitorear la base y el tope de las
formaciones en pozos de observación.64
Al utilizar la técnica de propagación de onda electromagnética se busca que: la
herramienta trabaje bien en todo tipo de lodos, tenga buena resolución de capa, pueda ser
construida en un collar de acero y requiera menos material conductivo que una herramienta
Resistividad por conducción
RAB Herramienta de resistividad en la broca, 1.5 KHz
SFL Herramienta de resistividad esférica enfocada
DLL Herramienta de resistividad “Laterolog” dual
ARI Imágenes de resistividad azimutal
LLS “Laterolog” somero, 280 Hz
Resistividad por inducción
AIT Herramienta de imágenes de inducción de múltiple espaciamiento, 25, 50 y 100 KHz
Herramienta SFL de inducción Phasor-Phasor, 20 y 40 KHz
DIL registro de resistividad de inducción dual, 20 KHz
Resistividad de propagación
CDR Herramienta de resistividad dual compensada, 2 MHz
ARC5 Herramienta de resistividad compensada de múltiple espaciamiento, 2 MHz
Resistividad dieléctrica por propagación
Herramienta de propagación profunda, 25 MHz
Propagación dieléctrica
Herramienta de propagación electromagnética, 1.1 GHz
45
de registro del tipo normal o guardia, adicionalmente que la respuesta de la herramienta sea
predecible y repetible y que los registros tomados con esta correlacionen bien con los
registros a cable.64
3.4.1 Herramienta de Resistividad de Propagación de Onda Electromagnética,
EWR. 5, 6, 7, 11, 64 A continuación se presenta la configuración mecánica de la
herramienta, el principio físico de funcionamiento y algunas de las principales
innovaciones con respecto a las herramientas a cable. Además se presenta tres
herramientas de este tipo representando la evolución histórica de la mismas.
Configuración mecánica de la herramienta. La herramienta de resistividad que mas se
utiliza en la tecnología LWD es una herramienta de resistividad de onda electromagnética o
EWR por las siglas en inglés “Electromagnetic Wave Resistivity”. Este sensor, en su
versión inicial, consiste de dos antenas transmisoras y una antena receptora con las antenas
montadas en diseños recortados y maquinados dentro de la superficie externa del collar de
perforación de acero, Figura 8.
La antena receptora mide diferencias de fase y amplitudes de las ondas electromagnéticas
generadas, las cuales se convierten a resistividad aparente. El receptor en este diseño
inicial esta diseñado para operar a una frecuencia de 2 MHz.64
El espaciamiento entre las antenas receptoras es de 6 pulgadas y el espaciamiento entre la
antena transmisora y la antena receptora cercana es de 24 pulgadas.64 El espaciamiento de
6 pulgadas entre las antenas receptoras se eligió porque brinda una diferencia de fase
cercana a los noventa grados a la frecuencia de operación seleccionada, lo cual tiene una
gran influencia sobre el diseño del amplificador de la señal y la exactitud de la medida.11, 64
Un espaciamiento de 24 pulgadas entre la antena transmisora y la antena receptora cercana
se selecciona ya que a mayor distancia se logra alcanzar mayor eficiencia de transmisión de
46
las antenas transmisoras y además, esta es la mayor distancia a la cual se obtiene una
medida confiable de la herramienta, es decir esta distancia esta limitada por la parte
electrónica de la herramienta.11, 64
FIGURA 8. Configuración básica de la herramienta de resistividad por propagación
de onda electromagnética.11, 64
Un diseño posterior de este tipo de herramienta de resistividad incluye un sensor que
consiste de cuatro antenas transmisoras y dos antenas receptoras montadas en diseños
recortados y maquinados dentro de la superficie externa del collar, Figura 9.
El collar posee un diámetro externo que varia desde 4 ¾ hasta 9 pulgadas. La distancia
entre las antenas receptoras es de 6 pulgadas, mientras las antenas transmisoras están
espaciadas 6, 12, 24 y 36 pulgadas desde la antena receptora cercana. Estos
6 pulgadas
24 pulgadas
6 pulgadas
ANTENATRANSMISORA COLLAR DE
PERFORACIÓN
ANTENASRECEPTORAS
47
espaciamientos dan cuatro medidas de resistividad referidas como extra somera, somera,
media y profunda respectivamente.6, 7
En la herramienta el par de receptores mide diferencias de fase y relación de amplitudes,
las cuales se convierten a resistividad aparente. El par receptor esta diseñado para operar a
dos frecuencias, las medidas extra somera, somera y media se hacen a una frecuencia de 2
MHz, mientras las medidas profundas se toman a una frecuencia de 1 MHz.6, 7
FIGURA 9. Herramienta de resistividad de propagación de onda electromagnética ó
EWR.6
Principio de Físico de Funcionamiento. La operación de las herramientas EWR se
describe mejor desde el punto de vista de la propagación de la onda electromagnética. La
onda electromagnética se origina por la corriente producida en la bobina o antena
transmisora y se propaga en la formación en todas las direcciones desde la fuente
induciendo voltajes en las bobinas o antenas receptoras. La relación de las amplitudes de
estos voltajes y la diferencia de sus fases se utiliza para calcular la conductividad de la
Antena receptoracercana
Antena transmisora de 1MHz
Antenas transmisorasde 2 MHz
Antena receptoralejana
12 Pulgadas6 Pulgadas
Puntos de medida
48
formación y por tanto la resistividad de la formación. La tasa de atenuación y la tasa de
desfase de la onda están determinadas por las conductividades de la formación y en un
menor grado por el fluido del pozo.6
La diferencia de fase y la relación de amplitud de los voltajes inducidos causada por la
propagación de estas ondas electromagnéticas se miden en las antenas receptoras. El
voltaje en cada antena receptora es una función de la conductividad, la constante dieléctrica
y la permeabilidad magnética de la formación circundante. Los registros de resistividad se
derivan de las diferencias de fase y amplitud y de una combinación de fase/amplitud
calculada a través de transformadas no lineales basadas en una formación homogénea e
isotrópica.6
En este tipo de herramienta hay tres medios para medir resistividad con un arreglo de un
transmisor simple y dos receptores con antenas situadas a una distancia Z1 y Z2 de la
antena transmisora y donde Z1 es mayor que Z2, las cuales en la Figura 8 corresponderían
a 24 y 30 pulgadas respectivamente. Este es el arreglo más simple que trabaja bajo la
técnica de registro de propagación de onda electromagnética.64
Los medios son:
Inferir resistividad de la diferencia de tiempos de arribo de la onda electromagnética a
las dos antenas receptoras, cuando las ondas electromagnéticas se generan desde una
fuente que tiene una dependencia de tiempo que varia en forma de la función
trigonométrica del seno, la diferencia de tiempo se mide en múltiplos de periodo de
oscilación convertido a unidades angulares y llamado una diferencia de fase. La fase
correspondiente a una diferencia de tiempo de un ciclo es de 6.28 radianes o 360º.64
Inferir resistividad de la relación de las amplitudes de las señales en las antenas
receptoras.64
Inferir resistividad de la relación de medidas de fase y amplitud.64
49
De estas opciones, la que más se utiliza, es la aproximación de fase que es la que ha
demostrado mejores resultados y una mayor facilidad de interpretación de los resultados
obtenidos. Las otras dos aproximaciones también se han utilizado ampliamente aunque
con las desventajas que implica la utilización de datos de amplitud los cuales son difíciles
de interpretar, ya que se ven muy afectados por parámetros ambientales, tales como el
fluido del pozo, el espesor, la permeabilidad y cantidad de fluidos de las capas.64
La respuesta de desfase ofrece múltiple profundidad de investigación con excelente
resolución vertical, mientras las medidas de combinación fase/amplitud ofrecen
profundidades de investigación más someras con una notable resolución vertical inferior.64
La frecuencia de operación se selecciona como 2 MHz. El factor que mas pesa en esta
selección es la obtención de una buena respuesta de fase. Una alta frecuencia se evita
debido al incremento en la sensibilidad de la herramienta para con los efectos dieléctricos.
Una baja frecuencia se evita debido a que la eficiencia de la antena decrece con la
frecuencia y también porque la longitud de la herramienta aumenta considerablemente para
alcanzar una sensibilidad de fase aceptable.64
Las profundidades aparentes de investigación de las medidas de resistividad de onda
electromagnética de 2 MHz varía como una función de la resistividad de la formación, la
resistividad del lodo, el tamaño del pozo y el perfil de invasión.
Innovaciones de la herramienta de resistividad por propagación por onda
electromagnética. A continuación se presentan algunas de las principales innovaciones en
el diseño de esta herramienta:
El uso de medidas de resistividad de múltiple profundidad de investigación con
características de respuesta similares provee la habilidad de desarrollar perfiles de
invasión y determinar la resistividad verdadera, la resistividad de la zona lavada y el
diámetro de invasión.6, 7
50
La buena resolución vertical de las herramientas de propagación de onda
electromagnética permite la medida directa de la resistividad verdadera en capas
delgadas y en pozos desviados, sin las incertidumbres inherentes al utilizar las cartas de
corrección para corregir los registros obtenidos con las herramientas de inducción a
cable.6, 7
Los espaciamientos de las antenas transmisoras y receptoras se han seleccionado de tal
manera que es posible obtener una lectura directa de la resistividad verdadera de la
formación, y al mismo tiempo se pueda obtener alguna indicación de invasión. Otra
característica del diseño, es que los sensores tienen buena resolución vertical
comparada con los sensores a cable similares y otros sensores de resistividad MWD.2
La profundidad de investigación de la herramienta de resistividad es importante debido
a que el fluido de perforación invade la formación virgen a alguna profundidad, lo que
produce un cambio en el valor de la resistividad.6, 7
Se ha demostrado que la profundidad de investigación de la herramienta de resistividad
de propagación de onda electromagnética es comparable, en teoría, a la del registro de
inducción medio, pero frecuentemente produce un registro similar al registro de
inducción profundo. La razón por la que esta herramienta parece leer profundo es que
en el momento de la medición la invasión no se ha desarrollado enteramente. Por
ejemplo, si se está perforando a 60 pies/hora con un sensor que esta 10 pies atrás de la
broca, la invasión ha estado en progreso por solo 10 minutos, aunque la profundidad
que debe resultar de un tiempo de exposición dado depende de: la presión diferencial,
las propiedades del lodo, la permeabilidad de la formación y su contenido de fluidos y
la interacción sarta de perforación/pozo.6, 7
La ultima generación de las herramientas de propagación electromagnética es una
herramienta que utiliza cinco transmisores, tres arriba y dos abajo de los receptores, y dos
receptores, ver Figura 10, los cuales disparan las ondas electromagnéticas en secuencia
para suministrar cinco medidas de fase y cinco medidas de atenuación.
51
FIGURA 10. Herramienta de resistividad de propagación de onda electromagnética,
última versión.7
Esta herramienta utiliza para la compensación por pozo de las medidas un método alterno
al método estándar de compensación por pozo; este método se llama Compensación de
Pozo Mixta ó MBHC, el cual permite alcanzar el mismo efecto de compensación pero sin
necesidad de duplicar los transmisores. La compensación se realiza utilizando una
combinación lineal de tres medidas de los transmisores para cada lectura, lo cual elimina la
necesidad de utilizar cinco transmisores para mejorar la compensación por pozo, además de
que hace la herramienta mas corta y fuerte mecánicamente.
3.4.2 Herramienta de Resistividad tipo “LATEROLOG”.7 Las herramientas tipo
“Laterolog” tienen sus raíces en una herramienta de resistividad llamada normal
corta, una de las herramientas iniciales de los sistemas de registro a cable. Su
principio fue adaptado por muchas empresas de servicios MWD en los inicios de
los años 1980 para suministrar un registro de resistividad simple para correlación.
Esta utiliza el principio normal de medida, la corriente emitida por el electrodo
Receptores
Transmisor.16 pulgadas
Transmisor. 32pulgadas
Transmisor.34 pulgadas
Transmisor.22 pulgadas
Transmisor.10 pulgadas
WEAR BANDS
Punto cero
Bandas decaucho
52
emisor es forzada dentro de la formación y retorna a la herramienta a un segundo
electrodo llamado electrodo de retorno. La medida de la caída de corriente y
voltaje entre los dos electrodos permite el cálculo de la resistividad mediante la ley
de Ohm.
Un mejoramiento en la herramienta normal corta, es la técnica de “Laterolog” comúnmente
utilizada en los sistemas de registro a cable. Los registros de exploración introdujeron una
herramienta de resistividad LWD “Laterolog” en 1987 basada en la herramienta de
resistividad de registro a cable “Laterolog 3” desarrollada en los años 1950. Esta
herramienta de resistividad de corriente enfocada ó FCR tiene dos electrodos de corriente
adicionales, a uno y otro lado del electrodo de medida. Esos electrodos suministran
corrientes guardias que fuerzan la corriente principal mas profundamente dentro de la
formación para leer la resistividad verdadera; esto ayuda a suprimir la distorsión del
camino de la corriente dentro de la formación si se presentan capas conductivas muy cerca.
Al mismo tiempo se comercializa una herramienta llamada de resistividad dual la cual
utiliza un anillo toroidal como transmisor que genera una corriente axial en un conductor,
esta corriente sale del collar de perforación en forma radial y por el fondo del collar. La
cantidad de corriente radial en algún punto depende de la resistividad de la formación en
ese punto. Para medir la corriente radial existen dos métodos: la diferencia entre la
corriente axial medida en los toroides receptores y la medida directa de la corriente en los
electrodos. La Figura 11, muestra la configuración mecánica de las dos herramientas
descritas, normal corta y la FCR, siendo la mas importante en este momento la de la
herramienta de resistividad en la broca, la cual se describe a continuación.
Bajo este mismo principio se desarrolla una herramienta llamada RAB por las siglas en
inglés “Resistivity At the Bit” ó resistividad en la broca la cual genera y monitorea el flujo
de corriente axial a través de la broca y a lo largo del collar de perforación para brindar
medidas de resistividad enfocadas. Esta herramienta es la que se analiza a continuación
puesto que es la de mas uso dentro de las herramientas de este tipo.
53
FIGURA 11. Herramientas de resistividad tipo laterolog.7
Herramienta normalcorta
Electrodo decorriente
Electrodo depotencial
Aislamiento
Retorno
16 pu
lgad
as
Transmisor
Receptores
Herramienta de resistividaden la broca
Resistividaden la broca
Resistividadlateral
Electrodosguardias
Retorno
Aislamiento
Retorno
Corrientemedida
Herramienta de resistividadde corriente enfocada
54
Configuración mecánica de la herramienta RAB.7, 67 La herramienta RAB mide cinco
valores de resistividad, en la broca, anillo y botones, adicionalmente rayos gamma, choques
axiales y transversales. Se construyo inicialmente en un collar de perforación de 6.75
pulgadas de diámetro, tiene una longitud de 10 pies y puede estar configurada con un
estabilizador cerca de la broca o en línea como un collar liso. Cuando se requieren datos en
tiempo real, la herramienta RAB se comunica con la herramienta de telemetría MWD por
medio de un cable de telemetría o por una herramienta de fondo de pozo estándar, lo cual
permite flexibilidad en el diseño del ensamblaje de fondo de pozo.
Herramienta RAB, ¿Cómo trabaja?.67 A diferencia de las herramientas de inducción y
“Laterolog”, las cuales inducen anillos concéntricos de corriente de alta frecuencia, esta
herramienta empuja una corriente de baja frecuencia a lo largo del collar de perforación y
dentro de la formación. Se induce un voltaje sobre el collar de perforación, el cual causa
que una corriente fluya hacia abajo del collar y entre a la formación retornando al collar.
Los receptores toroidales miden la corriente axial que viaja a lo largo del collar mientras
una combinación de las medidas de los electrodos de anillo y de botón miden la corriente
que sale de la herramienta. La magnitud de todas estas corrientes esta determinada por la
resistividad de las formaciones.
A continuación se presenta el principio de medición que rige las medidas de resistividad en
la broca y de resistividad enfocada de múltiple profundidad y la técnica de enfoque
cilíndrico que permite realizar estas ultimas mediciones.
Resistividad en la broca.67 Una corriente alterna de 1500 Hz se crea a través de un
transmisor de anillo toroidal, ubicado a una distancia de 1 pie desde el fondo de la
herramienta, que induce un voltaje en el collar. La corriente fluye a través del collar, fuera
de la broca y dentro de la formación, retornando al collar lejos en la sarta de perforación.
El conocimiento del voltaje y la medida de la corriente axial a través de la broca
determinan la resistividad en la broca. Se realizan correcciones por geometría de la
herramienta y estas varían de acuerdo al tipo de ensamblaje utilizado en fondo de pozo.
55
La resolución de la medida en la broca depende de la distancia entre el transmisor y la cara
de la broca, es decir la longitud del electrodo broca. Cuando la herramienta RAB se corre
en el tope de la broca, la resolución se aproxima a 2 pies. Mientras las medidas de
resistividad en la broca no estén enfocadas, los patrones de corriente y el volumen de
investigación son afectados por las capas cercanas con altos contrastes de resistividad.
Mientras la inclinación de los pozos aumenta, la longitud efectiva de los electrodos de la
broca se hace mas corta y en los pozos horizontales se hace igual al diámetro del pozo.
La medida de la resistividad en la broca depende de un buen camino eléctrico broca-
formación. El camino siempre es excelente en lodos base agua y generalmente suficiente
en lodos base aceite.
Las aplicaciones para las medidas de resistividad incluyen el “geostopping” para ubicar
exactamente los puntos de corazonamiento o de ubicación de revestimientos. Por ejemplo,
en un pozo en el golfo de México el objetivo era perforar solo unas pulgadas dentro del
yacimiento antes de asentar el revestimiento, un registro de rayos gamma de inducción de
un pozo vecino se utilizó para correlación. La perforación se detuvo cuando la resistividad
en la broca se incrementa 4 ohm-m, indicando la penetración en el yacimiento. El
modelamiento posterior demostró que la broca había cortado solo 9 pulgadas dentro del
yacimiento.
Resistividad enfocada de múltiple profundidad.67 La herramienta RAB con la cuchilla
de botones, suministra cuatro medidas de resistividad enfocada de múltiple profundidad.
Para una broca de 8½ pulgadas de diámetro, el anillo electrodo tiene una profundidad de
investigación de 9 pulgadas y los tres botones de 1 pulgada tienen profundidades de
investigación de 1, 3 y 5 pulgadas desde la pared del pozo dentro de la formación. Las
medidas de resistividad de los botones son azimutales y adquieren perfiles de resistividad
mientras la herramienta rota en el pozo. La tasa de muestreo dictamina que un perfil total
sea adquirido a velocidades de rotación mayores de 30 revoluciones por minuto, lo cual no
es una limitación real.
56
Los datos azimutales del escáner se almacenan en fondo de pozo y se bajan de la
herramienta entre corridas de la broca. Además, los datos azimutales se promedian por
cuadrantes y transmiten a la superficie en tiempo real junto con los datos de resistividad en
la broca y en los anillos y las medidas de rayos gamma.
Todas las cuatro resistividades utilizan el mismo principio de medida: la corriente del
transmisor superior fluye hacia abajo del collar y sale de la herramienta a la formación,
entrando al collar a noventa grados a lo largo de su longitud; el camino de retorno es a lo
largo del collar por encima del transmisor. La cantidad de corriente que sale de la
herramienta RAB en los electrodos de anillo y botones se mide en un circuito de baja
impedancia. La corriente axial que fluye hacia abajo del collar se mide en el electrodo de
anillo y en el transmisor inferior. Las medidas se repiten para el transmisor inferior.
Técnica de Enfoque Cilíndrico.67 En una formación homogénea, las superficies de igual
potencial cerca de los electrodos de anillo y de botones en la herramienta RAB son
cilíndricas. Sin embargo, en capas laminadas este no es el caso. La corriente se fuerza en
las capas conductivas distorsionando el campo eléctrico; por contraste, las capas resistivas
tienen el efecto opuesto: la corriente las evita y toma los caminos más conductivos. Estos
efectos son llamados de forzamiento y desforzamiento, respectivamente, y permiten
caracterizar los excesos en las medidas en los límites de capas llamados bocinas de
polarización.
La técnica de enfocamiento cilíndrico o CFT, mide y compensa por esta distorsión,
restaurando la geometría cilíndrica de las superficies de igual potencial enfrente de los
electrodos de medida. El enfoque se alcanza por combinación de los patrones de corrientes
generados por los transmisores superior e inferior en el software para efectivamente
imponer una condición de cero flujo axial en el electrodo de anillo monitor. Esto asegura
que la corriente en el anillo se enfoque dentro de la formación y que no fluya corriente a lo
largo del pozo.
57
Los datos de la herramienta RAB se almacenan en memoria no volátil o transmiten hacia
arriba por medio de la herramienta de telemetría MWD. Los datos se transmiten a la
herramienta de telemetría por medio de una conexión de telemetría en fondo de pozo o por
encadenamiento electromagnético a cable. En el último caso, la herramienta RAB
transmite datos para un módulo receptor conectado a la herramienta de telemetría ubicada
150 pies mas lejos.
La herramienta RAB presenta cuatro características principales, las cuales son también
vistas como innovaciones con respecto a las otras herramientas de resistividad LWD:
El uso de transmisores toroidales que generan corriente axial, una técnica muy útil para
las herramientas de resistividad LWD.
El uso de una técnica llamada de enfoque cilíndrico, la cual compensa por una
estimación característica de un valor mayor en las lecturas de resistividad en el límite
de capas, lo que permite la determinación exacta de la resistividad verdadera y una
excelente resolución vertical.
La utilización de la medida de resistividad en la broca, la cual suministra una
indicación temprana de la penetración en la formación yacimiento o el arribo a puntos
de corazonamiento o revestimiento que se conoce con el nombre de “geostopping”.
La utilización de electrodos azimutales para producir imágenes del pozo durante la
operación de perforación, lo que permite que esta herramienta se utilice para
interpretación geológica.
3.5 HERRAMIENTA SONICA LWD
Una nueva herramienta sónica LWD, similar a su contraparte dentro de los servicios de
registro a cable, esta disponible en el mercado. A continuación se presenta una breve
descripción de las características de esta herramienta, su principio físico de funcionamiento
y sus diferencias con respecto a su contraparte a cable.
58
Configuración de la herramienta. La herramienta consiste de un collar de perforación
liso que contiene dos transmisores localizados arriba y abajo de un conjunto de cuatro
receptores. El uso de dos transmisores suministra redundancia, de modo que un registro de
tiempos de tránsito compresional de las ondas de sonido que genera la herramienta ó ∆t
puede ser obtenido aun si un transmisor y dos receptores fallan. Además, esto permite la
compensación por pozo.28 El uso de múltiples transmisores mejora las medidas por
reducción de los efectos de ruido, inclinación de la herramienta, excentricidad de la
herramienta en el pozo y alargamiento del pozo.46
Los transmisores y los receptores operan en el mismo rango de frecuencia que las
herramientas acústicas a cable, 10 a 20 KHz. A diferencia de las herramientas a cable, las
cuales son omnidireccionales, los transmisores y receptores de esta herramienta están
alineados a lo largo de un lado de la herramienta. Este tipo de transmisores y receptores
son mas fuerte que los anillos cilíndricos utilizados en muchas herramientas a cable y están
mejor ajustados a la herramienta LWD.46
Un traductor ultrasónico localizado en el centro del conjunto de receptores, mide
“standoff” entre el lado de la herramienta y la pared del pozo. Esta medida se utiliza para
identificar rugosidad del pozo, permitir el procesamiento de las formas de la onda y como
un “caliper” bruto cuando la herramienta esta rotando.46
Principio Físico de Funcionamiento. Con las herramientas de registro sónico, una señal
acústica generada en un transmisor en la herramienta, viaja a través de la formación y
posteriormente arriba a un receptor ubicado en la herramienta, Figura 12.28
Las herramientas de registro moderno registran las formas de las ondas acústicas, las cuales
son las amplitudes de las señales de presión arribando al receptor como una función del
tiempo.28
59
FIGURA 12. Principio físico de funcionamiento de la herramienta sónica LWD.28
Las formas de las ondas se procesan para determinar el tiempo de tránsito compresional de
la onda (∆tc), el cual es el tiempo requerido para que las ondas compresionales viajen una
cierta distancia a través de la formación, usualmente 1 pie o 1 metro.28
La compresibilidad acústica es el inverso de la velocidad acústica y se expresa en unidades
de ± seg/ft o ± seg/m. En formaciones superficiales, el rango más común para ∆tc es de 45
a 170 ±seg/ft.28
PRINCIPIO DE REGISTRO DE LAHERRAMIENTA SONICA LWD
Transmisorsuperior
Transmisorinferior
Receptores
Formaciones
Herramienta
60
Cambios de la herramienta sónica a cable a la herramienta sónica LWD. Aunque hay
abundante información técnica sobre el registro sónico a cable, el desarrollo de una
herramienta sónica LWD ha presentado cambios únicos, entre los cuales cabe destacar:
LA RESISTENCIA DE LA HERRAMIENTA. La herramienta debe ser construida de
modo que las señales acústicas que viajan directamente a lo largo del cuerpo de la
herramienta sean retardadas lo suficiente para que arriben a los receptores a baja
amplitud, después que las señales emitidas que han viajado a través de la formación
hayan regresado a los receptores. Esto debido a que las señales directas pueden
interferir con las señales de la formación y afectar los registros de las formas de la
onda. Para evitar este problema, los cuerpos de las herramientas sónica a cable se
construyen con numerosas ranuras abiertas y alargadas, transversales al eje de la
herramienta. Tal construcción, sin embargo no es posible con las herramientas LWD,
tales ranuras en la herramienta LWD debilitan mucho los collares para enfrentar los
esfuerzos y choques generados durante las operaciones de perforación y pesca.28
RUIDO DE PERFORACION. En los registros a cable, los ruidos en fondo de pozo se
generan por el movimiento de las herramientas a través del pozo, pero estos ruidos no
interfieren significativamente con el registro sónico normal. Durante las operaciones
LWD, factores tales como el nivel de ruido de la sarta en rotación, el movimiento axial
de la herramienta a través del pozo y el flujo de lodo a través y alrededor de la
herramienta producen niveles de ruido que se considera altos y que enmascaran las
señales de la formación, para lo cual se desarrollaron filtros de frecuencia que permiten
obtener las señales sin ruido.28
RECUPERACION DE DATOS. Durante el registro sónico a cable, los datos de las
formas de la onda se transmiten a superficie donde se procesan para obtener las
medidas de ∆tc. La telemetría electrónica de los sistemas a cable puede operar a altas
tasas de transmisión necesarias para transferir la alta densidad de datos de la forma de
la onda a la superficie. Aun los sistemas de telemetría por pulsos de presión en el lodo
más rápidos usados en las operaciones LWD, no son útiles para transmitir los datos de
la forma de la onda en un intervalo de tiempo razonable. Aun así, si se desea un
61
registro en tiempo real, el procesamiento de los datos de las formas de las ondas debe
llevarse a cabo en fondo de pozo en la herramienta durante la perforación.28
El desarrollo de esta herramienta ha permitido determinar que la mayor parte del ruido de
la perforación ocurre a frecuencias por debajo de 12 KHz y que por tanto, este ruido se
debe eliminar de las señales registradas utilizando filtros de frecuencia los cuales deben
ubicarse entre los circuitos electrónicos de la herramienta. Esto ha permitido registrar las
señales acústicas en formaciones con baja transmisibilidad acústica.
62
4 SISTEMAS DE TELEMETRIA
En la realización de una operación de perforación de un pozo, los sistemas de obtención y
transmisión de la información desde fondo de pozo son básicamente dos: uno de
obtención, el cual implica generar el proceso de medición como tal, llevar a cabo la
recepción y almacenamiento de la información y determinar que tipo de información va a
ser enviada a superficie, y segundo la transmisión a la herramienta de telemetría,
normalmente una herramienta MWD, de la información que va a ser enviada a superficie.
Por esto, es importante entender que en todo proceso de toma de medidas en tiempo real
durante una operación de perforación, se deben presentar en el ensamblaje de fondo de
pozo dos tipos de herramientas denominadas MWD y LWD, las cuales se van a encargar de
obtener la información relativa a las condiciones de perforación y a las propiedades de las
formaciones perforadas, además de almacenar toda esta información y enviar parte de ella a
superficie para poder llevar a cabo la evaluación de la operación de perforación en tiempo
real.
Cabe destacar que todas las herramientas LWD poseen un dispositivo para almacenar la
información que ellas registran en fondo de pozo, parte de la cual se envía a superficie en
tiempo real mediante las herramientas MWD de telemetría por medio de pulsos de presión
en el lodo esencialmente o en algunos casos por otro sistema de telemetría tal como un
sistema electromagnético.
Los dispositivos para la recolección y almacenamiento utilizados por las herramientas
LWD son muy similares a los que utilizan las herramientas de los sistemas de registro a
cable y poseen capacidades en memoria de hasta 2 MegaBytes. Ellos funcionan con
63
baterías, ó también con la potencia eléctrica que genera el motor de lodo que hace parte del
ensamblaje de herramientas MWD.
Los datos de profundidad se almacenan en el computador de superficie con respecto al
tiempo. Un reloj de cuarzo en el computador de superficie, suministra el tiempo de
referencia para los datos de profundidad y un tiempo de referencia inicial para un reloj
similar en el computador que hace parte de la parte electrónica de la herramienta en fondo
de pozo. Los datos profundidad/tiempo se acumulan en superficie mientras los datos
formación/tiempo se registran en fondo de pozo; los registros formación contra profundidad
se obtienen a través de correlación de tiempo para los dos grupos de datos.16
4.1 GENERALIDADES
Cuatro tipos básicos de medidas muestran perspectivas como métodos de recolección y
transmisión 14, 29, 42, 59, 64, 68, 69, 72:
Pulsos de presión en el lodo.
Métodos electromagnéticos.
Sistema a cable o método del conductor aislado.
Métodos acústicos.
Todos estos métodos han sido objeto de investigación por mucho años, pero para finales de
la década de 1970 el primero de estos había alcanzado un desarrollo tal, que su utilización
comercial había empezado, aunque con algunos inconvenientes en lo relacionado con la
parte electrónica del sistema.59
Para el año de 1978 se reporta la información sobre las ventajas y limitaciones de cada uno
de estos métodos, Tabla 12.29 Allí se reporta la profundidad potencial de uso de cada
sistema, la tasa de transmisión de un dato, el requerimiento de potencia de fondo de pozo, si
el sistema permite la comunicación por dos vías y la confiabilidad del sistema en términos
de ser muy buena, buena, regular o deficiente.29
64
TABLA 12. Sistemas básicos de medición mientras se perfora.29
Sistemas Profundidad Potencial
Tasa de Transmisión
Requerimiento de suministro de
potencia en fondo de pozo
Dos vías de comunicación
Confiabilidad
Pulsos de presión en el lodo
Mayor de 20000 pies
6 a 60 segundos Sí ? Buena
Métodos electro- Magnéticos
2,000 a 20,000 pies
0.1 segundos o mayor
Sí Sí Buena
Sistema a cable Mayor de
20000 pies Muy alta No Sí Muy buena
Métodos acústicos 3000 pies 0.1 segundos o
mayor Sí Sí Buena
En la Tabla 12, se observa que todos los métodos presentan algún tipo de problema ya sea
por la profundidad limitada de funcionamiento, la necesidad de un suministro de potencia
en fondo de pozo ó no poder determinar si el sistema permite la comunicación por dos vías.
También se puede destacar que todos presentan una confiabilidad establecida como buena.
Basándose en la investigación y desarrollo hasta ese momento, los autores planteaban que
los cuatro sistemas existentes debían ser clasificados por orden de importancia y viabilidad
de desarrollo en el orden en el cual se presentan en la Tabla 12, es decir pulsos de presión
en el lodo, métodos electromagnéticos, sistema a cable y métodos acústicos.29
4.1.1 Sistema de pulsos de presión en el lodo.68 En los sistemas de pulsos de presión en
el lodo, la resistencia al flujo a través de la sarta de perforación se modula ó maneja
rítmicamente por medio de una válvula y un mecanismo de control montado en un
collar de perforación cerca de la broca.
La tasa de transmisión de las medidas es relativamente lenta debido a algunas limitaciones
características de los sistemas de lodo tales como la atenuación del pulso de presión en el
lodo y la tasa de modulación, entre otras. En los sistemas de pulsos de lodo, la fuente de
potencia para enviar los datos hasta superficie es el campo de presiones creado por las
65
bombas de lodo en superficie; la modulación de la presión de lodo se lleva a cabo en fondo
de pozo y la potencia para esta modulación debe estar disponible allí mismo.
En uno de los sistemas iniciales desarrollados conocido como sistema “TELEDRIFT”, la
presión del lodo se utiliza para empujar resortes que ponen en funcionamiento los sensores,
en los sistemas modernos se utilizan baterías o generadores de turbinas a lodo en fondo de
pozo.59
El concepto de utilizar pulsos de presión en el lodo se referencia en la literatura con
patentes desde 1929. Entre los años 1950 y comienzos de 1960 un sistema de pulsos de
presión de lodo para registrar mientras se perfora fue desarrollado por Arps.29 Este
desarrollo, demostró la confiabilidad de utilizar pulsos de presión en el lodo para enviar en
tiempo real a superficie las mediciones registradas mientras se perfora, sin modificar los
sistemas básicos de perforación rotatoria y sin usar tubería de perforación especial. Este
sistema se patentó pero no se realizaron desarrollos posteriores.29
Posteriormente, Schlumberger desarrolla en 1978 un sistema alternativo basado en el
concepto de pulso de presión desarrollado por Mobil, conocido como sistema sirena de lodo
de Mobil o “Screamer”. En este, una válvula rotatoria se utiliza para generar una señal de
onda de presión sónica continua en el rango de 10 a 300 Hz en el lodo dentro de la sarta de
perforación. Los datos se transmiten digitalmente por un método de desfase llamado Clave
de cambio de fase sin retorno a cero, “Nonreturn To Zero Phase Shift Keying” o NRZ–
PSK. Estos datos se envían en palabras de 10 bits mas un par de chequeo y la transmisión
puede ser de 0.75, 1.5 ó 3 bits/seg.29
Las ventajas inherentes del concepto de pulso de presión en el lodo son: no requiere cables
aislados ni tubería especial y la potencia del sistema se deriva de la corriente de lodo,
adicionalmente los sistemas de pulso de presión en el lodo son de tipo mecánico y por tanto
bastante seguros. Las desventajas primarias son: el sistema tiene una tasa de transmisión
66
de datos relativamente lenta y la señal debe extraerse de un ambiente de bastante ruido,
adicionalmente la comunicación en dos sentidos no es posible.29, 42
4.1.2 Sistemas electromagnéticos.72 La transmisión de señales electromagnéticas a
través de la tierra como de la tubería de perforación, se ha estudiado como un
método de telemetría para enviar hasta superficie en tiempo real las mediciones
registradas en fondo de pozo mientras se perfora. Algunos de los métodos
utilizados incluyen la transmisión de datos para estudios nucleares clandestinos, el
acoplamiento toroidal de las señales electromagnéticas sobre la tubería de
perforación y la transmisión a través de la tierra utilizando la componente
polarizada verticalmente y un sistema de repetidores espaciados aproximadamente
cada 1000 metros en la sarta de perforación.
Con estos métodos es posible la obtención de una alta tasa de datos y no hay necesidad de
tubería de perforación especial. La viabilidad del uso de este sistema a través de la roca
yacimiento implica la utilización de señales electromagnéticas de muy baja frecuencia, ya
que estas señales tienen una atenuación bastante baja. Por desgracia, estas frecuencias
están cercanas a las frecuencias telúricas, por tanto el ruido en fondo de pozo hace que la
detección y la recuperación de la información con señales electromagnéticas sean muy
difíciles.
La atenuación de las señales electromagnéticas por la tubería de perforación también limita
la aplicación de este método. El uso de repetidores aumenta los costos y los problemas de
confiabilidad.
Un sistema de telemetría electromagnético esta compuesto de un sistema en superficie y de
un sistema en fondo de pozo. En superficie se encuentra un ensamblaje para recolección de
la señal, un ensamblaje para procesar y mostrar la información y un sistema de receptores.
En fondo de pozo, el sistema consta de un empaque de baterías, los sensores internos, un
67
convertidor de datos análogos a digitales, un microprocesador, la herramienta, un
modulador, el sistema de encendido/apagado, ON/OFF, un amplificador de potencia y un
πCDR de presión, Figura 13.
FIGURA 13. Componentes del sistema de telemetría electromagnético.72
Ensamblaje pararecolección de la
señal
Ensamblaje paraprocesar y mostrar la
información.Receptor
Sensoresinternos
Convertidor A/D
Ensamblaje de laherramienta
ΠDCR presión
Empaque debaterias
Microprocesador
Modulador
ControlON/OFF
Amplificador depotencia
68
4.1.3 Sistemas a cable. Los sistemas a cable se utilizan actualmente en diversas
operaciones de pozo, entre ellas el registro de las formaciones. La adaptación del
cable eléctrico a una operación de perforación permite la telemetría de la
información en el pozo; sin embargo, los problemas asociados con la conexión y
mantenimiento de la línea eléctrica bajo condiciones de perforación no han
cumplido los requerimientos de un sistema de fácil uso, económico y confiable.
Las principales ventajas de un sistema a cable son: una tasa de datos transmitidos
extremadamente alta, las comunicaciones por dos vías son simples y la potencia eléctrica
puede suministrarse por medio del cable conductor.42 Las desventajas incluyen: seguridad
en los conectadores, el desgaste y falla del cable debido a la abrasión del lodo y la rotación
de la tubería, interferencia potencial con operaciones de pesca y requerimientos de equipo
especial y accesorios tales como carretes para manejar el cable.42
La Figura 14, muestra los componentes principales de un sistema de registro a cable. El
sistema consta de dos sistemas principales: un sistema de superficie y un sistema de fondo
de pozo.
El sistema de superficie, utiliza un panel de control principal que se compone
principalmente de un computador en el cual se recibe toda la información, se realiza un
muestreo instantáneo de la información generada en fondo de pozo y se graba en cinta
magnética, CD-ROM o se muestra en papel. Además, se lleva un registro de la
profundidad para correlacionar los datos obtenidos de las formaciones con la información
de profundidad, para ello se utiliza un tambor mecánico tipo torno o “Mechanical Winching
Drum”.63
El sistema de fondo de pozo consta principalmente del cable, la herramienta de registro y
los conectadores con lo cual se garantiza que la operación de registro se puede realizar sin
interrupción de la operación de perforación.63
69
FIGURA 14. Componentes principales de un sistema telemetría a cable.63
4.1.4 Sistemas acústicos. Otro método potencial de telemetría del pozo es la transmisión
de señales acústicas o sísmicas a través de la tubería de perforación o de la tierra; la
transmisión de la señal no depende de tener las bombas funcionando. Una muy baja
intensidad de la señal que se genera en fondo de pozo junto con el ruido acústico del
sistema de perforación, hacen difícil la detección de la señal.
Las ventajas primarias de un sistema acústico son: la simplicidad, una alta tasa de datos
transmitidos y los costos asociados. Algunas desventajas importantes son: la alta
atenuación de la señal y el efecto nocivo del ruido acústico generado durante la perforación,
además el uso de repetidores inciden en el aumento de costos y en la confiabilidad del
sistema.42, 63
Torre
Registromagnético
Computador ensuperficie
Mechanicalwinching
drum
Herramienta deregistro en fondo de
pozo
Cable deregistro
Conectores del cable ala tubería
Formación
Muestreoinstántaneo
Transmisióndigital de datos
70
A continuación se presenta en la Tabla 13, las ventajas y desventajas de cada uno de los
sistemas considerados. Esta tabla es un resumen de todos los aspectos ya planteados para
cada uno de los sistemas de telemetría que muestran perspectivas como métodos de
obtención en tiempo real de la información generada en fondo de pozo; donde esta
información corresponde a parámetros de la operación de perforación e información de las
formaciones perforadas.
TABLA 13. Ventajas y desventajas de los diferentes sistemas de comunicación fondo
de pozo-superficie.42
Sistema Ventajas Desventajas
Presión en el lodo
No requiere ni cables aislados ni tubería especial.
La potencia del sistema se obtiene de la corriente de lodo.
Son de tipo mecánico. Son bastante seguros.
El sistema tiene una tasa transmisión de datos relativamente lenta.
La señal debe extraerse de un ambiente de bastante ruido.
La comunicación en dos sentidos no es posible.
Electromagnético
Tasa de datos transmitidos alta. No hay necesidad de tubería de
perforación especial. Utilización de señales
electromagnéticas de muy baja frecuencia, ya que estas señales tienen una atenuación bastante baja.
La atenuación de las señales electromagnéticas sobre la tubería de perforación limita la aplicación de este método.
El uso de repetidores debe aumentar los costos y los problemas de confiabilidad.
Cable
Tasa de datos transmitidos es extremadamente alta.
Las comunicaciones por dos vías son simples.
La potencia eléctrica puede ser suministrada utilizando el sistema conductor.
Seguridad en los conectadores. El desgaste y falla del cable debido a
la abrasión del lodo y la rotación de la tubería.
Interferencia potencial con operaciones de pesca.
Requerimientos de equipo especial y accesorios tales como carretes para manejar el cable.
Acústico
La simplicidad. Una alta tasa de datos transmitidos. Los costos.
La alta atenuación de la señal. El efecto nocivo del ruido acústico
generado durante la perforación. Los repetidores inciden en el
aumento de costos y en la confiabilidad del sistema.
De todas estos sistemas mencionados, el de mas uso actualmente es el sistema de pulsos de
presión en el lodo, el cual utiliza la columna de lodo dentro de la sarta de perforación como
71
una línea de transmisión acústica y presenta la ventaja de no requerir mayores
modificaciones del equipo de perforación o ningún cambio significativo en la operación del
equipo. A continuación se detallan un poco mas algunas de las características de este
sistema.
4.2 SISTEMA DE TELEMETRIA MAS UTILIZADO EN LA ACTUALIDAD
El sistema de telemetría más utilizado actualmente, en las aplicaciones de registro y
transmisión de medidas en tiempo real desde fondo de pozo, es el sistema de telemetría por
pulsos de presión en el lodo. A continuación se presenta brevemente cada uno de los
sistemas de transmisión que puede utilizar este sistema.
Existen dos tipos diferentes de sistemas de telemetría por lodo. El primer tipo opera a tasas
de datos muy bajas por obstrucción momentánea del flujo de lodo hacia la broca de
perforación, ó por recirculación de una porción del flujo por el anular señalando la duración
de la modulación de una palabra como dato o pulso ó un bit de un código digital.77
El segundo tipo desarrollado por la corporación de investigación y desarrollo de MOBIL
genera una onda de presión de frecuencia determinada y continua, la cual se modula por el
método de clave de cambio para representar datos, esta técnica se ha encontrado ser muy
inmune al ruido del equipo a altas tasas de transmisión de datos.77
Estos dos tipos de sistemas de telemetría por pulsos de presión en el lodo se clasifican del
modo siguiente:
Pulso positivo de presión en el lodo
Pulso negativo de presión en el lodo
Onda continua de presión en el lodo
72
4.2.1 Pulso Positivo de presión en el lodo. En este sistema una válvula tipo tapón
obstruye momentáneamente el flujo de lodo, lo que produce un pico en la presión de
la tubería rotatoria.68
La reducción del flujo dentro de los collares o restricción parcial y momentánea de la
corriente de lodo en fondo de pozo produce un incremento intermitente de la presión en la
tubería rotatoria.
En la Figura 15, se puede apreciar un esquema de cómo se produce un pulso de presión
positivo en fondo de pozo, además de un diagrama del comportamiento de la presión contra
el tiempo mientras se están enviando los datos hasta superficie utilizando este sistema.
A continuación se describe el proceso de generación de los pulsos positivos de presión en el
lodo durante el proceso de telemetría, el cual se presenta en la Figura 15: 68
a) La válvula se encuentra en su punto descendente mínimo, lo cual se representa en el
diagrama de presión contra tiempo como un valor de presión constante o presión de
flujo del lodo a través de la tubería de perforación.
b) La válvula empieza un movimiento ascendente, que comienza a obstruir el flujo de lodo
y se manifiesta como un incremento en el valor de la presión.
c) La válvula ya ha alcanzado su punto ascendente máximo, lo cual implica una
obstrucción total del flujo de lodo que se manifiesta como el punto de presión máximo
en el diagrama de presión contra tiempo.
d) La válvula empieza a descender, por lo cual se observa un descenso en la presión.
e) La válvula ha alcanzado su punto de descenso mínimo, lo cual se manifiesta como un
retorno en el valor de la presión de flujo a su valor inicial.
73
f) El proceso continua, repitiendo los pasos a) hasta e) durante los procesos de transmisión
por telemetría por pulsos positivos de presión en el lodo.
FIGURA 15. Sistema de telemetría por pulsos de presión positivos en el lodo.68
4.2.2 Pulso Negativo de Presión en el lodo. La perforación con una broca de boquillas o
con un motor en fondo de pozo introduce una diferencial de presión entre las partes
interna y externa de los collares de perforación. Este diferencial de presión se
cambia abriendo una válvula y creando una comunicación entre la parte interna de
la sarta de perforación, corriente de lodo, y el espacio anular al nivel de los collares
de perforación. De este modo los pulsos negativos de presión se generan y utilizan
para transmitir datos digitales del mismo modo que en los pulsos positivos.14
PRESIÓN
Tiempo
Presióna b
c
ed
a) b)
d)
c)
e)
74
En este sistema una válvula ventea momentáneamente una porción del flujo de lodo al
anular del pozo, generando una disminución intermitente en el valor de la presión de la
tubería.68
En la Figura 16, se puede apreciar un esquema de cómo se produce un pulso de presión
negativo en fondo de pozo, además de un diagrama del comportamiento de la presión
contra el tiempo mientras se están enviando los datos hasta superficie utilizando este
sistema.
A continuación se describe el proceso de generación de los pulsos positivos de presión en el
lodo durante el proceso de telemetría el cual se presenta en la Figura 16: 68
a) La válvula se encuentra en su punto ascendente máximo, lo cual se representa en el
diagrama de presión contra tiempo como un valor de presión constante o presión de
flujo del lodo a través de la tubería de perforación.
b) La válvula empieza un movimiento descendente, que comienza a obstruir el flujo de
lodo y se manifiesta como una diminución en el valor de la presión.
c) La válvula ya ha alcanzado su punto ascendente mínimo, lo que implica una
obstrucción total del flujo de lodo que se manifiesta como el punto de presión mínimo
en el diagrama de presión contra tiempo.
d) La válvula empieza a ascender, por lo cual se observa un aumento en la presión.
e) La válvula ha alcanzado su punto de ascenso máximo, lo cual se manifiesta como un
retorno en el valor de la presión de flujo a su valor inicial.
f) El proceso continua repitiendo los pasos a) hasta e) durante los procesos de transmisión
por pulsos negativos de presión en el lodo.
75
FIGURA 16. Sistema de telemetría por pulso negativo de presión en el lodo.68
4.2.3 Onda Continua de Presión en el lodo. Llamado también sistema sirena de
transmisión. La herramienta produce una onda senosoidal de 12 Hz en fondo de
pozo. Palabras de 10 bits representan datos los cuales se transmiten por
mantenimiento o cambio de la fase de la onda a intervalos regulares. Un Cambio de
fase de 180º representa un 1 y un mantenimiento de fase representa un 0.14
En este sistema un rotor, un estator y una hélice obstruyen repetidamente el flujo de lodo tal
como una válvula rotatoria o una sirena. Esto genera una fluctuación continua de baja
frecuencia en la presión de la tubería rotatoria en la región de 30 psi. La onda transmisora
se modula, tal como una transmisión de radio por frecuencia modulada para llevar la
información a superficie.68
a) b) c)
d) e) Presión
Tiempo
b
a
cd
e
f)
76
En la Figura 17, se puede apreciar un esquema de cómo se genera un pulso de presión de
onda continua y cómo se presenta este proceso en forma de gráfica de presión contra
tiempo.
FIGURA 17. Sistema de telemetría por onda continua de presión en el lodo o sistema
tipo sirena.68
A continuación se describe el proceso de generación de los pulsos de presión en el lodo por
onda continua durante el proceso de telemetría el cual se presenta en la Figura 17: 68
a) El rotor y la hélice se encuentran en fase, uno justo sobre del otro, por lo que el flujo de
lodo no presenta ningún tipo de restricción lo cual se puede apreciar en la gráfica como
una línea de presión constante.
b) El rotor y la hélice se encuentran en desfase uno de otro, la hélice se ha empezado a
mover y por tanto se ha producido una obstrucción momentánea del flujo de lodo lo
a) b) c)
e)
d)
f) PRESIÓN
TIEMPO
a b
c
d
e
f
77
cual causa un incremento en la presión como se observa en la gráfica de presión contra
tiempo.
c) La hélice ya ha obstruido mucha parte del flujo de lodo por lo que la presión sigue
aumentando y esta próxima ha alcanzar su valor máximo.
d) La hélice obstruye totalmente el flujo de lodo lo cual implica que la presión alcance su
punto máximo.
e) La hélice continua moviéndose, lo cual causa que se reasuma el flujo de lodo y por
tanto se dé una disminución de la presión, esta presión sigue disminuyendo acercándose
al valor de la presión del punto a).
f) La hélice esta de nuevo sobre el rotor, se tiene en este punto flujo máximo de lodo el
cual presenta un valor de presión igual al del punto a). El proceso continúa repitiendo
los pasos a) hasta e) mientras se estén transmitiendo datos con este sistema.
El desarrollo del sistema de telemetría de lodo por onda continua es importante debido a
que permite un número de sensores en fondo de pozo más alto, con más medidas
transmitidas por unidad de tiempo o por pie de perforación lo que lleva a un monitoreo mas
refinado de las operaciones de perforación. Los sistemas actuales de telemetría de este tipo
pueden transmitir datos a 0.75, 1, 3, 10 y 12 bits/segundo
78
5 TIPO DE INFORMACIÓN PROPORCIONADA POR LAS
HERRAMIENTAS LWD
Las herramientas utilizadas en la tecnología LWD ó que toman registros mientras se
perfora han desempeñado un papel crucial en todos los aspectos relacionados con la
planeación y ejecución de pozos desviados, de alcance extendido y horizontales.
Ellas se han constituido en la mano derecha de las empresas encargadas de la perforación
de pozos para llevar a cabo la difícil tarea de concebir y desarrollar proyectos que
involucren la perforación de pozos no convencionales.
El tipo de herramientas utilizadas aquí enfocan toda su atención a la toma de medidas
básicas para la determinación de propiedades petrofísicas tales como porosidad,
permeabilidad y saturaciones de agua, petróleo y gas, propiedades geológicas tales como el
buzamiento y los espesores de capa de las formaciones y litológicas tales como la
identificación del tipo de mineral que compone la matriz de las formaciones productoras.
El objetivo fundamental que ha guiado y permitido el rápido desarrollo de ésta tecnología,
ha sido la disminución de los costos de perforación y el incremento en la eficiencia de la
misma; esto ha sido posible ya que parte del desarrollo de esta tecnología ha estado
enfocado a la obtención en superficie y en tiempo real de toda la información que va siendo
obtenida en subsuelo.
Es importante recordar, antes de mirar las aplicaciones de las herramientas del sistema de
registro LWD, que para el análisis de registros de las propiedades de las formaciones se
79
cuenta básicamente con tres tipos de información en función del momento al cual se toma
la información. Si la información se registra mientras se perfora entonces se habla de datos
MWD o LWD, en cambio si los datos se registran luego de perforar pero con las mismas
herramientas MWD o LWD, normalmente entre horas a máximo 1 ó 2 días la información
se considera tomada en modo de LAD, MAD, por las siglas en inglés “Logging After
Drilling” o “Measurement After Drilling” respectivamente, y por ultimo esta la categoría
tradicional de datos de los sistemas a cable los cuales se toman en el rango de días a
semanas y aún en el plazo de años luego que el pozo ha sido perforado y se designan como
WL por las siglas en inglés “Wireline Log”.
En este texto los registros tomados en modo de pasada LAD, MAD y a cable se consideran
todos como registros MAD para la comparación con los registros MWD o LWD que
posteriormente se hará.
A continuación se presentan algunas de las principales aplicaciones de los sistemas de
registro LWD, las cuales se describen brevemente y complementan algunas de ellas con
ejemplos reportados en la literatura.
5.1 ANÁLISIS DE POZOS BASADOS EN LA COMPARACIÓN DE DATOS DE
REGISTROS LWD, A CABLE Y LAD
Esta es una de las aplicaciones mas importante, ya que es la base para determinar los
valores reales de las propiedades de la formación los cuales se infieren de la respuesta de
cada una de las herramientas de los sistemas LWD y a cable. Lo que básicamente se hace
es registrar mediciones a tiempos diferentes durante la vida del pozo, es decir tomar
medidas mientras ó en un lapso muy corto después que la formación ha sido perforada,
algún tiempo después que ha estado expuesta al fluido de perforación y días, semanas o
años después que se ha finalizado la perforación del pozo. Esto permite validar la
información sobre las propiedades de la formación a tiempos diferentes y bajo condiciones
diferentes.
80
A continuación se presenta un ejemplo que ilustra este tipo de comparaciones. Este permite
primero el delineamiento de un contacto gas/petróleo por medio de la comparación de las
corridas en modo de pasada MWD, MAD y la pasada de los registros a cable. Se utilizan
las herramientas MWD de neutrón porosidad, rayos gamma y resistividad y las
herramientas de densidad, neutrón porosidad, sónico y buzamiento de las formaciones de
los sistemas de registro a cable, adicionalmente se obtienen muestras de pared. Cabe
destacar que el registro que se presenta no se muestran todas estas medidas.
EJEMPLO 1, Delineación de un Contacto Gas/Petróleo por Comparación de los
Registros MWD y a Cable.10 El artículo plantea que el tercer pozo perforado desde la
plataforma Thick es el pozo desviado A-5. Este pozo con forma de S y un ángulo máximo
de 45 grados tiene un desplazamiento de 2,500 pies. El objetivo primario, la arena YC, se
encontró cerca de la vertical.
El sistema de medidas MWD para el pozo desviado A-5 incluye herramientas de rayos
gamma, resistividad y neutrón porosidad. Los servicios a cable incluyen herramientas de
densidad, neutrón porosidad, sónico, medidor de buzamiento de las formaciones y muestras
de pared. No se requiere la toma de registros de inducción a cable, debido a que las
respuestas de resistividad MWD muestran ser superiores a su contraparte a cable. Los
registros de neutrón MWD y a cable se corren para verificar las respuestas en un pozo de
12¼ pulgadas de diámetro.
La arena YC contiene un yacimiento de petróleo con capa de gas asociado. La Figura 18,
muestra los cruces neutrón/densidad a cable en la pista 4 y la relación de conteos
cercano/lejano MWD en la pista, 5 identificando el contenido de gas de la arena y el
contacto gas/petróleo a 7,500 pies de profundidad medida. Este contacto se confirma con
los análisis de los corazones de pared. Debido a que el tamaño de la broca en esta parte del
pozo es de 12¼ pulgadas, las medidas de neutrón porosidad MWD y a cable se ven muy
afectadas. La respuesta de neutrón porosidad MWD, aunque más influenciada por el
81
tamaño del pozo, identifica correctamente el tipo de hidrocarburo y el contacto
gas/petróleo.
FIGURA 18. Evaluación del pozo A-5, arena YC, con registros de resistividad y
neutrón MWD y densidad neutrón a cable.10
Las resistividades de múltiple profundidad, Figura 18 pista 2, comparan con las medidas de
la pasada MAD, denotada como “WIPED MWD” 10 horas mas tarde, Figura 7 pista 3,
revelando dos zonas de alta permeabilidad, k, a 7,458 y 7,502 pies en profundidad medida.
Estas áreas de alta permeabilidad, indicadas por la separación de las curvas, son
confirmadas por los datos de los corazones de pared. Los valores de permeabilidad están
en el rango de 0.42 a 2.60 Darcies.
Las resistividades MAD muestran perfiles de invasión fuertes, Figura 18 pista 3, en la zona
de gas delineada por la técnica de conteos de neutrón MWD de los detectores
cercano/lejano. Las diferencias en los perfiles de invasión temprana para las zonas de gas y
petróleo se deben a la alta movilidad del gas y a las mejores permeabilidades. El cambio en
82
el perfil de las cuatro curvas de resistividad con el tiempo cualitativamente confirma el
contacto gas/petróleo.
5.2 EVALUACIÓN DE POTENCIALES ZONAS PRODUCTORAS DE
HIDROCARBUROS, PETRÓLEO Y/O GAS, Y AGUA
Para esta aplicación se utilizan todas las medidas con que cuentan los sistemas de registro
LWD, es decir densidad, neutrón, rayos gamma, resistividad y sónico, aunque algunas de
ellas por si solas, resistividad y neutrón, o combinadas con otra, densidad y neutrón, pueden
permitir en una primera aproximación determinar la presencia de fluidos y que tipo de
fluido esta presente. La utilización de todas las medidas posibles permite la identificación
y valoración de los fluidos presentes en las formaciones, es decir la determinación de las
saturaciones de agua, aceite y gas.
El siguiente ejemplo permite determinar la ubicación de contactos de fluidos por medio del
análisis de medidas de neutrón porosidad y resistividad en pasadas MWD y MAD, luego se
comparan las medidas de resistividad MWD y a cable para definir una arena productora de
petróleo de baja resistividad, una zona de transición y una zona de agua, adicionalmente se
demuestra la poca utilidad de las medidas de resistividad a cable para determinar la
resistividad verdadera de la formación, debido a los efectos de invasión, por lo cual se
utilizan las medidas MWD para tal fin.
EJEMPLO 2, Ubicación de Contactos de Fluidos.70 Las herramientas de neutrón
porosidad investigan relativamente cerrada al pozo, con un diámetro de investigación
menor de 10 pulgadas. Los detectores de neutrones de He3 en la herramienta de densidad
neutrón LWD responden primariamente al índice de hidrógeno en su volumen de
investigación. Cuando el gas este presente dentro de ese volumen, la salida de porosidad de
la herramienta será menor que la porosidad que debe medir la herramienta si el espacio
poroso esta lleno con un fluido diferente a gas, tal como agua ó petróleo. Esto se ha
llamado normalmente un efecto de excavación. Esta es la característica que permite la
83
identificación de las zonas de gas utilizando las medidas de neutrón porosidad y densidad.
Por esta misma razón, se debe espera ver el efecto de la invasión de filtrado cuando se
compara un registro de neutrón porosidad LWD a un registro LAD. Si la medida LWD
puede ser hecha antes que haya mucha invasión y otra medida se toma algún tiempo
después, la migración de gas debe poder notarse.
Un ejemplo de esto se muestra en las Figuras 19 y 20. La herramienta de densidad neutrón
adquiere primero datos en el modo de LWD. Al alcanzar la profundidad total, el
ensamblaje de fondo de pozo se devuelve hasta el zapato del revestimiento intermedio y
luego se retorna al fondo. La diferencia de tiempo entre las dos pasadas es de 21 horas.
FIGURA 19. Diferencias en los registros neutrón porosidad LWD con el tiempo
permiten determinar contactos de fluidos.70
84
Algo visible sobre el registro, arriba del contacto gas/petróleo, es que el filtrado de lodo
desplaza el gas desde el pozo al tiempo transcurrido entre las dos pasadas del registro, zona
sombreada en la Figura 19. Esto es suficiente para tener un cambio notable en la medida de
neutrón porosidad. Mirando progresivamente mas profundo abajo del contacto
gas/petróleo, la diferencia entre las dos medidas de neutrón porosidad se hace más pequeña,
Figuras 19 y 20. Esto resulta de dos hechos: un decrecimiento de la relación gas/petróleo
dentro de la zona de petróleo y una progresión de tiempo menor entre las dos pasadas de los
registros.
FIGURA 20. Efecto de la disminución de la relación gas/petróleo sobre el registro de
neutrón porosidad LWD con el tiempo.70
En el contacto petróleo/agua, hay poca diferencia entre las dos medidas de neutrón
porosidad, lo cual añade seguridad a la interpretación, Figura 20. El filtrado de lodo tiene
el mismo índice de hidrógeno que el agua de la formación, por tanto debe aparecer lo
mismo sobre los detectores de neutrón.
85
En este mismo pozo, el registro de resistividad de la herramienta de resistividad/rayos
gamma también detecta el desplazamiento de hidrocarburos desde el pozo. Las Figuras 21
y 22 indican cambios con el tiempo en la resistividad de cambio de fase de profundidad de
investigación somera, zona sombreada, mientras en la resistividad de atenuación profunda
no. La resistividad somera decrece entre las dos pasadas del registro en las zonas de gas y
de petróleo, y como se espera se incrementa debajo del contacto petróleo/agua, Figura 22.
FIGURA 21. Comparación del registro de resistividad LWD por la técnica de
progresión de tiempo.70
86
FIGURA 22. Comparación del registro de resistividad LWD por la técnica de
progresión de tiempo.70
Los ejemplos previos demuestran que los valores de la resistividad aparente son una
función del tiempo al cual la medida se toma. Dado que el operador quiere determinar la
resistividad verdadera de la formación, algunas cartas de corrección por pozo, espesor de
capa y efectos de invasión están disponibles para ayudar a corregir las medidas iniciales.
Ocasionalmente, los efectos ambientales pueden ser muy grandes para determinar la
resistividad verdadera de la formación por este método. Por consiguiente, el sistema LWD
puede permitir medir la resistividad verdadera de la formación antes de que se presenten
problemas serios de erosión e invasión.
Tal caso se ejemplifica en los registros disponibles de un pozo de la costa de Louisiana.
Una broca de 8 ½ pulgadas de diámetro y un sistema de lodo base agua fresca, se utiliza
para el intervalo en cuestión. La herramienta de resistividad/rayos gamma se corre en
87
conjunto con una herramienta de medidas direccionales MWD para obtener un registro de
reconocimiento. El intervalo alrededor de x600 a x700 pies, Figura 23, parece tener
potencial basado en las medidas tomadas por la herramienta de resistividad/rayos gamma
LWD. Un conjunto de registros a cable se corre cerca de dos semanas después que el
intervalo se perfora y registra con un sistema LWD.
La Figura 23, compara el registro de resistividad/rayos gamma LWD resultante con el
registro de inducción a cable. En la pista 3, las resistividades LWD de atenuación de
profundidad de investigación profunda y de cambio de fase de profundidad de investigación
somera se comparan a las medidas de inducción media y profunda corregidas por pozo y al
registro de resistividad esférico enfocado.
FIGURA 23. Confirmación de la presencia de hidrocarburos movibles en una arena
productora de baja resistividad por comparación de registros de resistividad a cable y
LWD.70
88
El punteado de sombra oscura entre la lectura de la resistividad de atenuación profunda y la
del registro de inducción medio indica que la medida de resistividad de atenuación
profunda tiene un valor mayor que la resistividad de inducción media. El sombreado claro
indica que la medida de resistividad de atenuación profunda tiene un valor menor que la
resistividad de inducción media. La curva del registro de inducción medio se selecciona
para comparación debido a la similitud de su profundidad de investigación y a la resolución
vertical de la resistividad de atenuación profunda LWD en este rango de resistividad.
En la pista 2 de la Figura 23, la resistividad de atenuación profunda se compara a las
medidas corregidas por invasión de la herramienta de inducción a cable, la resistividad
verdadera de la formación y la resistividad de la zona invadida. El punteado de sombra
oscura entre las lecturas de resistividad de atenuación profunda y la resistividad verdadera
indica cuando la resistividad de atenuación profunda tiene un valor mayor que la
resistividad verdadera. De nuevo el sombreado claro indica cuando la resistividad de
atenuación profunda lee menor que la resistividad verdadera.
Dos puntos importantes se observan en este ejemplo. Primero, la comparación de la
resistividad LWD a la resistividad a cable ayuda a definir una arena productora de petróleo
de baja resistividad, x630 a x706 pies, una zona de transición, x706 a x712 pies y un zona
de agua, por debajo de x712 pies. Esta interpretación se confirma por las muestras de
corazones a cable. Segundo, las cartas de corrección para las medidas de inducción a cable
no son suficientes para determinar la resistividad verdadera de la formación. Por tanto, el
valor de la resistividad de atenuación profunda parece ser la opción apropiada para los
cálculos del yacimiento que involucran la resistividad verdadera.
La arena productora de agua de x860 a x876 pies, ilustra dramáticamente el grado de
cambio de resistividad que puede ocurrir con la invasión con el paso del tiempo.
89
5.3 DETECTAR APROXIMACIÓN A LIMITES DE CAPAS
Se logra determinar por la respuesta de las herramientas de resistividad y en algunos casos
de la herramienta de rayos gamma, las cuales presentan una respuesta característica a esta
situación.
Para la herramienta de resistividad, esta respuesta se conoce como conos de polarización o
ruido y consiste en una separación abrupta de las respuestas de resistividad por cambio de
fase y de atenuación; esta respuesta característica ha sido estudiada hasta el punto de que se
conoce el límite de respuesta de la herramienta en pies a este tipo de situación, en términos
de las condiciones necesarias para que se presenten. Cuando se identifica este tipo de
respuesta en algún registro indica la aproximación a un límite de capa. Para la herramienta
de rayos gamma se utiliza la respuesta de la herramienta de rayos gamma enfocados con la
cual se obtienen dos medidas simultáneas, una por debajo y otra por encima de la
herramienta; la separación ó aproximación de las dos curvas de respuestas permite
identificar la intersección de un límite de capa.
A continuación se presentan dos ejemplos, el primero de la respuesta teórica de la
herramienta de rayos gamma enfocados a la intersección de una capa y el segundo
mostrando la respuesta de la herramienta de resistividad bajo la misma condición.
Cabe destacar que el segundo ejemplo además demuestra que una de las condiciones que
normalmente se ha considerado como necesaria para la generación de los conos de
polarización realmente no lo es.
EJEMPLO 3, Detección de Un Límite de Capa por Medio de La Respuesta de La
Herramienta de Rayos Gamma Enfocados MWD.26 Cuando se esta perforando un pozo
horizontal y el pozo se esta acercando al plano horizontal, la herramienta de rayos gamma
estándar puede detectar los límites de las capas pero no indicar si ellos están en el tope o en
la base del objetivo. La herramienta de rayos gamma enfocados, utiliza un material de alta
90
densidad para enfocar la detección de la radiactividad en las secciones superior e inferior
del pozo. Las características de enfocamiento de esta herramienta suministran un medio
para detectar la aproximación a los límites de las capas como se muestra en la Figura 24.
FIGURA 24. Detección de los límites de capas por medio de la respuesta de la
herramienta de rayos gamma enfocados.26
Se puede observar que mientras la herramienta se aproxima a uno de los límites de una
capa, los conteos de los lados bajo y alto de la herramienta se separan y la dirección de la
separación indica si la capa esta abajo o arriba del camino del pozo. Cuando en la
superficie se detecta esta desviación en el registro, se pueden tomar acciones para corregir
el camino del pozo en la zona objetivo.
91
EJEMPLO 4, Uso de Los Conos de Polarización.58 El ejemplo del registro de la Figura
25 es de un pozo direccional perforado en el Golfo de México. El diámetro del pozo es 9⅞
pulgadas y la resistividad del lodo de perforación calculada es 0,33 Ω-m a la temperatura de
la formación.
FIGURA 25. Conos de polarización.58
El trazado de las curvas de conteo de los detectores de neutrón de espaciamiento cercano a
lejano muestra que los tres lóbulos de la arena gasífera tienen aproximadamente el mismo
efecto del gas.
Sin embargo, los dos lóbulos superiores exhiben la misma marca de un registro de alta
resistividad asociada con los conos de polarización. El registro de buzamiento revela un
92
agudo contraste en la dirección de buzamiento a x580 pies. Con el hoyo desviado 10
grados a un acimut de 220 grados, los dos lóbulos superiores se inclinan en buzamiento en
un ángulo de aproximadamente 37 grados a un acimut de 340 grados; este se relaciona con
un buzamiento relativo de 33 grados. El lóbulo inferior se inclina un ángulo de 22 grados a
120 grados del acimut; esto corresponde a un buzamiento relativo de 22,4 grados.
Todas las condiciones para el desarrollo de un cono, presentes en las dos arenas superiores,
también se dan en la arena inferior. La única diferencia es el ángulo de buzamiento de 22
grados en las dos arenas superiores. A menos que haya otro factor afectando el desarrollo
del cono, el ángulo critico de buzamiento para el desarrollo del cono esta ubicado
aparentemente en algún lugar especifico entre esos dos ángulos. Debe notarse que este
ejemplo crea en cierta forma un problema teórico, si bien el registro da la impresión que
exhibe conos, no cae bajo las condiciones teóricas necesarias para su generación.
Se cree que las resistividades aparentemente altas son conos, debido a que no se espera que
el espaciamiento profundo tenga la mejor resolución vertical a ese alto valor de resistividad.
Otra evidencia que sugiere que las respuestas de registro son conos, es el estado de
respuesta rápida que presentan las curvas de atenuación de amplitud, que por lo general se
presentan lentas.
En la Figura 26, se muestran las resistividades por cambio de fase en comparación con las
curvas de atenuación de amplitud. Una observación interesante es el lóbulo de gas con
ocho pies de altura a x570 pies; la lectura de la atenuación profunda es tan alta como la
lectura de atenuacion media y ambas son mas altas que las de los espaciamientos
superficiales y extra superficiales. Este no es el caso para un lecho de este espesor y esta
resistividad. En tanto que se piensa que la lectura de profundidad extra superficial de fase y
de atenuación tienen resoluciones verticales comparables a una relativamente baja
resistividad, la lectura de profundidad extra superficial de fase arroja un valor de 4,5 Ω-m y
la lectura de profundidad extra superficial de atenuación registra una lectura de 3 Ω-m.
93
FIGURA 26. Cambio de fase contra la atenuación de la amplitud.58
Una de las razones por la que se escoge este ejemplo es el hecho de que el pozo no tiene
que ser altamente desviado para experimentar la generación de un cono de polarización.
También ha habido una ausencia de conos de polarización en algunos pozos horizontales a
través de secuencias estratigráficas con buzamientos altamente inclinados, penetrando
yacimientos y lutitas hidrocarburíferas. Aun cuando este fenómeno ha sido documentado,
muchos de los aspectos e implicaciones operacionales no han sido completamente
comprendidos.
94
5.4 DETECTAR INVASIÓN TEMPRANA EN ZONAS PERMEABLES.
COMPARACIÓN DE REGISTROS A CABLE Y LWD PARA
IDENTIFICACIÓN DE PERFILES DE INVASIÓN.
Se logra con la determinación de valores de resistividad a varias profundidades de
investigación. La comparación de estos valores y el conocimiento de los valores de la
resistividad del lodo y del filtrado de lodo permiten realizar este tipo de análisis. También
se puede lograr con la comparación de dos registros, uno mientras se perfora y otro corrido
algún tiempo después. La opción de contar a etapas tempranas con información de las
condiciones de la formación, ha posibilitado el estudio de las condiciones de invasión, lo
que ha permitido la identificación de perfiles de invasión de cada una de las formaciones
porosas que atraviesa la broca mientras alcanza la profundidad total.
A continuación se presentan un ejemplo que muestra los perfiles de invasión para los tres
tipos de arenas productoras que podemos encontrar, agua, gas y petróleo; es de destacar el
uso en este ejemplo de herramientas de resistividad para tal fin.
EJEMPLO 5, Clasificación Cualitativa de Hidrocarburos.58 Han sido observadas
ciertas diferencias en los patrones de invasión en arenas que contienen diferentes tipos de
hidrocarburos. Las arenas gasíferas presentan un marcado perfil de invasión rápida,
mientras que aquellas que albergan petróleo o agua han mostrado una resistencia mucho
más alta a la invasión rápida. Este fenómeno se puede atribuir a las diferencias existentes
en las movilidades de los fluidos. Se ha notado que esto es independiente, en un alto grado,
de las propiedades intrínsecas de la roca o de las presiones diferenciales.
La Figura 27 muestra una arena gasífera perforada en el Golfo de México. Este pozo en
forma de S se perfora con una broca de 9⅞ pulgadas de diámetro, en un sistema de lodo
base agua fresca con bentonita. La resistividad del lodo es 0.21 Ω-m y la del filtrado de
lodo es 0.14 Ω-m a la temperatura de la formación. Las salinidades del agua de la
formación son 120,000 ppm de NaCl, con una resistividad del agua connata calculada en
95
0.02 Ω-m. La densidad del lodo es 9.8 lb/gal, con una pérdida API de fluido de 4.6 cm3.
Nótese que el tiempo de exposición de la formación es de 30 a 90 minutos; sin embargo, los
factores de la resistividad de profundidad extra somera y somera muestran un significativo
efecto de invasión.
FIGURA 27. Perfil de invasión de una arena gasífera.58
La Figura 28 muestra una arena petrolífera de la misma área con parámetros similares de
porosidad, permeabilidad y de perforación a los de la arena de la Figura 27. Nótese que
96
aun cuando el tiempo de la formación realmente ha aumentado a un promedio de dos horas,
el efecto de invasión es considerablemente menor que el de la arena gasífera. No obstante
todavía existe algún efecto de invasión, la medida de profundidad somera casi se superpone
a las medidas de profundidades media y profunda, y la medida de profundidad extra somera
es significativamente mas alta cuando se compara con la de la arena.
FIGURA 28. Perfil de invasión de una arena petrolífera.58
La Figura 29 muestra una serie de arenas acuíferas en un pozo casi vertical que se perfora
con una broca de 9⅞ pulgadas de diámetro. La resistividad del lodo es 0.14 Ω-m y la del
filtrado de lodo es 0.13 Ω-m a la temperatura de la formación. La densidad del lodo es 10
97
lb/gal con una pérdida de fluido API de 5.4 cm3. Casi no hay una aparente invasión poco
después de que el pozo ha sido perforado. Nótese las diferencias en las características de
invasión de los diferentes lóbulos del empaque arenífero. Esto se atribuye posiblemente a
las variaciones en las dimensiones o clasificaciones del grano y su efecto en la formación
del conglutinado de lodo.
FIGURA 29. Perfil de invasión de una arena acuífera.58
La Figura 30 muestra el curso de la invasión en una arena acuífera. Nótese que la medida
del tiempo de exposición de la formación aumenta para subsecuentes fases de registro, este
es muy parecido a los registros a cable con un perfil tradicional de invasión.
98
FIGURA 30. Cambios en el perfil de invasión de una arena acuífera.58
La Figura 31 muestra las diferencias presentes en una arena que contiene gas y petróleo, los
cuales están separados por lutita. Este pozo se perfora con una broca de 12¼ pulgadas de
diámetro y un ángulo de 60 grados. La resistividad del lodo es 0.32 Ω-m y la resistividad
del filtrado de lodo es 0.24 Ω-m a la temperatura de la formación.
La pista 3 muestra el registro de la tasa de conteo de neutrones de los detectores de
espaciamiento cercano/lejano MWD. Cuando las dos curvas están separadas, indica la
99
presencia de gas; cuando se unen la de petróleo o agua. Obsérvese la diferencia en el perfil
de invasión en la medida de la herramienta cuando pasa de la zona de gas a la de petróleo.
Las diferencias en la separación y en la resistividad relativa existente en las cuatro curvas
son mucho más pronunciadas en el gas que en el petróleo.
Este método es cualitativo y debe tenerse mucho cuidado para asegurar que las
características de la formación, las condiciones de registro y el periodo de exposición de la
formación sean similares. Sin embargo hasta la fecha ha demostrado que es efectivo en
muchos registros.
FIGURA 31. Perfiles de invasión: arena gasífera contra una arena petrolífera.58
100
5.5 DETERMINAR LA LONGITUD DE LA INVASIÓN.
Esto se logra mediante la comparación de registros LWD o MWD, LAD o MAD y/o a
cable ya que cada uno presenta una etapa del proceso de invasión, la cual es dependiente
del tiempo y de las propiedades de la formación tales como porosidad, permeabilidad y tipo
de fluidos presentes. Los registros LWD se toman mientras la formación no ha sido muy
afectada por la invasión de fluidos, esta es una suposición, los registros LAD se corren
cuando el proceso de invasión ya ha estado en desarrollo por algunas horas después de que
se han tomado los registros LWD y los registros a cable son corridos por lo menos un día
después de que ha finalizado el proceso de perforación.
Cabe destacar que para este tipo de aplicación la medida principal que se utiliza es la
obtenida de la herramienta de resistividad, ya que esta herramienta posee múltiples
profundidades de investigación, por lo cual la comparación de dos medidas de igual
profundidad de investigación a diferentes tiempos es una indicación del avance del filtrado
de lodo dentro de la formación.
El siguiente ejemplo muestra el efecto del tiempo de exposición sobre la respuesta de la
medida de resistividad de onda electromagnética de profundidad de investigación profunda,
la cual es la única medida que en muchas ocasiones alcanza a medir la resistividad
verdadera de las formaciones cuando se ha presentado una invasión profunda de las
formaciones productoras.
EJEMPLO 6, Efecto del Tiempo de Exposición de La Formación sobre La Respuesta
de La Medida de Resistividad de Onda Electromagnética MWD de Profundidad de
Investigación Profunda.57 Es importante el tiempo durante el cual la formación esta
expuesta a los fluidos de la perforación, para una interpretación precisa de los registros
LWD. El tiempo de exposición de la formación o FET, es aquel tomado desde cuando la
broca penetra por primera vez la formación hasta cuando la herramienta particular toma
101
realmente la medición. Esta medición es particularmente importante cuando se esta
realizando una evaluación informativa de los registros LWD o MWD.
La Figura 32 muestra una serie de arenas gasíferas perforadas en el Golfo de México. Este
pozo casi vertical se perfora con una broca de 9⅞ pulgadas de diámetro. La resistividad del
lodo ó Rm a la temperatura de la formación es 0.14 Ω-m y la resistividad del filtrado de
lodo ó Rmf es 0.13 Ω-m. La densidad del lodo es 10 lb/gal con una pérdida de fluido API
de 5.4 cm3.
FIGURA 32. Medida de resistividad por propagación de onda electromagnética de
profundidad de investigación profunda sin obtener el valor de la resistividad
verdadera.57
102
El tiempo de exposición de la formación varia desde 1 hora 45 minutos en la arena superior
hasta 3 horas 45 minutos en la arena inferior. En la Figura 32, las lecturas de
profundidades de investigación media y profunda de la herramienta de resistividad MWD
tienen una diferencia de 2,5 Ω-m en la arena inferior y esta se eleva en la arena superior.
Es obvio, que la invasión ha afectado la lectura de profundidad profunda dentro de un
marco relativamente corto de tiempo en la arena inferior.
Si el espaciamiento normal, equivalente a la medida de resistividad de profundidad de
investigación media, de la herramienta de 2 MHz es la única medición disponible, la
suposición de que el valor que representa la resistividad verdadera es incorrecta y el uso de
esa medición para la determinación de la saturación de agua es inexacta. Esto ha sido
demostrado como en el caso que se presenta en varias circunstancias donde no ha habido un
periodo de exposición de la formación excepcionalmente largo u otra indicación de que la
lectura de profundidad profunda no lee la resistividad verdadera.
5.6 TIMONEO SUBTERRÁNEO GEOLÓGICO DEL POZO, “GEOSTEERING”
El “Geosteering” es el uso de instrumentos de registros para obtener datos geológicos y
geofísicos mientras se perfora, permitiendo al perforador guiar exactamente los motores de
pozo, de modo que ellos estén en un nivel óptimo dentro de las zonas productoras evitando
los límites, tales como agua, gas o geológicos, y mantenerse dentro del intervalo objetivo.
Este proceso puede llevarse a cabo con la utilización de las herramientas de resistividad y
rayos gamma MWD. Cuando se esta frente a ambientes de perforación muy complejos o se
requiere una ubicación geológica, mas que geométrica, exacta es necesario utilizar
adicionalmente las medidas de densidad y neutrón.
Los siguientes ejemplos ilustran la utilización de las herramientas LWD para la
geonavegación en tiempo real de las formaciones. Además se ilustran otras aplicaciones
adicionales tales como la determinación del buzamiento de las capas a partir de la
información dibujada de la trayectoria del pozo.
103
EJEMPLO 7, Aplicaciones en Tiempo Real. Geonavegación para Evitar La
Conificación de Agua y Determinación del Buzamiento de Las Formaciones.25 En este
ejemplo se muestra la respuesta de dos herramientas LWD, una herramienta de resistividad
llamada “Compensated Dual Resistivity” o CDR y una herramienta de densidad y neutrón
llamada “Compensated Density Neutron” o CDN, en un pozo horizontal donde se intenta
perforar en el tope del yacimiento para minimizar la conificación de agua. En la Figura 33,
el registro muestra que el pozo penetra el yacimiento a x160 pies. Se continua perforando y
como en ese momento el ángulo del pozo es mayor de 90 grados, este se empuja fuera del
tope del yacimiento mas abajo en x540 pies.
FIGURA 33. Registro CDR/CDN de un pozo horizontal.25
104
La Figura 34, muestra una vista simple de la trayectoria a través de la formación. Esta
muestra como inicialmente el pozo penetra en una arena de pobre calidad y luego corta una
capa delgada de esquisto para luego alcanzar una arena de buena calidad. Mas allá a través
del pozo, la capa delgada de esquisto y la capa de arena de pobre calidad reaparecen
mientras el pozo retorna hacia arriba a través del tope del yacimiento. La calidad de la
arena se determina por las respuestas de resistividad y densidad.
FIGURA 34. Vista simplificada del pozo a través de las formaciones yacimiento.25
105
De este registro, Figura 34, es posible determinar el buzamiento de la capa de esquisto en la
dirección del pozo. De la Figura 35, se puede ver que con una construcción geométrica
simple se calcula un buzamiento de 1.4 grados; esto da la información geométrica requerida
para permitir guiar el pozo hacia atrás, al nuevo curso. Además, la confirmación de que el
pozo regreso a la arena de buena calidad proviene del monitoreo de la resistividad y la
densidad en tiempo real.
FIGURA 35. Cálculo del buzamiento estructural aparente a lo largo del pozo.25
106
5.7 ESTIMACIÓN DE LITOLOGÍA.
Se logra por la comparación de las medidas que ofrecen las distintas herramientas que
permiten identificación de litología, ellas son: rayos gamma, densidad, neutrón, resistividad
y sónica, es decir todas las medidas de los sistemas de registro LWD.
El siguiente ejemplo ilustra la determinación de litología, volúmenes de arcilla y arena,
saturaciones de fluidos y porosidad a partir de las medidas de resistividad y rayos gamma
de los sistemas de registro LWD y a cable. La parte importante de este ejemplo es la
evaluación de la formación a partir de los registros obtenidos, en especial la determinación
de las saturaciones de agua calculadas las cuales difieren en algunos de los intervalos para
los dos sistemas.
EJEMPLO 8, Comparación de Datos de Registros de Resistividad y Evaluación de La
Formación con Determinación de Las Saturaciones de Fluidos, Porosidad y
Litología.34 La saturación de agua es sensible a la invasión. Algunas condiciones de
invasión no son apropiadamente corregidas por las técnicas de interpretación de registro
estándar y pueden mostrar valores de resistividad anómalos, muy altos o muy bajos. Es
muy común, para la invasión profunda el desplazamiento de hidrocarburos lo que hace
difícil determinar la saturación exacta de fluidos en una zona.
La Figura 36 compara dos registros de resistividad, uno de inducción de alta resolución ó
HRI y el otro de la herramienta llamada resistividad de onda electromagnética compensada
rayos gamma y direccional ó CWRGD, corridos con dos días de diferencia. La invasión
afecta el registro a cable disminuyendo la resistividad a través de la porción baja de la capa
de gas. Esta diferencia en los cálculos desarrollados para la evaluación de la formación,
muestra una predicción más optimista de la saturación de agua de la herramienta CWRGD
en la Figura 37. Las saturaciones de agua calculadas son comparadas en la pista 3. Las
ares sombreadas indican donde la saturación de agua calculada con los datos LWD son mas
optimistas que las calculadas con los datos de los registros a cable.
107
FIGURA 36. Comparación de los registros de las herramientas de resistividad de
inducción de alta resolución y de onda electromagnética compensada, rayos gamma y
direccionales.34
108
FIGURA 37. Evaluación de la formación de los registros en la Figura 36.34
109
La inspección del “caliper” a cable indica que se requiere poca corrección ambiental,
especialmente debido a que la densidad del lodo en este pozo es 9 lbm/gal. Esto ilustra las
diferencias residuales en los valores calculados de parámetros para evaluación de la
formación, lo cual no puede ser resuelto por las técnicas de evaluación de la formación
estándares. En este caso la mejor evaluación viene de los datos del registro LWD, debido a
que representan las condiciones del yacimiento antes de la invasión.
5.8 GUIAR DENTRO DE OBJETIVOS HORIZONTALES COMPLEJOS
La correlación de información de las herramientas LWD en tiempo real con la información
obtenida de otros pozos o del modelamiento en computador de los posibles escenarios de
perforación, permite una óptima ubicación geológica o geométrica del pozo de modo que se
logran interceptar los intervalos objetivos para obtener la mayor producción de
hidrocarburos recuperables.
EJEMPLO 9, Utilización del Registro de Rayos Gamma para Correlación en Tiempo
Real entre Las Secciones de Alto Ángulo y de Alto Ángulo Invertido en El Pozo 1.13 El
pozo 1 se planea como un candidato de alto ángulo debido a que en esta parte del campo, el
intervalo productor de la formación Ivishak produce de numerosos esquistos continuos,
esquisto A y esquisto Kavik en la Figura 38. En un pozo de alto ángulo, todos los
intervalos productores se interceptan y potencialmente se drenan, el cual no es el caso para
los pozos horizontales. El pozo 1 se perfora con y se produce desde un empate de alto
ángulo invertido, para reducir el riesgo de problemas de conificación de gas asociados con
la cercanía al contacto gas/petróleo.
Aproximadamente, 900 pies de profundidad medida antes del tope pronosticado de la
formación Ivishak, una herramienta de rayos gamma MWD se añade a la sarta de
perforación. La herramienta se ubica 10 pies detrás de la broca, lo que permite una rápida
identificación de los topes de las zonas perforadas. Usando los datos de rayos gamma para
identificar los topes de la arenisca Sag River y la formación Shubblik, la profundidad
110
verdadera del pozo intermedio se ajusta a 17 pies de profundidad vertical verdadera mas
arriba. Sin la información MWD, la profundidad verdadera de este pozo de 12¼ pies de
diámetro probablemente había penetrado la formación Ivishak causando daño de la
formación y pérdida de lodo.
FIGURA 38. Trazo del registro de rayos gamma en tiempo real, mostrando la
correlación entre las secciones de alto ángulo y de alto ángulo invertido del pozo 1.13
El uso de los datos de rayos gamma durante la perforación del pozo de 8½ pulgadas de
diámetro, permite la identificación de la base de la formación Ivishak 23 pies verticales mas
arriba de lo pronosticado. En la base, el pozo se desvía arriba de 90 grados, Figura 38, y se
perforan 1,300 pies de pozo de ángulo invertido. El pozo se perfora a un ángulo empinado
cerca de la base, estando cerca de la horizontal al final de la profundidad verdadera.
111
El uso del LWD o MWD permite la ubicación exacta del pozo en las arenas productoras
más desarrolladas en vez de en la roca de pobre calidad en la base del yacimiento.
Adicionalmente, es necesario perforar arriba del esquisto A, debido a que este esquisto por
correlación parece ser continuo y las arenas ubicadas por encima pueden drenarse
solamente cuando sean interceptadas por la sección invertida del pozo.
5.9 CORRELACIÓN DE LA FORMACIÓN
Esta aplicación se realiza normalmente con registros de otros pozos de la misma zona, los
cuales permiten tener datos sobre las profundidades esperadas de las formaciones de
interés, sean marcadores geológicos ya definidos para el campo o los topes y bases de los
intervalos productores.
El siguiente ejemplo correlaciona el tope y la base de la formación de interés por la
comparación de dos registros de rayos gamma, uno del sistema de registro LWD y otro del
sistema de registro a cable.
EJEMPLO 10, Correlación de un Registro LWD a un Registro a Cable en
Profundidad Vertical Verdadera.26 Este ejemplo se denomina en la referencia
bibliográfica 3 como el caso numero tres, “Curvatura media”. Pozo ubicado al este de
Texas. En diciembre de 1985, ARCO perfora el primer pozo comercial utilizando las
técnicas de perforación desarrolladas para los pozos de prueba del norte de Texas. Durante
esta operación una herramienta de rayos gamma enfocados se corre para ubicar los límites
de las formaciones objetivos.
El pozo se perfora primero verticalmente y registra a cable para definir el yacimiento
objetivo. Un tapón de cemento se asienta arriba de la zona de interés y la perforación
empieza utilizando las técnicas de perforación utilizadas en otros pozos de la misma área.
El desplazamiento horizontal para este pozo es de 1,200 pies. Después de alcanzar la
profundidad verdadera, la herramienta de rayos gamma enfocados MWD se añade a la
112
herramienta direccional para registrar el pozo. La profundidad vertical verdadera MWD
del registro correlaciona con la del registro a cable como se ve en la Figura 39.
Del registro a cable, el tope y el fondo de la formación objetivo están a 7,854 pies y 7,924
pies respectivamente; indicando un espesor de formación de 70 pies. Del registro MWD, el
tope y el fondo de la formación objetivo están a 7,854 pies y 7,912 pies respectivamente;
indicando un espesor de formación de 58 pies. Los doce pies de diferencia en el espesor de
la capa se deben a un grado de buzamiento hacia arriba de la formación.
FIGURA 39. Correlación de un registro de rayos gamma enfocado MWD con un
registro de rayos gamma enfocado a cable en profundidad vertical verdadera.26
113
5.10 DETERMINACIÓN CUALITATIVA DE VARIACIONES EN LA
PERMEABILIDAD DE LA FORMACIÓN.
La respuesta de la herramienta de resistividad con sus medidas múltiples de diferente
profundidad de investigación, permite la determinación cualitativa de la variación de la
permeabilidad de la formación por la utilización de datos a diferentes tiempos durante la
vida del pozo. La comparación de estas medidas permite la identificación de diferentes
perfiles de invasión de las zonas de interés lo que hace suponer variaciones en la
permeabilidad. Estas variaciones deben ser validadas con la información obtenida de los
núcleos y corazones de pared.
El siguiente ejemplo muestra esta aplicación particular, la cual se espera puede pasar de ser
una evaluación cualitativa a una evaluación cuantitativa en el futuro.
EJEMPLO 11, Cambios Relativos en La Permeabilidad.58 La herramienta de
resistividad por propagación de onda electromagnética ha demostrado ser efectiva en la
identificación de secciones permeables dentro de intervalos específicos.
La Figura 40, contiene datos de la pasada MWD en la pista 2 y datos de la pasada MAD en
la pista 3, los cuales se graban a través de un intervalo de arena lutitosa, en el Golfo de
México. La resistividad del lodo es 0.18 Ω-m y la del filtrado de lodo es 0.092 Ω-m a la
temperatura de la formación mientras la densidad del lodo es 12 lb/gal. La resistividad del
agua se calcula en 0.02 Ω-m a la temperatura de la formación. Con excepción de la
resistividad de inducción, se corre una serie completa de registros a cable, incluyendo
tomas de núcleos de las paredes laterales del hoyo, después que el pozo alcanza la
profundidad efectiva.
Después de registrar en tiempo real la zona, la empresa operadora del pozo solicita que se
haga una pasada MAD utilizando la herramienta MWD. Al contrastar el perfil de invasión
MWD con el perfil de invasión MAD, se determina que se pueden realizar suposiciones
114
cualitativas sobre las variaciones en la permeabilidad. Si los análisis de los núcleos
laterales confirman que esta divergencia en los perfiles de invasión se correlacionan con los
cambios en la permeabilidad, entonces la herramienta de resistividad de onda
electromagnética puede proporcionar una respuesta válida a los cambios de permeabilidad
dentro de los yacimientos para la proyección de futuros pozos.
FIGURA 40. Variaciones de permeabilidad.58
Los lóbulos de la arena de x444 a x494 pies tienen porosidades del 32%. El lóbulo superior
es gasífero mientras el inferior es predominantemente petrolífero. Los datos de la pasada
MWD, trazados en la pista 2, tienen el perfil de invasión esperado para una zona productora
de hidrocarburos que ha sido invadida por el filtrado de un lodo base agua fresca.
115
La resistividad verdadera de la formación se verifica por medio del ajuste de las curvas de
resistividad media y profunda. Los datos de la pasada MAD, con un tiempo de exposición
de la formación de 11 horas, se trazan en la pista 3. Nótese el contraste entre los perfiles de
resistividad MWD y MAD en la porción superior de la arena, particularmente a x458 pies.
Se asume que el área de descenso en las cuatro curvas de resistividad MAD, es el resultado
de la presencia de una veta de alta permeabilidad dentro de la vena lo cual ha permitido una
invasión adicional apreciable durante el periodo de tiempo de 11 horas.
Estas suposiciones son válidas cuando se completan con los análisis de los núcleos de las
paredes del pozo. La inspección de los datos de los núcleos indica la presencia de granos
de mayores dimensiones y permeabilidades más altas que el resto de la arena. En la zona
de interés de x458 pies, la permeabilidad es de 1,230 miliDarcies, mientras que presenta
valores de 470 miliDarcies y 770 miliDarcies por encima y por debajo de esa zona,
respectivamente.
Otras aplicaciones consideradas son las siguientes, de estas algunas solo son casos
particulares de las que han sido descritas anteriormente y otras constituyen aplicaciones
generales:
Optimizar operaciones, reducir riesgos y reducir costos.
Producir la columna estratigráfica.
Confirmar la penetración en y evitar la salida del intervalo objetivo.
Detección y correlación de marcadores geológicos y topes de arenas.
Asegurar registros en ambientes de perforación difíciles.
Evaluación exacta de la formación mientras se esta construyendo el pozo
Detectar aproximación a y evitar la intersección con el contacto agua/aceite, gas/aceite
y agua/gas.
Detección de potenciales zonas de hidrocarburos.
Detección y descripción de capas productoras delgadas y de zonas productoras
inesperadas.
116
Detección instantánea de puntos de corazonamiento y de ubicación de revestimientos.
Evaluación de las secciones superiores del pozo, posibles zonas productoras de bajo
contraste.
Exploración con registros de secciones intermedias del pozo en pozos de exploración y
de desarrollo y de la sección de fondo en pozos de exploración para la determinación de
presión de poro correlación y detección de potenciales capas productoras.
Extender la longitud horizontal en pozos horizontales.
Identificar intervalos agotados o presurizados antes de que los invada el lodo.
Óptimo ubicación del pozo en la zona productora.
117
6 COMPARACIÓN DE LOS SISTEMAS DE REGISTRO LWD Y A CABLE
Los registros LWD y a cable son piezas importantes del proceso de evaluación de la
formación. De un modo general se utilizan como la base o fundamento de la evaluación
económica de los nuevos yacimientos y como referencia para monitorear el estado de
depletamiento de los yacimientos maduros.34
Ha sido una practica común y errónea asumir que las herramientas que se utilizan para la
evaluación de las formaciones en los sistemas LWD son idénticas a las herramientas
equivalentes utilizadas en los sistemas de registro a cable. Estos sistemas presentan
diferencias significativas de muchos tipos.19
Infortunadamente, estos registros no son directamente intercambiables, además las
diferencias en la respuesta básica de la herramienta y los cambios en los ambientes de
registro durante las corridas de las herramientas de cada sistema pueden causar variaciones
significativas entre medidas similares de densidad, neutrón, rayos gamma, resistividad y
sónico, que afectan la posterior evaluación del yacimiento. La importancia de resolver
estas diferencias no puede ser despreciada. Pequeños errores en los valores de los
parámetros petrofísicos, pueden resultar en diferencias multimillonarias de dólares en el
cálculo de las reservas económicas.34
En muchos casos los servicios LWD pueden proveer los mismos parámetros para
evaluación de la formación tales como densidad, neutrón, rayos gamma, resistividad y
sónico, pero estos parámetros pueden diferir significativamente aun en el mismo pozo.
Estas diferencias también se presentan en estudios multipozos, y los geofísicos deben saber
si las diferencias en las respuestas de los registros entre dos pozos son por efectos
118
de las diferencias entre los sistemas LWD y a cable o se deben a diferencias reales en las
propiedades de la formación.34
Un análisis de los ambientes de registro permite identificar tres puntos claves, bajo los
cuales se deben analizar las diferencias entre los sistemas de registro LWD y a cable: la
herramienta, el pozo y la formación.
LA HERRAMIENTA. Se refiere a las diferencias en los diseños de las herramientas de los
dos sistemas. Son el resultado de que las herramientas deban funcionar primero como
collares de perforación y luego como herramientas de registro. Estas diferencias pueden
producir respuestas diferentes bajo idénticas condiciones del pozo y la formación. Por
ejemplo, las herramientas de resistividad LWD y a cable poseen diferente sensibilidad axial
y radial y diferente respuesta a cambios en la constante dieléctrica de la formación. Las
herramientas de densidad y neutrón porosidad LWD y a cable tienen profundidades de
investigación ligeramente diferentes y algunas de las herramientas de rayos gamma LWD y
a cable poseen diferentes preferencias espectrales.34
EL POZO. Se refiere a cambios en las condiciones del pozo que producen significativas
diferencias entre los registros LWD y a cable. Por ejemplo, el pozo cuando se registra con
herramientas de registro a cable generalmente está mas lavado que cuando se registra con
herramientas de registro LWD, allí también pueden variar las propiedades del lodo de
perforación. Los efectos del cambio de las condiciones del pozo se contrarrestan aplicando
correcciones ambientales para llevar ambos grupos de datos a las mismas condiciones
estándar.34
LA FORMACIÓN. Los cambios en las condiciones de las formaciones cuando se registra
con los sistemas LWD y cuando se registra a cable producen diferencias entre los registros.
Por ejemplo, la invasión de lodo de perforación a las formaciones, continúa después que ha
finalizado la operación de registro LWD, de modo que las propiedades de la zona lavada,
tales como la saturación de gas y la saturación de la zona lavada además del diámetro de
119
invasión, existentes durante la corrida de las herramientas de registro LWD pueden diferir
de los valores de estas mismas propiedades durante la operación de registro a cable.
Adicionalmente, las arcillas cerca del pozo pueden absorber agua del lodo y del filtrado de
lodo, lo que produce una alteración de sus propiedades nucleares y eléctricas durante el
tiempo que transcurre entre las corridas de los registros a cable y LWD. Estas diferencias
no pueden eliminarse y su detección suministra información adicional de la formación.34
Al comparar los sistemas de registro LWD con los sistemas de registro a cable, algunas
diferencias pueden establecerse en términos de los siguientes aspectos:
Muestreo, Manejo y Transmisión de Datos.
Diseño del Sensor.
Las Condiciones del Pozo.
Las Condiciones de la Formación.
Efectos de Invasión.
6.1 MUESTREO, MANEJO Y TRANSMISIÒN DE DATOS
Actualmente, los datos digitales de las herramientas de los sistemas a cable en fondo de
pozo se transmiten por medio de un cable multiconductor hasta la superficie, donde se
realiza el procesamiento primario y el registro de la información en película, papel y/o CD-
ROM.19
La potencia eléctrica requerida por la herramienta de registro a cable se suministra desde
superficie, por medio del cable, y las señales registradas se devuelven por medio de este
mismo cable hasta el sistema de grabación en superficie. La potencia requerida en fondo de
pozo esta limitada por el diámetro, aislamiento y condición del cable, por el número de
conductores disponibles en el cable y por la profundidad de registro.19
120
La transmisión de las señales registradas es rápida dado que los cables de fibra óptica
tienen tasas de transmisión ilimitadas. La cantidad de datos digitales que se utilizan para la
presentación del registro es de 2, 3 o 4 por pie.19
Debido a que las herramientas LWD se corren junto con sistemas MWD que contienen un
generador de lodo, se dispone en fondo de pozo de la potencia requerida para la operación
de la herramienta pero adicionalmente esta potencia presenta límites de funcionamiento.19
En los sistemas LWD la transmisión de parámetros medidos o procesados se da por medio
de pulsos de presión generados en la columna de lodo por una válvula mecánica, de modo
que la tasa de transmisión es baja.18 Normalmente es de 0.5, 1, 3, 10 ó 12 bits por segundo.
En los sistemas LWD, los datos que se envían a superficie en tiempo real no poseen la alta
densidad de datos de la memoria en fondo de pozo. La densidad de datos en la memoria
LWD depende de la tasa de penetración y del intervalo de tiempo entre las medidas, el cual
se conoce como intervalo de actualización de la información.34
La velocidad de registro tiene influencia sobre todas las medidas registradas,
particularmente sobre las basadas en conteos estadísticos tales como las de las herramientas
de radiación, neutrón y densidad.
En los sistemas a cable, los registros de radiación se corren a velocidades bajas controladas
de 1800 pies/hora o menos, normalmente de 900 pies/hora, de modo que suficientes
eventos son registrados por unidad de tiempo en el detector o los detectores para asegurar la
confiabilidad y repetibilidad estadística de las medidas. Otros dispositivos de registro a
cable tales como los de resistividad se corren normalmente a velocidades de 1900 pies/hora
pero pueden ser corridos a velocidades mayores de hasta 6000 pies/hora.19
En general, se puede encontrar que las velocidades de registro LWD están determinadas por
la tasa de perforación y pueden variar de 1 pie/hora hasta algunos cientos de pies por hora o
121
más. Como un caso único en las arenas poco consolidadas y las arcillas de la Costa del
Golfo en los Estados Unidos de Norteamérica se presentan tasas de perforación mayores a
1200 pies/hora.19
Para el caso de los registros LWD y considerando una tasa de perforación de 60 pies/hora y
una tasa de transmisión de una muestra por minuto, un registro razonablemente detallado se
obtiene con la pérdida de alguna capa delgada durante la operación de registro. Sin
embargo, a una tasa de penetración mayor y a la misma tasa de transmisión puede no
tenerse suficientes muestras por unidad de intervalo vertical para definir mas que cambios
mayores en las propiedades de la formación.19
Si se tiene una operación de perforación en la cual la tasa de perforación es 600 pies/hora y
la tasa de recolección de datos es una muestra por minuto, cada muestra representa una
muestra por cada 10 pies de formación por lo cual este registro no es capaz de delinear las
capas delgadas y por tanto las pierde. Los datos perdidos durante la transmisión por pulsos
de presión en el lodo pueden ser recuperados de la memoria de fondo de pozo, en la cual
todos los datos se almacenan, cuando el collar se lleva a superficie.19
Este problema con la tasa de transmisión y velocidad de registro, se aplica a todos los tipos
de medida LWD y es la desventaja primaria asociada con los sistemas de transmisión de
información por pulsos de presión en el lodo. La Figura 41, es un ejemplo de la influencia
de la velocidad de registro, tasas de transmisión y tasas de muestreo sobre el registro LWD
de resistividad enfocada que ha resultado de la transmisión. Tres corridas A, B y C, sobre
el mismo intervalo se comparan; todas las corridas se hacen a velocidades nominales de
300 pies/hora.19
Durante la corrida A, izquierda, los datos se promedian sobre un intervalo de tiempo de
adquisición de 2 segundos y se transmiten cada 2 segundos. Esto suministra un registro de
alta resolución, el cual demuestra la excelente resolución vertical de la herramienta.19
122
FIGURA 41. Ejemplo de los valores de resistividad enfocada LWD obtenidos bajo
diferentes condiciones de muestreo.19
Durante la corrida B, medio, los datos se promedian sobre intervalos de tiempo de
adquisición de 10 segundos y se transmiten cada 10 segundos, mientras obviamente este
registro muestra menos detalle, esta corrida permite tomar datos los cuales responden a
todas las características principales del intervalo.19
123
Para la corrida C, derecha, los datos se adquieren y promedian durante 2 segundos con
períodos de transmisión de 10 segundos, por lo cual no resulta inesperado el hecho que este
registro falle al delinear algunas de las capas en esta sección del pozo.19
En la parte baja derecha de la Figura 41, los mismos datos se trazan con los registros
continuos mostrados como líneas y los valores de los datos transmitidos como barras
horizontales. Esta presentación confirma que la tasa de transmisión de datos fue
comparable para las corridas B y C, Sin embargo el registro derivado de la corrida B es mas
representativo de la sección que el registro derivado de la corrida C.19
Este ejemplo muestra que la tasa de transmisión de datos controla la resolución alcanzada
por el sistema pero por si misma no asegura que los datos sean representativos. El modo de
muestreo requerido para alcanzar esto, es una función de la velocidad de registro y la
resolución vertical inherente del sensor.
6.2 DIFERENCIAS EN EL DISEÑO DE LA HERRAMIENTA
Las diferencias en el diseño de la herramienta comprenden las diferencias en la parte física
y las condiciones estándar para las herramientas.19
6.2.1 Diferencias en la física de la herramienta. Las diferencias físicas de las
herramientas están relacionadas con las dimensiones y construcción de la
herramienta de registro. En general las herramientas de registro LWD son mas
cortas y tienen diámetros mas grandes que las herramientas de registro a cable.19
Esto se debe a los requerimientos de las operaciones de perforación direccional y
horizontal, en las cuales las condiciones adversas de los ambientes de perforación
requieren que las herramientas funcionen primero como collares de perforación y
luego como herramientas de registro.
124
La longitud de la herramienta o collar LWD no excede en forma excesiva la de una sarta de
perforación estándar, cerca de 30 pies, y frecuentemente puede ser menor de 20 pies
dependiendo de las medidas a ser realizadas.19
Las herramientas a cable pueden tener longitudes que oscilan entre 5 pies y mas de 100
pies, dependiendo de las medidas a ser corridas y de sus configuraciones. Una
combinación de herramientas puede ser configurada para proveer:19
Medidas de porosidad de neutrón térmico y epitérmico.19
Un espectro de activación de neutrones por el registro de hidrógeno, cloro, aluminio,
hierro y otros elementos seleccionados de la formación.19
Espectroscopia de rayos gamma naturales para determinación de K, U, Th.19
Una medida de “caliper”, densidad, factor fotoeléctrico y rayos gamma naturales.19
Un registro de inducción dual mas un registro de resistividad esférica enfocada.19
Los empaques electrónicos de los sistemas de registro a cable para procesamiento,
corrección, correlación y transmisión de datos pueden tener una longitud de 100 pies o mas,
cuando se corren en modo de pasada simple.19 Las medidas individuales tales como rayos
gamma y resistividad, entre otras, pueden correrse en herramientas relativamente cortas de
5 pies o menos de longitud.19
Las herramientas de los sistemas de registro a cable estándar para hueco abierto poseen
diámetros externos de 3⅝pulgadas y las herramientas de registros de producción estándar
tienen 1 11/16 pulgadas de diámetro externo. Las herramientas especializadas para hueco
abierto tienen diámetros externos mayores de 6 pulgadas, mientras las herramientas de
producción especializadas tienen diámetros externos entre ¾ y 2½ pulgadas.19 Estas
herramientas se considera registran en condiciones estáticas, debido a que sus condiciones
de registro no se aproximan a las condiciones de perforación.
Las herramientas de registro LWD tienen siempre diámetros externos entre 4½ y 9¾
pulgadas dado que requieren una mayor capacidad de resistencia de esfuerzos que las
125
herramientas de registro a cable del mismo tipo para responder a las condiciones
ambientales que enfrentan durante la perforación.19
En el diseño de la herramienta de registro LWD la consideración primaria es la integridad
de la sarta, en un ambiente donde las vibraciones y los efectos de aceleración y choque
predominan. El esfuerzo estructural del collar como una unidad dentro de la sarta debe
estar garantizado. El espesor de pared de la herramienta LWD esta entre ⅝ y 2 pulgadas o
más.19
En el diseño de la herramienta a cable estándar las carcazas se construyen para operar a
temperaturas de fondo de pozo de 300 ºC o más y presiones de 20,000 psi, de modo que el
espesor de la herramienta adecuado debe estar entre ⅛ y ½ pulgada dependiendo del
diámetro de la herramienta de registro.19 Las herramientas LWD están construidas para
operar a temperaturas por debajo de 250 ºC y presiones de 20,000 psi; ellas operan en
campo frecuentemente en el rango de 200 ºC y 15,000 psi.19
En cuanto a las características de respuesta relacionadas con las herramientas de radiación,
la diferencia en los espesores de pared puede influenciar de un modo significativo la
relación entre las respuestas de las herramientas LWD y a cable.
Un ejemplo a considerar es el sensor de rayos gamma naturales. En las herramientas a
cable el espesor de pared de la carcaza delgada atenúa rayos gamma de una energía dada,
mucho menos que los collares LWD de pared gruesa, de modo que los dos sistemas
calibrados con la misma fuente y las facilidades de prueba API no dan la misma curva de
respuesta.19
En la Figura 42, se puede apreciar un esquema del camino de atenuación que siguen los
rayos gamma desde la formación hasta la superficie de la herramienta para los sistemas de
registro de rayos gamma LWD y a cable.19
126
Se ha demostrado que la atenuación en los sistemas LWD es varias veces mayor que en los
sistemas a cable que tienen cristales detectores del mismo tamaño, la misma distribución de
rayos gamma y densidad de lodo. La magnitud de esta atenuación depende del espesor de
pared.19
FIGURA 42. Esquema del camino de atenuación que siguen los rayos gamma desde la
formación hasta la sonda de registro.19
Por ejemplo, dada una fuente puntual ajustada de rayos gamma de intensidad Io y energía
promedio de 1.5 MeV incidiendo normalmente a la superficie de la carcaza de acero de
densidad 5.7 g/cm3 y de espesor de pared ⅜ de pulgada, la intensidad de rayos gamma del
detector es, ecuación 119:
)(exp0 dIIs
µρ−= (1)
Donde:
I: Intensidad de los rayos gamma al chocar contra los cristales detectores,
Sensor deRayos Gamma
Camino hasta lasuperficie del detector
Rayos Gammanaturales dela formación
Pared delpozo
Lodo deperforación
pared del collarBarril de presióndel sensor LWD
Lodo deperforación
Pared de lasonda a cable
Pared del pozo
Rayos Gammanaturales dela formación
Camino hasta la superficie del detector
127
Io: Intensidad inicial de los rayos gamma al salir de la fuente,
µ: Coeficiente de atenuación de masa, cm2/g
ρs: Densidad del acero, g/cm3
d: Espesor de la pared de acero, cm
Si se asume que el camino de los rayos gamma en el pozo es idéntico para los casos LWD y
a cable, se puede ignorar la contribución a la dispersión en cada uno y considerar solo los
efectos de la carcaza.19
Si se supone que se conocen los siguientes datos para una herramienta a cable: µ: 0.055
cm2/g, ρs: 5.7 g/cm3, d: ⅜ pulgada, el resultado al aplicar la ecuación (1) es19:
( )( )( )( )935.07.5055.0exp−=
OII
746.0=oII
Un collar LWD puede tener un espesor de pared de ¾ pulgada, un canal de flujo interior de
espesor anular de 0.61 pulgadas y un barril de presión, detector y paquete electrónico, que
tiene un espesor de pared de ⅛ de pulgada. Si la densidad del lodo es 1.15 g/cm3 y el
coeficiente de atenuación del lodo es 0.06 cm2/g el resultado para una herramienta LWD al
aplicar la ecuación (1) es19:
( )( )( ) ( )( )( )( )55.115.106.0935.07.5055.0exp +−=OII
447.0=oII
Este valor de atenuación es cerca de dos veces la atenuación encontrada para una
herramienta a cable.
128
Si ambos sistemas de registro, LWD y a cable, se ponen a rechazar rayos gamma con
energías superiores a 0.10 MeV, menor energía necesaria para que se presente el efecto
Compton, la tasa de conteo en el medidor del sistema a cable debe ser mayor que la del
medidor del sistema LWD para las mismas condiciones de calibración, formación y
parámetros de operación. Esto lleva a esperar que los sistemas LWD registren una tasa de
conteo más alta que los sistemas a cable en un ambiente rico en Potasio y una tasa de
conteo menor en los ambientes ricos en Uranio/Torio, cuando ambos han sido calibrados
con respecto a las mismas facilidades de prueba API para rayos gamma.19
Las herramientas de resistividad LWD de 2 MHz son sensibles a los efectos dieléctricos.
La mayor parte de las que miden resistividad de fase y atenuación se diseñan basadas en la
suposición de un valor para la constante dieléctrica de la formación de 10. Errores en esta
suposición pueden causar diferencias en las resistividades LWD y a cable, especialmente
arriba de 10 ohm-m.34
La constante dieléctrica de muchas arenas esquistosas y esquistos puede variar del valor
asumido. Las constantes dieléctricas a 2 MHz son muy bajas, de 5 a 10 para formaciones
limpias y con cero porosidad, moderadas de 20 a 200 en esquistos y muy altas en limos y
arcillas pobremente compactadas, Figura 43. La variación en la constante dieléctrica de la
formación depende fuertemente de los volúmenes de arcillas y esquistos, Figura 44.34
Los efectos dieléctricos pueden causar significativa separación de las curvas de resistividad
de fase y atenuación, especialmente en esquistos resistivos donde el valor de la constante
dieléctrica puede variar de 50 a 100.34
129
FIGURA 43. Comparación de los valores de la constante dieléctrica para diferentes
tipos de formaciones.34
FIGURA 44. Variación de las constantes dieléctricas con el volumen de arcilla. El
volumen de arcilla es la suma de todos los tipos de arcillas.34
130
El buzamiento de la formación y la anisotropía afectan mas las herramientas de
propagación de 2 MHz que las herramientas de inducción de 20 KHz. Los efectos de
anisotropía se hacen importantes cuando el buzamiento relativo de la formación excede los
40 grados. Los efectos dieléctricos se asocian comúnmente a formaciones de esquisto y
formaciones esquistosas. Al igual que la constante dieléctrica, la anisotropía puede causar
separación de las resistividades de fase y atenuación, lo que puede ser erróneo por la
invasión. Sin embargo, la anisotropía causa que todas las curvas de resistividad lean mas
alto; así, efectos dieléctricos de la formación causan que la resistividad de fase lea más bajo
y que la resistividad de atenuación lea más alto.34
La sensibilidad radial de las herramientas de resistividad LWD y a cable se conoce como
diámetro de investigación. El diámetro de investigación de las herramientas de resistividad
de 2 MHz LWD varía considerablemente mientras cambia la resistividad de la formación,
lo que es también verdadero para las herramientas de inducción a cable, pero en menor
grado. En ambos casos, el diámetro de investigación se reduce a bajas resistividades.34
Los registros neutrón porosidad pueden no ser los mismos debido a las siguientes
diferencias34:
Espaciamiento fuente-detector.
Mezcla de neutrones epitérmicos y térmicos
Respuesta a la litología
El espaciamiento fuente-detector afecta la sensibilidad radial de las herramientas neutrón
porosidad, grandes espaciamientos son mas convenientes para investigar la zona virgen mas
allá de la zona invadida.34
La mezcla de neutrones epitérmicos y térmicos, afecta la respuesta de la herramienta a las
formaciones con diferente sección transversal de captura de neutrones térmicos. Algunas
herramientas neutrón porosidad detectan captura de rayos gamma, estas difieren de la
131
mayoría de los registros neutrón convencionales a cable debido a que responden diferente a
los efectos de litología y sección transversal de captura de neutrones térmicos.34
Las diferencias entre los registros de densidad LWD y a cable pueden ser el resultado de las
diferencias en el contacto de la almohadilla, “standoff”, y el cubrimiento del pozo.34
Típicamente, las herramientas de densidad a cable mantienen contacto físico entre una
almohadilla ubicada en el extremo de un brazo mecánico expandible y la pared del pozo,
mientras miden en una sección de la formación de 2 pulgadas de ancho sobre un lado del
pozo. Las herramientas de densidad LWD, cuando están en rotación, miden densidad sobre
los 360º del pozo, pero no son confiables en asegurar contacto físico de la cuchilla
estabilizadora donde están los sensores de medida y la pared del pozo.34
6.2.2 Condiciones estándar para el sensor. Las herramientas de registro se calibran y
caracterizan utilizando un conjunto asumido de condiciones ambientales tales como
tamaño de pozo, salinidad y densidad de lodo, entre otros; las cartas de correcciones
ambientales documentan como las medidas son afectadas por cambios en estas
condiciones. Aunque las condiciones ambientales afectan todas las mediciones
LWD y a cable, ellas tienen un efecto mayor sobre las mediciones de rayos gamma
y neutrón porosidad de ambos sistemas.34
Las correcciones ambientales implican ajustes de los valores medidos a los valores que las
herramientas deben leer bajo condiciones estándar de la formación si el pozo no estuviera
presente. Diferentes condiciones estándar pueden causar notables diferencias entre las
medidas LWD y a cable.34
Por ejemplo, las herramientas de rayos gamma a cable se calibran para producir una lectura
de correcta de rayos gamma API cuando esta centralizada en un pozo de 8 pulgadas de
diámetro lleno con agua fresca. El Subcomité de telemetría IADC-RIM sugiere que las
herramientas de rayos gamma LWD deben ser calibradas, para producir una lectura
132
correcta de rayos gamma API, en un pozo de 10 pulgadas de diámetro con un lodo de
perforación de 10 lbm/gal. Esta diferencia en condiciones estándar causa que los registros
de rayos gamma LWD y a cable corregidos por ambiente difieran en un 15%, Figura 45.34
FIGURA 45. Factor de corrección para la herramienta de rayos gamma por efectos
del alargamiento del pozo.34
También, los collares de perforación gruesos alrededor del detector de rayos gamma
dispersan los rayos gamma de baja energía causando diferencias entre las medidas de los
rayos gamma LWD y a cable. Este efecto causa diferentes lecturas cuando las mezclas de
potasio, uranio y torio difieren de las utilizadas en la facilidad de prueba estándar. Las
técnicas de corrección no compensan por tales efectos de preferencia espectral.
133
Una discrepancia similar entre las condiciones estándar LWD y a cable puede causar
diferencias entre las medidas de los registros neutrón porosidad LWD y a cable de 4 a 6
unidades de porosidad.34
6.3 DIFERENCIAS EN LAS CONDICIONES DEL POZO
Las diferencias en las condiciones del pozo comprenden las propiedades del lodo, el
diámetro del pozo y el espaciamiento transmisor pared del pozo cuando se realiza la
medición.34
6.3.1 Diámetro del pozo y “standoff”. Los registros LWD y a cable se toman
normalmente bajo diferentes condiciones de pozo, en particular diferentes diámetros
de pozo y “standoff” de la herramienta. A menos que el diámetro del pozo sea
mayor de 12 pulgadas o que el valor de la relación resistividad verdadera sobre la
resistividad del lodo, Rt/Rm, sea mayor de 100; los efectos de pozo sobre las
herramientas de resistividad pueden ignorarse normalmente. Los grandes efectos de
tamaño de pozo y “standoff” se ven generalmente en los registros de densidad de la
formación, neutrón porosidad y rayos gamma.34
Las Figuras 46, y 47 están basadas en un esquema del rango de condiciones que pueden
existir en el pozo al momento de correr los registros de las herramientas de densidad y
neutrón LWD y a cable. Estas figuras se construyen con datos del laboratorio de
calibración primaria y de la examinación de muchos registros de la herramienta de densidad
y neutrón LWD corridos en el Golfo de México, Oklahoma y Alaska. La Figura 46
describe los efectos de estas condiciones sobre la respuesta de la herramienta de densidad,
en particular los efectos sobre el “caliper” diferencial y la curva de corrección de densidad,
respuesta de “deltha rho” o DHRO. Las condiciones en la figura y su efecto sobre los
registros se discuten a continuación.3
134
FIGURA 46. Efecto de la condición del pozo sobre las herramientas de densidad a
cable y LWD.3
El pozo básico es liso y circular con el mismo diámetro de la broca de perforación. Los
estabilizadores de la herramienta de densidad y neutrón LWD tienen un diámetro en
medida, lo que significa que ellos tienen el mismo diámetro que la broca. En estas
condiciones, el estabilizador remueve virtualmente todo el lodo y la costra de lodo entre los
sensores de densidad de la herramienta de densidad y neutrón LWD y la formación. La
medida de densidad de la herramienta de densidad y neutrón LWD aun se ve afectada por
alguna costra de lodo o invasión de sólidos. Las herramientas de densidad a cable también
Condición del pozo
Herramienta de densidad a cable Herramienta de densidad LWD
Hueco liso
Hueco lisocon costrade lodo
Hueco liso yalargado
Hueco liso,alargado y
con costra delodo
Hueco liso conalteración de ladensidad de laformación
Huecoalargado y
rugoso
Hueco alargadoy rugoso conalteración de ladensidad de laformación
Lectura de“caliper”
diferencial
Lectura de DRHO
Con baritaCaracterísticasimportantes
0”
< 0”
> 0”
> 0”
> 0”
> 0”
0 0
> 0
0 0
> 0
> 0
> 0
<< 0
<< 0
< 0
< 0
Lectura de“caliper”
diferencial
Lectura de DRHO
Con baritaCaracterísticasimportantes
Depende delalargamiento
del pozo
DRHO puede leerun valor absolutomas alto si la zonaalterada es somera
Por ejemplo,invasión en las
arenas
Típico de arcillas.RHOB, DRHO y“caliper” pueden
ser eficaces
La porosidad leerámas alto y puedeno correlacionar
con otros registros
0” 0 0
0” 0 0
> 0” > 0 < 0
Depende delalargamientodel pozo
> 0 << 0
> 0”
> 0”
> 0” > 0
> 0
< 0
< 0
DRHO puede leer unvalor absoluto mas
alto si la zona alteradaes somera
Por ejemplo,invasión en las
arenas
Típico de arcillas.RHOB, DRHO y
“caliper” pueden sereficaces
La porosidad leerámas alto y puedeno correlacionar
con otros registros
Costra de lodoremovida por losestabilizadores
Los resultados puedenverse afectados enpozos verticales
Costra de lodoremovida en la parte
baja del pozo.
135
responden bien bajo estas condiciones, compensando por algo de costra de lodo no
removida por la acción mecánica del patín.3
FIGURA 47. Comparación de los ambientes de pozo para las herramientas de
densidad y neutrón LWD y a cable.3
Si el pozo se mantiene liso pero se alarga por encima del tamaño de la broca, el
estabilizador de densidad de la herramienta de densidad y neutrón LWD pierde contacto
con la pared durante alguna parte de su rotación. Si el pozo es desviado, el estabilizador se
apoyará contra el lado bajo del pozo y el esquema de compensación se utilizará para
suministrar un estimado exacto de la densidad de la formación y medir “standoff” entre el
estabilizador y el lado alto del pozo.
CONDICION DEL POZO PARA LA HERRAMIENTA LWD
CONDIC
ION DEL POZO PARA LA H
ERRAMIE
NTA A CABLE
EXCELENTE AJUSTE AREA
IM PROBABLE
PREFERIBLE UTILIZAR LA
HERRAM IENTA SONICA
PREFERIBLE UTILIZAR LA HERRAM IENTA LW D
INTERPRETACION POSIBLE DE DENSIDAD POR PROGRESION DE TIEMPO
LA HERRAMIENTALW D PUEDE SERINCAPAZ DECOMPENSAR LASMEDIDASREGISTRADAS
136
En algunos casos, tales como cuando se utilizan ensamblajes de pozo empacados con
múltiples estabilizadores en pozos verticales, la herramienta de densidad y neutrón LWD
puede no mantener buen contacto con la pared alrededor de todo el pozo. En este caso, la
variación por rotación en la tasa de conteo se reduce y el “caliper” diferencial calculado
puede estar muy cercano a cero. Este caso se reconoce mejor por inspección de la curva de
DRHO.3
La alteración de la densidad de la formación se refiere a algún caso donde la densidad de la
formación cerca del pozo al tiempo de la operación de registro es diferente de la densidad
de la formación antes de la perforación. Esta alteración usualmente es dependiente del
tiempo y puede afectar la medida de la herramienta de densidad y neutrón LWD, la
herramienta a cable o ambas. El efecto sobre la medida de neutrón porosidad se reduce
debido a que las herramientas de neutrón investigan mas profundamente que lo que hacen
las herramientas de densidad. La alteración de la densidad puede tener muchas causas tales
como el desplazamiento de los fluidos del yacimiento particularmente gas por invasión del
filtrado de lodo de densidad diferente y alteración de la composición química de los
esquistos por contacto con el lodo de perforación. La zona alterada puede extenderse
dentro de la formación mas allá de la profundidad de investigación de las medidas de
densidad. La curva de DRHO para las medidas de densidad a cable y LWD detectan la
profundidad somera, menor de 1 pulgada, en la zona alterada y leen un valor alto.3
El peor caso para los medidores de lectura somera que utilizan contacto del patín asi como
para los registros de densidad, es la rugosidad. Pequeñas variaciones en el tamaño del pozo
introducen “standoff” y la inclinación del patín introduce efectos que las técnicas estándar
no pueden corregir por pozo. Este caso usualmente se reconoce por variaciones rápidas de
las curvas de “DRHO” y el “caliper”. La rugosidad afecta tanto a las herramientas a cable
como a las herramientas LWD o MWD.3
Se pueden utilizar estas respuestas de modo inverso para reconocer varias condiciones de
pozo de los registros. Aunque este no es siempre el único y definitivo análisis de todas las
137
posibles condiciones de pozo, resulta útil para entender las respuestas de los registros de
densidad LWD y a cable corridos en el mismo pozo. Una vez la condición del pozo para
los registros de densidad a cable y LWD ha sido determinada, la Figura 47 se utiliza para
determinar cual registro de densidad utilizar para cálculos petrofísicos.3
Los registros de rayos gamma, se afectan por tamaño de pozo y posición de la herramienta
con respecto a la pared del pozo. Dos registros de rayos gamma a cable que se toman
centrados y tomados en un lodo que tiene una densidad de 12 lbm/gal, en dos pozos uno de
9 pulgadas de diámetro y otro de 12 pulgadas de diámetro se puede esperar difieran en un
15%. Similarmente, un registro de rayos gamma LWD hecho en un pozo de 9 pulgadas
puede esperarse lea ligeramente mas alto que un registro de rayos gamma a cable hecho en
el mismo pozo después de que se ha alargado a 12 pulgadas. La diferencia causada por el
cambio en el diámetro del pozo puede eliminarse por uso de las correcciones ambientales
que ajustan ambas medidas a las mismas condiciones estándar.34
Los registros neutrón porosidad se afectan significativamente con los cambios del tamaño
de pozo y el “standoff”. La mejor corrección por diámetro del pozo proviene de una
medida de “caliper”; dado que las correcciones se hacen con un diámetro de pozo asumido
el cual requiere ajuste en las secciones lavadas del pozo.34 Los efectos de “standoff” sobre
las herramientas neutrón porosidad son grandes, del orden de 5 unidades de porosidad por
pulgada de “standoff”. La magnitud del “standoff”, puede también variar durante el tiempo
de medida debido a que no es fácil el control de la posición de la herramienta neutrón
porosidad LWD en el pozo, Figura 48. Algunas herramientas neutrón porosidad LWD
miden “standoff” y compensan por su efecto.34
Las herramientas neutrón porosidad a cable están de un modo normal excéntricas para
minimizar el “standoff”, Figura 49. Usualmente el “standoff” se asume cero, pero esta
suposición es errónea en pozos rugosos y/o de grandes diámetros. La falta de
compensación por tales efectos de “standoff” causa que los registros neutrón porosidad a
138
cable excedan los registros neutrón porosidad LWD por algunas unidades de porosidad,
Figura 50.34
FIGURA 48. “Standoff” de la herramienta de densidad y neutrón LWD en un pozo
horizontal.34
FIGURA 49. “Standoff” de la herramienta de densidad y neutrón a cable en una
operación de perforación.34
DIÁMETRODEL POZO
RAYOS GAMMA PARALA HERRAMIENTA DE
DENSIDAD
NEUTRONES PARA LAHERRAMIENTA DE
NEUTRÓN
STANDOFF
MOVIMIENTO DELA HERRAMIENTA
MIENTRAS SE PERFORA
FORMACIÓN
FLUIDO DEPERFORACIÓN
HERRAMIENTA
SENSORES RECEPTORES
SENSOR EMISORContador Geiger
Mueller o ContadorCentelleante.
HERRAMIENTA DE DENSIDAD
POZO
FORMACIÓN
STANDOFF
FLUIDO DE
PERFORACION
HERRAMIENTA DEDENSIDAD Y
NEUTRON LWD
139
FIGURA 50. Comparación de una herramienta de densidad LWD y una a cable en
un pozo inestable.34
Los registros de densidad sufren aun mayores efectos de “standoff” que los registros
neutrón porosidad. Las herramientas de densidad a cable intentan forzar el “standoff” a
cero, con la expansión de un brazo mecánico el cual posee en su extremo una almohadilla
que contiene los sensores de medición, mientras otros medios para compensación por
“standoff” se necesitan con las herramientas LWD.34
140
Una técnica de corrección utiliza evaluación de los conteos de densidad durante la rotación
para compensar los “standoff” de densidad. Cuando los registros de densidad LWD se
toman mientras la herramienta esta deslizándose se hace difícil la implementación de estos
métodos. Un mejor método para compensar por “standoff”, da peso a los conteos de
medidas acorde a las distancias de “standoff”. Cuando se evalúan diferencias entre los
registros de densidad LWD y a cable, se deben considerar las diferencias entre los sistemas
de compensación de “standoff” LWD y a cable.34
Si estos métodos no son útiles en remover los efectos de “standoff”, poco puede hacerse
diferente a normalizar los datos en zonas marcadas. En huecos rugosos, la medida de la
densidad LWD puede ser mejor que la medida de la densidad a cable. Las diferencias entre
los registros neutrón LWD y a cable pueden atribuirse a inadecuada compensación por
“standoff” en pozos lavados.34
6.3.2 Propiedades del lodo. Las propiedades del fluido del pozo cambian a través de las
operaciones LWD, diferente a los registros a cable donde el fluido es esencialmente
estable y las propiedades del lodo deben ser estudiadas frecuentemente, al menos
cada 6 a 12 horas, y en cada cambio grande del sistema. Las propiedades del lodo
incluyen el tipo, densidad, resistividad, resistividad del filtrado, temperatura,
materiales pesados, salinidad y tipos de sales. Los cambios en las propiedades del
fluido pueden afectar todos los registros de evaluación básica del yacimiento.34
Los registros de resistividad pueden ser interpretados erróneamente en algunos sistemas de
lodos. Las herramientas de inducción a cable y de 2 MHz LWD son apropiadas para
sistemas de lodo base agua fresca y base aceite. Los efectos de salinidad del lodo son
significativos en las siguientes condiciones34:
Huecos de diámetro grande, mayor de 14 pulgadas
Formaciones de alta resistividad, por encima de 100 ohm-m
Altas salinidades del lodo, por encima de 50 kppm de NaCl
141
Diferencias grandes entre los registros a cable y LWD, pueden ocurrir cuando se presenten
una o más de estas condiciones o si ellas cambian entre las corridas de los registros LWD y
a cable. Estos efectos son documentados en la literatura sobre correcciones ambientales y
ambos registros deben ajustarse a las mismas condiciones estándar antes de alguna
comparación.34
Bajo condiciones normales del pozo, las medidas de densidad LWD y a cable no son muy
afectadas por las propiedades del fluido de perforación dado que ambos contienen sistemas
de compensación para remover efectos de lodo y costra de lodo en la región de “standoff”
entre la almohadilla y la pared del pozo. Una excepción es que las medidas de factor
fotoeléctrico de la formación, Pe, pueden ser mal interpretadas si se utiliza barita o hematita
como material para incrementar la densidad del lodo; este efecto es despreciable para lodos
con densidades por debajo de 10.5 lbm/gal. Durante los registros LWD, las condiciones del
pozo son usualmente mejores y hay frecuentemente menos barita o hematita como material
para incrementar la densidad del lodo que durante el registro a cable. Esto sugiere que las
medidas de factor fotoeléctrico del LWD son de mejor calidad que las medidas de factor
fotoeléctrico de medidas de registros de densidad a cable.34
6.4 DIFERENCIAS EN LAS CONDICIONES DE LA FORMACIÓN
Después de eliminar los efectos de diferencias del sensor o cambios del pozo, alguna
diferencia que se mantiene entre los registros LWD y a cable puede suministrar
información acerca de la formación y los fluidos de la formación.34
Las condiciones de la formación encontradas durante las diferentes operaciones de registro
son listadas en la Tabla 14. Allí se presentan tres estados para llevar a cabo las operaciones
de registro, están el modo LWD que significa que la toma de medidas se hace durante la
operación de perforación, el modo LAD que significa que la toma de medidas se hace
después de perforar pero que las herramientas utilizadas normalmente serán las mismas
142
herramientas utilizadas en la operación de registro LWD y el modo a cable el cual
representa el método tradicional de registro a cable.34
TABLA 14. Comparación de las condiciones de la formación durante el registro.34
LWD LAD A CABLE Tiempo desde la perforación
2 Minutos - 4 Horas 1 Día – 1 Semana 1 Día – 3 Semanas
Estado de la filtración
Dinámico Estático Estático
Propiedades del lodo
Dinámico, cambiando Estabilizado Estabilizado
Invasión
Activa Variando, puede estar muy desarrollada
Totalmente desarrollada, alguna disipación en intervalos con alta permeabilidad vertical.
Permeabilidad: Alta Media Baja
Invasión somera. Invasión somera a media. Invasión somera.
Invasión somera. Invasión somera a media. Invasión profunda.
Invasión somera. Invasión somera a media. Invasión profunda.
Fluidos de la formación
Agua Connata de la formación, aceite y gas.
Filtrado de lodo, agua connata de la formación, aceite y gas.
Filtrado de lodo, agua connata de la formación, aceite y gas.
Costra de lodo Desarrollándose, bajo condición dinámica
Enteramente desarrollada, bajo condición estática
Alteración de la formación: Arcilla Mica Feldespato
Las arcillas dentro de los poros, alteran la permeabilidad de los formaciones permeables. Poca alteración en las formaciones impermeables. Mineral estable, no alterado. Mineral estable, no alterado.
Alteración en intervalos permeables, alguna alteración de intervalos de esquistos. Mineral estable, no alterado. Mineral estable, no alterado.
Arcillas alteradas en intervalos permeables y en esquistos. Mineral estable, no alterado. Mineral estable, no alterado.
Daño de la formación
Algún puenteo ocurre por las arcillas dispersas en los poros.
Puenteo de poros, hinchamiento de minerales arcillosos
Daño de arcillas frágiles, puenteo de las gargantas porosas, hinchamiento de arcillas
6.4.1 Efectos de invasión. La invasión por filtrado de lodo dentro de los poros cerca del
pozo puede producir significativos cambios en las medidas de densidad, neutrón
porosidad y resistividad de la formación. La cantidad y dirección, incremento o
disminución, de la diferencia esperada entre las medidas LWD y a cable de estos
143
parámetros varía con el tiempo y con las propiedades asociadas de la formación, los
fluidos de la formación, el lodo y la costra de lodo.34
Un ejemplo ilustra este punto. Considerar una formación de arena típica en la cual se
asumen las siguientes condiciones:34
No hay alteración de la formación.
Perfil de paso de invasión.
Temperatura de la formación constante.
VSh= 0, a= 1, m=n= 2
RW= 0.0035 ohm-m a temperatura de la formación.
Rmf= 0.70 ohm-m a temperatura de la formación.
La Tabla 15, muestra las propiedades petrofísicas seleccionadas para análisis de esta
formación antes y después de la invasión. Los cambios resultantes en los registros de
evaluación de la formación se muestran también.34
TABLA 15. Ilustración de los efectos de invasión sobre la formación.34
Antes de la perforación
Invasión temprana
Invasión tardía
Zona virgen: ρe: porosidad efectiva Rt: resistividad de la formación Sw: saturación de agua
30%
9.7 ohm-m 20%
30%
9.7 ohm-m 20%
30%
9.7 ohm-m 20%
Zona lavada: Rxo: Resistividad de la zona lavada Sxo: Saturación de la zona lavada Sg,: Saturación de gas (después de la invasión, en la zona lavada) NPHI-SS: Neutrón- porosidad (arena) RHOB: Densidad de la formación di: Diámetro de invasión
9.7 ohm-m
0%
80% 12.6%
1.980 g/cm3 0 pulgadas
21.1 ohm-m
60%
40% 20.9%
2.070 g/cm3 12 pulgadas
7.4 ohm-m
80%
20% 24.9%
2.112 g/cm3 36 pulgadas
De la Tabla 15, se puede observar que el reemplazo de los fluidos de la formación por
invasión del filtrado de lodo cambia las lecturas registradas por las herramientas de
densidad, neutrón porosidad y resistividad de la zona invadida. Los procesos de invasión
144
empiezan justo antes de las operaciones de toma de registros LWD y continúan por horas,
quizá días antes de las operaciones de toma de registros a cable. Por tanto se espera alguna
diferencia entre los registros LWD y a cable.34
La temperatura de la formación puede también ser diferente antes de la perforación, durante
las operaciones LWD y durante las operaciones a cable. Las formaciones cerca del pozo se
enfrían durante la perforación, de modo que la temperatura de la formación durante las
operaciones LWD será ligeramente menor que antes de la perforación. Durante las
operaciones a cable, la temperatura de la formación puede ser menor que ó mayor que la
temperatura de la formación antes de la perforación, debido a que la región cercana al pozo
será primero enfriada por la perforación y luego calentada por la circulación de los fluidos
de perforación desde el fondo del pozo.34
6.4.2 Efectos de alteración de la arcilla. La matriz de minerales, cuarzo, calcita y
dolomita, y algunos minerales adicionales, mica y feldespato, son estables en
muchos fluidos de perforación, pero algunos minerales arcillosos tales como
esmectita, ilita, caolinita y clorita, se ven fácilmente afectados. Las esmectitas y las
ilitas son las arcillas mas comúnmente sensibles al agua, ellas absorben agua en
ambientes de baja salinidad. Estos minerales pueden encontrarse en formaciones
arcillosas en forma laminar, estructural o dispersa, Figura 51.34
Los intervalos de esquisto son impermeables por tanto no permiten su invasión por fluidos,
pero las arcillas sensibles al agua absorben agua del lodo y del filtrado de lodo, lo que causa
su hinchamiento y aun su desmoronamiento dentro del pozo. La alteración penetra dentro
de los esquistos por lo menos 1 a 4 pulgadas por día. La cantidad de hinchamiento depende
de los cationes de la matriz y las distancias intersticiales en la matriz enrejada. Las arcillas
pueden fácilmente doblar su volumen, incrementos de hasta 40 veces su volumen han sido
observados, pero los incrementos típicos en el volumen de la arcilla por alteración son de
menos de 15 veces su volumen original.34
145
FIGURA 51. Modelos de arcilla laminar, estructural y dispersa.34
La alteración de la arcilla es una razón por la cual los registros densidad y neutrón
porosidad pueden diferir. La absorción de agua, baja la densidad de la formación; por
ejemplo un esquisto de densidad 2.20 g/cm3 que contiene un 2% en volumen de arcilla
sensible al agua debe absorber suficiente agua para expandirse y reducir su densidad a 2.11
g/cm3. Esto implica un incremento en porosidad aparente de 5.5 unidades de porosidad. La
misma absorción de agua produce un incremento en la porosidad neutrón aparente de 45 a
47 unidades de porosidad, un cambio menor que sobre el registro de densidad.34
También hay limitaciones físicas sobre la magnitud del cambio que puede ser atribuido a la
alteración de la arcilla. La alteración de la arcilla puede causar que las porosidades
registradas con los sistemas a cable tengan un valor que es 2 a 6 unidades de porosidad mas
alto que las porosidades registradas con los sistemas LWD en intervalos de esquistos y de
intervalos esquistosos. Incrementos grandes en los valores de porosidad de los sistemas a
ARCILLA LAMINADA
ARCILLA ESTRUCTURAL
ARCILLA DISPERSA
146
cable se deben probablemente a efectos de rugosidad y “standoff” no compensados,
mientras altos valores de porosidad registrados con los sistemas LWD se deben
probablemente a condiciones estándar diferentes o inadecuada compensación de pozo.34
En yacimientos permeables, las arcillas se exponen cortamente a los fluidos de perforación
después de la penetración de la broca, lo que causa que las arcillas se alteren rápidamente
en especial las arcillas dispersas. Estas arcillas son las mayores contribuyentes al daño de
la formación, una condición en la cual la permeabilidad y la porosidad efectiva de la
formación se ven reducidas. En estos casos los registros de porosidad LWD y a cable
pueden tener respuestas similares. Las arcillas estructurales y laminares se alteran menos
que las arcillas dispersas, sin embargo la tasa de alteración puede variar con el tamaño de la
partícula y la cantidad de área superficial para los fluidos de invasión.34
Algunos ejemplos que ilustran la comparación de los sistemas a cable y LWD se presentan
y analizan a continuación, destacando que no todos los puntos de comparación tratados en
este capítulo son analizados y presentan análisis en la literatura. Estos ejemplos ilustran
algunas situaciones en las cuales se puede presentar una de las siguientes opciones: los
sistemas LWD presentan una mejor respuesta que los sistemas a cable, la situación
contraria o que la respuesta de los dos sistemas sea dudosa o muy similar.
EJEMPLO 1, EFECTO DE LA VELOCIDAD DE REGISTRO SOBRE LAS
MEDIDAS MWD Y A CABLE.16 La Figura 52 la sección marcada como (a) es una
sección producida a una tasa promedia de perforación de 10 pies/hora. Notar la buena
resolución espacial en las secciones de esquistos delgados, por ejemplo la zona B, muy a
diferencia del registro a cable. Esta resolución puede permitir una mejor correlación
registro a registro a través de un análisis más detallado de las características estratigráficas
de la formación.
El registro MWD debe alisarse para parecerse al registro a cable, sin embargo, este debe
enmascarar algunas de los detalles contenidos en el registro MWD. En la Figura 52 la
147
sección marcada como (b), la línea sólida es la misma sección registrada de la Figura 52(a)
después del alisamiento. La línea punteada, Figura 52(b), es un registro a cable de esta
sección. Las características cualitativas de estos registros ajustan, pero el registro MWD
presenta muchas mas características.
Cuando la velocidad de registro varia de lenta a rápida, la resolución espacial cambia;
velocidades rápidas de registro tienden a alisar el registro LWD o MWD. La respuesta en
capas delgadas se ve más afectada; dos capas delgadas que son idénticas pueden lucir muy
diferente cuando se registran a velocidades de registro muy diferentes. Los resultados
pueden ser confusos si este fenómeno no se reconoce. Sin embargo, este efecto puede ser
eliminado por deconvolución de los datos de la formación con respecto a la velocidad de
registro.
Este ejemplo es una muestra clara de que la calidad de los datos MWD o LWD obtenidos
depende de la velocidad de registro la cual a su vez es dependiente de la tasa de penetración
o ROP.
La gran cantidad de datos registrados en la memoria de las herramientas de registro LWD
unida a las bajas tasas de penetración permite una mejor definición de capas delgadas y una
evaluación mas refinada de las propiedades de las formaciones.
El término alisamiento que se menciona arriba se refiere a la aplicación de filtros a los
datos obtenidos y la utilización de todos los datos registrados en la memoria de la
herramienta MWD o LWD en vez de solo los enviados en tiempo real por telemetría. Esta
garantiza una evaluación mas detallada de las formaciones perforadas.
148
FIGURA 52. Registro de Rayos Gamma a cable y MWD.16
149
EJEMPLO 2, COMPARACIÓN DE DOS REGISTROS DE RESISTIVIDAD LWD
CON UNO DE UNA HERRAMIENTA DE REGISTRO A CABLE.48 La Figura 53
compara los registro LWD de dos herramientas diferentes y una herramienta de registro a
cable. Los registro LWD fueron obtenidos mientras se escareaba el pozo a 200 pies/hora,
mientras los registros a cable se obtuvieron a velocidades de registro normal de 1800
pies/hora. Las herramientas LWD fueron corridas con dos semanas de diferencia y dos
meses después se corrió el registro a cable.
Las curvas de “standoff” y “caliper” están trazadas en la pista uno. Las curvas LWD están
en excelente ajuste entre ellas, pero son algo menores que la curva de “caliper” a cable
sobre mucha parte del pozo. Debido a que las curvas de “caliper” ajustan bien en la sección
de fondo del pozo, esta diferencia se debe probablemente a la presencia de un pozo elíptico.
Las curvas de neutrón están trazadas en la pista 2. Como se ilustra, el ajuste es muy bueno
y la corrección por neutrón es muy pequeña. La pista 3 contiene las curvas de densidad.
Los valores de densidad ajustan muy bien, aunque las curvas LWD presentan fluctuaciones
estadísticas mayores de lo normal, las cuales son asociadas con las inusuales altas tasas de
penetración a través de una formación relativamente densa. Las curvas de factor
fotoeléctrico, Pe, las cuales se trazan en la pista 1, se afectan de un modo similar.
Este ejemplo ilustra la buena respuesta de las herramientas de densidad y neutrón cuando se
tienen unas buenas condiciones de pozo, es decir cuando el pozo no presenta degradación
de sus paredes. Es de destacar que la corrección de las curvas de neutrón para los tres tipos
de herramientas es mínina debido al excelente ajuste de las tres curvas de neutrón
obtenidas. Para las curvas de densidad, el ajuste de las tres curvas obtenidas es bastante
bueno pero se nota que las correcciones presentan diferencias apreciables en sus valores
para las tres herramientas, en especial entre las herramientas LWD y la herramienta a cable.
Cabe destacar que la corrección para la herramienta a cable es menor en la mayor parte de
la sección registrada, lo cual lo único que hace es reivindicar la idea de que los datos de
150
densidad obtenidos por las herramientas LWD han presentado, aun en algunas situaciones
aunque favorables para ellas, y presentan problemas serios de compensación por
“standoff”, lo que debe ser investigado al momento de la evaluación de la calidad de las
medidas obtenidas. Para este ejemplo es de anotar que en general se obtienen buenos
resultados cuando se comparan herramientas de neutrón y densidad LWD y a cable.
FIGURA 53. Comparación de dos registros LWD, obtenidos mientras se escarea el
pozo de prueba de Halliburton en el campo Forth Worth, y un registro a cable.48
151
EJEMPLO 3, Delineación de un Contacto Gas/Petróleo, Comparación de los Registros
MWD y a Cable.10 La siguiente comparación se hace basándose en el ejemplo 1 descrito
en el capítulo 4 de aplicaciones de los sistemas de registro LWD. Este ejemplo demuestra
la delineación de un contacto Gas/Petróleo por medio de la comparación de los registros
MWD y a cable. 27 El articulo plantea que el tercer pozo perforado desde la plataforma
Thick es el pozo desviado A-5. Este pozo con forma de S y un ángulo máximo de 45
grados tiene un desplazamiento de 2,500 pies. El objetivo primario, la arena YC, se
encontró cerca de la vertical. La arena YC contiene un yacimiento de petróleo con capa de
gas asociado.
El sistema de medidas MWD incluye herramientas de rayos gamma, resistividad y neutrón
porosidad. Los servicios a cable incluyen herramientas de densidad, neutrón porosidad,
sónico, medidor de buzamiento de las formaciones y muestras de pared. Se plantea que no
se requiere la toma de registros de inducción a cable, debido a que las respuestas de
resistividad MWD muestran ser superiores a su contraparte a cable. Los registros de
neutrón MWD y a cable se corren para verificar las respuestas en un pozo de 12¼ pulgadas
de diámetro.
En la Figura 54, se aprecia el cruce neutrón/densidad a cable y la relación de conteos
cercano/lejano MWD, identificando el contenido de gas en la arena y el contacto
gas/petróleo. Dado que las medidas de densidad MWD se ven muy afectadas por
“standoff”, un tamaño de pozo mucho mayor que el diámetro de las herramientas de
densidad y neutrón será nocivo para estas medidas.
El tamaño de la broca utilizado en esta sección del pozo es de 12¼ pulgadas. Como
consecuencia de esto las medidas de neutrón porosidad MWD y a cable se ven muy
afectadas. La respuesta de neutrón porosidad MWD, aunque más influenciada por el
tamaño del pozo, identifica correctamente el tipo de hidrocarburo y el contacto
gas/petróleo. Este efecto puede notarse, como una indicación cualitativa, en la separación
de las curvas, la cual es mayor para las medidas de las herramientas a cable.
152
FIGURA 54. Evaluación del pozo A-5, arena YC, con registros de resistividad y
neutrón MWD y densidad neutrón a cable.10
La utilización de la herramienta de resistividad MWD de múltiple profundidad de
investigación en dos pasadas hechas a diferentes tiempos permite la identificación de zonas
de alta permeabilidad, indicadas por la separación de las curvas de resistividad, las cuales
son confirmadas por los datos de los corazones de pared. Esta es una de las ventajas que
permiten los registros MWD o LWD, debido a que las formaciones pueden ser evaluadas a
tiempos diferentes.
Cabe destacar que las resistividades MAD obtenidas, representadas aquí como WP,
muestran perfiles de invasión fuertes en la zona de gas delineada por la técnica de conteos
de neutrón MWD de los detectores cercano/lejano. Las diferencias en los perfiles de
invasión temprana, representadas también por la separación de las curvas de resistividad,
para las zonas de gas y petróleo se deben a la alta movilidad del gas y a las mejores
permeabilidades. Otra característica adicional es que el cambio en el perfil de las cuatro
153
curvas de resistividad con el tiempo cualitativamente permite confirmar la presencia del
contacto gas/petróleo.
EJEMPLO 4, COMPARACION DE UN REGISTRO LWD Y UNO A CABLE
CORRIDOS EN UN POZO INESTABLE.48 La Figura 55 compara un registro LWD a
uno a cable, corridos en un pozo perforado con una broca de 8.5 pulgadas de diámetro y un
lodo de perforación con una densidad de 13.7 lb/gal.
Aunque el “caliper” LWD indica regiones del pozo que están lavadas, el pozo esta en
mejores condiciones que cuando las herramientas a cable fueron corridas siete días después.
Las curvas de densidad LWD y a cable ajustan muy bien cuando el “caliper” a cable y el
“standoff” están comportándose de modo similar. Sin embargo debido a las pobres
condiciones del pozo al tiempo del registro a cable, hay algunas regiones, por ejemplo x110
y x150 hasta x170, donde la densidad LWD da una lectura válida mientras la densidad a
cable parece leer muy bajo. Este efecto es aun más dramático para las curvas de neutrón,
debido a que las correcciones por “standoff” se aplican el procesamiento LWD pero no en
el procesamiento a cable. Notar que los límites impuestos sobre las curvas de “standoff” y
“caliper” no contabilizan para el rango finito de las medidas ultrasónicas.
Este ejemplo ilustra la importancia de unas buenas condiciones de pozo al momento del
registro a cable, aunque esta sea una operación llevada a cabo días, semanas o años
después. La degradación de las paredes del pozo hace que las medidas de densidad, en
especial, y las de neutrón se vean muy afectadas.
Este tipo de situaciones permite considerar que debido a que las medidas LWD son
tomadas bajo condiciones de pozo mas favorables, pozo estable y ninguna o poca invasión
entre otras, brindan un mejor estimado de las propiedades de la formación para efectos de
evaluación cuando las medidas a cable parecen leer de modo erróneo, o cuando
simplemente no se cuenta con ellas.
154
FIGURA 55. Comparación entre un registro LWD y un registro a cable corridos en
un pozo inestable.48
155
Con base en todo lo anteriormente expuesto se presentan a continuación las desventajas y
desventajas de los sistemas de registro LWD, estas se basan en el texto que se ha
presentado y en la bibliografía que fundamenta a este mismo texto.
6.5 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS SISTEMAS DE REGISTRO LWD
A continuación se presentan algunas de las ventajas y desventajas de los sistemas de
registro LWD con respecto a los sistemas de registro a cable. Estas se plantean en términos
de todo lo que se logra captar de la revisión de los artículos que presentan el estado del arte
de la tecnología, los ejemplos de su utilización en campo, las comparaciones con los otros
sistemas de registro y la presentación de los fundamentos de las herramientas que hacen las
compañías en sus paginas electrónicas en Internet.
VENTAJAS DE LOS SISTEMAS DE REGISTRO LWD.
Algunas de las ventajas de los sistemas de registro LWD son las siguientes:
Telemetría de la información en tiempo real.
Grabación de la información en memoria de fondo de pozo, lo que permite la validación
de la información obtenida en fondo de pozo y transmitida en tiempo real hasta
superficie y la posterior evaluación detallada de las propiedades de las formaciones
perforadas y registradas.
Los ahorros obtenidos debido a que normalmente no se utiliza el tiempo requerido en
las operaciones de registro a cable, el cual implica la sacada de la tubería de
perforación, el armado del equipo, la corrida de las herramientas de registro, la sacada
de la herramienta, el desarme del equipo y la interpretación de la información.
El incremento de la eficiencia de las operaciones de perforación gracias a que
potenciales problemas de pozo son detectados de manera rápida lo que permite brindar
igualmente una respuesta rápida para solucionarlos.
156
El incremento de la actividad de perforación direccional y horizontal, lo que va
acompañado de un incremento en la productividad de los campos y la reducción del
numero de pozos para su explotación.
El incremento de la actividad costa fuera, debido a que se han estimado valores tan altos
como 100,000 millones de barriles de petróleo de reservas.
La obtención de información de las formaciones en condiciones bajo las cuales los otros
sistemas de registro son ineficientes o son demasiado costosos.
En algunos ambientes de pozos se constituye en la única medida, relacionada con la
toma de registros de pozo, posible de las propiedades de las formaciones, ya que la
posterior corrida de registro a cable o por medio de tubería se hace imposible.
Permite la geonavegación o navegación geológica mientras se esta perforando el pozo,
lo que permite la ubicación optima del mismo con respecto a los límites de las
formaciones de interés evitando la intersección con otras formaciones, la capa de gas en
yacimientos que la presentan, y los contactos gas/petróleo o agua/petróleo en algunas
situaciones donde no se considera pertinente que ocurra.
La óptima ubicación de los puntos de asentamiento de los revestimientos y selección de
los puntos de corazonamiento, lo que se ve traducido en ahorros sustanciales de dinero
y la eliminación de potenciales problemas a futuro, tales como presiones dentro de los
revestimientos, colapso de los revestimientos etc.
Para la herramienta de resistividad la obtención de perfiles de invasión, lo que permite
validar y sugerir teorías sobre el proceso de invasión y adicionalmente puede permitir el
desarrollo de diseños de herramientas que enfrente este problema directamente de modo
que se garanticen medidas no afectadas por este factor.
El desarrollo de herramientas, tales como las de resistividad, que son consideradas
como reemplazos confiables para sus contrapartes dentro de los servicios de registro a
cable.
La explotación optima de yacimientos heterogéneos con base en la técnica de
geonavegación, complementada con las técnicas de registros de lodos, registros a cable
y corazonamiento entre otras.
157
DESVENTAJAS DE LOS SISTEMAS DE REGISTRO LWD.
Las siguientes son algunas desventajas de los sistemas de registro LWD:
Los métodos de interpretación de las diferentes herramientas LWD no están
estandarizados, lo cual sí ocurre con los métodos de las herramientas de registro a cable
para los cuales la estandarización permite validar su respuesta en cualquier lugar del
mundo. Esto es lo que ha permitido la gran confianza que se tiene sobre las
herramientas de registro a cable.
Los métodos calibración primaria, secundaria y de campo no están estandarizados
dependen de cada empresa fabricante, lo cual añade incertidumbre cuando se comparan
las respuestas de dos herramientas LWD del mismo tipo, por ejemplo rayos gamma,
pero de distinto fabricante.
El incremento de los costos de las operaciones de perforación, en las cuales se utilizan
estas herramientas, si se presentan problemas inesperados los cuales incrementan la
duración de esta etapa ya que por estas herramientas se cobra adicionalmente una tarifa
por día en pozo, sea que este o no trabajando. También el incremento puede deberse a
la falla de la herramienta mientras es corrida en el pozo, lo que implica sacarla para
poder arreglarla o cambiarla y continuar el registro.
Los costos de las herramientas individuales son muy altos comparados con los de su
contraparte dentro de los servicios de registro a cable, mientras una herramienta de
registro a cable puede costar US$ 5,000 una herramienta de registro LWD puede costar
US$ 100,000.
Los problemas de correlación exacta de profundidad con los datos de las formaciones
registradas, lo cual se hace mediante un encadenamiento con datos de tiempo. Este
encadenamiento se hace debido a que la profundidad medida mediante la determinación
de la longitud de la sarta de perforación es muy compleja por los problemas de
compresión y estiramiento de la tubería. Esto puede llevar a problemas de correlación
de profundidad de las formaciones cuando esta información se compara con registros a
cable.
158
El uso de “caliper” ultrasónico no garantiza la correcta determinación del tamaño del
pozo debido a la interferencia potencial de los cortes de lodo que pasan mientras se esta
realizando la medida, por lo cual la corrección de las medidas de densidad se vera
afectada.
Para el caso de las herramientas de densidad, el problema del “standoff” y de la
condición de pozo es crítico, puesto que aunque se esta registrando cuando se supone se
tienen las mejores condiciones de pozo esto puede realmente no ser cierto y las medidas
pueden ser erróneas.
El uso de la cuchilla estabilizadora o estabilizador para las herramientas de densidad y
neutrón no garantiza un adecuado contacto de los sensores de medida con la pared del
pozo, condición necesaria para garantizar la validez y exactitud de las medidas
registradas.
A pesar de las desventajas ya descritas la tecnología de registro LWD se ha consolidado
desde hace 20 años y su utilización se hace más común a medida que se van incrementando
las profundidades de perforación, adicionalmente su uso es diario en los campos de petróleo
y/o gas del Mar del Norte, el Golfo de México, Alaska y otros lugares donde las
condiciones de los ambientes de perforación son muy difíciles y donde los costos de tiempo
de cabria o de desarrollo de las operaciones de perforación son muy costosos. Cabe
destacar que aun aquí en Colombia han sido utilizadas en campos como el de San Francisco
y el campo Cusiana y Cupiagua.
Las principales aplicaciones a futuro o que han empezado su desarrollo en los recientes
años implican el mejoramiento de las técnicas de interpretación de la información arrojada
por cada una de las herramientas de registro, la consolidación de las herramientas de
densidad, neutrón, rayos gamma, resistividad y sónico para evaluación cuantitativa de la
formación, la tendencia a la utilización de “caliper” ultrasónicos para la determinación de la
forma y tamaño del pozo, la utilización de la información obtenida por la herramienta de
registro sónico como entradas para los análisis de sísmica, adicionalmente el desarrollo de
nuevos diseños de las herramientas de densidad que permitan aumentar la confiabilidad de
159
los datos obtenidos y su utilización en muchos ambientes de pozo sin que ello implique una
degradación de la información obtenida. Y por ultimo cabe destacar el reporte en el año de
1998 del desarrollo de una herramienta de resistividad de 3⅛ de pulgada de diámetro y de
una herramienta de rayos gamma de 2⅞ de pulgada de diámetro, lo que les permite ser
corridas en pozos de 4 pulgadas de diámetro, los llamados “Slim holes”, lo que incrementa
la aplicación de estos sistemas.
160
7 CONCLUSIONES
El desarrollo actual de la tecnología de registro LWD, permite la evaluación de las
formaciones en tiempo real, lo que hace que las operaciones de perforación se puedan
realizar de un modo mas seguro y eficiente.
La aplicación rutinaria de las herramientas de resistividad y rayos gamma LWD, como
reemplazo de las medidas a cable correspondientes, se puede hacer de manera segura
puesto que ellas han demostrado que sus medidas son por lo menos de calidad igual o
superior a las medidas correspondientes dentro de los servicios a cable.
Las herramientas designadas como MWD, cuya función es la evaluación de las
formaciones debe tenerse claro son herramientas que realmente deben ser clasificadas
como herramientas LWD. Esta clasificación como herramientas MWD por parte de las
empresas en muchas ocasiones se hace debido a que la patente inicial de la herramienta
tiene mas de diez años, es decir fue hecha antes de 1990, año en el que la mayoría de
estas herramientas eran conocidas aun como herramientas MWD.
Las herramientas de densidad LWD han presentado muchos problemas debido a que la
calidad de las medidas que ellas registran se ve muy afectada por el "standoff", o
separación entre el sensor de medida y la pared del pozo, y la forma del pozo al
momento de la medición.
Los costos de las herramientas LWD son muy altos comparados con los de las
herramientas a cable correspondientes, hasta US$100,000 de las primeras contra
161
US$5,000 de las segundas, pero esto se contrarresta con las ventajas de contar con la
información en tiempo real, además de la no utilización de la mayor parte de tiempo
que requieren las operaciones de registro a cable.
La tecnología ha permitido hacer análisis cualitativos de algunas de las propiedades de
las formaciones tales como la permeabilidad por determinación de perfiles de invasión
en formaciones productoras mediante el análisis de datos recolectados a diferentes
tiempos y que de modo general se pueden reconocer como datos MWD o LWD, MAD
o LWD y a cable.
La aplicación de geonavegación que permite realizar esta tecnología permite la
ubicación óptima del pozo en las formaciones productoras, lo que permite a su vez la
perforación de un solo pozo horizontal o de alto ángulo el cual puede reemplazar en
términos de producción hasta cinco pozos verticales.
Las nuevas aplicaciones de la tecnología tienden al desarrollo de herramientas de
diámetro muy pequeño, las cuales se aplican en pozos pequeños conocidos como "Slim
Holes", además del desarrollo de técnicas que permiten aumentar el grado de confianza
sobre las medidas de densidad cuando se esta registrando bajo condiciones adversas de
pozos de diámetro mucho mayor que el de la herramienta.
La aplicación rutinaria de la tecnología en los campos de Alaska, el Mar del Norte y
Prudhoe Bay, demuestra la aceptación y confiabilidad de las medidas registradas por
estas herramientas. Gracias a esto la tecnología ha difundido a través de todo el mundo,
hasta el punto de que en nuestro país se ha utilizado en el Campo Cusiana y Cupiagua.
La aplicación de los sistemas LWD, con base en el texto obtenido, esta sujeta a análisis
de tipo económico y de seguridad de obtención de la información requerida, esto apunta
entonces a su utilización en pozos donde se cuenta con información previa que permite
el modelamiento requerido para los procesos de geonavegación y la estimación de
potenciales problemas relacionadas con el pozo o con el ambiente de registro.
162
8 RECOMENDACIONES
Se recomienda conseguir información relacionada con registros a cable y LWD y de
pruebas de análisis petrofísicos de núcleos tomados en el mismo pozo y compararlos
para poder verificar algunos de los puntos que se han presentado en la parte de
comparación de las dos tecnologías. Esto puede permitir además de la validación de los
puntos expuestos, la identificación de otros y la determinación de nuevas ventajas y
desventajas de los dos sistemas, lo que da pie a la identificación de nuevas aplicaciones.
Se recomienda la suscripción a una de las publicaciones de la SPWLA o Sociedad de
Analistas y Profesionales de Registros de Pozos, llamada "The Log Analyst" la cual
posee muy buena información relacionada con la parte de perfilaje de pozos, la cual se
haría parte fundamental en el desarrollo de la materia del mismo nombre. Para una
consulta inicial se recomienda visitar la pagina electrónica en Internet de esta sociedad
cuya dirección electrónica es: http://www.spwla.org/ .
Se plantea la necesidad de una cátedra, curso o seminario, tendiente al estudio de las
nuevas tecnologías o tecnologías de desarrollo reciente las cuales estén cambiando el
modo de hacer y de ver las operaciones de perforación de pozos en el mundo, tales
como las tecnologías de toma de Medidas Mientras se Perfora MWD, el Registro de las
Formaciones Mientras se Perfora o LWD, Presión Mientras se Perfora o PWD y
Sísmica Mientras se Perfora o SWD entre otras.
Se recomienda el apoyo al desarrollo de nuevos trabajos Dirigidos de Grado que
apunten a la presentación de las nuevas tecnologías y que permitan seguir construyendo
esta línea de trabajo que con este constituye el tercer trabajo desarrollado en este
sentido.
163
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grado (Ingeniería de Petróleos): Universidad Nacional de Colombia. Facultad de
Minas, Ingeniería de Petróleos.
173
ANEXO 1. GLOSARIO
ÁNGULO DE CONSTRUCCIÓN: la tasa de incremento de la inclinación de un pozo. Este se expresa en ocasiones como la tasa de construcción o ROB y se expresa en grados por unidad de longitud, es decir grados/100 pies o unidades de longitud similares. Los ensamblajes de fondo se diseñan para construir, mantener o disminuir el ángulo mientras se esta perforando el pozo. Algunos ensamblajes de fondo de pozo cuando se combinan con motores de fondo de pozo, se diseñan para moverse en la dirección deseada.
ÁNGULO DE DESVIACIÓN: la desviación de una sección del pozo de la vertical.
ANISOTROPÍA: la propiedad de una roca la cual le permite medidas diferentes dependiendo del eje a lo largo del cual ella se mida. En términos de medidas petrofisicas, la relación entre el eje de medida al plano del buzamiento de la capa se llama frecuentemente anisotropia.
ARCILLA O “CLAY”: un agregado de grano fino consistente total o predominantemente de partículas minerales microscópicas o submicroscópicas derivadas de la descomposición mineral de las rocas. Las arcillas tienden a ser plásticas cuando se humedecen y a ser duras cuando están secas. Las arcillas usualmente exhiben valores de rayos gamma más altos que las arenas debido a la presencia de material radiactivo tal como potasio y torio.
ARENA O “SAND”: una descripción litológica del cuarzo. Una partícula sedimentaria con un diámetro entre 1/16 y 2 milímetros, basado en la escala de medida de Wentworth.
ASEGURAMIENTO DE LA CALIDAD: un sistema integrado de manejo de actividades que involucra planeamiento, control, aseguramiento, reporte y mejoramiento de la calidad para asegurar que un producto o servicio se ajuste a los estándares definidos de calidad con un nivel establecido de confidencia.
174
ATENUACIÓN: el decrecimiento de una cantidad física. Muchas herramientas de resistividad MWD de alta frecuencia, por ejemplo de 2 MHz, miden la atenuación de la onda propagada y relacionan esta atenuación a resistividad. De otro modo, muchas herramientas MWD también miden el cambio de fase de la onda propagada y relacionan este cambio a resistividad. La atenuación se mide frecuentemente en decibeles (dB).
AZIMUTAL: la característica de la herramienta de registro de desarrollar medidas separadas en diferentes direcciones o azimut, alrededor de la herramienta. Actualmente, las herramientas MWD que hacen medidas azimutales se limitan a la herramienta de densidad y resistividad, y tienden a dar medidas en cuadrantes alrededor del pozo. Algunas herramientas de rayos gamma MWD están aisladas de un lado de modo que las medidas se toman únicamente del lado no aislado. Estas son medidas orientadas en vez de verdaderas medidas azimutales.
BARITA: sulfato de bario, un mineral utilizado para incrementar el peso del lodo de perforación. La presencia de barita puede afectar algunas herramientas de registro, tanto a cable como MWD. Las medidas afectadas principalmente por barita son las de rayos gamma espectrales y el efecto fotoeléctrico (Pe).
BENTONITA: un tipo de arcilla compuesto del mineral montmorillonita. El área de interés principal de este mineral es su tendencia a hincharse cuando esta húmeda. Es un componente común de los lodos de perforación.
CAÍDA DE ANGULO O “DRIFT ANGLE”: la tasa promedio de decrecimiento angular a la cual el pozo se desvía del ángulo establecido en un pozo direccional.
CALIBRACIÓN: el ajuste de un conjunto de medidas ya tomadas a un estándar conocido.
CALIZA O “LIMESTONE”: roca sedimentaria que consiste principalmente de carbonato de calcio.
CAMBIO DE FASE: el ángulo de fase entre dos señales diferentes, normalmente se mide en grados, por ejemplo entre los receptores de propagación electromagnética.
CAMBIO DE PROFUNDIDAD: cantidad de cambio de una escala de profundidad del registro o de la muestra de la formación llamada corazón para alinear esta escala a otra escala de profundidad de registro utilizada como una profundidad de referencia.
CAMINAR O “WALK”: de la broca: la acción de una broca de perforación que causa que el pozo tienda a moverse de su camino proyectado.
175
Del pozo: la tendencia de un pozo a desviarse del plano horizontal, generalmente esto es causado por la rotación preferencial de la broca dentro de un lado del pozo y/o la naturaleza anisotrópica de la formación.
CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO DE DATOS: el volumen de información el cual puede ser salvado. En MWD, los datos se transmiten usualmente a superficie en tiempo real a una tasa más baja que a la que se almacenan en fondo de pozo. El registro en tiempo real se reemplaza frecuentemente con una alta densidad de datos y datos de mejor resolución, los cuales se almacenan en fondo de pozo y descargan después que la herramienta se lleva a superficie o encadenados desde superficie.
CARA DE LA HERRAMIENTA O “TOOLFACE”: la orientación de una herramienta en el pozo cuando la tubería de perforación no esta en rotación. Cero para la convención esta definido como lado gravitacional de arriba de un pozo.
CAVERNAS: formación cayendo dentro del pozo. Las cavernas tienden a ser grandes y en el caso de esquistos mas elongadas que en las otras formaciones perforadas. Las cavernas pueden producir problemas por razones de perforación y aun petrofísicas. Durante muchas operaciones registros MWD, las cavernas caen en el lado bajo de la herramienta y llenan la pared del pozo con una capa de material no natural el cual debe complicar la estimación de las propiedades verdaderas de la formación.
CHEQUEOS OPERACIONALES: procedimientos en el sitio de perforación que se utilizan para determinar si todas las partes de un sistema de medida están funcionando apropiadamente antes de ser corridos a fondo de pozo y de nuevo retornados a superficie.
CHOQUES: fuerzas instantáneas de gran magnitud aplicadas al ensamblaje en fondo de pozo y caracterizadas por una banda de frecuencia relativamente amplia. Los choques se asocian frecuentemente con vibraciones resonantes es decir acumulación de grandes cantidades de energía o con movimiento caótico del ensamblaje de fondo de pozo. Las herramientas llamadas acelerómetros se utilizan para monitorear la severidad y frecuencia de las cargas de los choques axiales, laterales y tangenciales sobre las herramientas MWD para ayudar al perforador a ajustar los parámetros de control de la perforación en superficie, por ejemplo las revolucione por minuto, para reducir la magnitud y la frecuencia de los choques destructivos.
COLLAR DE PERFORACIÓN: tubo de pared gruesa usualmente de acero, empleado entre la tubería de perforación y la broca para suministrar peso sobre la broca en busca de mejorar su comportamiento.
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COMUNICACIÓN POR DOS VIAS: un sistema que permite que una herramienta en fondo de pozo transmita y reciba información desde el operador para interrogar la herramienta o para el cambio de algún parámetro de operación tal como los tiempos de muestreo de datos, la secuencia de transmisión de datos y chequeos de control de calidad.
CONO DE POLARIZACIÓN: una deflexión anómala de alta resistividad localizada, en profundidad vertical, en algún registro de resistividad de propagación; la cual es causada por la combinación de un buzamiento relativo alto y un gran contraste de resistividad entre dos capas adyacentes.
CONSTANTE DIELÉCTRICA: la relación de las permisibilidad dieléctrica de una formación o material a la del vacío.
CORRECCIÓN AMBIENTAL: corrección debida al ambiente del pozo.
CORRECCIÓN: un valor añadido al conjunto de medidas en procura de mejorar la exactitud de la medida.
CORRIDA DE LA BROCA O “BIT RUN”: la cantidad de pies hechos por una broca. También puede significar un viaje en el pozo con la sarta de perforación. Normalmente, el perforador numera de forma secuencial todas las corridas de la broca. COSTRA DE LODO: la cubierta de sólidos del lodo que se forma sobre la pared del pozo opuesta a las formaciones permeables cuando el filtrado de lodo se filtra dentro de la formación.
CUALITATIVO: relaciona un parámetro que puede ser caracterizado por una relación, no por un valor.
CUANTITATIVO: relaciona un parámetro que puede ser caracterizado por un valor, no por una relación.
CURIE: una medida de la tasa de transformaciones nucleares o desintegración: un Curie corresponde a 3.70 x 1010 desintegraciones/segundo.
CURVA DE DIÁMETRO INTERNO O ID: un identificador para la curva de registro, el cual cuando se utiliza en combinación con el contexto de la información para el trabajo de registro sirve para distinguirlo de todas las otras curvas del registro. Frecuentemente este identificador es un código o nemotecnia utilizado por la compañía de registro.
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CURVA TIPO: clasificación general de las curvas de registro, independiente de la herramienta específica utilizada. Algunos ejemplos son: rayos gamma, “caliper”, densidad de la formación, resistividad, acústico, etc.
DATO DE PROFUNDIDAD: la referencia de profundidad cero para el registro. Una ubicación en o arriba de la superficie, tierra o agua, en la cual una elevación puede ser determinada para referencia de profundidad. La elevación de este dato es la referencia para todas las profundidades tomadas en el pozo. Usualmente, el tope de la herramienta llamada “kelly bushing” se utiliza como dato de profundidad en la perforación de pozos, pero el debe estar a nivel de la tierra, el piso de la torre de perforación o alguna otra referencia de profundidad especificada.
DATOS EN TIEMPO REAL: datos transmitidos a la superficie mientras una operación de perforación se esta realizando. Datos adquiridos durante el tiempo en que una nueva sección del pozo esta siendo perforada.
DECIBEL: una unidad utilizada para expresar la relación entre dos medidas de potencia en un intervalo sobre una escala logarítmica; 20 log10 de la relación de amplitud o 10 log10 de la relación de potencia. Una relación de amplitud de 2, relación de potencia de 4, es aproximadamente 6 Db. 1 Db= 0.1151 Neper.
DECLINACIÓN MAGNÉTICA: el ángulo entre el norte geográfico y el norte magnético. Puede ser un numero positivo o negativo y se utiliza para transformar datos referenciados con el norte magnético a datos referenciados con el norte geográfico.
“DELTHA RHO”: corrección de densidad, definida como la diferencia entre la densidad calculada utilizando las medidas de ambos detectores y la densidad calculada utilizando solo el detector lejano.
DENSIDAD EQUIVALENTE DE CIRCULACIÓN: la densidad que se requiere para producir el mismo efecto que la presión de pozo que resulta de los sólidos y cortes suspendidos en el lodo y de la circulación del sistema de lodo.
DENSIDAD: la masa de algún material dividido por su volumen. En petrofísica, las densidades de las formaciones y el fluido de perforación son medidas, que se utilizan principalmente como entradas a ecuaciones para determinar la porosidad de la roca. Actualmente muchas herramientas de registro miden densidad total (ρb) y expresan la densidad en g/cm3. La ecuación utilizada para determinar porosidad (ρ) de la densidad total es:
ρ = (ρma - ρb)/( ρma - ρmf) donde:
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ρma es la densidad asumida de la matriz de la formación, y ρmf es la densidad asumida del fluido en el espacio poroso.
CODIFICADOR DE PROFUNDIDAD O “DEPTH ENCODER”: un medido que generalmente esta añadido al malacate y que genera pulsos eléctricos mientras el tambor rota. Después de la calibración la salida del codificador se convierte a profundidad.
DESLIZAMIENTO O “SLIDING”: el proceso de perforar sin rotación la sarta de perforación.
DESVIACIÓN DEL POZO O “SIDETRACK”: la perforación de un pozo nuevo y diferente desde uno ya existente.
DIÁMETRO DE INVESTIGACIÓN: especificación geométrica que caracteriza una medida registrada. Es igual a dos veces el radio de investigación o a dos veces la profundidad de registro más el diámetro de la herramienta.
MEDIDOR DIRECCIONAL: una herramienta de pozo que mide el grado de desviación del pozo con relación a la vertical y la dirección de desviación. Toma medidas de acimut e inclinación de pozo.
DOLOMITA: roca compuesta principalmente de mineral Ca Mg(CO3)2.
ENLACE A FONDO O “DOWNLINK”: la capacidad de recuperar datos desde y enviar instrucciones a la herramienta cuando esta localizada en fondo de pozo. Cuatro principios se utilizan para las comunicaciones por encadenamiento: mecánica o a cable, eléctrica o por acoplamiento inductivo, hidráulica o por pulso en el lodo y propagación electromagnética.
EFECTO DIELÉCTRICO: cambio sistemático observado en las resistividades cuando la permisibilidad dieléctrica de la formación actual difiere de su valor asumido. Este efecto es grande cuando las resistividades se miden con un campo eléctrico de alta frecuencia, como en el rango de MHz.
ENSAMBLAJE EN FONDO DE POZO O BHA: la porción del ensamblaje de perforación debajo de la tubería de perforación. El ensamblaje de fondo de pozo o BHA, consiste normalmente en collares de perforación, estabilizadores y herramientas de perforación, por ejemplo, el motor de perforación, las herramientas MWD y la broca.
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ERROR ALEATORIO: error aleatorio es un error no reproducible que es generalmente
imputable a la física de la medida.
ERROR DE MEDIDA: la diferencia entre el valor verdadero y el que se reporta en la medición.
ERROR DE MUESTREO: el error introducido por los procesos de muestreo al tomar medidas en una porción limitada de una formación. ERROR ESTATICO: la cantidad de variación de la medida observada cuando una herramienta esta estacionaria en el pozo.
ERROR SISTEMATICO: una inexactitud reproducible de una medida introducida por falla del diseño, falla del equipo, inadecuada calibración, procedimiento inadecuado o un cambio en el ambiente de medida.
ESCARIAR O “REAMING”: el proceso de circulación de lodo y rotación de la tubería hacia abajo o hacia arriba en una sección del pozo que ha sido previamente perforada.
ESPACIO POROSO: el espacio abierto, o vacío, entre los granos individuales de una roca, disponibles para la acumulación de fluidos.
ESPECIFICACIONES: un conjunto de valores que caracterizan una medida o definen los límites de operación de diseño para un sistema. Las especificaciones típicas de medida son la exactitud, precisión, profundidad de investigación y resolución. Los límites de operación típicos incluyen la tasa de flujo, el contenido de arena, la severidad de los patas de perro o “dog leg” y la temperatura.
ESPECTROSCOPÍA DE RAYOS GAMMA NATURALES: un registro del pozo el cual indica las concentraciones de torio, potasio y uranio radiactivos que ocurren naturalmente en la formación por medida de la energía especifica de los rayos gamma producidos por la formación. El registro se utiliza principalmente para analizar contenido de arcilla. También se llama un registro de rayos gamma espectral.
ESQUISTO O “SHALE”: una roca sedimentaria delgadamente laminada de grano fino formado por compactación y consolidación de arcilla, limo y lodo.
ESTABILIZADOR: un medidor en forma de cuchilla que se utiliza para eliminar la vibración, centralizar y prevenir la pega diferencial del ensamblaje de fondo de pozo y para
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controlar las tendencias direccionales de los procesos de perforación. El diámetro de algunos estabilizadores puede controlarse ajustando los parámetros de perforación en superficie. ESTADO DE LOS PARÁMETROS: información que se registra o transmite periódicamente a la superficie para confirmar que una herramienta esta trabajando electrónicamente dentro de especificaciones.
EVALUACIÓN DE LA FORMACIÓN MIENTRAS SE PERFORA O FEWD: el proceso de recoger, mientras se perfora, datos petrofísicos que se utilizan para evaluar las características de la formación. También llamado Registrar Mientras se Perfora ó LWD.
FACTOR GEOMÉTRICO: la contribución de una pequeña región geométrica a la respuesta total de la herramienta. Los factores geométricos se utilizan para suministrar perspicacia a las características de respuesta espacial del aparato de medida. Los factores geométricos se integran y acumulan sobre volúmenes espaciales.
FILTRADO DE LODO: la porción líquida del lodo que es capaz de fluir dentro de las formaciones permeables.
FORMACIÓN: estratigráfica: un cuerpo de roca, de rango intermedio, en la jerarquía de las unidades litoestratigráficas, el cual es unívocamente identificado con respecto a los estratos adyacentes por un tipo o combinación de tipos de litología dominante o por la posesión de características litológicas únicas. La formación es la unidad fundamental de la clasificación litoestratigráfica. Perforación: un termino general aplicado por los perforadores sin connotación estratigráfica a la roca sedimentaria que pude ser descrita por ciertas características del yacimiento o de la perforación. GEONAVEGACIÓN: una técnica en la cual uno o más parámetros geológicamente sensibles, medidos en fondo de pozo y transmitidos a superficie, se utilizan para guiar el camino del pozo y mantenerlo en la ubicación deseada. En la navegación geométrica, las medidas están limitadas al acimut y la inclinación y el pozo se guía a través de un objetivo geométrico predeterminado. En la geonavegación o navegación geológica, las medidas sensibles de la formación se utilizan para guiar el pozo con relación a las características geológicas adyacentes.
GRABACIÓN MIENTRAS SE PERFORA O RWD: datos los cuales se graban en la herramienta de registro mientras se perfora, almacenan en memoria electrónica en fondo de pozo y luego recuperan, algunas veces se referencian como RWD. Debido a que los datos grabados no se envían por transmisión de pulsos en el lodo, estos datos son generalmente de alta resolución, más completos y de mayor precisión que los datos reales.
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GRADIENTE DE FRACTURA: el esfuerzo mecánico de la formación que representa la máxima presión de fluido del pozo que puede ser sostenida sin fracturar la formación y perder fluido del pozo. Este gradiente es altamente dependiente de la litología, la presión de poro de la formación y el peso de los sedimentos ubicados por encima.
GRAVEDAD API: el peso/unidad de volumen del petróleo u otro liquido expresado en grados API, donde la gravedad especifica de 1.0 es equivalente a 10° API. La gravedad API debe siempre referenciarse a temperatura. Crudos con baja gravedad API, por ejemplo 10° API @ 80°F, se llaman crudos pesados, mientras crudos con altas gravedades API por ejemplo 40° API @ 80°F se llaman crudos livianos o ligeros.
HERRAMIENTA DE REGISTRO: una herramienta para desarrollar el servicio de toma de datos del registro en fondo de pozo, para determinar las propiedades de la formación o características del pozo y de su ambiente.
INCLINACIÓN MAGNÉTICA: ángulo vertical entre la dirección del campo magnético y el plano horizontal. Se llama comúnmente ángulo de buzamiento magnético.
INTERFERENCIA MAGNÉTICA: condición que ocurre cuando fuerzas magnéticas extrañas, no debidas a la tierra, afectan un instrumento sensible magnéticamente. La proximidad a revestimientos magnetizados, a componentes de la sarta de perforación magnetizados y a ciertos minerales magnéticos son fuentes potenciales de interferencia.
INTERVALO DE CALIBRACIÓN: el máximo periodo de tiempo entre calibraciones durante el cual las herramientas se mantienen dentro de la exactitud especificada.
INTERVALO DE MUESTREO: el tiempo entre medidas sucesivas de una herramienta.
INTERVALO DE TIEMPO DE TRÁNSITO: el tiempo de viaje de la onda compresional sobre una distancia unitaria. Es proporcional al reciproco de la velocidad de la onda. Se expresa en unidades de µsec, microsegundos, por unidad de longitud.
LAVADO O “WASHING”: el proceso de mover la tubería de perforación hacia arriba o hacia abajo en una sección del pozo que ha sido previamente perforada, mientras se circula el lodo, pero sin rotación de la tubería de perforación.
LIMO O “SILT”: una partícula sedimentaria con un diámetro menor de 1/128 milímetros, basado en la escala de medida de Wentworth.
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LODO DE PERFORACIÓN: un líquido circulado a través del pozo durante las operaciones de perforación y de completamiento de pozos. Un propósito del lodo es remover los cortes producidos por la perforación. El lodo también ayuda al enfriamiento de la broca, previene que las paredes del pozo se derrumben, contiene los fluidos de la formación con alta presión y suministra un medio para la transmisión de las señales por pulsos de lodo MWD.
MAGNETÓMETRO: un instrumento geofísico utilizado para medir la intensidad del campo magnético terrestre tanto en la dirección vertical como en la horizontal.
MARCAS DE TIEMPO, MARCAS DE RELOJ O “TICK OR TIME MARKS”: un conjunto de marcas asociadas con una curva de medida que indica las profundidades a las cuales los datos se tomaron y la cual suministra una indicación cualitativa de la variabilidad en la precisión y resolución de los datos.
MARGEN DE ERROR: la distorsión sistemática o persistente de un proceso de medida el cual causa errores en una dirección.
MATERIALES PARA PERDIDA DE CIRCULACION O LCM: material añadido al lodo para evitar la pérdida de lodo en fondo de pozo, también llamados LCM. Las herramientas de telemetría por pulsos de presión en el lodo en fondo de pozo y los generadores de las turbinas se afectan por la presencia de estos materiales en grandes cantidades.
MÁXIMA TEMPERATURA DE OPERACIÓN: la temperatura publicada por encima de la cual la herramienta no esta diseñada para funcionar y por debajo de la cual se espera opere dentro de las tolerancias de funcionamiento.
MÁXIMA TEMPERATURA REGISTRADA: la máxima temperatura medida en el pozo durante la operación de registro. Esta temperatura es una función de algunos parámetros tales como la temperatura de la formación, la profundidad, la tasa de flujo y el tiempo de circulación.
MEDIDA DESPUES DE PERFORAR O MAD: medidas tomadas en el pozo después de que se ha iniciado la operación de perforación. MAD es una abreviatura para esta operación.
MEDIDAS MIENTRAS SE PERFORA O MWD: una técnica que hace medidas en fondo de pozo del acimut, inclinación, orientación de la herramienta, radiactividad natural, resistividad, porosidad, temperatura, vibración, peso, torque, etc. Estas medidas se hacen mientras se perfora, con herramientas localizadas en el ensamblaje de fondo de pozo cerca de la broca y pueden grabarse en fondo de pozo y/o enviarse a superficie en tiempo real.
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MODULARIDAD: la habilidad para intercambiar componentes de una sarta de herramientas MWD en el lugar, sea cuando un componente falla o cuando se quiere desarrollar un tipo diferente de perforación, tal como la perforación direccional.
OPERADOR: la corporación, firma, socio o individuo que tiene el control o manejo de las operaciones en el lugar. El operador puede ser un delegado, agente designado o un manejador de las operaciones establecidas bajo un acuerdo de operación aprobado.
PARÁMETROS DE CALIDAD: parámetros cuantitativos que suministran una indicación de la calidad de una medida, por ejemplo, el error estadístico, el error observado, la resolución, la señal de ruido y el tamaño del pozo.
PÉRDIDA DE FLUIDO: tasa de disipación del fluido de perforación debida a la filtración dentro de la formación; filtración comúnmente medida en cm3/30 min.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL: perforación intencional de un pozo fuera de la vertical a un ángulo y dirección predeterminados a través del uso de equipo especial. PERMEABILIDAD MAGNÉTICA: la propiedad de una sustancia que determina en que grado esta sustancia modifica el flujo magnético en un campo magnético, asumiendo una unidad igual en muchas formaciones geológicas petrolíferas. La permeabilidad magnética depende de la frecuencia.
PERMEABILIDAD: la propiedad de una roca que denota su habilidad para pasar fluidos y se utiliza comúnmente en la industria del petróleo para distinguir entre rocas, las cuales no pueden ubicar fluidos en sus poros y las que producen crudo, gas y/o agua.
PERMISIBILIDAD DIELÉCTRICA: una medida de la habilidad de un material para almacenar energía eléctrica o de ser eléctricamente polarizado cuando se somete a un campo eléctrico. La permisibilidad dieléctrica depende de la frecuencia. POLÍTICA DE PROFUNDIDAD: conjunto de procedimientos definidos por un vendedor de información para obtener una profundidad consistente.
POROSIDAD: el porcentaje del volumen total de la roca que consiste de espacio intersticial o vacío, aislado o conectado. La porosidad puede medirse, calcularse o inferirse. La unidad común de porosidad es la unidad de porosidad ó p.u.. una unidad de porosidad en equivalente a 1% en porosidad.
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POZOS DE PRUEBA API: pozos someros localizados en la universidad de Houston, Texas. Los pozos sirven como los estándares para una variedad de herramientas de registro nuclear. Los pozos se utilizan primariamente en la actualidad como referencia/estándar para las herramientas de registro a cable debido a que muchas de las herramientas MWD actuales tienen diámetros muy grandes para ajustar directamente dentro de los pozos. Los pozos API de prueba se utilizan para calibrar herramientas de rayos gamma(GR), de neutrón y rayos gamma espectral.
PRESIÓN DE PORO: la presión de los fluidos dentro de la formación porosa. Los servicios de MWD se utilizan en ciertas áreas para estimar presión de poro de la formación.
PRESIÓN: la fuerza por unidad de área aplicada a un cuerpo, por ejemplo la presión hidrostática, la presión de flujo y las presiones de las bombas. Puede ser manométrica o absoluta. La unidad kiloPascal o kPa se utiliza en los cálculos físicos. La unidad de campo mas comúnmente relacionada es la libra por pulgada cuadrada o psi.
PROFUNDIDAD DE INVESTIGACIÓN: la distancia radial desde el punto de medida desde un sensor a un círculo, usualmente dentro de la formación, donde la respuesta medida por la herramienta puede ser considerada estar centrada. Varía de una herramienta a otra debido a los diseños diferentes y las técnicas de compensación y enfoque. También varia de formación a formación debido a los cambios en las propiedades de la formación. Para un mejor entendimiento del volumen de investigación de la herramienta de registro se recomienda conocer las profundidades de investigación correspondientes a 10%, 50% y 90% del factor geométrico acumulado.
PROFUNDIDAD BAJO EL MAR: profundidades medidas que han sido ajustadas a un nivel de referencia cero a nivel del mar.
PROFUNDIDAD DE INVASIÓN: la profundidad radial desde la pared del pozo a la cual el filtrado de lodo ha invadido la roca permeable y porosa. Se mide usualmente en pulgadas.
PROFUNDIDAD MEDIDA: la distancia actual medida a lo largo del eje del pozo desde el punto de referencia de profundidad cero hasta la profundidad de interés. Algunas veces llamada "profundidad a lo largo del pozo" o AHD.
PROFUNDIDAD VERTICAL VERDADERA O TVD: la distancia vertical, línea recta, desde una elevación de referencia hasta un punto de interés en subsuperficie.
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PROPAGACIÓN ELECTROMAGNÉTICA: el paso de energía electromagnética a través de un medio. Muchos registros de resistividad MWD se basan en la propagación electromagnética y normalmente operan a altas frecuencias, de cientos de KiloHertz a algunos MegaHertz. Se utilizan para correlación y para determinar las propiedades eléctricas o características de invasión. Las herramientas MWD registran el cambio de fase y la atenuación de la energía electromagnética a través de la formación cerca del pozo, los cuales se convierten a resistividad y propiedades dieléctricas.
PUNTO DE DESVIACIÓN: la profundidad en la parte vertical de un pozo a la cual la porción desviada o inclinada del pozo se inicia. PUNTO DE REFERENCIA O “KICKOFF POINT”: punto de medida: una marca o posición de la herramienta MWD a la cual todas las medidas son relacionadas, un cero de herramienta. Un dato de profundidad.
RADIO DE DETECCIÓN: la distancia a la cual una herramienta MWD en una formación puede detectar otra formación paralela al pozo, medida desde el centro de la herramienta MWD. Para las herramientas de resistividad o conductividad, esta se define como la distancia donde la respuesta del registro cambia un 25% de su valor en la formación actual. Para las medidas nucleares, se define como la distancia donde la respuesta del registro cambia por al menos dos desviaciones estándar de su valor en la formación actual.
RANGO DE MEDIDA: rango de los valores de una cantidad sujeta a una medida, para la cual el error de los instrumentos de medida se entiende está dentro de los límites especificados. Algunas veces se llama rango de operación. RANGO DE TASA DE FLUJO: rango dentro del cual una herramienta MWD funciona. Por encima de la tasa de flujo máxima, puede ocurrir la erosión y por tanto el posterior daño de la herramienta. Debajo de tasa mínima de flujo, la información por telemetría puede no transmitirse y/o la herramienta puede no tener potencia para tomar las medidas.
RECUPERABILIDAD: la habilidad para recuperar una porción de un sistema MWD desde fondo de pozo mientras la herramienta MWD esta en el ensamblaje de fondo de pozo. La recuperabilidad se utiliza en varios sistemas MWD para recuperar fuentes radiactivas o electrónicas de ensamblajes de fondo de pozo que están pegadas.
REFERENCIA DE PROFUNDIDAD CERO: la elevación de referencia desde la cual las profundidades son medidas. Los puntos de referencia más frecuentes son el piso de la torre de perforación o la altura de la herramienta llamada “kelly bushing”.
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REGISTRAR MIENTRAS SE PERFORA O LWD: conjunto de métodos utilizados para registrar las características de la formación mientras se perfora, normalmente llamado LWD. También llamado evaluación de la formación mientras se perfora.
REGISTRO ACÚSTICO: típicamente una medida de la longitud del tiempo requerido para que un impulso de sonido viaje a través de la roca, usualmente dado en mseg/pie. El intervalo de tiempo de tránsito se utiliza frecuentemente para calcular porosidad, y puede ser también utilizado para estimar la presión de la formación adicionalmente como una entrada para datos para sísmica como un punto de control de velocidad en un pozo.
REGISTRO DE NEUTRÓN: un registro de porosidad cuya respuesta esta relacionada principalmente con el contenido de hidrógeno en la formación, índice de hidrógeno. Los neutrones emitidos desde la herramienta de registro son dispersados por los núcleos de la formación y la porosidad se determina de los conteos de los mismos neutrones o de los rayos gamma producidos cuando los neutrones son absorbidos por los núcleos. Utilizado con otra información de porosidad, el registro de neutrón es un indicador de la presencia de gas, determina mineralogía y cuantifica la arcillosidad.
REGISTRO DE PERFORACIÓN: un registro de los parámetros de perforación tales como la tasa de perforación, la velocidad de rotación, el peso sobre la broca, la presión de las bombas, los strokes de la bomba, etc.
REGISTRO DE PROFUNDIDAD VERTICAL VERDADERA: un registro de pozo, de un pozo desviado que ha sido reescalado desde la profundidad medida sobre un plano vertical con profundidades verticales verdaderas.
REGISTRO DE RAYOS GAMMA: un registro del nivel de radiactividad natural de la formación. Se utiliza normalmente como un indicador de la arcillosidad de la formación. También se utiliza ampliamente para correlación pozo a pozo y para correlacionar registros en pozo revestido con registros en pozo abierto.
REGISTRO DEL CALIBRADOR DE POZO O “CALIPER”: una colección de medidas del pozo o del tamaño del revestimiento. Este puede estar en forma de valores mínimos o puede ser una expresión del máximo tamaño que la herramienta es capaz de leer. El tamaño del pozo es una medida critica para muchas medidas petrofísicas, también como una entrada para calcular volúmenes de cemento. Pequeños errores, por ejemplo ¼ de pulgada en diámetros del pozo pueden causar grandes errores en medidas de porosidad.
REGISTRO: un registro detallado, usualmente correlacionado con profundidad, de ciertos parámetros de las formaciones penetradas durante la perforación. Los datos registrados pueden incluir medidas eléctricas y radiactivas, descripción de cortes de perforación, análisis de corazones, etc.
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Una historia de las operaciones donde se registran el tiempo de perforación, los intervalos corazonados, los resultados de las pruebas de pozo, etc.
RECUPERABILIDAD: la habilidad para recuperar y reemplazar una porción de una herramienta MWD, tal como un componente electrónico que fallo en el ensamblaje de fondo de pozo, sin sacar la tubería de perforación y luego continuar la operación de la herramienta MWD.
REPETIBILIDAD: cualitativa: lo cerrado de un ajuste entre resultados independientes en la operación normal y la operación correcta del mismo método en materiales de prueba idénticos, en un intervalo corto de tiempo y bajo las mismas condiciones de prueba, mismo operador, mismo aparato y mismo laboratorio. Cualitativamente: los parámetros representativos de la dispersión de la población los cuales pueden ser asociados con los resultados que son calificados por el término de repetibilidad, por ejemplo, la repetibilidad de la desviación estándar, la repetibilidad de la varianza. Cuantitativamente: el valor igual o abajo del cual, la diferencia absoluta entre dos resultados de pruebas simples obtenidas bajo las condiciones arriba descritas puede esperarse ocurra con una probabilidad del 95%.
REPRODUCIBILIDAD: cualitativa: lo cerrado de un ajuste entre resultados independientes en la operación normal y la operación correcta del mismo método en materiales de prueba idénticos, en un intervalo corto de tiempo y bajo las mismas condiciones de prueba, mismo operador, mismo aparato y mismo laboratorio. Cualitativamente: los parámetros representativos de la dispersión de la población los cuales pueden ser asociados con los resultados que son calificados por el término de repetibilidad por ejemplo, la repetibilidad de la desviación estándar, la repetibilidad de la varianza. Cuantitativamente: el valor igual o abajo del cual, la diferencia absoluta entre dos resultados de pruebas simples obtenidas bajo las condiciones arriba descritas puede esperarse ocurra con una probabilidad del 95%.
RESISTIVIDAD DEL AGUA DE LA FORMACIÓN: la resistividad del agua en el lugar contenida en la formación, usualmente llamada Rw. Debe estar referenciada a una temperatura.
RESISTIVIDAD EN LA BROCA: una herramienta MWD que tiene un punto de medida de resistividad en la broca utilizando un anillo toroidal y la broca misma. La técnica de medida de resistividad en la broca depende de la configuración del ensamblaje en fondo de pozo. La calidad de las medidas depende de la conductividad del lodo y la resistividad de la formación. La unidad de medida típica esta en Ohm-m. La medida reciproca, la conductividad, puede ser expresada en milimhos/m. RESISTIVIDAD: la resistencia por unidad de volumen ofrecida contra el paso de una corriente eléctrica.
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RESOLUCIÓN: la resolución intrínseca de la herramienta es la longitud asociada con la herramienta que relaciona su habilidad para ver detalles delgados. Se define cuantitativamente como el máximo ancho total medio de la respuesta de una herramienta a un evento infinitesimalmente corto de una magnitud infinita y es aproximadamente igual a la mínima distancia entre dos límites de capas que la herramienta puede resolver. La resolución espacial se define como el máximo espesor de la formación que puede ser resuelto para un conjunto de datos y es una función de la resolución intrínseca del sensor, el intervalo de muestreo de los datos y el filtro de datos. La resolución digital es la precisión con la cual los datos se digitalizan cuando son transmitidos a superficie o almacenados en memoria. Esta relacionada con el número de bits digitales usados para representar una cantidad.
RESPUESTA DE IMPULSO: la respuesta teórica del sensor cuando pasa registrando una formación delgadamente infinita y de contraste infinito con las capas adyacentes.
SATURACIÓN: la fracción de porcentaje de volumen poroso ocupado por un fluido específico, por ejemplo, petróleo, crudo o gas.
SATURACIÓN DE AGUA: el porcentaje de volumen poroso que esta lleno con agua.
SATURACIÓN DE PETRÓLEO: el porcentaje de volumen poroso el cual esta lleno con crudo, es uno de los objetivos principales de la evaluación de la formación.
SECCIÓN REPETIDA: otro conjunto de medidas corridas sobre una sección corta del pozo, usualmente se corre para permitir la comparación con la medición principal y documentar la estabilidad y repetibilidad del instrumento.
SEVERIDAD DE LA PATA DE PERRO O “DOG LEG”: la tasa de cambio del ángulo del pozo y/o la dirección evaluada entre el punto de medida actual y el siguiente punto de medida más somero. Se expresa en grados por longitud del curso y esta significativamente influenciada por la longitud del curso sobre el cual se calcula.
“STANDOFF”: la distancia entre una herramienta de registro o un collar de perforación y la pared del pozo. “STANDPIPE”: una tubería utilizada para la circulación del fluido de perforación que se extiende en la torre hasta una altura útil para pegarla a la nariz rotatoria.
“SUB”: un collar de perforación pequeño que es mas corto que un collar normal.
“TALLY”: un registro de la tubería de perforación, los collares de perforación, el
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“tubing” y/o el revestimiento instalado en un pozo el cual contiene la longitud de cada unión, el número de uniones y la longitud total de la sarta.
TASA DE DATOS: la velocidad a la cual las medidas y los datos se transmiten y registran. En MWD, este parámetro es importante debido a su relación con la velocidad de perforación o de “TRIPPING”. Si los datos se registran lentamente por una herramienta que se mueve rápidamente, pueden ser menos representativos de los ambientes y muy difíciles de reproducir.
TASA DE PENETRACIÓN DE LA BROCA DE PERFORACIÓN: el promedio o distancia instantánea perforada por unidad de tiempo.
TASA DE PENETRACIÓN O ROP: el intervalo perforado por unidad de tiempo, sea promediado sobre un intervalo o instantáneo. También se llama ROP. TASA DE PULSO: el número de variaciones causada por los pulsos de lodo por unidad de tiempo.
TASA DE TRANSMISIÓN: la rata a la cual los datos se transmiten a la superficie en tiempo real, usualmente cuantificada en bits/segundo. La tasa de datos efectiva, sin embargo es una función de la tasa de transmisión, la resolución de los datos, los chequeos de paridad y la compresión de los datos.
TEMPERATURA DE FONDO DE POZO: la temperatura de la formación a la profundidad total del pozo al tiempo en que se esta desarrollando una actividad en el mismo, por ejemplo perforando, produciendo, inyectando o registrando. Esta no es necesariamente la temperatura verdadera de la formación. La temperatura en fondo de pozo se da en °F o °C.
TIEMPO DE DESCARGA DE LA MEMORIA: tiempo requerido para recuperar los datos almacenados o grabados, en una herramienta MWD una vez se lleva a superficie. TIEMPO DE EXPOSICIÓN DE LA FORMACIÓN: el tiempo de desfase entre la primera penetración de la broca a una sección dada de roca y el registro de la misma sección con una herramienta de registro particular. También se conoce con el nombre de tiempo desde que se perforó y tiempo después del paso de la broca.
TIEMPO DESPUES DEL PASO DE LA BROCA. O “TIME AFTER BIT”: el tiempo transcurrido entre el momento en que la broca penetra por primera vez una sección de roca y una herramienta registra la misma sección del pozo. También se llama tiempo de exposición de la formación y tiempo después de perforar.
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TIEMPO MEDIO DE VIDA ENTRE FALLAS O MTBF: el tiempo promedio transcurrido entre fallas. Se calcula por la división del numero de horas de operación MWD por el numero de fallas. La practica estándar de la industria, ver articulo de la SPE ·19682, ha establecido dos medidas del MTBF, uno para las horas de circulación o transmisión en tiempo real y el segundo para las horas totales de operación por debajo de la mesa rotatoria es decir mientras la herramienta esta operando y registrando datos. Las estadísticas del MTBF se registran para los componentes individuales, para todos los sistemas MWD, y por área geográfica. Los operadores están interesados también en el numero de veces que la falla de la herramienta interfiere con las operaciones de perforación y se requiere un viaje de la herramienta MWD hasta superficie. El MTBF esta muy afectado por los ambientes de perforación tales como los choques, vibraciones, sólidos en el lodo de perforación y tasas de flujo, y por los esquemas de mantenimiento de las herramientas MWD.
TIPO DE FILTRO: el tipo de filtro, por ejemplo: caja, binomial, binomial truncado, exponencial, deconvolución, Kalman o adaptativo, utilizado para suavizar las curvas de los registros. Debido a que la filtración afecta la precisión y la resolución vertical, los métodos de filtro deben reportarse.
TIPO DE FLUIDO DE PERFORACIÓN: el tipo de lodo presente en el medio de perforación, tal como un lodo con gel químico, crudo, soda cáustica de alto PH, lodo con yeso, lodo nativo, etc.
TIPO DE LODO: el componente primario del lodo, normalmente agua, fresca o salada, ó crudo. Cuando el lodo es una mezcla de estos fluidos, el tipo de lodo se toma usualmente como una fase continua. El tipo de lodo puede afectar las medidas MWD y la telemetría.
TIPO DE TELEMETRÍA: las señales MWD se transmiten en tiempo real a través del fluido en el pozo y el revestimiento por pulsos en el lodo, o a través de las formaciones es decir electromagnéticamente. Las señales MWD tienen la amplitud o la frecuencia modulada. El tipo de fluido de perforación, compresible o incompresible, y la conductividad de las formaciones geológicas pueden dictaminar la conveniencia de un tipo de telemetría u otro. El tipo de telemetría afecta la tasa de datos, la profundidad a la cual un sistema MWD puede trasmitir en tiempo real a superficie y los varios procedimientos operacionales.
“TRIPPING”: el proceso de mover la tubería de perforación hacia abajo o hacia arriba en una sección del pozo que ha sido previamente perforada sin circular lodo o rotar la tubería.
VIAJE IDA Y VUELTA O “TURN-AROUND TIME”: el tiempo requerido para preparar un sistema MWD para ser bajado dentro del pozo luego que se lleva a superficie. Esto incluye operaciones tales como la descarga de las memorias, el reemplazo de las baterías y el desarrollo de operaciones de chequeo y diagnóstico.
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UNIDAD API APARENTE O AAPI: una unidad de medida de la herramienta de rayos gamma natural total basada en conteos/segundo (cps) y convertido aproximadamente a unidades API estándar.
UNIDAD API: una unidad de medida en registros de rayos gamma, previamente en registros de neutrón también. Para las herramientas de rayos gamma, una unidad API es equivalente a 1/200 de la deflexión total observada entre una zona de alta y una de baja radiación en los pozos de prueba. Las herramientas de rayos gamma MWD miden radiación gamma en unidades API, conteos por segundo (cps) y unidades API aparentes o AAPI. Debido a que las herramientas de rayos gamma MWD se colocan en collares de perforación de acero de pared gruesa la medida se reduce comparada a la misma medida por una herramienta de rayos gamma a cable. Las medidas de rayos gamma pueden variar de una compañía de servicio a otra.
UNIDAD DE POROSIDAD: una unidad de porosidad. Uno por ciento en porosidad es una unidad de porosidad.
UNION DE LA HERRAMIENTA: un acople roscado de la tubería de perforación, compuesto de una sección masculina o pin y una sección femenina o caja. VALIDACIÓN: un procedimiento desarrollado después de la calibración de un sensor el cual confirma que los parámetros de la calibración verdaderamente producen medidas dentro de la exactitud especificada sobre un rango de medidas.
VELOCIDAD DE REGISTRO: la velocidad a la cual el instrumento de medida se mueve cuando se esta tomando el registro. En operaciones de registro a cable, la velocidad del cable controla la velocidad de la herramienta de registro particular. En operaciones de MWD, la tasa de penetración de la broca controla la velocidad de la operación de registro.
VERIFICACIÓN: un chequeo desarrollado en el lugar para establecer si un sensor esta o no operando dentro de sus especificaciones de diseño.
VIBRACIÓN: movimiento repetible, casi armónico, de la sarta de herramienta MWD o de otros componentes de la sarta, caracterizada por bandas de frecuencia anchas. La vibración es causada frecuentemente por fenómenos de resonancia o fuentes de energía que la generan, tales como motores de lodo.
VISCOSIDAD: la propiedad de una sustancia de ofrecer resistencia interna al flujo, es una medida del grado de fluidez. La viscosidad se define como la relación del esfuerzo de cizalla aplicado al fluido dividido por la tasa de cizalla resultante de la aplicación del esfuerzo de cizalla. Si el esfuerzo de cizalla se expresa en dinas/cm2 y la tasa de cizalla se expresa en reciproco de segundos, la viscosidad se calcula en poise.
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“WIPER RUN”: el proceso de mover la tubería de perforación hacia abajo o hacia arriba en una sección del pozo que ha sido previamente perforada, mientras se circula lodo y mientras se esta rotando la tubería. También se llama “Wiper trip” o viaje corto.
ZONA INVADIDA: la porción de la formación alrededor del pozo dentro de la cual el fluido de perforación, normalmente filtrado de lodo, ha penetrado desplazando algo de los fluidos nativos. ZONA LAVADA: la zona a una distancia radial relativamente corta desde el pozo e inmediatamente después de la costra de lodo. Se considera que contiene todos los fluidos movibles de la formación desplazados por el filtrado de lodo.
